Bengt J Olsson redovisar resultaten av en modellering av två alternativa, och starkt kontrasterande scenarier, för hur ett fossilfritt europeiskt elsystem skulle kunna se ut 2050. Sammantaget gäller att en diversifierad mix av tekniker överträffar extrema ensidiga strategier.

Ibland kan det vara bra att höja blicken för att få överblick. Dagens elsystemmodeller är ofta mycket komplexa och bygger på en mängd mer eller mindre osäkra antaganden. Inget fel i det – de innehåller mycket värdefull information – men det kan vara användbart att med en förenklad modell urskilja större trender och strukturella egenskaper hos elsystemet.

Här presenteras resultaten för två alternativa, och starkt kontrasterande scenarier, för hur ett fossilfritt europeiskt elsystem skulle kunna se ut 2050. Modellen baseras på aggregerad timdata från Energy-Charts[1] för 2023–2024 och behandlar Europa som ett enda land utan interna överföringsbegränsningar – det klassiska ”kopparplåtsantagandet”. En viktig egenskap hos modellen är att import och export inte förekommer eftersom Europa betraktas som ett enda slutet system utan inbördes gränser. Flexibilitet med import/export är annars en ganska osäker faktor i elsystemmodellering.

Två scenarier för 2050 analyseras:
• Scenario 1: Utbyggnad av vind- och solkraft, där kärnkraft och övriga kraftslag hålls konstant med de timvisa värden de har i Energy-Charts för 2023–2024
• Scenario 2: Utbyggnad av kärnkraft, medan vind, sol och övriga kraftslag hålls konstanta i stället

Båda scenarier inkluderar vätgasproduktion och lagring, samt batteristöd. All fossil kraftproduktion tas naturligtvis bort. Det framtida behovet är satt till cirka 4125 TWh/år (en linjär skalning av dagens behov på 2750 TWh/år med +50 %) samt ytterligare 1750 TWh vätgas för Power-to-X-sektorn. Hälften antas importeras, så modellen ska leverera 875 TWh eller 100 GW kontinuerlig vätgas till industrin.

Den linjära skalningen av efterfrågan motiveras av antagandet att många nya efterfrågekällor – såsom elektrifierad transport, datacenter och industriella processer – visserligen kommer att tillföra en relativt jämn belastning över året. Däremot kommer övergången från att elda med gaspannor, som är vanligt på kontinenten, till att använda elektriska värmepumpar för uppvärmning, att förstärka de säsongsvariationer som redan finns i elförbrukningen.

Notera att inget av dessa två scenarier knappast är realistiska i sig själva, en mix av båda scenarierna är troligare. Men genom att dra scenarierna till sina extremfall tydliggör man skillnaderna i egenskaper på systemnivå.

Modell och förutsättningar beskrivs mer detaljerat i slutet av artikeln. Nedan följer resultat och observationer för de två scenarierna.

Scenario 1: Vind- och solkraftsutbyggnad (WS)

Scenario 1: Bara utbyggd vind- och solkraft, samt vätgasinfrastruktur. Timdata har aggregerats till veckomedelvärden för att förbättra överskådligheten.

I scenario 1, vind- och solkraft (WS), byggs all tillåten landbaserad vindkraft ut – det vill säga tre gånger dagens installerade effekt, till cirka 620 GW. Samtidigt antas kapacitetsfaktorn öka med 33 %, vilket innebär att betydligt mer energi produceras per installerad enhet. Havsbaserad vindkraft byggs ut till 163 GW, och solkraften expanderas till den modellbegränsade nivån 2,35 TW, motsvarande tio gånger dagens kapacitet.

Den mycket stora mängden solkraft medför kraftiga produktionsspikar, med toppeffekter upp till 1715 GW. Detta kan bli en stor utmaning för transmissionsnäten, både vad gäller dimensionering och stabilitet.

