DEBATT
Klas Roudén redovisar en utvärdering av ett svenskt elkraftsystem med respektive utan ny kärnkraft. När det gäller kvalitet på nätfrekvens och spänning samt acceptabel driftsäkerhet innebär alternativen ganska likartade resultat. Men i alternativet med mindre kärnkraft och mer vindkraft leder effektbehoven till en markant ökning av regleringen i vattenkraften med stora negativa miljökonsekvenser, är hans slutsats.

I energidebatten har från olika håll efterlysts ett alternativ utan kärnkraft och där det hävdats att detta skulle vara helt möjligt. Jag har ännu inte sett någon konkret presentation av ett sådant alternativ. Det har inte heller alltid framgått om man menar ett elkraftsystem utan någon kärnkraft alls eller med bara livstidsförlängning av våra befintliga reaktorer, dvs ett system utan någon utbyggnad av ny kärnkraft.

Våren 2025 genomförde jag egna rent elkrafttekniska studier av två huvudalternativ (scenarier) för vår elförsörjning i tidsperioden 2035-2040, med och utan utbyggnad av vår kärnkraftskapacitet, benämnda alternativ 1 respektive alternativ 2, i båda fallen med en total årlig energiproduktion och –konsumtion i storleksordningen 220 respektive 195 TWh/år, vilket jag bedömer som mer realistiskt än vissa politiska fantasiplaner på mer än fördubbling av dagens nivåer. Jag fick då tillfälle att presentera nämnda scenarier för företrädare för planering av landets elförsörjning som nu återges här. Förhoppningsvis väcker presentationen och utvärderingen av alternativen intresse, där jag har något större fokusering på alternativet utan utbyggnad av kärnkraften, eftersom ett sådant alternativ enligt ovan har efterlysts.

Solenergi, kraftvärme, energieffektivisering och dylikt antas vara samma i båda alternativen och exkluderas, eftersom jag antar att deras respektive påverkan är likvärdiga vid utvärderingen av alternativen och därmed i stort sett saknar betydelse vid jämförelse mellan dessa. Men därmed inte sagt att t ex kraftvärmen skulle sakna betydelse, både i kvantitet och kvalitet i båda alternativen.

I mina originaldokument finns ganska detaljerade beskrivningar av egenskaper och data även för exempelvis nödvändiga stödfunktioner som rotationsenergi, spänningsreglering mm, men här finns inte så mycket utrymme för sådant.

Mer detaljerade beskrivningar av antagandena för scenerierna finns samlade i fotnot.

I dessa helt elkrafttekniska scenarier finns inga kostnadsuppgifter alls, vare sig för investeringar, drift och underhåll mm. Påverkan på elmarknaden berörs dock kortfattat. Förändringar i respektive alternativ till 2035-2040 är relaterade till 2024 års elkraftsystem

Beskrivning av alternativ 1

Beskrivning av alternativ 2

Utvärdering och jämförelse av alternativen

Operativ drift
Spännings- och frekvensregleringen i normaldrift är i båda alternativen i stort sett tillfredsställande, i alternativ 2 också genom den stora omfattningen (några tiotals) av synkronkompensatorer (SynCon) samt batteriinstallationer och superkondensatorer.

Men en förutsättning för en acceptabel frekvenskvalitet i alternativ 2, och den höga andelen  vindkraft (48 %) med dess låga tillgänglighetsfaktor, är vid behov hård körning av vattenkraften med kraftigt ökad korttidsreglering, se alternativbeskrivningen nedan.

Spänningsregleringen i alternativ 2 blir där mjuk och följsam också genom den nätmässiga spridningen av SynCon.

I båda alternativen antas vindkraftverkens deltagande i spänningsregleringen öka, vilket även bidrar till dess ovannämnda mjukhet.

För frekvensstabiliteten krävs i alternativ 2 några tiotals SynCon för att öka den helt nödvändiga rotationsenergin (Erot) med den stora andelen vindkraft, 48 % av totala produktionen, vilken inte levererar någon Erot alls och med det mycket större elkraftsystemet än idag.

