Kan baskraften möta utmaningarna på elmarknaden?

RAPPORT 1 (18) Kan baskraften möta utmaningarna på elmarknaden? En översiktlig belysning av tekniska och ekonomiska förutsättningar för gaskraft och kärnkraft på en framtida elmarknad. ÅF Infrastructure AB Karin Byman 2014-03-14 ÅF-Infrastructure AB, Frösundaleden 2 (goods 2E), SE-169 99 Stockholm Telefon +46 10 505 00 00. Fax +46 10 505 00 10. Säte i Stockholm. www.afconsult.com Org.nr 556185-2103. VAT nr SE556185210301

RAPPORT 2014-03-14 2 (18) Sammanfattning SKGS tar fram en utredning som ska belysa behovet av ny baskraft, i det här fallet kärnkraft eller gaskraft. Swedegas är inbjuden att bidra med synpunkter. ÅF bistår Swedegas med underlag. Frågeställningen omtolkas här till hur utmaningarna på elmarknaden kan mötas med gaskraft och/eller kärnkraft. I rapporten diskuteras endast tekniska och ekonomiska frågeställningar. Det har inte funnits utrymme för en diskussion om politiska förutsättningar m.m., inom ramarna för det här projektet som har genomförts under en mycket kort tidsperiod (10-14 mars, 2014). Den främsta utmaningen på elmarknaden, är hur väderberoende kraftproduktion (sol, vind och våg) ska kunna fortsätta att utvecklas, utan att det hämmar investeringar i nödvändig baskraftproduktion, och i förlängningen även i den svenska basindustrin som SKGS respresenterar. De äldsta kärnkraftreaktorerna i Sverige kommer stängas vid mitten av 20-talet, och de sista tas ur drift omkring 2045. Det är idag oklart hur dessa reaktorer, som idag svarar för 40% av elproduktionen, ska ersättas. Fortsatt utbyggnad av vindkraft m.m. ökar behovet av reglerkraft, och fler kraftslag förutom vattenkraft, kan behöva tillhandahålla en flexibel produktion. Gaskraftverk är snabbstartade och flexibla, och kan användas för reglering. Gaskraftverk har låga kapitalkostnader men höga driftskostnader, vilket gör tekniken lämplig på en framtida kapacitetsmarknad. Även kärnkraftverk kan köras mer dynamiskt, t.ex. genom planerad nedreglering nattetid och helger. Kärnkraften har höga kapitalkostnader, men reativt låga driftskostnader, vilket gör att de av ekonomiska skäl bör ha så lång driftstid över året som möjligt. De är därför inte lika lämpade för reglerkaft som gaskraft. Produktionskostnaden för el i ett gaskraftverk uppgår till 60-80 EUR/MWh, och i ett kärnkraftverk, 60-100 EUR/MWh el. Byggtiden för ett gaskraftverk uppgår till 2-3 år, och för ett kärnkraftverk till minst 10 år. Ska dagens reaktorer ersättas med ny kärnkraft bör ett beslut tas relativt snart. Ersätts de med gaskraft är beslut om investering inte lika brådskande. Gaskraftverk drivs på naturgas, vilket är ett fossilt bränsle som bidrar till växhuseffekten. Utsläppen från gaskraftverk är dock lägre (ca 330 kg CO2/MWh el) än utsläpp från kolkraftverk (ca 700 kg CO2/MWh el). Kärnkraftverk har liten miljöpåverkan i normal drift. De släpper inte ut någon koldioxid vid produktion av el och bidrar därför inte till växthuseffekten. Vid eventuella olyckor, kan miljökonskvenserna bli omfattande, vilket Tjernobyl och Fukushima är exempel på. För att säkerställa elförsörjningen på den svenska elmarknaden även bortom 2030-2040, behövs både ny baskraft och en ökad andel reglerkraft. Norden blir alltmer integrerat med omkringliggande länder, och efterfrågan på reglerkraft ökar i takt med utbyggnaden av sol- och vindkraft.

