Beräkningar med MARKAL-NORDIC inför Långsiktsprognos 2012 Profu i Göteborg AB Mölndal, feb 2012
Sammanfattning Denna rapport innehåller de viktigaste resultaten från de modellberäkningar med MARKAL- NORDIC som Profu utfört på uppdrag av Energimyndigheten. Beräkningarna utgör ett underlag till Långsiktsprognos 2012. Syftet med modellberäkningarna är att analysera den långsiktiga utvecklingen av det svenska stationära energisystemet (det vill säga exklusive transporter) och de resulterande koldioxidutsläppen. Två olika modellberäkningar har gjorts där förutsättningarna skiljer sig med avseende på ny kärnkraft i Sverige. I det ena fallet antas att nya reaktorer inom vissa gränser får uppföras som ersättning för de befintliga reaktorerna när dessa faller för åldersstrecket. I det andra fallet tillåts inga nya reaktorer. De befintliga anläggningarna antas ha 60 års livslängd i bägge beräkningsfallen. Utöver dessa antaganden tillkommer en mängd övriga beräkningsförutsättningar som i stor utsträckning fastlagts i samråd med Energimyndigheten. Prognosunderlaget från Energimyndigheten samt beräkningsresultaten sträcker sig till och med 2050. Beräkningsresultaten visar bland annat att koldioxidutsläppen från det stationära energisystemet i Sverige fortsätter att minska. Prisökningar på fossila bränslen, ett antagande om stigande priser på utsläppsrätter för koldioxid, den ökande ambitionsnivån inom elcertifikatsystemet och de existerande energi- och koldioxidskatterna medför att den idag låga fossilandelen inom el- och fjärrvärmeproduktion fortsätter att minska. Detta förändras endast marginellt om ny kärnkraft inte får uppföras. Inom el- och fjärrvärmeproduktionen expanderar i huvudsak kärnkraft genom effekthöjningsprogrammen samt biobränslebaserad kraftvärme och vindkraft genom elcertifikatsystemet. De stigande gaspriserna medför att ny gaskraftvärme inte är lönsam och att existerande gaskraft får svårare att konkurrera. De stigande fossilbränslepriserna, det relativt höga priset på utsläppsrätter, en ökning i elcertifikatkvot samt en förväntad ökning av avfallsförbränning gör att kraftvärmeproduktion baserad på fossila energislag får svårt att konkurrera i framtiden. Dessutom antas att det totala fjärrvärmeunderlaget minskar till följd av effektiviseringar och konkurrens från andra uppvärmningsslag. Expansionen inom kraftproduktion i kombination med endast en svagt ökande elförbrukning leder till en relativt omfattande nettoexport ut från Sverige, i storleksordning drygt 20 TWh omkring 2020. Om ny kärnkraft får uppföras samtidigt som den befintliga fasas ut kan denna nettoexport öka ytterligare mot 2040, närmare bestämt omkring 40 TWh. Om däremot ingen ny kärnkraft tillåts i beräkningarna understiger nettoexporten 10 TWh kring 2040. I det fallet är också övrig kraftproduktion (förnybar) i Sverige större. En stor del av den ökade kraftexporten möjliggörs genom lönsamma investeringar i ny överföringskapacitet främst till Kontinentaleuropa. Den framtida energianvändningen inom bostäder och service kännetecknas av en fortsatt expansion för värmepumpar. Olja för uppvärmningsändamål försvinner helt efter 2015. Det totala behovet av levererad värme minskar över tiden till följd av effektiviseringar på värmemarknaden. Detta medför också att det samlade fjärrvärmebehovet avtar något. Den totala elanvändningen inom bostäder och service minskar något över tiden. Den totala energianvändningen inom industrin antas öka över tiden till följd av ökad industriell aktivitet. Detta dock från en tydlig nedgång till följd av den globala lågkonjunkturen under 2008-2009. Sammansättningen av energislagen som används inom industrin förändras något över tiden där andelen för biobränslen ökar med omkring 5
procentenheter från dagens ca 40 procent. En del av detta används för industriell mottrycksproduktion av el. Även elens andel av industrins totala energianvändning ökar något. Däremot minskar de fossila bränslena sin andel, i såväl relativa som absoluta tal.