Frekvensstabiliteten vid dimensionerande stora effektbortfall (av produktion eller elimport) är också i stort sett tillfredsställande i båda alternativen, eftersom mängden Erot är densamma i dessa genom nyssnämnda SynCon i alternativ 2, och att de andra nya reglerobjekten tillsammans med vattenkraften kan bidra med sina injektioner av aktiv effekt vid stora effektbortfall.

Den mycket svaga elproduktionen i alternativ 2 i elområde 4 oroar liksom den tillhörande relativt sett ändå svagare rotationsenergin, Erot,  f n endast ca 0.5 % av den totala i Nordics, vilken endast kan förstärkas måttligt med SynCon (såvida inte merparten installeras i nämnda elområde), vilket tillsammantaget kan vara svagheter beträffande transient stabilitet och/eller rotorvinkelstabilitet, vilket kan påverka överföringsförmågan negativt.

Överföringsförmågan avseende spänningsstabilitet vid dimensionerande N-1 fel är någorlunda likvärdig i alternativ 2 med dito i alternativ 1 genom de många SynCon samt installation av stora STATCOM-anläggningar i spänningskritiska punkter i elnätet för dessa fel.

Både alternativ 1 och 2 får samma ökade säkring, ca 65 TWh/år med kärn- och vindkraft, för torrår i vattenkraften, där dock vindkraften har en markant lägre tillgänglighetsfaktor än kärnkraften.

Den stora andelen vindkraft i alternativ 2 med 105 TWh/år av totala produktionen 220 TWh, ca 48 %, kommer att innebära en allmänt (mycket) större volatilitet i elpriset än med 65 TWh/år vindkraft, ca 30 % i alternativ 1, med ungefär samma möjligheter till antagen energilagring i pumpkraftverk.

Den fundamentala svagheten i alternativ 2 är den dominerande energikällans (48 %), vindkraftens, låga tillgänglighetsfaktor med ökad risk för effektbrist.

Detta kommer vid sviktande effektbalans att innebära i första hand en mycket hård vattenkraftkörning. Den stora effektutbygganden där har detta primära syfte.

I andra hand eller i kombination med eller ibland i första hand kommer (extra) elimport att tillgripas, om sådan finns att tillgå.

Vid ordentlig kyla vintertid i Nordeuropa kanske endast hårdkörning av vattenkraft är möjlig. Om det då också är lätta vindar eller t o m stiltje blir läget verkligt kritiskt. Körning med allt i Karlshamn och Öresundsverket kommer ej att räcka. Torrår för vattenkraften förvärrar situationen.

Men Svk har alltid det ultimata vapnet för att undvika totalkollaps av hela elkraftsystemet: MFK, Manuell FrånKoppling av elkonsumtion.

För att reducera risken för effektbrist frångås kravet på fossilfri produktion genom installation av nya moderna gasturbiner i Skåne och på Västkusten, till en början drivna med fossilgas, också för energibalansen, speciellt vid torrår för vattenkraften. Se även alternativbeskrivningen nedan.

Reglering med vattenkraft och korttidsreglering med skadeverkningar i berörda älvar

Driften av vårt elkraftsystem förutsätter reglering med vattenkraft på olika tidsbasis. Korttidsreglering innebär reglering inom en timme och är en nödvändighet för elkraftsystemets frekvensreglering.

I alternativ 1 ökar dagens vindkraftproduktion med ytterligare 25 TWh/år, men den nya kärnkraftens basproduktion med 39 TWh/år bör innebära en total minskning av dagens ofta kraftiga reglering. Dessutom antas enligt ovan de nya kärnkraftblocken kunna delta  i den manuella frekvensregleringen, vilket bidrar till avlastning i älvregleringen.

I alternativ 2 ökar dagens vindkraftproduktion med 65 TWh/år utan någon nämnvärd förstärkning av basproduktionen. Detta kommer att innebära en markant ökning av dagens ofta kraftiga reglering av vattenkraften, i synnerhet dess korttidsreglering.

