Ringhals 1 och 2 skulle gett lägre elpris

Ringhals 1 och 2 skulle gett lägre elpris

Med Ringhals 1 och 2 kvar i drift, alternativt motsvarande tillförsel av vindkraftsel, skulle höstens elpriser i södra Sverige ha varit 30-50 procent lägre, visar Energiforsks analys. En tredelad strategi för att motverka prisskillnaderna skissas, men någon snabb lösning finns inte in sikte.

Strikt taget frågar Energiforsks studie hur elpriserna den gångna hösten skulle ha påverkats i elområdena SE3 och SE4, om en ökad produktionskapacitet motsvarande den vid de nedlagda Ringhalsreaktorerna skulle ha stått till förfogande – med alla andra parametrar lika. Det korta svaret är att priserna skulle ha sänkts med 30-50 procent och att prispåverkan skulle ha varit i samma härad även vid ”vanliga” marknadspriser på kol och gas.

Bild: Nedlagda kärnreaktorer. Foto: Vattenfall.

Simuleringarna i analysen är baseras på två alternativ för den tillkommande elen: antingen Ringhals 1 och 2 med 1 785 MW fortsatt i drift inom SE3 eller så en 3 500 MW stor havsvindkraftspark kopplad till SE4.

Analysen bekräftar bilden av att Sverige övergivit sitt eget kraftsystem. Med tanke på de långa ledtiderna, för att verkligen få ny produktions- eller överföringskapacitet på plats, har Sverige en lång väg att gå innan läget i SE3 och SE4 åter har normaliserats.

Som beskrivits i ett antal artiklar på Second Opinion ligger problemet i att södra Sverige efter elområdesindelningen 2011 tappat elproduktionskapacitet, i synnerhet planerbar sådan. Detta samtidigt som flaskhalsar i nätet begränsar överföringen, med de så kallade snitt 2 mellan SE2 och SE3 och snitt 4 mellan SE3 och SE4 som viktiga exempel.

Energiforsk bygger analysen på tre scenarier, som jämförs med ett kalibrerat referensscenario: hur skulle priserna under hösten (september, oktober, november) 2021 ha sett ut om a) de två Ringhalsreaktorerna skulle ha fortsatt att leverera el inom SE3, om b) en vindkraftspark på 3 500 MW skulle ha producerat el för SE4 och c) Ringhalsreaktorerna även skulle ha bidragit till ökad överföringskapacitet på 500 MW från SE2 till SE3 och 900 MW från SE3 till SE4.

C-scenariot har relevans därför att kärnkraft, i motsats till vindkraft i dagens läge, även genererar sådana systemtjänster till kraftsystemet som ökar dess förmåga att ta emot el utifrån.

Energiforsk kalkylerar i analysen med en kapacitetsfaktor för vindkraften utanför SE4 på 49 %. Siffran blev resultatet för en hypotetisk havsvindkraftspark baserat på antaganden om vilka prisbud en producent sannolikt skulle ha lagt och hur det brukar blåsa i havet i området. Jämförelsesiffran för existerande dansk havsvindkraft under samma period är 48 %. Den producerade elvolymen för kärnkrafts- och vindkraftsalternativen i analysen blir med de här förutsättningarna tämligen lika.

I a-scenariot, alltså med Ringhalsreaktorerna kvar i drift men utan antagande av ökad överföringskapacitet med omvärlden, skulle elpriset i SE3 enligt simuleringarna ha varit 50 % lägre och i SE4 6 % lägre.

I b-scenariot, med vindkraftsparken i drift, skulle elpriset i SE4 ha varit 42 % lägre och i SE3 37 % lägre.

I c-scenariot, med Ringhalsreaktorerna i drift och den nämnda högre överföringskapaciteten inräknad, skulle elpriset i SE4 ha varit 46 % lägre och i SE3 32 % lägre. Flaskhalsarna i överföringen skulle i det här scenariot i hög grad ha förskjutits till transmissionen mellan SE4 och Danmark, Tyskland, Polen och Litauen.

Hur skulle saken ha sett ut, om 2021 hade varit ett år med ”normala” marknadspriser på kol och gas?

Ganska likartat, enligt Energiforsk. Antagandena har i kalkylen för detta varit snittpriset på kol- och gaspriserna under perioden 2010-2020 och ett pris på EU:s utsläppsrätter på 75 euro per ton koldioxid (dvs. nära de facto-priset hösten 2021).

För SE3 blev utfallet i scenariot Ringhalsreaktorerna i drift + ökad transmissionskapacitet 35 % lägre elpris. I vindkraftsparkscenariot blev elpriset 31 % lägre.