Scenario 2: Kärnkraftsutbyggnad (NUC)

Scenario 2: Bara utbyggd kärnkraft, samt vätgasinfrastruktur.

I kärnkraftsscenariot (NUC) är produktionen av el betydligt jämnare. Toppeffekten uppgår till 712 GW, alltså mer än 1 TW lägre än i WS-scenariot. Kärnkraften byggs ut till sex gånger dagens installerade effekt, men denna siffra är något överskattad på grund av modellens begränsning att högst 80 % av kapaciteten får användas. Balansering sker framförallt genom att modulera vätgasproduktionen.

Några observationer

Flexibilitet
På en all-europeisk nivå finns det i praktiken endast vätgas som flexibilitetsresurs i tillräckligt stor skala för att kunna balansera elproduktionen med den ökade konsumtionen år 2050. Andra resurser såsom batterier, pumplagring, efterfrågeflexibilitet (DSM) och vattenkraft från reservoarer spelar en viktig roll lokalt, men blir marginella jämfört med vätgas på systemnivå[2] – särskilt i WS-scenariot.

I WS-scenariot krävs både:
• Produktionsflexibilitet via mycket hög kapacitet av elektrolysörer (~500 GW)
• Hög lagringskapacitet av vätgas (~300 TWh)
• Vätgasturbiner (~200 GW) för att omvandla vätgas till el vid behov

Trots denna omfattande flexibilitetsinfrastruktur beräknas ungefär 3 % av den producerade energin behöva curtailas, det vill säga inte kunna användas.

I NUC-scenariot är behovet av flexibilitet betydligt mindre. Hela balansen sker i princip genom att anpassa vätgasproduktionen över tid. Gasturbinernas bidrag är i princip noll. Som syns i grafen är det mängden vätgas som produceras som varierar mest i detta scenario.

I förutsättningar för kärnkraften ingår att den kan lastfölja långsamt. Men som resultaten visar används denna förmåga knappt alls i NUC-fallet. Kärnkraftsproduktionen är nästintill konstant över tid. Förklaringen är att det är billigare att variera vätgasproduktionen än att minska kärnkraftens kapacitetsfaktor. I praktiken ökar man vätgasproduktionen när överskott finns, istället för att dra ned på kärnkraften. Visst ökar behovet av vätgaslager något, men det är en betydligt billigare lösning än att låta kärnkraftverk stå oanvända.

På så sätt uppstår ett effektivt samspel mellan kärnkraft och vätgasproduktion, där kärnkraften står för stabil grundlast, medan vätgasproduktionen står för systemets flexibilitet. De totala balanseringsresurserna i NUC är mycket mer begränsade än i WS-scenariot – med cirka 200 GW elektrolysörer, 100 TWh lager, och 27 GW gasturbiner (som med liten kostnad kan ersättas med batterier). Notera att utnyttjandegraden för elektrolysörerna i NUC fallet är 71%, medan den i WS fallet är 37%.

Den nedanstående figuren visar hur de två systemen beter sig under en fyra dagar lång Dunkelflaute-period i december 2024, där flexibilitetsbehoven prövas maximalt.

Under en Dunkelflaute i december 2024 minskar vätgaslagret med ~45 TWh i WS-scenariot och ~10 TWh i NUC scenariet. WS kräver hundratals GW i batteri- och gasturbinstöd, medan NUC klarar sig med tiotals GW – något som i princip helt kan ersättas av batterier.

Batterier
Batterier spelar en viktig roll i båda scenarierna. I WS-scenariot installeras hela 240 GW / 1 TWh batterikapacitet, vilket är en avsevärd mängd, även 2050. Batterierna bidrar bland annat till att dämpa produktionstoppar – särskilt från solkraft – vilket i sin tur avlastar transmissionsnätet. Detta möjliggör en lägre installerad kapacitet av elektrolysörer, samtidigt som elektrolysörerna kan utnyttjas mer effektivt. I andra änden av kraftbalansen hjälper batterierna till att minska behovet av vätgasturbiner som reservkraft. Tillsammans leder detta till en tydlig minskning av LCOE för WS-scenariot. Att batterierna bidrar med ”peak shaving” förbättrar dessutom nätets driftsförutsättningar.