Innehållsförteckning 1 Inledning... 2 2 Resultat... 2 2.1 Koldioxidutsläpp... 2 2.2 Elsystemet... 3 Den nordiska elproduktionen... 6 2.2.1 Kostnader för ny elproduktion... 7 2.2.2 Elhandel med grannländerna... 8 2.2.3 Elpriser... 10 2.2.4 Obegränsad utbyggnad av kärnkraften i Sverige?... 12 2.3 Fjärrvärmeproduktion... 13 2.3.1 Marginalkostnader för fjärrvärmeproduktion... 14 2.4 Energianvändning inom bostäder och service... 15 2.5 Energianvändning inom industrin... 17 2.6 Elcertifikatsystemet... 20 2.6.1 Elcertifikatproduktionens sammansättning... 20 2.6.2 Elcertifikatpriser... 21 Appendix A Viktiga beräkningsförutsättningar... 22 1 Energibehov... 22 2 Bränslepriser... 24 3 Styrmedel... 25 Skatter... 25 Utsläppsrätter för CO 2... 26 Stöd och elcertifikat... 27 4 De övriga länderna... 28 Elhandel med grannländerna... 28 5 Elproduktion... 29 Kärnkraft... 29 Vattenkraft... 30 Gaskraft... 30 Vindkraft... 31 Biobränslekraft... 31 Övrig förnybar kraft... 32 CCS (Carbon Capture and Storage)... 33 6 Fjärrvärme... 33 7 Övrigt... 34 Appendix B Metod och modell... 36 MARKAL En översikt... 36 MARKAL-NORDIC... 43
1 Inledning På uppdrag av Energimyndigheten har Profu utfört två modellberäkningar med MARKAL- NORDIC som underlag till Långsiktsprognos 2012. Avsikten med modellberäkningarna är att studera hur den framtida energianvändningen förändras inom el- och fjärrvärmetillförsel, industri samt bostäder och service i Sverige, och därmed även koldioxidutsläppen. De bägge modellberäkningarna skiljer sig enbart med avseende på ny kärnkraft i Sverige. I det ena fallet tillåts ny kärnkraft inom vissa begränsningar och i det andra fallet tillåts ingen ny kärnkraft i beräkningarna. Den existerande kärnkraften antas ha 60 års livslängd. Med avseende på övriga förutsättningar (till exempel bränslepriser och energibehov) karaktäriseras bägge beräkningsfall som referensfall enligt Energimyndighetens terminologi. Förutsättningarna för energibehoven och fossilbränslepriserna har bestämts av Energimyndigheten. Detta och andra viktiga beräkningsförutsättningar redovisas i Appendix A. I jämförelse med föregående Långsiktsprognos 2010 så innebär beräkningsförutsättningarna i Långsiktprognos 2012 bland annat något högre kol- och råoljepriser, något lägre naturgaspriser, ett gemensamt svensk-norskt elcertifikatsystem (istället för som tidigare ett separat svenskt system) och ett betydligt högre (och över tiden stigande) pris på utsläppsrätter för CO 2. Dessutom har viss teknikdata uppdaterats. Upplägget för denna rapport är att inledningskapitlet åtföljs av ett resultatkapitel som redovisar ett antal beräkningsresultat kring bland annat koldioxidutsläpp, elproduktion, fjärrvärme, slutlig energianvändning och elcertifikatsystemet. I appendix A redogörs för viktiga beräkningsförutsättningar och i Appendix B beskrivs den valda metoden och MARKAL-modellen mer ingående. 2 Resultat Tidsperioden som är i fokus för detta uppdrag omfattar perioden 2010 till 2050. 2.1 Koldioxidutsläpp CO 2 -utsläppen i bägge beräkningsfallen minskar över tiden, se Figur 1. En bidragande orsak är det stigande (och relativt höga) priset på CO 2. Utsläppen minskar med omkring 5 Mton mellan 2010 och 2050. Den ökande elcertifikatkvoten fram till 2020 medför också att utsläppen inom el- och fjärrvärmeproduktionen hålls nere. Först från och med modellår 2037 tillåts ny kärnkraft att byggas i referensfallet. Det är också först då som skillnader i utsläpp mellan de bägge beräkningsfallen visar sig. Skillnaden är dock mycket liten varför utsläppsminskningar av ny svensk kärnkraft i första hand sker utanför Sveriges gränser. Tittar vi närmare på de olika sektorerna så fortsätter utsläppsminskningen inom bostäder och service. Efter modellår 2016 är oljan helt utfasad för uppvärmning. Det som då återstår är övrig användning (som definieras som icke-substituerbar i modellbeskrivningen). Utsläppen 2
Mton CO2 kton CO2 Profu inom industrin (inklusive bränslen för mottrycksproduktion i Figur 1) ligger kvar relativt oförändrat, trots en sammantaget stigande energiförbrukning. Ökningen är dock främst kopplad till användningen av el och biobränsle medan förbrukningen av fossila bränslen är någotsånär oförändrad alternativt svagt minskande. CO 2 -utsläppen från el- och fjärrvärmeproduktion minskar däremot stadigt beroende på stigande CO 2 -pris och fossilbränslepriser samt en ökning i elcertifikatberättigad elproduktion. 30 14000 25 20 12000 10000 8000 15 10 REF REFNNUC 6000 4000 2000 5 0 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 0 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 Industri+mottryck Fjärrvärme+kraftvärme Bost&service Kondensel Figur 1 De svenska CO 2 -utsläppen från det stationära energisystemet (exklusive transporter) 1, till vänster samt sektorsvisa utsläpp i referensfallet, till höger. ( REF =Referensfall med ny kärnkraft, REFNNUC =Referensfall utan ny kärnkraft). 