sou · H5B32 · 2017-01-09 00:00:00 — För de tre största kraftslagen i (vattenkraft, kärnkraft och vindkraft) är nyproduktionskostnaderna förhållandevis likartade (per kWh). För kraftvärme är produktions- kostnaden kraftigt beroende av insatsbränslet. Det är värt att notera att kostnadsuppgifterna är en ögonblicksbild för . Kostnaden har för flera förnybara kraftslag har fortsatt att sjunka ytterligare . Figur 3.22 Kostnad för ny elproduktion (öre per kWh), exklusive skatter, avgifter och investeringsstöd vid 6 procents ränta sorterad efter kostnad Källa: Elforsk (2014b). Resultatet är känsligt för antaganden om den viktade kapitalkost- naden (WACC), dvs. kostnaden för lånat kapital och avkastnings- krav på eget kapital. I Figur 3.23 presenteras resultatet med olika ränteantaganden. Förändrade ränteantaganden slår tydligast mot sol- kraften vars kostnader nästan uteslutande består av kapitalkost- nader. Kostnaden för att producera el från en gasturbin för regler- och topplast är per kWh och är av grafiska skäl borttagen ur figurerna. Figur 3.23 Kostnad för ny elproduktion (öre per kWh) vid 3, 6 och 9 procents ränta sorterad efter kostnad vid 6 procents ränta Källa: Elforsk (2014b). Att enbart betrakta kostnader för enskilda kraftslag ger emellertid en ofullständig bild av den potential och de förutsättningar som gäller för olika kraftslag. En lika viktig aspekt gäller det ekonomiska värdet eller intäkterna för den producerade elen. Flera kraftslag har egen- skaper som – beroende på när de kan leverera el – innebär att de kan få intäkter som ligger över eller under medelpriset eller det pris som går att prissäkra. Detta brukar kallas ett kraftslags profilkostnad och förhållandet mellan kraftslagets intäkter och medelpriset brukar kallas för kraftslagets värdefaktor. Enligt teori och tillgängliga studier har planerbara kraftslag, t.ex. vattenkraft och biokraftvärme, positiva värdefaktorer eftersom de kan välja att producera mer när priset är som högst. Kärnkraft är ofta det kraftslag som har högst antal drifttimmar och svarar endast i begrän- sad utstäckning på kortsiktiga prissignaler. Värdefaktorn är därmed ofta nära medelpriset. Vind- och solkraft har enligt samma teori nega- tiva värdefaktorer eftersom elproduktionen av naturliga skäl är som högst vid gynnsamma väderförhållanden vilket ökar utbudet på mark- naden och sänker därmed elpriset. Storleken på dessa profilkostnader är generellt sett omkring en tredjedel så stora i vattenkraftsdomi- nerade system som det nordiska, jämfört med termiskt dominerade system som det kontinentaleuropeiska. Potentialen att integrera varia- bel elproduktion, som vind- och solkraft, anses därför vara högre i (Hirth 2016). Enligt Hirth (2016) faller värdefaktorn för vindkraft vid en andel på av total elproduktion. Enligt Hirth (2013) har också solproducerad el vid en låg andel (<4 pro- cent) en positiv värdefaktor, eftersom elen produceras när elpriset är högre, för att vid en högre andel få en snabbt sjunkande värdefaktor. har inom ramen kontrollstation simulerat vad en fortsatt utbyggnad av framför allt vindkraft inne- bär för profilkostnaderna, se Figur 3.24. Resultatet indikerar en betydligt större profilkostnad i SE3 och SE4 eftersom de områdena samvarierar med vindkraften i och på ett tyd- ligare sätt jämfört med vindkraften i norra . I figuren fram- går också att biokraftens profilkostnad, eller snarare intäkt, är lika stor i alla elområden och att skillnaden i den genomsnittliga intäkten från el mellan en biokraftanläggning och ett landbaserat vindkraft- verk i SE4 beräknas uppgå till nästan per MWh. SOU 2017:2 Det svenska energisystemet Beräknad profilkostnad (EUR per MWh) för biokraft ochelfrånintäktmellanSkillnad EUR/MWhspotpris,genomsnittligt Källa: (). Import och export av el exporterade el vilket är den högsta note- ringen . Den största nettoimporten hade med knappt . har byggt upp ett allt större överskott av el på årsbasis. har nettoimporterat el under endast , se Figur 3.25. och är de länder handlar mest med. av import kommer från medan av export går till . Figur 3.25 Nettoimport/export (GWh ) –2015 Källa: (2016a). De tre största kraftproducenterna i äger av den installerade effekten, se Figur 3.26. Det finns också ett stort sam- ägande av kärnkraftverk. Övriga ägare utgörs till största del av kom- munala energibolag, industriföretag och institutionella ägare såsom pensionsbolag. Även om ägarkoncentrationen i förefaller vara ganska hög är det mer relevant att se på en nordisk nivå eftersom producenterna till stor del verkar på en gemensam nordisk marknad. På den nordiska marknaden är ägarförhållandena mer spridda. marknadsandel i är t.ex. sett till elproduktion (2016b; ENTSO-E 2016). Figur 3.26 Ägarfördelning av installerad effekt i Källa: (2016). 3.3Överföring av energi och el Det svenska elnätet består av ledning, varav är jordkabel. Elnätet kan delas in i tre nivåer: stamnät, regionnät och lokalnät. Stamnätet transporterar el långa sträckor med höga spänningsnivåer. Regionnäten transporterar el från stamnätet till lokalnäten och i vissa fall direkt till större elanvändare. Lokalnäten ansluter till regionnäten och transporterar el till hushåll och andra slutkunder. Lokal- och regionnätsföretagen ansvarar för att nivån på underhållet av det egna nätet är tillräcklig för att garantera att leverans- säkerheten i näten upprätthålls ((Ei) 2015a). Stamnätet i förvaltas av (Svk) och regionnäten ägs i huvudsak av Ellevio (f.d. Fortum), E.ON och . Lokalnäten ägs till av Ellevio, E.ON och och till resterande del av olika privata och kommunala aktörer. Sammanlagt finns det 173 elnätsföretag i . Av dessa bedri- ver 157 lokalnätsverksamhet, 21 regionnätsverksamhet och två stam- nätsverksamhet (Svk och Baltic Cable) eller enbart utlandsförbin- delse. har både lokalnät och regionnät. Sammankoppling med angränsande länder Det svenska elsystemet är tätt sammankopplat med angränsande länder, särskilt , och , se Figur 3.27. Utlands- förbindelserna är av två typer, växelström och likström. En växel- strömsförbindelse är möjlig om de två näten är synkrona, dvs. de två näten är i fas med varandra. har växelströmsförbindelser med , och . En likströmsförbindelse används när näten inte är synkrona eller när överföringen ska göras över stora avstånd, t.ex. över . har likströmsförbindelser med , och även med . Både växel- och likströmsförbindelser finns till och . Ur marknadssynpunkt utgör fyra av totalt femton el- områden i den nordisk-baltiska marknaden. Kraftutbytet mellan och angränsande länder sker därför enligt marknadsmässiga förutsättningar. Elkraft inom flödar från områden med över- skott till områden med underskott, oavsett om dessa områden råkar befinna sig på ömse sidor om en landsgräns. Elexport är i detta avse- ende den kraft som lämnar något av de svenska elområdena till ett elområde i ett annat land. hade en betydande elexport, (Ei 2015a). Denna siffra är dock ett netto över , vilket innebär att , trots en stor elexport, under vissa timmar kan importera el. I takt med att flera anläggningar med variabel elproduktion byggs ut, t.ex. sol- och vindkraft, kan sväng- ningarna mellan import och export bli större, se även kapitel 5.4.4. Figur 3.27 Det svenska stamnätet Källa: Svk (2015d). Import och export är inte bara beroende av överföringsförmågan mellan två länder. Även landets interna nät måste kunna hantera flö- dena. Exempel på detta finns att hämta i överföringen mellan och . har i sin rapport föringsbegränsningar mellan och (Ei 2015b) funnit att överföringskapaciteten begränsats för att hantera interna flask- halsar i . Detta har enligt Ei resulterat i en reducerad sam- hällsnytta genom inlåsning av kraft och producentunderskott då handeln begränsas. Naturgasverksamhet delas in i fyra olika grenar: transmission, distri- bution, förgasning och lager. I transmissionsledningar transporteras gasen långa sträckor under högt tryck. Därefter sker en tryckredu- cering i mät- och