Trots detta kvarstår dock den kraftiga produktionens dynamik i WS-systemet, med höga toppar och branta förändringar över tid, som nämnts ovan.

I NUC-scenariet är batterikapaciteten betydligt mer modest – 16 GW / 65 GWh – men behovet av flexibilitet är också mycket lägre, tack vare den jämnare kraftproduktionen. Det som är särskilt intressant här är att all gaskraft i modellen potentiellt skulle kunna ersättas av batterier, till en relativt låg kostnad. Det skulle i så fall innebära att all vätgasproduktion helt reserveras för Power-to-X-sektorn.

Utöver detta har batterier även andra viktiga funktioner, såsom snabb frekvensstabilisering, reducering av nätträngsel och lokal balansering. Dessa stödtjänster ingår dock inte i den här modellens analysram.

Systemegenskaper
Den här modellen inkluderar inte systemtekniska aspekter såsom svängmassa eller kostnader relaterade till balansering vid prognosavvikelser och snabba variationer i produktion och efterfrågan. Däremot skiljer sig de två scenarierna i hur sådana egenskaper sannolikt skulle hanteras i praktiken.

Kärnkraft bidrar med roterande svängmassa, vilket kan underlätta frekvensstabilitet. I WS-scenariot krävs istället syntetisk svängmassa, exempelvis via batterier och kraftelektronik, vilket kan uppnås men kräver mer avancerad styrning.

I stort sett representerar NUC-scenariot ett stabilt och långsamt varierande system, medan WS-scenariot präglas av högre variationer i effektflöden, vilket i sin tur ställer andra krav på nätet och stödtjänster. Båda systemen är tekniskt möjliga, men deras systemegenskaper skiljer sig i karaktär och lösning.

Elproduktion under ett par dagar i slutet av juni 2024. Solkraft dominerar i WS-scenariot, elektrolysörer och batteriladdning utnyttjas till max, men trots det måste viss produktion curtailas (begränsas). I NUC-scenariot är elproduktionen jämnare. Elektrolysörerna används främst för att producera vätgas i ett jämnt flöde till Power-to-X-sektorn, och i mindre utsträckning för att balansera elsystemet.

Kostnad och System LCOE
Modellen optimerar den totala systemkostnaden utifrån givna tekniska och ekonomiska villkor. Den resulterande kostnaden – eller System LCOE – påverkas dock starkt av antaganden kring kostnader för respektive teknik. Därför bör resultaten tolkas med stor försiktighet.

I det här fallet ger WS-scenariot något lägre kostnad än NUC, men det är viktigt att notera att högre nät- och systemkostnader för WS inte har inkluderats. Med andra antaganden om till exempel kapacitetsfaktorer, teknikpriser eller livslängder hade resultaten kunnat se helt annorlunda ut.

System LCOE bör därför inte tolkas som en exakt kostnadsjämförelse för investeringsbeslut, utan snarare som ett verktyg för att förstå hur ändringar inom ett scenario påverkar totalekonomin.

Ett exempel: om samtliga gasturbiner i NUC-scenariot ersätts med batterier påverkas System LCOE med ungefär 1 %, motsvarande ~1 USD/MWh (eller 1 öre/kWh).

Värmevärde
Värme är en biprodukt från kärnkraftsproduktion, elektrolysbaserad vätgasproduktion samt från förbränning av vätgas i gasturbiner. I ett framtida elsystem bör denna värme tas till vara – exempelvis för fjärrvärme eller industriell processvärme – vilket ger den ett faktiskt värde. I NUC scenariot kan dessutom processvärme från kärnkraften användas för att framställa vätgas effektivare.