RAPPORT 2014-03-14 3 (18) Innehåll 1 BAKGRUND...4 2 UTMANINGARNA PÅ ELMARKNADEN...5 2.1 Utmaningarna i Sveriges omvärld...5 2.2 Utmaningarna på den svenska elmarknaden...7 2.3 Utbyggnaden av vindkraft och behov av reglerresurser....7 2.4 Vad är det som ska ersättas?...8 3 GASKRAFTVERK I SVERIGE...8 3.1 Öresundsverket...8 3.2 Rya kraftvärmeverk...9 3.3 Investeringskostnader för nya gaskraftverk...9 3.4 Gaskraftverk möjligt att reglera mot vindkraft... 10 3.5 Miljöpåverkan från gaskraftverk... 10 4 KÄRNKRAFTVERK... 11 4.1 Investeringkostnader för nya kärnkraftverk... 12 4.2 Kärnkraft möjligt att reglera mot vindkraft?... 13 4.3 Miljöpåverkan från kärnkraftverk... 14 5 ANALYS OCH SLUTSATSER... 14 6 KÄLLOR... 18

RAPPORT 2014-03-14 4 (18) 1 Bakgrund Organisationen SKGS avser ta fram en rapport om elmarknaden som belyser behovet av ny baskraft som kan ersätta dagens kärnkraftverk. Som grund för SKGS utredning ligger en rapport från EU-kommissionen i december 2013 som visar att de mest kostnadseffektiva kraftslagen ur system- och produktionsperspektiv är ersättningskärnkraft och gaskraft. SKGS utgångspunkt för utredningen är att kartlägga de ekonomiska, praktiska och formella förutsättningarna för en sådan kraftproduktion. Swedegas har blivit tillfrågade om att bidra i utredningen med sina synpunkter på behovet av, och förutsättningar för, ny gaskraft respektive ny kärnkraft. ÅF bistår Swedegas i att ta fram underlag. Utgångspunkten för föreliggande PM är de utmaningar som elmarknaden står inför och vilken roll kärnkraft respektive gaskraft kan spela under perioden 2020 till 2050, d.v.s från det att beslut måste tas om hur och på vilket sätt dagens svenska kärnreaktorer ska ersättas för att säkra Sveriges elförsörjning. En bredare analys av fler kraftslag och kraftsystemet i sin helhet görs ej inom detta arbete. Dock krävs alltid en bredare systemsyn för att ge rätt perspektiv åt frågeställningarna. Föreliggande PM fokuserar på gaskraft och kärnkraft, med hänsyn till den kunskap vi har idag. Uppdraget har genomförts under en mycket kort tidsperiod, (10-14 mars, 2014), vilket gör att en fullödig analys inte har varit möjlig inom ramarna för det här uppdraget.

RAPPORT 2014-03-14 5 (18) 2 Utmaningarna på elmarknaden Den svenska elmarknaden är en del av den nordiska elmarknaden, och blir en alltmer integrerad del av den europeiska elmarknaden. Föreliggande PM fokuserar på den svenska elmarknaden, med hänsyn till närmast omkringliggande elmarknader. Den svenska elmarknaden omsätter ca 150 TWh el per år. Elproduktionen baseras främst på vattenkraft och kärnkraft, vilket framgår av diagrammet nedan, med ca 40% av elproduktionen vardera. Kraftvärme i fjärrvärmeverk och i industrin står för ca 10%. Vindkraften har ökat kraftigt under senare år, och producerar nu närmare 10 TWh per år, vilket 2013, motsvarade närmare 10% av elproduktionen. Figur 1 Elproduktionen i Sverige 2000-2013. Källa: Energimyndigheten, Svensk Energi. 2.1 Utmaningarna i Sveriges omvärld Andelen förnybar elproduktion ökar snabbt i många länder. Utvecklingen är politiskt driven med målet att uppnå en mer hållbar energiproduktion. Utvecklingen av installerad effekt i förnybar el och kärnkraft inom EU visas i diagrammet nedan. Den största utmaningen med vind- och solkraft är att tillförseln varierar med väderleken och att produktionen därför inte kan styras. Det finns många olika tekniska lösningar för att hantera väderberoende elproduktion men i begränsad omfattning. För att hantera stora mängder förnybar el krävs motsvarande reglerkapacitet, och på sikt också en effektiv och storskalig lagring av el. Bristande förmåga att kompensera för varierande tillförsel i kraftsystemet är inte ett avlägset scenario. Redan idag uppstår situationer där produktionen av förnybar kraft överstiger den totala efterfrågan i länder med en stor andel väderberoende el, exempelvis Danmark och Tyskland. Det

