En kommentar till inlägget ”Elbrist” och risk för bortkoppling av el löd (mitt tillägg av referens till Svenska Kraftnäts rapport från maj 2022).
”Nedan visas Svenska kraftnäts prognos för effektbalansen under topplasttimmen kommande år. Är inte det ganska alarmerande?”
| normalvinter | tioårsvinter | tjugoårsvinter | |
| 2022/2023 | -1 400 | – 2 700 | – 3 100 |
| 2023/2024 | -1 800 | – 3 200 | – 3 500 |
| 2024/2025 | -2 800 | – 4 200 | – 4 500 |
| 2025/2026 | -4 400 | – 5 800 | – 6 200 |
Nej, är min tro. Utvecklar mina tankar här nedan.
Eleffektbrist eller inte?
En fråga man kan ställa är om det finns någon risk för eleffektbrist i Sverige i vinter eller närmaste kommande vintrar och i sådana fall under hur lång tid? Att bara titta på en enstaka topplasttimme ger inte hela bilden.
Svenska Kraftnät har i den färska rapporten ”Kortsiktig marknadsanalys 2022 – Analys av kraftsystemet 2023-2027” studerat frågan om risk för effektbrist de kommande fem åren. Resultaten blev enligt nedanstående tabell, där ”LOLE (Loss Of Load Expectation) och EENS (Expected Energy Not Served). LOLE mäts i tid (antal timmar per år med effektbrist). EENS mäts i antal MWh per år som efterfrågas men inte kan levereras.”
Från Svenska Kraftnäts rapport “Kortsiktig marknadsanalys 2022“.
Genomsnittlig risk för effektbrist förväntas öka från 0,2 timmar 2023 till 9,6 timmar 2027, om det inte finns någon effektreserv kvar och utan hänsyn till en minskad elanvändning (5% minskning i Europa, inklusive Sverige). Med effektreserv kvar och minskad elanvändning förväntas tiden med effektbrist sjunka till mindre än 0,1 timmar 2023-2026 och 1,9 timmar 2027.
En prognos är en prognos
En prognos är ingen sanning för den verkligen inträffat. Svenska Kraftnäts prognos bygger på många antaganden, som alla har vissa osäkerheter. Vi vet alla hur svårt det är att sia om framtiden. Inte minst gäller det i nuläget elfrågor där vi inte är ett isolerat land oberoende av vad som händer i andra länder, inte bara hos våra närmaste grannländer utan även i hela Europa.
Här nedan några antaganden som Svenska Krafnät gjort som bidrar till prognosernas osäkerheter
”Sverige fortsätter vara nettoexportör, men elenergiöverskottet minskar från 28 till 6 TWh under analysperioden och för vissa väderår får Sverige en negativ energibalans år 2027. Detta beror på en kraftigt ökad elanvändning under analysperioden och trots en stor utbyggnad av vindkraft så hinner inte produktionen byggas ut i samma takt som efterfrågan spås öka.
…
De främsta drivkrafterna bakom utvecklingen är elektrifiering av transportsektorn och ökning av den elintensiva industrin.
…
Erfarenheter från stora investeringsprojekt visar dock att osäkerheter kan senarelägga tidplaner vilket i så fall kan medföra att den ökade elanvändningen förskjuts i tiden.
…
För Sverige antas 254 MW efterfrågeflexibilitet i modellen. Detta skulle kunna vara pappersindustri eller annan verksamhet som minskar sin elanvändning vid höga elpriser.”
Svenska Kraftnät tror i sin prognos att Sveriges elanvändning ökar från 144 TWh år 2023 till 189 TWh år 2027, en ökning med 45 TWh på fyra år. Med tanke på att elanvändningen var 136,6 TWh under 2022 enligt preliminär statistik från Energiföretagen och har varit i genomsnitt 139 TWh under senaste tio åren är det en gigantisk ökning på så få år. Om elanvändningen för 2022 stämmer kan man börja med att ifrågasätta om vi når 144 TWh under 2023.
