Vilket Kärnkraftverk Ligger Närmast Stockholm?

Ågesta – Sveriges första kärnkraftverk Kärnkraftsanläggningen är placerad i Farsta utanför Stockholm.
Visa hela svaret

Vilket kärnkraftverk ligger nära Stockholm?

Ågestaverket – avveckling av Ågesta kärnkraftverk Ågestaverket utanför Stockholm var Sveriges första moderna kärnkraftverk och var i drift 1964–1974. Nu sluter Vattenfall verkets livscykel genom en säker och effektiv avveckling. Vattenfall inledde demonteringen av verket sommaren 2020 och arbetet beräknas vara klart under första halvan av 2025. När rivningen är klar, avfallet har forslats bort och byggnaden är sanerad, kommer radioaktiviteten vara borttagen till så låga nivåer att anläggningen kan bli radiologiskt friklassad av Strålsäkerhetsmyndigheten. Därefter försluter Vattenfall bergrummet där reaktorn varit förlagd, och återlämnar det till ägaren Stockholms stad.
Visa hela svaret

Vilket kärnkraftverk stängdes sist?

Kärnkraft Kärnkraften står för cirka 30 procent av elproduktionen i Sverige. Det finns totalt sex kärnreaktorer i drift, fördelade på tre kärnkraftverk: Forsmark, Oskarshamn och Ringhals. Forsmarks kärnkraftverk har tre reaktorer i drift. Oskarshamns kärnkraftverk stängde två av tre reaktorer 2017 och vid Ringhals kärnkraftverk stängdes två av fyra reaktorer 2019 och 2020.

• Det finns sex kärnreaktorer i drift i Sverige, fördelade på tre kärnkraftverk.
• Ägarna planerar att driva dessa till omkring år 2040.
• De två reaktorerna vid Barsebäcks kärnkraftverk stängdes 1999 respektive 2005.
• Dessa håller nu på att avvecklas tillsammans med Oskarshamn 1 och 2 samt Ågesta.
• Utöver kärnreaktorerna i drift och under avveckling finns det ytterligare ett antal kärntekniska anläggningar i Sverige, för tillverkning av kärnbränsle och lagring av använt kärnbränsle och radioaktivt avfall.

Det är alltid den som driver en kärnteknisk anläggning som har det fulla ansvaret för att anläggningen är säker och att personalen och omgivningen skyddas mot skadlig verkan av joniserande strålning. Den som driver en kärnteknisk anläggning ansvarar också för att avvecklingen sker på ett säkert sätt.
Visa hela svaret

Vilket kärnkraftverk är störst i Sverige?

Vi är Sveriges största elproducent. Forsmarks kärnkraftverk levererar fossilfri el varje dag, året runt.
Visa hela svaret

Var ligger Ringhals 4?

Ringhals kärnkraftverk är ett kärnkraftverk i Varbergs kommun i Halland. Det är beläget på Väröhalvön, cirka 20 km norr om kommunens centralort Varberg.
Visa hela svaret

Vem äger Olkiluoto 3?

Olkiluoto 3 – stuk-sv Finlands nyaste kärnkraftverksenhet är Industrins Kraft Abp:s Olkiluoto 3 i Olkiluoto, Euraåminne. Anläggningen har levererats till Industrins Kraft av ett konsortium bestående av AREVA GmbH, AREVA NP SAS och Siemens AG. Uppstarten av Olkiluoto 3 pågår och enligt det tidtabell som Industrins Kraft meddelat 29.4.2022 kommer kommersiell bruket inleds i september 2022. Driften av anläggningen anses ha inledats med att kärnbränslet laddades in i reaktorn. TVO började laddningen efter att ha fått tillstånd från STUK i mars 2021. Efter laddningen genomfördes förkritisk provning vid anläggningen för att testa funktioner och egenskaper som inte kan testas utan att bränslet har laddats men som inte förutsätter att reaktor är kritisk.

STUK beviljade Industrins Kraft tillstånd för kriticitets- och lågeffekttest den 16 december 2021. Efter att ha gjorts kritisk kommer anläggningen att drivas med låg effekt och kärnteknisk provdrift startas med lågeffekttester. Med proven med låg effekt säkerställs att reaktorhärden fungerar som antaget och att anläggningen och dess system fungerar planenligt även då reaktorn är i effektiv drift.

Efter proven med låg effekt ökas anläggningens effekt stegvis. Med effekttesterna som följer lågeffekttester säkerställer man att anläggningen fungerar planenligt med olika effekter och i mån av möjlighet testar man även hur anläggningen beter sig vid driftstörningar.
Visa hela svaret

Kan man öppna Ringhals?

Tidöpartierna vill utreda återstart av kärnkraftsreaktorer – Ringhals vd Björn Linde: “Helt omöjligt” I jakten på mer energiproduktion vill partierna bakom Tidöavtalet utreda vad som krävs för en återstart av Ringhals reaktor 1 och 2. Det handlar om två reaktorer som har stängt för gott och nu håller på att avvecklas. Ringhals vd bedömer inte att en återstart är realistisk.