RAPPORT 2014-03-14 6 (18) leder till kraftigt volatila priser, ibland t.o.m. negativa priser. I Tyskland har priset varit så lågt som -500 EUR/MWh, trots ett omfattande kraftutbyte med omkringliggande länder. Figur 2 Installerad effekt i förnybar elproduktion och kärnkraft 1990-2011, för EU-28. Sol och vind ökar snabbast. Källa Eurostat. En ökad andel förnybar kraftproduktion ställer ökade krav på transmissionsnätet och förändrar förutsättningarna för den konventionella kraftproduktionen. Kraftsystemen i Europa är uppbyggda kring stora centraliserade kraftverk, kärnkraft, gas- eller kolkraft. Anläggningarna har höga kapitalkostnader och måste därför vara i drift under större delen av året för att vara lönsamma. När andelen vind- och solkraft ökar, tränger de periodvis ut baslastanläggningarna som får försämrad ekonomi, och i förlängningen tas de ur drift. Det minskar produktionskapaciteten i hela systemet. Situationen medför också en ökad risk vid investeringar i ny kraftproduktion. Förutom begränsade driftstider, råder en stor osäkerhet om bränslepriser och kostnadsutvecklingen för utsläppsrätter (CO 2). Sammantaget leder det till mer volatila elpriser. Förutsättningarna för vindkraft är bättre i Norden än på kontinenten, genom stora tillgångar på vattenkraft. Likafullt har Danmark haft problem med att få avsättning för all vindkraft i situationer med stor vindproduktion med negativa elpriser som följd. Även Tyskland, med sin närhet till Skandinavien, har haft negativa elpriser då vind- och solkraftproduktionen överstigit efterfrågan. I takt med att vind- och solkraften byggs ut, minskar möjligheterna att kompensera variationerna genom elutbyte eftersom situationen är likartad i närliggande länder och regioner. I många länder i Europa diskuteras införandet av kapacitetmarknader för att upprätthålla leveranssäkerheten i systemet. D.v.s. elmarknaden reglerar inte bara priset på energi, utan sätter även ett pris på effekt. Det gör att anläggningar kan få betalt för att stå stand-by, för att leverera vid behov. Införs en kapacitetsmarknad i Sveriges närhet kommer det sannolikt införas även här.

RAPPORT 2014-03-14 7 (18) 2.2 Utmaningarna på den svenska elmarknaden Idag är kraftbalansen stark på den svenska elmarknaden, och många bedömare ser en fortsatt utveckling med produktionsöverskott och pressade elpriser. På kort sikt gynnar låga elpriser konsumenterna men på längre sikt försvårar det för nödvändiga investeringar. Ur kraftindustrins perspektiv råder stor osäkerhet om vilka förutsättningar som kommer råda på marknaden och vilken energipolitik som kommer föras. Det hämmar investeringar och en långsiktig planering. Det har också betydelse för Sveriges elintensiva tillverkningsindustri som är beroende av långsiktigt konkurrenskraftiga elpriser, för att sin tur våga investera och planera framåt. De svenska kärnkraftverken togs i drift under åren 1972-1985, och de 2 äldsta reaktorerna i Orskarhamn har passerat 40 år. Flera av kraftverken är moderniserade, och den tekniska livslängden har därmed förlängts till 50, i vissa falla 60 år. Med hänsyn till åldern kommer ett par reaktorer sannolikt att stängas under 2020-talet, och de sista tas ur drift omkring 2045. Långa tillståndsprocesser och nödvändig byggtid för nya anläggningar, gör att beslut om vad som ska ersätta de äldsta reaktorerna helst bör tas redan nu. 2.3 Utbyggnaden av vindkraft och behov av reglerresurser. Utbyggnaden av vindkraft och annan väderberoende kraftproduktion gör att elmarknaden står inför något av ett paradigmskifte 1. Hittills har elproduktionssystemet främst hanterat osäkerheter i efterfrågan på el. Genom att upprätthålla marginaler i systemet, s.k. reglerresurser, har oförutsedda förbrukningsvaritioner kunnat hanteras. Nu ställs kraftsystemet inför liknande osäkerheter även på produktionssidan, vilket ställer ännu högre krav på reglerresurser och överföringskapacitet. Med regleringsresurs avses en produktionsresurs, som kan justeras för att balansera produktion och förbrukning i driftsskedet. Det finns en primär, automatisk frekvensreglering, som främst sker i utvalda vattenkraftstationer, och en sekundär manuell frekvensreglering, där Svenska kraftnät upphandlar reglerkraft från olika balansansvariga företag. Idag är det främst vattenkraft som används för reglering i det nordiska kraftsystemet. Ytterligare en komponent som ett reglerbart kraftverk kan leverera är lastföljning 2. Det innebär en planerad anpassning efter lasten, t.ex. en minskning från 100% på dagen till 50% eller mindre på natten och över helgerna. 1 Svenska Kraftnät, Integrering av vindkraft 2013. 2 Elforsk, Lastföljning i kärnkraftverk, 12:08.