Om Sveriges 5,7 miljoner personbilar i trafik 2021 som körde 6,4 miljarder mil enligt Trafikanalys skulle vara elbilar med en elanvändning på 2 kWh/mil skulle 12,8 TWh el behövas. Det kommer dock att dröja till långt in på 2030-talet innan vi är där. Det tar tid att byta ut hela personbilflottan. Regeringens slopande av miljöbonusen för elbilar kan dessutom hämma köplustan hos privatpersoner att köpa eller leasa elbilar. Det är inte elbilar som kommer att svara för den stora förväntade ökningen av elanvändningen under de närmaste fem åren.
Industrins planer på elektrifiering bygger på tillverkning av vätgas med elektrolys. Det krävs ca 50 kWh el för att tillverka 1 kg vätgas med elektrolys av vatten till vätgas och syrgas. För de mängder av vätgas man tänker sig rör det sig om tiotals TWh med el som behövs enbart hos LKAB. Produktionskostnaden för denna vätgas beror till övervägande del på elpriset. Med tanke på att elpriserna rakat i höjden och att högre elpriser förväntas hålla i sig några år kan det vara en hämmande faktor för hur snabbt utvecklingen kommer att gå.
Om dessutom utbyggnaden av elproduktion inte hänger med önskat behov kommer det att fördröja planerna och att hålla elpriserna uppe. Å andra sidan bör högre elpriser locka till mera investeringar i elproduktion. Men långdragna tillståndsprocesser för speciellt vindkraft, men även för solkraftparker, påverkar hur snabbt ny elproduktion kan komma i drift. Ny kärnkraft kommer att dröja minst tio år till, se exempelvis rapport från WSP.
Högre elpriser bör även att gynna energieffektiviseringar som varit vilande under år vi haft låga priser. Sådan åtgärder motverkas dock av regeringens nyligen beslutade elstöd.
Det finns därför skäl att tro att Sverige inte kommer att öka elanvändningen med 45 TWh de kommande fem åren.
254 MW är i ungefär 1% av Sveriges högsta använda eleffekt på ca 22-26 GW under senaste årtiondet. Under de avslutande månaderna av 2022 minskade Sveriges temperaturkorrigerade elanvändning med 5% i september, 6,3% i oktober och 6% i november jämfört med 2021 enligt Svenska Kraftnät, huvudsakligen beroende på att hushållen minskade sin elanvändning. Om man även tar med de svenska hushållen i efterfrågeflexibiliteten bör den var mycket större än blygsamma 254 MW.
En trend är att antalet timmar med nettoimport av el i Sverige har minskat kraftigt under senaste drygt tio åren, på grund av en ökad elproduktion och minskad elanvändning under 2000-talet. En annan trend har under 15 senaste åren varit att den högsta effekten vi importerat har minskat och den högsta effekten vi exporterat har ökat. Se diagrammen här nedan.
Lägg därtill att vår granne Norge tillsammans med Sverige är Europas största elexportörer. En slutsats blir att det är försumbar risk för eleffektbrist i Sverige denna eller de närmaste kommande vintrarna.
Sveriges årliga inrikes elanvändning och elproduktion under 2001-2022. Data från SCB och för 2022 preliminär statistik från Energiföretagen.
Antal timmar per år med nettoimport av el i Sverige 2007-2022 (till och med november). Data från Svenska Kraftnät.
Max nettoimport och max nettoexport av el i Sverige per år under 2007-2022 (till och med november). Data från Svenska Kraftnät.
Jag delar fullständigt dina tankar Bengt förutom ett par saker.
Elanvändningen har legat på ca 140 TWh sedan 1987 trots att vi idag är 2 miljoner fler människor och har 450000 laddbara bilar enligt elbilsstatistik.
Ny kärnkraft tar i verkligheten ca 20 år inte 10 år, Olkiluoto 3 fattade man beslut om i november 2000 och fortfarande är det bara provdrift. 22 år!
