Nya effektbehov, bland annat beroende på väderberoende kraftproduktion, hanteras bäst lokalt, menar Fredrik Karlsson på Polar Capacity. Han avfärdar småskalig kärnkraft som ett sätt att kapa efterfrågetoppar då den höga kapitalkostnaden inte kan slås ut på tillräckligt många produktionstimmar, och förordar istället batterier och gasturbiner.
”Det blir de kommunala elbolagens revansch”, säger Fredrik Karlsson om hur hans bolag Polar Capacity kan hjälpa kommunala elbolag att både hålla nere elnätskostnaden och korta ledtiderna för etablering, vilket kan attrahera både hushåll och industrier.
”Vi kan hjälpa lokala elbolag och också många industriföretag att mer kostnadseffektivt hantera effekttoppar” förklarar Fredrik Karlsson, strategiansvarig på det för drygt två år gamla i företaget Polar Capacity som under det senaste året tecknat samarbetsavtal med Stockholm Exergi, Mälarenergi i Västerås och C4 Energi i Kristianstad.
Bild: Värtaverket i Stockholm. Lösningen på nya effektbehov finns lokalt, menar Fredrik Karlsson.
De tre kommunala energibolagen siktar på att tillsammans med Polar Capacity i ett första steg bygga ett antal batteriparker. För Stockholm Exergi och Mälarenergi handlar det om totalt 100 MW vardera och för C4 16 MW.
”Samarbetena skiljer sig lite åt vad gäller innehåll, men gemensamt är att batteriparkerna ska skapa nytta lokalt samtidigt som de levererar stödtjänster till Svenska Kraftnät”, säger Fredrik Karlsson. ”Det lokala perspektivet är dock gemensamt – och helt centralt”.
Polar Capacitys affärsidé är dock mer ambitiös än att bara bygga batteriparker. Utifrån scenariet att vår elkonsumtion snabbt är på väg att dubblas blir den stora frågan inte bara var och hur den ska produceras till så lågt pris per kilowattimme som möjligt, utan också hur den mest kostnadseffektivt ska nå konsumenten.
”Utvecklingen av elanvändningen till 2045 pekar entydigt på ett ökat underskott trots alla planerade produktionsökningar”, säger Fredrik Karlsson. ”Men den riktigt stora förändringen blir att effektvariationen ökar dramatiskt mellan timmar och mellan dagar”.
”Med det gamla sättet att tänka skulle svaret vara att bygga centraliserad kraftproduktion och storskalig transmission för att hantera hela det kommande konsumtionsbehovet” säger Fredrik Karlsson. ”Men det vore lika stolligt som att bygga motorvägar över hela landet för att slippa köer på Essingeleden till midsommarhelgen” menar Fredrik Karlsson. Om variationen mellan största överskott och största underskott ökar fyra eller fem gånger måste detta mötas med nya verktyg för att inte kostnaderna ska skjuta i höjden. Framför allt måste så mycket variation som möjligt hanteras så nära källan som möjligt.
Fredrik Karlsson, Polar Capacity.
Problemet är att samtidigt som konsumtionen dubblas blir den motsvarande produktionen alltmer oregelbunden genom den ökande andelen sol- och vindkraft. Sol och vind har inga rörliga kostnader för bränsle, vilket betyder att när vi har mycket sol och vind i systemet så går priset mot noll eller blir negativt, samtidigt som annan produktion förlorar budgivningen på marknaden. I grunden är det naturligtvis utmärkt att vi kommer att få alltmer energi till allt lägre kostnad, eftersom energi används till att skapa värde och nytta. Ju mer energi vi har till låg kostnad desto rikare kan vi bli som samhälle.