RAPPORT 2014-03-14 8 (18) 2.4 Vad är det som ska ersättas? Kärnkraften utgör idag en basproduktion i det svenska kraftsystemet. Den bidrar därmed både med effekt och energi, och levererar under större delen av året. Tillkommande kraftproduktion baseras i stor utsträckning på vindkraft. Vindkraften bidrar med energi, men har ett mycket lågt effektvärde då den inte kan styras. Ju större andel vindkraft på den svenska elmarknaden, desto mindre blir utrymmet för baskraft med långa utnyttjningstider. Anläggningar med höga kaptialkostnader, och begränsade reglermöjligheter bör vara i drift i storleksordningen 8.000 h per år, främst av ekonomiska skäl, men det finns även tekniska skäl för en jämn drift. Vindkraften ligger på effektiva utnyttjningstider på mellan 2.000-3.000 h per år. Förenklat kan de olika kraftslagen delas in i 3 grupper: 1. Konventionell baskraft med jämn drift större delen av året 2. Kraftproduktion med reglermöjligheter. 3. Icke reglerbar kraft. För att säkerställa elförsörjningen till den svenska marknaden även bortom 2030 2040, behövs sannolikt både ny baskraft men också en ökad andel reglerkraft. Utbyggnaden av vindkraft, solceller, och även vågkraft, kommer sannolikt att fortsätta, i Sverige och i våra grannländer. Den nordiska vattenkraften är en mycket viktig reglerresurs, men begränsad överföringskapacitet och på sikt en betydligt större efterfrågan på reglerkraft, gör att fler kraftslag kan behöva tillhandahålla reglerkapacitet. Nedan diskuteras hur ny kärnkraft respektive gaskraft kan bidra till en säkrare elförsörjning i Sverige bortom dagens kärnkraftsreaktorer, och med större volymer vindkraft i systemet. 3 Gaskraftverk i Sverige Det finns flera gaseldeade anläggningar i Sverige, men framför allt 2 större gaskraftverk. Dessa är Öresundsverket i Malmö och Rya Kraftvärmeverk i Göteborg. Båda verken kan gå både i kraftvärmedrift eller ren eldrift oberoende av värmelast. Det är prisrelationen mellan el- och värme som styr hur anläggningarna körs. 3.1 Öresundsverket Öresundsverket togs i drift hösten 2009. Investeringskostnaden uppgick till ca 3 miljarder SEK. Anläggningen tog 3 år att bygga, och tillståndsprocessen tog 2-3 år. Tidsperiod från beslut till driftsatt anläggning är således ca 5-6 år. Den tekniska livslängden är dimensionerad till 30-35 år. Genom renovering kan livslängden förlängas. Öresundsverket är ett kraftvärmeverk, men kan också gå i ren kondensdrift, d.v.s. maximera elproduktionen utan att producera värme. Öresundsverket har en elverkningsgrad på 58% och en totalverkningsgrad på 90%. Anläggningen kan producera 3 TWh el och 1 TWh värme per år. Installerad effekt är 400 MW el och 250 MW värme. I kondensdrift uppgår eleffekten till 440 MWe. Öresundsverket är en snabbstartad och flexibel anläggning, som klarar både primär- och sekundärreglering på elmarknaden. Verket kan gå från kall anläggning till full drift på ca 2-3 h.

RAPPORT 2014-03-14 9 (18) I kondensdrift kan den producera el i effektspannet 220-450 MWe. Figur 3 Örsundsverket i Malmö. Källa: E.on. 3.2 Rya kraftvärmeverk Rya kraftvärmeverk i Göteborg, togs i drift i december 2006. Anläggningen tog drygt 2 år att bygga, exkl. tillståndsprocesser. Investeringskostnaden uppgick till 1,85 miljarder SEK. Den tekniska livslängden dimensionerades till 25 år. Genom att byta t.ex. skovlar och brännkammare kan livslängden förlängas. Rya krafvärmeverk bygger på samma teknik som är tillgänglig idag. Moderna anläggningar har dock lite bättre verkningsgrad. Även Rya är byggd för en flexibel drift. Anläggningen är ett kraftvärmeverk, men kan köras oberoende av värmelast genom en återkylare i Göta Älv. Installerad effekt är 261 MW el och 294 MW värme. Anläggningen har en totalverkningsgrad på 92,5% och en elverkningsgrad på 46%. Anläggningen kan producera 1,25 TWh el och 1,45 TWh värme per år. Från kallt läge kan anläggningen kan anläggningen gå i full drift på 1-2 h. Den har 3 gasturbiner och byggdes för att klara stor reglerförmåga, samt snabb-start och snabb-stopp. Rya kan köras på mellan 50 och 300 MW. 3.3 Investeringskostnader för nya gaskraftverk En överslagsberäkning för Öresundsverket ger en investeringskostnad på 7,5 MSEK/MWe 3. Elforsk redovisar i sin rapport El från nya och framtida anläggningar 2011; en investeringskostnad på 12.500 MSEK/MWe, för ett kraftvärmeverk med en installerad eleffekt på 40 MWe; och 9.500 MSEK/MWe för en anläggning på 150 MWe. Elforsk redovisar även en uppskattad investeringskostnad för en gaskombi-kondensanläggning, med en installerad effekt på 420 MW, på 7.000 MSEK/MWe. Dagens anläggningar ligger på en elverkningsgrad på 58% men beräknas öka till 60% till perioden 2020-2025. Anläggningen antas ha en elverkningsgrad på 58% och utnyttjningstiden är 6.850 h/år. 3 3000 MSEK/400 MWe.

