• 16.12.2024 av Lars Johansen, sivilingeniør, rådgiver hydroteknikk og formann i Teknas Faggruppe for Energi, Industri og Miljø (FEIM) og Ulf Nagel Jæger, styreleder i Kunnskapsforum for energi og industriutvikling på Østlandet, FeiNO1.

Miljø

Erkjennelse om de negative miljøkonsekvensene ved landbasert vindkraft øker i Norge. NRK har satt vindkraft på dagsordenen i tv-serien «Oppsynsmannen».

I Klassekampen i januar i år, omtaler Bjørn Vassnes boken «Materials and Dematerialization», av Vaclav Smil, en av verdens eksperter på energi og materialbruk. Smil sier at satsing på vindkraft betyr økt ressursbruk, både av arealer og materialer, samt sjeldne jordarter. Ressursbruken er en av de største truslene mot naturen. Norge har undertegnet FNs naturvernavtale av desember 2022. Det er nå dokumentert at det ikke er nok plass, verken i Skagerak eller Nordsjøen, for å dekke EUs behov for fornybar elektrisk energi. I kobbermalm er innholdet av Cu ca 1%. Dette betyr at det må brytes1 tonn malm må får å få 10 kg rent kobber. Dette er et viktig siden kobber er et viktig metall i alle strømledninger og i elektriske motorer.

Men hva med kraftsystemet?

Kraftsystemets primærfunksjon er å forsyne samfunnet med elektrisk energi og effekt. Kraftsystemet består av produksjon, kraftnett og forbruk. Det er laget et marked for kjøp og salg av elektrisk strøm. Her i Norden administreres strømmarkedet av Nord Pool ASA. Det spesielle med kraftsystemet er at det krever en øyeblikkelig og kontinuerlig balanse mellom forbruk og produksjon av elektrisk energi. Dette fordi store mengder av elektrisk energi og dermed effekt ikke kan lagres. Når strømmen i tillegg beveger seg med lysets hastighet, må energien produseres samtidig som den forbrukes.

Produksjonen av elektrisk energi kan deles inn i 4 typer. De to primære  er regulerbar- og uregulerbar produksjon. Den regulerbare produksjonen kan tilpasses forbruket, mens den uregulerbare produserer uavhengig av forbruk. I tillegg kan forbruket deles i to, basisforbruk  som varierer lite over tid, og toppforbruk som varierer over døgnet eller i kortere perioder. Begrepene grunnlast og topplast brukes tilsvarende om den produksjonen som dekker opp for basisforbruket og toppforbruket.

Alle de nye fornybare energikildene er uregulerbare. De produserer når vinden blåser, solen skinner eller at det renner vann i elva (små vannkraftverk uten muligher for å lagre vann i magasin). Driftsutgiftene deres er nesten uavhengig av om de produserer eller ei.

I et regulerbart vannkraftverk er det vannverdien[1] som bestemmer driftskostnaden. For å maksimere profitten stanser man gjerne et slikt kraftverk når vannverdien er høyere enn spotprisen. Da er det bedre å lagre tilsiget til senere bruk fordi det forventes en høyere pris og større fortjeneste. En lav vannverdi betyr at flomrisikoen er stor, og at det må produseres nå for å unngå tap av vann. For de termiske kraftverkene, olje-, kull-, gass- og kjernekraftverk er det brenselsprisen som i hovedsak bestemmer driftskostnaden.

De termiske kraftverkene defineres også som regulerbare. Med unntak av gass, krever de lengre oppstarts- og nedkjølingsperioder. De bør detfor gå med lite variabel last over tid og produsere hele tiden på beste virkningsgrad. De dekker derfor etterspørsel etter grunnlast. Her er kjernekraftverkene spesielle. Med lave driftskostnader og høye investeringskostnader, er det ønskelig at de går hele året på tilnærmet maksimal effekt.

