Staffan Qvist skriver en slutreplik i diskussionen med Johan Lindahl angående solkraft i Sverige. Staffan Qvist motiverar bland annat de investeringskostnader som använts som ingångsvärden i studien om det svenska kraftsystemet.

Johan Lindahl har skrivit ett mycket långt inlägg kring antaganden om modellering av solkraft och dess roll och värde i det framtida svenska kraftsystemet. Jag kommer här bemöta några av de huvudsakliga poänger och den kritik Lindahl framför kring de scenarioanalyser vi har utfört tillsammans med amerikanska forskare inom ramen för Svenskt Näringslivs projekt Kraftsamling Elförsörjning.

Läs de tidigare artiklarna om solkraften:

Johan Lindahls artikel
Staffan Qvists tidigare artikel
Intervjun med Johan Lindahl
Intervjun med Staffan Qvist

Lindahls fyra punkter
Lindahl nämner fyra huvudsakliga ”konsekvenser” av våra modelleringsmetoder:

” 1. De fysikaliska väderförhållandena och därmed sol- respektive vindkraftens produktion ändras, så att sannolikheten för att båda dessa kraftslag samtidigt ska producera mycket vid samma tidpunkt ökar.”

Detta är inte något som vi ser i vår modellering. Kring just den fråga Lindahl tar upp, om eventuella utmaningar med hög samtidig produktion av sol och vindkraft, skriver vi i resultatrapporten (sida 94):

”De situationer [med betydligt högre produktion från väderberoende kraft än efterfrågan] som syns i modelleringen drivs därför inte av en hög samproduktion av sol och vindkraft, eftersom solkraften på dygnsbasis är väl korrelerad med efterfrågan.” Förklarande text inom [] är tillagd här för kontext.

Punkt nummer två:
”2. Den nuvarande nedåtgående pristrenden för solkraften vänder och investeringskostnaderna för stora solcellsparker ökar från dagens nivåer fram till 2045.”

I vår underlagsrapport, sida 135–136 ges en beskrivning av de antagna kostnaderna för solkraft i vår studie och en jämförelse med övriga större studiers värden. För alla kostnader för alla olika kraftslag och lagring i studien ska kostnadsbilden försöka spegla mitten av 2030-talet snarare än just år 2045 (eftersom systemet då ska vara på plats). För att definiera nivåer har vi till exempel studerat den prisbildsutveckling för storskalig solkraft som organisationer som National Renewable Energy Lab (NREL) i USA och Eurelectric i Europa gjort för 2030-talet, och våra ingångsvärden för modelleringen ligger i den lägsta delen av det spannet.

I de flesta modellerade scenarier använder vi en investeringskostnad på 4300 kr/kW_AC, vilket alltså enligt Johan Lindahls inlägg innebär en kostnadsökning från dagens situation. Enligt Lazards senaste sammanställning, som släpptes för ett par veckor sedan (Oktober 2020), är investeringskostnaden för stora solcellsparker (150 MW_ac) cirka 8 200 kr/kW_AC. I NRELs ”Annual Technology Baseline 2020” som släpptes för ett par månader sen är motsvarande kostnadsbedömning cirka 12 000 kr/kW_ac, medan Eurelectrics bedömning för 2020 är cirka 7800 kr/kW_AC. Finansiell information om Western Downs, Australiens största solkraftspark (390 MW_AC), släpptes igår (26:e Oktober 2020), och visar en investeringskostnad om cirka 9600 kr/kW_AC. Parken har inte börjat byggas än och väntas gå i drift 2022. I ljuset av detta är det svårt för oss att istället försöka basera ingångsvärdena till studien på en enskild konfidentiell projektkalkyl för ett potentiellt projekt i Sverige som Johan Lindahl privat fått tagit del av, och som tydligen gjort en bedömning om investeringskostnader på ner till en tredjedel av exemplen ovan.

Lindahls tredje och fjärde punkt (samt avsnittet ”olika kalkylräntor”):
”3. Investerare i kraftproduktion framöver helt bortser från de risker som dels osäkra framtida bränslekostnader, dels långa konstruktionstider innebär för ett projekt, så att kostnaderna för kapital för ny kärnkraft hamnar i nivå med de kostnaderna för kapital som solkraften idag åtnjuter. Det vill säga viktade nominella kostnader för kapital runt 4 %, eller motsvarande 2 % i reella termer.

4. Alternativt till punkt 3 är att staten gör ett ingrepp i marknaden genom att finansiera ny kärnkraft helt genom skuldfinansiering, för att man i framtiden bedömer det som helt nödvändigt för att stabilisera system. Då skulle ny kärnkraft kunna få tillgång till räntor som förslagsvis definieras av statsobligationsräntor, vilka är i storleksordningen 3–4 %.”