RAPPORT 2014-03-14 10 (18) Enligt uppgift 4 behöver Rya Kraftvärmeverk ett elpris på 700 SEK/MWh för att balansera dagens gaspriser. Då beräknas inga intäkter för värmen. En gaskombianläggning med en elverkningsgrad på 55%, behöver ett elpris på ca 550 SEK/MWh för att vara lönsamt. För närvarande, 2014, har gaskraftverk en mycket svag konkurrenkraft på den europeiska marknaden. Det beror delvis på subventioner till förnybar energi som försämrar lönsamheten i alla konventinella kraftslag. Konkurrenskraften har också försämrats gentemot kolkraft, genom import av billigt kol från USA, som har trängts ut av skiffergasen på den amerikanska marknaden. I takt med att USA börjar exportera skiffergas i form av LNG, kan det leda till lägre gaspriser även på den europeiska marknaden. En annan viktigt bidragande orsak till gaskraftens svaga konkurrenskraft gentemot kolkraft, är de mycket låga priserna på utsläppsrätter. Från toppnoteringar på över 30 EUR/ton CO 2, ligger nu priserna på 4-6 EUR/ton CO 2 5. I diagrammet i Figur 9 visas kostnader för att producera el i gaskraftverk. 3.4 Gaskraftverk möjligt att reglera mot vindkraft Ett modernt gaskraftverk kan tekniskt sett både gå i kraftvärmedrift, kondensdrift och fungera som en reglerresurs på en elmarknad men en ökande andel vindkraft och annan väderberoende elproduktion. Anläggningarna är flexibla och snabbstartade. Från kall anläggning kan de gå till full drift på ca 2-3 h. Eftersom gaskraftverk har relativt låga kapitalkostnader och höga driftskostnader, är inte en lång utnyttjningstid över året avgörande för ekonomin. Viktigare är ersättningen per kwh för den el som produceras. En kapacitetsmarknad, där elproducenterna får betalt för den eleffekt de kan tillhandahålla, skulle vara lämpad för gaskraft, både ur ett tekniskt och ett ekonomiskt perspektiv. 3.5 Miljöpåverkan från gaskraftverk Gaskraftverken eldas med naturgas. Det är ett fossilt bränsle som bidrar till växthuseffekten. Vid förbränning av naturgas bildas koldixoid och vatten. Utsläppen av andra ämnen till luft är mycket begränsade, och det bildas ingen aska eller andra restprodukter som måste omhändertas. Koldioxidutsläppen från naturgaseldade kraftverk är dock mindre än från oljeeldade och koleldade kraftverk, eftersom kolhalten per energienhet är lägre. Utsläppen från ett gaskraftverk ligger på ca 350 kg CO 2/MWh el, vid en elverkningsgrad på 58%. Ur ett europeiskt perspektiv konkurrerar gaskrafteverk med kolkraftverk. Befintliga kolkraftverk har en elverkningsgrad på mellan 40-45% beroende på ålder. Koldioxidutsläppen ligger i storleksordningen 700-800 kg CO 2/MWh el producerad el i kolkraftverk. I diagrammet nedan redovisas koldioxidutsläpp från några olika anläggningstyper, kolkondens, med och utan koldioxidinfångning (CCS), gaskombikraftverk i kondens- respektive kraftvärmeutförande, samt med CCS. Koldioixdutsläppen från kolkraftverket ligger lägre än ovan redovisade uppgifter (674 kg CO2/MWh) vilket beror på en högre elverkningsgrad i en modern anläggning (47%). 4 Intervju med företrädare för Rya 2014-03-11 5 Svensk Energi, Nastda1/OMX Commodities.