reglerstationer innan det lokala distributionsnätet tar vid för transport till kund. Merparten av den naturgas som används i går genom det västsvenska naturgassystemet. Nätet består av transmis- sionsledningar och distributionsledningar. Naturgas- nätet sträcker sig från i söder till i norr, med en förgrening in i . Det finns kapacitet att transportera ungefär naturgas i den befintliga transmissionsledningen mellan och . Genom en höjning av arbetstrycket med hjälp av kom- pressorer kan kapaciteten ökas till . Överföringen under har inte några överföringsbegränsningar. De danska och svenska systemen är därför ur en teknisk synvinkel att betrakta som ett och samma system. Den enda större inmatningen till nätet sker genom en ledning under som är kopplad mot det danska nätet. Genom det danska nätet är det svenska sammankopplat med det tyska nätet och resten av den europeiska kontinenten. Gasen som kommer till har sitt huvudsakliga ursprung i de danska naturgasfälten i , men kan också importeras från . Mindre inmatning av biogas förekommer men uppgradering till naturgasstandard sker före inmatning. I ett fjärrvärmesystem sker produktionen av värme centralt genom att vatten värms upp i en eller flera produktionsanläggningar, som där- efter distribueras i ett slutet rörledningssystem till de kunder som är anslutna till fjärrvärmesystemet. Fjärrvärmen används främst för uppvärmning av byggnader och för varmvatten, men det förekommer även att fjärrvärme levereras till industrier för olika processbehov. Fjärrvärmeverksamhet har sådana stordriftsfördelar som är ut- märkande för ett naturligt monopol, vilket innebär att det i de flesta fall endast är lönsamt att ha ett rörsystem för fjärrvärme per distributionsområde. De allra flesta företag som bedriver fjärrvärme- verksamhet gör det integrerat, dvs. att produktion, distribution och handel sker inom samma företag. Det har framförts kritik mot fjärrvärmeföretagens starka ställning i relation till kunder och andra intressenter. Kritiken är en kombination av inlåsningseffekten som finns på värmemark- naden (att investera i en fjärrvärmeanslutning är kostsamt för kun- den), att fjärrvärmekunderna är hänvisade till endast en leverantör och bristen på stabilitet och prisutvecklingens förutsägbarhet på fjärrvärmemarknaden. Regeringen har till- satt flera utredningar och genomfört regelförändringar för att skapa förutsättningar för en rimlig, förutsägbar och stabil prisutveckling. Med systemfrågor avses här de delar av elsystemet som i hög grad är av betydelse för att säkerställa en säker försörjning av el. Nedan beskrivs hur effektbalansen i systemet upprätthålls och hur olika systemtjänster bidrar till att stötta och stabilisera kraftsystemet och till en driftsäker och stabil elkraftproduktion och effektöverföring. Att upprätthålla effektbalansen innebär att upprätthålla den momen- tana balansen i elkraftsystemet, dvs. att balansera den aktuella användningen av el med tillgänglig produktion. de situationer då det inte finns tillräcklig produktions- och import- kapacitet. Effektbalansen påverkas av användningen och dess effektbehovs- profil, den tillgängliga produktionskapaciteten inom landet och möjligheterna till import av el. Tillgänglig överföringskapacitet i det svenska elnätet, i utlandsförbindelserna och effektbalansen i det an- gränsande landet påverkar också möjligheten att upprätthålla effekt- balansen. Effektbehovet kan variera mellan 8 000 och 27 000 MW . I och är effektbalansen som mest ansträngd när det är som kallast, till en följd av elanvändningens effektbehov för uppvärmning. Effektbehovet för den övriga el- användningen varierar mest över dygnet men även mellan vardag och helg. Efterfrågeflexibilitet i användarsektorerna kan bidra till att skapa bättre balans mellan elanvändning och elproduktion genom att minska förbrukningen eller flytta den över tiden. beskriver i nätutvecklingsplanen att skillnaden mel- lan produktionskapacitet och användning har minskat