2.2 Elsystemet Den svenska elproduktionen kännetecknas i referensfallet av en ökning i kärnkraftproduktion genom effekthöjningar samt en ökning i förnybar elproduktion (både vind och biobränslebaserad) genom främst elcertifikatsystemet (se Figur 2). Fossilbränslebaserad kraft minskar stadigt och producerar mindre än en TWh efter 2025. Förklaringen står att finna i de relativt höga fossilbränslepriserna, inte minst för naturgas. I beräkningarna tappar därmed gaskraftvärme (även existerande) konkurrenskraft gentemot förnybar kraftvärme, inte minst genom elcertifikatsystemet som ökar efterfrågan på förnybar el fram till 2020. Dessutom antas avfallsförbränningen växa och genererar i beräkningarna omkring 3 TWh el i modellår 2023. Samtidigt antas det totala fjärrvärmeunderlaget minska beroende på effektiviseringar och konkurrens med andra uppvärmningsslag Sammantaget kan man därmed säga att konkurrensen om (det begränsade) fjärrvärmeunderlaget för elproduktion ökar. Tilläggas bör att fjärrvärmesystemet i modellen behandlas som ett Sverigeaggregat och inte som enstaka kommunala system. Detta gör att de olika förutsättningar som finns i olika system inte fullt ut speglas av modellbeskrivningen. Alternativen till exempelvis existerande fossilbränslekraft kan variera avsevärt mellan olika kommunala system. I referensfallet utan ny kärnkraft produceras något mer gaskraft (än i fallet med ny kärnkraft) på längre sikt, främst inom industriellt mottryck. Bortsett från det föreligger inga större skillnader avseende fossil kraftproduktion i Sverige mellan de bägge beräkningsfallen. 1 Alla stationära CO 2 -utsläpp ingår ej i modellbeskrivningen. Detta gäller till exempel vissa processrelaterade utsläpp inom industrin. 3
Antagandet om 60 års livslängd för den existerande kärnkraften medför att utfasningen inleds efter modellår 2030 och är helt genomförd först i modellår 2051. I referensfallet med ny kärnkraft antas att denna får byggas ut som ersättning för den befintliga, det vill säga först efter 2030. Dessutom har vi antagit att den samlade kärnkraftkapaciteten inte får överstiga den som uppnås då effekthöjningarna av den befintliga kärnkraften antas vara genomförda, det vill säga drygt 10 GW (se mer i kapitel 2.2.4 och Appendix A). Detta kan 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 referensfallet med ny kärnkraft produceras följaktligen mer än 75 TWh från de svenska kärnkraftverken år 2050. Biobränslekraftvärme ökar efter 2010 främst som en följd av en ökad elcertifikatkvot och ligger i modellår 2023 på ca 7 TWh el. Samtidigt står torvkraftvärme för drygt 1,5 TWh medan vindkraft genererar omkring 11 TWh. Industriellt mottryck baserat på biobränslen genererar ca 7 TWh. Mellan modellår 2023 och modellår 2030 sker inga större förändringar. Först efter 2030 expanderar vindkraften rejält och genererar omkring 30 TWh mot slutet av beräkningshorisonten. Detta trots att elcertifikatsystemet antas upphöra år 2035. Anledningen är att elpriserna efter modellår 2030 hamnar på så höga nivåer, till följd av stigande fossilbränslepriser och stigande pris på CO 2, att ny landbaserad vindkraft blir lönsam utan extra stöd. På så lång sikt antas heller inga begränsningar i utbyggnadstakten. Den antagna tillgängliga potentialen på lång sikt uppgår till mer än 50 TWh (på land). Till följd av begränsningar kopplade till fjärrvärmeunderlaget och den expanderande avfallsförbränningen, når biobränslekraftvärmeproduktionen som mest drygt 8 TWh under hela beräkningsperioden. Till följd av stigande CO 2 -priser upphör den torvbaserade kraftvärmeproduktionen efter 2030. 2 I Figur 2 kan man också se att den totala svenska elproduktionen ökar kraftigt i fallet med ny kärnkraft och närmar sig 200 TWh mot slutet av beräkningsperioden. Detta i kombination med en endast långsamt stigande inhemsk elförbrukning medför att Sverige kan komma att få ett betydande kraftöverskott redan år 2020. På längre sikt blir överskottet ännu större i beräkningarna. Detta förutsätter naturligtvis att nya överföringsförbindelser byggs, vilket också är fallet i beräkningsresultaten (se mer om elöverföring längre fram), och att tillgängligheten i de svenska kärnkraftverken är god (i beräkningarna antas en årlig energiutnyttjningstid på 82 procent i de befintliga verken). 2 Förutom ekonomiska incitament finns även rent förbränningstekniska skäl till att använda torv i samförbränning med biobränsle. Några sådana överväganden har vi dock inte gjort i våra beräkningar. 4
TWh TWh TWh Profu 200 150 100 50 0 Vattenkraft Kärnkraft Biobränsle, torv, avfall Kol Gas Olja Vind Other renew Bruttoelanvändning Figur 2 Elproduktion i Sverige, Referensfall med ny kärnkraft (Källa för 1990-2010: Eurostat samt Svensk Energi) Skillnaderna mellan de bägge beräkningsfallen uppstår först på längre sikt (vilket är naturligt eftersom ny kärnkraft spelar roll först på längre sikt) och avser, förutom kärnkraft, i första hand vindkraftproduktion, se Figur 3 (till höger). Omkring 2045 uppgår vindkraften till drygt 30 TWh i referensfallet med ny kärnkraft medan den ligger på ca 40 TWh i fallet utan ny kärnkraft. Den totala produktionen kring år 2050 ligger i fallet utan ny kärnkraft omkring 50 TWh lägre än fallet med ny kärnkraft, se Figur 3 (till vänster). Intressant att notera är att den totala svenska kraftproduktionen i detta fall (utan ny kärnkraft) ligger på ungefär samma nivå som idag (då visserligen produktionen i de existerande verken legat på historiskt låga nivåer). 