RAPPORT 2014-03-14 11 (18) Figur 4 Koldioxidutsläpp per kwh för några olika fossileldade anläggningar. CCS (Carbon Capture and Storage) innebär koldioxdinfångning. Anläggningar med CCS har ännu inte byggts. Källa: Elforsk 2011. 4 Kärnkraftverk Det finns 10 kärnkraftsreaktorer i Sverige, 3 i Forsmark, 3 i Oskarhamn och 4 i Ringhals. De äldsta reaktorerna i Oskarshamn togs i drift 1972 och 1975, och de nyaste reaktorerna, Oskarhamn 3 och Forsmark 3 togs i drift 1985. Globalt finns ca 440 kärnkraftverk i ett 30-tal länder. Under de senaste åren har kärnkraftutbyggnaden varit koncentrerad till Sydostasien. I Europa är 2 reaktorer under uppförande, Olkiluoto 3, i Finland, och Flamanville 3 i Frankrike. I Storbritannien har man nyligen fattat beslut om uppförande av ett kärnkraftverk med 2 reaktorer, Hinkely Point C, i södra England. I Sverige finns möjligheten att uppföra nya kärnkraftverk på de platser där dagens reaktorer finns. I juni 2010, fattade Riksdagen beslut om att dagens reaktorer får ersättas med nya i takt med att de gamla tas ur drift. De nya reaktorerna som byggs tillhör Generation 3, vilket bl.a. innebär att de måste vara säkrare än befintliga reaktorer och ha en teknisk livslängd på minst 60 år. Byggtiden för ett kärnkraftverk beräknas till minst 10 år. Det finska kärnkraftverket beslutades 2003 och man planerade då för en driftsstart 2009. Det har blivit försenat flera gånger och nu beräknas anläggningen tas i drift 2016. För att uppföra nya kärnkraftverk krävs också långa tillståndsprocesser.

RAPPORT 2014-03-14 12 (18) Figur 5 Kärnkraftverken i Oskarshamn. Källa: OKG. 4.1 Investeringkostnader för nya kärnkraftverk Investeringskostanderna för kärnkraftverk varierar stort mellan olika projekt och länder, vilket framgår av diagrammet nedan. Det visar en sammanfattning av en omfattande litteraturundersökning i totalt 28 olika källor världen över 6. I undersökningen redovisas en genomsnittlig investeringskostnad på ca 3,4 MEUR/MWe, motsvarande ca 34 MSEK/MWe. Figur 6 Investeringskostnader för kärnkraft Overnight Constrution Cost OCC, EUR/kWh, baserat på en omfattande litteraturundersökning, med totalt 137 datapunkter. Källa: Synthesis on the Economics of Nuclear Energy, study for the European Commission 2013, D heseleer, University of Leuven, Belgium. I Elforsks rapport 7 från 2011 uppskattades investeringskostnaden för nya kärnkraftverk till 28 MSEK/MW. Anläggningen antogs vara på 1.600 MW, ha en utnyttjningstid på 7.600 h, och med en elverkningsgrad på 36%. Kärnkraftverk kännetecknas av höga kapitalkostnader men relativt låga rörliga drifts- och underhållskostnader. Eftersom kärnkraftverk inte släpper ut någon koldioxid under drift omfattas de 6 Synthesis on the Economics of Nuclear Energy, Study for the European Commission, DG Energy, november 2013 7 El från nya och framtida anläggningar 2011

RAPPORT 2014-03-14 13 (18) inte heller av handel med utsläppsrätter, vilket sänker de rörliga kostnaderna jämfört med anläggningar som använder fossila bränslen. I diagrammet nedan redovisas en beräkning av rörliga och fasta kostnader i kärnkraftverk, med två olika kalkylräntor, 5% respektive 10%. Produktionskostnaden varierar mellan 59-91 EUR/MWh i anläggningar som byggs med beprövad teknik, och mellan 66-105 EUR/MWh, i anläggningar som byggs med ny teknik ( First of a kind ). För de 2 reaktorer som ska byggas i Storbritannien har staten lämnat ett garantipris för den el som produceras på 92,5/MWh, i 35 år, vilket ligger i paritet med en högre kapitalkostnad och ny teknik i diagrammet nedan. Det motsvarar 1000 SEK/MWh, eller 111 EUR/MWh. Spotpriset på Nordpool ligger idagsläget kring 30-40 EUR/MWh 8. Figur 7 Elproduktionskostnader i nya kärnkraftsverk, baserat på en genomsnittlig investeringskostnad på 3.400 EUR/kW respektive 4.250 EUR/kW i mogen ( Nth-of-a-kind ) respektive ny teknik (FOAK 1 - First of a kind ). Kapitalkostnaden är beräknad med en real kalkylränta på 5% resp. 10%. Källa: Synthesis on the Economics of Nuclear Energy, Study for the European Commission, DG Energy, november 2013. 4.2 Kärnkraft möjligt att reglera mot vindkraft? Marjoriteten av världens kärnkraftsverk används som baslastanläggningar. Kärnkraftverk har höga kapitalkostnader och relativt låga rörliga bränslekostnader, vilket gör att utnyttjningstiden bör vara så lång som möjligt över året. I länder med hög andel kärnkraft är det dock önskvärt att kunna reglera effekten efter efterfrågan. I Frankrike, som är det land i världen med högst andel kärnkraft, används flexibel kärnkraft rutinmässigt för att följa elefterfrågan. Man använder sig både av långsam, planerad nedreglering i effekt under nätter och helger, s.k. lastföljning, automatisk frekvensreglering, s.k. primärreglering och sekundärreglering kopplad till elmarknaden. 8 Nordpool Spot, Svensk Energi statistik, mars 2014.