Detta diskuterades redan i förra rundan inlägg. Det finns finansiella osäkerheter vad gäller all form av marknadsexponerad kraftproduktion. För biokraft kan det handla om en osäker utveckling av bränslepriser och konkurrens om råvaran, för storskalig kärnkraft finns det mycket riktigt en oro för utdragna konstruktionsperioder (men kärnkraft är relativt okänsligt för bränslepris). För sol och vindkraft finns en osäkerhet i den långsiktiga värdefaktorn för dess marknadsexponerade produktion. I ENTSO-E:s senaste sammanställning av antaganden för utvecklingen av kraftsystemen i Sveriges närhet så varierar mängden installerad solkraft, vars produktion alltså är högt korrelerad med svensk solkraft, från ett lågvärde på 125 GW till ett högvärde på nästan 300 GW till år 2040, utfallet av vilket bestäms till stor del av politiska beslut och ger en stor skillnad i värdefaktor och förväntad avkastning för svensk solkraft. Det finns i vår studie arton olika produktions och lagringsinvesteringar möjliga – vad är egentligen en ”rimlig” kalkylränta för en investering i ett vätgaslager år 2036? Bör värdet vara högre eller lägre än för solkraftsparker? På grund av de många möjliga alternativen och osäkerheterna i hur avkastningskrav och kapitalanskaffningskostnader utvecklar sig långt in i framtiden, samt möjligheter för nya finansieringsmodeller och för att kunna göra jämförelser på en jämn spelplan, så antar samhällsekonomiska optimeringsstudier i regel ett långsiktigt värde för kapitalanskaffningskostnaden för alla investeringar.

Produktions och priskorrelationer
Lindahls inlägg har här en mycket lång utläggning kring värdefaktorer centrerat kring påståendet att:

”Det Staffan väljer att inte nämna är den positiva korrelationen mellan solkraftens produktionsprofil och efterfrågan på dygnsbasis.”.

Tvärtom skriver vi just detta, som nämndes tidigare, tydligt i studiens rapporter, och jag skrev det till och med även i just det korta inlägg som Lindahls inlägg här är menat att vara ett svar på: ”På dagens svenska elmarknad, där solkraft ännu utgör en marginell del, så ser man vanligtvis positiva värdefaktorer (mer betalt per MWh producerad än snittet) som följd av positiv korrelation på dygnsbasis (högre elpriser på dagen än natten)”.

”Modellfel”
Det är alltid en utmaning i systemoptimeringsberäkningar att ansätta relevanta och rättvisande produktionsprofiler för väderberoende kraftproduktion. En bra generell startpunkt är att använda ett och samma år för alla ingångsvärden, vilket fångar upp kopplingar mellan olika väderfenomen och mellan väderfenomen och elbehov. Två viktiga faktorer spelar dock roll utöver detta:

(1) är ingångvärdena generellt ”representativa” för kraftslaget ifråga? och

(2) hur påverkar ingångsvärdena det resulterande systemets robusthet?

I vår studie utgick vi generellt från ingångsvärden från 2018, som var det senaste året med data när vi inledde modelleringen under 2019. Vindresursen för 2018, från vilket vindkraftens produktion beräknades, bedömdes användbar rakt av. Den är både representativ generellt (den följer till exempel ett typiskt mönster över året med positiv korrelation med elbehovet) och även till viss del robust (då vindresursen på årsbasis är aningen lägre än genomsnittet för de senaste 40 åren). På flera sätt kan dock vindkraftens modellerade produktionsprofil problematiseras vad gäller robusthet, till exempel saknar vindåret 2018 mer extrema perioder med mycket låg vindresurs, och under timmen med högst modellerad efterfrågan så producerar vindkraften på hela 40 % av sin maximala effekt. Vattenkraftens tillrinningsprofil per elområde för 2018 användes men justerades nedåt för att representera ett något torrare år i syfte att öka systemdimensioneringens robusthet. Ett system som dimensioneras enbart med antagande om relativt god tillrinning i vattenkraften kan naturligtvis få stora problem under torrare år.

