Nämnda begränsningar har inte någon större påverkan på studiens resultat, skriver Staffan Qvist, teknologie doktor vid Berkeley, i en replik på Lennart Söder.

Övergripande kommentar till Lennart Söders andra text
Dessa inlägg är nu de åttonde (Lennart Söder #2) och nionde (denna slutreplik) artiklarna på Second Opinion kring vår stora scenarieanalys för det framtida svenska kraftsystemet. Det mycket stora intresset och spridningen av vår studie är mycket kul och uppskattat från vår sida.

Bild: Vattenkraftens driftsmönster blir betydligt mer dramatiskt i helt förnybara scenarier, vilket kan innebära svår miljöpåverkan, påpekar Staffan Qvist. På bilden Tuggen vattenkraftverk. Foto: Vattenfall.

En stor och komplicerad optimeringsstudie innehåller oundvikligen vissa förenklingar och antaganden som på olika sätt skiljer sig från verkligheten, samt osäkerheter vad gäller ingångsvärden som ska spegla framtiden. Lennart Söder nämner några sådana begränsningar i sitt nya inlägg, men just dessa är i vår bedömning och erfarenhet andra ordningens effekter utan någon större påverkan på studiens resultat, och definitivt inte något som i sig påverkar studiens ”relevans”. Det viktiga i en sådan här studie är att antaganden, approximationer och förenklingar tydligt presenteras, motiveras på ett grundligt och övertygande sätt, och att studien fortfarande ger tillräckligt representativa resultat från vilka man kan dra slutsatser. För just modellering av internationell elhandel som del av systemdimensionering av ett kostnadsoptimalt kraftsystem (det som Lennart Söder i sina inlägg fokuserar på) har vi beskrivit detta över 21 sidor i underlagsrapporten.

Läs Scenarioanalysen inom Kraftsamling elförsörjning.

I vår egen kontinuerliga utvärdering av vår studie samt i diskussioner med ett mycket stort antal energiexperter i Sverige och internationellt så har ett antal begränsningar i upplägget av vår modellering identifierats. Detta är alltså områden vi och andra aktörer bör sätta extra fokus på att studera i mer detalj framöver. Inget av dessa högprioritetsområden överlappar dock med något av det som Lennart Söder tar upp, och inkluderar alltså inte (1) bättre modellering transitering av el från Norge via Danmark till Sverige (2) bättre inkludering av driften av ett enskilt kraftverk i Litauen (3) modellering av alla enskilda grannländer var för sig snarare än som integrerade handelsnoder, och (4) mer eller bättre hänsynstagande till möjlig utveckling av batterianvändning & vätgas i Tyskland. Det vore givetvis positivt om vi kunde utföra förbättringar relaterat till just dessa punkter, men det finns långt viktigare frågor att ta itu med innan denna detaljnivå blir relevant (mer om dessa viktigare frågor i senare avsnitt).

Kommentarer kring handel i systemdimensioneringen för framtidens kraftsystem
I både inledande paragraf och som första punkt i Lennart Söders nya text är den största oron att Sveriges importmöjligheter från Norge via Danmark inte är formellt korrekt modellerade. Sverige och Norge delar en 163 mil lång landgräns och har ett antal transmissionsnätskopplingar i drift. Den modellerade direkta överföringskapaciteten mellan Sverige och Norge, som redan är inbakad i modellen utan extra investering, är över 4000 MW åt båda håll. Det är därför mycket osannolikt att en ändring av modelleringen av en eventuell transitering av el från Norge via Danmark till Sverige skulle ha någon påverkan på studiens resultat överhuvudtaget, men det är i så fall utan tvekan en andra ordningens effekt.