– Om man tror att man kan återstarta Ringhals 1 och Ringhals 2 och att vi ska producera el om ett antal år så är det helt omöjligt, säger Björn Linde, vd för Ringhals.I våras forslades kärnbränslet bort från anläggningarna, nu plockas delar isär från exempelvis turbinanläggningen och i slutet av 2023 planeras den stora nedmonteringen.SVT har sökt energi- och näringsminister Ebba Busch (KD) för en kommentar, som avböjt intervju. I klippet ovan berättar Ringhals vd om varför han anser att det inte går att starta reaktorerna igen.

Partierna bakom Tidöavtalet menar att “en genomgående utredning av vad som skulle krävas för återstart av Ringhals 1 och 2 bör genomföras förutsättningslöst och skyndsamt, samt vilken systemnyttan skulle vara”. Källa: Tidöavtalet: Överenskommelse för Sverige
Visa hela svaret

Vem stängde Barsebäck?

Barsebäck 2 –

Barsebäck 2
Start	1977
Stängning	2005
Typ	Kokvattenreaktor
Termisk effekt	1800 MW
Nettoeffekt	600 MW

1970 beställde Sydkraft reaktorn Barsebäck 2 av Asea-Atom, Byggandet av reaktorn påbörjades 1 januari 1973 och den togs i drift den 21 mars 1977. Den 12 juni hade verket nått full effekt. Laddningen av Barsebäck 2 var på sin tid en politisk stridsfråga.

• Efter valet 1976 hade en borgerlig regering tillträtt med centerpartiet och statsminister Thorbjörn Fälldin som starka kärnkraftsmotståndare, och han hade under valrörelsen lovat att “inte dagtinga med sitt samvete” när det gällde att ladda nya reaktorer.
• Centerpartiet tvingades till en kompromiss och gav hösten 1976 tillstånd till laddning av Barsebäck 2, där Fälldin fick medge att han “nådde inte ända fram”.

Regeringen gick sedan vidare och antog i maj 1977 den så kallade Villkorslagen som förbjöd uppstart av nya reaktorer om reaktorinnehavaren inte kunde uppvisa en helt säker metod att ta hand om avfallet. För Barsebäck 2 som redan fått tillstånd för laddning i november 1976 räckte det dock att förevisa ett avtal om upparbetning.

1. Detta skedde i december 1976 varvid Barsebäck 2 fick förnyat tillstånd att fortsätta driften.
2. En incident i Barsebäck 2 den 28 juli 1992, den så kallade “silhändelsen”, visade på allvarliga brister i konstruktionen, brister som funnits även i Barsebäck 1, Oskarshamn 1 och 2 samt Ringhals 1, sedan dessa reaktorer startades på 1970-talet.

Vid ett stort rörbrott skulle lösriven mineralull ha kunnat täppa igen silarna till både härdsprinkling och inneslutningssprinkling. Efter omkonstruktion och ombyggnad återstartades reaktorn den 10 januari 1993. Barsebäckshändelsen klassades som en tvåa på den internationella sjugradiga skalan INES,

1. I februari 1997 enades socialdemokraterna, vänsterpartiet och centerpartiet om att stänga av Barsebäck 2 den 1 juli 2001, något som dock inte genomfördes eftersom man ännu inte hade kommit igång med produktionen av förnybar energi,
2. I samband med avstängningen av Barsebäck 1 1999 kom Sydkraft, Vattenfall och regeringen överens om att lägga Barsebäcks enda reaktor under Ringhals AB den 1 augusti 2000.

Under hösten 2004 bestämdes reaktorns öde. Socialdemokraterna, vänsterpartiet och centerpartiet kom överens i oktober. Den 24 november lämnade Näringsdepartementet förslag om tillståndsindragning och den 16 december fattade regeringen beslutet. Klockan 18.00 den 31 maj 2005 påbörjades minskningen av reaktorns produktion och vid midnatt var avstängningen ett faktum.
Visa hela svaret

Kan Barsebäck startas igen?

Hade Barsebäck kunnat starta igen? Nej, det är inte möjligt. Vi på Barsebäck arbetar med att förbereda en säker, snabb och kostnadseffektiv rivning.
Visa hela svaret

Finns fjärde generationens kärnkraft?

Vad är fjärde generationens kärnkraft och är det samma sak som små modulära reaktorer? – Små modulära reaktorer, eller SMR som står för “Small Modular Reactors”, är alla reaktorer som har en effekt under 300 megawatt räknat i hur mycket el de ger. Som jämförelse har de kärnkraftsreaktorer som i dag är i drift i Sverige en effekt på 1 000–1 500 megawatt.

Modulära reaktorer betyder att de inte byggs på plats utan i en fabrik vilket gör att de går att serieproducera. Det skulle innebära att de går att göra flera reaktorer samtidigt som sedan skickas ut de till platserna de ska stå på. Begreppet SMR innefattar både den tredje generationen, vilket är mer avancerade versioner av de reaktorer vi har idag, och den så kallade fjärde generationens kärnkraft.

Den senare, som förkortas GenIV, är tänkt att med helt ny design ge ökad säkerhet och ha högre bränsleeffektivitet. Fjärde generationens kärnkraft planeras med kylsystem som inte kräver aktivt pumpande, ibland andra kylmedier än vatten, samt att de kan producera el med andra kärnbränslen än uran, exempelvis torium.
Visa hela svaret

Vem äger Barsebäck?

2015–2016 – Uniper (dåvarande Eon Kärnkraft Sverige), som hela tiden ägt marken och byggnaderna på anläggningen, köper driftsbolaget Barsebäck Kraft AB av Ringhals/Vattenfall.
Visa hela svaret

Varför stängs kärnkraften ner i Sverige?