Dette er ikke tilfelle for olje og kullkraftverk som i dag har svært høye driftskostnader i form utgifter til brensel og CO2 avgifter, men er relativt billige å bygge. Disse kraftverkene blir først lastet opp ved lengre perioder med kulde og vindstille. Dette kan ha  vært tilfellet 12. desember i år, hvor spotprisen satte ny rekord i Sør-Norge med over 13 kr/kWh. Ifølge nyhetsredaksjonen i TV2 var det fordi vindkraften på kontinentet har stoppet opp pga vindstille, eller dunkelflaute som tyskerne så treffende kaller det. Men nå spekuleres det om det er kraft-tradere som bevist har presset spotprisen opp for å oppnå en kortsiktig fortjeneste. Dette er nå under etterforskning i Tyskland og det avventes konklusjoner fra denne etterforskningen.

Til slutt nevnes gass som av ulike årsaker har svært høye driftskostnader. Enten det dreier seg om naturgass eller hydrogen, kan de både starte og stoppe på kort varsel. De brukes derfor til å dekke topplasten og går typisk noen timer om morgenen og ettermiddagen. I EU er hydrogen lansert som erstatning til naturgass. Men hydrogen er et håpløst alternativ som energibærer. For “grønn” hydrogen går 45% av tilført energi med i elektrolysen, man sitter altså igjen med et energiinnhold på 55% av det tilførte. Tilsvarende går ca 45% av energien over i ikke nyttbar varme i brenselscella ved produksjon av elektrisitet fra hydrogen. Maksimalt kan man få tilbake igjen ca 30% strøm av tilført strøm. I tillegg er det praktiske problemstillinger med at hydrogenatomene er svært små. De lekker derfor igjennom tanker og rør i stål og aluminium og gjør metallet sprøtt. Metall som brukes til LNG og liknende kan ikke benyttes til hydrogen og vice versa. I tillegg er hydrogen en svært eksplosiv og reaktiv gass.

Kraftbørsen til Nordpool fungerer i prinsippet slik at det er kraftverkene med de laveste driftskostnadene som blir koplet inn først når etterspørselen øker. Derfor blir de uregulerte kraftverkene prioritert først og deretter kommer de andre kraftverkene med stigende driftskostnad (preferansefunksjon – Merrit Order) inntil produksjonskostnaden møter etterspørselsprisen. Dette krysset definerer spotprisen. Når etterspørselen synker blir tilsvarende de dyreste kraftverkene koplet ut først, inntil det dannes et nytt priskryss på et lavere nivå.

På denne måten sikrer kraftbørsen at de driftsavhengige kostnadene i kraftsystemet blir minimalisert. Børsen bidrar også til å opprettholde den kontinuerlige og viktige balansen mellom produksjon og forbruk. Dette forutsetter at kraftmarkedet er spekulasjonsfritt, noe det åpenbart ikke er. Dermed kommer det inn et kostnadselement som må dekke opp for spekulasjonsstøy i markedet.

Hvis kraftsystemet kommer i ubalanse, vil bl.a. nettfrekvensen variere. Dette betyr at både spenning og effekt i kraftnettet pendler. Hvis svingningene blir for store, kan trafoer eksplodere og kraftlinjer smelte pga varmgang. I tillegg kan også generatorer i kraftstasjoner havarere slik det skjedde i Svartisen kraftstasjon under stormen “Narve”. Vi får i slike tilfeller langvarige utfall som kalles «black-out», etter en hendelse på østkysten av USA og Canada i 2003.

Denne hendelsen skyldtes en ekstrem solstorm som sendte hauger med ioniserende strøm inn i de nakne strømledningene som henger i luften. Det forstyrret frekvensen mer enn ingeniørene av kraftnettet hadde forutsett. De frekvensstabiliserende komponentene var ikke sterke nok og det tok flere dager før strømmen var tilbake.

Tunge roterende generatorer i store vann- og termiske kraftverk får en stor rotasjonsenergi som både låser og stabiliserer frekvensen slik at frekvenskollaps unngås. De mange små generatorene i f.eks. vindkraftverk kan ikke kobles synkront til nettet.  De sikrer derfor ikke frekvensstabiliteten slik de store generatorene gjør. Tvert imot vil konverteringen i vindturbinens generatorspenning og frekvens til nettspenning og nettfrekvens via kraftelektronikk innføre uønsket støy i nettet.

Hvis vi får en utvikling der store generatorer erstattes med mange små, må nettoperatørene, som Statnett i Norge installere flere frekvenskompensatorer i nettet. Dette gir et ekstra bidrag til å øke systemkostnadene.

