De kriterier som vattenmyndigheterna gått in för i omprövningen av vattenkraftverkens miljötillstånd ger en oacceptabel påverkan på vattenkraftens relativa reglerbidrag, produktion samt effekttillräcklighet, sägs i Svenska kraftnäts nyligen publicerade analys. En möjlighet att ersätta den minskade reglerförmågan kunde enligt analysen vara ny kärnkraft i kombination med ett vätgaslager.
I december i fjol pausade regeringen den pågående omprövningen av vattenkraftverkens miljötillstånd med 12 månader och gav Svenska kraftnät (Svk) i uppdrag att kartlägga konsekvenserna av omprövningen. Detta med utgångspunkten att omprövningarna inte bör leda till en större produktionsminskning än det nationella riktvärde, 1,5 TWh/år, som Havs- och Vattenmyndigheten, Energimyndigheten och Svenska kraftnät tidigare kommit överens om.
Beslutet att pausa omprövningen fick stor medieuppmärksamhet, vilket inte kan sägas om den analys som Svk nu har presenterat. Svk-analysen är emellertid värd att studeras närmare, inte bara för sina slutsatsers skull, utan också för de problembeskrivningar som ges på vägen.
De är inte nödvändigt att fördjupa sig i de tekniskt komplicerade miljökriterierna, för att hänga med i Svk:s analys. Här ändå kortfattat de två huvudalternativ som använts vid simuleringarna, benämnda D och E.
D står för det alternativ som de länsstyrelser som är vattenmyndigheter bedömer ligger närmast resultatet av den fördjupade normöversynen: Generell minimitappning genom naturfåra (5 procent av medelvattenföringen) och fiskväg inklusive locktappning (5 procent av medelvattenföringen upp till 5 kbm/s), dock med flera kraftverk undantagna.
E står för samma antaganden som var grund för beräkningen av det nationella riktvärdet 1,5 TWh: Inga åtgärder i storskaliga kraftverk (över 10 MW installerad effekt) med längre torrfåra, 5 procent av medelvattenföringen i storskaliga kraftverk utan längre torrfåra och 5 procent även av medellågvattenföringen i medelstora och mindre kraftverk.
Det referensvärde som används i simuleringsverktyget är relaterat till standardtillgängligheten för vattenkraften.
En av iakttagelserna i Svk-analysen är att minskad reglerförmåga i simuleringarna ersätts med import. Vilket visar att det saknas flexibilitet i Sverige som kan ersätta den minskade reglerförmågan från vattenkraft.
”Om reglerförmågan minskar och inte ersätts blir elsystemet mer sårbart, både för effektbrist och prisvariationer. I simuleringarna ersätts reglerförmågan från vattenkraft med import från Norge och Danmark till största del. Energiomställningen kommer att innebära mer varierande förnybar produktion i hela Europa och det är sannolikt att reglerförmåga kommer att bli en bristvara”, säger Svk.
De nämnda miljöalternativen leder för jämförelseåret 2027, som tabellen nedan visar, till större minskningar av elproduktionen från vattenkraften än 1,5 TWh.
Även i fråga om effekttillgängligheten visar simuleringarna för 2027 en tydlig försämring jämfört med referensalternativet. Beräknat som LOLE (timmar per år med effektbrist) blir siffran i referensexemplet 7 timmar, för alternativ D 12 timmar och för E 9 timmar.
Vad gäller vattenkraftens reglerförmåga påverkas den negativt i alla alternativen och simuleringsresultaten följer samma mönster för de använda analysåren (som är 2027 och 2045, med två alternativa utvecklingsvägar för 2045, nämligen planerbart och förnybart). Svk uttrycker sig tydligt: ”För analysår 2027 innebär miljöalternativ D och E en oacceptabel påverkan på vattenkraftens relativa reglerbidrag, produktion samt effekttillräcklighet.”
Sammanfattningsvis resulterar alternativen i en minskning av vattenkraftens relativa reglerbidrag med i genomsnitt 5 procentenheter, en genomsnittlig årlig produktionsminskning på 2-4 TWh samtidigt som medelrisken för effektbrist går från 7 till 9 respektive 12 timmar per år. Det genomsnittliga årsmedelpriset på elen beräknas öka med 4-11 procent beroende på elområde och miljöalternativ.
”En lämplig utgångspunkt är därför att både förlorad reglerförmåga och elproduktion ersätts med nya produktionsanläggningar och energilagringsförmåga i Sverige”, säger Svk och ger ett exempel på hur den minskade reglerförmågan i vattenkraften (räknat på miljöalternativ D) skulle kunna ersättas. Nämligen med ny kärnkraft i kombination med ett vätgaslager.
Volymen på den nödvändiga kärnkraften beräknas till 808 MW, med antagandet att halva reglereffekten behövs för vätgasproduktionen (elektrolysörer) och halva för elproduktionen (bränsleceller). Vätgaslagret omfattar med de förutsättningarna omkring 50 GWh. Exemplet bygger på antagandet att den nya kärnkraften har tillräckligt flexibilitet.
Vad gäller de nämnda miljöanpassningsalternativen visar simuleringsresultaten för alternativen D och E ingen nämnvärd påverkan på rotationsenergin eller spänningsstabiliteten. Det förklaras av antagandet att de mest betydelsefulla av vattenkraftverkens aggregat fortsätter att vara infasade till transmissionsnätet på samma sätt som utan miljöanpassning.
