En analys av DNV-GL:s rapport om effektfrågan

För en självfinansierad och ambitiös start-up som Kärnfull Energi är forskningsrapporter som berör vår marknads framtid alltid av stort intresse. Innan vi startade landets första elbolag med 100% kärnkraft förra sommaren hade åtskilliga månader lagts på analyser av kärnenergins framtid i Sverige och världen.

Våra slutsatser blev till underlag i den road-map som idag innebär att vi är en av branschens, organiskt sett, snabbast växande aktörer.

Hittills, så här ett drygt år in i vår resa, har såväl den allmänna debatten som problem med priskorrelation, systemkostnader och effektsituationer i olika marknader följt våra scenarion mycket väl, och vi ser därför tydligt hur förståelsen för kärnenergins betydelse för framtidens storskaliga och miljövänliga elektrifiering ökar för varje dag – och därmed även efterfrågan på vår tjänst.

Vi vill alltid lära oss mer och kastar oss alltjämt med stor aptit över alla nya rapporter som berör vår värld. Vi jämför dess data med våra egna modeller för att försöka förstå om – och i så fall varför – de skiljer sig åt. Vanligtvis är de olika resultaten inom rimlighetens gränser ganska lika våra egna, och därför lämnar vi dem oftast okommenterade.

I mars i år valde vi dock att göra en lite djupare analys av en rapport från Chalmers (Hedenus, Reichenberg, Kan) som skiljde sig markant i sina slutsatser kring kostnaderna för ett 100% förnybart svensk elsystem mot vad vi hade observerat. Det visade sig vid djupare analys att det fanns såpass stora felaktigheter kring t.ex. kärnkraftens bränslekostnader, landets framtida elbehov och den tillgängliga mängden vattenkraft att författarna valde att modellera om hela rapporten, och sen korrigera den.

Varför är detta då viktigt för oss som litet elbolag? Två anledningar. Dels för vår möjlighet att växa enligt plan, som påverkas av politiska utspel och medias rapportering. Politiker och artiklar påverkar allmänhetens insyn i, och åsikter om, energifrågan. Och allmänheten är våra kunder: tusentals hushåll och företag runt om i landet.

Men också för att frågan är såpass viktig för såväl vårt land som för vår planet. Mänskligheten får helt enkelt inte misslyckas med elektrifiering av samtliga möjliga energisektorer. Den måste ske snabbt, kostnadsoptimalt och med ordentliga utsläppsminskningar.

Det är viktigt att poängtera att vi är såpass trygga kring kärnkraftens enormt viktiga roll i framtidens elsystem att det enda vi begär av rapporter är att de är teknikneutrala och använder relevanta antaganden och källor. Om vi kan belysa felaktigheter i potentiellt policysättande studier så är det därför något vi inte drar oss för att göra.

Nu var det dags igen.

Svensk Vindenergi har beställt en studie av konsultbolaget DNV GL kring hur det framtida svenska kraftsystemet bäst kan hantera pressade effektsituationer – Kostnader för hantering av «effektfrågan». Deras analys fokuserar på en modellerad framtida vecka med relativt låg produktion från vind och solenergi, och på olika metoder för att täcka upp för skillnaden mellan efterfrågan och produktion i systemet under denna vecka.

Så långt allt väl. Så länge som Energiöverenskommelsen ligger kvar är det relevant för forskare och experter att försöka bevisa hur, eller ens om, målet med ett 100% förnybart energisystem till 2040 är nåbart. Men det måste göras utifrån pålitliga och relevanta antaganden, samt med realistiska infallsvinklar.

Och det är där skon klämmer med DNV-GLs rapport. Kortfattat så är det faktiskt oklart om någon slutsats kan dras från denna studie överhuvudtaget.

Den viktigaste delen av modelleringen av kraftsystemet och all ekonomisk analys är utförda utifrån helt orimliga metoder. Men även om studien hade utförts på ett vettigt sätt hade den fortfarande haft ett mycket begränsat informationsvärde. Låter det hårt? Kanske, men häng med så förklarar vi varför.