Samma långa byggtid är det för Flamanville 3 i Frankrike och Hinkley Point C i England, de senaste projekten i Europa
Man kan inte bar se till själva byggtiden utan innan är det en lång process med ansökan, tillstånd, miljöprövningar, projektering, upphandling
Visade i inlägget ”Regeringen vilseleder om Sveriges elförsörjning” nedanstående diagram som visar Sveriges elanvändning sedan 1970. Den är mycket riktigt idag densamma som för 35 år sedan, vilket jag brukar nämna när jag håller föredrag, liksom att vi blivit 2 miljoner fler invånare sedan dess. Nämnde även i inlägget att vår elanvändning toppade 2001 med 150,3 TWh, sedan dess har den minskat med ca 10 TWh under 2000-talet. Många har nog missat dessa fakta och tror att Sveriges elanvändning ständigt har ökat.
När det gäller elbilar så är det mindre än en tiondel av hela bilflottan som är laddbara och av dessa är i runda slängar hälften plug-in-hybrider enligt Elbilsstatistik, därför är de laddbara bilarnas totala elanvändning blygsam fortfarande jämfört med Sveriges elanvändning.
Vi har i Sverige mer än 700 000 hus med direktverkande el. Om dessa konverterade till vattenburna system och värmepump (luft/vatten eller bergvärme) skulle effektbehovet vid dimensionerande utetemperatur sjunka med 3 500 MW. ( 700 000 X 5 kW) Till detta kommer all direkt el inom industri och handel.
Regeringen har med ett stöd för konvertering i sin budget för 2023 men inge detaljer har redovisats hur man skall kunna ta del av det.
Har vi verkligen 700 tusen hus som har direktverkande el som värme?
Även värmepump bukar ofta räknas som elvärme.
En snabb googling säger
1,9 miljoner små i Sverige varav 6% har direktverkande el
Det ger 114 tusen småhus.
Att ändra till vattenburet är ofta ingen lätt sak
Enligt Energimyndighetens statistik för småhus 2021 (tabell 2.6) hade 261 000 direktverkande elvärme (därav 147 000 med värmepump) och 350 000 vattenburen elvärme (varav 217 000 med värmepump och 42 000 med värmepump och trivseleldning). Det ger 611 000 hus om man räknar med värmepumpar och trivseleldning.
155 000 hade enbart elvärme (varav 73 000 direktverkande, 78 000 vattenburen och 4 000 direktverkande och vattenburen) enligt min summering. 2021 hade vi 2,039 miljoner småhus enligt Energimyndighetens statistik för småhus 2021 (tabell 2.5). Det gör 7,6% hus med enbart elvärme 2021.
En snabb googling ger inte alltid rätt svar 😊, alltid bäst att gå till en tillförlitlig ursprungskälla och försöka hitta färskast möjliga data brukar jag råda studenter.
Sant, det var därför jag frågade i o m att Lennart skrev 700 tusen med direktverkande el.
Så det rätta svaret är alltså 261 tusen med direktverkande el och därmed är den potentiella besparingen lägre.
Rimligen måste det vara ett mycket stort mörkertal med hus som i statistiken har direktverkande el (för de byggdes så, främst på 70-talet), men idag egentligen värms med värmepump. Finns ju ingen anmälningsplikt eller dylikt när man installerar en VP i ett befintligt hus. Otroligt vanligt att ett direkt-elshus genom åren effektiviserats genom installation av 1-2 L/L-VP. Likaså hus med FLVP som moderniserats och där tillskottet främst kommer från 1 L/L-VP istället för den inbyggda elpatronen.
Och av de hus som verkligen är direktelsdrivna, så tror jag den överväldigande majoriteten hamnar i främst
1) Sommarstugor o dyl, där man bara håller kanske +5C eller helt stänger ner värmen under vintern
2) Extremt välisolerade hus (0-hus, plus-hus) där värmeförlusterna är så låga så man knappt behöver värma alls.
Jag tror därför man massivt lurar sig själv om man tror det finns 100.000-tals hus i Sverige där man genom att byta bort från direktel kan spara 5kW…
Det förutsätter att man verkligen i stor skala tror det finns människor som så urbota dumma så de i decennier betalat 10.000-tals kronor i eluppvärmning årligen, men inte investerat 20.000kr i en L/L-VP med en payback på ca 1år. Känns inte rimligt enligt mig.
