Analyseforudsætninger

Transkript

1 Til Reference til Miljørapport 2007 Analyseforudsætninger juli 2007 bfs/anl Indholdsfortegnelse 1. Indledning Beregningsperiode Brændselspriser CO 2 -kvotepriser Elpriser Elforbrug Varmeforbrug Produktionsanlæg Anlæg tilsluttet transmissionsnettet centrale anlæg Anlæg tilsluttet distributionsnettet decentrale kraftværker Vindmøller Forbindelser til nabo-områder Dokument nr Bjarne Fogh Schougaard 1/15

2 1. Indledning Som grundlag for referenceberegningerne til Miljørapport 2007 er der fastlagt en række forudsætninger for det fremtidige el- og kraftvarmesystem. De beregningsmæssige forudsætninger vedrører produktionsanlæggene, el- og varmeprognoser samt brændsels-, CO 2 - og elpriser. Forudsætningerne er blandt andet baseret på den energipolitiske aftale fra den 29. marts 2004, regeringens energiudspil fra januar 2007, produktionsselskabernes beslutninger, varmeselskabernes egne forventninger samt vurderinger af fremtidige muligheder. I det følgende redegøres for disse forudsætninger. 2. Beregningsperiode Der anvendes en beregningsperiode fra , så anden Kyoto-periode repræsenteres halvvejs. 3. Brændselspriser En stor del af beregningerne skal belyse markedsaktørernes situation og handlinger. Derfor anvendes en prognose for de priser, som selskaberne indkøber brændsel efter. Brændselspriserne følger Energistyrelsens "Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på Energiområdet", januar De samfundsøkonomiske brændselspriser er beregnet på baggrund af priserne på kul og olie fra World Energy Outlook Priserne i prognosen er i faste priser og er an kraftværk (an transmissionsnet for naturgas). Prognosen for kul er identisk med IEAs prognose tillagt et transporttillæg på 0,50 kr./gj. Priserne for importeret kul i 2006 har i gennemsnit været ca. 15 kr./gj, og priserne i 4. kvartal 2006 var 15,30 kr./gj. Fuelolie fastsættes til 70 % af råolieprisen og er tillagt et transporttillæg på 1,70 kr./gj. Letolie fastsættes til 125 % af råolieprisen og er tillagt et transporttillæg på 1,70 kr./gj. IEAs kulpriser er tillagt en transportpris på 0,50 kr./gj, og IEA's prognoser for europæiske naturgaspriser er anvendt, og der er tillagt et transporttillæg på 3,10 kr./gj. I Tabel 1 ses disse priser sammen med priser på biobrændsler. Kul Fuelolie Gasolie Gas Gas, dec. Halm Træflis ,6 38,7 67,8 36,4 43,1 33,8 33, ,3 39,0 68,2 36,7 43,4 33,8 33, ,0 39,2 68,7 37,0 43,8 33,8 33, ,7 39,5 69,1 37,3 44,2 33,8 33, ,3 39,7 69,6 37,6 44,5 33,8 33, ,6 39,6 69,5 37,6 44,5 33,8 33, ,8 39,6 69,3 37,5 44,4 33,8 33, ,0 39,5 69,2 37,5 44,4 33,8 33, ,2 39,4 69,0 37,5 44,4 33,8 33, ,4 39,3 68,9 37,5 44,3 33,8 33, ,7 40,1 70,4 38,3 45,3 33,8 33,0 Tabel 1 Prisprognoser for anvendte brændsler Priserne er i faste 2005-priser kr./gj. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 2/15