Denna ökning möjliggörs av den stora effektutbyggnaden i vattenkraften och tillhörande utökade och nya vattendomar beträffande variationer i vattenflöden, –nivåer, reglerhastigheter mm. Även utökade domar torde bli nödvändiga även i vissa stationer utan effektutbyggnad för att få tillräcklig reglerpotential för variationen i alternativets totala vindkraftproduktion på 105 TWh/år.

Skadeverkningarna av regleringen i våra älvar, och i synnerhet korttidsregleringen, är välkänd: stor påfrestning för vattendragens totala ekosystem, störningar i fisket, olägenheter för närboende och rennäringen med osäkra isar, förfulning och på känsliga  älvsträckor erosion av strandzoner mm.

Sammanfattning  och bedömning av möjlighet till realisering

– Med beskrivna förutsättningar och antaganden i respektive presentation av de båda alternativen ovan, alternativ 1 med utbyggnad med ny kärn- och vindkraft och alternativ 2 med enbart utbyggnad med vindkraft, är operativ drift möjlig i båda alternativen, framför allt i normaldrift, med en ganska likartad kvalitet beträffande nätfrekvens och spänning och med en acceptabel driftsäkerhet.

– Alternativ 1 innebär grovt sett en återställning av elkraftsystemet till samma grundkaraktär som före avvecklingen av de 6 kärnkraftblocken, men nu konsumtionsmässigt med ett ca 45 % större system och med 65 TWh vindkraft, som är hanterbar genom ökningen med 5000 MW ny kärnkraft med sin basproduktion, hög tillgänglighetsfaktor och sina stödtjänster.

Med antagande om att alla nödvändiga tillstånd för den nya kärnkraften ges, är en realisering av alternativet fullt realistisk.

– Alternativ 2 har en fundamental svaghet med sin höga energiandel av 48 % vindkraft med dess låga tillgänglighetsfaktor, vilket innebär en ökad risk för effektbrist. Vid sviktande effektbalans är botemedlet i första hand en mycket hård vattenkraftkörning, Den stora effektutbygganden där har det primära syftet att öka befintlig kapacitet.

För att reducera risken för effektbrist frångås kravet på fossilfri produktion genom installation av nya moderna gasturbiner i Skåne och på Västkusten, till en början drivna med fossilgas, och innebär även en potential för ökad torrårssäkring.

– Den stora andelen vindkraft i alternativ 2 med 105 TWh/år av totala produktionen 220 TWh, ca 48 %, kommer att innebära en allmänt (mycket) större volatilitet i elpriset än med 65 TWh/år vindkraft, ca 30 % i alternativ 1, med ungefär samma möjligheter till antagen energilagring i pumpkraftverk.

– Alternativ 2 innebär en markant ökning av dagens ofta redan kraftiga reglering i vattenkraften, i synnerhet dess korttidsreglering, med kända skadeverkningar i reglerade älvar: stor påfrestning för vattendragens totala ekosystem, störningar i fisket, olägenheter för närboende och rennäringen med skiftande vattenflöden och -nivåer i korttidsmagasinen med kort varsel, osäkra isar mm, förfulning och på känsliga älvsträckor erosion av strandzoner mm.

– För alternativ 2 råder osäkerhet om den för effektbalansen nödvändiga stora effektutbyggnaden i vattenkraften samt ”liberalisering” av befintliga vattendomar kommer att tillåtas i tillräcklig utsträckning.

Förutom inhemska hinder finns här också EU:s Natura 2000 och Vattendirektivet. Liknande tänkbara hinder för tillåtligheten nämns också i AFRY:s utredning 2024-10-18 ”Potential för ökad effekt och balansering från Sveriges vattenkraft”.

Betydande osäkerhet råder därför om alternativet över huvud taget skulle kunna genomföras.

Men det finns inget annat realistiskt alternativ till ovanstående befintliga kraftiga vattenkraftreglering samt ytterligare effektutbyggnad och utökade vattendomar, med samma reglermässiga energimängd, för att kompensera för den stora vindkraftandelens variation.