Lennart Söders punkter 2–8 handlar återigen om det faktum att även vår studie, i likhet med alla andra liknande optimeringsstudier som inkluderar handel, har använt ”handelsnoder” som består av mer än ett land, samt hur den timvisa möjligheten och prissättningen av export och import har beräknats. För att kunna avgöra hur alla Sveriges grannländer producerar el timme för timme år 2045 så krävs antingen en antagen eller ”uträknad” kapacitetsmix av kraftslag & lager i dessa länder, modellerade produktionsprofiler för väderberoende kraft, samt en antagen timvis effektiv efterfrågan (och efterfrågeflexibilitet) på el över året. Det är uppenbart att alla sådana bedömningar är behäftade med mycket stora osäkerheter 25 år fram i tiden. I vår studie prövade vi ett antal olika kapacitetsmixer i grannländer och landade i ett centralt modelleringstantagande om system som producerar lika fossilfri el på årsbasis som de konsumerar el (men alltså inte nödvändigtvis fossilfritt varje timme över året i samtliga grannländer), främst genom en expansion av vind och solkraft. Av alla prövade handelsförhållanden var detta det antagande som gav minst skillnad i svensk systemkostnad mellan teknikneutrala och 100 % förnybara system. Det var alltså det antagande som relativt sett visade sig mest fördelaktigt för helt förnybara system. I ENTSO-E:s sammanställningar för år 2040 görs följande bedömning vad gäller produktionskapacitet i länder av stor relevans för det svenska kraftsystemet:

Figur 1, Spann av antagen installerad kapacitet av olika kraftslag i kraftsystemen i Sveriges direkta närhet år 2040, ENTSO-E analys TYNDP (Norge, Danmark, Tyskland, Storbrittanien, Nederländerna, Polen, Baltikum och Finland)

Enbart variationen av antagen installerad kapacitet av ett kraftslag (solkraft) i ett land (Tyskland) år 2040 mellan ENTSO-E:s olika scenarier är betydligt större än den installerade kapaciteten i hela det svenska kraftsystemet idag. Den kopplade osäkerheten i den faktiska efterfrågan på el timme för timme, samt nivån på efterfrågeflexibilitet och kapacitet i lager, i alla dessa länder är motsvarande hög. Som Lennart Söder nämner är det också sannolikt att till exempel batterier i elbilar och vätgaslager används i varierande utsträckning i olika länder (hur mycket är givetvis ännu en osäkerhet), vilket också skulle förändra den antagna och modellerade timvisa handelskapaciteten och prissättningen för handel med Sverige.

Givet alla dessa mycket stora osäkerheter är det uppenbart att det är av begränsat värde att i mycket hög detalj modellera förutsättningarna för internationell elhandel genom till exempel försöka utföra faktisk drift och handelsoptimering för alla relevanta individuella kraftsystem var för sig utanför Sverige. Just dessa osäkerheter motiverar istället scenarioanalyser av ödriftsfall där det svenska systemet inte dimensionerats för beroende av import överhuvudtaget. Det är formellt sett möjligt att i hög detalj modellera alla enskilda länder i hela Europa (och kanske ännu längre bort), samt optimera den timvisa driften av kraftverken i alla dessa länder och den timvisa handeln mellan alla dessa länder och mellan dessa länder och Sverige år 2045 – men givet osäkerheterna om hur kapacitetsmix och efterfrågan ser ut 25 år framåt (se bild från ENTSO-E ovan) så ger en sådan otroligt komplicerad teoretisk modellering sannolikt ingen ny information av egentligt värde för studien.

Jämförelse med andra studier
Givet Lennart Söders kommentarer att just behandlingen av specifika aspekter av modelleringen av internationell elhandel för systemdimensionering gör att vår studie ”tyvärr” inte är ”relevant”, så kan det här också vara på sin plats att kort jämföra denna studies angreppssätt med andra studier som fokuserar på det framtida svenska kraftsystemet. Ingen studie eller modellering kan ge en perfekt avspegling av verkligheten. Sätter man extremt höga krav på komplexitet och realism i alla möjliga aspekter för framtida systemoptimeringsstudier så är risken till slut att det blir svårt att bedöma någon faktiskt utförbar studie som ”relevant”. Vi inkluderar i alla presentationer av vår studie en bild som säger ”all models are wrong, some are useful”. Vår målsättning är alltså inte att uppnå nån sorts ”perfektion” i modelleringen, utan att försöka få till användbara resultat och identifiera trender.