3 4. CO 2 -kvotepriser Den danske CO 2 -kvoteordning er fra 2005 erstattet af EUs direktiv om handel med drivhusgasser. Direktivet er vedtaget for at sikre, at EU kan nå sine klimamål i perioden Kvotedirektivet opererer med en prøveperiode fra efterfulgt af en 5-årig-periode fra svarende til Kyotoaftalens første budgetperiode. I regeringens energiplan antages det, at CO 2 - kvoteprisen i et basisforløb bliver 150 kr./ton CO 2. I referenceberegningerne er ligeledes i hele perioden forudsat en CO 2 -kvotepris på 150 kr./tons både i lavpris- og højprisforløbet. Denne pris afspejler ikke det nuværende prisniveau på markedet, men er baseret på prisen for forwards i perioden Elpriser Der arbejdes med et lav- og et højprisforløb. Disse to prisforløb angiver et muligt spænd for udviklingen i elmarkedsprisen frem til 2016 under forudsætning af normale klima- og nedbørsforhold. Den faktiske udvikling kan udvise større eller mindre prisudsving blandt andet som følge af vådår og tørår. Priserne er årsgennemsnitspriser, der varierer over døgnet og over året m.v. I vurdering af elpriserne forudsættes internationale CO 2 -kvoter med en tilhørende kvotepris på 150 kr./ton. Desuden skal der betales en afgift på kr. pr. ton for udledt mængde af SO 2. Prisen i lavprisforløbet udregnes til 27 øre/kwh på baggrund af de kortsigtede marginalomkostninger for kul. Det indregnede bidrag fra CO 2 fastsættes dog på baggrund af, at den gennemsnitlige marginale CO 2 -emission er 730 kg CO 2 pr. MWh, det vil sige mindre end CO 2 -emissionen fra et traditionelt dansk kulkraftværk. Dette skyldes, at den marginale emission er et gennemsnit over mange timer, hvor det ikke altid er kulkraft, der udgør den marginale produktion. Prisen i højprisforløbet udregnes til 40 øre/kwh på baggrund af de langsigtede marginalomkostninger for naturgas. Heri indgår et investeringsbidrag på 9 øre/kwh. Teknologien (investering, faste og variable omkostninger) for det anvendte naturgasanlæg er fra teknologikataloget, "Technology Data for Electricity and Heat Generating Plants", Energistyrelsen, Elkraft System og Eltra, marts Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 3/15

4 De enkelte bidrag til udregning af priserne fremgår af Tabel 2. Kortsigtet kul Langsigtet Gas Bemærkninger Brændsel 13,6 23,6 Brændselspris for kul og gas er 15,60 1 kr./gj og 37,60 kr./gj. Elvirkningsgrad for kul og gas er 42 % og 60 %. Variabel drift og vedligehold 2,0 1,1 SO 2 0,3 0,0 Kul: Svovlprocent = 1 %, afsv.grad = 95 % CO 2 11,1 5,1 CO 2 -kvotepris = 150 kr./ton. I den kortsigtede CO 2 -faktor antages den gns. marginale CO 2 -emission at være 730 kg CO 2 pr. MWh. Variable omkostninger i alt 27 Faste omkostninger 2,0 1,6 Kapitalomkostninger - 8,9 Investering: 4,5 mio. kr./mw. Afskrivningsperiode: 20 år. Rente: 10 %. Benyttelsestid: timer. I alt 40 Tabel 2 Gennemsnitlige elpriser i et lav- og et højprisforløb. Priserne vil variere over døgnet og over året. I lavpris- og højprisforløbet anvendes de samme priser for alle år. Alle tal i øre/kwh. For Tyskland anvendes en elpris på 32 øre/kwh i lavprisforløbet og 40 øre/kwh i højprisforløbet. Samtidig modelleres et døgn- og årsforløb for den tyske elpris. "Nettariffen" mod Tyskland sættes til 0,5 øre/kwh og er et mål for de auktionsomkostninger, som importører og eksportører har udregnet pr. transporteret kwh. 6. Elforbrug Fremskrivningen af elforbruget for Energinet.dk er udarbejdet af Forskningscenter Risø på grundlag af EMMA-modellen, der er en satellitmodel til den makroøkonomiske ADAM-model. Ved fremskrivningen tages for årene 2006 og 2007 udgangspunkt i fremskrivningen af produktionsudviklingen i 13 erhverv og det private forbrug til Finansministeriets økonomiske fremskrivning på grundlag af ADAM-modellen til brug for Økonomisk redegørelse, august 2006 og derefter i Finansministeriets lange fremskrivning i forbindelse med Økonomisk redegørelse december Dette betyder på kort sigt en forventet produktionsvækst på 2,2 % i 2007 og 1,9 % i årene 2008 til 2010, som derefter modereres til gennemsnitlig 1,6 % i perioden frem til 2020 og 1,3 % fra 2020 til Det private forbrug forventes i 2007 at stige med 2 % og med 1,3 % i perioden 2008 til 2010 og derefter med 1,9 % indtil 1 Kulpriserne i Danmark har i 2006 bevæget sig mellem 14 kr. og 16 kr./gj. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 4/15

5 2020 og 1,7 % derefter. Elprisen beregnes frem til 2011 på grundlag af priserne på Nord Pools spot- og forwardmarkeder og fastholdes derefter i realpriser. Desuden regnes med en gennemsnitlig årlig effektivitetsforbedring i erhvervene på 0,4 %. For boligerne regnes med en årlig effektivitetsforbedring på 0,5 % samt med en fortsat udfasning af elvarme indtil Dette giver en forventet vækst i erhvervenes efterspørgsel på 1,3 % frem til 2015 og derefter en gennemsnitlig vækst på 1,1 % indtil Boligernes efterspørgsel forventes at stige med 0,9 % til 2010 og derefter med 0,7 % indtil 2020, hvorefter udfasningen af elvarme forventes til ende, og væksten stiger igen til ca. 0,9 %. På grundlag af fordelingen på erhvervskategorier og forekomsten af elvarme er fremskrivningen opdelt på Vestdanmark og Østdanmark, hvilket giver en lidt højere vækst i Vestdanmark. I de kommende år forventes stigningen i det samlede årlige elforbrug herefter at blive ca. 1,2 % om året frem til 2010 og derefter 1,1 % om året frem til 2020 og 1 % om året efter Se Tabel 3. Østdanmark Vestdanmark Total ab værk Nettab 1 Øst Nettab 1 Vest Total an forbruger ) Der er regnet med et nettab på 6 % af forbruget an forbruger i Østdanmark og 7 pct. i Vestdanmark. Tabel 3 Elprognose for Danmark. Alle tal i GWh. Tabel 4 viser de sidste syv års maksimalforbrug i Øst- og Vestdanmark som timegennemsnit. Østdanmark Vestdanmark År Dato Tid Maks. Effekt Dato Tid Maks. Effekt Tabel 4 Maksimal realiseret effekt (MW) i årene timeværdier. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 5/15

6 Anvendes i stedet kvartersgennemsnit for det maksimale elforbrug, fås højere værdier. Disse kan ses i Tabel 5 for de sidste syv år for Vestdanmark. Kvartersværdier anvendes specielt til vurdering af belastningerne i nettet. Vestdanmark År Dato Tid Maks. effekt : : : : : : : Tabel 5 Maks. realiseret effekt (MW) i årene for Vestdanmark kvartersværdier. I Tabel 6 vises prognosen for det maksimale elforbrug i perioden frem til Prognosen for maksimaleffekten opstilles med udgangspunkt i de seneste års maksimalforbrug ved at dele energiprognosen (fra året før) med benyttelsestiden (gennemsnittet af de sidste tre år). For Østdanmark anvendes en benyttelsestid på timer for en 2-års-vinter og timer for en 10-års-vinter, og for Vestdanmark anvendes timer og timer. Østdanmark Vestdanmark Danmark i alt 2-årsvinter 10-årsvinter 2-årsvinter 10-årsvinter 2-årsvinter 10-årsvinter Tabel 6 Prognose for det maksimale elforbrug Tallene er angivet i begyndelsen af året. Tal er i MWh/h. Summen af det maksimale elforbrug i Øst- og Vestdanmark skal tages med et vist forbehold, da det maksimale elforbrug ikke nødvendigvis optræder på samme tidspunkt, se Tabel 4. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 6/15

7 7. Varmeforbrug Østdanmark I Tabel 7 er prognoserne for varmeforbruget i hovedstadsområdet angivet for Prognoserne er udarbejdet i samarbejde mellem CTR, VEKS, KEvarmeforsyning og Elkraft System. Vest- Vand i KEdamp CTR + KE VEKS Hedtvand Total forbræn- ding [TJ] [TJ] [TJ] alt [TJ] [TJ] [TJ] [TJ] Tabel 7 Fjernvarmeprognose for hovedstadsområdet ab værk. Varmeforbrugsprognosen for Kalundborg er TJ/år i perioden Vestdanmark Tabel 8 viser varmeforbruget i de store kraftvarmeområder i Vestdanmark. Varmeforbruget følger oplysninger fra "Elsams bidrag til Systemplan 2005", den 24. februar Varmeforbrug i årene (PJ) Aabenraa 1 Esbjerg 5 Odense 12 Herning 3 Aalborg/Nørre Sundby 7 TVIS 6 Stor-Århus 10 Tabel 8 Varmeforbrug ab værk i de store kraftvarmeområder i Vestdanmark. Varmeforbruget i de mindre kraftvarmeområder i Vestdanmark er i alt på ca. 49 PJ, og varmeforbruget her forventes at holde sig konstant. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 7/15

8 8. Produktionsanlæg Ved fastlæggelse af forudsætningerne på produktionssiden er der opstillet en række beregningsforudsætninger om nye anlæg, og hvilke anlæg der eventuelt ophører med at producere og derfor skrottes. Det forudsættes, at den samlede anlægskapacitet i kombination med ressourcer på forbrugssiden i slutningen af perioden sikrer, at forsyningssikkerheden kan opretholdes også i den koldeste time. Den mængde biomasse, der er beskrevet i Biomassehandlingsplanen, forventes afbrændt fra januar 2009, når den nye halmfyrede blok på Fynsværket sættes i drift. Anlæg, der i dag ikke kan overholde direktivet for store fyringsanlæg 2, forventes at blive skrottet, være i begrænset drift eller få etableret afsvovlings- og deno x -tiltag. Produktionsanlæggene opdeles i nedenstående tabel i anlæg tilsluttet transmissionsnettet, anlæg tilsluttet distributionsnettet (overvejende decentrale anlæg) og vindmøller. Opgørelserne er pr. 1. januar En detaljeret oversigt over den installerede produktionskapacitet pr. 1. januar 2007 for Øst- og Vestdanmark fremgår af Bilag 1. I Tabel 9 vises den nominelle effekt for de danske kraftværker. Østdanmark Vestdanmark Forbrug effekt (10 års vinter) Produktionskapacitet I transmissionsnet I distributionsnet Vind på land og kystnært Vind til havs Tabel 9 Forbrug effekt (vinter 2006/2007) og produktionskapacitet pr. 1. januar Opgørelse i MW. I den produktionskapacitet, der indgår i effektbalancen, tages der hensyn til, at der for de fleste af anlæggene er forskel på anlæggenes nominelle ydeevne og den elproduktion, der i praksis er til rådighed. Blandt andet tages der højde for kraftvarmelevering ved at reducere anlæggenes nominelle ydeevne. I effektbalancen er der valgt ikke at regne med et bidrag fra vindkraften, når maksimalforbruget skal dækkes. Dette skyldes blandt andet, at der på en vinterdag med stærk frost ofte næsten ingen vind er, og derfor næsten ingen elproduktion fra vindmøllerne. Ud over at dække forbruget skal produktionskapaciteten også dække behovet for systemydelser. 2 Europaparlamentets og Rådets direktiv 2001/80/EF af 23. oktober 2001 om begrænsning af visse luftforurenende emissioner fra store fyringsanlæg. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 8/15

9 8.1 Anlæg tilsluttet transmissionsnettet 3 centrale anlæg I Østdanmark blev Amagerværkets blok 1 på 136 MW el taget ud af drift i slutningen af Blokken genidriftsættes i slutningen af 2008 med en reduceret ydeevne på ca. 70 MW el og ombygget til kul og halm. Til overholdelse af direktivet for store fyringsanlæg forudsættes deno x -tiltag på Stigsnæsværkets blok 1 og 2. Desuden forudsættes beregningsmæssigt en samlet afgang af ældre central produktionskapacitet på ca. 500 MW el i perioden frem til 2008, blandt andet på grund af skærpede miljøkrav. Der kan dog blive tale om en større eller mindre afgang. I Vestdanmark forventes de eksisterende blokke også at være i drift i Der forventes etableret en separat blok til biomasseafbrænding på Fynsværket i efteråret 2008, og desuden forventes etableret deno x -anlæg på Studstrupværkets blok 3 og 4 og på Fynsværkets blok Anlæg tilsluttet distributionsnettet decentrale kraftværker I Danmark var der i slutningen af 2005 installeret 44 decentrale anlæg med en installeret effekt større end 10 MW og en samlet effekt på MW. Disse anlæg meldte fra 2005 produktionen ind på markedet. For de øvrige decentrale anlæg med en installeret effekt mindre end 10 MW kan produktionen også meldes ind på markedet, men det er dog ikke et krav (jf. det energipolitiske forlig fra 29. marts 2004). Anlæg større end 5 MW, ca. 420 MW, meldte også fra den 1. januar 2007 produktionen ind i markedet. I Østdanmark forudsættes en begrænset udbygning med decentrale kraftvarmeværker. I Vestdanmark forudsættes også en mindre udbygning med decentrale kraftvarmeværker. I Tabel 10 er de decentrale kraftvarmeværker opdelt efter størrelse. Østdanmark Vestdanmark Danmark Effekt MW Antal Effekt MW Antal Effekt MW Antal 0-5 MW MW MW MW I alt Tabel 10 Installeret kapacitet (nettoeffekt) på decentrale kraftvarmeværker pr. 1. januar Heraf er ca. 230 MW industrielle anlæg i øst og 336 MW i vest. 8.3 Vindmøller Pr. 1. januar 2007 er der installeret i alt MW vindmøller i Danmark, hvoraf 326 MW er havmøller ved Horns Rev og Rødsand. Der foretages en udskiftning af vindmøller på land til nye vindmøller med større elkapacitet i perioden H.C. Ørstedværket og Svanemølleværket indgår som centrale anlæg, selv om de er tilsluttet distributionsnettet. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 9/15

10 (jf. det energipolitiske forlig fra den 29. marts 2004). Pr. 1. januar 2007 var ca. 366 MW omfattet af den nye skrotningsordning. De 366 MW omfattet af skrotningsordningen er fordelt med 75 % i Vestdanmark og 25 % i Østdanmark (se Tabel 11). Ordningen omfatter dog kun 175 MW i perioden Østdanmark Vestdanmark Danmark Effekt Antal Effekt Antal Effekt Antal MW MW MW kw kw* kw kw kw > kw I alt Tabel 11 Installeret vindmølleeffekt i Danmark pr. 1. januar 2007 fordelt på møllestørrelser. *) Omfattet af skrotningsordningen. Der forudsættes etableret nye havvindmøller fra Jf. den energipolitiske aftale fra 29. marts 2004 idriftsættes en havmøllepark på 200 MW på Horns Rev i 2009 og en havmøllepark på 200 MW ved Rødsand i I Østdanmark forudsættes udbygget med en ny havmøllepark på 200 MW i 2013/2014 og i 2016/2017. I Vestdanmark forudsættes udbygget med en ny havmøllepark på 200 MW i 2012/2013 og i 2015/2016. Se Tabel 12. Ultimo år Land- og kystnære møller Havmøller Sum Øst Land- og kystnære møller Havmøller Sum Vest Sum DK Tabel 12 Prognose for installeret vindkraft (MW) i i slutningen af årene. Vindkraften er modelleret som tidsserier af målte timeproduktioner og vindhastigheder. Målingerne stammer fra 1999 og 2000 og er justeret til et normalt vindår. Se Tabel 13. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 10/15

11 Benyttelsestid for installeret vindmølleeffekt (timer) Sjælland, landmøller Jylland-Fyn, landmøller Rødsand Horns Rev Læsø Syd Tabel 13 Benyttelsestider for vindmøller i et normalt vindår. Benyttelsestiderne for landmøllerne er baseret på afregningsmålinger, og benyttelsestiderne for havmøllerne er baseret på vindhastighedsmålinger begge skaleret til et normalt vindår. 9. Forbindelser til nabo-områder Det østdanske elsystem er forbundet med vekselstrømsforbindelser til det øvrige nordiske system, som drives som et synkront område med samme frekvens. Forbindelsen til Sverige består af to 400 kv-forbindelser og to 132 kv-forbindelser på i alt MW. I praksis er overføringsmulighederne væsentligt mindre og handelskapaciteten er højst MW og MW i henholdsvis en eksport- og en importsituation. Samtidig er Østdanmark forbundet til Kontinentet via en jævnstrømsforbindelse (KONTEK) på 600 MW. KONTEK er p.t. havareret. Bornholm er forbundet til Sydsverige med et 60 kv-kabel. Det vestdanske elsystem er forbundet til Kontinentet via vekselstrømsforbindelser mellem Jylland og Tyskland og er derfor elektrisk set tilknyttet UCTE-systemet. Tabellen viser, hvordan forbindelsen opgraderes løbende, første gang pr. 1. februar Jylland-Tyskland Mod nord Mod syd MW MW Fra Fra Fra Jylland er sammenkoblet med Sverige og Norge med jævnstrømsforbindelser. Den maksimale overføringskapacitet mod Norden fra Jylland er MW fra maj 2007, hvor Konti-Skan 1 er færdigombygget, og fra 2013 antages Skagerrak 4 på 600 MW at være i drift. Nettene på Sjælland og Fyn forudsættes i år 2010 (jf. infrastrukturhandlingsplanen) sammenkoblet med en jævnstrømsforbindelse via Storebælt. Danmark har en stærk organisatorisk tilknytning til Norden gennem Nordelsamarbejdet, hvilket har medført, at Vestdanmark i 1999 og Østdanmark i 2000 blev optaget i det nordiske børssamarbejde, Nord Pool. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 11/15

12 De nuværende forbindelser til Danmarks nabo-områder fremgår af Figur 1 sammen med øvrige eksisterende forbindelser mellem landene i Norden og i Nordeuropa. Estlink (350 MW) mellem Finland og Estland blev sat i kommerciel drift 4. januar 2007, og et besluttet kabel mellem Norge og Holland (NorNed) idriftsættes i slutningen af Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard 12/15

13 Bilag 1 Nominel eleffekt for produktionsanlæg i Energinet.dk Øst pr. 1. januar 2007 suppleret med beregningsforudsætninger. Anlæg El Idriftsat Skrot Bemærkning Nominelt MW År År Amagerværket Blok 1 Genidriftsættes i 2008 Amagerværket Blok Amagerværket Blok Asnæsværket Blok Lavsvovlskul og LowNOx Asnæsværket Blok Renovering overvejes Asnæsværket Blok Avedøreværket Blok Avedøreværket Blok H.C. Ørstedværket Blok H.C. Ørstedværkets Blok H.C. Ørstedværkets Blok Kyndbyværkets Blok Kyndbyværkets Blok Kyndbyværkets Blok Kyndbyværkets Blok Masnedøværkets Blok Svanemølleværkets Blok Svanemølleværkets Blok Stigsnæsværkets Blok Renovering overvejes Stigsnæsværkets Blok LowNOx I alt, El - Øst Østkraft 88 I alt inkl. Østkraft Decentrale værker 628 Vindkraft 744 I alt installeret Tabel 1 Nominel eleffekt for produktionsanlæg i Energinet.dk Øst pr. 1. januar 2007 suppleret med beregningsforudsætninger. De tidspunkter, der er angivet for skrotninger, etablering af biomasseanlæg og deno X -anlæg, er beregningsforudsætninger og ikke udtryk for trufne beslutninger. 4 Kan p.t. startes op med et varsel på en uge. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard Bilag 1 Side 1

14 Bilag 2 Nominel eleffekt for produktionsanlæg i Energinet.dk Vest pr. 1. januar 2007 suppleret med beregningsforudsætninger. Anlæg Nettoeffekt Driftsperiode Bemærkning kontinuert, MW I drift Forventet skrottet 5 Enstedværket Blok Heraf 40 MW bio Fynsværket Blok Kul/Naturgas 6 Fynsværket Blok DeNO x fra 2008 Fynsværket Blok Biomasse fra 2009 Nordjyllandsværket Blok Nordjyllandsværket Blok Skærbækværket Blok Studstrupværket Blok DeNO x fra 2008 Studstrupværket Blok DeNO x fra 2008 Esbjergværket Blok I alt, El - Vest Decentrale værker Vindkraft I alt installeret Tabel 1 Nominel eleffekt for produktionsanlæg i Energinet.dk Vest pr. 1. januar 2007 suppleret med beregningsforudsætninger. De tidspunkter, der er angivet for skrotninger, etablering af biomasseanlæg og deno x -anlæg, er beregningsforudsætninger og ikke udtryk for trufne beslutninger. 5 6 Skrotningstidspunkt lægges uden for beregningsperioden. I begrænset drift med kul fra Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard Bilag 1 Side 2

15 Bilag 3 Nuværende og planlagte nordeuropæiske udvekslingsforbindelser. 100 MW 120 MW 50 MW 60 MW 450 MW AC DC Eksisterende Besluttede 250 MW MW MW 600 MW 550 MW NORDEL 550 MW 350 MW MW MW MW 630 MW MW MW UPS 700 MW ESB NG MW 600 MW UCTE Figur 1 Eksisterende og besluttede forbindelser i Nordeuropa i starten af De elektrisk synkrone landområder er angivet med hver sin farve. Dokument nr /07 Bjarne Fogh Schougaard Bilag 1 Side 3