Ett kostnadsoptimalt fossilfritt energisystem på årsproduktionsbasis år 2045 bygger på teknikneutralitet. För svenska förhållanden innebär det ungefär en tredjedel bibehållen vattenkraft, en tredjedel bibehållen eller ny kärnkraft och en tredjedel vindkraft, enligt Svenskt Näringslivs nya scenarioanalys.

Analysen som presenteras i dag (10 september) föranleds av paradoxen att Sverige, samtidigt som en stor del av den svenska elproduktionskapaciteten står inför utfasning, planerar för en fortsatt elektrifiering av samhället och därmed starkt ökat elbehov.

Dels gäller utfasningen den kvarvarande kärnkraften och en stor del av den övriga värmekraften. Dels kommer all existerande vindkraft, inklusive den som omfattas av hittills fattade investeringsbeslut, att nå sin förväntade ekonomiska drifttid inom omkring 25 år.

Diskrepansen mellan tillgången och efterfrågan på el börjar göra sig gällande på allvar på 2030-talet och växer sedan mycket snabbt, för att börja kulminera omkring 2045. Vid det laget kan Sveriges elbehov beräknas behöva öka från dagens nivå 140 MWh/år till 210 TWh/år. Då är i den senare siffran inräknat effekterna av energieffektivisering över hela ekonomin och minskat behov av el för uppvärmning, trots en växande befolkning. Samtidigt har så mycket som 90 TWh produktionskapacitet förlorats.

Det svenska elbehovet år 2020–2045. Källa: Kraftsamling elförsörjning, Qvist Consulting.

När en förväntad ökad efterfrågan på 70 TWh/år kombineras med en förväntad minskad kapacitet på 90 TWh/år räcker dagens svenska elöverskott på nivån 20 TWh/år inte långt.

Balansen mellan existerande produktionskapacitet och det förväntade elbehovet. Källa: Kraftsamling elförsörjning, Qvist Consulting.

Nettobehovet av ny eller moderniserad existerande kraftproduktion år 2045 motsvarar därmed ungefär samma volym som Sveriges elanvändning i dag, 130-140 TWh/år. På 25 år behöver Sverige med andra ord rusta upp sin elproduktionskapacitet lika mycket som under de 127 år som gått sedan ASEA byggde världens första kommersiella trefasöverföring av växelström 1893.

En remarkabel utmaning i en miljö där ledtiderna för ny kraftproduktion verkar bli allt längre.

Det här är bakgrunden till Svenskt Näringslivs analysuppdrag till Staffan Qvist, teknologie doktor från Berkeley. Rapporten beskrivs som ett första steg i arbetet med ett hitta ”konturerna av hur ett kostnadsoptimalt fossilfritt svenskt kraftsystem år 2045 kan se ut”.

Staffan Qvist har tagit stöd av ett namnstarkt team. Modelleringsarbetet har letts av Princetonprofessorn Jesse Jenkins, specialiserad på macro-scale energy systems, högprofilerad inom klimatfrågor och nollutsläppslösningar. Modelleringsverktyget är utvecklat av forskare inom energisystemmodellering vid MIT och Harvard University.

Utgångspunkten beskrivs av Staffan Qvist som att ”utifrån grundläggande ingångsvärden beräkna det kostnadsoptimala system (lägst kombinerad investerings och driftkostnad) som förser elbehovet varje timme över året utan koldioxidutsläpp”. Modelleringen inkluderar därför bland annat parametrar för planerbarhet, flexibilitet och elimport.

Med den utgångspunkten ger modelleringen resultatet att solproducerad el inte är systemekonomisk. ”Den korrelerar negativt med elbehovet på säsongsbasis genom att producera litet när behovet är stort och mycket när behovet är litet. Även om den framtida kostnaden för solproducerad el kan vara låg, så minskar investeringar i solkraft inte systemkostnaden,” enligt rapporten.

Staffan Qvist presenterade sig för en större svensk publik i fjol med boken Klimatnyckeln – En fungerande lösning på världens största problem (Volante), skriven tillsammans med Joshua Goldstein.  Foto: Monika Juraszek/Volante.

