Tekniska verken tycker

Electrification 2.0: Grid planning challenges

Recently I had the opportunity to speak on a GEODE webinar on electricity grid planning challenges in the light of the ongoing wave of electrification in Europe. This blogpost is a summary of my key takeaways on this subject. 

Up until the early 2000´s, the electricity grid was a stabile business. Custumers were connected and tended to have about the same electricity usage pattern during their lifespan. Changes were slow and there was usually enough spare capacity in the grid to manage any unexpected events. 

However, somewhere in the late 2010´s, things started to change. New type of customers emerged that didn´t behave like the old ones. Both industries and household customers started to invest in solar PV, thereby introducing weather dependent small scale distributed electricity production in the local grids. At midday on a sunny day, areas with a high solar PV penetration can now become net producers of electricity rather than consumers. A few years later, EV charging stations became mainstream in Swedish suburban areas raising the traditional peak load at dinnertime when people come home from work. Lately, battery storage has been introduced in many local grids. Still on a small scale and mostly used for balancing services, these have the potential of adding to the changed consumption patterns. We are in the middle of electrification 2.0.

Changed electricity usage patterns in existing grids create capacity challenges, often requiring grid reinforcements. The ongoing changes also creates uncertainty about when to make those investments. To early means a risk of overcapacity, to late a risk for capacity deficits. And how to plan for new connections when the odds are low for additional solar PV & EV charging in the future? On top of all, Sweden still has the heating challenge to consider when it comes to grid planning. About 50 % of Swedish buildings are heated with electricity, thereby being the main factors for grid peaks both national and local. Future heating technology trends are crucial for electricity grid capacity needs. 

How to manage these changes from a DSO grid planning perspective? One important lesson in active coordination with municipality planning. Considering grid capacity only very recently has become scarce in Sweden, access to grid needs to be more considered in city development plans than it used to be. This leads us to the need for increased sector coupling. Do we have to heat our homes with electricity when capacity is scarce? Or could we use district heating instead? Can be run city busses on renewable biogas instead of investing in MW-size chargers? Grid capacity shortages does not always have to be solved with more grids! 

We also need to update our references when it comes to capacity needs and consumption patterns. What size of connection will the househould customers of the future require? And how can we connect those in the most resource efficient way? I think more advances connection tariffs, conditioned, will be a valuable tool for the future. This will enable inclusion of modern technology such as storage and flexibility to the grid network planning process. 

In order to cope with these trends in time, we also need a DSO revenue regulation that allows DSO´s to make anticipatory investments. If we always must wait for a customer to order a connection, electrification will by default be slow and never in time for society’s needs. Lack of grid capacity is always more costly for society than a some excess capacity!  

• Dela:
• Facebook
• Twitter
• Tips

Miljöskatt utan positiva miljöeffekter

På 1980-talet var utsläpp av kväveoxider från svenska kraftvärmeverk ett allvarligt miljöproblem. Många äldre anläggningar saknade effektiv rökgasrening samtidigt som styrningen av pannorna inte var särskilt utvecklad. Idag är situationen helt annorlunda. När du passerar ett kraftvärmeverk så innehåller huvuddelen av byggnaderna du ser olika reningssystem. Pannorna optimeras noga i realtid för att minimera utsläppen. Jämfört med 1980-talet så har energibranschens utsläpp av kvävedioxider halverats samtidigt som energiproduktionen har fördubblats. Utöver det har övergången från tusentals mindre oljeledade villapannor till effektiva kraftvärmeverk inneburit enorma utsläppsminskningar, inte minst lokalt i våra villaområden.

En viktig förklaring till branschens satsningar på minskade utsläpp av kväveoxider är den så kallade NOx-avgiften som infördes 1992. NOx-avgiften snurrar i ett eget system som alla avgiftspliktiga aktörer betalar in till. Sedan omfördelas pengarna så att de företag som har lägst utsläpp i förhållande till sin produktion får en proportionerlig återbetalning. Genom piska och morot skapas incitament till förbättring vilket gjort att svenska kraftvärme har världens bästa utsläppsprestanda.

De stora utsläppsminskningarna i branschen skedde emellertid redan före sekelskiftet då avgiften gjorde att företagen investerade i nya reningssystem. Våra pannor är idag redan så trimmade det går med dagens teknik och ekonomiska förutsättningar. Då utsläppsminskningarna planat ut har Naturvårdsverket nu genomfört en översyn av systemet. Bland annat föreslås att 40 % av avgiften ska omvandlas till en ren skatt som kommer tillfalla staten i stället för att återgå till effektiva företag. Det kommer definitivt inte leda till lägre kväveoxidutsläpp utan blir enbart en ökad kostnad för kraftvärmen. Och en miljöskatt utan några som helst positiva miljöeffekter.