Till skillnad från både vattenkraft och vindkraft så modellerades solkraften i vår studie istället med en årsproduktion som överstiger det långsiktiga genomsnittet. För solkraften studerades Renewable.Ninja’s Sverigedatabas, som då innehöll modellerade värden för 1980–2016. Den genomsnittliga modellerade kapacitetsfaktorn för solkraft i Sverige över alla dessa år var 9,9 % (motsvarande strax under 900 fullasttimmar), med en standardavvikelse för årsvärden på 0,3 %. Vår modellerade solkraft baserades på profilen för år 2016 (som var det 10:e soligaste året i perioden 1980–2019), med en årsproduktion i södra Sverige på motsvarande strax under 1000 fullasttimmar. En formellt mer korrekt metod vore mycket riktigt att istället att ta den timvisa produktionsprofilen för 2018 och justera ner denna till ett mer representativt årsvärde. Detta skulle dock sannolikt inte göra någon skillnad överhuvudtaget för studiens slutsatser. Tvärtemot vad Lindahl antyder så uppvisar solkraftens produktionsprofil för år 2016 och år 2018 inte någon större skillnad vad gäller korrelation med elbehov eller korrelation med vindkraftens produktion över någon relevant tidshorisont (se bild nedan för jämförelse på månadsbasis). Ett byte från 2016 års solkraftsproduktionsprofil till en nedjusterad profil baserad på år 2018 med samma årsproduktion (vilket på månadsbasis motsvarar ett byte mellan röd och blå linje i figuren nedan) är en rimlig rekommendation, men kommer alltså inte ge någon skillnad i studiens övergripande resultat.

En del av Lindahls övriga kritik är för mig svårt att relatera till just motiveringen för solkraft i Sverige. Att i modellering dimensionera systemet för att klara av ett torrare år i vattenkraften snarare än enbart ett ”normalt” eller vått år är generellt sett ett rimligt angreppssätt som introducerar viss robusthet för att klara just torrare år. Om vi i modelleringen istället hade antagit mer tillrinning och produktion från vattenkraft så minskar det ekonomiska utrymmet för annan produktion, inklusive solkraft. Det finns ingen effekt som gör att systemet specifikt värdesätter solkraft högre under våtare år i vattenkraften jämfört med torrare år.

Poängen kring antagandet om den momentana tillgängligheten hos planerbar kraft är relevant och bör studeras vidare. Alla olika typer av planerbar kraft och lagring (totalt 13 olika alternativ i studien) samt import modelleras på samma sätt vad gäller momentan tillgänglighet (upp till 100 % av installerad effekt), men i linje med en långtråkig och långvarig tradition inom svensk energidebatt är det tyvärr återigen enbart kritik mot kärnkraft som verkar vara intressant. Om vi antar att planerbara kraftslag och lager enbart är tillgängliga till 90 % av sin kapacitet istället för 100 % under perioder med hög efterfrågan, så ger detta ett ökat behov av installerad effekt i just planerbar kraft och/eller annat som kan leverera effekt under dessa perioder. Ingenting med denna förändring motiverar mer solkraft. Detta leder oss slutligen till min avslutande del som försöker att kortfattat och förenklat förklara solkraftens roll i ett kostnadsoptimerat svenskt kraftsystem.

Hur sänker investeringar i solkraft kostnaderna för det svenska kraftsystemet?
I tillägg till den diskussion kring korrelationer och värdefaktorer som vi har haft i tidigare inlägg, går även principerna kring investeringar i svensk solkraft i en kostnadsoptimeringsberäkning att förklara på ett möjligen ännu mer konkret sätt. Det svenska kraftsystemet måste dimensioneras för att kunna hantera de perioder då efterfrågan är som högst under året. Sådana perioder sker i Sverige uteslutande på vintern, och mycket ofta när det är mörkt. Detta innebär att produktion från solkraft, oavsett hur mycket av den som är installerad, inte kan förväntas bidra. En kombination av produktion från planerbara kraftkällor, vindkraft, efterfrågeflexibilitet, lager (till exempel batterier och vätgasturbiner), fossilfri import och betald bortkoppling av last måste alltså tillsammans förse och justera elbehovet under sådana perioder för att möta efterfrågan. Ett kraftsystem som förser detta, och som därför kan förse elbehovet under årets alla timmar, måste alltså finnas på plats i stort sett oavsett hur mycket eller lite solkraft som finns i systemet.