 

***

Antaganden för scenarier

Alternativ 1

Elproduktion
Baskraften byggs ut med 5000 MW ny kärnkraft med årsproduktionen 39 TWh (kapacitetsfaktor 90 % för ny kärnkraft antas), befintlig kärnkraft är livstidsförlängd, vindkraften ökar med 25 TWh och vattenkraften är oförändrad.

Ny kärnkraft antas också kunna delta i den manuella frekvensregleringen utan att påtagligt försämra reaktorernas driftekonomi.

Ökningen av vindkraften (även havsbaserad) möjliggörs på ett driftsäkert sätt genom ökningen av stödfunktioner från ny kärnkraft. Med tillräckligt stort tillskott av baskraft (kärnkraft), med dess höga effekttillgänglighet och stödfunktioner, behöver det därför inte råda något motsatsförhållande mellan vind- och kärnkraft.

Vattenkraften byggs inte (nämnvärt) ut för ökad energiproduktion från idag 66 TWh/år, i varje fall inte alls i de 4 skyddade nationalälvarna.

En del effektutbyggnader (ombyggnad, ytterligare aggregat mm) genomförs i befintliga vattenkraftverk.

Återstart av Juktans stora pumpkraftverk (315 MW) antas ha skett. Förmodligen byggs några fler pumpkraftverk i norra Värmland och kanske också nära Trängsletdammen. Tillsammans skulle dessa innebära väsentliga bidrag till energilagring vid överskott i vind/sol.

Öresundsverket med 448 MW ingår enbart som effektreserv, för behov av ö-drift och för hela kraftsystemet.

Karlshamnsverket är kvar som effektreserv med maximalt 562 MW.

Dagens livsviktiga maskinpark med gasturbiner för att hantera större störningar, både vid produktionsbortfall och vid renodlade nätstörningar, behålls tillsammans med några nya aggregat, vilket också kan innebära en utökad totaleffekt.

Nätutbyggnad
Genom den kraftiga ökningen av 5000 MW kärnkraft, som huvudsakligen antas installeras helt i södra Sverige (på Västkusten mm), dvs nära konsumtionscentra, reduceras behovet av överföringskapacitet norrifrån.

Härtill bidrar även starkt de nya kärnkraftverkens stora reaktiva kapacitet med tillhörande betydande ökad överföringsförmåga i snitt 4 och snitt 2, vilket också reducerar omfattningen av ledningsbyggnation. Mest önskvärt vore placering av någon ny kärnkraft i elområde 4.

Dessutom är den jämnare fördelade rotationsenergin i elkraftsystemet mycket viktig ur stabilitetssynpunkt (minskar bl a risken för effektpendlingar).

Havsbaserad vindkraft i söder antas ingå, vilken förstås måste anslutas med landförbindelse.

För anslutning av landbaserad vindkraft samt för konsumtionsökningen i landet byggs både transmissions- och speciellt regionnät ut.

Hela produktionsökningen från dagens ca 160 TWh till 220 TWh antas gå till denna ökning. Med oförändrad elexport på 25 TWh innebär detta en elkonsumtion på 195 TWh från dagens (2024) drygt 135 TWh.

Inga fler utlandsförbindelser söderut byggs, vilket kan bli stabiliserande för elpriset p g a minskad ”import” av höga och/eller volatila elpriser söderifrån.

 

Alternativ 2

Elproduktion
Alternativet innebär en mycket kraftig ökning av dagens vindkraftproduktion från ca 40 TWh till bortåt 105 TWh/år, medan vattenkraften ligger kvar på 66 TWh, och den livstidsförlängda kärnkraften ligger likaså kvar på sina ca 50 TWh. Vattenkraften byggs alltså inte (nämnvärt) ut för ökad energiproduktion, i varje fall inte primärt i de 4 skyddade nationalälvarna, se dock mer om detta nedan.