Kärnkraftsreaktorn Oskarshamn 3 stängs i nio dygn Kärnkraftsreaktorn Oskarshamn 3 kopplas bort från elnätet nästa fredag, den 9 december. Anledningen är ett generatorfel. Det planerade stoppet förväntas pågå under nio dygn. Planen är att starta reaktorn igen den 18 december.

– Vi går ned för att åtgärda ett mindre fel på generatorn. Vi har haft felet under uppsikt ett tag och nu är det dags att reparera det som har gått sönder, säger Désirée Liljevall, kommunikationschef på ägarbolaget OKG, till TT. – När det handlar om vår säkerhet och vår utrustning så är det alltid högsta prioritet, säger Désirée Liljevall.

Oskarshamn 3 har en maximal effekt på 1 450 MW vilket gör reaktorn till Sveriges största enhet för elproduktion, och den står för en dryg tredjedel av den svenska kärnkraftselen. Bortfallet kommer att få följder för elpriset i december. Men hur stor påverkan blir är oklart och beror bland annat på väder och vind, som i sin tur påverkar hur elproduktion från vattenkraften och vindkraften blir.
Visa hela svaret

Vilket är Europas största kärnkraftverk?

Zaporizjzjas kärnkraftverk
Kärnkraftverkets sex reaktorer med Zaporizjzjas kolkraftverk till vänster.
Plats	Zaporizjzja oblast
Land	Ukraina
Ägare	Energoatom
Byggstart	1979
Drift	1985
Färdigställt	1995
Reaktorer
Reaktortyp	tryckvattenreaktor
Aktiva reaktorer, (effekt)	6
Elektrisk effekt (netto)	6×950 MW

Zaporizjzjas kärnkraftverk ( ukrainska : і ) är Europas största kärnkraftverk. Det ligger i Zaporizjzja oblast i Ukraina, vid vattenmagasinet Kachovkareservoaren (floden Dnepr ) och intill staden Enerhodar, Kraftverket har sex reaktorer med en total elektrisk effekt på 5 700 MW. De första fem togs i bruk 1985–1989 och den sjätte 1996.
Visa hela svaret

Varför stängs Ringhals 1 och 2?

Avvecklingsbeslut och finansiering – 2015 beslutade Vattenfall att stänga Ringhals 1 och 2 fem år i förtid av affärsmässiga skäl. Därefter begränsades investeringarna i anläggningarna samtidigt som drift och bemanning anpassades efter de nya förutsättningarna.

Ringhals 2 togs ur drift den 30 december 2019 och Ringhals 1 den 31 december 2020. Reaktorerna är nu permanent avställda, vilket innebär att de enligt lag aldrig får tas i drift igen. Ringhals 3 och 4 fortsätter med säker och stabil elproduktion i flera årtionden framåt, liksom Vattenfalls tre andra reaktorer i Forsmark.

Avvecklingen har en trygg finansiering, då Riksdagen i början av 1980-talet beslutade om ett finansieringssystem för framtida omhändertagande av kärnbränsle och avveckling av kärnkraftsreaktorer. Sedan dess har kärnkraftsbolagen avsatt pengar för nedmontering av kärnkraftreaktorer och slutförvar av kärnbränsle.
Visa hela svaret

Var ligger Ringhals 2?

Ringhals kärnkraftverk – Strålsäkerhetsmyndigheten Vid Ringhals kärnkraftverk utanför Varberg finns fyra reaktorer varav reaktorerna Ringhals 3 och Ringhals 4 är i drift. Ringhals 1 stoppade produktionen den 31 december 2020 och Ringhals 2 stoppade produktionen den 31 december 2019.
Visa hela svaret

Vilket är världens största kärnkraftverk?

14. Qinshan kärnkraftverk – Var finns det: Qinshan, Kina Produktionskapacitet: 4 101 Megawatt I kinesiska Qinshan finns det första kärnkraftverket som byggdes på Kinas fastland. Den första reaktorn sattes i bruk 1992 och sedan dess har ytterligare sex reaktorer startats upp, så att kärnkraftverket idag har en totalkapacitet på 4 101 megawatt.
Visa hela svaret

Vem äger Finlands nya kärnkraftverk?

Olkiluoto 3 Ägs tillsammans med reaktor 1 och 2 av Industrins kraft, som i sin tur samägs av ett konsortium av finska energi- och industribolag. Bland de största ägarna finns skogsbolagen UPM och Stora Enso samt energibolaget Fortum.
Visa hela svaret

Vad hände med reaktor 4?

När reaktor nummer 4 exploderade i Tjernobyl, Ukraina, den 26 april 1986 förorenades 23 procent av Belarus, 5 procent av Ukraina och 1.5 procent av rysk mark, och ett radioaktivt moln spreds över delar av Europa. Befolkningen i det drabbade området kämpar ännu med konsekvenserna från olyckan.
Visa hela svaret

Har Finland kärnkraftverk?

Kärnkraftverk i Finland – stuk-sv I Finland finns fyra kärnkraftsenheter inom elproduktionen. Två av dem finns på Olkiluoto i Euraåminne och två finns i Lovisa. Finlands femte kärnkraftsenhet är på Olkiluoto.
Visa hela svaret

Vem bestämde att Ringhals skulle stängas?