Det som utan tvekan är Lennart Söders eget mest välkända, refererade och presenterade bidrag till den svenska kraftsystemsdiskussionen är rapportserien ”På väg mot en elförsörjning baserad på enbart förnybar el i Sverige”. I den senaste versionen av denna rapport så modelleras (med hjälp av ett excel-ark) ett framtida helt förnybart svenskt kraftsystem. Studien blandar data från år 2011 för elförbrukning, från 1992 för vindkraftsproduktion, från 1999 för solkraftsproduktion och vattenkraftens min och max-effekt begränsas enligt värden från året 2008. Studien inkluderar ingen optimering, inga kostnader, ingen modellering av vattenkraftens magasin, inga driftbegränsningar för något kraftslag (till exempel med vilken hastighet effektförändringar faktiskt kan ske), ingen efterfrågeflexibilitet, ingen hänsyn till möjligheten för torrare år än normalår i vattenkraften, ingen elektrifierad transport och inga batterier, vätgas eller lagersystem av något slag (utom implicit vattenkraftens magasin, som dock alltså inte modelleras). Men kanske mest intressant i ljuset av diskussionen ovan, så inkluderar Lennart Söders studier heller inget försök till modellering av elhandel av något slag överhuvudtaget. Detta i sig innebär inte att Lennart Söders egna studier nödvändigtvis ”tyvärr inte är ”relevanta”, men det indikerar att en viss annan ribba används i bedömningen av ”relevansen” av andras arbeten jämfört med hans eget.

Faktiskt viktiga begränsningar och högprioriterade områden för vidare studier
I det första avsnittet nämnde jag att vi kontinuerligt inom studien, med hjälp av ett stort antal externa energisystemsexperter, har identifierat högprioritetsområden där framtida arbeten kommer att kräva extra fokus och mer arbete jämfört med vår studie. Några av de viktigaste av dessa är:

– Vattenkraftens driftmönster: Vi har försökt begränsa den reglerade vattenkraftens driftmöjligheter i modelleringen enligt gällande lagliga ramar (per elområde). Majoriteten av våra kostnadsoptimerade system ser en betydligt större andel av väderberoende kraft (framförallt vindkraft) än i dagens system vilket ger en mycket mer volatil drift i vattenkraften för att kompensera svängningar i vindkraftens produktion. Skillnaden mot dagens driftmönster blir mycket mer dramatisk i helt förnybara scenarier. I dessa fall går den samlade modellerade vattenkraften i snitt på sin effektutbyggda maxeffekt om 14300 MW under över 800 av årets timmar, och på nära minimal effekt och flöde i över 2500 timmar, vilket motsvarar nästan tre och en halv månad. Ett sådant driftmönster, även om det formellt möjligen håller sig inom nuvarande lagramar, är mycket långt bort ifrån historisk praxis och kan komma att innebära svår miljöpåverkan. Diskussioner kring dessa resultat med experter från kraftbolagen som äger majoriteten av dessa kraftverk indikerar att ett sådant driftmönster sannolikt inte kommer vara möjligt eller acceptabelt (speciellt i ljuset av pågående miljöanpassningar), vilket i så fall skulle resultera i en svårare (mer kostsam) integrering av väderberoende kraft än resultaten från vår modellering har indikerat.

– Importmöjligheter: När internationell elhandel är med i underlaget för systemdimensionering har detta inkluderat en möjlighet att till rimlig kostnad importera upp till 4000 MWh/h från Norge, varje timme under året. Norge bygger idag ut en mycket stor handelskapacitet med länder som Storbritannien, Nederländerna och Tyskland. Den norska nätoperatören Statnett ser samtidigt framför sig en ökad inhemsk norsk elförbrukning på över 40 TWh/år fram till år 2040. Den existerande norska vattenkraften, som idag vanligen möjliggör en viss nettoexport av el från Norge på årsbasis, räcker alltså inte till för förväntad inhemsk konsumtion på årsbasis långt innan år 2040. Tillrinningen i svensk och norsk vattenkraft är stark korrelerad och eventuell tillkommande norsk produktionskapacitet blir sannolikt till stor del vindkraft, även den starkt korrelerad med svensk vindkraft. Samtliga framtidsfaktorer indikerar därmed en risk för lägre tillgänglighet av rimligt prissatt norsk export till Sverige under pressade perioder i det nordiska kraftsystemet. För att ta höjd för detta har vi i studien (på inrådan av ett antal svenska energisystemsexperter) även i många fall modellerat systemets dimensionering helt utan importberoende (såkallad ”ödrift”).