Hur kan då investeringar i solkraft, utöver och ovanpå ett fossilfritt kraftsystem som redan är dimensionerat för att kunna förse elbehovet under årets alla timmar, sänka systemets totala kostnader? Principiellt sker detta genom att undvika kostnader för driften av komponenter av det övriga systemet. Om det övriga systemet innehåller kraftslag som har höga marginalkostnader, eller om systemet importerar el till höga priser, så kan billigare solkraft undvika sådana utgifter, både genom direkt produktion och genom till exempel sparat vatten i vattenkraften eller annan lagring, och därmed sänka systemets totala kostnader genom att specifikt sänka dess driftkostnader. I ett teknikneutralt fossilfritt system består kraftslagen som bidrar under pressade perioder främst av vattenkraft, vindkraft, kärnkraft och kraftvärme – samtliga med låga marginalkostnader. Det finns därför väldigt lite utrymme för ytterligare investeringar i solkraft ovanpå detta system att sänka systemets totala kostnader, eftersom det inte finns särskilt mycket produktion eller import med hög marginalkostnad att undvika. Det finns givetvis produktion med högre marginalkostnad att potentiellt trycka ut i länder söderut i Europa med vilka Sverige handlar med el, både idag och i framtiden. Från ett generellt optimeringsperspektiv finns det dock ingen anledning överhuvudtaget att då inte installera solkraft där den behövs, istället för i Sverige. Här kan man också tänka över generell resurseffektivitet. Det blir samma materialåtgång och samma främst asiatiska fabriker som tillverkar solmoduler oavsett om de installeras söderut i Europa eller i Sverige, men produktionen av el från samma utrustning blir betydligt högre söderut (och bättre korrelerad med elbehovet). Att väntas få mindre el ut från samma insats är unikt för just solkraft i Sverige, då förutsättningarna för övriga fossilfria alternativ från resursperspektiv är relativt sett konkurrenskraftiga. Sverige har en internationellt sett god vindresurs, god tillgång till kallt kylvatten (vilket ökar elproduktionen från termisk kraft såsom biokondens och kärnkraft) och god lokal tillgång till biomassa. Modellering visar även att mer extrema klimatförändringar kan väntas driva ner solkraftens kapacitetsfaktor i just Sverige i framtiden, medan den ökar på andra ställen (ref. till exempel Sclott et. al. 2018 – vilket också är ännu en studie som kostnadsoptimerar ett helt förnybart system för hela Europa, och där man givetvis ser massvis med installerad solkraft, inget av det i Sverige).

I specialfallet vi har studerat med ett ”100 % förnybart system” så består det övriga systemet till en större del av kraftkällor med högre marginalkostnader, till exempel biokondens och biogaskraftverk. Även om systemet måste betala för investeringskostnaderna för denna kapacitet för att förse behoven under pressade tillfällen, så kan investeringar i solkraft undvika kostnader för dess drift (och även under vissa tillfällen för relativt högt prissatt import) under andra tillfällen och är därför ekonomiskt motiverat. Därför ser vi en viss andel solkraft i samtliga helt förnybara system i vår modellering.

Jag vill avsluta mitt inlägg här som jag inledde mitt första: Jag personligen både stödjer, investerar i och har haft förmånen att driftsätta solkraftslösningar internationellt. Inläggen mellan Lindahl och mig representerar inte en debatt för och emot solkraft (båda är för) utan om hur beräkningar bör ske och vad rollen för detta kraftslag är specifikt i Sverige. Solkraft är en fantastisk fossilfri kraftkälla, som utan tvekan kommer utgöra en stor del av den framtida globala kraftproduktionen. Det innebär inte att den utgör en viktig del av ett teknikneutralt och kostnadsoptimalt kraftsystem i just Sverige.

***

Fotnoter/Rättelser

”Andra Studier”. En optimeringsberäkning gör inte investeringar om dessa inte sänker kostnaderna över det område som optimeras, i Chalmersstudiens fall för hela Europa. Därför kan det per definition inte ge ett billigare system över det optimerade området att till exempel på förhand förbjuda en expansion av transmissionskapacitet, som Lindahl påstår. Möjligen är nettokostnaden för just ”Sverigenoderna” i den studien samma eller marginellt lägre, men en sådan jämförelse är mycket problematisk. Det kan också vara värt att påminna att den här diskussionen handlar om ett specialfall av en specifik studie där solkraftens produktion alltså i det specialfallet uppgår till motsvarande cirka 0,8 % av Sveriges antagna årskonsumtion av el år 2045 (ca 1.7 TWh/år i studien jämfört med ~200 TWh/år antagen konsumtion i vår studie för år 2045).

”Statsobligationsräntor” Johan Lindahl skriver att ”ny kärnkraft kunna få tillgång till räntor som förslagsvis definieras av statsobligationsräntor, vilka är i storleksordningen 3–4 %.”. Den 10-åriga svenska statsobligationsräntan är idag negativ, och har inte varit över 3% på nästan ett decennium.

”Tillrinning under 2018” Johan Lindahls text indikerar att tillrinningen under 2018 var 55 TWh, vilket inte stämmer. Tillrinningen under 2018 var 59.5 TWh, men denna skalades ner i vår modellering till 55 TWh för att motsvara ett 10e-percentil-värde, vilket beskrivs utförligt i underlagsrapporten.

***

Foto: Svensk Solenergi