I april 2015 beslutade Vattenfalls styrelse att stänga Ringhals 1 och 2. Årtalen sattes senare till 2019 och 2020.
Visa hela svaret

Hur många vindkraftverk för att ersätta ett kärnkraftverk?

En jämförelse av kostnaderna för nyproducerad vind- och kärnkraft. För cirka ett och ett halvt år sedan publicerade jag en artikel i energinyheter.se där jag också inkluderade en kalkyl som jämförde ny vindkraft med ny kärnkraft. Att kalkylen höll för kärnkraft har jag fått verifierad.

TVO (ägarna till den nya finska reaktorn, Olkiluoto-3) har angett att de kommer att kunna producera el till en kostnad motsvarande 40 öre per kWh. Min beräkning kom in något lägre än så men enbart beroende på att jag antagit 80 års drifttid, medan den finska uppskattningen är mer försiktig med en förväntad ekonomisk livslängd om 60 år.

Av Sven Olof Andersson Hederoth Detta visar emellertid på vikten av ingångsvärden vid varje sådan kalkyl. Självklart kan det tyckas, men beroende på vilka antaganden man gör angående livslängd, kapacitetsfaktorer, underhållskostnader med mera kan man få fram nästan vilka si ror som helst.

• Detta förhållande används också av lobbyorganisationer, politiska partier, elproducenter och andra intressegrupper för att framhäva sin preferens och agenda.
• Energiforsk har nyligen publicerat en mycket intressant analys av kostnader för ny kraftproduktion och vi ska ta en titt på vilka resultat de kommit fram till och vilka förutsättningar de utgått ifrån.

Energiforsk använder en så kallad “Levelized Cost of Energy”-beräkning (LCOE) vilket är berömvärt inte minst eftersom väldigt få politiker tycks ha förmåga att tänka i termer av livscykler. Man har också förstått skillnaden mellan planerbar och väderberoende produktion Rapporten uppvisar emellertid också ett par svagheter vilket jag kommer att diskutera längre fram.

1. Den billigaste produktionen i Energiforsks analys är landbaserad vindkraft (24 öre) och den dyraste är solkraft (villasystem) med 107 öre per kWh.
2. Eftersom den politiska debatten företrädesvis har handlat om prisskillnaden mellan vind- och kärnkraft, kommer denna analys att koncentrera sig på dessa kraftslag.

Vindkraft Den landbaserade vindkraftens investeringar ligger på i genomsnitt strax under 11 miljoner kronor per MW installerad effekt (Figur 1). Detta är ett rimligt om än ganska lågt antagande. Förväntad kapacitetsfaktor1 är 37% vilket förefaller vara mycket högt.

• Baserat på Svenska Kraftnäts statistik för 2021 är den genomsnittliga kapacitetsfaktorn för landbaserad, svensk vindkraft 26%.
• Man kan tänka sig att framtida vindkraft kommer att ha en högre kapacitetsfaktor i takt med att rotordiametrarna ökar i storlek och verken blir högre vilket gör att de bättre kan utnyttja vinden på lite högre höjd över markytan, men att det skulle bli en så kraftig ökning verkar inte troligt.

En faktor som Energiforsk inte har speci cerat i detalj är kostnaderna för att ansluta vindkraftverken till elnätet. Beroende på geografisk situation och vindkraftsanläggningens storlek kan dessa kostnader variera stort. Energiforsk antyder att anslutningskostnaderna är inkluderade i den ursprungliga investeringen.

Det finns mycket lite som tyder på att de angivna si rorna skulle kunna svälja även dessa relativt omfattande arbeten. Energiforsk använder begreppet “Fullasttimmar”, vilket inte defnieras i detalj men som borde vara lika med kapacitetsfaktor. En annan mycket viktig faktor är den ekonomiska livslängden.

Energiforsk har satt den till mellan 25 och 30 år för landbaserad, och upp till 30 för havsbaserad vindkraft, vilket förefaller vara i överkant. Professor Gordon Hughes i Edinburgh har analyserat kostnaderna och kapacitetsutnyttjandet i såväl Storbritannien som Danmark,

1. Några av hans viktigaste slutsatser i detta sammanhang är: • I Storbritannien har den genomsnittliga kapitalkostnaden för havsbaserad vindkraft fördubblats sedan 2008 och antaganden om att dessa kostnader skull sjunka dramatiskt i framtiden är inte trovärdiga.
2. Det ska också påpekas att Energiforsk inte heller ger sig in i spekulationer om framtida kostnader.

• Drifts- och underhållskostnaderna för en ny 2-3MW anläggning som tagits i drift 2019 kan vara så hög som 1 miljon kronor per år. Detta är avsevärt mer än Energiforsks antaganden. Till viss del bestäms kostnaderna av det geografiska läget. Om man till exempel måste flyga in material och personal med helikopter blir självfallet kostnaderna högre än om vindkraftverket enkelt kan nås med vägfordon.

Den elektriska uteffekten från ett vindkraftverk sjunker med stigande ålder. Det handlar dels om ren åldring (erosion av turbinblad som reducerar verkningsgraden) och slitage med påföljande ökning av underhåll. Denna kapacitetsminskning kan vara mycket stor, flera tiotals procent inom det tidsspann som diskuteras i Energiforskrapporten.