– Systemtjänster: Vår modellering saknar möjlighet att direkt bedöma faktorer såsom systemets störningsstabilitet och lokala behov för spänningsstöd. I modelleringen har ingen fast begränsning ansatts för den maximala momentana andelen asynkron produktion, och inte heller en minimal nivå på momentan rotationsenergi för det nordiska synkrona elnätet, och ingen modellering kring reaktiv kompensering utförs. Vad gäller rotationsenergi så bidrar det modellerade svenska kraftsystemet i vår studie i många scenarier med så lite som 4 GWs under många timmar över året. Detta sker framförallt i scenarier då vindkraften expanderar stort och när denna vindkraft levererar på hög kapacitetsfaktor under längre perioder. Eftersom ingen prissättning för systemtjänster sker i vår studie, underskattar modelleringen systemvärdet av planerbara kraftslag som bidrar med dessa tjänster relativt väderberoende kraftslag, samt underskattar den relativa systemkostnaden för system med högre andel väderberoende kraft.

– Sektorkopplingar: Vår studie fokuserar enbart på kraftsystemet och har därför problem med att korrekt modellera investeringsförutsättningarna för kraftvärmeverk för vilka den absoluta huvudparten av den ekonomiska motivationen för investeringar ligger på värmeförsörjningssidan snarare än för elproduktion. Denna begränsning innebär också att till exempel små modulära reaktorer, som utan undantag utvecklas som kraftvärmeverk, modelleras som enbart renodlade kraftverk i de specialfall då de är inkluderade i studien.

– Mer extrema väderförhållanden: Vår studie baseras på väderåret 2018. En uppenbar begränsning med att dimensionera systemet utifrån ett enskilt väderår är att systemet då inte dimensioneras för robusthet mot mer extrema situationer som kan uppstå med låg frekvens och sannolikhet och därför inte är med i de ansatta värdena det specifika väderåret. De teknikneutrala systemen har tillräckligt med planerbar kapacitet för att klara även de mer extrema situationerna utan större problem, medan alla helt förnybara system skulle sättas under stor press om till exempel en längre period med låg vindkraftsproduktion sammanföll med hög efterfrågan. I vårt modelleringsunderlag motsvarar veckan med lägst vindresurs en genomsnittlig kapacitetsfaktor på 13 %, men ser man på 40 år av data istället för ett enskilt år, så kan samma system råka ut för en vecka med i genomsnitt endast 3 % produktion. Mest känsliga är de helt förnybara system som har en hög kapacitetsandel lagring eller import istället för biokraft för sin planerbara effekt utöver vattenkraften. Bör systemet istället dimensioneras för att klara av mer pressande och osannolika situationer utifrån historiska väderdata snarare än med indata från ett enskilt år? Detta behöver studeras vidare.

Det är tydligt att dessa punkter inte överlappar överhuvudtaget med Lennart Söders texter och det bör också för samtliga läsare som nått såhär långt i det nionde inlägget om vår studie på Second Opinion vara mycket tydligt varför. Punkterna ovan indikerar främst möjliga extra utmaningar och kostnader för ett kraftsystem som på ideologiska grunder sätter medel framför mål och förbjuder vissa kraftslag (till exempel ”100 % förnybart”) jämfört med teknikneutrala system.

Vi välkomnar fortsatt debatt, förslag och kritik, men vidhåller att det är en bättre idé att sätta faktiska mål som mål (till exempel leveranssäkerhet, låga kostnader och inga utsläpp av växthusgaser) och på ett teknikneutralt och transparent sätt beräkna den mixen av medel (olika kraftslag, lager, förbindelser, flexibilitet, bortkoppling etc.) som på bästa sätt uppnår målen, snarare än tvärtom.