Oaktat hur många det är så märks det när det blir kallt ute i elförbrukningen och det är här man borde sätta in åtgärder. Med generösa statliga bidrag annars blir det inte av.
Hmm…
Tar man bort 5000 MW stabil effekt och tror att man skall ersätta den med mycket volatil vindkraft med en tillgänglighet på högst 20% så är man enligt min uppfattning minst sagt godtrogen !
Här lite fakta om kapacitetsfaktorer för vind- och kärnkraft. Kapacitetsfaktorn anger hur stor andel av den teoretiskt möjliga mängden el som skulle kunna produceras om kraftverket gick med den installerade effekten under årets alla timmar.
Enligt Energimyndighetens statistik för vindkraft hade vi 4 754 vindkraftverk 2021 med en installerad effekt på 12,116 GW, som producerade 27 108 GWh under 2021. Det tillkom 2 GW installerad effekt under året och de var därför inte i drift under hela året. Om vi istället antar att ca 11 GW var installerat i genomsnitt under 2021 ger det en kapacitetsfaktor på ca 27 108/(ca 11*8760) = ca 28% i genomsnitt för alla vindkraftverk, inklusive även äldre vindkraftverk med lägre kapacitetsfaktor än nya vindkraftverk.
Vindkraftverken har blivit effektivare och då de byggs högre får man en jämnare vind. Svensk vindkraft skriver i juli 2021 att ”den nya landbaserade vindkraft som togs i drift i Sverige 2020 har en kapacitetsfaktor på ca 37%”. De anger också att kapacitetsfaktorn förväntas öka till 40% till 2025 och till 45% till 2030.
Med vindkraft till havs ökar kapacitetsfaktorn ytterligare. Energiföretagen skriver i september 2022 att ”Större vindkraftverk innebär att de fångar mer vind genom att ha större rotor (längre vingar) detta gör att den sk kapacitetsfaktorn till havs blir ca 50% jämfört med ca 40% på land.”
Enligt analys.se var kapacitetsfaktorn för våra sex nedlagda kärnkraftsreaktorer 61,2% – 74,9% med ett genomsnitt på 68,8%. För de sex reaktorer som fortfarande är i drift anges kapacitetsfaktorn vara 77,7%-83,8% med ett genomsnitt på 80,3%. Att vi halverat antalet reaktorer i drift betyder dock inte att vi halverat mängden el som produceras, eftersom de reaktorer som tagits ur drift alla hade en lägre effekt (tillsammans 4 111 MW) än de som fortfarande är i drift (tillsammans 7 127 MW). Kärnkraften producerade runt 50 TWh under 2022 enligt Energiföretagen. Det är 74% av genomsnittet på 67,4 TWh under 1990-talet (Energiläget i siffror 2022 från Energimyndigheten) då vi hade alla tolv reaktorer i drift.
En annan fråga gällande kapacitetsfaktor på vindkraft.
Man brukar säga att vindkraft börjar leverera vid 4-5m/s och ökar i effekt med x 4 vid en fördubbling av vindstyrkan
Vid vindhastigheter över ca 25m/s stänger vindkraften ner för att undvika skador.
Det betyder förstås att vindkraften inte ger full effekt vid lägre vindhastigheter.
Vad är då kapacitetfaktorn om man räknar enbart full effekt ?
Definitionen för kapacitetsfaktor = Producerad elmängd under en viss tid /(Installerad effekt * tid). Man kan i princip välja vilken tid som helst för att beräkna ut en kapacitetsfaktor per timme, dygn, vecka, månad eller år. De jag använde var per år.
“Att vi halverat antalet reaktorer i drift betyder dock inte att vi halverat mängden el som produceras”
Fast nu är det ju inte kWh-brist vi har, eller hur, utan kW-brist. Och då spelar det ju en mycket avgörande roll VAR vi stängt ner reaktorer. Och det är ju genomgående “de mest sydliga” reaktorerna som stängts, dvs just de vars nedstängning får allra störst kW-konsekvenser.