Det är mycket anmärkningsvärt att Energiforsk inte identifierat denna faktor. • Drifts- och underhållskostnader stiger med ökande ålder på anläggningen. Hughes anger att ökningen är 2.8%/år för landbaserad och 5%/år för havsbaserad vindkraft. Detta sätter fokus på ett intressant problem: Hur länge är det lönsamt att driva ett kraftverk vidare? • Livslängden har en betydelse för kapacitetsfaktorn.

• Ett gammalt verk får antas vara utsatt för fler och allvarliga störningar och ju äldre det blir, desto större kommer underhålls- och reparationsinsatserna bli.
• En kombination av hög kapacitetsfaktor och lång livslängd är omöjlig och det förvånar att Energiforsk inte uppmärksammat detta.
• Energiforsks antaganden om framför allt livslängd och kapacitetsfaktorer måste alltså ifrågasättas.

Uppgifter om kostnader för nedmontering, bortforsling och avfallshantering av vindkraftverkens komponenter när det tjänat ut saknas också. Till viss del kan sådana kostnader balanseras av återvinningsvärdet (skrotvärdet), framför allt för stålkomponenter.

Terigen är det geografiska läget avgörande. Däremot finns det ännu inget sätt att återvinna turbinbladen (vingarna). Dessa är tillverkade av kompositmaterial och sådana är notoriskt svåra och kostsamma att återvinna. I såväl USA som Danmark har man löst problemet med direktdeponi, man gräver helt enkelt en grop i marken och skyfflar lite jord över.

Detta låter kanske billigt men bladen måste transporteras hela (upp till 100 meter långa komponenter) eftersom man absolut inte vill börja skära dem i bitar i naturen för att undvika spridning av mikroplaster i stor omfattning. Ett liknande problem är fundamenten av armerad betong. Bortsett från de etiska och miljömässiga frågetecken detta ger upphov till kan man konstatera att rivning och avfallshanteringen inte på något sätt blir “gratis” eller närmare noll tack vare skrotvärdet. För havsbaserad vindkraft (Figur 2) är resonemangen liknande med skillnaden att allting blir dyrare till havs (uttryckt som kostnad per kWh): Investeringskostnaderna (dubbel), drift och underhåll (dubbel), anslutningar (gissningsvis tiofaldig), nedmontering och avfallshantering (2-5 ggr). Lillgrunds vindkraftverk utanför Malmö togs i drift 2008. Foto: Hans Blomberg. © Vattenfall AB 1 Energiforsk använder begreppet “Fullasttimmar”, vilket inte defi nieras i detalj men som borde vara lika med kapacitetsfaktor. Variationsanalys För att avgöra betydelsen av olika antaganden om livslängd och kapacitetsfaktor beräknats för olika fall. Det blir tydligt att två tumregler kan användas: • Om kapacitetsfaktorn minskar med 10 procentenheter, ökar den totala produktionskostnaden med 15 öre/kWh (Figur 3).

1. Om den ekonomiska livslängden minskar med 10 år, ökar den totala produktionskostnaden med 9 öre/kWh (Figur 4).
2. Observera att för varje år som ett vindkraftverk används ökar dessutom drifts- och underhållskostnaderna vilket försämrar lönsamheten.
3. Den beräknade produktionskostnaden påverkas alltså inte nämnvärt vid en antagen lång livslängd.

Om man ansätter mer konservativa värden på kapacitetsfaktor och ekonomisk livslängd, och relativt blygsamma värden på rivning, åter-vinning och avfallshantering, anslutning och vägbyggen kommer man att hamna på betydligt högre siffror än Energiforsk (Figur 5).

Som nämnts ovan, blir kostnaderna för havsbaserad vindkraft alltid betydligt högre. Inte minst anslutningskostnaderna kommer att utgöra en betydande del av investeringskostnaderna. Den totala kostnaden för havsbaserade vindkraftverk är dessutom beroende av ett antal faktorer som avstånd till land, havsbottens beskaffenhet, havsdjup, vindförhållanden mm.

Allt detta gör det i stort sett omöjligt att ta fram en generisk kostnadsmodell. Varje projekt måste analyseras individuellt. Energiforsk har valt att representera havsbaserad vindkraft med en anläggning med en sammanlagd effekt om 500 MW. Detta skulle motsvara 50 st 10 MW turbiner med en investering om 12.5 miljarder kronor.

De övriga parametrarna: Fullasttimmar/kapacitetsfaktor. Här väljer Energiforsk en siffra om 50% vilket förefaller vara väldigt högt. Statistik från Storbritannien anger värden mellan 35 och 50%, där de högre värdena är för relativt nya projekt och de lägre för anläggningar som varit i gång ett tag. Visserligen finns det fog för antagandet att nya anläggningar med större turbiner skulle kunna vara effektivare men samtidigt är sannolikt kapacitetsfaktorn lägre mot slutet av den ekonomiska livstiden, och hela livscykelperioden måste tas i beaktande.

Livslängd. Energiforsk anger en förväntad livslängd om 30 år för nya, havsbaserade vindkraftverk vilket känns som en lång tid för en anläggning som står ute till havs och slits mycket hårt. För landbaserad vindkraft har Energiforsk angett ett spann mellan 25 och 30 år. Kärnkraft Två stora och helt avgörande skillnader mellan vindkraft och kärnkraft är livslängden på anläggningen och kapacitetsfaktorn. En ny kärnreaktor kommer att ha 3–4 gånger så lång livslängd och åtminstone dubbelt så hög kapacitetsfaktor som ett nytt vindkraftverk.

