Vi har redan gjort investeringarna. Med förändrade administrativa system och med begränsade kompletterande investeringar skulle vi kunna få lägre elräkningar. Och kanske undvika dyra investeringar i nya stora kärnkraftverk.
I en tidigare krönika Har vi verkligen brist på bostäder? har vi lämnat fyra förslag på hur man skulle kunna eliminera den påstådda bristen på bostäder. Vi för nu ett liknande resonemang beträffande vår energiförsörjning. Sannolikt behöver vi inte några flera nya stora och kostsamma anläggningar för elproduktion.
Det grundläggande problemet i vårt elsystem är att vi av olika anledningar inte utnyttjar systemet full ut. I förra veckan visade vi att ianspråktagen kapacitet under sommarhalvåret kan variera mellan 15 GW och 11 GW under ett enskilt dygn, vilket motsvarar produktionen i 3-4 kärnkraftsreaktorer. Under vinterhalvåret kan produktionen uppgå till 25 GW. Skillnaden mellan 25 GW en kall vinterdag och 11 GW en ljummen sommarnatt motsvarar produktionen i 10-11 kärnkraftsreaktorer.
Givetvis kan vi inte helt utjämna produktionen mellan dag och natt och mellan vinter och sommar men kan vi bara komma en liten bit på vägen så vore mycket vunnet. Vi har ett förslag som är helt gratis.
Idag kan du välja timdebitering och förskjuta din elförbrukning, i den mån det går, till nattens billiga timmar. På tider vi inte är i vår sommarbostad kör vi nu värmepumpen enbart på natten. Vår elbil laddar vi givetvis också på natten.
Priset på natten är i regel betydligt lägre än på dagen. Ibland är det till och med negativt. Den lägre taxan gäller dock inte överföringsavgiften och elskatten. Vi föreslår att överföringsavgiften och elskatten och tillkommande moms blir beroende på kapacitetsutnyttjandet vilket i praktiken kommer att innebära att avgiften och skatten blir lägre på natten än på dagen. Vi föreslår också att den fasta abonnemangsavgiften upphör och att man istället höjer det rörliga timpriset.
Vi är helt övertygade om att vi efter ovanstående förändring kommer att förflytta en del av vår förbrukning från dagen till natten för att på det sättet på totalen få en lägre elräkning. Och vi kan kanske stänga ner någon produktion på dagen alternativt kanske kan vi exportera motsvarande mängd eller förbruka elen på något annat t.ex. på att tillverka grönt stål i Norrland om nu det är så smart.
Ekonomiska förändringar stimulerar alltid teknisk utveckling. Redan idag kan vi skaffa oss ett batteri, som vi laddar upp på natten och använder på dagens timmar med toppbelastning. Istället för ett separat batteri kan vi använda vår elbil och koppla den till hushållsförbrukningen. Flera bilmärken kommer att leverera bilar med V2H (vehicle to home) och med V2G (vehicle to grid). Det senare innebär att varhelst du har en laddstolple kan du ansluta din elbil och leverera el till nätet.
Vi kommer då in på fenomenet frekvensutjämning. Elsystemet måste ligga på en frekvens som uppgår till 50 Hz och underskrider man denna nivå måste Svenska kraftnät sätta in stödåtgärder och kan sluta ett avtal med dig vilket innebär att du med ditt batteri i källaren eller med din elbil stödjer elsystemet med några kilowattimmar och för detta får du betalt.
Vår hypotes är att kapacitetsutnyttjandet under de närmaste åren kommer att bli betydligt jämnare under dygnets olika timmar och därmed kommer kapacitet, som kan användas till något annat, att bli friställd.
Lägg därtill att batteritekniken hela tiden blir bättre vilket kommer att påskynda förändringen. Senast 2028 utlovar Toyota att leverera bilar med s.k. solid-state-batterier som kommer ha halverad vikt, storlek och kostnad (Ny Teknik 2023-09-07). Då blir det nog fart på V2H och även V2G.
Att korttidslagra el i batterier är en sak men att lagra på längre sikt blir knepigare. Dock kan man damma av gammal beprövad teknik. Vi tänker på pumpkraft. Helt kort innebär pumpkraften att vid t.ex. ett befintligt vattenkraftverk pumpar man tillbaka vatten när elen är billig.
Vattenfall har långt framskridna planer på att återstarta ett gammalt pumpkraftverk i anslutning till Ume älv. Man räknar med att effekten kommer att uppgå till 0,3 GW. Även på andra håll i Sverige tar man fram lösningar på pumpkraftverk inte minst i anslutning till gamla gruvschakt. Just nu planerar man projekt i Grängesberg och i Villands Vånga i nordöstra Skåne. Inte minst i södra Sverige är detta särskilt välkommet eftersom pumpkraft skapar s.k. rotationsenergi som ger ”tryck i ledningarna” och som är nödvändig för att vindkraft och solkraft ska komma till sin rätt.
Den ordinarie vattenkraften representerar också en betydande potential. Sweco och Skellefteå kraft tog redan 2016 fram en utredning som gjorde en bedömning av hur mycket man skulle kunna höja effekten med hjälp av teknisk uppgradering och komplettering. Svaret blev ca 4 GW. Man kan ana potentialen när man hör att tio turbiner som är i drift vid en av Trollhättans kraftstationer är mer än 100 år gamla!