200 100 150 80 60 Modellår 2044 100 REF REFNNUC 40 50 20 0 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 Figur 3 Total elproduktion i Sverige, till vänster samt elproduktion i Sverige exklusive vattenkraft och kärnkraft, modellår 2044, till höger ( Ref =Referensfall med ny kärnkraft, REFNNUC = Referensfall utan ny kärnkraft). 0 REF REFNNUC Biobränslen, avfall, torv Kol+olja Gas Vindkraft Övrigt Även om Sverige har vissa komparativa fördelar för ny kraftproduktion, till exempel kraftvärme och vindkraft (goda vindlägen), så antas i modelleringen att grannländerna istället 5
har fler fördelar när det gäller en större utbyggnad av kraftproduktionen (läs: ny kondensproduktion). Exempelvis antas (i samråd med Energimyndigheten) kolanvändningen för kraft- och värmeproduktion vara begränsad i Sverige vilket generellt medför att ingen kolkondens byggs i Sverige men väl i förekommande fall i grannländerna. Dessutom antas gaspriset vara något högre i Sverige än i de flesta andra grannländerna på grund av högre transmissionskostnader, vilket gör att i de fall där ny gaskondens blir lönsam så sker utbyggnaden i stor utsträckning utanför Sverige. Ny kärnkraft tillåts, förutom i Sverige, även i Finland och Polen och då utan den effektskatt som de svenska verken antas ha även i framtiden. Ny brunkolskraft kan endast uppföras i Tyskland och Polen. CCS blir lönsamt att bygga i bägge beräkningsfallen och då endast i mindre skala i Norden medan utbyggnaden i Tyskland och Polen är mer omfattande. 3 Den nordiska elproduktionen I Figur 4 visas den nordiska kraftproduktionen i referensfallet. I Norden som helhet ökar bruttoelanvändningen fram till 2030. Enligt beräkningarna är Norden som helhet en elexportregion med ett produktionsöverskott på omkring 50 TWh efter 2030 (dessutom tillkommer en nettoimport från Ryssland som här antas vara 7 TWh per år). År 2030 understiger den fossila kraftproduktionen 5 procent av den totala nordiska elproduktionen. Vindkraft och biobränslekraft står för ungefär lika stora andelar runt 2040, i storleksordning 60-70 TWh. I det tidsperspektivet kan den nordiska elproduktionen sammanfattas som 45% vattenkraft, 25% kärnkraft och vardera 15 procent från biobränslekraft respektive vindkraft. 3 CCS-kostnaden för ett koleldat kolkraftverk antas ligga omkring 35-40 EUR/t inklusive transport och lagring och beroende på bland annat vilket land som avses (se Appendix 1, Beräkningsförutsättningar). 6
TWh Profu Solceller kommer in något mot slutet av beräkningsperioden i fallet utan ny kärnkraft, då teknikutvecklingen antas ha gått så långt att solceller kan stå på egna ben (elpris i råkraftledet på omkring 75 öre/kwh). Inga ytterligare stöd för solceller ingår i beräkningarna vid den tiden. 500 400 300 200 100 0 Vattenkraft Kärnkraft Biobränsle, torv, avfall Kol Gas Olja Vind Other renew Bruttoelanvändning Figur 4 Elproduktion i Norden, Referensfall med ny kärnkraft i Sverige (Källa för 1990-2008: Eurostat) 2.2.1 Kostnader för ny elproduktion Som en kortfattad reflektion till resultaten i föregående avsnitt visar Figur 5 ett exempel på de i modellen antagna kostnaderna för ny elproduktion. Dessa antaganden baseras dels på exogena parametrar (input i modellen) som till exempel bränslepriser, investeringskostnader, och verkningsgrader, och dels på endogena parametrar (beräkningsresultat eller output) som till exempel elcertifikatpris och fjärrvärmekreditering. Det är viktigt att komma ihåg att innehållet i figuren skall ses som ett pedagogiskt hjälpmedel för att förstå beräkningsresultaten och de val som modellen gör i beräkningarna. I verkligheten är kostnader för ny elproduktion i det närmaste projektspecifika och påverkas i hög utsträckning av lokala förutsättningar (till exempel typ av fjärrvärmesystem, tillgång till bränslen, vindförhållanden för vindkraftverk och avstånd till elnät), teknisk utformning (det finns många typer av biobränslekraftvärmeverk ), anläggningsstorlek, avkastningskrav, tidshorisont med mera. Även om modellverktyget inte inkluderar samtliga dessa förutsättningar så omfattas ändå tillräckligt många parametrar i beräkningarna (till exempel teknik, vindlägen mm) för att informationen i Figur 5 inte täcker det utfallsrum som omfattas av modellen. Dessutom är kostnaden för ny elproduktion dynamisk, det vill säga den förändras över tiden (beroende på bränslepriser, CO 2 -priser och teknisk utveckling). Figur 5 speglar typiska förhållanden för modellår 2030. Med alla dessa förbehåll i bakhuvudet kan vi ändå dra ett antal viktiga slutsatser ur sammanställningen i Figur 5. Kring modellår 2030 så ligger systempriset på el på 600-650 SEK/MWh el (se mer i kommande avsnitt). Detta medför att, givet våra 7