Det är värt att ha i åtanke att en sån här rapport mycket väl kan komma att användas som underlag för beslut som påverkar Sveriges långsiktiga elförsörjning och strategi. Så även om mycket av nedan är direkt skrattretande läsning så är det, med tanke på den roll denna rapport kan komma att spela, tyvärr lätt att hålla sig för skratt.

Rapportens utgångspunkt


Först och främst måste det sägas – utgångspunkten för analysen är anmärkningsvärd: ett kraftsystem med en fördefinierad fördelning av kapacitet mellan kraftslag. Den ansatta fördelningen resulterar år 2040 i en produktion om 90 TWh/år från vindkraft och 20 TWh/år från solenergi. Tillsammans med vattenkraftens produktion under ett normalår (cirka 67 TWh/år) så täcks hela det modellerade elbehovet över året.

Någon teknisk, ekonomisk, klimat- eller miljömässig motivering för just denna fördelning av kapacitet och produktion ges inte, annat än att detta är branschorganisationerna Svensk Vindenergi och Svensk Solenergis respektive mål för framtiden. Studien fokuserar sedan på att försöka åtgärda (ett av) de problem som en sådan kapacitetsfördelning för med sig.

Spontant kanske ett annat, mer relevant angreppsätt vore att optimera ett system som på bästa sätt och till lägsta kostnad klarar av att faktiskt förse det antagna elbehovet istället för att anta ett system som inte klarar av att förse behovet – och sedan i efterhand försöka åtgärda dessa problem?

Med tanke på lobbyorganisationerna som ligger bakom rapporten är det föga oväntat så att vindkraften är det modellerade systemets viktigaste kraftkälla med stor marginal, och denna antas utnyttja ”mer modern vindkraftsteknik” i framtiden som ger klart högre kapacitetsfaktor än för dagens teknik. Och det är just denna mycket mer attraktiva produktionsprofil för den framtida vindkraften som mer än något annat ”minskar risken för effektbrist” låter man meddela.

Nåväl, eftersom detta utgör basen för analysen är det av mycket stor vikt att modelleringen av vindkraftens produktionsprofil är realistisk och väl beskriven. Döm om vår förvåning när då rapporten inte ger någon information alls kring detta. Det tycks t.o.m. som om man helt bortsett från direkt avgörande faktorer här, såsom om den modellerade vindkraften är havs- eller landbaserad eller var i landet denna modellerade vindkraft skall byggas.

Vi uppmuntrar DNV-GL att ge rapportläsarna insyn kring vilka antaganden man faktiskt gjort, inte minst då det i vår erfarenhet är helt omöjligt att konstruera en timvis produktionsprofil för vindkraft utan att göra just sådana antaganden.

Letar man vidare i rapporten så ser man snart att man refererar till webbsidan ”Renewables.Ninja” (RN) som källa för sin vindkraftsdata, och vid närmre analys tycks det som om produktionsprofilen som faktiskt använts kommer från just RN-databasen ”Future Long-Term National”.

I dokumentationen för denna kan man läsa: ”Simulation represents 8,543 MW of capacity, all of which offshore”. Låt det sjunka in. All of which offshore.

Studien har alltså baserat hela den modellerade framtida svenska vindkraftens produktionsprofil på enbart havsbaserad vindkraft, med enbart framtida havsbaserad turbinteknologi.

Ingen information anges alltså kring var dessa havsbaserade vindkraftsparker skall byggas, och samtidigt läser vi att i Svensk Vindenergis eget ”vindkraftscenario till 2040” så är den absoluta majoriteten av all vindkraftskapacitet tvärtemot landbaserad.

Det dolda, och möjligtvis för studiens författare okända, antagandet om en helt havsbaserad vindkraft i modelleringen leder till en årlig kapacitetsfaktor på cirka 40%, vilket motsvarar en relativ ökning från idag med cirka 60% – upp från dagens 25%.

Detta, redan uppblåsta, värde räcker dock inte för modelleringen i studien. Då har man, bisarrt nog, valt att justera upp denna kapacitetsfaktor ytterligare. Nu till 48% genom att, vad det verkar, helt enkelt multiplicera alla värden från RNs havsvind-databas med 1,2(!).