I stället för att pengarna går till statskassan borde avgiften bibehållas och utvecklas, exempelvis genom att inkluderas flera sektorer där utsläppen fortfarande är stora, till exempel transportsektorn som har de största kväveoxidutsläppen både i volym och per energienhet. Vidare borde systemet anpassas till aktuella kostnader för att minska utsläppen. Vad kostar det att minska de utsläpp som fortfarande finns? Vilken teknik krävs för detta? Och är det i energibranschen man får mest utsläppsminskningar för pengarna? Kanske kan en forsknings-och utvecklingskomponent tillföras? Några sådana tankar finns emellertid inte med i Naturvårdsverkets förslag som i stället enbart riskerar att fördyra marginalprissättande elproduktion. Dessutom är tidpunkten för denna typ av förslag mycket olämplig i ljuset av den pågående energikrisen i Europa som mycket väl kan ta fart igen nästa vinter.

• Dela:
• Facebook
• Twitter
• Tips

EU:s värmepumpsplan hotar klarsynt svensk värmepolitik

Hur ska vi européer värma oss i framtiden? Den frågan brottas EU med just nu. I många centraleuropeiska länder börjar det bli bråttom att hitta alternativ till rysk fossilgas. En omställning borde av klimatskäl naturligtvis skett för länge sedan. Kriget i Ukraina ställer emellertid problematiken på sin spets. Särskilt då ingen egentligen vet hur det blir med de ryska gasleveranserna inför nästa vinter.

Därför presenterade EU-kommissionen för en tid sedan ett förslag till värmepumpsplan. Tanken är att åtminstone delvis byta ut gasvärmen mot elvärme i form av 30 miljoner värmepumpar. Vid en första tanke kan förslaget verka logiskt. EU har egen elproduktion vilket gör oss mindre beroende av extern energiimport. Dagens värmepumpar blir också alltmer effektiva och det finns redan elnät i såväl städer som på landsbygden. 

EU-kommissionen missar emellertid de många utmaningarna med kraftigt ökad elvärmeanvändning. Till exempel verkar EU utgå ifrån att befintliga elnät kan hantera ett kraftigt ökat elbehov. I verkligheten kommer ett byte från gasuppvärmning till eluppvärmning kräva kraftigt utbyggda elnät. En mindre gasuppvärmd byggnad som idag kanske har en huvudsäkring på 35 A kommer i framtiden att behöva en betydligt större elanslutning för att klara elvärmeeffekten en riktigt kall vinterdag. Elnätskapacitet är redan idag en utmaning i många europeiska städer. Ökad elvärme konkurrerar dessutom med annan elektrifiering, till exempel fler eldrivna fordon. 

I ett större perspektiv är elvärmen användarsidans motsvarighet till väderberoende elproduktion. Kalla vinterdagar är behovet mycket stort för att sedan i princip vara obefintligt varma sommardagar. Tillsammans med en ökad andel väderberoende elproduktion blir det en utmaning att hantera balansen i elsystemet. Vilket i sin tur leder till mer volatila elpriser som tidvis riskerar att bli mycket höga. 

EU-kommissionen missar också att ungefär 50 % av den europeiska elproduktionen fortfarande är fossil. I många länder, tex Tyskland och Polen kommer ökad användning för elvärme fortsatt generera stora koldioxidutsläpp. Det kommer bli bättre framöver, men vi tyvärr fortfarande har en lång väg dit.

I Sverige verkar emellertid såväl regeringen som våra expertmyndigheter se mer nyktert på uppvärmningsutmaningen. I Sverige värms ungefär 50 % av fastighetsbeståndet med fjärrvärme. Resten värms huvudsakligen med el eller någon form av biobränsle. Vårt återstående beroende av el för uppvärmning fick tydliga konsekvenser föregående vinter. Elvärmehushåll drog på sig enorma elkostnader under vintermånaderna.  En viktig lärdom från förra vinter när att det är just elvärmen som gör hushållen känsliga för externa utbudschocker på den europeiska elmarknaden.