SEK/MWh el Profu beräkningsförutsättningar, ett antal tekniker är lönsamma ur elproduktionssynpunkt, nämligen ny vattenkraft, ny kärnkraft samt biobränslekraftvärme och landbaserad vindkraft. De två senare är lönsamma tack vare elcertifikatintäkterna (som kring modellår 2030 visserligen är relativt låga enligt modellberäkningarna, se mer i kommande avsnitt). Ny kärnkraft tillåts inte i modellen förrän tidigast modellår 2037 (då utfasningen av de gamla verken startar) och potentialen för ny vattenkraft är relativt begränsad (se Appendix A). Efter 2030 stiger elpriset ytterligare på grund av stigande fossilbränslepriser och priset på CO 2. Därmed blir även ny kolkondens med CCS lönsam på Kontinenten (brunkolkondens med CCS är billigare och blir lönsam redan i modellår 2030). Däremot ligger kostnaderna för ny gaskraft (kondens och kraftvärme) genomgående över det långsiktiga elpriset. Detta beror i första hand på det relativt höga gaspriset (relativt andra bränslen). Figur 5 indikerar dessutom att existerande gaskraftvärme (exklusive kapitalkostnader) har svårt att konkurrera med ny biobränslekraftvärme (stora anläggningar). Detta är också skälet till varför bidraget från gaskraft i beräkningsresultaten minskar över tiden i Sverige. Här ska man återigen komma ihåg att lokala förutsättningar kan variera avsevärt medan figuren (och modellen) visar bilden för ett tänkt Sverigesystem (se även tidigare kommentar). 1000 800 600 400 200 0-200 Övriga skatter/avgifter Elcertifikat EUA CO2-skatt Bränslekostn (inkl värmekred) D&U Kapitalkostnad SUMMA (Netto) -400 Figur 5 Total elproduktionskostnad för ett antal tekniker fördelade på olika kostnadsposter. Negativ bränslekostnad är möjlig om värmekrediteringen överstiger bränslekostnaden (för till exempel billiga bränslen såsom kol och torv). Figuren visar förhållandena först och främst för Sverige. Av skatter och avgifter ingår endast CO 2 - och energiskatter samt den termiska effektskatten på kärnkraft. 2.2.2 Elhandel med grannländerna I Figur 6 visas export och import av el mellan Sverige och dess grannländer (referensfallet med ny kärnkraft). Man kan se att Sverige har ett betydande kraftöverskott redan i ett relativt kort tidsperspektiv (före 2020). Fram till 2030 är nettoexporten i storleksordning 20-30 TWh 8
per år, där Danmark, Finland och Tyskland är stora importörer. Anledningen till det svenska kraftöverskottet är, som nämnts tidigare, ökad kärnkraftsproduktion (genom effekthöjningsprogrammen men även förbättrad tillgänglighet i existerande verk), elcertifikatsystemet som stimulerar utbyggnaden av förnybar elproduktion samt en relativt långsamt ökande (alternativt stagnerande) inhemsk elförbrukning. Importen till Sverige kommer i första hand från Norge men även Finland exporterar en del till Sverige. I Finland ges möjlighet till nettoexport mycket tack vare en utbyggnad av kärnkraften (samt en antagen nettoimport från Ryssland på ca 7 TWh). I beräkningarna tas en sjätte reaktor i Finland i bruk från och med modellår 2030 (den femte reaktorn startar modellår 2016). Efter 2030 ökar den svenska nettoexporten ytterligare, inte minst genom expansionen av vindkraft. De största importörerna i det skedet är Tyskland och Polen. Förutom de skäl som anförts så förutsätter också en betydande svensk nettoexport att det byggs nya överföringsförbindelser, inte minst till Kontinenten. Detta görs också i modellen från om med modellår 2023. I modellår 2030 uppgår investeringarna i ny överföringskapacitet mellan Sverige och Kontinenten (Tyskland och Polen) till ca 1 GW. Denna stiger till hela 6 GW i modellår 2044. I fallet utan ny kärnkraft stannar nyinvesteringarna istället på omkring 3 GW under samma år. Utan ny kärnkraft minskar det svenska kraftöverskottet och lönsamheten för nya överföringsförbindelser avtar (utfallet för de bägge beräkningsfallen jämförs i Figur 7). Mellan de nordiska länderna sker endast mindre förstärkningar i beräkningarna. 4 Den kortsiktiga balanshandeln mellan länderna omfattas inte av modellbeskrivningen eftersom ett kalenderår delas in i endast sex perioder: tre årstider och dag/natt (det är alltså elprisskillnaderna mellan de olika länderna för dessa sex perioder som driver import/export och utbyggnad av överföringskapaciteten). Vi har därför i modellbeskrivningen inte använt oss av hela den existerande överföringskapaciteten utan antagit att en mindre del (omkring 10 procent) reserveras för den kortsiktiga balanshandeln, vilken med andra ord inte inkluderas i modellen. Tillgängligheten till den återstående kapaciteten antas också vara något begränsad på grund av eventuella driftavbrott, svagheter i respektive lands nät och så vidare (vi antar en maximal utnyttjningsgrad på ca 75 procent till och från Kontinenten och ca 85 procent mellan de nordiska länderna; delvis baserat på statistik). Det är också viktigt att påpeka att MARKAL-NORDIC utnyttjar överföringarna så långt det är möjligt inom begränsningarna om det så bara är en minimal prisskillnad mellan länderna. Därmed kan man i beräkningarna erhålla tämligen stora flöden av el över gränserna. Det kan också, precis som i verkligheten, vara så att elutbytet mellan två länder kan vara betydande under vissa säsonger medan nettoutbytet sett över hela året är ganska litet (se till exempel mellan Sverige och Norge fram till modellår 2030 i Figur 6). 4 När det gäller investeringar i ny överföringskapacitet så investerar modellen till dess att prisskillnaden mellan två länder reduceras så att den motsvarar den annualiserade investeringskostnaden (per kwh) för ny överföringskapacitet. Ny överföringskapacitet kan därför i modellen inte helt radera prisskillnader mellan två länder. 9