Modellkörningarna har utgått från tre ”scenariefamiljer”, som karakteriseras med begreppen ”teknikneutralitet”, ”ingen driftförlängning av kärnkraften”, ”100 procent förnybart”. Inom scenarierna har sedan fyra variabler lagts till grund: kostnadsutveckling för kraftslag och lagring, kalkylränta, handelsförhållanden och efterfrågeflexibilitet.

I rapporten noteras att vindkraften expanderar stort i de flesta av de analyserade scenarierna. Eftersom den utgör en stor andel av systemet och har lägst marginalproduktionskostnad, styr vindkraften den övriga elproduktionen.

Resultatet av modellkörningarna är entydigt. Det teknikneutrala alternativet är det kostnadsoptimala. Det sammanfattas så här:

• På årsbasis: 1/3 vattenkraft, 1/3 vindkraft, 1/3 kärnkraft
• Stor expansion [jämfört med i dag] av framför allt landbaserad vindkraft
• All existerande kärnkraft driftförlängd, ny kärnkraft läggs till
• Biokraftvärme kvar i systemet på basis av värmeunderlag
• Ingen solkraft, ingen naturgas med koldioxidinfångning
• Resultatet robust mot skillnader i ingångsvärden

Allra lägst kostnad av de testade systemen ger den modell som inkluderar små modulära kärnreaktorer, förutsatt att sådana är tillgängliga till en rimlig kostnad under sent 2030-tal.

Dyrast blir alternativet med enbart förnybar el. I detta dominerar vindkraften med ungefär 2/3 av produktionen, medan vattenkraften står för 1/3. Den planerbara elproduktionen, jämfört med det teknikneutrala alternativet, minskar från ungefär 50 procent till 36 procent. De totala systemkostnaderna ökar med i snitt minst 40 procent (total grundsystemkostnad ökar från ungefär 40 till 55 öre/kWh). Detta utan att inkludera merkostnader för systemtjänster.

Vidare innebär 100 procent förnybar el större utmaningar för miljön, genom att systemets direkta land- och havsanvändning ökar. Till exempel blir vattenkraftverkens driftmönster ”mycket volatilt i alla scenarier”, för att parera variationerna i vindkraften. En annan drastisk effekt är att den svenska delen av det nordiska synkrona elsystemet får oroväckande låg rotationsenergi under hela 80 procent av årets timmar.

Sammanfattningsvis landar analysen alltså i att vägen mot ett kostnadsoptimalt energisystem på årsproduktionsbasis år 2045 bygger på teknikneutralitet. För de svenska förhållandena innebär det ungefär lika delar bibehållen vattenkraft, vindkraft samt bibehållen eller ny kärnkraft.

Oberoende av vilken linje Sverige väljer väntar ett enormt investeringsbehov. Även vid antagandet att den existerande kärnkraften kan ges förlängd drifttid till 80 år, och att den storskaliga vattenkraften fortsätter att moderniseras, blir nettobehovet av ny produktionskapacitet så stort som 90-100 TWh. Redan det förutsätter en mer aggressiv utbyggnad av kraftproduktionen än någon tidigare period i svensk historia, konstaterar rapporten.

I rapporten ges ett mått på vad som väntar: Driftkostnaderna plus annuiteten av investeringarna – om en teknologineutral väg väljs – motsvarar 38-42 öre/kWh, vilket för 211 TWh levererad el (inklusive förluster) motsvarar 80-90 miljarder kr om året. Med den nämnda 40-procentiga fördyringen blir motsvarande siffra för ett 100 procent förnybart system i så fall 112-126 miljarder kr/år, dvs. 32-46 miljarder kronor dyrare per år.

Då är de grundinvesteringar som behövs i elnäten på alla spänningsnivåer under perioden 2021-2045 inte inkluderade i optimeringsberäkningarna. De investeringarna anses nödvändiga oberoende av scenarier. Som prislapp för dem anges upp till 500 miljarder kronor, dvs. 20 miljarder kr/år.

En jämförelsesiffra kan vara att den svenska energibranschen under de senaste tio åren investerat i snitt 33 miljarder kr/år.