Sedan kan jag tycka att det ofta glöms bort att redundans, speciellt för kärnkraft, är av yttersta vikt. Många mindre verk ger högre redundans än få stora. Och kärnkraft måste få stängas ner akut, om det behövs för säkerheten.
Så jag tycker din argumentation egentligen mest belyser hur urbota korkat nedstängningarna har skett. Inte bara har vi stängt ner verk i förtid, innan vi fått på plats det som ska ersätta, vi har dessutom sett till att skapa största möjliga effektbrist samt sämsta möjliga redundans-situation för tillgänglig antal MW.
Sen är jag långt ifrån påhejare av att lösningen i nuvarande situation är nya KK-verk, men vi får oberoende av framtida lösning inte glömma bort att analysera och kritisera hur saker gått till, så vi inte repeterar samma helkorkade förfarande i framtiden.
Skilj mellan elenergibrist, eleffektbrist, kapacitetsbrist i elnätet och orsak till höga elpriser.
Nej, vi har ingen eleffektbrist i Sverige, som inlägget försöker förklarar och diskutera. Vi är i Sverige nästan helt självförsörjande och nästan inte alls beroende av import av el för att klara Sveriges effektbehov. Vi har aldrig producerat så mycket el i Sverige och vi har aldrig haft så stort överskott av el. En stor andel av exporten sker från elområde SE4, längst i söder i Sverige.
En helt annan sak är att exempelvis vissa företag inte kan få den effekt de önskar på grund av kapacitetsbrist i elnätet. Exempelvis har fallet Pågen i Malmö nämnts i tidigare inlägg. I ett inslag från SVT 2019 förklaras problematiken för Pågen: ”Enligt Eon är det inte tillgången på el som är problemet, utan istället Svenska kraftnäts ledningsnät i Skåne som har bristande kapacitet. Som det ser ut nu är planen att elnätet ska vara utbyggt år 2028, fram tills dess kommer det skånska elnätet att vara begränsat, enligt Eon.”
Eon förklarar kapacitetsbrist så här: ”Att elnätet i vissa delar av Sverige inte hänger med i samhälls- och teknikutvecklingen får flera konsekvenser. Företag kan inte expandera med nya fabriker och effektkrävande anläggningar. Planerna för nya bostadsområden skjuts upp för att de inte kan kopplas in i det ansträngda nätet. Och den stora efterfrågan på elektrifierade transporter och elektrifieringslösningar för industrin kan inte mötas. Därför är det viktigt att bygga ut och förstärka elnätet.”
Kapacitetsbristen hade inte varit hjälpt av mera elproduktion utan kräver alltså ett bättre elnät, om inte elproduktionen skulle ligga hos företaget självt.
Angående orsak och ansvar för nedläggningen av några av våra kärnkraftsreaktorer skrev jag i en tidigare kommentar enligt nedan och vi sätter nu punkt för dessa nedlåtande omdömen om andras tidigare beslut och ägnar energin åt något mer produktivt.
När det gäller skälen till stängning av kärnkraftsreaktorer var effektskatten bara ett av tre skäl. OKG skrev i oktober 2015 att ”Ägarbeslutet vilar inte på säkerhetsmässiga grunder, utan fattas mot bakgrund av de varaktigt låga elpriserna i kombination med effektskatten på kärnkraft som nu också höjs samt tillkommande krav på omfattande investeringar. Därför finns inga förutsättningar för varken O1 eller O2 att vare sig på lång eller kort sikt generera ekonomisk lönsamhet.”
Den politiska pajkastning som råder angående tidigare stängning av kärnkraftsreaktorer för inte diskussionen framåt. Det är bättre att tala om vad man tänker göra framåt i tiden i stället för att försöka vinna politiska poänger med mer eller mindre halvsanningar om tidigare regeringars agerande. Detta speciellt med tanke på att även en borgerlig regering 2008 fattade beslut om höjning av effektskatten.
En fråga
Vad räknas som effektbrist egentligen ?
Enbart när man importerar el är ju inte riktigt korrekt.