och att margi- nalerna mot effektbrist har minskat (Svk 2015b). har den högsta elförbrukningen legat mellan 23 390 MW (/2015) och 26 883 MW (/2016). Topp- noteringen vintern /2016 låg nära förväntad förbrukning vid en tioårsvinter och cirka 100 MW ifrån det svenska förbruknings- rekordet. högsta notering är cirka 27 000 MW och inträffade –18. /2016 var den upphandlade volymen i effektreserven 1 000 MW (1 500 MW föregående vinter). Av dessa utgjordes 340 MW (626 MW föregående vinter) av förbruknings- reduktioner från industrier och 660 MW (874 MW föregående vinter) av produktionsresurser i form av kondenskraft. har haft tillräcklig produktion, för- brukningsreduktion och import för att täcka såväl det prognosti- serade som det faktiska effektbehovet. Således har effektreserven inte behövt aktiveras då utbud och efterfrågan har kunnat mötas i börshandel på , även om beredskapen på delar av effekt- reserven har höjts . (Svk) har inte behövt koppla bort elförbrukning som inte är avtalad (frånkoppling) . Reserven har aktive- rats av nätskäl för att säkerställa tillräckliga margi- naler för att upprätthålla frekvensen. Systemtjänster är ett samlingsbegrepp för funktioner som tillhanda- hålls för att stötta och stabilisera kraftsystemet och möjliggör en driftsäker och stabil elkraftproduktion och effektöverföring. Det handlar om balans- och frekvensreglering samt spänningshållning. har ansvaret för effektbalansen i driftögonblicket medan balanshållningen sköts av ett antal balansansvariga företag (med ekonomiskt ansvar) i planeringsskedet, se även kapitel 3.5.1. Vid obalans avviker kraftsystemets frekvens från och reg- lering behöver ske. När frekvensen understiger används inte längre den frekvensstyrda normaldriftreserven för reglering. I stället tas den frekvensstyrda störningsreserven i anspråk, vilket innebär att kraftsystemets sårbarhet ökar. Fluktuationer i frekvensen är ett mått på kraftsystemets för- måga att hantera störningar och upprätthålla en stabil drift vid de förändringar av konsumtion och produktion som skapar obalanser. Historiskt har variationerna främst härrört från förändringar i för- brukningsmönstren och (aktuella) väderförhållanden. Med en ökad andel variabel elproduktion i systemet kan ytterligare variationer introduceras. I sköts frekvensregleringen typiskt sett av vattenkraft- verk. Enligt NEPP finns en potential för att fjärrvärme också kan bidra till detta (NEPP 2016a). Kraftvärmen kan bidra till elpro- duktionens frekvensregleringsförmåga, medan elpannor och värme- pumpar kan bidra genom anpassningar av elanvändningen. Mekanisk svängmassa kan beskrivas som systemets tröghet och kom- mer huvudsakligen från den roterande massan i turbiner och gene- ratorer i kraftverk och behövs för att upprätthålla frekvensstabiliteten i elsystemet. Vattenkraft, kärnkraft och värmekraft bidrar med sväng- massa till systemet då elen produceras i roterande synkrongeneratorer där de roterande maskinernas mekaniska massa utgör en upplagrad rörelseenergi, s.k. mekanisk svängmassa eller masströghet. Vindkraft tillför inte någon mekanisk svängmassa (för syntetisk svängmassa, se nedan) och detsamma gäller för solkraft. En betydande svängmassa kan erhållas från kraftverk där turbinen har stor vikt eller där generator och turbin har hög rotationshastighet. Rörelseenergin är en förutsättning för en enkel och robust balans- reglering av sammankopplade växelströmssystem. Om ett kraftverk kopplas ifrån ökar uteffekten på de övriga kraftverk som då bromsas in något. Frekvensen sjunker och de automatiskt frekvensreglerande kraftverken ökar sin produktion. Om elsystemets totala svängmassa är stor, bromsas turbinerna mindre och frekvensfallet blir mindre. Omvänt medför liten svängmassa i systemet att bromsningen och frekvensfallet blir större och det går dessutom snabbare. Svängmassa levererar en systemtjänst. Det är inte en produkt som kan slås på eller av utan en inneboende egenskap hos en synkron- generator som