Det resulterande värdet, nära dubbelt dagens, är högre än det högsta värdet i hela RN-databasen för något land i hela Europa – där Portugals havsbaserade vindkraft ute i Atlanten når högst med 44%.

Denna mycket märkliga behandling av vindkraftens produktionsprofil gör resultatens användbarhet mycket tveksam. Det seriösa, eller logiska, i fallet vore ju snarare att använda sig av modellerade produktionsprofiler för både land och havsbaserad vindkraft, beräknade var för sig och för alla svenska elområden?

Studien hävdar även att ”vind- och förbrukningsdata hämtats per timme från 2016 – vilket är det senaste året med god datakvalitet för såväl vind- som förbrukningsdata”. Vi är nu mer än halvvägs genom 2020, och alldeles utmärkt timvis statistik för senare år finns tillgängliga från till exempel Svenska Kraftnät och från Nordpool.

Den faktiska anledningen till att just år 2016 användes i studien är troligtvis istället på grund av att den vinddatabas från webbsidan Renewables.Ninja som hittas under ”Downloads” slutar vid år 2016.

Det var vår reflektion kring själva grundantagandena, där bristerna alltså är bland de mest flagranta vi har sett i en rapport av denna dignitet.

DNV-GLs lösningsalternativ för ”effektproblemet”

Tre generella ”metoder” föreslås för att hantera de problem som uppstår på grund av att det framtida kraftsystemets uppbyggnad, som det på förhand definierats, saknar kapacitet att förse efterfrågan. Återigen har ingen optimeringsanalys för att lösa problemen använts, utan istället har alltså dessa tre mer eller mindre godtyckligt fördefinierade metoder ansatts och sedan jämförts med varandra.

Den ekonomiska analysen av dessa alternativ lider tro’t eller ej av ännu större metodikproblem än modelleringen av vindkraften.

Alt. 1. Förbrukningsflex

Effektbristsproblemets första lösning (”Förbrukningsflex”), som enligt studiens analys är det mest kostnadseffektiva, innebär i princip elransonering. Under veckan som visas i modelleringen så saknar stora delar av den svenska industrin elförsörjning under en kontinuerlig period på ungefär 2 dygn.

Under en ännu längre period, som alltså i exemplet infaller mitt i vintern, får svenska hushåll klara sig utan el. Den enskilt största delen av den bortkopplade elförbrukningen är för uppvärmning av hushåll. Detta modelleras till 95% inte som en ”flexibel last” (alltså en last som försörjs men som är förflyttad i tid) utan som en minskning av förbrukning (alltså en last som aldrig försörjs).

I klartext innebär detta att hundratusentals hushåll under flera kontinuerliga dagar inte förväntas värmas, mitt i vintern. För kostnadsuppskattningen av detta har en tabell för ”avbrottskostnadsvärdering” från Energimarknadsinspektionen använts (Energimarknadsinspektionen 2019), vilket bekräftar bilden av att ”flexibilitetslösningen” egentligen i princip innebär elavbrott och ransonering.

Alt. 2. ”Power-to-gas”

Den andra lösningen, ”Power-to-gas”, är inte förklarad överhuvudtaget. Ordet ”vätgas” nämns i texten för den sida som ska förklara antaganden kring detta (sida 35), vilket därför får antas vara den teknologifamilj som avses. Tabellen som beskriver kostnader inkluderar förklaringen ”H2, NH3, CH4” (vätgas, ammoniak, metan), vilket ger mer frågetecken än svar angående vad som har modellerats. Frågetecken DNV-GL väldigt gärna får hjälpa oss räta ut.

Så här, ett vätgasbaserat system för ellagring består av tre komponenter: 1. Elektrolys, 2. Vätgaslager, 3. Vätgasturbiner/bränsleceller. Ingen information kring något av detta ges överhuvudtaget, varken typ av teknologi, kapacitet, eller kostnad. På sida 35 anges dock totalkostnaden för detta till 263 miljoner kr.