För att hantera den kraftigt ökade vindkraftens variation och låga tillgänglighetsfaktor genomförs effektutbyggnader i många vattenkraftverk. För att vid behov då kunna utnyttja respektive kraftverks hela reglerkapacitet måste sannolikt befintliga vattendomar i många fall utnyttjas till fullo. Men även en utökning av reglerregistret med nya vattendomar torde krävas i många fall, och vid kraftverk med utbyggd effekt lär det i praktiken generellt krävas nya vattendomar.

Här förutsätts tillåtlighet för nya vattendomar av myndigheter och slutligt av Vattendomstolarna.

Men av både effekt- och energibalansskäl är det väl fullt tänkbart att frågan om ny vattenkraftutbyggnad, även i någon av Kalix-, Pite- och Vindelälven på nytt kommer upp till diskussion, eftersom det finns en sårbarhet i alternativet vid låg vindkraftproduktion, i synnerhet vid ihållande sträng kyla i Nordeuropa med då små eller inga alls möjligheter till elimport.

Återstart av Juktans stora pumpkraftverk (315 MW) har skett liksom att det antas byggas några fler pumpkraftverk, i norra Värmland och vid Trängsletdammen. Vid en välbehövlig ordentlig inventering i landet borde man finna möjliga lägen för pumpkraftverk med denna urgamla produktionsform (sedan 1890!). Tillsammans skulle dessa innebära väsentliga bidrag till energilagring vid överskott i vind/sol och även en viktig förstärkning av effektbalansen, vilket är speciellt viktigt i detta alternativ.

Öresundsverket med 448 MW ingår enbart som effektreserv, för behov av ö-drift samt för hela kraftsystemet.

Karlshamnsverket är kvar som effektreserv med maximalt 562 MW.

Dagens livsviktiga maskinpark med gasturbiner för att hantera större störningar, både vid produktionsbortfall och renodlade nätstörningar, utökas med nya moderna aggregat, vilket innebär en utökad totaleffekt.

Stödtjänster och kraftelektronik

Ovannämnda låga tillgänglighetsfaktor för den höga andelen vindkraft (48 %) i detta alternativs produktionsmix samt tillgången till stödtjänster är de mest kritiska delarna i detta alternativ.

I nedanstående länk har jag tidigare på Second Opinion beskrivit de sistnämnda. Liksom i alternativ 1 handlar det här om tillgång till rotationsenergi (svängmassa), Erot, samt frekvens- och spänningsreglering.

Eftersom alternativet enligt ovan har en så stor andel vindkraft (48 %) och även, liksom i alternativ 1, har en kraftig konsumtionsökning (44 %), och där bidragen från vindkraften fortfarande antas vara 0 (noll), så måste den helt nödvändiga rotationsenergin, både för normaldrift och vid störningar, tillföras på något sätt för att alternativet skall bli driftsäkerhetsmässigt någorlunda likvärdigt med alternativ 1, där denna rotationsenergi tillförs ”in natura” genom de stora nya kärnkraftsaggregaten där. Dessa tillskott uppskattas till ca 30 GWs. Bidragen från Nordel-grannarna, Norge, Finland och Själland antas vara desamma i båda alternativen.

Nytillförseln av nämnda 30 GWs görs huvudsakligen genom anslutning till elnätet av synkronkompensatorer, SynCon (= speciellt utformade synkronmaskiner i motordrift), i första hand i södra Sverige och speciellt i elområde 4, som idag har en extremt låg andel av total Erot i Nordics, se Fingrid.

SynCon installeras också i direkt anslutning till vissa större vindkraftparker för att kompensera för den Erot som dessa inte kan leverera.

Den i detta alternativ 2 antagna stora effektutbygganden i vattenkraften (även med större och ytterligare aggregat) innebär en viss ökning av rotationsenergin (när aggregaten är i drift).

Några tiotals SynCon av olika storlek, flertalet med svänghjul, samt mobila enheter (vid behov av flyttbarhet i nätet) antas enligt ovan installeras i detta alternativ med målsättningen att nå upp till en total tillkommande Erot på 30 GWs tillsammans med ovanstående ökningar i vattenkraften.

Alla SynCon är i kontinuerlig drift.