TWh TWh Profu 60 40 Import 20 0-20 Export -40-60 Fin Dan Nor Tys Pol Netto Figur 6 Sveriges elhandel med grannländerna i referensfallet (Källa 1990-2010: Nordel, ENTSO-E och Svensk Energi.) 60 40 Import 20 0-20 Pol Tys Nor Dan Fin -40 Export Figur 7-60 Med ny KK Utan ny KK Sveriges elhandel med grannländerna i modellår 2044 i bägge beräkningsfall. 2.2.3 Elpriser I modellberäkningarna erhålls även marginalkostnaden för att producera el i de olika länderna som ett beräkningsresultat. Eftersom investeringar görs endogent av modellen är denna marginalkostnad närmast att jämställa med den långsiktiga marginalkostnaden. Även om en del faktorer kan tillkomma, såsom osäkerheter och marknadsbedömningar, så likställer vi i denna rapport den beräknade marginalkostnaden med ett marknadspris på el (i producentledet, det vill säga råkraftpris). Tilläggas bör att beräkningarna endast inbegriper normalår. De beräknade elpriserna i de sex modellerade länderna stiger kontinuerligt över tiden bland annat på grund av ökande elbehov, stigande fossilbränslepriser och en ökning i priset på 10
SEK/MWh el Profu utsläppsrätter för koldioxid (referensfallet med ny kärnkraft i Sverige, se Figur 8). Kring 2040 planar priserna ut (liksom antagandet kring priset på CO 2 ) och hamnar i intervallet 65-75 öre/kwh beroende på land. Prisskillnader mellan länderna uppstår på grund av flaskhalsar i överföringskapacitet mellan länderna. Lägst är priset generellt i Norge medan Tyskland och Polen har de högsta priserna. Tyskland har till följd av bland annat sin stora kolkondenskapacitet de högsta elpriserna givet de 20-55 EUR/t (beroende på år) i utsläppsrättspris som antagits i detta fall. Eftersom Polen antas ha ett signifikant produktionsöverskott på kort sikt så är priserna där något lägre än i Tyskland som antas ha en mer ansträngd kraftbalans. Ytterligare något lägre priser återfinns i Danmark. För Sveriges del har elcertifikatsystemet en viss prisdämpande effekt eftersom en relativt stor mängd ny förnybar elproduktion med låga rörliga kostnader tvingas in på kraftmarknaden samtidigt som handeln med Kontinenten och Danmark håller uppe prisnivån. I Norge byggs relativt billig vattenkraft ut samtidigt som vindkraften expanderar något. Ny gaskraft byggs däremot inte ut i Norge. Det långsiktiga elpriset på Kontinenten efter 2025 styrs i stor utsträckning av den totala produktionskostnaden för att uppföra ny stenkolsbaserad kraft med CCS. Baserat på teknikdata och antaganden om kolprisutveckling så antar vi här att ny kolkondens med CCS kan byggas ut till en kostnad på ca 75 öre/kwh (detta sammanfaller med elprisutvecklingen i Tyskland efter 2030, se Figur 8). Ny gaskondens byggs endast i mycket liten utsträckning på Kontinenten efter 2030. Den totala produktionskostnaden ligger i det fallet på närmare 80 öre/kwh och utgör i princip taknivån för elprisutvecklingen i de inkluderade länderna under hela beräkningsperioden (se Figur 5 och Figur 8). 900 800 700 600 500 400 300 200 Nor Sve Fin Dan Tys Pol 100 0 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 Figur 8 Råkraftpriser (tidsmedelvärden; Referensfallet med ny kärnkraft) i de modellerade länderna. Om man tittar på bägge beräkningsfall, Figur 9, kan man konstatera att elpriserna i Sverige (i råkraftledet) är något högre efter 2030 i fallet utan ny kärnkraft än i fallet då ny kärnkraft tillåts. Skillnaden uppgår typiskt till omkring 3-4 öre/kwh. 11
SEK/MWh el Profu 800 700 600 500 400 300 200 100 0 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 Ref Exkl ny KK Figur 9 Råkraftpriser i Sverige i bägge beräkningsfallen. 2.2.4 Obegränsad utbyggnad av kärnkraften i Sverige? I vår analys har vi, som nämnts tidigare ansatt en begränsning för utbyggnaden av ny kärnkraft. Begränsningen är definierad så att den totala installerade kärnkraftkapaciteten i Sverige inte tillåts överstiga drygt 10 GW (se tidigare kommentarer). Vilken betydelse har denna begränsning för slutresultatet? I regeringens energiöverenskommelse står skrivet att de gamla verken får ersättas av nya, det vill säga som mest 10 stycken nya reaktorer. Givet att dessa har en effekt på 1,6 GW el (som den femte reaktorn i Finland) så skulle produktionen potentiellt kunna uppgå till ca 120 TWh per år, det vill säga nästan en fördubbling mot dagens produktionskapacitet. I en kompletterande känslighetsanalys har vi utgått från exakt samma förutsättningar som i referensfallet (med ny kärnkraft) men där modellen stället tilläts att investera i ny svensk kärnkraft helt utan begränsningar. Resultatet blir då att modellen investerar till dess att det svenska råkraftpriset på el sjunker och hamnar på produktionskostnaden