I modellen beräknas ett alternativt LCOE där värdet av återvunnen värme dras av från den annualiserade kostnaden, på ett liknande sätt som för kraftvärmeproduktion, så att endast elens kostnad återstår. En försiktig bedömning görs för kärnkraft, där endast en tredjedel av den producerade värmen tillgodoräknas för att inte störa elproduktionen. För elektrolysörer och gasturbiner antas all överskottsvärme kunna utnyttjas.

Med ett antaget värdeförhållande mellan el och värme på 1:4 förändras LCOE enligt följande:
• LCOE (WS, med värmevärde): 64,2 USD/MWh (från 65,7)
• LCOE (NUC, med värmevärde): 67,4 USD/MWh (från 76,9)

Fullt optimerat system
Avslutningsvis undersöks ett scenario där både vindkraft, solkraft och kärnkraft tillåts variera fritt i optimeringen. Resultatet blir, föga förvånande, en blandning av de två tidigare extrema fallen.

Det mest utmärkande draget i detta scenario är att mixen av landbaserad vind, sol och kärnkraft helt tränger ut havsbaserad vindkraft. Landbaserad vind maximeras enligt modellens tillåtna nivå, medan solkraften landar närmare 8x dagens nivå. Intressant nog motsvarar detta ungefär de nivåer som återfinns i flera professionella framtidsscenarier för 2050.

I övrigt liknar systemet WS-scenariot, men med:
• Drygt dubbelt så mycket kärnkraft som idag
• Något mindre omfattning på vätgasinfrastruktur
• Ungefär hälften så mycket batterikapacitet

Det bör dock återigen betonas att resultatet beror starkt på kostnadsantaganden, och att en annan viktning av investeringar skulle kunna ge andra utfall.

Sammantaget gäller även här att en diversifierad mix av tekniker överträffar extrema ensidiga strategier.

 

[1] https://www.energy-charts.info/index.html?l=en&c=ALL

[2] Se Second Opinion-artikeln om balanseringsbidrag till det pan-Europeiska elsystemet. Den viktigaste balanseringskällan idag är från fossila bränslen som bidrar med ca 60% av balanseringen. Det är denna förlust av bulk-balansering som i princip bara vätgasflexibilitet kan ersätta på systemnivå.

Mer än hälften av regleringen från fossilt

***

Modell och förutsättningar

Modellen kan sammanfattas i följande figur:

Modell över Europas elsystem med vätgasproduktion och lager som storskalig flexibilitetskälla.

• De två scenarierna erhålls genom att antingen optimera hur mycket vind- och solkraft, alternativt kärnkraft, som måste tillföras för att möta det framtida behoven.
• De kraftslag som inte optimeras (typ vattenkraft, biokraft, geotermisk etc.) hålls fixa vid 2023-2024 timvärden enligt Energy-Charts.
• Mängden 4 timmars batterier optimeras för båda fallen. 95%/95% laddnings/urladdningseffektivitet antas.
• Lasten (utom för vätgasproduktion) är dagens nivå x 1.5, vilket blir 4125 TWh per år.
• Mängden elektrolysörer optimeras för båda fallen. En 70% effektivitet för processen elenergi -> vätgas förutsätts.
• Mängden gasturbiner för vätgas optimeras. En 40% effektivitet antas.
• 100 GW (875 TWh/år) vätgas importeras
• Storleken på det vätgaslager som behövs optimeras för båda fallen.
• 200 GW (1750 TWh/år) vätgas levereras konstant till Power-to-X sektorn. Eftersom 100 GW kommer direkt från import räknar modellen bara med att tillhandahålla de övriga 100 GW som behövs (dvs 875 TWh/år).

Modellen optimeras med PyPSA för de två scenarierna, för att identifiera den produktionsmix som möter efterfrågan till lägsta totala systemkostnad. Antagna kostnader och andra förutsättningar, samt ytterligare resultat, detaljeras i följande bloggpost.