Normal ansluter man det billigaste först och när man närmar sig brist ansluter men dyrare (reservkraft) och smutsigare alternativ.
Bristen borde väl räknas när dessa börjar anslutas.
Vi har ju stängt 6 kärnkraftverk varav minst 2 st var reserv när andra hade service.
Med 12 st i drift behövde vi ju aldrig ansluta dom dyra och smutsiga alternativen.
Vid effektbrist menas här att ingen mer elproduktion finns att sätta in och importen av el från andra länder är otillräcklig för att täcka önskat effektbehov.
Svenska Kraftnät skriver så här i rapporten “Kortsiktig marknadsanalys 2022 – Analys av kraftsystemet 2023-2027“:
“När produktion och import inte räcker till uppstår effektbrist, vilket mäts i LOLE (Loss Of Load Expectation) och EENS (Expected Energy Not Served). LOLE mäts i tid (antal timmar per år med effektbrist).”
Och det känns inte riktigt rätt sätt att mäta effektbrist på.
Vi har ju läst att Karlshamns oljekraftverk varit i drift tom under sommaren 2022 trots att det är ett reservkraftverk.
Anledningen har enligt artikeln varit att det var lönsamt.
Om det är lönsamt att köra ett reservkraftverk som går på olja på sommaren, då visar det på ett högt elpris.
Grundproblemet måste vara att vi saknar tillräcklig mängd planerbar kraft. När jag studerade sa man alltid max ca 10% vindkraft därefter ökar risken. Utbyggd kraft måste alltid byggas ut i rätt proportion reglerbar och oreglerbar kraft för att fungera.
Gamla överspelade ”sanningar” ska vi lägga långt in i byrålådan och glömma bort. Vi kan inte leva i det förgångna. Vårt framtida elsystem kommer att ha en stor mängd variabel elproduktion från vind och sol. Vi behöver därför anpassa vårt elsystem och vår användning därefter. Användarflexibilitet när vi använder vår el och exempelvis batterilager för frekvensreglering är exempel på nyheter vi behöver ta till oss samt att vi behöver bygga mera elnät. Högst 10% vindel i Sverige elsystem är överspelat sedan länge. Ifjol producerades i Sverige preliminärt 170,1 TWh el, varav 33,5 TWh = 20% var vindkraft enligt Energiföretagen. Igår varierande andelen vindkraft i Sverige elproduktion mellan ca 28% och 36%. Den 11 januari var andelen vindkraft i Danmark en stund på natten 88%.
Och nej, vi har ingen elenergibrist i Sverige. Vi har aldrig producerat så mycket el som under 2022, elanvändningen minskade jämfört med 2021 och aldrig har vi exporterat så mycket el. Vi är nästan helt självförsörjande på el i Sverige. Under 2022 hade vi en nettoimport av el endast under 52 timmar till och med november. Det blev några fler timmar under december då 2,5! av våra sex ”planerbara” kärnkraftverk var ur drift under en tid, men Svenska Kraftnät har inte lagt ut data för december ännu så har inga siffror på antalet timmar med nettoimport under december.
Det är korrekt att vindkraften är större och vi fick även problem vilket Vattenfall själv varnade för att vi kunde få i sina simuleringar.
Elpriset rusade när effektbristen uppstod under vindstilla och mörka dagar.
Planerbar kraft behövs vindstilla och mörka dagar inget konstigt med det.
Samma sak i december i år.
2 kärnkraftverk behövde stängas priset rusade och när ett kärnkraftverk kunde öppna en dag tidigare stabiliserades priset helt enligt förväntningarna.
När det gäller batteri och andra lager för att jämna ut variationen av oplanerbar kraft har du själv skrivit att det är olönsamt för privatpersoner att införskaffa.
Att börja driva hela Sveriges nät via ex Vätgaslager är inte vare sig ekonomiskt eller tekniskt försvarbart.
Dels skulle priset bli mycket högre än t o m i dag men sedan att omvandla till likström till vätgas och åter till växelström via vätgaslager skulle innebära förutom enorma förluster och extra anläggningskostnader även problem med spänningskvalitén.