1. Energiforsk har också uppmärksammat detta förhållande i sin rapport.
2. Ny kärnkraft belastas hårt med finansiella kostnader.
3. Dels är initialinvesteringen hög, dels är byggtiden relativt lång.
4. Energiforsk anger att kapitalkostnaderna är minst lika stora som investeringskostnaderna.
5. Detta är mycket anmärkningsvärt eftersom det antyder att kärnkraften belastas för att ett nytt kärnkraftverk kan användas länge.

Denna asymmetri i presentationen gör en jämförelse mycket svår. Frågan är om Energiforsk gjort ett tankefel i detta? Om man jämfört ett vindkraftverks kapitalkostnader under 20 år med ett kärnkraftverk under 60 år blir jämförelsen inte rättvis. Vindkraftverket måste ju ersättas tre till fyra gånger under kärnkraftverkets livslängd och båda kraftslagens kostnader borde jämföras under samma period.

1. Om man utgår från att man är en “ongoing concern” så borde investeringarna för nya vindkraftverk under kärnkraftverkets livslängd ges samma finansiella vikt som reinvesteringar i kärnkraftverket (Figur 7).
2. Periodiseringen av ett stort projekt som ett kärnkraftverk är heller inte självklar.
3. Utan att ha insikt i gängse kontraktsfilosofi får man utgå ifrån att betalningsströmmarna delas upp i trancher där varje aktivitet finansieras löpande.

Det betyder att relativt små belopp betalas under perioden med tillståndsansökan, miljöprövning mm. När själva byggandet kommer igång fakturerar leverantören med stor sannolikhet löpande eller mot uppnådda milstolpar. En viss del betalas ut först efter att anläggningen tas i drift och så vidare. En kalkyl helt utan ränta, med en rak avskrivning av investeringen över den ekonomiska livslängden och alla andra parametrar oförändrade från tabell ovan ger ett kWh-pris om 33 öre/kWh. Detta värde skiljer sig dramatiskt från de 49-64 öre som anges ovan. Energiforsk anger också att ca hälften av de kostnader de beräknat består av just finansiella kostnader. Ägaren till den nya reaktorn i Finland, TVO, har angett att man kommer att producera el för motsvarande ca 40 öre/kWh. Detta är ett mycket intressant värde eftersom det indikerar vad som är möjligt med nya kärnkraftverk. TVO-3 har dessutom varit ett mycket svårt projekt med kostnadshöjningar och förseningar.

I ett mer framgångsrikt projekt, särskilt om man samtidigt eller kort efter varandra bygger flera reaktorer borde det gå att hålla nere kostnaderna. Man säger också att av de ca 80-100 miljarder kronor som projektet kostat, kommer TVO bara att betala 55 miljarder efter överenskommelse med leverantören, vilket antyder att 55 miljarder är den summa projektet hade kostat om projektet inte råkat ut för problem.

I Energiforsks tabell ovan (Figur 7), blir också investeringen cirka 64 miljarder i det låga alternativet, vilket skulle kunna motsvarar 55 miljarder i 2010 års pengavärde. Andra kostnader, back-up, lagring, systemtjänster mm I ett nationellt försörjningssystem måste man förutom att erbjuda tillräckligt med energi över en viss tidsperiod också garantera tillräcklig effekt i varje ögonblick. Detta behövs dels för att hålla elnätet stabilt, dels för att säkerställa trefasnätets optimala funktion.

Eldistributörer klagar idag på att de ser mycket mer så kallad reaktiv effekt i nätet 2. Traditionell elproduktion med stora generatorer med svängmassa kan hålla nätet stabilt, tusentals asynkrona vindkraftverk har svårare att bidra med sådana tjänster. Kraftslagens plats i elförsörjningen Vindkraften dras med ett stort problem: Det är väderberoende.

Man vet aldrig om det ger noll eller 5 000 MW eller mer. Det här har hittills kunnat hanteras dels av vattenkraften som kan reglera variationer i såväl produktion som förbrukning i elnätet. Men framförallt har en stadig basproduktion av kärnkraft stöttat elnätet med stabil tillgång på el som fungerar 24/7 med mycket hög tillgänglighet under den tid på året då elen behövs som mest.

1. Den svenska kärnkraften kommer att försvinna om kanske 10-30 år, av åldersskäl.
2. Då står vi eventuellt inför en situation där vindkraften ska ersätta kärnkraften och dessutom klara av att försörja alla de ambitiösa projekt som regering och näringsliv tycks vilja ha.
3. Det diskuteras ett ökat elbehov motsvarande 50-100% av dagens produktion.

Den svenska vattenkraftens sammanlagda maxeffekt om ca 14 000 MW utgör ungefär 50% av behovet under topplasttimman idag. För att ersätta kärnkraften behöver man bygga ca 20 000 nya vindkraftverk under en 20-årsperiod. Detta skulle innebära 1 000 nya verk om året, tre om dagen i 20 år.