Erfaringer fra andre land

Både etter eget ønske og fra EU, stengte Tyskland sine kullkraftverk og etter eget ønske stengte de også kjernekraftverkene. De satset på vind og sol, men fikk problem med stabilitet i kraftsystemet. Dette ble løst med økt import av russisk gass som balansekraft.

Systemet var nær kollaps vinteren 2021/22 da kraftprisene økte voldsomt, både på grunn av sprengte gassrør i Østersjøen, og sammenfallende kulde og vindstille.

I Sverige ble det innført skatteendringer i favør av vindkraft og disfavør av kjernekraftverk. Målet var å avvikle kjernekraftverk, og satse på vindkraft. Vindkraften fikk en stor vekst, og Sverige har nå ca. 12 000 MW i vindkraftverkene. Mange av disse er i Nord-Sverige. Men fremdeles har svenskene ca. 6000 MW installert i sine kjernekraftverk. Mest kjent er stengningen av kjernekraftverket i Barsebäck.

For å kompensere for bortfallet av kjernekraften og sikre kraftforsyningen i sør, bygde svenskene høyspentlinjen “Sydvästlänken” med kapasitet på 1200 MW. Etter idriftsettelse i 2021 klarte linjen kun å overføre 800 MW. Årsaken var at stengningen i Barsebäck førte til at stabiliteten i kraftlinjen ble for svak fordi de mange små generatorene i vindkraftverkene ikke klarte å kompensere bortfallet fra de store generatorene i de nedlagte kjernekraftverkene. Dette som et eksempel på at man ikke greier å holde frekvens og spenning innenfor de strenge akseptkravene som gjelder for et vekselstrømbasert forsyningsnett ved hjelp av kraftelektronikk.

Som et apropos til dette førte vindkraftverkene til «innestengt effekt» i Nord-Sverige. Denne effekten kom til Nord-Norge, som billig strøm. Dette i en situasjon der Sør-Norge opplevde svært høye kraftpriser. Alt dette fordi flaskehalser i det Norske kraftnettet sperret for høye kraftpriser nordover og at overskuddstrøm i nord ikke kunne sendes sørover. Sånn sett var Sveriges satsningen på vindkraft positiv for Nord-Norge.

Den svenske riksrevisjonen har nå reist en sterk kritikk av manglende konsekvensutredninger i de svenske regjeringsbeslutningene i denne skatesaken.

Vindkraft og kraftsystemet

For mye vindkraft blir kritisk i et kraftnett fordi vindkraften er uregulerbar og dermed ustabil. Kraftsystemet er på sin side avhengig av en kontinuerlig stabilitet for å fungere. Sverige har bygget ut en betydelig andel vindkraft som det er verdt å se nærmere på. Figuren under viser svensk effektproduksjon i vind- og kjernekraftverk i et såkalt polardiagram med timeverdier for året 2023. Data er hentet fra det tyske Fraunhofer instituttet som utgir Energy Charts for alle Europeiske land:

(bilde øverst i saken)

Her sees den tydelige og store effektvariasjonen i vindkraftverkene som i det ene øyeblikket leverer nesten 12 000 MW for så noen timer senere å falle ned til 0.  For å unngå kollaps i kraftsystemet må disse toppene balanseres ut. Den svenske nettoperatøren, Svenska Kraftnät, har i prinsippet to valg. Enten variere spotprisen for å påvirke forbruket eller betale vannkraftverk for å stå stand-by. Begge midler blir brukt. Allerede i dag ser vi at kraftprisen er blitt meget mer volatil, til glede for kraft-tradere, men til stort hodebry for forbrukere. På sin hjemmeside, www.svk.se, kan en lese at systemkostnadene i Sverige har økt fra 0,5 til 3 mrd SEK i 2023. Denne kostnaden har nå økt ytterligere. Prognosen for i år fra SVK er nå over 6 mrd SEK. Dette er kostnader som i år dekkes av de svenske nettkundene og skattebetalere.