för ny kärnkraft i Sverige. Denna antas här ligga på omkring 55 öre/kwh inklusive effektskatten. Eftersom vi tidigare konstaterat att elpriset i referensfallet når ca 65-70 öre/kwh i Sverige efter 2030 så är det uppenbart att ny kärnkraft är lönsam, givet våra antaganden. Släpper vi helt på begränsningarna så pekar beräkningarna på att vi totalt skulle kunna få in närmare 150 TWh kärnkraft efter 2040, det vill säga 30 TWh mer än vad som teoretiskt är möjligt enligt regeringens överenskommelse. Elprisnivåerna lägger sig också följaktligen på kostnadsnivån för ny kärnkraft, det vill säga kring 55 öre/kwh. Vi tror dock inte i nuläget att en stor expansion av kärnkraftproduktionen utöver det som produceras idag är särskilt trolig. Dels på grund av politiska och opinionsmässiga skäl, i synnerhet som en stor andel av denna produktion skulle exporteras, men även på grund av långa ledtider och de massiva resurser som skulle komma att krävas för att bygga upp en så pass stor produktionskapacitet före 2050. I våra beräkningar (inklusive känslighetsanalysen) har vi dessutom antagit att potentialen för ny kärnkraft är begränsad i såväl Finland som Polen (vilka är de enda länderna utöver Sverige som antas kunna bygga ny kärnkraft i modellen). Om det visar sig att ny kärnkraft blir lönsam i framtiden så kan investeringarna naturligtvis lika gärna hamna i något av Sveriges grannländer istället. 12
Baserat bland annat på ovanstående diskussion har vi därmed, i samråd med Energimyndigheten, valt att införa nämnda begränsning för ny kärnkraft i Sverige. Beräkningarna visar att ny kärnkraft är lönsam (givet våra antaganden) och modellen väljer att investera. Men vi tror heller inte på en så pass stor expansion som teoretiskt skulle kunna vara möjlig. Som en lagom balans har vi därför ansatt en oförändrad kapacitet som ett övre tak under hela beräkningsperioden. 2.3 Fjärrvärmeproduktion Fjärrvärmeproduktionen mellan 1990 och 2010 samt i referensfallet (från och med modellår 2016) visas i Figur 10. De totala fjärrvärmeleveranserna, och därmed fjärrvärmeproduktionen, avtar något från omkring 55 TWh i modellår 2016 till strax över 50 TWh i modellår 2051. Denna utveckling har sin förklaring i ökad konkurrens från andra uppvärmningsalternativ (till exempel värmepumpar) och effektiviseringar i användarledet. Denna utveckling är gemensam för bägge beräkningsfallen. Sammansättningen av fjärrvärmeproduktionen förändras delvis under den studerade perioden. Den tydliga konverteringen från fossila bränslen till biobränslen och avfall som vi kunnat se under 1990- och 2000-talet fortsätter om än inte i samma omfattning. Detta förklaras naturligtvis av det faktum att andelen fossila bränslen idag endast utgör omkring 10 procent i produktionsledet. I synnerhet avfallsbränslen ökar fram mot 2050 vilket naturligtvis också utgör en viss begränsning för ökningen av biobränslen, inte minst som det totala fjärrvärmeunderlaget antas minska något. Generellt är fjärrvärmeproduktion baserat på avfallsförbränning mer lönsamt i beräkningarna än biobränslebaserad fjärrvärmeproduktion. Visserligen ökar biobränslekraftvärme sin andel men detta sker delvis på biobränsleeldade hetvattenpannors bekostnad. Från en andel på nästan 40 procent i modellår 2009 så ökar kraftvärmeverken (samtliga bränslen) sin andel av fjärrvärmeproduktionen till ca 70 procent under modellår 2030. Denna nivå bibehålls under återstoden av beräkningsperioden. Motsvarande förändring för hetvattenpannorna (samtliga bränslen) är från omkring 40 procent till lite drygt 10 procent. Resten utgörs i huvudsak av industriell spillvärme och värmepumpar. Bidraget från värmepumpar i fjärrvärmenäten ligger på omkring 5 TWh till och med modellår 2023 vilket ungefär är detsamma som dagens nivå. Fram mot 2050 halveras bidraget från värmepumpar till följd av de relativt höga elpriserna. 13
TWh TWh TWh Profu 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Olja Naturgas+gasol Kol+hyttgas Elpannor Värmepumpar Torv Biobränsle Brännbart avfall Spillvärme+solvärme Figur 10 Fjärrvärmeproduktion per bränsle och typ sedan 1990 samt i referensfallet (från och med modellår 2016). Det extremt kalla året 2010 avviker tydligt från övriga år. Källa 1990-2010: Energimyndigheten; Energiläget i siffror. Om vi jämför de bägge beräkningsfallen så är skillnaderna mycket små (den totala fjärrvärmevolymen är densamma, vilket i praktiken är ett beräkningsantagande). Fram till och med 2030 ser vi inga skillnader vilket är naturligt eftersom kärnkraftavvecklingen inleds först därefter. I modellår 2044 (Figur 11, till höger) kan man dock se att bidraget från värmepumpar i princip är noll i fallet utan ny kärnkraft. Detta beror på de ytterligare något högre elpriserna jämfört med de redan relativt höga nivåerna i referensfallet med ny kärnkraft. 60 60 50 40 30 50 40 30 20 10 20 10 0 Ref Ref, utan ny KK Spillvärme+solvärme Avfall Biobränsle+torv Värmepump Kol Naturgas Olja Elpanna Figur 11 Fjärrvärmeproduktionen i modellår 2030 (till vänster) respektive modellår 2044 (till höger) i bägge beräkningsfall. 0 Ref Ref, utan ny KK Spillvärme+solvärme Avfall Biobränsle+torv Värmepump Kol Naturgas Olja Elpanna 2.3.1 Marginalkostnader för fjärrvärmeproduktion Marginalkostnaden för att producera fjärrvärme enligt modellberäkningarna visas i Figur 12. Genomgående är att marginalkostanden sjunker över tiden. Detta beror på den ökande andelen kraftvärme i fjärrvärmeproduktionen vilket ökar elintäkterna och därmed reducerar 14