Men billig energi från variabla kraftkällor leder till andra bekymmer. Solen kan illustrera den nya situationen. ”Trots att solkraften inte står för mer än knappt 2 procent av dagens elproduktion kommer den med nuvarande tillväxttakt på 50 procent årligen att om fyra fem år svara för uppemot 80 procent av effektbehovet. Inte hela tiden, men under soliga vår- eller sommardagar när den producerar som mest samtidigt som efterfrågan är låg”, säger Fredrik Karlsson. ”Men för att systemet ska fungera måste vi ha reglerbar produktion som är beredd att öka sin produktion kraftigt, med kanske 10 000 MW, på några få timmar på kvällen”. Liknande situationer, om än inte lika extremt, uppstår också på vinterhalvåret när det blåser mycket och vinden därmed har lägst produktionskostnader. Det handlar alltså om att kunna variera effekten för att kunna möta produktionsförändringar.
Gemensamt för dessa extremsituationer är att våra traditionella centraliserade lösningar riskerar att fördyra systemet i stället för att göra det billigare och mer effektivt.
”När energin allt oftare blir allt billigare gäller det att samtidigt undvika att systemkostnaderna skjuter i höjden. Om de sista 1000-5000 MW kapacitet enbart behövs under 800 timmar per år i stället för helårets drygt 8000 timmar blir kapitalkostnaden 10 gånger högre per timme de används. Det är en företags- och samhällsekonomisk katastrof att för dessa 800 timmar bygga storskalig kraftproduktion och göra dyra nätinvesteringar eftersom de bygger på hög nyttjandegrad”, säger Fredrik Karlsson. Därmed avfärdar han också småskalig kärnkraft som ett sätt att kapa efterfrågetoppar då den höga kapitalkostnaden inte kan slås ut på tillräckligt många produktionstimmar. ”Kärnkraft – storskalig eller småskalig -bygger på att den körs hela tiden för att fördela de stora investeringarna på många timmar. Det är motsatsen till att hantera effektproblem under delar av året”.
Att lösa efterfrågetoppar med import är heller ingen lösning då våra grannländer normalt sett har samma väder och vind som oss och därmed motsvarande efterfrågetoppar. Är det kallt och vindstilla i hela Sverige så är sannolikheten stor att det är likadant i hela norra Europa. Är det varmt och soligt i hela Sverige har våra grannländer typiskt sett samma väder.
Hans lösning är att i stället hantera effektproblemen lokalt. Då hamnar fokus på så låga investeringskostnader per MW som möjligt kombinerat med mycket tillgänglig och flexibel effekt. För att hantera effektunderskott som uppstår under 10-20 procent av tiden är det centrala att ha låg kostnad per MW. Används en anläggning 90-100 procent av tiden är det i stället låg kostnad per MWh som är det viktiga.
Lösningen som han jobbar med i Polar Capacity är dels lagring, dels tillförsel. Lagring bygger framför allt på batterier, medan tillförsel handlar om gasturbiner eller gasmotorer som placeras ut i lokalnät eller hos industrikunder där konsumtionen sker. ”Att de drivs med förhållandevis dyr biogas spelar mindre roll då den låga investeringskostnaden gör att totalkostnaden blir lägre – särskilt systemmässigt”, säger han.
För ett kommunalt elbolag skulle lagring och tillförsel betyda att man kan minska sitt fasta effektabonnemang från överliggande nät och ändå garantera leverans till sina egna kunder. Om de sista 5-10 procenten av den abonnerade effekten används under enbart några tiotal timmar per år , gör en lokal lösning på marginalen att man undviker framtida chockhöjningar av elnätskostnaden från regionnät och stamnät – samtidigt som man ökar den lokala rådigheten” konstaterar Fredrik Karlsson. ”Kommuner kan välkomna etableringar utan att vara i händerna på de stora elnätsbolagens köer och ställtider. Det innebär en lokal rådighet som förmodligen är ännu mer värd än infrastrukturen i sig. Det är det jag menar med att vi står inför de kommunala energibolagens revansch, eftersom de både har vilja och verktygen att skapa konkurrenskraft till en låg kostnad”.
11 Kommentarer
11 Kommentarer
Georg Tunell
31 januari, 2024: 4:04 e mMycket kloka ord som behöver förmedlas till den sittande regeringen som låst fast sig i en utbyggnad av kärnkraft som inte är en reglerbar kraft. Den körs för fullt eller är avställd för reparationer och underhåll. Kärnkraft är en väldigt dyr och dålig lösning som inte alls fungerar som reglering mot sol och vind.