Systemet förser 255 GWh under den modellerade veckan, vilket innebär att de modellerade driftkostnaderna (1 kr/kWh enligt studien) uppgår till 255 miljoner kr. Kvarvarande 8 milj. kr är därför för investeringen. CAPEX anges till 950 kr/kW/år, 8 milj. kr ger därför cirka 8.4 MW. I figurerna, till exempel på sida 42, visas en uteffekt från P2G2P på cirka 5000 MW.

Kostnadssiffran på sida 44, en annuitet på cirka 5 miljarder kr/år, matchar bättre med den modellerade kapaciteten. Kostnaden har i just detta fall presenterats som en annuitet för investeringar plus driftkostnader, vilket kan vara en rimlig jämförande modell om samtliga analyser i rapporten hade använt samma metod (vilket inte är fallet) och parametrarna som använts för att beräkna annuiteten presenterats (vilket inte heller är fallet).

Alt. 3. ”Kärnkraft och flex”

Mest problematiskt är behandlingen av den tredje metoden, kallad ”kärnkraft och flex”. Först påstås att enbart två av Sveriges reaktorer skulle kunna fortsätta vara i drift år 2040, något som omedelbart tillbakavisades som felaktigt av delägare till verken i en artikel med rubriken ”Svensk Vindenergi gör fel antaganden om kärnkraft”.

Den antagna kvarvarande kärnkraftskapaciteten, som alltså enbart består av reaktorerna F3 och O3, antas sedan för modelleringen av kostnader faktiskt ändå inte vara kvar. Hänger ni med? Man använder istället en ”utgångspunkt i nya anläggningar” och låtsas därför att även dessa kvarvarande reaktorer inte är i drift längre. För analysen av kostnader av detta, antas följande:

_____________________

”En kärnkraftsanläggning, eller flera små distribuerade**, av motsvarande storlek (2 500 MW) skulle dock behöva ett årligt stöd utöver marknadspriset på el i storleksorningen [sic] 5 miljarder kronor baserat på antaganden om att:

• Det framtida marknadspriset på el kan förvätas [sic] vara ca 30 öre/kWh med utgångspunkt i LCOE (utjämnade energikostnader) för vindkraft och tillägg för tiden vindkraften inte producerar*
• Det framtida LCOE för kärnkraft kan förväntas vara ca 63 öre/kWh***

__

**DNV GL power-price forecasts / *Promemoria om kostnaderna för nya elproduktionsanläggningar i Sverige, Energikommisionen 2016 / ***Eftersom tillförlitliga data saknas för små anläggningar antas samma pris som för annan ny kärnkraft

_____________________

Ovanstående ”beräkningsmetod” visar onekligen på en fundamental oförståelse för hur prissättningen på elmarknaden fungerar, hur LCOE kan användas och beräknas, och hur driftbeslut för kraftverk tas. Prisbildningen på elmarknaden har ingen direkt relation till LCOE för enskilda kraftslag utan bestäms av marginal eller alternativkostnaden (för lager och vattenkraft) av marginalproduktionen som behövs för att möta efterfrågan.

Beräkningen av kostnader ”i storleksordningen 5 miljarder kr” har skett på följande sätt:

1. Det felaktigt modellerade genomsnittliga elpriset på 30 öre/kWh har ansatts som det genomsnittliga pris som kärnkraften säljer el för över ett år.
2. LCOE för ny kärnkraft har använts istället för marginalproduktionskostnaden för existerande kärnkraft, vilket ger en förlust för varje producerad kWh på 63–30 = 33 öre/kWh.
3. Kärnkraften antas köra över ett år med en godtyckligt antagen kapacitetsfaktor på 70%, för en total produktion på 15 TWh och en nettoförlust på 5 miljarder kr.

__

Denna direkt unika metod för att bedöma kostnader får så klart mycket märkliga konsekvenser. Till exempel: Ju mindre kärnkraften antas producera, ju mindre kostar denna ”lösning för effektbristproblemet”. Om studiens 2500 MW av kärnkraftskapacitet enbart används under bristperioderna under den problemvecka som studien fokuserar på, så produceras totalt cirka 200 GWh från kärnkraft, och de resulterande ”förlusterna” enligt beräkningsmetoden ovan uppgår till 66 miljoner kr istället för 5 miljarder kr.