RAPPORT 2014-03-14 14 (18) I Sverige svarar kärnkraften för baslastproduktion, men skulle i framtiden, med en fortsatt utbyggnad av vindkraft, kunna utgöra en mer flexibel kraftkälla. Tekniskt sett kan de svenska reaktorerna användas både för lastföljning och primärreglering. Effektregleringar sliter emellertid på anläggningen och det ökar även risken för störningar. Det kan också ta upp till ett par dygn innan anläggningen kan gå i full effekt igen efter att anläggningen körts på en reducerad effekt. Det finns nya moderna reaktorsystem att köpa på marknaden som har god förmåga till flexibel elproduktion. 4.3 Miljöpåverkan från kärnkraftverk Den miljöfråga som oftast diskuteras i samband med normal drift av ett kärnkraftverk är hur det radioaktiva avfallet ska omhändertas på ett säkert sätt i 100.000-tals år. I Sverige planeras ett slutförvar för det utbrända kärnavfallet i Forsmark. I samband med olyckor kan miljöpåverkan från ett kärnkraftverk bli omfattande. Hittills har 2 mycket allvarliga kärnkraftsolyckor inträffat med stora miljökonsekvenser som följd. Den 11 mars 2011 skedde en mycket allvarlig kärnkraftsolycka i japanska Fukushima till följd av en jordbävning och en därpå följande tsunami. 4 av de 6 reaktorerna vid kärnkraftverket skadades allvarligt vid olyckan, och stora mängder radioaktiva ämnen spreds i områden upp till 50 km runt, och i havet utanför, kärnkraftverket. 1986 inträffade kärnaftsolyckan i Tjernobyl, i nuvarande Ukraina. Även i Tjernobyl skedde en härdsmälta som bidrog till att radioaktiva ämnen spreds i naturen. Genom den rådande vindriktningen vid olyckan, skedde även radioaktiva nedfall i Sverige. Elproduktion i ett kärnkraftverk bidrar i mycket begränsad omfattning till utsläpp av växthusgaser och anses inte ha någon påverkan på klimatet. 5 Analys och slutsatser Utmaningarna på elmarknaden är flera. Önskan om att öka andelen förnybar energi, kan i värsta fall bidra till en försämrad försörjningstrygghet samt en volatil och oförutsägbar prisutveckling. I takt med utbyggnaden av vindkraft, solkraft och även vågkraft, ökar behovet av reglerkapacitet. Ju mer den svenska och nordiska elmarknaden blir integrerad med den europeiska elmarknaden, ökar också trycket på vattenkraften. Även andra produktionsslag kan därför förväntas bidra med en mer flexibel kraftproduktion. I föreliggande PM har gaskraft och kärnkraft diskuteras. Gaskraft har många fördelar i en ny marknadssituation. Den är flexibel och kan användas både för primär och sekundärreglering. Gaskraften har relativt låga investeringskostnader, men höga driftskostnader, vilket ställer lägre krav på lång utnyttjningstid över året. Införs kapacitsmarknader, eller liknande instrument på den nordiska elmarknaden, kan det ge förutsättningar för att använda gaskraft som ett komplement på reglermarknaden. Vid förbränning i naturgaseldade kraftverk bildas CO 2. Kostnaderna för utsläppsrätter i gaskraftverk är emellertid lägre per kwh producerad el än i kolkraftverk. Om gaskraftverken i större utsträckning säljer reglerkraft (effekt) och i mindre utsträckning energi, ger det ett effektivt utnyttjande av anläggningarna men med en totalt sett begränsad klimatpåverkan. Även kärnkraft kan bidra med en mer dynamisk produktion, sk. lastföljning, med en planerade nedreglering under t.ex. nätter och helger. Kärnkraft är emellertid mer kaptialintensiv än gaskraftverk, och behöver längre utnyttjningstider av ekonomiska skäl. De kan därför ha svårare att