En hel del el genereras i de ofta kommunala värmekraftverken. Ett dylikt verk fungerar optimalt när man samtidigt framställer värme och el. På vintern har dessa verk ofta stängt av elproduktionen eftersom man har prioriterat produktion av värme till sin kommuns invånare. Allt fler verk kommer nu under kalla vinterdagar använda biooljebrännare så att man inte behöver stänga av elproduktionen som ju även förser oss med den så åtråvärda rotationsenergin. Svebio, som är en intresseorganisation inom bioenergi, påstår att det finns en outnyttjad kapacitet beträffande elproduktion i värmekraftverken som uppgår till 2 GW.
Det finns inte någon ände på kreativiteten. I Västerås har man gamla oanvända bergrum för oljelagring. I dessa kommer man nu istället att lagra varmvatten som man ska kunna använda kalla vinterdagar. Lagret kan innehålla varmvatten motsvarande två veckors förbrukning i fjärrvärmesystemet. Under dessa veckor kan man då i sitt kraftvärmeverk istället producera el.
Öresundsverket i Malmö var ett kraftverk som hade en effekt uppgående till 0,5 GW och som drevs med gasturbiner. Uniper, som äger verket, stängde ner driften och påbörjade 2021 en försäljning av all utrustning till ett företag i Sydkorea. Svenska kraftnät hade då tidigare avböjt ett erbjudande att kontraktera verket och lägga det i effektreserven men har nu ångrat sig och ägarna kommer att avbryta försäljningen. Från och med 2025 kommer Öresundsverket att ingå i den svenska effektreserven. (Källa: Uniper).
De svenska kärnkraftverken ligger ej heller på latsidan. Vattenfall räknar med att ganska omedelbart höja effekten på Forsmark med 0,1 GW (Källa: Vattenfall) och sannolikt går det även att höja effekten något i Oskarshamn men sannolikt inte i Ringhals.
Och så några ord om solkraft. Förra året tillkom en effekt uppgående till 0,8 GW och skulle utbyggnaden ske i samma takt de närmaste fem åren så kommer effekten från solkraften att öka med 4 GW. Solenergi kommer sannolikt att få ytterligare en kick när ny teknik utvecklad i Australien kommer att höja verkningsgraden på solpaneler från dagens 25 % till 40 % (FT 23-02-07).
Summerar vi den utbyggnad som är möjlig under kanske de närmaste fem åren så hamnar vi på drygt 10 GW. Lägg därtill förbrukningsutjämningen, frekvensutjämningen och alla besparingar som förra årets prischock initierade. Med den utgångspunkten vågar vi formulera hypotesen att vi under de närmaste åren inte kommer att få någon brist på el och priserna sannolikt kommer att bli ganska låga, kanske lika låga som idag eller ännu lägre.
Skulle vi ändå behöva mer el så bör man tänka på produktionskostnaden för de olika energislagen. I nya kärnkraftverk i Frankrike och Storbritannien ligger kostnaden på 109 till 132 öre per kWh (Källa SvD 23-08-26 och Energiforsk) baserad på en investeringskostnad som i genomsnitt gällde för kanske 10 år sedan. Då ska man även betänka att risktagandet är enormt. Det senaste kärnkraftverket i Storbritannien kostade 430 miljarder kronor. Finnarna kom billigare undan eftersom de hade ett smart avtal med sin leverantör som innebar att de kunde föra över halva merkostnaden, som var mycket betydande, på leverantören.
Havsbaserad vindkraft hamnar på drygt 50 öre men sedan beräkningen blev gjord har kostnaderna skenat i höjden. De har till och med skenat så mycket att Vattenfall avbröt ett projekt i Storbritannien och tog en förlust uppgående till 5 miljarder kronor avseende redan upparbetade kostnader.
Vår slutsats är att vi sannolikt inte kan ställa vår tillit till varken traditionell kärnkraft eller havsbaserad vindkraft. Däremot tror vi på landbaserad vindkraft som enligt Energiforsk hamnar på en kostnad uppgående till 36 öre per kWh. Samtidigt kan vi ställa våra förhoppningar till SMR och redan nu förbereda oss så att vi om några år kan beställa våra SMR från fabrik.
Kombinationen landbaserad vindkraft och SMR med mycket rotationsenergi skulle kanske kunna bli mycket konkurrenskraftig. Vi kanske då kan producera så mycket el så att vi kan bygga nya kablar till kontinenten för att därmed kunna öka vår export av fossilfri el. Och sedan har vi det där med vätgasen men det får bli en annan krönika någon annan gång.
Tyvärr kommer väl förändringarna inte att ske så snabbt. Skulle den kommande vintern bli riktigt kall så får vi nog räkna med att kapaciteten inte räcker till. Oljekraftverket i Karlshamn måste kanske köra igång och någon processindustri måste kanske stänga ner. Skulle sedan vinden mojna så kan det bli riktigt tufft och då hade det varit gott att ha de sex nedstängda reaktorerna i Oskarshamn, Ringhals och Barsebäck representerande en sammanlagt effekt på drygt 4 GW.
Vill du lämna en kommentar? Klicka här.
Vi fick flera intressanta kommentarer på vår förra krönika. Tryck här för att läsa dem.
23-09-23 Nr 39
n-a@thulin.se
Magnus@thulin.se