Remisssvar på Energikommissionens rapport, SOU 1995:139, från Tekn. Dr. Lennart Söder, Institutionen för Elkraftteknik, KTH.

Eftersom KTH inte avser att behandla tekniska detaljer i sitt remissvar skickar jag in detta då det berör viktiga slutsatser i utredningen. Jag behandlar här endast det område inom vilket jag bedriver forskning och utbildning.

Angående Energikommissionens slutsatser om effektbrist i det svenska elsystemet vid avställning av två kärnkraftsreaktorer under 90-talet

I Energikommissionens direktiv framgår det att (sid 556 i Omställning av energisystemet, slutbetänkande av Energikommissionen, SOU 1995:139)."Kommissionen bör utifrån 1991 års energipolitiska riktlinjer analysera de samhällsekonomiska, miljö- och energipolitiska
konsekvenserna av en avställning av en eller flera reaktorer under 1990-talet."

Detta har man gjort och man skriver att (sid 400) "Avveckling av två reaktorer under 1990-talet kan under vinterns höglasttid leda till effektbrist i systemet. Det i dag befintliga elproduktionssystemet skulle kunna tillgodose efterfrågan på energi, även utan två kärnkraftverk, men det kan inte utan förstärkt produktionsförmåga beräknas klara effekttoppar, särskilt inte under år då vattenkraftens produktionsförmåga är låg" . I sammanfattningen (sid 37) står det att "Kommissionen har i enlighet med sina direktiv granskat effekterna av avställningen av ett eller två kärnkraftsaggregat under 1990-talet. Analysen visar att ett aggregat kan ställas av utan att kraftbalansen försvagas påtagligt. Vid avveckling av ytterligare ett mindre aggregat skulle marginalerna minska betydligt."

Dessa slutsatser bygger på den utredning som presenteras i underlagsbilaga 9 "Landets elenergibalans i stadium 1997 med två kärnkraftblock ur drift". I den utredningen har man kommit fram till att med två kärnkraftblock ur drift så erhålls en energibrist under vinterns höglasttid på 0,3 TWh vid torrår (de 3 torraste av 41 år).

Effektbrist uppstår i ett kraftsystem då det inte finns tillräckligt med produktionskapacitet, dvs tillgänglig effekt, för att möta en viss total elförbrukning. Risken för effektbrist kan t ex beräknas med programmet Multiar vilket också nämns i bilaga 9. Någon sådan studie har inte gjorts för scenariet utan 2 kärnkraftblock. Energibrist uppstår då man har tillräckligt med effekt men pga oftast dålig tillgång på vatten så kan den installerade effekten inte utnyttjas hela tiden. Konsekvensen av detta blir att man måste ransonera. Risken för energibrist beräknas i Sverige normalt med det statistiska energikriteriet vilket nämns i bilaga 9. Någon sådan studie har inte gjorts för detta scenarie. Vid torrår, mittår och våtår har man samma installerad effekt och samma last. och det uppstår inte någon brist vid våtår eller mittår i. Bristen kan alltså inte definieras som ett effektbristproblem utan snarare ett energibristproblem, dvs ytterligare energi behöver tillföras vid torrår.

Innan man drar några förhastade slutsatser, måste man beakta att studien i bilaga 9 bland annat bygger på följande två viktiga förutsättningar.
 