RAPPORT 2014-03-14 15 (18) konkurrera på en marknad, men mer väderberoende kraft som tränger undan delar av energiunderlaget. I diagrammet illustreras relationen rörliga, respektive fasta kostnader i kärnkraftverk och gaskraftverk. Figur 8 Fördelning mellan fasta och rörliga kostnader i kärnkraftverk respektive gaskraftverk (CCGT), Källa: Synthesis on the Economics of Nuclear Energy, Study for the European Commission, DG Energy, november 2013. I diagrammet nedan sammanfattas uppgifter om elproduktionskostnader i gaskraftverk respektive kärnkraftverk. Det är två huvudsakliga källor, Elforks (El från nya och framtida anläggningar 2011) och University of Leuven (Synthesis on the Economics of Nuclear Energy, november 2013). I Elforsks studie från 2011, beräknas elproduktionskostnaderna inkl. skatt och avgifter, med två olika kalkylräntor, 6% resptive 10%. I studien ligger kostnaderna för kärnkraft och gaskraft på likvärdiga nivåer, mellan 60-80 EUR/MWh. I senare studier ligger kostnaderna för kärnkraft högre, 90-105 EUR/MWh. Enligt uppgifter från Göteborg Energi ligger produktionskostnaderna för ett nytt gaskraftverk idag på ca 60 EUR/MWh.

RAPPORT 2014-03-14 16 (18) Figur 9 Elproduktionskostnader i gaskraftverk och kärnkraftverk. Källa: El från nya och framtida anläggningar 2011, Elforsk; Göteborg Energi; Synthesis on the Economics of Nuclear Energy, Study for the European Commission, DG Energy, november 2013. Idag konkurreras befintliga gaskraftverk ut av kolkraft på kontinenten. Det beror på de mycket låga priserna på utsläpprsätter, samt skiffergasrevolutionen i USA, som bidragit till ökad export av kol till Europa, vars priser ligger betydligt lägre än naturgaspriset. Sammanfattningsvis kan sägas om utmaningarna på elmarknaden bortom 2020: Utmaning Behov av ökad reglerkraft Gaskraften och kärnkraften möter utmaningen genom: Gaskraftverk är snabbstartade och flexibla och är därför tekniskt sett ett bra komplement till vindkraft. Genom relativt sett låga kapitalkostnader passar gaskraftverk på en framtida kapacitetsmarknad. Kärnkraft kan också gå i mer dynamisk produktion, och nya kärnkraftverk kan byggas även för reglerändamål. Kärnkraftverk är dock kapitalintensiva och behöver längre driftstider över året för att bli lönsamma. Ersätta befintliga kärnkraftverk då dessa tas ur drift. OBS! I föreliggande rapport diskuteras endast tekniska och ekonomiska aspekter, ej de politiska förutsättningarna. Idagsläget råder stor osäkerhet på elmarknaden och i princip inga investeringar i ny kraftproduktion lönar sig.

RAPPORT 2014-03-14 17 (18) Byggtiden för nya gaskraftverk uppgår till ca 2-3 år, medan byggtiden för nya kärnkraftverk uppgår till minst 10 år. Beslut om ny kärnkraft bör därför tas relativt snart om nya reaktorer ska ersätta dagens. Beslut om nya gaskraftverk kan dröja ytterligare några år. Minskad klimatpåverkan. Kärnkraft har mycket begränsad klimatpåverkan under drift och anses därför inte bidra till växthuseffekten. Naturgaseldade kraftverk bidrar till växthuseffekten med ca 330 kg CO2/MWh el. Om naturgaskraftverk ersätter kolkraft leder det ändå till totalt sett minskade utsläpp.

RAPPORT 2014-03-14 18 (18) 6 Källor El från nya anläggningar 2007, Elforsk. El från nya och framtida anläggningar 2011, Elforsk Elmarknaden i Sverige och Svenska Kraftnäts roll, Elåret 2012, Svensk Energi European gas: working towards renewal, Gasstrategies dec 2013. Integrering av vindkraft, Svenska Kraftnät 2013. Intervjuer med: Fortum E.on. Göteborg Energi Svensk Energi Kraftläget i Sverige m.m. www.svenskenergi.se Kärnkraften nu och i framtiden, Energimyndigheten, 2010. Lastföljning i kärnkraftverk, Elforsk 12:08 Synthesis on the Economics of Nuclear Energy, study for the European Commission 2013, D heseleer, University of Leuven, Belgium.