För SE4 blev utfallet 29 % billigare el i Ringhalsscenariot och 38 % billigare el i vindkraftsscenariot.

Omräknat till avrundade absoluta tal skulle elpriserna i SE3 och SE4 tämligen likartat vid båda scenarierna ha varit 15-25 öre/kWh lägre även under ett år med ”vanliga” kol- och gaspriser.

Det säger sig självt att prisfluktuationerna skulle vara större i vindkraftsscenariot än i kärnkraftsscenariot.

I studien kan utläsas att flaskhalsar både i snitt 2 och 4 begränsade elöverföringen ungefär 45 % av tiden. Mellan SE4 och DK2 fanns flaskhalsar en tredjedel av tiden och mellan SE3 och DK2 78 % av tiden.

I ett nordiskt perspektiv kan noteras att flaskhalsarna inom det norska kraftsystemet har en avgörande effekt för Norge och därmed även starkt påverkar Sverige. Från norra Norge (NO3) till södra Norge (NO5, NO1) var den genomsnittliga överföringskapaciteten i höstas mindre än 1 000 MW. Det återspeglas i att elprisskillnaderna mellan norra och södra Norge numera generellt är lika markanta som de mellan norra och södra Sverige.

Studien sammanfattar att flaskhalsarna i nätet är den största orsaken till att elpriset i söder är så mycket högre än det i norr. Det betyder att ny produktionskapacitet i SE3 och SE4, samtidigt som den skulle hjälpa upp läget inom elområdena, på grund av nätbegränsningarna även i hög grad skulle bli instängd i söder.

På lång sikt skulle ökad internationell transmissionskapacitet göra det nordiska kraftsystemet mer robust, men också öka dess känslighet för elpriserna i övriga EU. Ökad produktionskapacitet i södra Sverige skulle med andra ord då inte ha samma prissänkande effekt som i dagsläget, eftersom marknaden för elen skulle bli så mycket större. Länder som Tyskland skulle svälja en stor del av den tillkommande svenska elproduktionen och Sverige skulle få elpriser som ännu mer än i dag närmade sig Tysklands.

Framöver ställs Sverige inför ett antal val där ingredienserna enligt studien är utbyggd produktionskapacitet, ökad flexibilitet – vilket inkluderar större överföringsförmåga i det svenska nätet, europeisk integration och politiska avvägningar gällande de ekonomiska effekterna av allt detta.

Varken alternativet att isolera det svenska elsystemet, för att minska dess exponering för Centraleuropa, eller alternativet att förlita sig på att EU-integration ska lösa problemen bedöms vara attraktiva.

Det förstnämnda skulle vara bra för de svenska konsumenterna på kort sikt, men dåligt för elproducenterna och klimatmålen. Och ny elproduktion i Sverige skulle då bara förstärka den trenden. Det senare alternativet, större internationell transmissionskapacitet i kombination med eftersläpande utbyggnad av egen inhemsk elproduktion, skulle ge priser av kontinentalt snitt och bli tufft för konsumenterna, men vara fördelaktigt för de återstående elproducenterna.

Energiforsk rekommenderar en tredelad strategi:

– Accelererad och proaktiv utbyggnad av ny produktionskapacitet i södra Sverige.

– Fortsatt förstärkning av både det inhemska nätet och utlandsförbindelserna.

– Politiska åtgärder för att möta den befogade oron över de ekonomiska effekterna av tillfälligt höga elpriser, kombinerat med incitament för investeringar och andra åtgärder i syfte att öka flexibiliteten i elsystemet och snabba på energieffektiviseringen.

 

4 Kommentarer
Av Svenolof Karlsson
Second Opinions skribent
Profil Second Opinion drivs på uppdrag av Energiföretagen Sverige. Läs mer

Vid publicering av en kommentar gäller följande regler:

– vi vill att alla som kommenterar ska vara identifierbara personer och vi vill därför för- och efternamn anges av den som kommenterar

– vi vill att diskussionen på Second Opinion ska hålla en god och respektfull ton och publicerar inte kränkande omdömen om enskilda personer.

Second Opinion förbehåller sig rätten att radera texter som bryter mot våra villkor och regler.

Kommentera

Din e-postadress kommer inte publiceras.

*

  1. Kalle skriver:

    För alla insatta ingenjörer så framstår B-scenariot som en fullständigt fantasi med vilt överdrivna antaganden på alla möjliga sätt.

    Det finns inte en chans i helvete att SE4 hösten 2021 skulle haft en mix som har 50% höger kapacitetsfaktorn än Danmarks samlade installtion vid motsvande tidpunkt, alltså 49% kapacitetsfaktor i fantasin medna Danmark i verkligheten hade 30%.