När det gäller batterier är en nyhet som kan göra batterilager lönsamma för småhusägare tjänster för frekvensreglering där man aggregerar många mindre batterilager till så kallade virtuella kraftverk. Läs och lär exempelvis hos CheckWatt eller Sonnen.
Stora batterilager kommer också. Tesla bygger stora batterilager i Australien för stabilisering av nätet, som har ca 10% solel i sin elmix; Tesla big battery begins providing inertia grid services at scale in world first in Australia: ” …the technology is capable of providing multiple grid services, including fast frequency response, frequency regulation and energy arbitrage, and now – with advanced inverters – inertia..”
I kväll visade man på TV-nyheterna en amerikan som pluggade i sin elbil (pick-up) till huset och bilens batteri kunde ge el till huset. Kan vara en räkneövning att fundera på hur mycket energi bilbatterier skulle kunna lagra när alla våra bilar har blivit elbilar och vilken effekt de skulle kunna leverera till nätet.
Stora planer finns för vätgas av stora aktörer i Sverige som LKAB och SSAB. De förstår säkert ekonomi. Om planerna går i lås kommer vätgasen att ge stora energilager. Om vätgasprojekten drar ut på tiden kommer vi inte att få den förväntade stora ökningen av elbehovet de närmaste kommande åren och då har vi fortsatt ingen elenergibrist, då vi redan nu har ett rekordstort elöverskott i Sverige.
Vi måste inse att morgondagens elproduktion och elnät kommer att se annorlunda ut än idag. Alltför många ser bara problem med att det inte blir som det varit och det leder inte framåt. Vi behöver titta på möjligheterna också och vartefter lösa de frågeställningar som kommer.
Som vi vet så finns det en anledning till varför man inte använder HVDC linjer från norra Sverige till södra Sverige istället för att använda 400kV linjer.
Motivet är att HVDC linjer skulle påverka spänningskvalitén.
Den baskraft vi har i form av växelspänning från ex vattenkraft och kärnkraft och som styr våran spänning måste vara dominant.
Skulle man ersätta dessa 400kV linjer med HVDC linjer via bottenviken (vilket förstår känns lockande) så skulle spänningskvalitén påverkas.
Av samma anledning kan inte andra likspänningsförsörjningar bli för dominanta.
Där har vi även en naturlig begränsning med vind och solkraft.
Professor Lennart Söder, KTH m.fl. har skrivit om det här på second opinion och var också intervjuad i TV4s morgonstudio av Steffo nyligen https://www.tv4.se/klipp/va/13320575/energiforskaren-darfor-behover-vi-inte-karnkraft-i-framtiden
Han, Tomas Kåberger och Lisa Göransson skriver om det här på https://www.aktuellhallbarhet.se/miljo/energi/tre-omstridda-pastaenden-om-energiomstallningen-sa-sager-experterna/
Jag har lite svårt att se att risken för effektbrist skulle vara försumbar. Vid en tioårsvinter skulle södra sverige vid topplast ha ett effektunderskott på i storleksordningen 3000MW (efter maximal inhemsk överföring från norra sverige). Om det samtidigt är kallt i norra Europa kommer importmöjligheterna vara begränsade.
Även oslo-området (NO1) har stort importbehov vid topplast, så även importen från Norge kommer vara begränsad.
Dessutom är södra sverige extremt sårbart för störningar i överföringen från norra sverige (ca 7000MW) och även från tex. Norge,
Vi kan ju inte heller räkna med att bara få varma eller normala vintrar framöver.
Sedan har ju också bristen på planerbar kraft bidragit till oljeeldningen i Karlshamn (54000 ton fossil olja 2022) och elpriserna i södra sverige.
