Praktiska och ekonomiska begränsningar i att reglera vatten samt vattenkraftdirektivet Claes Hedenström Communication/Business Relations Production, Vattenfall Policy ansvarig vattenkraft NEPP seminarium 2013-06-14 På väg mot en elförsörjning baserad på förnybar el Behovet av reglerkraft, nätutbyggnad och handelspartners
Vattenkraftens utmaning - inte bara vattendirektivet 1. Genomförandet av EU s ramdirektiv för vatten (RDV) 2. Utredningen om vattenverksamheter översyn av miljöbalken 3. Miljömålsberedningen en sammanhållen och hållbar vattenpolitik 4. Fastighetsskatten på vattenkraft 5. Genomförandet av ålförordningen 6. Förordning flerårig plan för laxbeståndet i Östersjön 7. Kostnader för vattentjänster 2
Ramdirektivet för vatten Trädde i kraft 2000 implementerat nationellt 2003 Syfte att uppnå miljömålet om god vattenstatus i alla vattenförekomster (26 000 i Sverige) inom EU år 2015 Varje medlemsstat ska ta fram förvaltningsplaner och åtgärdsprogram som löper över 6-års cykler, den första 2009-2015 Implementeringen är genomförd i Miljöbalken samt i en förordning om förvaltning av kvaliteten på vattenmiljön Miljömålet god status är genomfört och består av kemisk status och god ekologisk status och finns i de s k miljökvalitetsnormerna Från miljökvalitetsnormerna finns det utrymme för undantag Kraftigt modifierade vatten/storskalig vattenkraft, rimliga åtgärder = god ekologisk potential vad är rimligt? Ett processorienterat direktiv inga mål med siffror Jfr klimat- och förnybarhetsmål Sverige: Beslut delegerat till regional-/lokalnivå, vilket gör att helheten går förlorad 3
Diskussionen om vattenkraften kräver samarbete mellan olika politikområden Riksdagen Civilutskottet Regeringen Miljö- och Jordbruksutskottet? Näringsutskottet Direktiv - SoU Miljömålsberedningen Miljödepartementet (C) Regleringsbrev Havs- och Vattenmyndigheten (HaV)?? Näringsdepartement (C) Energimyndigheten Regleringsbrev Uppdateras Datainsamling Klassificering Identifiering Länstyrelser Åtgärdsgrupper/ avrinningsområde På gång Riktlinjer 5 st Vattenmyndigheter (beredande) 5 st Vattendelegationer (beslutande) Nationell Prio-plan? På gång Åtgärds- program Ifall tillståndspliktig åtgärd Länstyrelser Kommuner Kammarkollegiet 5 st Miljö- domstolar Vattenkraftsföretag 4
Konsekvenser av diskuterade miljöåtgärder Risk Generellt genomförande av fiskvandringsvägar, minimitappning och minskad korttidsreglering i storskaliga vattenkraftverk kan för Vattenfall medföra en produktionsförlust av förnybar energi på 3,7 TWh (-12%) men endast innebära återskapande av 1,5% av naturlig fiskreproduktion. Vår syn Varje vattendrag och kraftverk med damm är unik och kräver sin egen lösning då miljöåtgärder ska bedömas och genomföras. Varje enskild åtgärd måste baseras på kostnads-nytto-analys, med hänsyn tagen till åtgärdens kostnader, den ekologiska nyttan, påverkan på produktions- och reglerförmågan samt påverkan på klimat- och förnybarhetsmål. Produktionspåverkande miljöåtgärder i storskaliga vattenkraftverk är i princip orimliga. Värdet av förnybar energi och vattenkraftens reglerfunktion är större än den relativt lilla miljönyttan som kan uppnås med föreslagna åtgärder. Det finns åtgärder med god miljönytta med ringa påverkan på produktionsförmågan - sidovattendrag 5
Vattenkraftens ifrågasättare och vänner 95 procent av alla vattendomar kom till före den kvinnliga rösträtten genomfördes här i landet så det berättar en del om hur moderna de är, upplyser Stefan Nyström generalsekreterare i Sportfiskarna. 6
Vattenkraftens roll för olika intressenter Vattenkraften en belastning Vattenkraftens produktion och reglerförmåga reducerad Utmaningar Vattenkraften måste delvis ersättas Konsekvenser för klimat- och förnybarhetsmål Går detta att kombinera? Miljöbaserat elsystem 100% förnybart elsystem Vattenkraften en förutsättning Vattenkraften viktig förnybar reglerresurs för utveckling av övrig förnybar produktion Utmaningar Elpriset ev inte tillräckligt för att finansiera investeringar Konsekvenser för elmarknaden, ev behov av kapacitesmarknad 7
Vattenkraftens reglerförmåga, konsekvenser av vattendirektivet och ökad andel vindkraft
MWh/h Effektbalans Elproduktion 9-15/1 2012 25000 Förbrukning 20000 Max 6 000 MW dag/natt (Typ av last: hushålls, näringsliv, industri) 15000 10000 Kärnkraft CHP Vind 5000 Kärnkraft 0 1 21 41 61 81 101 121 141 161 h Korttidsreglering utnyttjas till största del för dygnsplanering, (möta förbrukningens dygnsvariation) 9