Tillförsel av rotationsenergi i driftskedet handlar om snabb injektion av aktiv effekt i elkraftsystemet. Det i särklass snabbaste sättet för detta sker med naturlagar, och med 2/3 av ljushastigheten, från rullande synkronmaskiner i produktionssystemet och industrin samt med SynCon enligt ovan.

Ett annat sätt, om än inte lika snabbt, som ökat i omfattning är effektinjektion från batteribankar via reglerfunktionen FFR. Reglerförloppet är här 0.7-1.3 sekunder.

Därmed har vi kommit över till frekvensregleringen, vars huvudresurser finns i vattenkraften på ett minst lika likvärdigt sätt med alternativ 1, t o m med något mer resurser här genom ovannämnda antagna kraftiga effektutbyggnad i vattenkraften.

Förbättringen med nedreglering av stora produktionsöverskott i sol/vind antas ha fortskridit.

Nämnda batteriinstallationer med olika stödtjänster i Balansmarknaden är på marginalen viktiga för regleringen av effektbalansen samt i vattenkraftstationer också för samverkan med aggregat i frekvensregleringen.

Injektion av aktiv effekt från HVDC-länkar införs liksom från superkondensatorer som installeras.

Elnätets spänningsreglering i detta alternativ bedrivs med samma apparater och metodik som i alternativ 1. I nya sådana apparater för både produktion och konsumtion av reaktiv effekt ingår alltmer kraftelektronik, t ex s k STATCOM-anläggningar, vilka mycket snabbt kan reglera spänningen upp eller ner.

I alternativ 1 finns mycket stora reaktiva resurser (Mvar) i generatorerna för 5000 MW ny kärnkraftsproduktion, vilka resurser saknas i detta alternativ 2. Sådana resurser med rätt placering i elnätet kan ha en avgörande betydelse för ökning av elnätets överföringsförmåga med avseende på spänningsstabilitet för att klara av vissa dimensionerande s k N-1 fel.

För att i detta alternativ kompensera för nämnda brist på reaktiv effekt installeras i vissa kritiska punkter nämnda mycket stora STATCOM-anläggningar med motsvarande Mvar-kapacitet som i de nya kärnkraftsgeneratorerna i alternativ 1.

Dessutom kan ovannämnda några tiotals synkronkompensatorer, utspridda i elnätet, också användas i spänningsregleringen, eftersom dessa som nämnts ju är synkronmaskiner i motordrift.

Ovan nämndes kraftelektronik som ingår i ökande omfattning i elkraftsystemet, i synnerhet i anläggningar för förnybar elproduktion (vind och sol), vilka är anslutna till elnätet med s k omriktare.

Kraftelektroniken skapar diverse problem  med besvärande lågfrekventa oscillationer (svängningar) i elnätet, vilket  innebär merkostnader för motåtgärder, och idag återstår här problem att lösa.

Nätutbyggnad
Jämfört med alternativ 1 krävs här betydligt mer nätutbyggnad.

Huvudorsaken är den stora ökningen med 65 TWh vindkraft, som är utspridd i landet.

Vid fortsatt stor vindkraftutbyggnad i Norrland, och om de stora industriplanerna där slår slint, kan relativt nuvarande beslutade planer för utbyggnad av 400 kV nätet söderut, ytterligare någon 400 kV ledning krävas. Kanske också någon till för att vid behov till fullo utnyttja den stora effektutbygganden i vattenkraften.

För den övriga ökade och utspridda nya vindkraften i landet samt för konsumtionsökningen behöver både transmissions- och regionnät förstärkas.

Havsbaserad vindkraft byggs för den stora ökningen av vindkraft (blir nog också tvingande p g a ofta ett motstånd i södra Sverige till landbaserad vindkraft) och kräver anslutningslänkar till land, växelström (AC) och/eller HVDC beroende på avstånd och produktionsstorlek.

Liksom i alternativ 1 byggs inga fler utlandsförbindelser söderut, vilket kan bli stabiliserande för elpriset p g a minskad ”import” av höga och/eller volatila elpriser söderifrån.

 

 

 

 

13 Kommentarer