Men eftersom vindkraftens livslängd bara är ca 20 år så blir det att börja om från början efter 20 år. Man kommer alltså att tvingas bygga tre nya vindkraftverk om dagen i all evighet, till en kostnad om 40 miljarder per år. Efter en sådan utbyggnad kommer vindkraften att ha en maximal effekt om 30 000 MW, men därefter kommer lika mycket att behövas för utbyggnaden av alla klimatomställningsrelaterade projekt (Hybrit, elbilar mm).

Var kommer den kapaciteten ifrån? En del kan kanske täckas av import och diverse värmekraftanläggningar, man kan kanske hoppas på 5 000 MW från sådana källor. Men resten då? De flesta politiker verkar helt övertygade om att det finns lagringsmöjligheter för el.

• Men ett lagringssystem skulle behöva ha en kapacitet om 100% av den behövda effekten under ca 2/3 av tiden i ett vindkraftsbaserat elsystem.
• Enkelt uttryckt betyder det att man behöver kapacitet under 2 dagar och den tredje blåser det så att man kör på full effekt för att fylla upp lagret.
• Det ger en kapacitetsfaktor om 33%.

Om vi tar fallet med ett utbyggt system så motsvarar det 30 000 MW * 48 timmar = 1 440 GWh. Detta motsvarar kapaciteten i 1.5 miljarder bilbatterier, motsvarande alla batterier i alla världens bilar. Om man istället skulle bygga en damm med 10 meters fallhöjd så kräver det ett öde om 300 000 kubikmeter vatten per sekund.

1. Dammens storlek måste vara ca 50 miljarder kubikmeter.
2. Om man räknar med 5 meters djup så blir ytan på dammen 10 000 kvadratkilometer eller en yta om ca 100×100 km.
3. Det motsvarar ungefär ytan av Skåne.
4. Men det finns ytterligare en dimension: Den där lagringen måste ju på något sätt “laddas” under tiden som vindkraften levererar, vid sidan om så att säga.

Det betyder att på en dag ska man kunna fylla lagret. Med vad? Ja, om man frågar den nuvarande regeringen så blir säkert ryggradssvaret “VINDKRAFT”, och då behövs ytterligare 60 000 MW för att åstadkomma det. Det skulle alltså innebära att man behöver tiotusentals vindkraftverk till Visserligen kan man kanske dra av en del på den summan för att vi kan importera och dessutom är verkligheten annorlunda än min “baksidan på en krognotaberäkning”, inte minst eftersom man för det mesta har någon vind, men slutsatsen måste ändå bli: Det går inte Vindkraften kan bara fungera i ett produktionssystem där det finns tillräckligt med backup.

• Ärnkraften å andra sidan producerar hela tiden 100% effekt.
• Där behövs inga backup- eller lagringslösningar.
• Slutsatsen måste bli att för att göra jämförelsen med kärnkraft rättvis så måste man åtminstone dubblera de kostnader för vindkraft som presenterats här.
• Man behöver ett backup-system med värmekraft som kan ta över produktionen under de dagar det inte blåser tillräckligt.

Erfarenheter från bland annat Danmark visar också mycket riktigt att ett elförsörjningssystem med enbart vindkraft inte fungerar. Danmark har därför i princip två helt parallella elproduktionssystem, det ena med vindkraft och det andra med olika former av värmekraft.

1. Självklart ökar denna lösning kostnaderna dramatiskt.
2. Lönsamhet För att täcka in de stora variationer i produktion som blir fallet om man har en stor andel vindkraft i systemet kommer balansen tillgång/ efterfrågan att präglas av stora svängningar.
3. Lika stora svängningar kommer det att bli i priset.
4. När vindkraften producerar stora mängder el, mer än vad som behövs för den svenska marknaden och för de marknader där det finns överföringskapacitet, kommer priset att vara mycket lågt, och kanske måste man rentav stoppa en andel av vindkraftverken.

När det inte blåser tvingas man att antingen importera el eller gripa till olika lagringsmöjligheter. Lagring som har kostat i produktion, lagring och uttag från lagret. Det är svårt att se hur man ska kunna få stabil och långsiktig lönsamhet i ett sådant system.

• Det påminner lite om bondens dilemma: När skörden är god, är priserna låga, när skörden är dålig är priserna höga.
• Misstanken är att i ett sådant läge blir i princip all vindkraft olönsam och endast de vindkraftsanläggningar som har haft fastprisavtal under 10-15 år (PPA) i ryggen kommer att överleva.

Men när ett sådant avtal löper ut, sammanfaller det med att drifts- och underhållskostnaderna ökar, och ägarna kommer sannolikt att vara mycket restriktiva med i att investera i livstidsförlängande åtgärder. Risken är att vi kommer att se ett stort antal vindkraftsanläggningar med ekonomiska problem i en snar framtid.

Vi kommer troligen också se övergivna vindkraftsanläggningar där mindre nogräknade investerare drar vidare till nya och mer lönsamma projekt någon annanstans. Så länge dessa förhållanden fortsätter kommer ingen att vilja investera i kärnkraft heller. Ingen vill utsätta sig för risken med stora svängningar i pris.

Det är inte svårt att tänka sig ett scenario där ingen vill investera i någon form av elproduktion. Detta vore självfallet ett katastrofalt tillstånd för svensk elförsörjning. Analys och slutsatser När man läst Energiforskrapporten kan man förledas att dra slutsatsen att landbaserad vindkraft och kärnkraft är ungefär lika dyra, medan havsbaserad vindkraft är dubbelt så dyr.