SEK/MWh FV Profu kostnaderna för att producera fjärrvärme. Då dessutom elpriserna stiger över tiden (se Figur 9) leder detta till en förstärkt effekt på marginalkostnaden för att generera fjärrvärme. Eftersom fjärrvärmeproduktionen är så gott som fossilfri påverkas heller inte marginalkostnaden av de över tiden stigande priserna på CO 2. Sjunkande marginalkostnaderna för fjärrvärmeproduktionen bidrar till att stärka alternativt bibehålla fjärrvärmens konkurrenskraft på värmemarknaden, allt annat lika. Skillnaden i utfall mellan de bägge beräkningsfallen är liten och förklaras av skillnader i elpris. Det högre elpriset i fallet utan ny kärnkraft leder till att marginalkostnaden för fjärrvärmeproduktionen är något lägre än i referensfallet med ny kärnkraft. Detta följer av ovanstående resonemang om kopplingen mellan systempriset på el, kraftvärme och marginalkostnaden för fjärrvärmeproduktion. Tilläggas bör återigen att de marginalkostnader för fjärrvärme som fås ur MARKAL- NORDIC beskriver ett aggregerat svenskt system som motsvarar summan av de verkliga systemen. I verkligheten är fjärrvärmesystemen i allra högsta grad lokala med stora variationer i produktion och därmed även i produktionskostnader. 500 400 300 200 100 0 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 Ref Exkl ny KK Figur 12 Marginalkostnaden (effektmedelvärderad) för produktion av fjärrvärme i bägge beräkningsfallen. 5 2.4 Energianvändning inom bostäder och service Den totala slutliga energianvändningen inom bostäder och service sjunker sakta efter 2010 ner till ca 130 TWh mot slutet av beräkningsperioden (se Figur 13). Såväl elanvändning som fjärrvärme minskar något under perioden. Biobränsleanvändningen ökar med omkring 2 TWh till och med modellår 2030 (jämfört med beräkningsutfallet för modellår 2010 som är normalårsdefinierat och därför inte jämförbart med det verkliga utfallet för 2010). Oljan försvinner helt för uppvärmning efter modellår 2016. Den oljeanvändning som återstår är 5 Figuren visar produktionskostnaderna för fjärrvärme. I fjärrvärmepriset ingår också distributionskostnader. Dessa ingår också i MARKAL-beräkningarna, men de redovisas inte i figuren. 15
TWh Profu övrig användning inom service, areella näringar samt byggverksamhet. 6 Elanvändning för uppvärmning (inklusive el till värmepumpar) minskar med ca 4 TWh mellan 2030 och modellår 2009 i referensfallet med ny kärnkraft (startnivån i modellår 2009 ligger på drygt 20 TWh). Denna minskning fortsätter och mot slutet av beräkningsperioden ligger elanvändningen för uppvärmning inom bostäder och service på omkring 12-13 TWh. I fallet utan ny kärnkraft ligger användningen i storleksordningen en halv TWh lägre. Å andra sidan ökar övrig elanvändning (hushållsel, fastighetsel och driftel) i bägge beräkningsfall med ca 4 TWh mellan modellår 2051 och 2009. Sammantaget får vi alltså i referensfallet en svag minskning i total elanvändning inom denna sektor. 200 150 100 50 0 År El Fjärrvärme Biobränslen Naturgas+övrigt Oljeprodukter Figur 13 Slutlig energianvändning inom bostäder och service i referensfallet med ny kärnkraft. Den extremt kalla vintern 2010 avviker tydligt från övriga år. Tittar man närmare på värmemarknaden (bostäder och service), se Figur 14, så ser man att behovet av nyttig värme (det vill säga levererad värme) minskar. Detta beror på effektiviseringar på värmesidan. Trots det fortsätter framförallt värmepumpar att expandera (främst inom småhus och flerbostadshus). 7 Biobränsle ökar också något under den aktuella perioden. Mot slutet av beräkningsperioden kommer även solvärme in i viss omfattning (i storleksordningen 2 TWh). 8 Övriga uppvärmningsalternativ minskar under perioden. Detta gäller framförallt olja (som försvinner helt) och elvärme exklusive värmepumpar men även, i viss utsträckning, fjärrvärme. Räknat i nyttig energianvändning, det vill säga värme tillförd till boendeytan efter energiomvandling i panna, värmepump, element eller värmeväxlare, så står de tre viktigaste 6 Den övriga oljeanvändningen inom bostäder och service är närmast att betrakta som en restpost i beräkningarna och bygger i stort sett på egna antaganden. Därmed är denna användning inte fullt ut synkroniserad med den historiska utvecklingen. 7 Utvecklingen för värmepumpar har gått väldigt fort i Sverige de senaste åren. Under 2007 uppskattas bidraget från värmepumpar (exklusive frånluftspumpar betraktas som exogen effektivisering i MARKAL-NORDIC) ha varit omkring 17 TWh levererad värme (Energimyndighetens egen uppskattning för 2007). Sedan 2007 har denna utveckling delvis fortsatt. 8 År 2008 levererades ca 0,1 TWh från solvärmeanläggningar i Sverige (Svensk Solenergi 2009) 16