Från kraftbalans-rapporten
Prognosen för effektbalans för kommande vinter [2022/23] visar en jämförbar prognos från föregående år: Sverige bedöms ha en nationell effektbalans under
topplasttimmen på minus 1 400 MW vid en normalvinter och minus 2 700 MW
vid en tioårsvinter. Svenska kraftnäts analyser visar att importmöjligheterna
för att hantera ett sådant underskott kan vara begränsade om samma vind- och
temperaturförhållanden samtidigt råder i våra grannländer, eller om
importmöjligheterna är reducerade av nätbegränsningar eller andra skäl. Det
är vanligt att de faktiska handelskapaciteterna är lägre än de maximala pga.
driftsäkerhetskäl och avbrott. Snitt 2 kommer tidvis vara fullt utnyttjad, vilket
stänger in kraft i överskottsområdena SE1 och SE2, vilket leder till sämre
effekttillräcklighet och högre elpriser i södra Sverige än i norra.
Om jag räknar rätt finns sex stycken ”om” i ditt scenario för att effektbrist som skulle kunna leda till bortkoppling av el. Det viktigaste om saknas dock. Att vi användare använder el som vanligt. September-december har visat att det finns en stor potential för elbesparing. Om det skulle finnas en risk för effektbrist vore det minst sagt märkligt om vi inte under de enstaka timmar det rör sig om skulle kunna undvika bortkoppling av el genom användarflexibilitet.
I Svenska Kraftnäts “Kortsiktig marknadsanalys 2022” för åren 2023-2027 finns potentialen för användarflexibilitet hos de svenska hushållen inte omnämnd vad jag kan se. De har skrivit ”För Sverige antas 254 MW efterfrågeflexibilitet i modellen. Detta skulle kunna vara pappersindustri eller annan verksamhet som minskar sin elanvändning vid höga elpriser.” Den möjliga användarflexibiliteten hos de 4,8 miljoner svenska hushållen borde rimligen var mycket större än så. Om exempelvis hushållen i genomsnitt skulle minska sin använda effekt under de aktuella timmarna med blygsamma 100 W skulle det ge 480 MW. Var och en kan fundera på hur mycket man skulle kunna minska sin effekt under några timmar om det skulle finnas en risk för bortkoppling av el. Hos oss skulle vi kunna stänga av vår elpatron i ackumulatortanken, skulle ge upp till 6 000 W. Vi behöver inte ladda elhydridbilen just då, vi kan släcka nästan all belysning inklusive utebelysning, vi behöver inte ladda datorer och mobiler, vi kan låta bli att köra tvättmaskin och diskmaskin, etc. Saker som skulle ha en minimal inverkan för vårt leverne.
Nej, att vi verkligen skulle få effektbrist inom de närmaste åren som skulle leda till bortkoppling av el, då måste något mera drastiskt inträffa är min tro.
Att Karlshamnsverket startade i augusti ifjol var endast på grund av att ägaren Uniper såg att de kunde tjäna en slant på det. Ett rent ekonomiskt beslut. Det fanns ingen brist på effekt enligt Svenska Kraftnät. Sverige var stor nettoexportör av el alla timmar i augusti 2022, vi behövde inte elen från Karlshamnsverket för det svenska elbehovet. Läs Nytt elprisrekord – oljeledade kraftverket i Karlshamn igång från Ny Teknik.
Skulle säga att alla “om” inte är nödvändiga. Kan räcka med en tioårsvinter med dålig blåst.
Sen är det bara i södra sverige som minskad konsumtion kan hjälpa eftersom överföringarna från norr kommer att vara maxade i en bristsituation.
Det är sant att vi har effektöverskott i Sverige oftast när Karlshamnsverket kör, men nu gäller ju EU:s regler och då är det väl det vi får förhålla oss till. Så faktum kvarstår: Hade vi haft mer planerbar kraft i södra sverige så hade vi inte behövt elda (så mycket) olja och dessutom haft lägre elpriser.
—
Karlshamns vd i interju:
Karlshamnsverket är vintertid ett reservkraftverk för Svenska kraftnät. Det kan också sättas igång när elpriset är högt och det är lönsamt för verket att vara i bruk.
– Det är något vi måste göra enligt EU-regelverket, säger Karlshamnsverkets vd Henrik Svensson till SVT Blekinge.
– Det är därför att det behövs. I huvudsak handlar det om att vi har stängt ner planerbar kraftproduktion i södra Sverige. Våra grannländer har gjort detsamma, säger Henrik Svensson.