MWh/h MWh/h MWh/h MWh/h Vattenkraftens korttidsreglering 15000 Vatten Produktion Vattenkraft Sverige (9/1-10/1 2012) Vatten qw34t 15000 qw34t 14000 10000 14000 12000 12000 10000 10000 10000 8000 5000 8000 6000 Serie1 5000 6000 4000 4000 02000 20000 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47-20000 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 h h 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47-2000 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 h h 6 000 MW dag/natt (Typ av last: hushålls, näringsliv, industri) Vatten Serie2 Vatten Balansansvarig: Dygnsplanering Bestäms 12-36 h före utfall av Nordpools spotbud, produktion 67 406 GWh (2011) TSO: Sekundärreglering Bestäms manuellt ca 15 min före utfall, volym 1 518 GWh (2011) TSO: Primärreglering Bestäms automatiskt i realtid, volym 354 GWh (2011) Korttidsreglering utnyttjas till största del för dygnsplanering 87,2%, (möta förbrukningens dygnsvariation), primär- och sekundärreglering utgjorde 12,8% av flödesförändringarna
Sitasjaure 780h 10m Älvtrögheten i Lule älv Sourva 240 m3/s 3100h 30m Satisjaure 650h 19m Reglerbarheten i Sveriges älvar är dimensionerad efter den aggregerade förbrukningens dygnsvariation - Ej verifierat att produktionen kan möta nettoförbrukningen vid ex 45 TWh Produktionskapaciteten varierar mellan stationer - Produktionen måste planeras för hela älven - Hänsyn måste tas till stationer upp och nedströms - Spill i Messaure vid max produktion i Ligga i mer än 10 h Ledtiden till kraftverk nedströms reducerar älvens flexibilitet - Tidskostanten mellan kraftverk medför att den aggregerade produktionen måste rampas upp och ner Nivån i magasin planeras för att möjliggöra flexibilitet för nästkommande dygn - Magasinsnivån planeras alltid för att kunna möta nästkommande dygns behov - Utmaning att möta nettoförbrukningens variation istället för förbrukningens variation Marktillrinning till resp. magasin reducerar flexibiliteten - Under sommarhalvåret är tillrinningen stor och produktionen planeras för att minimera spill 9m Tjaktjajaure 1 h 1 h 1,5 h 0,5 h Seitevare 135 m3/s 850h Parki 170 m3/s 26h Randi 485 m3/s 56h Akkats 450 m3/s 52h Letsi 370 m3/s 1,5m 2m 1,5m 1,5m 1 h 5 h 1 h 35m Porsi 975 m3/s 15 min 15 min 1 h 2,5 h 4,1h 1,5m Laxede 990 m3/s 5,4h 0,5m Vittjärv 680 m3/s 0,1h 0,3m Boden 680 m3/s Vietas 540 m3/s 191h Porjus 940 m3/s 1,7h 3m Harsprånget 1040 m3/s 1,7h 2,8 m Ligga 1040 m3/s 25h 2,4m Messaur e 615 m3/s 7,5h 1,5-2,5m 2,6m tid för att tömma magasin max flöde m3/s dämnings/ sänkningsgräns 11 Title of presentation Author YYYY.MM.DD 11 Confidentiality - Critical (C4), High (C3), Medium (C2), None (C1)
Diskuterade tillämpningar för storskalig vattenkraft Införande av vårflod Återskapa en naturlig vattenmiljö genom att inför vårflod under exempelvis 3 dygn per år Minimiflöde i torrfåror Återskapa en naturlig vattenmiljö genom att införa minimiflöde i torrfåror Reducerad säsongsreglering Naturlig avsänkning och miljöanpassade flöden Reducerad korttidsreglering Maximal flödesförändring på 10 % i förhållande till föregående timma eller dygn Nivåförändring på max 13 cm/h i magasin 12
MWh/h Elproduktion 45 TWh vind och implementering av vattendirektivets restriktion på korttidsreglering 25000 20000 Underskott Förbrukning Överskott 15000 10000 Vatten 5000 0 Vind CHP Kärnkraft 1 21 41 61 81 101 121 141 161 h * Flödesförändringen begränsas till 10 % per h i vattenkraftverk med reglerbar produktion Behovet av import/export ökar kraftigt vid 45 TWh vindkraft och reducerad korttidsreglering 13
Vattenfalls vindkraft 2012 SE On-shore 290 GWh 126 MW SE Offshore 390 GWh 110 MW Norden DK 680 GWh On-shore 500 GWh 207 MW DK offshore 410 GWh 160 MW Norra Europa 910 GWh 14
Scenario: 60 TWh vind i Norden, 80 TWh i norra Europa 14-dagar i november 14-dagar i juni 25000 20000 Norra Europa Norden 20000 15000 15000 10000 10000 5000 5000 0 1 21 41 61 81 101 121 141 161 181 201 221 241 261 281 301 321 0 1 20 39 58 77 96 115 134 153 172 191 210 229 248 267 286 305 324 I huvudsak stor samvariation vilket måste studeras mer i detalj 15
Slutkommentarer Vattenkraftens framtid måste beslutas på central nivå och inte decentraliserat Avvägning mellan miljö-, klimat- och förnybarhetsmål samt en fungerande elmarknad Oklart om vattenkraften klarar en kraftigt förändrad veckoplanering och körning pga stora volymer vindkraft med hänsyn till dagens vattendomar och nya miljökrav Samspelet mellan den nordiska vattenkraftens reglerförmåga, utvecklingen av intermittent kraftproduktion såväl i Norden som omkringliggande länder måste utredas innan några klara slutsatser kan dras 16