SvaraUlrik Petersson
29 januari, 2024: 8:02 e mKärnkraft ja tack vindkraft är en förlustaffär!
SvaraPer Friberg
29 januari, 2024: 5:24 e mSmåskalig kärnkraft är inte tänkt för att kapa effekttoppar, det är en baskraft. Kärnkraft vattenkraft har varit ett vinnande koncept i 30år. Sen kom vindkraften som öppnar upp för alla möjliga lycksökare på elmarknaden. De kommunala elbolagen är anslutna till stamnätet i någon stamnätsstation. Därmed får man rotationsenergi i sitt nätverkessystem. Tramset med batterier är tänkt för att hålla frekvensen, upp till en halvtimme. Rätt är dock att elförbrukningen är halverad sommarhalvåret, så solceller är helt bortkastat med tanke på Sveriges effektbehov.
SvaraJohan Montelius@Per Friberg
30 januari, 2024: 6:04 f mVisst är det så att kärnkraft är en baskraft men det betyder inte att den inte kan användas för att följa behovet under en dag. Frankrike och Tyskland, som inte har Sveriges vattenresurser, låter sina kärnkraftverk följa behovet under dagen. Det är ju föga kostnadseffektivt då bränslekostnaderna är små (är energipriset negativt så sätter det naturligtvis saker på sin spets).
Kärnkraftverk som, likt kraftverk för termisk solkraft, lagrar värmen i saltsmältor kan ligga på en konstant uteffekt utan att behövas regleras medan ångturbinerna kan regleras lika snabbt som en gasturbin för att följa dygnsvariationer.
Att lagra för längre perioder är naturligtvis inte realistiskt men där har vi vattenkraften som tar hand om vinterns behov.
https://www.oecd-nea.org/nea-news/2011/29-2/nea-news-29-2-load-following-e.pdf
SvaraTommy Karlsson@Per Friberg
2 februari, 2024: 6:56 e mBra kommentar
SvaraUlf Westberg
29 januari, 2024: 1:22 e mEtt elsystem har under året och dagen variation. Naturligt med ökad konsumtion under vakna timmar och vinterhalvåret, mindre alla tider, men det finns hela tiden ett minsta basbehov. Kärnkraftens primära uppgift är att säkerställa att basbehovet uppfylls.
Tag dagens läge, cirka 10 GW är ett basbehov under sommarmånaderna, något lägre under natten. Den el som krävs för framtidens omställningar är till stor del icke variabel under året i någon större utsträckning. För att säkerställa 160 TWh till i produktion krävs cirka 20 GW effekt. Topplasttimmen i Sverige ligger på cirka 26 GW och den täcks in av
14 GW vattenkraft
7 GW kärnkraft
2.5 GW kraftvärme
1,5 GW vindkraft (9 % av installerad effekt)
1 GW import
Lägg på 20 GW där och det är rimligt att tänka sig att krattvärmen möjligtvis kan öka någon GW, vindkraften också, om den skulle byggas ut lite mer, men lejonparten behöver täckas in av kärnkraft.
Med till exempel 25 GW kärnkraft kan basförbrukningen garanteras, men då kan inte sol- och vindkraft byggas ut fritt. 25 GW kärnkraft motsvarar nuvarande flotta samt 12 stycken stora reaktorer till.
Sedan håller jag med om Johan, värmen är dåligt utnyttjad i dagens kärnkraft och fokus bör ligga på mindre högtemperaturreaktorer, vår ”egen” Blykalla, danska Copenhagen Atomics och Seaborg etc. Med höga temperaturen kan vätgas produceras med mindre förluster och andra industriprocessen få stöd av höga temperaturer.
Att som Polar Capacity bygga upp detta lokalt tror jag inte på och med kärnkraftverk behövs inte massiv investering i infrastruktur, speciellt inte om verken kan läggas nära storförbrukarna.