Som tur är börjar vi nu se konkret svensk politik för att minska vårt beroende av elvärme. Ett gott exempel på detta är det föreslagna bidraget till energieffektivisering i småhus som bland annat ska ge stöd för konvertering från elvärme till fjärrvärme. I den nyligen presenterade kraftvärmestrategin från Energimyndigheten lyfts behovet av justerade byggregler som idag gynnar eluppvärmning. Förutom att minska de ekonomiska riskerna för hushållen kommer sådana åtgärder dessutom att frigöra elenergi och elnätskapacitet för andra ändamål, exempelvis fordonsflottans elektrifiering.

Trots dess nackdelar kommer vi även i framtiden att behöva använda en del el för uppvärmning, till exempel utanför städerna. Det viktiga är att vi använder mindre el för uppvärmning än idag, exempelvis genom att byta ut direktverkande el mot moderna effektiva värmepumpar. 

I stället för att ensidigt gå ”all-in” på värmepumpar borde EU-kommissionen bland annat satsa på utbyggd fjärrvärme i städerna. Det skulle förbättra möjligheterna att tillvarata restvärme från industrin, till exempel datacenter som bland annat gjorts med stor framgång i Stockholm. Det skulle också vara ett sätt att komma till rätta med EU:s avfallsproblem där huvuddelen av allt avfall fortfarande läggs på soptipp. I Sydeuropa borde potentialen för solvärme vara stor. Energieffektivisering borde självklart vara en del i EU:s värmepolitik. Överlag borde EU sträva efter mer resurseffektiv uppvärmning som tillvaratar möjligheterna till sektorskoppling. Och där minskad belastning på elsystemet är ett viktigt ingångsvärde.

Nu ser EU alltså ut att utan större reflektioner ensidigt gå mot en lösning som vi i Sverige redan testat och förkastat utifrån erfarenheterna från förra vintern. Även om vi inte använder gas för uppvärmning i Sverige finns det en uppenbar risk att värmepumpstrategin kommer spilla över på svensk lagstiftning. Vilket riskerar att leda till ökad elvärmeanvändning. Nu är det viktigt att svenska politiker och myndigheter aktivt lyfter våra svenska erfarenheter till sina kollegor i EU så att vi kan få en mer balanserad värmepolitik som håller även för nästa energikris.

• Dela:
• Facebook
• Twitter
• Tips

Har ”ankkurvan” kommit till Sverige?

Uttrycket ”duck curve”, eller ankkurva på svenska, kommer ursprungligen från Kalifornien och används för att beskriva fenomenet då elpriset sjunker kraftigt mitt på dagen, när solelen levererar som mest, för att sedan plana ut framåt kvällen. Priskurvan får då ett utseende som liknar en tecknad anka.

Under våren har elmarknaderna i flera europeiska länder levererat tydliga ankkurvor. Till exempel i Nederländerna som i april till och med hade vardagar med negativa elpriser mitt på dagen. Negativa elpriser är annars något som på våra elmarknader främst inträffar nattetid när konsumtionen är mycket låg. I Nederländerna har solelen byggts ut kraftigt de senaste åren och det i kombination med hög vindkraftsproduktion orsakar fenomenet. En viktig faktor är också att solelen till stor del kommer från stora solparker som, till skillnad från till exempel villaägare med solpaneler, inte har någon egenkonsumtion innanför mätaren.

Även i Sverige har vi under våren sett tendenser till ankkurvor i våra två södra prisområden. Här påverkar naturligtvis priskopplingen till kontinenten och till exempel Tyskland med sin stora sol-och vindkraftsproduktion. Den svenska solelskapaciteten är idag omkring 2,4 GW där en stor del egenkonsumeras. Generellt har svensk solel en hög profilfaktor (Hur bra betalt ett kraftslag får i förhållande till snittelpriset) sommartid. Är den trenden på väg att förändras? Vi har ännu långt kvar innan vi har solelsvolymer på sådana nivåer som på kontinenten, men det är kanske åt det hållet vi rör oss.

Om så är fallet kommer det att innebära förändrade ekonomiska förutsättningar för dagens solelsproducenter. Hur ska vi hantera att ingen kanske vill betala för vår produkt när vi producerar som mest? Energilagring är en lösning där vi kan flytta solelen till en tidpunkt då vi får bättre betalt för den. Men då tillkommer en lagringskostnad. Man kan också tänka sig ökad egenanvändning, till exempel smart laddning av elfordon, vilket skulle öka efterfrågan och därmed priset de aktuella timmarna. Kommer det bli lönsamt med rörliga solceller som bättre kan anpassa produktionen efter solens läge? En annan aspekt på det tidvisa solelsöverskottet är dess påverkan på lönsamheten för andra kraftslag. Om solelen allt oftare sänker elpriset till noll försämras lönsamheten för till exempel kraftvärme och vattenkraft som vi behöver under mörka och kalla vinternätter.