Den totala kostnaden för metoden sjunker då från 5781 miljoner kr ner till 847 miljoner kr. Metoden som använts är fullständigt oanvändbar, men om den används på detta sätt blir alternativet ”kärnkraft och flex” alltså billigast med mycket stor marginal.

Sammanfattning

Det är som sagt oklart om någon slutsats kan dras från denna studie överhuvudtaget när modelleringen av vindkraft i kraftsystemet och all ekonomisk analys är utförda med direkt orimliga metoder.

Vi saknar också en bredare priskorrelations-diskussion i rapporten. Detta är ett område värt att fördjupa sig i ordentligt, och separat, i förnybara systemanalyser men kortfattat: om nu det genomsnittliga elpriset är dessa 30 öre/kWh som författarna hämtat “från LCOE” – vad blir då det genomsnittliga säljpriset för dessa 90 TWh/år vindkraft och 20TWh/år solkraft?

Det är nog ingen vild gissning att elpriserna blir noll när det blåser eller är soligt, eller både ock. Vad kan man uppnå för marginal på marknaden då? Situationen bör i sin tur innebära att vattenkraften i systemet kommer att se ett betydligt högre genomsnittligt säljpris än systemets övriga genomsnitt – och sol och vind ett betydligt lägre.

Även om vi för den goda sakens skulle inte blandar in vårt favoritämne ‘systemkostnader’ i diskussionen här och nu, så har vi svårt att se hur det skall gå ihop för vindkraft- och solkraftsägare om snittet över hela året, för hela systemet, skall vara 30 öre/kWh. Med 22GW installerad solkraft i landet – vad kan dess ägare förvänta sig? 5-10 öre/kWh?

En annan aspekt att reflektera över är just "flexibilitet", och vad det innebär när man möjliggör flytt av last över dygnet. Det bör ju t.ex. sannolikt hämma den (lilla) profilfördel solkraft har med tanke på korrelation med last över dygnet då det är mer produktion och efterfrågan mitt på dagen. Kvar står man då enbart med nackdelen av en närmast "perfekt" anti-korrelation med elbehovet på säsongsbasis?

Summa summarum, även om studien hade utförts på ett mer genomtänkt sätt hade den troligtvis fortfarande haft ett mycket begränsat informationsvärde. De ingående förutsättningarna är att analysera tre fördefinierade (ej optimerade) lösningar på ett av de problem som uppstår för ett specifikt kraftsystem som man har antagit bör finnas på plats år 2040, utifrån att Energiöverenskommelsens målsättning om 100% förnybart efterlevs.

Här i dagsläget ser vi dock snarare tydliga tecken på att svenska kärnkraftsreaktorer kommer att finnas kvar och producera pålitlig, ren och prisvärd el långt efter 2040 varför slutsatserna, oavsett den undermåliga kvalitén på utförandet, troligtvis är av begränsat intresse för resten av samhället utanför rapportens beställares väggar.

Med kärnfulla hälsningar,

Christian Sjölander

VD och grundare, Kärnfull Energi

christian@karnfull.se / 010-1959690

____

Källor

• Bjöörn, J. Svensk Vindenergi gör fel antaganden om kärnkraft. Ny Teknik, 2020.
• Energimarknadsinspektionen. EIFS 2019:4. EI, 2019.
• Renewables.Ninja. ninja_wind_europe_v1.1_future_longterm_national, [länk]. Renewables.Ninja, 2017.
• Svensk Vindenergi. ”VINDKRAFTSSCENARIO TILL 2040.” 2020.

_______________________________________________________

Gillar du det vi gör? Välj då Sveriges första elbolag med 100% kärnkraft:

• Minimerade utsläpp, stabila elnät och orörd natur
• Rörligt elpris, utan bindningstid, superb kundtjänst
• Forskningsstöd per kWh – för framtidens kärnkraft
• Välj närproducerad el från favorit-kraftverk