SvaraLars-Göran Johansson@Ulf Westberg
29 januari, 2024: 3:26 e mNja, 2023 inträffade, enl Svk´s statistik, max produktion 28.11.2023 kl 8.00 med 26,5 GW.
Då var samtidigt konsumtionen 22,9 GW så vi exporterade 3,6 GW.
Produktionen kom från vind 9,8 GW, vatten 8,5 GW, kärnkraft 6,7 GW, övrig värme 1,5 GW, ospecifierat ca 0, sol ca 0. (allt avrundat till en decimal).
Min poäng är att mixen mellan de olika kraftslagen kan variera rejält beroende på omständigheterna. Även för en topplast- eller en topproduktionstimma.
SvaraJag tror man måste tänka ”system” snarare än se på varje ”isolerat kraftslag” för sig.
I systemtänkandet ingår då både batterier och det dussin ledningar som vi har till våra grannländer. Kanske också framtida större lagringssystem.
Björn Fredriksson Möller@Lars-Göran Johansson
30 januari, 2024: 10:42 f mTopplasttimmen brukar vara den tuffaste timmen, knappast timmen då vi producerar mest. Under vintern 2022/23 var det 16 dec kl 9-10.
SvaraProduktion:
Vattenkraft 10,3 GW
Kärnkraft 4,4 GW
Vindkraft 4,3 GW
Värmekraft 2,1 GW
Import 4,7 GW
Export 1,4 GW
Förbrukning 23,9 GW
En ovanligt låg topplasttimme vilket var tur då två reaktorer låg nere. Helt OK med vind också så topplasttimmen var inte direkt kritisk under förra vintern.
Johan Montelius
29 januari, 2024: 7:37 f mAtt lagra el är dyrt, att lagra värme är billigt – och kärnkraftverk producerar värme.
Ta en titt på Moltex Energy eller Terra Power. De har båda kärnkraftverk med höga temperaturer där energin används för att värma upp ett lager av smält salt. Lagret används sen till att generera ånga till turbinerna. Lagrets kapacitet kan naturligtvis ha olika dimensioner beroende på situation men kan typiskt ha ett lager som gör att kraftverket kan leverera tre gånger reaktorns effekt under flera timmar.
En bra mycket enklare lösning än att ha ett batteri som kostar skjortan och en gasturbin som skall stå stand-by.
https://www.moltexflex.com/blog/gridreserve-the-future-of-energy-storage/
https://www.terrapower.com/wp-content/uploads/2023/10/TP_2023_Natrium_Technology.pdf
Svaracarl-johan Rosén@Johan Montelius
29 januari, 2024: 11:25 f mHej Johan M.
SvaraKärnkraft handlar om att koka vatten.
Under våra fötter finns tillräckligt med energi för att koka detta vatten under oöverskådlig tid.
Det amerikanska företaget Quaise har utvecklat en ny teknik för att nå ner till de nivåer där
tillräcklig hetta råder. Att borra mekaniskt är mycket svårt och tidskrävande. Den metod Quaise
använder handlar om att med en utvecklad ”cyklotron” förgasa berget och förkortar därigenom
tidsåtgången för denna ”håltagning” avsevärt.
Notera dessutom att: om denna håltagning äger rum där kolkraftverk
eller kärnkraftverk finns idag så kan befintlig infrastruktur användas.
Med deras teknik slipper vi det radioaktiva avfallet, risken för olyckor som kan sprida radioaktivitet
och brytning av uran.
Har man tilltro till vår förmåga att utveckla teknik är detta något betydligt bättre än de kärnkraftverk
som i dag planeras.
Hälsar teknikoptimist Carl-Johan Rosén
Johan Montelius@carl-johan Rosén
29 januari, 2024: 4:37 e mGeotermisk energi har provats en antal gånger i Sverige utan att man fått det resultat man hade hoppats på. Det har väl varit hål på några km. Nu skall alltså Quaise borra sig ner till 20km genom att förgasa berget. De skall ju enligt deras plan ha något som fungerar att visa upp i år och 100 MW om två år så vi får väl se rät snart om de lyckas.
Det hade varit lättare att vara optimist om man bott på Island 🙂
Svara