Men detta gäller enbart om vindkraften har en annan energikälla med sammanlagd effekt ungefär lika stor som vindkraftens egen att luta sig mot. Landbaserad vindkraft kostar mellan 35 och 45 öre/kWh beroende på vilken ekonomisk livslängd man tror att vindkraftverket kommer att ha. Havsbaserad vindkraft är dyrare än de flesta andra kraftslag.

Avgörande faktorer är livslängd, havsdjup, havsbottens beskaffenhet och avstånd till land. Jag skulle tro att 70 till 85 öre/kWh utgör ett rimligt kostnadsspann för havsbaserad vindkraft. Men om backup-kraft eller lagring måste installeras i nätet så kommer en mer rättvisande siffra för land- respektive havsbaserad vindkraft att bli 70-100 öre/kWh och 150-200 öre/kWh.

Ju större andel vindkraft, desto dyrare blir det eftersom det också kommer att kräva backuplösningar eller lagring. Ett nytt kärnkraftverk kommer att producera el till en kostnad mellan 35 och 50 öre/kWh, mycket beroende på tillståndsprocessen, projektstorlek, projekterfarenhet mm. De kraftslag som omfamnas av svenska politiker på senare tid, villasystem för solkraft och havsbaserad vindkraft är också de i särklass dyraste◆ Referenser 1.

El från nya anläggningar, Energiforsk, Rapport 2021:714.2. Wind Power Rhetoric & Reality, Volume I “Wind Power Cost in Denmark.” Gordon Hughes, School of Economics, University of Edinburgh. Renewable Energy Foundation 2020.3. Wind Power Rhetoric & Reality, Volume II “The Performance of Wind Power Costs in the United Kingdom.” Gordon Hughes, School of Economics, University of Edinburgh.
Visa hela svaret

Hur lång är livslängden på ett kärnkraftverk?

De svenska kärnkraftverken har i nuläget en beräknad livslängd på mellan 50-60 år.
Visa hela svaret

Var ligger alla kärnkraftverk i Sverige?

Tolv svenska reaktorer blev sex år 2020 – Kärnkraften har varit en het politisk fråga under många år, och efter en folkomröstning år 1980 beslöt riksdagen att kärnkraften skulle avvecklas senast år 2010. Men i början av 2000-talet svängde politiken och avvecklingsplanerna ströks.

Det har lett till att kärnkraftsägarna investerat kraftfullt i moderniseringar, säkerhetshöjande åtgärder och prestandahöjningar i flera av kärnkraftverken, som gör att dessa ska kunna drivas till 2040-talet. Sverige har från år 2021 sex kärnkraftsreaktorer i drift som producerar ungefär en tredjedel av den el som vi använder.

De finns i Forsmark norr om Uppsala, Ringhals söder om Göteborg och i Oskarshamn. Anledningen till att de ligger vid kusterna är att de använder havsvatten som kylmedel. De svenska kärnkraftverken byggdes under 1970- och 80-talen. Två reaktorer i Barsebäck i Skåne stängdes redan för över tio år sedan och ska nu rivas.
Visa hela svaret

Var ligger Europas största kärnkraftverk?

Zaporizjzjas kärnkraftverk
Kärnkraftverkets sex reaktorer med Zaporizjzjas kolkraftverk till vänster.
Plats	Zaporizjzja oblast
Land	Ukraina
Ägare	Energoatom
Byggstart	1979
Drift	1985
Färdigställt	1995
Reaktorer
Reaktortyp	tryckvattenreaktor
Aktiva reaktorer, (effekt)	6
Elektrisk effekt (netto)	6×950 MW

Zaporizjzjas kärnkraftverk ( ukrainska : і ) är Europas största kärnkraftverk. Det ligger i Zaporizjzja oblast i Ukraina, vid vattenmagasinet Kachovkareservoaren (floden Dnepr ) och intill staden Enerhodar, Kraftverket har sex reaktorer med en total elektrisk effekt på 5 700 MW. De första fem togs i bruk 1985–1989 och den sjätte 1996.
Visa hela svaret

Var ligger världens största kärnkraftverk?

Ignalina kärnkraftverk

Anläggningens huvudingång
Plats	Visaginas
Land	Litauen
Ägare	Litauiska staten
Reaktorer

Visa hela svaret

Varför stängs Ringhals 1 och 2?

Avvecklingsbeslut och finansiering – 2015 beslutade Vattenfall att stänga Ringhals 1 och 2 fem år i förtid av affärsmässiga skäl. Därefter begränsades investeringarna i anläggningarna samtidigt som drift och bemanning anpassades efter de nya förutsättningarna.

• Ringhals 2 togs ur drift den 30 december 2019 och Ringhals 1 den 31 december 2020.
• Reaktorerna är nu permanent avställda, vilket innebär att de enligt lag aldrig får tas i drift igen.
• Ringhals 3 och 4 fortsätter med säker och stabil elproduktion i flera årtionden framåt, liksom Vattenfalls tre andra reaktorer i Forsmark.

Avvecklingen har en trygg finansiering, då Riksdagen i början av 1980-talet beslutade om ett finansieringssystem för framtida omhändertagande av kärnbränsle och avveckling av kärnkraftsreaktorer. Sedan dess har kärnkraftsbolagen avsatt pengar för nedmontering av kärnkraftreaktorer och slutförvar av kärnbränsle.
Visa hela svaret