Vi har en spännande sommar framför oss. Inte minst för oss solelsproducenter.

• Dela:
• Facebook
• Twitter
• Tips

Det våras för kraftvärmen

Från att ha varit något av en ”underdog” i den svenska energipolitiska debatten har kraftvärmen på senare år fått en renässans. Med lokal närvaro, hög planerbarhet och sin förmåga att nyttiggöra samhällets restströmmar är kraftvärmen i mångt och mycket ett viktigt delsvar på flera av det svenska elsystemets utmaningar.

Denna insikt var sannolikt också en viktig orsak till att den förra regeringen gav Energimyndigheten i uppdrag att ta fram ett förslag till en fjärr- och kraftvärmestrategi. Nu har Energimyndigheten presenterat en första delredovisning som dels omfattar en bedömning av potentialen för ökad elproduktion i kraftvärmen samt förslag på att utveckla kraftslaget i allmänhet.

Kraftvärmen är ett komplicerat kraftslag att analysera. Verksamheten har kopplingar till såväl el-, som värmesektorn. Dessutom bygger själva konceptet på sektorskoppling med grenar till bland annat avfallssektorn, skogsindustrin och byggindustrin. Utredningen lyckas emellertid sammanfatta kraftvärmens unika förutsättningar på ett bra sätt. Man konstaterar att kraftvärmen med sin ofta centrala placering har unika förutsättningar att bidra till den lokala effektsituationen inne i våra storstäder. Den har också god förmåga att leverera el när den behövs som mest under kalla och mörka vinterdagar.

När det gäller potential konstaterar utredningen att mellan 300-500 MW ytterligare eleffekt skulle kunna till tillgängliggöras marknaden i existerande kraftvärmeanläggningar kalla vinterdagar då elpriserna är höga. Den primära anledningen till att de inte körs på full effekt är kostnaden för att köra i gång en extra spetslastpanna då elproduktionen är dimensionerad efter värmeunderlaget och värmen prioriteras.

När det gäller äldre avställda anläggningar handlar det om ca 1000–1 500 MW i SE3 och SE4 som tekniskt sett skulle kunna tas i bruk inom 1–3 år men det skulle krävas en hel del i termer av stöd och förnyade tillstånd. Potentialen för utökad elproduktion i kraftvärmen motsvarar alltså en stor modern kärnreaktor.

För att utveckla kraftvärmens potential föreslår Energimyndigheten bland annat en översyn och harmonisering av miljötillstånden för kylning i vattendrag för att möjliggöra mer elproduktion när värmebehovet är lågt. Rapporten lyfter också behovet av en översyn av Boverkets byggregler för att säkerställa konkurrensneutralitet gentemot elvärme. Bland annat behöver viktningsfaktorer för fjärrvärme och el ses över och ett värmeförlusttal införas som bättre styr mot en effektivare helhetsanvändning av energi i en byggnad.

Rapporten lyfter också den småskaliga kraftvärmens potential och föreslå förenklade tillstånd för den som vill sätta en turbin på sitt befintliga värmeverk. Bra! Vidare föreslås reformer för att kraftvärme ska kunna delta mer på balansmarknaden. Kraftvärmens unika förmåga att möjliggöra lokal Ö-drift ska också utredas.

Det jag möjligen saknar i delrapporten är ett resonemang kring ökat värmeunderlag för att kunna öka elproduktionen under till exempel sommarhalvåret. Visst är det bra om vi kan öka elproduktionsförmågan genom tex kylning, men som kraftvärmevän skaver det lite att behöva ”dumpa” energi även om den tillfälligtvis inte är efterfrågad. Här kan ökad användning i industriprocesser, storskalig energilagring eller sammanbyggda fjärrvärmenät vara möjliga lösningar.

Sammanfattningsvis kan de förslag som presenteras definitivt bidra till att öka fjärr-och kraftvärmens potential i Sverige till nytta för ett alltmer ansträngt elsystem. Nu ser vi fram emot utredningens slutrapport som ska presenteras i december i år. När den är klar är det av största vikt att utredningen inte bara blir en välskriven hyllvärmare utan resulterar i konkret politik!

• Dela:
• Facebook
• Twitter
• Tips