***

Fotnot: Några specifika kommentarer till några av Lennart Söders punkter

– Punkt 7–8: Tvärtemot Lennart Söders påstående (”risk för extremt lite import”) ser vi stor import i många modellerade scenarier, och det framgår tydligt i rapporten att samtliga handlande kostnadsoptimerade system faktiskt netto-importerar el på årsbasis. I vissa helt förnybara scenarier i modelleringen ligger nettohandeln på över 30 TWh import per år.

– Punkt 9: Här tar Lennart Söder återigen upp sitt argument kring att ”bryta mot EU:s Elmarknadsdirektiv”. Vår studie har nu presenterats för många tusen intresserade personer över två publika seminarier och i möten och seminarier med hundratals experter på det svenska energisystemet (inklusive stora kraftbolag, kraftkonsumenter, politiska tjänstemän, intresseorganisationer, fackförbund etc.). Inte en enda övrig person har missförstått vår studie på det sätt som Lennart Söder återigen drar upp här, och detta trots att detta vid det här laget förklarats för honom ett antal gånger. Vår studie dimensionerar ett kostnadsoptimerat kraftsystem och dess komponenter givet en uppsättning ingångsvärden. Om ett system byggs på detta sätt kan det givetvis sedan handla med el på bästa möjliga sätt, men det har alltså då dimensionerats för att inte vara beroende av import av fossil el. Inte någon gång har någon inblandad i detta projekt på något sätt föreslagit någonting kring att ”lämna EUs frihandel” eller något som ”strider mot EUs elmarknadsdirektiv”.

– Punkt 10: Handel med Norge modelleras alltså återigen enligt faktiska handelsdata.

– Punkt 11: Alla olika typer av planerbar kraft och lagring (totalt 13 olika alternativ i studien) samt import modelleras på samma sätt i vår studie vad gäller momentan tillgänglighet (upp till 100 % av installerad effekt), men för Lennart Söder är det givetvis som alltid enbart kritik mot kärnkraft som är intressant. För en akademiker som fokuserar på ”elkraftssystem” borde det vara tydligt att antagandet om tillgängligheten för utlandskablar är med god marginal det mest optimistiska av dessa, inte det som gäller kärnkraft. För utlandskablar behöver vi inte gå tillbaka till en enskild timme för 11 år sedan för att hitta relativt dålig tillgänglighet. Under vintern 2019/2020 låg den svenska importkapaciteten på i snitt 83% av det maximala värdet under samma period, och nådde momentant ner på en nivå om 56%. Motsvarande värden för exportkapaciteten var 91% i medel och en bottennotering på 70%. En teknisk diskussion med så tydligt politiskt/ideologiskt styrda kommentarer som denna blir relativt ointressant, då man enbart fokuserar på det som gagnar den egna politiska kampen (i detta fall Lennart Söders mycket publika kampanjer mot kärnkraften) men inte nämner det som kan vara negativt för den egna kampen (att utlandskablar i verkligheten har relativt låg tillgänglighet vilket kan tänkas försvåra för det politiska målet om 100 % förnybarhet).

– Punkt 12: Tar återigen upp poängen kring att systemen i vår studie dimensioneras för att klara av ett torrår i vattenkraften. Driften av systemet ändras givetvis under ett våtare år, som med stor sannolikhet till exempel kommer ha större export (precis som idag), men kraftsystemets uppbyggnad och dimensionering kan givetvis inte ändras från år till år för att matcha förväntad tillrinning (precis som idag), utan måste i en sådan här studie per definition dimensioneras för ett dimensionerande fall, vilket alltså är (och definitivt bör vara) ett torrare år. Den absoluta merparten av alla fossilfria systems kostnader är investeringskostnader snarare än rörliga driftkostnader, vilket gör att skillnaden i årliga kostnader inte blir särskilt stor om den modellerade tillrinningen ändras från det torrare år vi modellerat till ett normalår.