Däremot visar simuleringarna på så mycket som en femdubbling av antalet timmar med låg rotationsenergi, om elektrifieringsscenariot förnybart för år 2045 jämförs med scenariot planerbart. Skillnaden är 30-6, räknat som procent av det antal timmar under året då rotationsenergin understiger den kritiska gränsen 120 GWs. En utmaning av dignitet.
Bland annan intressant information i Svk-dokumentet finns denna sammanställning av vattenkraftens andel av de förkvalificerade resurserna för stödtjänster:
Notera att mFRR upp/ned inte bygger på förkvalificerade resurser, utan är ett mått på maximalt inkomna budvolymer under en enskild timme under år 2022.
Som Second Opinions läsare vet har Svk återkommande efterlyst balanseringsvolymer även från andra kraftslag än vattenkraft.
Det kan tilläggas att för den avhjälpande åtgärden vid snabba frekvensfall, FFR, finns i nuläget ingen förkvalificerad vattenkraft, utan reserven består av batterier och efterfrågeflexibilitet.
***
Foto: Skellefteå Kraft
3 Kommentarer
En absolut förutsättning idag för balansregleringen är ju vattenkraftens korttidsreglering.
Men andra effektöknings- och -minskningstekniker för snabb frekvensreglering är på frammarsch; FFR från batterisystem o nedreglering av vindkraft. På sikt enligt Svk även uppreglering med bränsleceller efter energilagring av vätgas.
Men vattenkraftens korttidsreglering kommer säkert att vara hörnpelaren under överskådlig tid för balansregleringen.
Men med den volatila vindkraftens fortsatta ökning, och för att klara av tillhörande balansreglering, så är det väl bara en tidsfråga innan många vattendomar måste liberaliseras, om inte så redan skett, vilket innebär ökande vattenstånds- och flödesvariationer både i mått och tidsmässigt.
För att klara av den pågående och planerade vindkraftsutbyggnaden med tillhörande reglerkraftbehov kan det alltså istället bli raka motsatsen till det som vattenkraftföretagen och Svk befarar.
Men till en viss del minskar ändå energiproduktionen, eftersom korttidsreglering t ex vid max.produktion innebär en lägre produktionsekvivalent = energiproduktion/(m3/s) vid resp fallhöjd. Men sådan körning var väl inte avsedd att bidra till minskningen med 1.5 TWh/år? Är hänsynstagande till denna mekanism medtagen i Svk:s kalkyler?
Och vilka blir energiförlusterna vid kraftbalansspill vid mycket hög vindkraftproduktion, om inte nedreglering av vindkraft ökar radikalt? Som t ex nyligen i höst.
Jag antar att angivna minskningar i vattenkraftproduktionen endast till en mindre härrör från större aggregat i studiens reglerklass 1 med kortidsreglering i, vilken dock enligt ovan måste öka, speciellt för dessa aggregat, för att få ihop reglerekvationen.
Korttidsreglering medför en stor påfrestning för vattendragens totala ekosystem, störningar i fisket, olägenheter för närboende, förfulning och på känsliga älvsträckor erosion av strandzoner mm.
Så en slutfråga i målkonflikten mellan omprövningen av vattenkraften och ett ökat reglerbehov från speciellt aggregat i reglerklass 1 blir då:
Var går gränsen för det tekniska trixandet med de redan i praktiken mycket hårt utnyttjade 9 storälvarna med korttidsreglering? Dvs fr o m Dalälven och norrut.
Skall dessa älvar nästan enbart ses som nödvändiga reglertekniska system för att härbergera vindkraften?
I rapporten, som är på 125 sidor, nämns rotationsenergi 55 gånger. Men batterier nämns bara 2 gånger. Min spontana tanke är att Svk inte beaktat den form av syntetisk rotationsenergi som batterilager kan bidra med. Varför? Finns det tekniska begränsningar för att använda batterier för frekvensreglering? I så fall vilka? Eller är det bara brist på nytänkande?
Minimigränsen för rotationsenergi på 120 GWs verkar energimässigt inte speciellt svår att uppnå med batterier. Energimässigt motsvarar 120 GWs bara 33 MWh. Redan dagens batterilager är betydligt större än så.
Effektmässigt kan det kanske bli knepigare. Men det kan knappast bli värre än att t ex O3 snabbstoppas, dvs ett effektbortfall på 1400 MW som snabbt måste ersättas. Den effekten kan vi antagligen ännu inte fixa med enbart batterier, men det verkar som om även det villkoret kommer att kunna uppnås med batterier inom en rimlig framtid.
Dessutom kommer våra stora synkrongeneratorer att finnas kvar så långt man nu kan överblicka. Så är eller blir frekvensreglering verkligen ett så stort problem som Svk verkar antyda?
Det är inte så intressant vilken energimängd som behövs, eftersom det är korta tidsförlopp och därmed begränsade energimängder.
Däremot behövs periodvis ganska höga effekter och det blir en kostsam lösning med en batteribank och en växelriktare som även kan ta effekt från elnätet.
Den arbetar ju med stora effekter om den skall ersätta rotationsenergi. Och cyklas batterierna hela tiden och frågan är hur lång livslängd de får.
Finns det en ekonomi i detta så kommer det lösningar. Det är bara det att det inte finns en marknad för denna typen av tjänster i dagsläget. Därför finns det inte heller vindkraftverk med samma funktionalitet.