Slike variasjoner skaper også økonomiske utfordringer for vindkraftverkene. Vindstille skjer ofte samtidig over store områder og spesielt i kuldeperioder. Spotprisen stiger da kraftig uten at vindkraftverkene får glede av det. Dette skjedde nå i uke 50/2024. Tilsvarende vil det blåse opp samtidig over store områder. Store effektmengder kommer da inn i kraftnettet med momentan kollaps i spotprisen som da også kan bli negativ. Dette blir det heller ikke inntekter av for vindkraftverkene (de kannibaliseres). Men den regulerbare vannkraften som kan produsere når det er vindstille, og pumpe tilbake når spotprisen er lav, tjener gode penger.

I tillegg er det sånn at dersom det blåser kraftig opp, må vindkraftverkene stenge ned for å unngå havari. Dette skjedde i november 2006 i Tyskland (ref UCTE 2007) der en viktig kraftlinje ble koblet ut under en planlagt skipspassasje. Under denne passasjen blåste det så kraftig opp slik at flere vindkraftverk måtte stoppe. Det ble en voldsom ubalanse i det Europeiske nettet og hele Europa mistet strømmen i flere timer midt på dagen før nettselskapene klarte å stabilisere situasjonen.

I slike tilfeller er det spesielt vannkraftverkene som må stå klare for å dekke dette frafallet. Dette koster dyrt i form av økte systemkostnader. Dette har nå ført til at Vattenfall nå oppgraderer kraftverket Juktan i Lule elv med et nytt pumpekraftverk.

I Norge utgjør den uregulerbare vindkraften fremdeles en beskjeden andel. Men spesielt i det politiske miljøet er det ytret ønske om betydelige investeringer i vindkraftprosjekter og spesielt havvind. Et tall på 30 GW, som er mer enn den totale effekten i norske vannkraftverk, har vært nevnt. Hvis dette realiseres, er det all grunn til også å frykte for stabiliteten i det norske kraftsystemet. Dette vil kunne utløse ny utbygging av både effekt- og pumpekraftverk i Norge, som i dag i praksis bare har ett av i Ulla Førre anleggene i Rogaland.

Konklusjon

Når det påstås at vindkraft passer godt inn i det norske kraftsystemet, er det vanskelig å forstå når vi ser hva som skjer rundt oss. Både systemkostnadene og faren for kollaps i kraftsystemet øker.

Realistisk sett har vi kun 5 energikilder dersom vi ønsker et stabilt kraftsystem med lavest mulige kostnader.  Det er gass, kull-, olje- og kjernekraft, samt regulerbar vannkraft. Hvis de 3 første ikke er aktuelle av klimahensyn, står vi igjen med 2:

Regulerbar vannkraft og kjernekraft

Denne epistelen forsøker kun å minne om at i virkeligheten er ikke alt like enkelt. Det er lett å overse det man ikke vet, men konsekvensene vil alltid gjelde.

Det er derfor fristende å minne om den svenske kongen Gustav Adolf II og det nye regalskipet hans, Wasa, som sank på sin jomfrutur i Stockholms havn en høstdag i 1628. Dette fordi ingen våget å fortelle kongen at han hadde beordret flere kanoner og kanondekk ombord enn skipet kunne bære.

---

[1] Presisering ang. begrepet «vannverdi» av Christopher Hoen, visepresident i Tekna:

Vannverdien er mer en fiktiv verdi som settes av alternativanvendelsen av vannet. Såvidt jeg kan se så settes vannverdien omtrent utelukkende ut i fra markedsmessige forhold, ikke hva det faktisk koster å drive elektrisitetsproduksjonen. Jeg mener driftskostnaden er det det koster å produsere strøm, heri blant annet anleggskostnader, vedlikehold, finanskostnader, og et edruelig påslag for å sikre avkastning på investert kapital. Prisen på konsesjonskraft er etter min mening en form for gjennomsnittlig driftskostnad for vannkraft i Norge.

Magasinfyllingen kan godt være høy og samtidig gi høy vannverdi. Det avhenger av prognosene for kraftprisen framover. Hvis prognosene for kraftprisen på lengre sikt er høy vil vannverdien bli høy så lenge det ikke er fare for at magasinet renner over. Det er med andre ord restkapasiteten i magasinet som vil avgjøre om man går over i et regime hvor vannverdien blir lav på grunn av at man vil tvinges til å produsere for å unngå flom. Vannverdien ser altså ut til å være omvendt proporsjonal med restkapasiteten i magasinet. Lav restkapasitet -> lav vannverdi.