finns tillgänglig så fort generatorn är inkopplad på nätet. Svängmassa kan också tillföras systemet genom att generatorer kopplas in på nätet enbart för att leverera svängmassa. När konventionell elproduktion ersätts av stora mängder varia- bel elproduktion kommer elsystemets svängmassa att minska. Det beror på att dessa produktionsslag inte använder synkronmaskiner som är direktkopplade till elnätet. Den minskande svängmassan medför att trögheten och den första balansregleringen av systemet försvinner, vilket gör att hastigheten på frekvensförändringen vid en störning ökar. Detta utgör en framtida driftsäkerhetsrisk eftersom systemet blir känsligare för störningar, vilka kan få betydligt större konsekvenser . Systemets svängmassa är således en faktor som potentiellt kan få ökad betydelse när andelen sol- och vindkraft ökar i kraftsystemet. Svängmassa är en gemensam angelägenhet inom det nordiska synkronområdet och problematiken behöver därför lösas gemensamt av de nordiska systemoperatörerna. När elanvändningen är hög är många generatorer i drift och den totala svängmassan är därmed hög, vilket stabiliserar frekvensen. Situationen under t.ex. sommarnätter är annorlunda då endast cirka en fjärdedel av generatorparken är i drift. Detta är också den period när flera stora produktionsanläggningar kan vara under årligt under- håll, vilket gör att sommarnätter och perioder med liknande drift- förhållanden med få produktionsanläggningar i drift, hör till de mest kritiska driftsituationerna med avseende på svängmassan. Den totala tillgängliga svängmassan i det svenska elsystemet ligger i intervallet 110–270 GWs. Den största produk- tionsenhet som finns i kraftsystemet är block 3 i (1 450 MW). Utgångspunkten vid planeringen av kraft- systemets driftförutsättningar är att ett bortfall av detta kärnkraft- block inte ska ge en lägre frekvens än , vilket är den lägsta frekvens som anses acceptabel i efter ett produktionsbort- fall. Trots detta har frekvensen fallit under ett antal gånger vid produktionsbortfall under ogynnsamma förhållanden. Vid en frekvens under börjar automatisk frånkoppling av förbruk- ning som elpannor och värmepumpar för att balansera systemet. Vid frekvensen börjar mer prioriterad förbrukning att från- kopplas. För att frekvensen inte ska sjunka för lågt måste åtgärder vidtas. pekar på tre typer av åtgärder som ger önskad verkan: öka mängden svängmassa i systemet, minska det största fel- fallet eller utnyttja anläggningar som mycket snabbt kan öka den aktiva effektutmatningen vid kritiska felfall. Högspända likströmsförbindelser (HVDC) mellan det nordiska elsystemet och omvärlden kan bidra till att minska risken då de kan styras snabbt. Detta gör att man genom snabba aktiveringar i rätt riktning kan kompensera för bristande masströghet och/eller primär- reglering. Genom att anläggningar körs i s.k. synkrondrift, dvs. generatorn är infasad på nätet och roterar utan att kraftverket producerar el, kan masströghet och spänningshållning samt en snabb effektreserv tillföras systemet. En del vattenkraftverk kan köras på detta sätt och gasturbiner skulle också kunna fungera som synkronkompensatorer då mer masströghet och spänningsreglering behövs. kraftverk som inte kan köras på detta sätt kan anpassas eller byggas om men det innebär dock en investeringskostnad. En högre andel variabel elproduktion gör det nödvändigt att säker- ställa stabiliteten i kraftsystem på andra sätt än . Det finns flera olika tekniker utöver den mekaniska svängmassan för att åstadkom- ma tröghet i systemet. Upplagrad energi som inte utgörs av synkront roterande massor, utan är ansluten via snabba effektomriktare, skulle kunna utnyttjas som s.k. ”syntetisk tröghet”. Exempelvis kan rota- tionsenergin ökas eller minskas i vindkraftverkens turbiner, med hjälp av effektomriktare som ansluter anläggningarna till elnätet. Förbin- delser för högspänd likström till andra synkrona områden kan använ- das för att dela på systemtrögheten. Denna möjlighet tillämpas redan i befintliga HVDC-förbindelser, men kan utvecklas ytterligare. En annan möjlighet att snabbt ta emot och leverera energi utgörs av bat- terier som ansluts till kraftsystemet med frekvensomriktare. Spänningshållningen i kraftsystemet har betydelse för kapaciteten i överföringssystemet vid normal drift och för driftsäkerheten vid stör- ningar. Spänningen i näten ska hållas inom av nominell spänning och regleras genom tillförsel eller uttag av s.k. reaktiv effekt, i produktionsanläggningarna och är en storhet som påverkas främst av lokal reaktiv effektproduktion och konsumtion. Spänningsstabi- liserande utrustning som finns i nätet bidrar också till att önskad nivå kan hållas. Spänningsregleringen i respektive delsystem påverkar angränsande nätägares möjligheter till en god spänningshållning. En korrekt spänningsreglering av stamnätet ger goda förutsättningar för en bra spänningsreglering av underliggande nät och vice versa. Spänningshållningen vid hög överföring är beroende av en tillräck- lig förmåga att upprätthålla den reaktiva effektbalansen (tillräckligt hög spänning) i alla punkter. Spänningen i stamnätet har reg- lerats av anslutna synkrongeneratorer tillsammans med andra anslutna komponenter. Även anslutna roterande synkronkompensatorer har använts för att reglera spänningen. har dessa dock kommit att ersättas av komponenter uppbyggda av kraftelektronik. De anslutna synkrongeneratorerna har en stor betydelse för spänningsregleringen både i normal drift och vid störningar, efter- som de bidrar till spänningshållningen genom inställda automatiker. Det svenska överföringssystemet är uppbyggt för att överföra stora effekter från vattenkraften i norr till konsumtionscentra i . En stor andel av den variabla förnybara elproduktionen ansluts i större omfattning till de regionala och lokala näten och ersät- ter spänningsreglerande generatorer anslutna till stamnätet. Förmå- gan hos de anläggningar som är anslutna till underliggande nät når inte stamnätet och kan därmed inte bidra till spänningsregleringen på stamnätet (Svk 2015b). I råder ett starkt samband mel- lan kärnkraftverkens förmåga att leverera reaktiv effekt och över- föringskapaciteten i stamnätet. Vind- och solkraft bidrar i regel inte till att automatiskt stötta spänningen i systemet även om de flesta större vindkraftanläggningar som installeras har den möjligheten. Den svenska elmarknaden omreglerades . Syftet med refor- men var att skapa ramar för en elmarknad där konkurrens i produk- tion och elhandel skulle leda till ökad effektivitet och konkurrens- kraft (Prop. 1991/92:133). En hörnsten i elmarknadsreformen var att verksamhet för elöver- föring inte fick bedrivas i samma bolag som elproduktion och handel med el. En annan hörnsten var att elnäten skulle vara tillgängliga för alla producenter och elkunder på lika villkor, och att elnätsverk- samhet skulle regleras av en myndighet, (Ei) (se vidare kapitel 4.3 om överföring). En tredje hörnsten var att elproduktion och handel skulle konkurrensutsättas, och att kunderna fritt skulle kunna välja sin elleverantör. Inträdes- och konkurrens- hinder togs bort för att underlätta för nya aktörer att etablera sig på elmarknaden. Den systemansvariga myndigheten, (Svk), fick i uppgift att säkerställa den fysiska balansen under drift- timmen. fick också som en uttalad uppgift att främja konkurrensen på elmarknaden. En fjärde hörnsten i elmarknads- reformen var att alla som vara anslutna till elnätet skulle betala en s.k. punkttariff och få tillgång till hela den svenska elmarknaden obero- ende av s.k. överföringsbegränsningar. Detta innebar att aktörerna skulle möta ett oändligt starkt nät. En överenskommelse träffades mellan de nordiska energi- ministrarna om att skapa förutsättningar för en nordisk elmarknad, i syfte att stärka konkurrensen på elmarknaden. Elbörsen blev en gemensam elbörs för och . Den nya marknadsdesignen innebar en övergång till en s.k. energy-only marknad, dvs.