  2. Klas Roudén skriver:

    En gedigen artikel med bra sammanfattningar av Elforsks analys, som illustrerar galenskapen att lägga ned Ringhals 2-1 (R2-1).
    Mot bakgrund av visade fakta samt de samhällsmässiga konsekvenserna av tillhörande våldsamt svänganda elpriser och tidvis dito skyhöga, så är det upprörande att höra och se hur regeringsföreträdare skyller på att väldigt stora (”enorma”) investeringar skulle krävts betr kärnkraftssäkerheten för reaktorernas fortsatta drift.
    Här redovisas några fakta för detta från Svensk Industris stora studie ”Kraftsamling Elförsörjning Långsiktig Scenarioanalys Teknisk underlagsrapport”
    * Grundinvesteringar för oberoende härdkylning (OBH) gjordes redan 2015, då som för landets första reaktorer
    * Investeringsbehov för 50 års drift (till 2025, tidigare planerat av Vattenfall)
    R1: 200 miljoner
    R2: 1500 miljoner
    Dessutom fanns uppgifter för R1 om mycket små investeringsbehov för drift i 60 år, dvs fram till 2035
    * Investeringsbehov för 80 års drift
    R1: 11 miljarder
    R2: 10.5 miljarder

    Driftkostnaderna (inkl investeringar o avfallsfond) för R1-2 var före avställningarna 22-23 öre/kWh.

    Elforsk rekommenderar bl a en ”proaktiv utbyggnad av ny produktionsaktivitet i södra Sverige”.
    Regeringens alternativ för detta är havsbaserad vindkraft. Men detta kommer att ta lång tid, 10-15 år?, innan man ersatt energiproduktionen från Ringhals 1-2.
    Och ökad transmissionskapacitet i snitt 2 och snitt 4 återfår man knappast med vindkraften, i varje fall inte vid vindstilla…

    Mot ovanstående bakgrund, så är den tekniskt-ekonomiskt, och tidsmässigt!, helt överlägsna lösningen för att börja reducera elkrisen i södra Sverige:

    Återstarta Ringhals 1 snarast möjligt!

    Detta bör fortfarande vara tekniskt fullt möjligt, om politikerna lägger käbblet åt sidan och agerar för landets bästa.

    1. Lars Åhlin skriver:

      Intressant. Investeringsbehoven för drift i 80 år är tydligen höga. Men vad skulle kostnaden per producerad kWh bli?

      1. Klas Roudén skriver:

        Lite mer detaljer om investeringsbehoven för R1-2 från Svenskt Näringslivs studie (presenterad i september 2020), för 30 driftår efter ca 2025:
        R1: 7.5 miljarder, där det verkliga behovet för perioden 2025-30 är 0.5 miljarder
        R2: 9 miljarder
        Totalt: 16.5 miljarder

        Med en antagen kapacitetsfaktor på 87 %, så skulle R1-2 under dessa 30 år kunna producera 202 TWh (R1) + 208 TWh (R2) = 410 TWh.

        Produktionskostnaden/kWh, baserad på ovanstående investeringar, avfallsfond samt drift- o bränslekostnader, det kanske någon annan kan uppskatta.

        Men jag tror att ovanstående energiproduktion på 410 TWh med investeringen 16.5 miljarder är klart konkurrenskraftig jämfört med annan fossilfri elproduktion.
        Tillkommer dessutom värdet av stödfunktioner och ökad kapacitet i transmissionsnätet.

        Men jag pläderade i mitt inlägg endast för återstart av Ringhals 1, vilken alltså enligt ovan under perioden 2025-2055 skulle kunna producera 202 TWh med en investering på 7.5 miljarder.
        Och med hänsyn till det ringa investeringsbehovet enligt ovan på ca 0.5 miljard under 10 år under perioden 2025-2035, så blir drift av Ringhals 1 då mycket lönsam för samhället (och nog en fortsatt sedelpress för Vattenfall).

Ny bok om Sveriges elsystem

Det svenska elsystemet går i otakt med omvärlden och marginalerna krymper. I ett läge där vi behöver allt högre överföringskapacitet i elsystemet har detta i stället krympt och elpriserna har skjutit i höjden. I den här boken beskriver tre initierade ingenjörer hur trenden kan vändas.

Prenumerera på artiklar


Följ oss på Twitter

Senaste artiklarna

Skriv på Second Opinion

Alla är välkomna att skriva på Second Opinion. Vi publicerar dels artiklar som fördjupar kunskaper om energifrågor dels aktuella debattartiklar.
Skicka in din text
Vara-amnen

Ur arkivet