Det är både kul och värdefullt att vår nyligen publicerade rapport ”Kraftsystem robust för 300 TWh” [1] väcker reaktioner. I en nyligen publicerad LinkedIn-post lyfter Lennart Söder kritik mot våra antaganden – särskilt kring kärnkraftskostnader [2]. Vi vill ta tillfället att förklara hur vi resonerat.
Kritiken gäller att våra kostnadsantaganden för ny kärnkraft är för låga – särskilt i jämförelse med dagens kostnadsnivåer för en uppsättning projekt i USA och Europa. Det stämmer att flera västeuropeiska projekt har haft stora utmaningar med kostnadsöverdrag och förseningar [3]. Dessa ”first-of-a-kind”-projekt av EPR-reaktorer, bär kostnader som ofta reflekterar uppstartsproblem: brist på leverantörskedjor, kompetensuppbyggnad och ineffektiv projekthantering.
Men i vår studie är målet att representera genomsnittliga kostnader för en hel serie reaktorer under perioden fram till 2050 – inte kostnaden för ett enskilt första projekt. Vi antar att kostnader kan minska genom serieproduktion, lärandeeffekter och europeiskt samarbete kring industri och leverantörskedjor [4,5] samt fördelaktiga investeringsvillkor [6].
Som bas använder vi faktiska kostnader från nyligen genomförda projekt, mer eller mindre framgångsrika, exemplifierat med Barakah (4xAPR1400) och Olkiluoto 3 (EPR) med overnight-kostnader på 4600 €/kW [7] respektive 6900 €/kW [8]. Utifrån detta har vi antagit ett intervall på 4000–7000 €/kW, vilket representerar en LCOE från 48 till 120 €/MWh. Vårt referensfall ligger mitt i spannet: 5500 €/kW och 74 €/MWh. Då vi antar en fix kalkylränta på 6%, är det möjligt, i fallet med en långsam reduktion av investeringskostnader, att statlig finansiering med lägre kalkylränta kan komplettera och trycka ner produktionskostnader, €/MWh.
Vi gör dessutom antaganden om kostnadsutveckling för alla teknologier. För mer mogna tekniker, som landbaserad vindkraft, är förbättringsutrymmet mindre än för ny kärnkraft, där osäkerheterna – både uppåt och nedåt – är större.
Vår metod bygger på att först definiera olika teknikmixar och därefter analysera varje system djupgående med avseende på parametrar som representerar konkurrenskraft (systemkostnad, pris och volatilitet), självförsörjningsgrad, miljö- & klimatpåverkan samt driftsäkerhet. Slidern presenterar just ett utdrag för den kostnadsbaserade analysen, men för att skapa en realistisk och användbar beslutsgrund för framtida kraftsystemplanering krävs att alla parametrar vägs samman.
Snarare än att låta ett enskilt kostnadsantagande avgöra hela resultatet är en central styrka i vårt angreppssätt att de analyserade kraftsystemen – trots att de bygger på specifika teknikkostnader – normaliseras för att möjliggöra en rättvis jämförelse. För de scenarier med lägst antagna kostnader innebär detta en subvention som läggs till på elprisnivån som är en del av sammantagna jämförelsen mellan olika scenarier. Vi beaktar både subvention för kärnkraft och havsvind.
För de fall där de faktiska kostnaderna överstiger referensnivåerna, genomför vi en riskkostnadsanalys som visar hur systemkostnaderna utvecklas i ett mer pessimistiskt utfall. Denna analys tydliggör inte bara omfattningen av möjliga subventionsbehov i vissa scenarier, utan också de kostnadsrisker som kan följa av en kraftig expansion av ny kärnkraft – samtidigt som scenarier med större inslag av landbaserad vind uppvisar fördelar kostnadsmässigt.
Om man inte ser subventioner som ett rimligt policyverktyg, bör man i sin analys i stället beakta hela scenariebredden – och väga in risker, möjligheter samt andra former av statlig intervention som olika kraftsystemkonfigurationer kan kräva. Den intresserade läsaren hänvisas till avsnitt 5 i rapporten [1] för en mer utförlig beskrivning och diskussion. Resultaten från analysen visualiseras även i slidern.
Avslutningsvis, baserat på vårt arbete har Svenskt Näringsliv dragit slutsatsen att en satsning på ny kärnkraft är fördelaktigt för svensk konkurrenskraft när de parametrar som studien analyserat, elprisnivå, volatilitet, systemförutsättningar och diversifiering och subventionsbehov vägs samman.
Referenser:
