Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet

Transkript

1 Ea Energianalyse Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet Delrapport 2: Katalog over løsninger Udarbejdet af Ea Energianalyse og Risø/DTU for Energistyrelsen og Skatteministeriet 9. juni 2009

2 Indholdsfortegnelse 1 DELRAPPORTENS INDHOLD OG METODE BRUTTOLISTE OVER TILTAG... 5 Ellagerteknologier... 5 Teknologier til integration af elsystemet med fjernvarme... 5 Teknologier til integration med transportsektoren... 6 Kontrolsystemer til vindmølleparker... 6 Vind- og forbrugsforudsigelse... 6 Eltekniske tiltag og kontrol- og it-virkemidler... 6 Markedsrammer... 7 Afgifter og subsidier... 7 Øvrige rammer UDVALGTE TILTAG INDEN FOR TEKNOLOGIER BEDRE INTEGRATION AF EL- OG VARMEMARKEDET... 9 Elpatroner og varmepumper... 9 Ændret anvendelse af centrale kraftværker Ændret anvendelse af decentrale kraftværker Varmelagre TRANSMISSIONSFORBINDELSER NYE SPIDSLASTRESSOURCER I ELSYSTEMET Konventionelle spidslastanlæg Aktivering af nødstrømsanlæg NYE MULIGHEDER FOR LEVERANCE AF SYSTEMTJENESTER ELBILER SAMMENFATNING UDVALGTE TILTAG INDEN FOR RAMME-BETINGELSER ÆNDRING AF AFREGNINGSVILKÅR FOR DECENTRAL PRODUKTION Ophævelse af treledstariffen for mindre decentrale kraftvarmeværker Ændrede afregningsvilkår for vindmøller Forvridning ved den nuværende tilskudsordning for vind ÆNDRING AF AFGIFTER TIL VARMEPRODUKTION Afgifter på varmeproduktion Elpatronloven Seneste ændringer af afgifter i forhold til kraftvarme Kritik af elpatronloven Mulige ændringer af elpatronloven UDVIKLING AF ELMARKEDET TIL EN HØJERE GRAD AF DYNAMIK REFERENCER BILAG 1: OPTIMALE AFGIFTER Grønne afgifter og miljøforbedring Grønne afgifter for at skaffe provenu Grønne afgifter, forsyningssikkerhed og energibesparelser Grønne afgifter og fordeling Grønne afgifter og konkurrenceevne Sammenfatning, principper for grønne afgifter og second best Referencer Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

3 1 Delrapportens indhold og metode Det samlede projekt analyserer, hvordan sammenhængen mellem danske rammebetingelser, det internationale elmarked samt anvendelse af udvalgte teknologier kan forbedres for at tillade indplacering af mere vedvarende energi i det danske elsystem på den mest miljømæssigt og økonomisk effektive måde. Figuren nedenfor viser teknologier og rammebetingelser i elsystemet, som spiller en vigtig rolle i indpasning af en stigende mængde fluktuerende produktionskapacitet i det danske elsystem. Rammebetingelser Afgifter, herunder elpatron-loven Tariffer, herunder treledstariffen Markeder, day ahead, intra day, budformer, congestion management, integration af markeder Teknologier Fx Elpatron Varmekedler Varmepumpe Varmelager Kondensdrift Bypass af damp Prisfølsomt elforbrug Elbiler Figur 1. Centrale begreber i analysen. Der skelnes i projektet mellem de teknologiske løsningsmuligheder og de rammebetingelser, som muliggør og motiverer til anvendelse af de teknologiske løsninger. Elsystemet fungerer inden for samfundets rammer og skal dermed leve op til de politiske målsætninger etableret af samfundet. Det kræver, at analysen også vægter miljømæssige mål og økonomisk effektivitet, når de tekniske løsninger overvejes. Analysen anvender samfundsøkonomiske beregninger for at belyse de mest omkostningseffektive og miljømæssigt forsvarlige løsninger. Delopgaven Katalog over løsninger indeholder en udvælgelse og prioritering af de rammebetingelser og teknologiske løsningsmuligheder, der i delopgave 3 skal belyses ved hjælp af samfundsøkonomiske beregninger med elmarkedsmodellen Balmorel. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 3

4 Der udarbejdes et katalog over relevante tiltag. Kataloget omfatter en prioritering af løsningsmuligheder ud fra bl.a. potentiel effekt, teknologiens udviklingsstadie, miljøeffekt og økonomi. En særlig grundig gennemgang vil ske for udvalgte tiltag, herunder afgiftssystemet, elpatroner, varmelagring, elbiler, varmepumper og treledstariffen for decentrale kraftvarmeværker. Disse emner og tiltag vil blive sammenlignet og prioriteret i forhold til bruttolisten. 4 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

5 2 Bruttoliste over tiltag Integration af fx 50 pct. vindkraft i Danmark er teknisk muligt. Derimod er det et åbent spørgsmål, hvordan der bedst prioriteres mellem nationale virkemidler på den ene side og øget samhandel gennem elmarkedet på den anden side. De nationale virkemidler er fx elpatroner, varmepumper, ellagring (herunder i bilbatterier) og fleksibelt forbrug. Øget samhandel baseret på prissignaler omfatter også indregulering på grund af prognosefejl, gennem prissætning af regulerydelser. Det er vigtigt, at rammebetingelserne indrettes således, at landet får mest mulig miljø for vindkraftsatsningen, og således at der opnås en økonomisk set hensigtsmæssig løsning. Rammebetingelserne er afgørende for omkostningerne ved at integrere en stor mængde vindkraft i et elsystem. Tekniske løsningsmuligheder Mange tiltag kan gøres for at fremme en økonomisk og miljømæssig bedre integration af vindkraft i energisystemet. I projektet EcoGrid (Sørensen et al., 2009) beskrives således ikke mindre end 53 tiltag grupperet inden for tekniske, markedsmæssige og it-mæssige løsninger. Disse omfatter fx forskellige lagringsteknologier, øget dynamik i forbindelse med fjernvarme, elbiler, FACTS (Flexible AC Transmission Systems), realtidsmarked, prisfølsomt elforbrug, wide-area protection systems, styring af vindmøller, bedre prognoser og realtime state estimators. Projektet fremhæver øget dynamik i forhold til fjernvarme som et attraktivt område med potentielt store effekter og lave omkostninger, fordi det primært handler om at anvende eksisterende kapital (fx kraftvarme og varmelagre). Herunder fremstilles en bruttoliste over tekniske tiltag. Listen er udarbejdet med udgangspunkt i Ecogrid-projektet. Ellagerteknologier Compressed Air Energy Storage (CAES) Svinghjul energilagersystemer Vanadium flow batteri Lead acid batteri Li Ion batteri NaS batteri ZnBr batteri Teknologier til integration af elsystemet med fjernvarme Elpatroner Varmepumper Bortkøling af varme på decentrale kraftvarmeværker (kan sikre at der kan produceres el, uden at der samtidig er et fjernvarmeforbrug) Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 5

6 Skift af drift fra modtryk til kondens på udtagsværker. Udtagsværker, der producerer el og fjernvarme, kan ved at skifte fra kraftvarmedrift til ren elproduktion øge elproduktionen med kort varsel. Fjernvarmeproduktionen skal da fremskaffes på anden vis, ved hjælp af fx varmelagre eller varmekedler. Turbine-bypass. Ved bypass af turbinen kan kraftværker, som leverer el, hurtigt nedregulere elproduktionen og bortkøle energien eller øge evt. fjernvarmeproduktion. Varmelagre. Kan hjælpe til at gøre kraftvarmeproduktionen mere dynamisk og dermed muliggøre bedre samspil mellem elproduktion på kraftvarmeværker og vindkraft. Varmekedler. Alternativ til varmeproduktion, når kraftvarmeanlægget er uøkonomisk pga. lave elpriser. Teknologier til integration med transportsektoren Batteri-elbiler Plug-in Hybrid elbiler Brændselscelle-elbiler Kontrolsystemer til vindmølleparker Aktiv effekt reguleringsfunktioner Reaktiv effektkontrol Low Voltage Ride Through Netsynkronisering og -overvågning Virtual inertia Optimal production control Overload capability Black start support Island operation support Vind- og forbrugsforudsigelse Wind Power Point Forecasting Wind Power Forecast Uncertainty Load Forecasting Eltekniske tiltag og kontrol- og it-virkemidler FACTS HVDC connection Local Grid Support with MP PMUs Real Time State Estimators Fault Prediction Stability Assessment Kommunikationsstandarder IEC og IEC Description of wide-area protections Interactive Meters - Concept of Energy Flow Control 6 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

7 Rammebetingelser Ecogrid-projektet lister ud over de teknologiske muligheder en række tiltag på elmarkedsområdet, som kan gøres for at forbedre integrationen af vindkraft. Dertil kommer en række andre tiltag, som kan gøres. Nedenstående liste er lavet med udgangspunkt i Ecogrid. Markedsrammer Real-time energimarkeder Nodal Pricing Handels-set up med Kontinentet Implicit auktion Full EU market coupling Ancillary Services Market Demand Response Demand as Frequency Reserve (DFR) Nye budformer på Nord Pool Spot Afgifter og subsidier Afgifter på varmeproduktion Eltilskud til vindmøller Eltilskud til anden decentral produktion (herunder treledstariffen) Øvrige rammer Planlægning med henblik på spredning af vindmøllekapaciteten. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 7

8 3 Udvalgte tiltag inden for teknologier Opgaven bag dette projekt er oprindelig formuleret i forbindelse med tilblivelsen af elpatronloven, hvor der via lavere afgifter og fritagelse fra PSO-tarif blev åbnet for at anvende el til varmeproduktion i forbindelse med fjernvarme. Anvendelse af elektricitet til fjernvarme kan fx ske ved direkte elvarme (elpatron) og kan være med til at etablere et dynamisk elsystem med gode muligheder for indpasning af vindkraft. Opgaveformuleringen lægger derudover op til en bred analyse, som omfatter en lang række øvrige emner af betydning for integrationen af vedvarende energi i energisystemet. I udbuddet blev der nævnt følgende emner: energilagre (direkte eller indirekte), udbygning af transmissionsforbindelser, nye anvendelser af el (fortrænge brændsel), varmepumper (central, individuelle), prisfølsomt elforbrug, bedre tilpasning for andre producenter af el, geografisk spredning af vindmøller og aftaler, tariffer og afgifter. En væsentlig del af opgaven består i at prioritere de mulige tiltag. Det er i denne delrapport valgt at fokusere på følgende teknologiske tiltag: Bedre integration af el- og varmemarkedet Transmissionsforbindelser Nye spidslastressourcer i elsystemet Nye muligheder for levering af systemtjenester Elbiler Der er flere grunde til, at denne rapport begrænses til et fokus på de ovenstående teknologier, og det skal derfor ikke nødvendigvis ses som en negativ vurdering af teknologierne, hvis de ikke undersøges nærmere i det følgende. For det første er det urealistisk at gennemgå alle løsninger i detaljer inden for projektets rammer, og derudover vurderes nogle af tiltagene at være urealistisk dyre på det nuværende udviklingsstadie. Desuden er det i denne rapport valgt at fokusere på teknologier, der kan tages i anvendelse på relativt kort sigt. Det understreges, at det er vigtigt at undersøge og de principielle muligheder, hvilket er forsøgt ved udvælgelsen af de forskellige teknologier. Dette gør sig på lignende vis gældende for rammebetingelserne, der bør indrettes, så de understøtter principielle muligheder og ikke teknologispecifikke løsninger. I det følgende gives en grundlæggende beskrivelse af de forskellige teknologier, sammen med et estimat om potentialet for udnyttelsen af teknologien i Danmark og økonomien. Som udgangspunkt angives økonomien, der gælder i dag (2009), men for enkelte teknologier, hvor der med rimelighed kan forventes teknologi- og prisudviklinger, er økonomien også angivet for Potentialerne opgøres som muligt mer- eller mindreforbrug i elsystemet, hvilket er det afgørende mål for at øge elsystemets fleksibilitet, og dermed mulighederne for indpasning af VE i elsystemet. 8 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

9 For potentialerne er der tale om praktiske maksimumspotentialer, hvorfor de nævnte værdier vil være opnåelige i praksis, men de vil ikke nødvendigvis være til rådighed 100 pct. af tiden. Potentialerne kan principielt være tilgængelige i både spotmarkedet og regulerkraftmarkedet, men den konkrete aktivering af potentialerne kan kræve forskellige tilgange, enten via handel på spotmarkedet eller via handel på regulerkraftmarkedet, som kræver en større fleksibilitet i den kortsigtede forbrugs-/produktionsplanlægning. 3.1 Bedre integration af el- og varmemarkedet En stor del af det danske varmeforbrug dækkes i dag af fjernvarme. 80 pct. af fjernvarmen produceres ved samproduktion af el og varme, og de marginale varmeproduktionsomkostninger i det lokale varmemarked er derfor i høj grad afhængige af elprisen i det overordnede elmarked. Der er betydeligt potentiale i at ændre kraftvarmeproduktionen, så den i stigende grad tilpasses signaler fra elmarkedet. Dette kan ske ved at reducere den decentrale kraftvarmeproduktions afhængighed af det aktuelle varmebehov, således at kraftvarmeværkerne på den ene side kan producere el, selv om der ikke er et samtidigt varmebehov, og på den anden side kan stoppe elproduktionen, selv om der er et samtidigt varmebehov. Førstnævnte kan for eksempel opnås ved at installere større varmelagre eller køletårne, mens sidstnævnte for eksempel kan opnås ved alternativ varmeproduktion på (nye) elkedler eller (eksisterende) spidslastkedler. Elpatroner og varmepumper I et elsystem med en stor mængde vindkraft kan varmepumper og elpatroner være gunstige, idet de reducerer behovet for at nedregulere vindproduktionen, reducerer prisen for regulerkraft og mindsker timerne med meget lave elpriser (Meibom et al., 2007). Figur 2 og figur 3 viser de marginale varmeproduktionsomkostninger, hhv. med og uden afgifter i et decentralt kraftvarmesystem. Varmepumper og elpatroner er sammenlignet med omkostningerne på en gaskedel og et gasmotoranlæg. I tabellen nedenfor ses de forudsætninger, som er anvendt til beregningerne. Der er anvendt Energistyrelsens seneste forudsætninger for brændsels- og CO 2 -priser samt for den variable omkostning for anvendelse af elnettet. Værdier for 2015 er benyttet. Endvidere er der i dette eksempel regnet med, at elpatronloven fortsætter uændret. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 9

10 Varmeproduktionsomkostning [kr./gj] Enhed Forbrændingsmotopumpe Gaskedel Varme- Elpatron Elvirkningsgrad - 40% Varmevirkningsgrad - 50% 100% 350% 100% Brændselspris Kr./GJ 69,8 69,8 Elpris Elpris CO 2-pris Kr./ton Drift og vedligehold Kr./MWh el 50 1,4 (kr. pr. GJ varme) 2,4 (kr. pr. GJ varme) 2,4 (kr. pr. GJ varme) Afgift Kr./GJ varme 46, Nettarif Kr./MWh (selskabsøkonomisk) Nettarif Kr./MWh (samfundsøkonomisk) Nettab el (samfundsøkonomisk) % 6% Tabel 1. Forudsætninger anvendt til beregning af varmeproduktionsomkostninger på forbrændingsmotorer, gaskedel, varmepumper og elpatroner. Der er anvendt afgiftssatser for Kilder: Energistyrelsen (2009a), Energistyrelsen (2009b) Det bemærkes, at de viste beregninger på figur 2 og figur 3 afspejler principielle forhold, men indeholder usikkerheder med hensyn til brændselspriser og virkningsgrader. Det fremgår af figurerne nedenfor, at den økonomisk mest fordelagtige varmeproduktion vil variere afhængigt af elprisen. Varmepumper og elpatroner er interessante ved lave elpriser, mens elpatroner er særlig ufavorable ved høje elpriser. Ved indregning af investeringsomkostninger vil det dog fremgå, at varmepumper har brug for en væsentligt længere driftstid end elpatroner for at være rentable Elpris [kr./mwh] Forbrændingsmotor Gaskedel Varmepumpe Elpatron Figur 2: Marginale varmeproduktionsomkostninger inklusive afgifter og tariffer (selskabsøkonomi). Der er anvendt Energistyrelsens seneste forudsætninger for brændsels- og CO 2-priser (maj 2009). Værdier for 2015 er benyttet. Desuden er anvendt en samlet betaling for transport af el på 26,5 øre/kwh for elpatroner og varmepumper. 10 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

11 Varmeproduktionsomkostning [kr./gj] Elpris [kr./mwh] Forbrændingsmotor Gaskedel Varmepumpe Elpatron Figur 3: Marginale varmeproduktionsafgifter eksklusiv afgifter (samfundsøkonomi). Der er anvendt Energistyrelsens forudsætninger for brændsels- og CO 2-priser (maj 2009). Værdier for 2015 er benyttet. Der er her anvendt en marginal omkostning for transport af el på 12,7 øre/kwh for elpatroner og varmepumper. Når varmepumper har lavere omkostninger end elpatroner (også ved nul-pris på el), så skyldes det betalingen af øvrige tariffer for el. Her får varmepumpen glæde af dens bedre effektivitet. Hvor elpatroner har en relativ lav investering (0,5-2 mio. kr./mw), har store varmepumper en noget højere investering (5-6 mio. kr./mw varme ). Det er således nærliggende, at elpatronerne anvendes i kortere perioder, hvorimod store varmepumper skal have en længere driftstid for at være rentable. Elpatroner vil således typisk kunne bidrage med regulerkraftydelser ved lave elpriser ved at øge forbruget i disse timer. Varmepumper kan hovedsageligt bidrage med regulerkraftydelser i timer med høje elpriser ved at undgå varmeproduktion i disse timer. I princippet kan begge teknologier dog bidrage med både op- og nedregulering, afhængig af deres aktuelle driftssituation, det aktuelle varmebehov og kapaciteten på eventuelle varmelagre. Opgørelse af potentialet Den nuværende varmekapacitet installeret i fjernvarmenet i Danmark er omkring 20 GW, hvoraf ca. halvdelen er decentrale kraftvarmeværker og fjernvarmeværker, mens den anden halvdel udgøres af centrale værker og erhvervsværker. Den installerede varmekapacitet dækker grundlast og spids- og reservelast. Det vurderes, at mindst en tiendedel af kapaciteten på decentrale kraftvarme- og fjernvarmeværker kan suppleres eller erstattes med hhv. varmepumper eller elkedler, hvilket giver et potentiale på ca MW varme til hver teknologi. Med en COP på 3,5 for varmepumper giver dette en regulerbar eleffekt på 286 MW. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 11

12 Derudover er det også muligt at anvende elpatroner og varmepumper til individuel opvarmning, men det er nødvendigt at etablere et system (timemåling og automatik), der kan håndtere og aktivere fleksibelt elforbrug hos individuelle småforbrugere, hvis disse potentialer skal kunne aktiveres til gavn for integration af vind i elsystemet. Ved opgørelsen over økonomien nedenfor er der taget hensyn til installation af en fjernaflæst timemåler samt nødvendig styring. Begge dele kan dog også med fordel bruges for andet fleksibelt forbrug, hvilket ville sænke investeringsbidraget til elpatroner og varmepumper. Varmepumper hos individuelle forbrugere bruges som hovedenhed og kan for eksempel erstatte olie- eller naturgasfyr. Ved installation af fx varmepumper med en COP på 3,5 og en varmeeffekt på 7,5 kw opnås en installeret eleffekt på knap 214 MW, og det vurderes, at ca. 170 MW (svarende til ca. 80 pct. af den installerede effekt) vil være tilgængelig som afbrydeligt forbrug ved maksimalt varmebehov. Til sammenligning skønner Energinet.dk i Systemplan 2007, at potentialet for individuelle varmepumper i Syd- og Vestjylland frem mod 2025 er op til 500 MW installeret effekt. Dertil kommer en installeret eleffekt til elvarme på ca. 460 MW i husholdninger og erhverv (Det Energipolitiske Udvalg (2006), Dansk Energianalyse a/s og Norenergi Aps (2005)). Da disse bruges som hovedvarmekilde, må det antages, at effekten hovedsagelig vil være relevant som afbrydeligt forbrug, modsat elpatroner i fjernvarmenet. Elvarmen i enfamiliehuse er i gennemsnit faldet med fire pct. om året de sidste 15 år på grund af efterisolering og konvertering til andre energiformer. Fortsætter denne udvikling, vil mængden af elvarme være halveret i Det er muligt at supplere eksisterende opvarmningsformer (for eksempel olieog naturgasfyr) med elpatroner, hvilket vil give et fleksibelt individuelt opvarmningssystem. Økonomi I tabellen nedenfor er økonomien for varmepumper og elpatroner opgjort. For elpatroner og varmepumper udgøres en del af investeringen af eltilslutningsafgiften, som er afhængig af det lokale netselskab og det tilsluttede spændingsniveau, og kan udgøre op til 1 mio. kr./mw el. Andre steder vurderes den samlede investering til elpatroner at ligge omkring 2 mio. kr. (Energinet.dk, 2009). Investeringsomkostningen til elpatroner afhænger bl.a. af, om der kan drages nytte af eksisterende installationer som kedler og lignende. JPH Energi A/S vurderer de samlede omkostninger for en 1,5 MW elpatron til knap 1,4 mio. kr., svarende til ca. 0,93 mio. kr. eksklusiv eltilslutning. Heri indgår der dog en varmeakkumuleringstank til ca. 0,45 mio. kr., som kan spares, hvis eksisterende tanke kan benyttes. Ved installation af elpatroner og varmepumper på eksiste- 1 I regeringens udspil En visionær dansk energipolitik fra 2007 er der formuleret en målsætning om at udskifte mere end individuelle oliefyr med varmepumper. 12 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

13 rende kraftvarmeanlæg kan det forventes, at der i forvejen eksisterer stærke elforbindelser, hvilket vil reducere udgifterne til eltilslutning. For eksisterende anlæg er der i tabellen nedenfor alene tale om en ekstra investering for at gøre ressourcen tilgængelig for elsystemet. Ud over selve hardwaren kan der også være tale om en løbende udgift (reservationsbetaling), hvis ejeren af anlæggene skal være motiveret til at stille ressourcen til rådighed. Denne omkostning er ikke opgjort her. Derudover kan det diskuteres, hvorvidt fjernaflæste målere er en investering alene af hensyn til elsystemet, og om dette tiltag ikke vil finde sted uanset de mulige regulerkraftressourcer. Således foreligger der allerede i dag planer om at installere fjernaflæste målere for næsten 1,5 mio. forbrugere i Danmark (Nyhedsbladet Dansk Energi, 2009). For de individuelle varmepumper samt installationerne til elvarme er det nødvendigt at omregne anlægsprisen ud fra et konkret antal anlæg. Priserne for vamepumper er omregnet under antagelse af en varmeeffekt på 7,5 kw for anlæg og en anlægspris på og for hhv og Dertil kommer investeringen i nødvendigt reguleringsudstyr på kr. pr. installation (Energistyrelsen (2005), Det Energipolitiske Udvalg (2006)). For elvarme er der antaget anlæg i individuelle boliger og i alt anlæg i erhvervet 2. Omkostningerne pr. MW varme for elvarme er udregnet på baggrund af en anlægsomkostning for reguleringsudstyr på og kr. for hhv. bolig- og erhvervsinstallationer, idet det for erhvervet skønnes, at omkostningerne pr. installation er lavere, da der i en vis udstrækning allerede forefindes fjernaflæste målere Potentiale (MW el) Investering (kr./mw varme) Fast D&V (kr./mw varme) Var. D&V (kr./mwh varme) Varmepumper, * Total D&V: * 286 Varmepumper, * Total D&V: * Elpatroner ,1 Varmepumper, Total D&V: (individuel, boliger) 170 Varmepumper, Total D&V: (individuel, boliger) Elvarme (individuel, boliger) Elvarme 270 (erhverv) Tabel 2. Økonomi i varmepumper og elpatroner på decentrale kraftværker og hos individuelle forbrugere. For elvarme er der ikke medtaget investeringsomkostninger til selve anlægget, da der er tale om eksisterende anlæg.*kilde: Technology Data for Electricity and Heat Generating Plants, Energistyrelsen 2005 Ændret anvendelse af centrale kraftværker De centrale kraftværker har mulighed for at øge dynamikken af elproduktionen i samspil med fjernvarmesystemerne. To oplagte muligheder er dels at udnytte, 2 Der er i kilden angivet, at der i alt indgår virksomheder og offentlige foretagender i det samlede skøn. En stor del er dog fordelt på få forbrugere, hvilket ville sænke den resulterende investeringsomkostning markant for disse forbrugere. Der kan således i erhvervet være et relativt stort spænd mellem omkostningerne til reguleringsudstyr i de forskellige installationer. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 13

14 at udtagsværker kan stoppe varmeproduktionen og forøge elproduktionen, og dels at udnytte bypass af dampturbinen, så elproduktionen kan nedsættes i perioder med lave elpriser. Skift fra modtryksdrift til kondens Flere centrale kraftvarmeværker har mulighed for at skifte mellem kraftvarmeproduktion og ren elproduktion i kondensdrift. Dette udnyttes i dag af de kommercielle aktører for at optimere værkernes drift i forhold til spotmarkedet. Varmekontrakter kan dog være en barriere for at udnytte denne fleksibilitet som regulerkraftressource, hvis kontrakten ikke giver det korrekte økonomiske incitament til anvendelse af teknologien i både el- og varmesystemet. Hvis sådanne barrierer eksisterer og kan overkommes, kunne der frigøres en ekstra elkapacitet for at understøtte elsystemet. Det antages, at der oftest vil være tilstrækkelig driftsklar spidslastkapacitet eller varmelagerkapacitet i fjernvarmeområderne, således at varmebehovet kun i sjældne tilfælde ville være en begrænsende faktor for muligheden for at skifte til kondensdrift. Nedenstående figur illustrerer principielt, hvordan dette kan ske. Drift i modtrykspunktet Figur 4. Skift fra modtryksdrift til kondensdrift på udtagsenhed. Udtagsværker kan være i drift i modtrykspunktet for at levere fjernvarme. Hvis prisen i fx Elbas viser sig at blive meget høj, kan det være hensigtsmæssigt at skifte til kondensdrift og levere varmen på anden vis. I visse tilfælde er dette ikke muligt pga. gældende aftaler med varmeselskaberne. Det blev i 2004 vurderet, at potentialet for at øge effekten ved brug af dette virkemiddel er i størrelsesordenen 200 MW i Østdanmark (Elkraft System 2004). Det samlede potentiale for Danmark vurderes at være omkring 500 MW og er til enhver tid afhængig af de centrale værker i drift. Se desuden tabel 3 for en opgørelse over potentialet på de enkelte værker. Det bemærkes, at dette potentiale forudsætter, at værkerne i forvejen kører i modtrykspunktet, hvilket typisk vil være tilfældet på kolde vinterdage. Dette virkemiddel vil derfor være særligt relevant i få timer om året med effektmangel i elmarkedet. 14 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

15 Dampturbine-bypass Modsat skift fra modtryksdrift til kondensdrift er dampturbine-bypass en mulighed for at stoppe elproduktionen kortvarigt i timer med lave elpriser, samtidig med at der er et varmebehov, da dampen på dampturbineværker herved bliver ledt uden om turbinen og brugt til fjernvarme. Fordelen er, at dampkedlen kan holdes varm, hvilket sparer omkostninger (vedligehold og effektivitet) i forhold til start/stop. Der kan være tale om enten fuldskala dampturbine-bypass, hvor værket kan skifte fra produktion i modtrykspunktet (se figur 4) til ren varmeproduktion, eller delvis bypass, hvor dampen for eksempel ledes uden om højtryksturbinen, og elproduktionen bliver derfor reduceret uden dog at stoppe helt. Dampturbine-bypass vil være en teknisk mulighed på Amagerværket blok 1, som blev idriftsat i starten af 2009, og Fynsværkets blok 8, som forventes idriftsat i løbet af 2009 (Vattenfall, 2009). Disse to værker vil tilsammen have en nedreguleringskapacitet på ca. 115 MW. Derudover har Studstrupværket mulighed for at bypasse højtryksturbinen, hvilket også giver en mindre nedreguleringskapacitet. Principielt er ombygningen til dampturbine-bypass mulig på alle centrale dampturbine-kraftvarmeanlæg (i alt ca. 5 GW installeret i Danmark), men alene installeringen af turbine-bypass på fx Avedøreværkets blok 1 og Amagerværkets blok 3 i hovedstadsområdet vil muliggøre en yderligere reduktion af elproduktionen på ca. 420 MW svarende til ca. 8 pct. af den installerede effekt. I Vestdanmark vil for eksempel turbine-bypass på Nordjyllandsværkets blok 3 ved Aalborg muliggøre en reduktion af elproduktionen på ca. 350 MW. Ovennævnte eksempler er baseret på antagelsen om, at værkerne er i drift i modtrykspunktet som illustreret i figur 4. I praksis vil det ikke være muligt at skifte momentant fra modtrykspunktet til ren varmeproduktion, da varmevekslere og lignende på kraftværket ikke er dimensionerede til at optage hele kedeleffekten uden samtidig elproduktion. Kedlens effekt ville derfor skulle nedreguleres, og den faktiske nedregulering på elsiden vil afhænge af bl.a. kedlens nedreguleringsgradient. I tabel 3 er de relevante værkers maksimale el- og varmekapacitet samt potentiel nedreguleringskapacitet ved dampturbine-bypass opgjort. Også decentrale anlæg har i et vist omfang og evt. efter ombygning mulighed for at køre dampturbine-bypass, hvor der på combined cycle-anlæg (som fx i Hillerød og Silkeborg) dog altid vil være elproduktion fra gasturbinen. Også ved de decentrale værker har nogle værker allerede i dag mulighed for ren varmeproduktion (fx i forbindelse med affaldsforbrænding), men mulighederne udnyttes ikke. Ombygningskravene til værkerne er derudover forskellige, idet enkelte værker har den tekniske mulighed, men blot bruger den under fx opstart af anlægget. Mere kontinuert brug af dampturbine-bypass vil derfor kræve en redimensionering, men ikke investeringer i samme omfang som ved værker, der slet ikke har mulighed for dampturbine-bypass. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 15

16 Kraftværksblok Maksimal elkapacitet (MW i kondensdrift) Maksimal varmekapacitet (MW i modtryksdrift) Potentiel nedregulering på elsiden ved dampturbinebypass (MW)** Potentiel opregulering på elsiden ved skift til kondensdrift (MW)* Avedøreværkets blok 1 Avedøreværkets blok 2 Amagerværkets blok 1**** Amagerværkets blok 3 Esbjergværkets blok 1 HC Ørstedsværkets blok 7 Skærbæksværkets blok 3 Nordjyllandsværkets blok 3 Fynsværkets blok 3 Fynsværkets blok 7 Fynsværkets blok 8**** Studstrupværkets ? 68 blok 3***** Studstrupværkets ? 68 blok 4***** Total Tabel 3. Kraftværkskapaciteter og ned- og opreguleringspotentiale ved hhv. dampturbine-bypass og skift til kondensdrift på centrale kraftvarmeværker i de større kraftvarmebyer i Danmark. *skønnet værdi på baggrund af en c v-værdi på 0,15. Potentialet gælder kolde vinterdage **skønnet værdi på baggrund af en c m-værdi på 0,65 ***Ekspansionsturbine kan ikke bypasses ****Har i dag mulighed for fuldskala dampturbine-bypass *****Har i dag mulighed for bypass af højtryksturbinen Nedenstående figurer viser marginalomkostninger for et udtagsværk sammenlignet med ren varmeproduktion på anlægget (turbine-bypass, kulkedel). Desuden er elpatron og varmepumpe inkluderet. Knækket i omkostningskurven for udtagsværket skyldes muligheden for kondensdrift. Hvis elprisen overstiger en vis værdi, vil det være fordelagtigt for værket at skifte til kondensdrift for derved at opnå en højere elproduktion uden samtidig varmeproduktion. Hvis værket alligevel forbliver i kraftvarmedrift, mister det en potentiel indtjening, og der er derfor ekstra omkostninger forbundet hermed. Disse omkostninger stiger med stigende elpris. Der er vist omkostninger for en kulkedel, da dette vil svare til omkostningerne ved dampturbine-bypass. 16 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

17 Varmeproduktionsomkostning [kr./gj] Varmeproduktionsomkostning [kr./gj] Elpris [kr./mwh] Kulkedel Varmepumpe Elpatron Udtagsværk (kul) Figur 5. Marginale varmeproduktionsomkostninger inklusive afgifter (selskabsøkonomi). Der er anvendt Energistyrelsens seneste forudsætninger for brændsels- og CO 2-priser. Værdier for 2015 er benyttet. Desuden er anvendt en samlet betaling for transport af el på 26,5 øre/kwh for elpatroner og varmepumper. Omkostninger for kulkedlen svarer til omkostninger til varmeproduktion ved dampturbine-bypass Elpris [kr./mwh] Kulkedel Varmepumpe Elpatron Udtagsværk (kul) Figur 6. Marginale varmeproduktionsafgifter eksklusiv afgifter (samfundsøkonomi). Der er anvendt Energistyrelsens seneste forudsætninger for brændsels- og CO 2-priser. Værdier for 2015 er benyttet. Omkostninger for kulkedlen svarer til omkostninger til varmeproduktion ved dampturbinebypass. Af figurerne kan det ses, at varmepumper er konkurrencedygtige og producer ved betydeligt lavere elpriser i det centrale område end i det decentrale område (som er beskrevet længere foroven), og de vil derfor få færre driftstimer i et centralt kraftvarmeområde. Dette skyldes især, at den konkurrerende teknologi i det centrale område har gavn af et billigere brændsel (kul). Det fremgår også, at elprisen skal være meget lav, før det kan betale sig at anvende elpatroner. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 17

18 Skift til dampturbine-bypass bør ske ved en elpris på omtrent 20 øre/kwh med de her anvendte forudsætninger. Det ser således ud til, at også elpatroner installeret i det decentrale område bør have mere drift end i et centralt kraftvarmeområde. Dette skyldes igen bl.a. det relativt lave brændselspriser for kul. Hvis det konkurrerende centrale anlæg er gasfyret ville forholdene sandsynligvis blive forskudt til elpatronens fordel. I tabellen nedenfor ses de forudsætninger, som er anvendt til beregningerne. Der er anvendt Energistyrelsens seneste forudsætninger for brændsels- og CO 2 -priser samt for den variable omkostning for anvendelse af elnettet. Værdier for 2015 er benyttet. Endvidere er der i dette eksempel regnet med, at elpatronloven fortsætter uændret. Enhed Udtagsværk Kulkedel Varmepumpe Elpatron (kul) (bypass) Elvirkningsgrad - 42% Varmevirkningsgrad % 350% 100% Brændselspris Kr./GJ 27,3 27,3 Elpris Elpris CO 2 pris Kr./ton Drift og vedligehold Kr./MWh el 20 1,4 (kr. pr. GJ varme) 2,4 (kr. pr. GJ varme) 2,4 (kr. pr. GJ varme) Afgift Kr./GJ varme 52, Nettarif Kr./MWh (selskabsøkonomisk) Nettarif Kr./MWh (samfundsøkonomisk) Nettab el (samfundsøkonomisk) % 6% Tabel 4: Forudsætninger anvendt til beregning af varmeproduktionsomkostninger på udtagsanlæg, kulkedel, varmepumper og elpatroner. Der er anvendt afgiftssatser for 2009, og en afgiftsmæssig varmevirkningsgrad for det centrale kraftvarmeværk på 125 %. Økonomi Der er væsentlig forskel på de nødvendige ekstrainvesteringer for at etablere muligheden for dampturbine-bypass ved nye anlæg og den nødvendige investering ved en ombygning. Investeringen vil være stærkt afhængig af det konkrete anlæg, men det vurderes skønsmæssigt, at det vil koste ca. 25 mio. kr. at etablere muligheden for dampturbine-bypass på et mellemstort centralt kraftvarmeværk med en potentiel nedregulering på elsiden på omkring 250 MW. Dertil kommer driftsomkostninger på værket. Dampturbinebypass Potentiale (MW) Investering (kr./mw) Fast D&V (MW) Var. D&V (kr./mw) Tabel 5. Økonomi for dampturbine-bypass. I beregningerne i modelkørslerne beskrevet i delrapport 3 er potentialet delt op på de forskellige konkrete anlæg for at tage hensyn til de specifikke virkningsgrader og brændsler. Ændret anvendelse af decentrale kraftværker Køletårne på decentrale kraftvarmeværker Decentrale anlæg er generelt modtryksanlæg (gasturbiner eller motorer), som ikke er indrettet til at producere el uden samtidig produktion af varme. Ved 18 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

19 installation af køletårne eller tørkølere til køling af motorerne vil der kunne frigøres eleffekt, der ellers vil være bundet af, at der skal være et varmebehov. I praksis vil en del af varmen køles væk ved at undlade at udnytte varmen i røggassen, hvilket evt. kræver en ekstra investering i skorsten og røggasanlæg, der skal kunne modstå en højere temperatur. Derudover installeres et køletårn, der er dimensioneret til at køle selve motoren. Af den samlede fjernvarmeeffekt på et decentralt kraftvarmeanlæg vil omtrent halvdelen af varmen bortkøles ved at undlade køling af røggassen, og den anden halvdel vil skulle køles ved hjælp af køletårne eller tørkølere. Dette betyder, at den mulige anvendelsestid af decentrale kraftvarmanlæg også vil kunne udvides ved kun at undlade udnyttelsen af varmen i røggassen, hvilket vil være billigere end at installere et tørkøleanlæg. Herved kan de decentrale anlæg udnyttes til elproduktion ved høje elpriser og et lavt varmebehov, der ligger under den nuværende minimumsgrænse for varmebehovet. Den nuværende elkapacitet på decentrale kraftværker i Danmark er ca MW, hvoraf ca. 750 MW er anlæg med en eleffekt på over 10 MW. Det vurderes, at disse anlæg kan suppleres med køletårne eller tørkølere, og der vil derfor være en ekstra eleffekt på 750 MW til rådighed i perioder med et lavt varmeforbrug. Den ovenfor beskrevne teknologi kan være fordelagtig for kortvarig drift på kraftvarmeanlæg. Lignende vil kunne opnås, hvis der er tilstrækkelig kapacitet på varmelageret, men anlægget vil efterfølgende være forhindret i at køre, indtil varmen er aftaget fra varmelageret. Hvis driftstiden på de decentrale kraftvarmeanlæg generelt skal øges, er det også muligt at udnytte varmen til decideret køling (fx komfortkøling) (Andersen, 2009). Økonomi Investeringsomkostningerne er usikre, idet det ikke er almen praksis at benytte køletårne til mindre kraftvarmeværker i Danmark. I EcoGrid-projektet (Sørensen et al., 2008b) er investeringen i køletårne for decentrale kraftvarmeværker estimeret til ca. 0,5-1,2 mio. kr./mw kølet varmeeffekt. Priserne er dog behæftet med stor usikkerhed, da køletårne almindeligvis dimensioneres til større kraftværker (>100 MW el). For decentrale kraftvarmeværker kan det være interessant at investere i tørkølere i stedet for, hvis driftstiden for kølerne er relativt kort, da investeringen er lavere, mens driftsomkostningerne typisk er højere. Tørkølere er baseret på luftkøling og har derfor ikke noget vandforbrug, men til gengæld et større energiforbrug til blæsere, der sørger for den nødvendige luftgennemstrømning. Dette energiforbrug er estimeret til 20 kw pr. MW kølet varmeeffekt (European Commission, 2001). Dette energiforbrug vil afhænge af bl.a. den nødvendige konkrete temperatur- Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 19

20 difference, ved hvilken varmen skal bortkøles 3. Nedenfor er investeringen i tørkøleanlæg angivet, baseret på oplysninger fra Dansk Gasteknisk Center, som opgør investeringsomkostningen i selve tørkøleren til ca kr. for et anlæg med en køleeffekt på 2 MW (Dansk Gasteknisk Center, 2009). Hertil kommer installation, rørføring og omkostninger til røggasbypass, hvorfor de samlede omkostninger vurderes at ligge omkring kr., svarende til kr./mw bortkølet varme. Drift og vedligeholdelsesomkostninger vurderes at ligge omkring 5 pct. af installationsprisen (Güntner AG & Co. KG, 2009). Der vil desuden være ekstra vedligeholdelsesomkostninger ved installation af køleanlæg og en mindre ekstra elkapacitet for turbineanlæg, som følge af muligheden for et større tryk- og temperaturfald hen over turbinen. Disse elementer er ikke vurderet i nærværende rapport. Køletårne på decentrale kraftvarmeværker Potentiale (MW) Investering (kr./mw) Fast D&V (kr./mw) Var. D&V (kr./mw) Total D&V: kr./mw Tabel 6. Små decentrale kraftvarmeværker. I beregningerne i modelkørslerne beskrevet i delrapport 3 er potentialet delt op på de forskellige typer anlæg for at tage hensyn til de specifikke virkningsgrader og brændsler. Varmelagre Til forskel fra el kan varme relativt enkelt lagres over tid med kun mindre energitab. Dette udnyttes i dag i stort omfang i forbindelse med såvel decentral som central kraftvarme. Den følgende tekst om varmelagre er i vidt omfang baseret på tekst fra et notat udarbejdet af DTU-Risø om varmelagre i EFP-projektet Effektiv fjernvarme i fremtidens energisystem, som er ved at blive færdiggjort. I de efterfølgende afsnit gennemgås lagring i vand i store varmelagre og varmtvandsbeholdere. Store varmelagre 4 Ståltanke med isolering er en kendt, velafprøvet teknik, der anvendes til mindre lagre ved fjernvarmeværker. Til solfangeranlæg er ståltanke anvendt til varmelagre i størrelsen m 2. Des større tank des billigere. Priser varierer fra 87 EUR/m 3 for en tank på 4000 m 3 til 175 EUR/m 3 for en 1000 m 3 tank og op til 292 EUR/m 3 for en 500 m 3 tank (se nedenstående figur). For en ståltank på 4000 m 3 med en temperaturgradient på 45 ºC (90-45 ºC) er energiindholdet 209 MWh, og investeringsomkostningen 12,5 kr./kwh lagerkapacitet. 3 Güntner AG & Co. KG, som leverer kølesystemer til industrielle anlæg, har vurderet energiforbruget til et 5 MW tørkøleanlæg til ca. 28 kw svarende til 5,6 kw pr. MW kølet varme (Güntner AG & Co. KG, 2009). 4 Dette afsnit bygger på rapporten Solar heat storages in district heating networks, Energinet.dk projekt nr af Klaus Ellehauge og Thomas Engberg Pedersen fra juni 2007, medmindre andet er nævnt. 20 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

21 /m³ Price curve steel storage tanks (Approx. 2005/6) Mounting, Insulation and foundation included) m³ Figur 7. Priskurve for ståltanke. Kilde: Ellehauge og Pedersen, Varmtvandsbeholdere Typiske størrelser på varmtvandsbeholdere til enfamiliehuse med fjernvarme er 100 l til enfamiliehuse med lavt varmtvandsforbrug og 150 l til enfamiliehus med højere varmtvandsforbrug fx med karbad. Priser for varmtvandsbeholdere til fjernvarme inkl. moms er illustreret i nedenstående tabel. Mærke l l Vølund 3315 kr kr. Metro 3040 kr kr. Roca 6768 kr kr. Gennemsnit 4282 kr kr. Tabel 7: Priser på varmtvandsbeholdere ( I brugsvandsbeholdere sker varmevekslingen typisk ved en spiralvarmeveksler placeret i bunden af beholderen eller ved en kappe rundt om beholderen. Væsentlige potentialer for ydelsesforbedringer er identificeret ved optimering af små brugsvandslagre (Energistyrelsen og Energinet.dk 2007). Ved 45 ºC (10-55 ºC) temperaturgradient er energiindholdet i en 100 liters tank 52,2 kwh og prisen 82 kr./kwh lagerkapacitet. For en 150 liters tank er de tilsvarende tal 78,3 kwh og 66 kr./kwh lagerkapacitet. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 21

22 Økonomi Nedenstående tabel opsummerer investeringsomkostninger i varmelagre. Energikapaciteten i alle lagrene er regnet ud fra en temperaturgradient på 45 grader. Potentiale (MW) Investering (kr./kwh lager) Fast D&V (kr./mw/år) Var. D&V (kr./mwh) Stort varmelager Ikke opgjort 12,5 Ikke opgjort Ikke opgjort Lille varmelager Ikke opgjort 66 Ikke opgjort Ikke opgjort Tabel 8. Økonomi for varmelagre. Økonomien kan illustreres ved at beregne omkostningen ved fx at antage 100 opladninger/afladning pr. år. Den årlige omkostning for lageret ved en rente på 6 pct. og 20 års levetid er 1,1 kr./kwh for et stort varmelager og 5,7 kr./kwh. Dette giver henholdsvis 1,1 øre/kwh og 5,7 øre/kwh pr. opladning/afladning. Som tidligere nævnt er der i dag installeret en betydelig mængde varmelagre i såvel de decentrale og centrale områder. Der er muligvis et potentiale for at forøge opladnings- og afladningseffekten for de eksisterende varmelagre. 3.2 Transmissionsforbindelser Et virkemiddel til at håndtere stigende mængder vindkraft er at øge samhandlen med de omkringliggende elsystemer. Samhandlen kan dels øges ved at forbedre udnyttelsen af de eksisterende transmissionsforbindelser, dels ved at etablere nye forbindelser. Figur 8. Det danske elsystem med forbindelser til udlandet. Kilde: Nordel. 22 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

23 Danmark er i dag stærkt elektrisk forbundet til naboområderne. Forbindelserne til det øvrige nordiske område er stærke, og der er også en betydelig overførselskapacitet til det tyske område. Transmissionsforbindelse Øresund (ØstDK-Sverige) Kontek (ØstDK-Tyskland) Kontiskan (VestDK- Sverige) Skagerrak (VestDK-Norge) VestDK-Tyskland Total Overførselskapacitet MW 600 MW 680 WM MW MW MW Tabel 9. Transmissionsforbindelser ud af Danmark. Kilde: Nordels Årsstatistik Til sammenligning var det maksimale danske forbrug i MW (Nordel 2007). Den nuværende integration mellem dansk vindkraft og nordisk vandkraft vurderes at være meget effektiv (se fx Dansk Vindmølleforening, 2007, hvor Ea Energianalyse har analyseret eksport/import af vindkraft og økonomien i vandkraft som energilager). Da der er ganske store reservoirer til vandkraften i Norge og Sverige, er det muligt at gemme elproduktionen fra vandkraft mellem timer, dage og uger. Dermed kan elproduktion fra vindkraft i dag lagres til lave omkostninger, så længe der er ledig transmissionskapacitet og plads i vandreservoirerne. Bl.a. derfor kan der med stigende mængder vindkraft i Danmark være et behov for at forbedre udnyttelsen af transmissionskapaciteten til Norge og Sverige og evt. etablere ny kapacitet. I Nordel er det i 2004 aftalt at arbejde på udbygning af kapaciteten på fem prioriterede snit. Disse er vist i nedenstående figur. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 23

24 Figur 9. Nordels prioriterede snit: 1) Skagerrak 4, 2) Nea-Jærpströmmen, 3) Snit 4, 4) Fennoskan og 5) Storebælt. Kilde: Systemplan 2006, Energinet.dk. I Danmark er der tale om Skagerrak 4 og Storebælt. Forstærkningen af det svenske Snit 4 vil ligeledes have stor betydning for Danmark. Storebæltsforbindelsen blev besluttet af Energinet.dks bestyrelse i december Forbindelsen etableres som et 600 MW jævnstrømskabel og sættes i drift 2009/2010. Ibrugtagning af den elektriske Storebæltsforbindelse forventes at få en markant indflydelse på prisdannelsen i Vestdanmark. Skaggerrak 4 er en ny forbindelse mellem Vestdanmark og Sydnorge på 600 MW. Ifølge Nordic Grid Master Plan fra 2008 har Statnett og Energinet.dk underskrevet et såkaldt letter of intent på etablering af forbindelsen. Det tidligste år for etablering vurderes her at være Snit 4 er en forbindelse mellem Midtsverige og Sydsverige. Svenska Kraftnät har i november 2005 truffet beslutning om en udvidelse af overføringsevnen for Snit 4 med en forventet idriftsættelse i Den nuværende overføringsevne på Snit 4 er MW. Overføringsevnen forventes udvidet med 500 MW. Derudover forstærkes forbindelserne Nea-Järpströmmen og Fennoskan mellem Sverige og henholdsvis Norge og Finland. 24 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

25 Noget tyder på, at den eksisterende transmissionskapacitet i elsystemet ikke bliver udnyttet optimalt i timer med lave elpriser, som beskrevet i delrapport 1. Der kan derfor være et behov for at iværksætte tiltag for at forbedre markedsfunktionen af de eksisterende transmissionsforbindelser. En række ændringer er undervejs. De kan mindske problemerne med meget lave spotpriser, fx: I 2010 tages den elektriske Storebæltsforbindelse (600 MW) i brug, og det er interessant, at kun i 13 pct. af de tilfælde, hvor der har været nul-priser i Vestdanmark, har der også været nulpriser i Østdanmark (sedelrapport 1). Storebæltsforbindelsen vil dermed kunne reducere antallet af nulpriser i Vestdanmark markant. Andre planlagte udvidelser af transmissionsforbindelserne i Norden vil også have en positiv indvirkning på markedet. For tiden begrænses eksport af strøm om natten til Sverige ofte af problemer ved Vestkystsnittet mellem Sverige og Norge. Forbedringer er på vej her (forventet byggestart i 2012). En opdeling af Sverige i flere prisområder vil forbedre konkurrencen og reducere antallet af timer med meget lave priser i Danmark. Både styrkelse af transmissionsforbindelserne i Sverige og opdeling af Sverige i flere prisområder forventes realiseret inden En bedre integration af elmarkederne i Danmark og Tyskland vil ligeledes hjælpe. Selv om der er meget vindkraft i Tyskland, vil betydningen af den bedre konkurrence sammen med tidsmæssige forskelle i vindkraftproduktionen medvirke til færre timer med meget lave priser. Der er nulpriser og negative priser i Tyskland, men disse er kun sammenfaldende med Vestdanske nul-priser i et meget begrænset omfang (0,04 pct. af tiden, ). Foruden de prioriterede snit diskuteres andre forstærkninger af transmissionsnettet i og omkring Danmark. I Nordic Grid Master Plan fra 2008 er der analyseret en række nye forbindelser i forskellige scenarier for udvikling af elsystemet i Norden. Nedenstående figur viser de analyserede forbindelser. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 25

26 Figur 10: Nye transmissionsforbindelser analyseret i Nordic Grid Master Plan fra I Nordic Grid Master Plan vurderes det, at der kan være nytte ved at etablere forbindelserne under visse omstændigheder. Der er dog ikke konkrete anbefalinger om at udbygge forbindelser til Danmark. Økonomi Det er vanskeligt generelt at vurdere økonomien af nye transmissionsforbindelser. Dels er omkostninger til etablering af ny transmissionskapacitet stærkt afhængige af specifikke forhold omkring den enkelte forbindelse, dels er den mulige forbedring af produktions- og reguleringsressourcer i Danmark afhængig af, hvilket elsystem transmissionsforbindelsen forbindes til. Eksempler på omkostninger for transmissionsforbindelser er vist i tabellen nedenfor. Effekt (MW) Investering (mia. kr.) Storebælt 600 MW 1,30 2,2 Skagerrak MW 2,97 5,0 Fennoskan MW 2,25 2,8 Nea Jærpstrømmen 200 MW 0,71 3,6 Snit MW 1,43 1,3 Investering (mio. kr./mw) Tabel 10. Eksempel på omkostninger til etablering af nye forbindelser prioriterede snit. Kilde: Nordel: Prioritised cross-sections - Reinforcement measures within the Nordic countries Status June Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

27 3.3 Nye spidslastressourcer i elsystemet Der er i dag ingen egentlige spidslastværker i Danmark. Med stigende mængder vindkraft forventes behovet for spidslastkapacitet at stige, idet den konventionelle kraftværkskapacitet bliver mindre rentabel, og ny kapacitet må etableres for at dække forbruget i perioder med lav vindproduktion. Konventionelle spidslastanlæg Gasturbineanlæg (single cycle) er interessante som spidslastanlæg pga. gode reguleringsmuligheder og relativt korte opstartstider i forhold til for eksempel kulkraftværker. Afhængig af den planlagte driftstid er enten industrielle gasturbiner eller jetmotorer interessante. Sidstnævnte opnår en elektrisk virkningsgrad på op mod 42 pct. med dagens teknologi, men har en højere investeringsomkostning end industrielle anlæg med en virkningsgrad mellem 32 pct. og 35 pct. Økonomi I tabellen nedenfor er investerings- og driftsomkostninger angivet for både jetmotorbaserede anlæg og industrielle anlæg. Potentiale (MW) Investering (kr./mw) Fast D&V (kr./mw/år) Var. D&V (kr./mwh) Jetmotorer ,75 Industrielle anlæg * 8,25 Tabel 11. Gasturbineanlæg med en elektrisk effekt på MW. * Ikke angivet i kilden og derfor sat til samme værdi som for jetmotorer. *Kilde: Technology Data for Electricity and Heat Generating Plants, Energistyrelsen 2005 Aktivering af nødstrømsanlæg Der er tidligere gennemført pilotforsøg, der sigtede mod at aktivere eksisterende nødstrømsanlæg hos institutioner og større virksomheder til regulerkraftmarkedet mod en reservationsbetaling og muligheden for at indmelde varierende kapaciteter i regulerkraftmarkedet. 17 MW fordelt på 30 virksomheder blev anvendt som regulerkraft. Der er tale om eksisterende anlæg, som efter en opdatering af styring og sikkerhedsudstyr kan anvendes som regulerkraft (Birck Pedersen, 2006, Dansk Energi Analyse 2004). Det vurderes, at der i Danmark er et potentiale på ca. 400 MW nødstrøm. En opgørelse fra 2008 skønner, at der alene i det offentlige er 103 MW nødstrøm (Hay et al., 2008). Nødstrømsanlæg er typisk dieselmotorer med en miljøgodkendelse af drift i op til 100 timer per år. Økonomi I tabellen nedenfor er økonomien for aktivering af nødstrømsanlæg opgjort. Økonomien er baseret på omkostningerne i ovenfor nævnte pilotforsøg. Pilotforsøget strakte sig over tre år med en rådighedsbetaling på ca kr./år, Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 27

28 og det er skønnet, at ca. halvdelen af denne rådighedsbetaling gik til investeringer i styring m.m., mens den anden halvdel gik til driftsomkostninger. Aktivering af nødstrømsanlæg Potentiale (MW) Tabel 12. Økonomi for nødstrømsanlæg. Investering (kr./mw) Fast D&V (kr./mw/år) Var. D&V (kr./mwh) Nye muligheder for leverance af systemtjenester Af hensyn til forsyningssikkerheden og driften af elsystemet sørger Energinet.dk for, at der er systemtjenester til rådighed i den daglige drift. Nedenstående tabel giver et overblik over behovet for systemtjenester i elsystemet i dag. Tabel 13. Nuværende behov for systemtjenester. Kilde: Systemplan 2006, Energinet.dk. De nødvendige reguleringsegenskaber kan deles op i to hovedkategorier: 1. Frekvensregulering 2. Spændingsregulering Reserver til frekvensregulering behøver ikke at blive leveret fra centrale anlæg, og bl.a. teknologierne beskrevet ovenfor kan være med til at levere ydelserne og dermed reducere behovet for produktion på værker, der har en højere mar- 28 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

29 ginalomkostning end den aktuelle elpris og kun kører som rullende frekvensreserver. Som det fremgår af tabellen, er det i dag et krav, at seks centrale anlæg er i drift for at opretholde kravet om reaktive reserver og spændingsregulering i elsystemet. Dette kan være en medvirkende årsag til, at der ofte er en betydelig mængde central kraftværkskapacitet i drift, også ved lave elpriser (se i øvrigt delrapport 1). I et fremtidigt system med større mængder vindkraft vil det være hensigtsmæssigt at levere den reaktive reserve/spændingsregulering og kortslutningseffekt på anden vis. Denne spændingsregulering kan ikke opnås ved simpel mer- eller mindreforbrug af el. Der er dog flere andre muligheder for at spændingsregulere og reducere behovet for spændingsregulering fra centrale værker: 1. Netkomponenter, der placeres i elnettet og drives af den netansvarlige virksomhed. a. Statiske kompensatorer som fx kondensatorbatterier b. Synkronkompensatorer c. FACTS (Flexible AC Transmission systems) som fx STAT- COM eller SVC d. HVDC-light transmissionsforbindelser 2. Tilslutningskrav til producenter. Under netkomponenterne anvendes de statiske kompensatorer også i dag i vidt omfang, og de kan enten være manuelt koblede, kobles efter et tidsskema, eller kobles afhængigt af spændingen. Deres dynamiske egenskaber er dog ikke tilstrækkelige til at erstatte de centrale værkers egenskaber. Dette er imidlertid muligt med synkronkompensatorer, der består af synkrongeneratorer, der alene bruges til levering af reaktiv effekt. Eksempler på synkrongeneratorer findes i Vestdanmark i Tjele og Vester Hassing. Energinet.dk vurderer, at det ved genbrug af udtjente generatorer fra centrale kraftværker vil være muligt at etablere MVA synkronkompensatorer til en investering på ca mio. kr. plus skrotpris for generatoren. I dag kan også KYV22-enheden på Kyndbyværket fungere som synkronkompensator med en driftsomkostning på kr./time. Disse høje driftsomkostninger er også synkronkompensatorernes ulempe i forhold til FACTs beskrevet nedenfor. Til gengæld har de fordele mht. de dynamiske egenskaber. Endelig er det muligt at installere FACTS-komponenter baseret på effektelektronik. Dette inkluderer STATCOM og SVC-anlæg, hvor sidstnævnte for eksempel er installeret ved Radsted for at kompensere for spændingsudsving pga. havmølleparken Rødsand. SVC-anlæg er mindre egnede til spændingsregulering ved netfejl end STATCOM-anlæg, men har til gengæld en lavere investeringsomkostning. SVC-anlægget i Radsted blev i Energinet.dks anlægsrapport 2006 budgetteret med 100 mio. kr. og har en reguleringsevne på +80/-65 Mvar. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 29

30 DC-transmissionsforbindelser udført som HVDC-light forbindelser har også mulighed for at regulere den reaktive effekt og kan derfor bruges til aktiv spændingsregulering. Ud over netkomponenter er det også muligt at stille større krav til spændingsreguleringsevner hos fx vindmøller. Dette er fx tilfældet i Storbritannien, hvor store havmølleparker skal kunne regulere deres reaktive effekt på baggrund af den aktuelle spænding. Denne regulering kan, afhængig af generatortypen, enten foregå i selve vindmøllerne eller ved at installere FACTS i forbindelse med havmølleparken, herunder HVDC-light transmissionsforbindelser. 3.5 Elbiler En omdiskuteret mulighed for prisfølsomt elforbrug og øget fleksibilitet i elsystemet er en massiv indpasning af elbiler i transportsektoren. Potentialet for prisfølsomt elforbrug forbundet med indpasning af elbiler er usikkert. Dette skyldes den store usikkerhed omkring antallet af elbiler og faktorer som samtidighed af opladning. En oplagt mulighed er fleksibel afbrydelse og igangsættelse af opladningen af elbiler. For at elbiler kan gavne elsystemet, er det derfor helt afgørende, at opladningen kan styres i en vis grad, således at opladning af mange elbiler på samme tid ikke skaber nye kapacitetsproblemer. Ud over afbrydelse (opregulering) eller start (nedregulering) af opladningen kan det tænkes, at elbilernes batterier anvendes som decideret ellager i elnettet. Dette indebærer dog yderligere investeringer i vekselrettere og er ikke vurderet i denne rapport. Energibehovet for en elbil skønnes at ligge omkring kwh/år 5. For at vurdere potentialet for fleksibelt elforbrug antages der her et scenarie med elbiler, hvis opladning fordeles jævnt over året (dvs. der tages ikke hensyn til elprisen, hvilket må vurderes at være et konservativt skøn for potentialet for indpasning af vindkraft). Hvis denne effekt kan afbrydes eller startes, betyder det et potentiale på ca. 200 MW. Hvis opladning deles ud over en kortere periode, idet timer med meget højere priser undgås, vil dette resultere i en højere effekt, og ligeledes vil muligheden for hurtigopladning resultere i en potentielt meget højere, men mere kortvarig opladningseffekt. De 200 MW er således lavt sat, og i praksis vil potentialet sandsynligvis blive højere, men til gengæld ikke være til rådighed 100 pct. af tiden. Energinet.dk skønner således i systemplan 2007 en samlet ladeeffekt på MW i 2025, hvis en tredjedel af Danmarks bilpark 6 under to tons udgøres af elbiler. 5 I Effektiv anvendelse af vindkraftbaseret el i Danmark (Energinet.dk, 2009) vurderes det, at til elbiler vil have et samlet energibehov på 2,6 TWh, svarende til kwh pr. bil. I (Nordic Energy Perspectives, 2009) vurderes det årlige energibehov for el- og plug-in hybridbiler at ligge imellem og kwh. 6 I dag er den samlede bilpark af personbiler på ca. to mio. biler. Kilde: Danmark i Tal 2008, Danmarks Statistik. 30 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

31 Økonomi Investeringen i styringsteknologi per elbil vurderes at være mindre end for fleksibelt elforbrug i boliger og sættes til 500 kr. pr. elbil. Denne investering afhænger dog af det konkrete design af systemet for opladning af elbiler. Hvis bilen for eksempel oplades på private adresser, der i forvejen har installeret intelligent styring af elforbrug, kunne denne ekstra investering eventuelt undgås. Potentiale (MW) Investering (kr./bil) Elbiler Tabel 14. Potentiale og økonomi for elbiler. 3.6 Sammenfatning Fast D&V (kr./mw/år) Var. D&V (kr./mwh) Som beskrevet i delrapport 1 er der i et elsystem med store mængder vindkraft behov for en større mængde reguleringsressourcer, da vindkraften ikke kan forudsiges med stor sikkerhed. Endvidere er der behov for produktionskapacitet (eller alternativt lagring eller forbrugsreaktioner) i elsystemet, når vindkraftanlæg ikke producerer. Der er derfor udvalgt og beskrevet en række tiltag ovenfor, der kan bidrage til at øge mængden af reguleringsressourcer i elsystemet og hjælpe med at øge produktionskapaciteten i perioder uden vindkraft. I dette afsnit gives en opsummering og samlet vurdering af tiltagene. Det fremgår af nedenstående tabel, at der allerede med dagens teknologi er betydelige uudnyttede potentialer i elsystemet. Visse af tiltagene kan anvendes til opregulering, dvs. til at øge produktionen, når vindkraftproduktionen er lavere end forudset (regulering), eller når der er lav vindkraftproduktion og derfor brug for anden produktion. Andre tiltag kan primært anvendes til nedregulering, dvs. til at reducere elproduktionen eller øge elforbruget ved høj vindkraftproduktion (ved lave elpriser). Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 31

32 Potentiale opregulering (MW) Potentiale nedregulering (MW) Investering (mio. kr./mwel) Elpatroner til fjernvarme * 1,0 Varmepumper til fjernvarme (priser for 2020) 286* ,7 Elvarme til individuel opvarmning * 2,3 Varmepumper til individuel opvarmning 170* 170 2,1 Skift fra modtryk til kondensdrift på centrale værker Køletårne på decentrale værker 750 0,09 Transmissionsforbindelser 1,3 5,0** Nye spidslastressourcer 2,7 Aktivering af nødstrømsanlæg 400 0,3 Elbiler ,3 Tabel 15. Potentiale for op- og nedregulering og investeringsomkostninger for de undersøgte tiltag. For elvarme og varmepumper er anlægsomkostningerne regnet om på baggrund af hhv og anlæg. For de individuelle varmepumper er selve anlægget ikke medregnet, da dette ikke antages at være etableret af hensyn til elsystemet. *Forventet primær ressource **Eksempel på omkostning af konkrete transmissionsforbindelser i Norden. På nedenstående figur sammenlignes de forskellige teknologier til nedregulering afhængig af antallet af driftstimer pr. år. Omkostningerne er beregnet på baggrund af årlige kapitalomkostninger (rente 6 pct., levetid 20 år), driftsudgifter og en indtægt på varme på 60 kr./gj. De viste omkostninger svarer således til prisen på nedregulering ved en elpris på 0 kr./mwh. For alle teknologier ses betydelige fordele afhængig af driftstiden. Det bemærkes, at det er antaget (undtagen for de individuelle teknologier), at investeringerne alene er foretaget af hensyn til elsystemet. Varmepumper i fjernvarmenet er således ikke interessante, hvis investeringen alene foretages af hensyn til nedregulering, og der samtidig kun nedreguleres i under 1000 timer pr. år. Dette forhold vil dog ændre sig markant, hvis varmepumper i fjernvarmenet installeres af hensyn til varmeforsyning, hvilket ikke er urealistisk i fremtidigt energisystem, hvor varmeprisen fra varmepumper kan være konkurrencedygtig i forhold til alternative teknologier. Ligeledes ses det, at prioriteringen af en del af teknologierne ligger relativt tæt, og ændringer af forudsætninger for kapitalomkostninger og brændselspriser vil således kunne have indflydelse på prioriteringen. Det fremgår, at elpatroner til fjernvarme er særdeles fordelagtige, når der kræves nedregulering i forholdsvis få timer, hvorimod individuelle varmepumper kan drage fordel af det ekstra varmeudbytte ved over 200 timers anvendelse. Årsagen til, at individuel elvarme er en relativ dyr form for nedregulering i forhold til individuelle varmepumper på trods af lignende investeringer, ligger i varmepumpernes større varmeudbytte, som er prissat i beregningerne. 32 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

33 (kr/mwh)/h Med den antagne relativt lave ekstraomkostning til styring af elbilers opladning, ligger omkostningerne til at bruge elbiler til nedregulering 7 også på et forholdsvis lavt niveau. Elbilerne har ydermere den fordel i forhold til de andre teknologier, at de ikke er afhængige af det aktuelle varmebehov Elpatroner til fjernvarme Varmepumper til fjernvarme Elvarme til individuel opv. Varmepumper til individuel opv. Dampturbine bypass Elbiler timer/år Figur 11. Omkostninger til nedregulering i elsystemet afhængig af driftstimer pr. år. Antagelser: rente 6 pct., varmepris 60 kr./gj, CO 2-pris: 229 kr./ton, kul 26,4 kr./gj, naturgas 70,4 kr./gj, gasolie 139,2 kr./gj. På nedenstående figur vises omkostningerne for opregulering i elsystemet for de forskellige teknologier. Der er ikke indregnet en elpris som indtægt, og figuren viser således den nødvendige regulerkraftpris, for at de samlede omkostninger for de forskellige teknologier kan dækkes. Samtidig er der ikke taget hensyn til en udgift til tabt varmeproduktion, hvilket svarer til at antage, at varmen uden ekstraomkostning i forhold til den oprindelige produktionsform enten kan produceres et andet sted eller på et senere tidspunkt 8. Ligesom for grafen over nedreguleringsmulighederne er også prioriteringen af opreguleringsmuligheder følsom over for forudsætningsændringer, idet omkostningerne for nogle af teknologierne ligger tæt op ad hinanden. Elpatroner til fjernvarmenet er ikke medtaget i denne graf, da det er urealistisk, at de vil blive brugt som primær varmekilde. Den deraf følgende korte driftstid vil betyde, at elpatronerne ikke er i drift i timer med høje elpriser, hvor opregulering i elsystemet ved stop af varmeproduktion kan være nødvendig. Individuelle varmepumper ser attraktive ud ved en anvendelsestid på over 200 timer, hvilket især skyldes, at opregulering her foregår ved stop af anlæggene, og der er derfor ingen direkte driftsudgifter forbundet hermed. Lignende gør sig gældende for individuel elvarme, der modsat nedregulering ser attraktiv ud for opregulering. Her spiller prissættelsen af varmen en afgørende rolle. Økonomien i varmepumper til fjernvarme er som 7 Nedregulering svarer her til merforbrug af el ved start af opladning. 8 I praksis er dette forhold mere kompliceret, idet der både vil være en omkostning til lagring af varmen (se afsnit om varmelagre under kapitel 3.1), og de alternative varmeproduktionsomkostninger kan afvige fra den oprindelige. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 33

34 (kr/mwh)/h forventet meget afhængig af driftstiden og bliver markant bedre for lange anvendelsestider. Elbilerne har med de valgte forudsætninger en attraktiv økonomi til opregulering (afbrydelse af opladning) uanset anvendelsestiden. Herudover fremgår det, at nye spidslastressourcer er det dyreste alternativ, men har dog den fordel, at de vil være til rådighed tæt ved 100 pct. af tiden, mens for eksempel muligheden for opregulering på decentrale værker (ved brug af køletårne) og på centrale værker (ved skift til kondensdrift) er afhængig af værkernes aktuelle driftssituation og dermed ikke altid til rådighed. For kortvarig anvendelse i under 100 timer er også anvendelsen af eksisterende nødstrømsanlæg interessant Varmepumper til fjernvarme Elvarme til individuel opvarmning Varmepumper til individuel opvarmning Skift fra modtryk til kondensdrift på centrale Elbiler Køletårne på decentrale værker Nye spidslastressourcer timer/år Aktivering af nødstrømsanlæg Figur 12. Omkostninger til opregulering i elsystemet afhængig af driftstimer pr. år. Antagelser: rente 6 pct., varmepris 60 kr./gj, CO 2-pris: 229 kr./ton, kul 26,4 kr./gj, naturgas 70,4 kr./gj, gasolie 139,2 kr./gj. På baggrund af ovenstående beskrivelse af de forskellige teknologier og de viste omkostninger under forsimplede antagelser for driftssituation og el- og brændselspriser, er der udarbejdet en prioritering af de forskellige tiltag. Kriterierne for denne vurdering er vist i tabellen nedenfor. A B C Tidsperspektiv Kort sigt Mellemlangt sigt Langt sigt Volumen Stor volumen Middel volumen Begrænset volumen Miljøeffekt Høj Middel Lav Omkostninger Lave Middel Høje Teknologistade Er klar til brug Behov for praktisk udvikling Tabel 16. Kriterier til prioritering af løsninger. Væsentlig forskning kræves 34 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

35 De ovenstående beskrivelser af forskellige muligheder for op- og nedregulering viser, at der er markante potentialer for at øge fleksibiliteten i elsystemet, men også at både omkostninger, miljøpåvirkninger og muligheder afhænger af den aktuelle driftssituation og af el- og brændselspriser. Vurderingen af de enkelte tiltag er derfor afhængig af udviklingen af såvel rammebetingelser som selve energisystemet og nedenstående tabel skal ses i det perspektiv. Blandt andet vil miljøpåvirkningen fra elpatroner og varmepumper afhænge af den marginale elproduktion i elsystemet i den konkrete driftstime. Tabellen nedenfor viser en prioritering af de ovenfor beskrevne tiltag ud fra de nævnte kriterier. Det bemærkes dog, at det er væsentligt at sprede de nødvendige systemydelser over forskellige teknologier for at opnå størst mulig fleksibilitet. Teknologier Tidsperspektiv Volumen Miljøeffekt Omkostninger Teknologistadie Elpatron A A B A A Varmepumper B A A B A (B) Kondensdrift B B B B A Bypass B A B B A Køletårne B A B B A Transmissionsforbindelse B A A B A Gasturbiner B A B B A Eksisterende nødstrømsanlæg B B B A A Elbiler C B C Tabel 17. Prioritering af tekniske løsninger. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 35

36 4 Udvalgte tiltag inden for rammebetingelser For at de tekniske muligheder for indpasning af mere vindkraft kan komme i spil er det afgørende, at rammebetingelserne er indrettet således, at de ikke er en barriere for den bedste udnyttelse af ressourcerne. I dette afsnit gennemgås forslag til ændringer af rammebetingelser inden for tre områder: Ændring af afregningsvilkår for decentral produktion Ændring af afgifter til varmeproduktion Udvikling af elmarkedet til højere grad af dynamik. 4.1 Ændring af afregningsvilkår for decentral produktion Visse vindkraftanlæg, biogasanlæg og decentrale kraftvarmeværker har elafregningsvilkår, der ikke nødvendigvis motiverer til at producere el, når prisen er høj, eller afbryde produktionen, når prisen er lav. Der kan være et potentiale i at ændre afregningsvilkårene for disse anlæg. Generelt gælder det, at faste afregningspriser for el undergraver incitamentet til at undgå elproduktion i timer med lave elpriser. Det vil derfor være hensigtsmæssigt at sikre, at lave markedspriser også har indflydelse på afregningen af anlæg, der modtager en støtte for elproduktionen. Dette gælder såvel vindkraft som andre VE-anlæg. Ophævelse af treledstariffen for mindre decentrale kraftvarmeværker I 2004 (Lov nr. 495 af 9. juni 2004) blev det besluttet at omlægge betalingen for decentral kraftvarme. Hvor anlæggene tidligere havde modtaget betaling i form af en treledstarif, blev støtten ændret til en effektbetaling, som suppleres med en almindelig markedsbetaling for den producerede el (spotpris). Efter en overgangsperiode fra 2005 til 2007 er alle anlæg over 5 MW el nu på markedsvilkår. Der findes MW decentral kraftvarme i Danmark, heraf 406 MW (26 pct.) under 5 MW. Hovedparten (75 pct. per maj 2009) af de små værker under 5 MW har valgt at gå på markedsvilkår sandsynligvis bl.a. på grund af de høje spotpriser i Se endvidere delrapport 1, fx om driften af værker på treledstarif og markedsvilkår. Treledstariffen giver langt hen af vejen et hensigtsmæssigt signal til små kraftvarmeværker (se i øvrigt delrapport 1 for en nærmere analyse af treledstariffens betydning for værkernes produktionsmønster). På den ene side er krav om overgang til markedsvilkår for disse værker ikke meget presserende. På den anden side vurderes det hensigtsmæssigt, at alle markedsaktører (på sigt) kommer på markedsvilkår, idet markedspriserne giver et mere præcist signal om værdien af elproduktion end treledstariffen. Dette gælder også mindre decentrale kraftvarmeværker. Ved omlægningen af decentrale kraftvarmeværker til markedsvilkår er der indført et produktionsuafhængigt tilskud for at dække et 36 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

37 evt. tab ved at gå fra treledstariffen til markedsvilkår. Dette tilskud sikrer, at værkerne fortsat får det samme tilskud til produktionen. Ændrede afregningsvilkår for vindmøller Mange vindmøller afregnes i dag efter en fast elpris. Der er derfor ikke incitament til at stoppe vindmøllerne, hvis elprisen er lavere end vindmøllens variable omkostninger. En ændring af dette forhold kan bidrage til at reducere problemer med kritisk eloverløb i perioder med høj vindkraftproduktion. Når incitamentet til at stoppe vindmøller svarer til de marginale omkostninger, så vil der mistes elproduktion ved meget lave elpriser. Dette vurderes at være hensigtsmæssigt, da alternative løsningsmodeller for at skabe balance er endnu dyrere. Vindmøllerne vil på denne måde øge konkurrencen ved de lave priser. Dette tiltag bør følges op af andre af de tiltag, som bl.a. er beskrevet i denne rapport. Andre tiltag vil medvirke til, at antallet af timer, hvor vindmøller stoppes, begrænses til et minimum. Havvindmølleparker får typisk et fast beløb for produktionen, svarende til de første fuldlaststimer. Støtten kunne undlades i timer med spotpriser på nul eller lavere. Den samlede støtte kunne bevares, hvorved støtteperioden ville blive forlænget (marginalt). Dette system er anvendt i forbindelse med udbuddet om den kommende havvindmøllepark ved Anholt. Der er ikke taget hensyn til muligheden for negative regulerkraftpriser (Energistyrelsen, 2009). Systemet kunne mod passende kompensation indføres for alle vindmøller og anden produktion, som modtager støtte. Derved ville incitamentet til elproduktion, når værdien af el er nul (eller negativ) blive reduceret. Forvridning ved den nuværende tilskudsordning for vind Den nutidige tilskudsordning for vindmølleproduceret el fremmer ikke de samfundsøkonomisk mest fordelagtige løsninger mht. valget af vindmølletyper. I dag ydes der et fast pristillæg på 25 øre/kwh for de første fuldlasttimer for landmøller. Hertil kommer en godtgørelse for balanceomkostninger på 2,3 øre/kwh i hele vindmøllens levetid. Det faste pristillæg i et bestemt antal fuldlasttimer betyder, at den installerede effekt er af afgørende betydning for det samlede tilskud over møllens levetid, frem for den samlede elproduktion. Dette resulterer i, at vindmøller med en høj installeret effekt også bliver økonomisk rentable på vindlokaliteter, der ikke har så høje vindhastigheder, så ekstrainvesteringen i mere installeret effekt ville kunne svare sig uden tilskud. Det kan illustreres ved følgende eksempel, som tager udgangspunkt i to vindmøller, der har samme rotorareal, men forskellige generatorer. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 37

38 V MW V90 3 MW Installeret effekt (kw) Fuldlasttimer (timer pr. år) Årlig produktion (MWh) Produktion i tilskudsberettiget periode (MWh) Produktion over en 20-årig periode Tilskud i alt ekskl. godtgørelse for balanceomkostninger (kr. for fuldlasttimer) Forskel tilskud (kr.) Tilskud til ekstra elproduktion (kr./mwh) 550 Tabel 18: Produktion på vindmøller med forskellige generatortyper, men samme rotorareal under samme vindforhold. Tallene er tænkt som et illustrativt eksempel og bunder ikke i en præcis beregning. De årlige fuldlasttimer svarer omtrent til at opstille vindmøllen på et gennemsnitligt onshore site med en middelvindhastighed på 6 m/s. Det fremgår af tabel 18, at der i det viste tilfælde ydes et meget højt tilskud til den ekstra elproduktion, der kan opnås ved at vælge en større generator. Dette forvrider det økonomisk mest hensigtsmæssige valg af generatortyper. Den faktiske årlige elproduktion vil selvfølgelig afhænge af vindforholdene på det aktuelle site, og der kan sagtens være vindforhold, der taler for vindmøllen med den store generator. Dette vil dog give sig til udtryk i en større forskel på den årlige elproduktion på de to vindmølletyper. Et større forhold imellem rotorareal og generatorstørrelse vil også have positive effekter for den fysiske integration af vindkraft i elsystemet. I en fremtid med 50 pct. vindkraft bør man sigte imod en høj benyttelsestid for vindmøllerne for at minimere kravene til elnettet. Hvis den maksimale installerede vindmølleeffekt reduceres, vil også kravene til elnettet reduceres både med hensyn til nødvendig regulerkraft og med hensyn til distributions- og transmissionsnettet. Alternativt til det nuværende støttesystem kunne der ydes et pristillæg i et vist antal år eller for en fastlagt elproduktion. Dette ville sikre, at valget af vindmølletyper ikke forvrides. For den kommende havmøllepark ved Anholt definerer udbuddet, at den faste afregningspris (havmølleparker tableret efter statsligt udbud modtager en fast afregningspris i stedet for et pristillæg) ydes for de første 20 TWh (Energistyrelsen, 2009). Samtidig definerer udbuddet dog en installeret vindmøllekapacitet på MW, som kan opnås ved opstilling af mellem 80 og 174 vindmøller. Dette sikrer et vindmølledesign, der tager hensyn til sitets vindforhold og de økonomiske forskelle imellem vindmøller med en høj installeret effekt og vindmøller med en lavere installeret effekt. 4.2 Ændring af afgifter til varmeproduktion Det danske afgiftssystem på energiområdet består af historiske grunde af en blanding af afgifter på udbudssiden (afgifter på brændsler) og afgifter på efterspørgselssiden (afgifter på el og varme). 38 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

39 Energiafgift, CO 2 -afgifter samt diverse tilskud er de vigtigste økonomiske instrumenter. Hertil kommer virkningerne af EU s kvotehandelssystem for CO 2 og elmarkedets reservationsbetaling i forbindelse med regulerkraft. Afgiftssystemet udgør et væsentligt incitamentsinstrument i energisektoren og den aktuelle udformning har stor betydning for den praktiske drift. Den aktuelle udformning er imidlertid langt fra ideel (se boks og bilag om ideelle hensyn i design af afgifter). Dette skyldes primært, at afgifterne i realiteten er begrundet i både miljø og forsyningssikkerhed, men også i provenu. Provenuaspektet er tydeligst i forhold til energi anvendt inden for husholdninger og det offentlige og enkelte serviceerhverv, hvor afgifterne er særligt høje, samt i forhold til energi anvendt til opvarmning (alle sektorer). Inden for disse områder er der høje afgifter (svarende til omkring 100 pct. af prisen), mens der for øvrige områder er langt lavere afgifter. Et væsentligt problem, som er i fokus i denne undersøgelse, er den manglende dynamik i forhold til at skifte mellem at anvende brændsel og el til varme. De nuværende afgifter (før elpatronloven) er udformet således, at el er afgiftsbelagt med ca. tre gange brændselsafgiften. Når el er afgiftsbelagt på forbrug og ikke på brændslet, så skyldes det blandt andet spørgsmålet om import og eksport af el. En afgift på el, som svarer til ca. tre gange brændselsafgiften, er logisk i det omfang, at den marginale elproduktion sker på et kondenskraftværk (se boks). Sammen med andre tariffer for el, betyder det, at det ikke kan betale sig at anvende el til varme, selv om prisen på el er nul. Det kan betyde, at det bedre kan betale sig at stoppe en vindmølle end at anvende el til at fortrænge brændsel. Dette er en alvorlig forvridning, som ikke er hensigtsmæssig hverken økonomisk eller miljømæssigt. Afgifter på varmeproduktion Produktion af varme tillægges energiafgift og CO 2 -afgift i produktionsleddet. For ren varmeproduktion er det relativt enkelt, mens det er mere vanskeligt for kraftvarme. Her går en del af brændslet til elproduktion og en del til varmeproduktion, og det er derfor nødvendigt med en fordelingsnøgle til, hvordan brændslet til el og til varme fordeles. Det er afgørende for aktørernes incitament, hvordan afgiften fordeles mellem el- og varme. For kraftvarme betales energi- og CO 2 -afgift kun af den del af brændsel, der går til varmeproduktion. Elproduktionen er afgiftsfritaget i produktionsleddet. Der gælder forskellige vilkår for, hvordan afgiften fordeles mellem el og varme for de decentrale og for de centrale værker. For de decentrale værker gælder som hovedregel, at el- og varmeproduktion fordeles enten efter den såkaldte Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 39

40 Andel af brændsel som afgiftsbelægges % E- eller V- formel. Den del af brændslet, der skal svares energi- og CO 2 -afgift af, beregnes som vist nedenfor: V-formel: Varmeproduktion/1,25, (dog mindst elproduktion/0,35) E-formel: Brændselsinput Elproduktion/0,65 Typisk vil decentrale anlæg med høj elvirkningsgrad gøre brug af E-formlen, mens decentrale anlæg med lav elvirkningsgrad bruger V-formlen. Dog gælder, at der højst kan opnås afgiftsfritagelse på en brændselsmængde svarende til E-formlen Virkningsgrad varme (%) V-formel E-formel (total=90%) E-formel (total =70%) Figur 13. Illustration af E- og V-formlen for afgiftsbetaling på decentrale kraftvarmeværker. Der gælder individuelle aftaler på centrale værker. 40 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

41 Brændselsindhold i det marginale elforbrug på kort sigt Elsystemet er sammenhængende, og det kan være en udfordring nøjagtig at fastlægge, hvilket ekstra brændselsforbrug som afstedkommes af et konkret ekstra elforbrug. Lidt forenklet kan det siges, at det som hovedregel er et kondenskraftværk som er marginalt. Dette kan forstås således: Vindkraften er - på nær sjældne situationer (se senere) - meldt ind i markedet til en lav pris og vil producere det, den kan. Vandkraft i de øvrige nordiske lande vil set over en længere periode producere det, de har vand til. Den mulige produktion vil blive fordelt således, at værdien optimeres, hvilket betyder, at produktionen placeres i de timer og de dage, hvor prisen er højest. Denne funktion som energilager er vigtig i forhold til elsystemets funktion. Kun i sjældne tilfælde med fyldte magasiner er der risiko for spild af vand, hvorved vandkraften kan blive den marginale produktion. Atomkraften kører typisk grundlast på grund af lave marginale omkostninger. Naturgasfyret kraftvarme kan i perioder med relativt høje gaspriser have højere marginalomkostninger end kulkondens og derved blive marginale i den enkelte time. Ofte kan kraftvarmeværker med varmelager dog vælge blot at flytte produktionen til de timer med højeste elpriser. I andre tilfælde vælges kedeldrift til varmeproduktionen. Flaskehalse på transmissionsforbindelserne kan også påvirke, hvilke kraftværker som vinder produktion. Tilbage bliver værker uden varmetilknytning, typisk kondensværker (herunder udtagsværker i kondensdrift). Disse værker vil ofte være de marginale producenter når elpriserne er tilstrækkeligt høje. Disse marginale værker kan typisk ligge i Danmark, Finland, Polen eller Tyskland. Kun i situationer, hvor kritiske eloverløb er truende, kan man sige, at vindkraften er marginal. Ved kritisk eloverløb (dvs. større produktion end forbrug plus eksportmuligheder) kan vindmøller blive beordret stoppet for at bevare stabiliteten i elsystemet. Et øget forbrug i sådanne situationer betyder således, at færre vindmøller skal stoppes. For et kondenskraftværk går der typisk 2,4 til 3 dele brændsel til at producere en del elektricitet. For gasfyrede CC-anlæg kan forholdet dog være lavere end 2. Brændselsindhold i det marginale elforbrug på længere sigt En massiv satsning på varmepumper vil på kort sigt (jf. ovenfor) betyde mere el produceret på kondensværker. Men et forøget elforbrug i mange af årets timer vil kunne påvirke elsystemet, herunder udbygningen med transmissionsledninger og nye værker. Varmepumper med mange driftstimer kan således gøre det lettere at integrere mere vindkraft, såfremt varmepumpernes forbrug kan tilpasses markedets prissignaler. Elpatronloven Fra 1. januar 2008 gælder den såkaldte elpatronlov (lov 1417, Skatteministeriet (2005)), som blandt andet har til hensigt at udligne afgiftsbetalingen mellem kedler, kraftvarme og el til varmeformål. Dermed opnås et mere ensartet incitament til at producere varme fra de forskellige produktionsformer. Før loven var der et afgiftsincitament til kraftvarmeproduktion. Dette afgiftsincitament var på ca. 10 kr./gj og betød, at kipprisen for kraftvarmeproduktion blev lavere, hvilket motiverede til kraftvarmeproduktion i tilfælde, hvor det samfundsøkonomisk ikke er rentabelt. Loven gælder foreløbig i fire år. Elpatronloven fastlægger, at en del af energi- og CO 2 -afgifter på brændsel anvendt til varmeproduktion fra kedler på kraftvarmeværker kan tilbagebetales. Der tilbagebetales den del af afgiften, der overstiger 50 kr./gj varme, og afgiften på varme er dermed reelt fastlagt til et maksimum på i alt 50 kr./gj varme og gælder alle brændsler inkl. elektricitet. Elforbrug til fjernvarme friholdes derudover fra PSO-tillæg i en fireårig forsøgsperiode. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 41

42 Elpatronloven omfatter el anvendt til varme i fjernvarmesystemer. Direkte elvarme og varmepumper er beskattet ved, at refusionen på elafgiften er sat til et niveau, der svarer til en samlet afgiftsbetaling på 50 kr./gj produceret varme. Det er kun fjernvarmeværker, der har kraftvarmedrift, som kan få refusion. Loven omfatter også ændringer, som gør det attraktivt at producere varme på kedler i kraftvarmeværker ved lave elpriser. Elproduktionen fra kraftvarme kan derefter ikke siges at være bunden produktion. Figur 14. Skematisk fremstilling af mulighederne på et kraftvarmeværk med elpatron og kedel. X- aksen angiver elprisen. Figuren tager ikke hensyn til afgifter og nettariffer. Derfor går omkostningskurven for elkedlen igennem (0,0). (Kilde: Hvad er fjernvarme, Dansk Fjernvarme, Udformningen af elpatronloven betyder, at der ikke er ændringer i provenuet, idet anvendelse af el til varme med elpatronloven vil ske i områder, hvor el ikke tidligere har været anvendt til varmeproduktion. Fritagelsen fra PSO-tariffen medfører således heller ikke noget provenutab. Anvendelse af elpatroner vil derimod øge netselskabernes indkomst fra nettariffer. Seneste ændringer af afgifter i forhold til kraftvarme I foråret 2009 er et nyt lovforslag om ændring af energiafgifter vedtaget (Skatteministeriet, 2009). Lovforslaget omfatter en ændring af reglerne for afgiftsbetaling for centrale kraftvarmeværker, således at disse ligestilles med de decentrale værker. Som følge heraf vil afgiftsvarmevirkningsgraden som hovedregel ændres fra de gældende individuelle aftaler til en generel afgiftsvarmevirkningsgrad på 125 pct., som konsekvens af at afgiften bliver fastsat som ved anvendelse af den gældende V-formel for decentrale kraftvarmeværker. Desuden ophæves 24-timers reglen for skift til ren varmeproduktion, hvilket forventes at give en bedre dynamik for central værker. 42 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

43 Kritik af elpatronloven Overordnet set vurderes det, at elpatronloven har bidraget positivt i forhold til at introducere øget dynamik i energisystemet. Harmonisering 9 af afgifterne mellem kedeldrift og kraftvarme har betydet, at afgiftsincitamentet til kraftvarmeproduktion er ophævet. Selvom loven sandsynligvis har mindsket samproduktion af el- og varme, vurderes det som hensigtsmæssigt. Det skyldes, at der tidligere var incitament til kraftvarmebaseret elproduktion selv når elprisen var under de marginale produktionsomkostninger. Dog er det ikke hensigtsmæssigt, at ligestilling af afgiftsbetaling fra kedler og kraftvarme kun gælder for varmeproducenter, som både ejer varmekedler og kraftvarmeanlæg. I de centrale fjernvarmeområder er det sædvanligvis varmeselskaberne, der ejer spids- og reservekedler, mens det er elproducenterne (DONG og Vattenfall), som ejer kraftvarmeanlæggene. I disse områder, som udgør en stor del af fjernvarmemarkedet, er der således ikke ligestilling mellem afgiftsbetaling for varmekedler og kraftvarmeanlæg. Dette bør ændres, såfremt elpatronloven forlænges, således at afgiftsligestillingen mellem kedler og kraftvarmeanlæg gælder i alle kraftvarmeområder uafhængigt af ejerforhold. Også den relativt sjældne aktivering af elpatronerne ( timer per år) betyder, at vindkraften anvendes til at fortrænge naturgas. Det vurderes, at denne mulighed overordnet set er hensigtsmæssig at have til rådighed. Elpatronerne er typisk blevet etableret på grund af mulighederne for at opnå reservationsbetaling i forhold til regulerkraftmarkedet. Elpatronloven har betydet, at de er blevet aktiveret noget mere, end det ellers ville være tilfældet. Elpatronloven giver ikke markante ændringer i forhold til varmepumper (hvis fx COP-værdien er ca. tre vil afgiftsbelastningen være uændret). I et bredt perspektiv virker det ikke begrundet, at de lavere afgifter for el til varme er knyttet til fjernvarmenet. Denne tekniske begrænsning har været hensigtsmæssig i en overgangsperiode, da provenukonsekvenserne dermed begrænses. Med et kritisk blik kan det imidlertid betragtes som en forvridning mellem individuelle og kollektive løsninger. Hvorfor skal en elpatron i et fjernvarmesystem afgiftsbelægges anderledes end en elpatron i et oliefyret hus? Nedenfor vurderes muligheder for at ændre dette. 9 Afgifterne er stort set harmoniseret, men der er fortsat en lille afgiftsfordel til kraftvarme. Denne fordel er dog markant reduceret med elpatronloven. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 43

44 Design af afgifter Afgifter med miljøsigte Afgifter (eller kvoter) med et miljøsigte bør pålægges al energiforbrug, som bidrager til det pågældende miljøproblem. Alle forbrugere bør betale afgiften (eller kvoten), både husholdninger og erhverv. Afgiftens størrelse bør svare til skaden, som miljøpåvirkningen afstedkommer eller være så høj, at politisk fastlagte mål for reduktion af emissionen nås. Afgifter med sigte på forsyningssikkerheden Hvis fx forsyningssikkerheden ønskes forbedret ved at reducere forbruget af olie og naturgas, bør disse brændsler pålægges en afgift for alle forbrugere. Afgifter som mål til at fremme vedvarende energi Afgifter på al fossilt brændsel vil have denne effekt. Afgiften kan kombineres med andre ordninger eller afpasses i størrelse, så målet nås. Afgifter som skat Afgifter kan skaffe provenu, og dette kan være et mål i sig selv. En udfordring i forbindelse med skatter er at udforme dem, så de forvrider mindst muligt. Hvis de ovenstående formål er dækket ind med afgifter (eller andre økonomiske signaler), uden yderligere målsætninger, er der ideelt set ikke behov for yderligere ændring af adfærd. Det kan være en hensigtsmæssig udformning af sådanne afgifter alene at pålægge dem husholdningerne og gerne som endeligt forbrug. Kun en analyseramme Disse ideelle vinkler på design af afgifter kan alene betragtes som en analyseramme. Det nuværende afgiftssystem er meget langt fra at afspejle en sådan ideel udformning. De høje afgifter på el og brændsel anvendt i husholdninger og det offentlige (og til varme i erhverv) vurderes at indeholde et betydeligt provenu-element. En konsekvens af de aktuelle afgifter er, at dynamikken i forhold til at anvende elektricitet til varme er forvredet mere, end de energipolitiske målsætninger kan begrunde. Elpatronloven er et skridt i retning af at begrænse denne forvridning. Mulige ændringer af elpatronloven Vindkraft introducerer et øget behov for dynamik i energisystemet. Dette omfatter håndtering af fluktuerende elproduktion fra vindkraft i spotmarkedet, men også øget dynamik i regulerkraftmarkedet på grund af vindkraftens begrænsede forudsigelighed især ved middelstore vindhastigheder. Varmemarkedet udgør potentielt en væsentlig del af løsningen. Det tekniske potentiale i varmemarkedet er meget stort i forhold til de behov, som findes i elmarkedet. Endvidere er der tale om teknisk velkendte og veludviklede løsninger. Integration mellem el- og varmeforsyningen indeholder imidlertid en række udfordringer. Afgifter og tariffer udgør en barriere i forhold til en effektiv integration af el i varmemarkedet. 1: Permanentgørelse af elpatronloven? Den nuværende elpatronlov er en fireårig forsøgsordning. Dette øger usikkerheden for potentielle investorer i elpatroner eller varmepumper. Elpatronloven ligestiller afgifter, der skal betales for varmeproduktion fra hhv. el- og brændselsbaserede varmeproduktionsteknologier. Det vurderes at være hensigtsmæssigt at gøre elpatronloven permanent (med en eller flere af de ændringer, som diskuteres i det følgende). 44 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

45 2: Ændret afgiftsniveau, ændret håndtering af PSO- og nettariffer? Det er en udfordring, at der på elsiden også er betydelige nettariffer og en PSO-tarif. I forbindelse med elpatronloven er der indført en fritagelse fra PSOtariffen, mens de øvrige tariffer og afgifter ikke er ændret. For brugerne er det den samlede betaling for elektricitet, som har betydning: elpris, tariffer og afgifter. Nettarifferne afviger betydeligt fra de samfundsøkonomiske omkostninger ved transport af el m.m. Aktuelt er nettarifferne i gennemsnit i Danmark 13 øre/kwh. Der er dog store lokale variationer. Som beskrevet i delrapport 1, er der en række dynamiske elementer i elsystemet, som udglattes ved brugen af faste afgifter. De nuværende tariffer afspejler således ikke de marginale omkostninger, som et forbrug afstedkommer. Dette gælder fx tabet i forbindelse med transmission og distribution af el. Med udbredelsen af fjernaflæste elmålere bliver det mere relevant at tænke i dynamiske tariffer, som afspejler de marginale omkostninger. Af ovenstående årsager kan det være relevant at igangsætte arbejde, som kan pege på de bedste muligheder for at anvende dynamiske tariffer. Dette kan omfatte omkostningerne til tab i elnettet og andre dynamiske elementer. Med hensyn til tabet synes det oplagt, at første skridt er at afregne tabet til spotpris. Netselskaberne, Energinet.dk, Energitilsynet og Energistyrelsen er relevante aktører i denne forbindelse. 3: Ændre afgifter for alle typer forbrug? Elpatroner og varmepumper kan anvendes i forbindelse med fjernvarme eller i forbindelse med individuel varmeforsyning. Den nuværende elpatronlov gælder kun i forbindelse med fjernvarme. Dette kan ses som en detaljeret ordning, som fremmer bestemte tekniske løsninger. Et væsentligt argument for den nuværende model er, at afgiftsnedsættelsen alene er aktuel i forhold til elforbrug, som ikke fandtes tidligere. Dermed er provenueffekten i forhold til afgifter minimal. Derimod bidrager elpatronerne med et øget provenu fra nettariffer. En generalisering af den nuværende elpatronlov med et afgiftsniveau på 50 kr./gj for al el ville betyde et provenutab på omkring syv mia. kr. per år 10. Dette ville sandsynligvis øge det generelle elforbrug markant, hvilket bl.a. ville være i konflikt med de energipolitiske målsætninger om reduktion af det endelige energiforbrug og af bruttoenergiforbruget. I stedet for en konstant nedsættelse af afgiften kunne der være tale om en dynamisk afgift. Det vil sige en tidsvarierende afgift, som så til gengæld kunne gælde al forbrug. Tidsvarierende tariffer er velkendte i form af treledstariffer, som anvendes i forbindelse med nettarifferne eller i forbindelse med afregningen af de små decentrale kraftvarmeværker. I Finland anvendes en dag- /nattarif. Dette er tarifformer af typen time-of-use, dvs. tariffer med et fast mønster ud fra tidspunkt på dagen og kalenderen. 10 Hvis afgiftsnedsættelsen kun gjaldt varmepumper, ville provenutabet være minimalt. Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 45

46 I Frankrig findes en dynamisk tarif kaldet Tempo. Dette er en slags treledstarif, hvor det hver dag offentliggøres, hvilken tarif der er gældende dagen efter. Tariffen er udformet med et fast antal dyre timer per år. Den nuværende udformning med en styk-afgift på el (fast betaling per kwh) giver markante forvridninger i forbrugernes oplevede incitament til at flytte elforbrug. Her sammenlignes med en situation, hvor elektriciteten alene var pålagt afgifter (eller kvoter) svarende til miljøpåvirkningen. Den nuværende afgift betyder, at markante prissvingninger (fx fra 0 til 100 øre/kwh) bliver dæmpet. Det vurderes således, at den nuværende udformning forvrider forbruget af el. Generelt i den økonomiske litteratur vurderes det, at den mindste forvridning forekommer, når provenu-begrundede skatter ikke forvrider de relative priser mellem forskellige varer. Med den samme procentvise skat på alle varer vil forbruget generelt falde, men faldet vil være ligeligt fordelt på samtlige varer. Her er antaget ens elasticitet på alle varer. Er der forskellig elasticitet, fås den mindste forvridning ved at lægge afgifterne omvendt proportionalt med elasticiteterne, dvs. størst afgifter på varer med lav elasticitet. En dynamisk afgift kan udformes på mange forskellige måde, fx: En afgift med fx to niveauer, hvor det lave niveau gælder, når der er meget vindkraft. En afgift med fx to niveauer, hvor det lave niveau afhænger af spotprisen på el. Model 1: Afgiften er lav, når der forventes meget vindkraft I de 39 timer med nulpriser i 2008 og begyndelsen af 2009 i Vestdanmark udgjorde vindkraften i gennemsnit 88 pct. af forbruget (fra 35 til 115 pct.). Et relevant niveau kunne således være 100 pct. vindkraft. Dette ville give et begrænset antal timer med lav afgift. Antallet vil stige med øget vindkraft. Denne udformning vil føre til øget forbrug i forbindelse med høj andel af vindkraft og vil reducere antallet af meget lave priser i spotmarkedet markant. Det vil også have en vis effekt i regulerkraftmarkedet, men denne effekt vil være mere blandet, fordi nedregulering aktiveres af mange grunde. Der er imidlertid høj vindkraftandel (realiseret vindkraft over 100 pct. af forbruget) i 61 pct. af timerne med negative regulerkraftpriser. Model 2: Lav afgift på el, når prisen er under et vist niveau Det normale afgiftsniveau kunne afløses af en lavere værdi, når spotprisen var lav. Her foreslås en model med to niveauer. En dynamisk afgift vil forudsætte, at forbrugeren har en timemåler. Alle kunder med et forbrug over kwh har en fjernaflæst måler, som registrerer forbruget per time. Endvidere er der taget beslutninger om nye målere til om- 46 Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2

47 kring 1,5 mio. forbrugere, svarende til lidt under halvdelen af samtlige målepunkter i Danmark. 4.3 Udvikling af elmarkedet til en højere grad af dynamik Elmarkedet er relativ nyt og under hastig udvikling. Elmarkedet er opbygget af en række delmarkeder, som har hver deres tidsperspektiv, se Figur 15. I forhold til planlægningen af driften er spotmarkedet det vigtigste, men regulerkraftmarkedet anvendes til at korrigere balancen i driftstimen. Korrektionerne skal modvirke de ændringer, som optræder, efter at driften er blevet planlagt i spotmarkedet (kl. 12 dagen før driftsdøgnet). Ændringerne kan skyldes forkerte prognoser for forbrug eller vindkraft eller driftsfejl på kraftværker eller transmissionsforbindelser. Balancemarkedets funktion er at fordele omkostningerne fra regulerkraftmarkedet på de forskellige aktører. En række forhold for regulerkraft og balancemarkedet er blevet harmoniseret i 2008 for hele Norden (Nordel, 2008). Figur 15. De vigtigste elmarkeder I det følgende afsnit er der fokuseret på en mulig udvikling af regulerkraftmarkedet. Dette kan ses som en videreudvikling af de ideer om udvikling af et realtidsmarked, som er beskrevet i EcoGrid-projektet. Det nuværende regulerkraftmarked Hvert bud på regulerkraftmarkedet skal i dag være på mindst 10 MW (Nordel, 2009). Dvs. potentielle mindre leverandører skal gå sammen, og de skal enes om en aktiveringspris. Da buddet skal komme fra samme balanceansvarlige og skal være adskilt mellem forbrug og produktion, er dette i praksis svært at realisere. Med hensyn til aktivering er grænsen på 10 MW hensigtsmæssig, idet den repræsenterer undergrænsen for, hvad der i praksis kan ses i elsystemet. Kravet om, at hvert bud skal overholde en række betingelser (10 MW per balanceansvarlig, per type forbrug/produktion, per budpris) er derimod ikke nødvendigt. For traditionelle leverandører med store kraftværker udgør dette ikke noget problem, men sagen er helt anderledes for forbrug. Det skal bemærkes, at der i Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 47