1. Under varje simulerat år har endast vatten som rinner till under detta år utnyttjats. Dessutom måste allt vatten som rinner till under detta år utnyttjas. Verkligheten är följande : I Sverige har vi flerårsmagasin vilka utnyttjas på så sätt att man under våtår kan spara vatten till nästa år och att man under torrår kan använda vatten från tidigare år.  Detta nämns till exempel i "Energy Management" utgiven av SwedPower  AB och Vattenfall. På sidan 74 står det t ex att "Most reservoirs have a storage capacity which is less than the yearly average inflow volume. .... Those with a capacity exceeding one year's inflow are used for storing energy between years, from wet to dry years". Vi har i Sverige en total magasinskapacitet om 33,6 TWh och av detta sparas i genomsnitt ca 15 % till nästa år dvs ca 5 TWh. Beroende på vilken tillrinning ett år har och när vårfloden kommer brukar lägsta innehållet 5 TWh variera med (= standardavvikelse) ca 30 %. Detta beaktas alltid när man studerar risken för energibrist med det statistiska energikriteriet och kan även beaktas i den använda KR90-modellen. Detta har dock inte gjorts. De tre studerade torråren är alltså simulerade under förutsättningen att man inte har något vatten från året innan att utnyttja. Om man hade beaktat detta skulle risken för energibrist minska.
2. Under varje simulerat år har man utgått från samma import och export vilket framgår av tabellerna, och även nämns i avsnittet om balansförutsättningar. Man har alltså inte beaktat att man normalt under torrår i vattenländerna Sverige och Norge kan importera från de mer värmekraftdomi-nerade länderna Danmark och Finland, numer även Tyskland. Detta kan sedan kompenseras med motsvarande export under våtår i Norge och Sverige om man vill ha en långsiktig hög självförsörjningsgrad. Detta behandlas t ex på sidan 122 i huvudrapporten där det står att "Vid kombinationen torrår och låg tillgänglighet i kärnkraftverken finns det dock risk för energibrist. För att täcka den måste el importeras eller de oljeeldade kondenskraftverken tas i drift". I "Nordels årsrapport 1989" står det på sidan 31 om de nordiska kraftsystemen : "Olikheterna i kraftsystemen betyder att utbyte av tillfällig kraft ger stora vinster genom att de stora variationerna i vattenkraftens årsproduktion kan balanseras genom leverens under torrår av fossilkraft från effektdimensionerade system (= Danmark + Finland, egen anm) medan under våtår vattenkraft kan exporteras till värmekraftsystem med åtföljande mindre miljöbelastning". Möjligheten till import vid torrår beaktas dock inte i bilaga 9.

Enligt bilaga 9 uppstår alltså en energibrist (eller snarare importbehov eller behov av att använda sparat vatten) om 300 GWh under "ett antal timmar under vardags dagtid" (bilaga 9, sid 397). Som framgår av huvudrapporten, sid 121, så är vår importmöjlighet från våra i huvudsak värmekraftbaserade grannländer följande
 

Tabell 1 :

Land	Importmöjlighet
Jylland	600 MW
Själland	1500 MW
Tyskland	600 MW
Norra Finland	800 MW
Södra Finland	500 MW
Totalt :	4000 MW

 

Till detta kommer att man i programkörningarna förutsätter en export till Finland vilket gör att man förutom importmöjligheten på kraftledningarna enligt ovan kan lägga till en exportminskning på i genomsnitt (3,8 TWh / 8760 h) = 430 MW.  Norge har inte tagits med eftersom de kan ha torrår samtidigt som vi i Sverige.

Beroende på hur stor effektimport som är tillgänglig så behövs en olika lång tid för att totalt ge 0,3 TWh.
 

Tabell 2 :

Importkapacitet	Antal timmar för 0.3 TWh
3000 MW	100 h
1500 MW	200 h
1000 MW	300 h
500 MW	600 h
300 MW	1000 h

Det skulle vara högst osannolikt att det inte skulle vara möjligt att importera den relativt begränsade mängd som ändå 0,3 TWh är. Detta skulle (om man bortser från att man kan använda vatten sparat från året tidigare) vara nödvändigt under 3 av 41 år.

Om man utgår från underlagsrapport 9 så är de slutsatser man kan dra angående konsekvenserna  av att ställa av två kärnkraftblock att det under torrår finns ett behov av att utnyttja vatten, sparat från året innan, och/eller behov av import på totalt ca 0,3 TWh. Vid import skulle det inte röra sig om något behov av nettoimport sett under någon längre tid utan importen under vinterdagar vid torrår kan kompenseras av export under andra delar av torråret eller under våtår, helt enligt vad som är normalt i det Nordiska kraftsystemet.

Energikommissionens politiska majoritet kan möjligen ha andra skäl till att inte avveckla 2 kärnkraftsblock under 90-talet. Men då bör man hänvisa till dem istället. Att avveckling av två reaktorer skulle leda till att "Det idag befintliga  elproduktionssystemet ... kan inte utan förstärkt produktionsförmåga beräknas klara effekttoppar"  måste bygga på ett missförstånd. Att utnyttja befintliga svenska långtidsmagasin (vilket man alltid gör)  och/eller befintlig transmission till utlandet, (vilket man också alltid gör när det är ekonomiskt) kan knappast ingå i begreppet "förstärkt produktionsförmåga".

Lennart Söder
Universitetslektor, Tekn. Dr.
Institutionen för Elkraftteknik
Kungliga Tekniska Högskolan
 

Åter till Lennart Söders kraftsystemsida