Baggrundsnotat C: Produktion af el og fjernvarme

Transkript

1 Baggrundsnotat C: Produktion af el og fjernvarme Indhold Indledning... 2 Kort beskrivelse af RAMSES... 2 Frozen Policy metode... 3 Økonomiske forudsætninger... 3 El- og fjernvarmeforbrugets udvikling... 7 Kraftværkskapacitet i Norge, Sverige og Finland...10 Centrale værker i Danmark...11 Decentrale kraftvarmeværker i Danmark...12 Vindkraft i Danmark...13 Solceller i Danmark...16 Biogas i Danmark...16 Geotermi i Danmark...16 Kollektive varmepumper og elkedler...16 Kollektive solvarme...16 Eltransmissionskapacitet...17 Sammensætning af elproduktionen...20 Sammensætning af fjernvarmeproduktionen...23 Brændselsforbrug...24 Reservekapacitet...26 Elpris...27 Eludveksling...29 Emissioner...30 PSO...30 Betydningen af CO 2 -kvoteprisen...31 Følsomhedsanalyser

2 DEL 1: FORUDSÆTNINGER Indledning Dette notat beskriver de forudsætninger og antagelser, der ligger til grund for den del af Basisfremskrivning 2014 (BF2014), der foretages på RAMSES-modellen, dvs. beregningerne af el- og fjernvarmeproduktion i perioden Desuden gennemgås resultaterne. Kort beskrivelse af RAMSES RAMSES er en simuleringsmodel for el- og fjernvarmeproduktionen i et vilkårligt antal elområder og et vilkårligt antal fjernvarmeområder. RAMSES beregner el- og fjernvarmeproduktion anlæg for anlæg i tidsskridt ned til én time. Herudover beregnes brændselsforbrug, miljøvirkninger og økonomi for de enkelte anlæg. RAMSES beregner endvidere en række systemparametre så som elpris (spotpris), elmangel, eloverløb m.m. RAMSES bruger et datasæt indeholdende en værk-database, oplysninger om elforbrug, fjernvarmeforbrug, brændselspriser, brændselsegenskaber, udvekslingskapacitet, afgifter, kvotepriser, tilskud og meget andet. Datasættet dækker p.t. Danmark, Norge, Sverige og Finland. Værkinvesteringer samt eludveksling med lande uden for modellen beskrives eksogent. Figur 1.1 nedenfor illustrerer input til og output fra RAMSES. Figur 1.1. Illustration af input til og output fra RAMSES. 2

3 kr/gj Danmarks Energi- og Klimafremskrivning 2014 Frozen Policy metode BF2014 benytter sig lige som i de forrige basisfremskrivninger af en frozen policy ( fugle i hånden ) tankegang. Heri ligger, at kun gældende regler, støtteordninger, afgifter samt vedtagne investeringsbeslutninger medtages. Generelle målsætninger indregnes kun, såfremt der er vedtaget konkrete virkemidler til at nå målsætningerne. Herudover antages investeringsbeslutninger at ske på markedsvilkår. Fremskrivningen udarbejdes iterativt. Først indlægges fremskrevet elforbrug og fjernvarmeforbrug fra Energistyrelsens øvrige modeller, bl.a. EMMA-modellen, sammen med det eksisterende produktionssystem. Herudover indlægges kendte produktionsanlæg i pipeline. Modellen køres herefter, og den vil typisk udvise et behov for ny kapacitet sidst i beregningsperioden, hvilket viser sig i høje priser og lav effektreserve. Der indlægges nye værker i den udstrækning disse er rentable på markedsmæssige vilkår. Økonomiske forudsætninger Der regnes generelt i faste 2014-priser. Der benyttes priser for fossile brændsler fra New Policy scenariet i IEAs World Energy Outlook For biomasse er fremskrivningen af priser baseret på en opdatering af en konsulentanalyse fra foråret Brændselspriserne vises i figur 1.2 nedenfor. 120 Brændselspriser (kr./gj) og kvotepriser (kr./ton) Kul Fuelolie Naturgas Halm Træpiller Uran Figur 1.2. Brændselspriser i BF2014. Faste 2014-priser. 1 Analysis of biomass prices, Ea Energianalyse, juni

4 Grundet betydeligt usikkerhed om CO2-kvoteprisens udvikling er der i BF2014 valgt at arbejde med et spænd i form af hen høj kvotepris og en lav kvotepris. Dertil kommer at fremskrivningen også omfatter et middelskøn for kvoteprisen. Dette betyder, at der er tre forskellige kørsler med RAMSES, der leverer det endelige resultatet til BF2014. Resultaterne i nærværende baggrundsnotatet er for simplificeringens skyld vist for middelskønnet for kvoteprisen. Middelskønnet for kvoteprisen er baseret på EU-Kommissionens seneste kvoteprisestimat. Dette ligger med en kvotepris på 79 kr./ton i 2020 nogenlunde midt i et spænd mellem en lav kvotepris baseret på en fastholdelse af dagens kvotepris og en høj kvotepris baseret på kvoteprisen i IEA s World Energy Outlook Figur 1.3illustrerer kvoteprisens udvikling. 200 Udvikling i CO2-kvoteprisen (2014-DKK/ton) Dagens kvotepris Middelskøn BF2014 (EU 2014) Dagens kvotepris IEA fremskrivning (WEO13 fra 2020) Figur 1.3: Middelskøn (EU fremskrivning) og spænd i kvoteprisen anvendt i fremskrivningen (2014-DKK/ton) 4

5 Tabel 1.1 viser brændselspriserne i tabelform og Tabel 1.2 viser de anvendte CO2-kvotepriser. Kul Fuelolie Naturgas Halm Træpiller Uran År kr/gj kr/gj kr/gj kr/gj kr/gj kr/gj ,68 98,13 75,93 42,05 66,88 5, ,51 94,80 69,38 42,28 66,98 5, ,53 91,95 71,32 42,51 67,08 5, ,37 91,39 71,07 43,03 67,53 5, ,09 93,89 70,72 43,56 67,98 5, ,00 98,28 71,13 44,08 68,43 5, ,03 103,89 72,00 44,61 68,87 5, ,22 110,68 72,65 45,14 69,32 5, ,37 111,39 72,80 45,56 69,59 5, ,54 112,16 72,99 45,99 69,85 5, ,68 112,80 73,10 46,41 70,12 5, ,81 113,40 73,21 46,84 70,39 5, ,93 113,92 73,28 47,26 70,66 5,72 Tabel 1.1. Brændselspriser i BF2014. Faste 2014-priser. CO2 lav CO2 høj CO2 - middelskøn År kr/gj kr/gj kr/ton ,0 37,0 37, ,0 39,3 46, ,0 45,9 55, ,0 55,3 60, ,0 67,6 65, ,0 82,4 70, ,0 99,6 74, ,0 119,4 78, ,0 128,9 85, ,0 138,0 92, ,0 146,7 98, ,0 155,0 104, ,0 162,9 110,5 Tabel 1.2. Kvotepriser i BF2014. Faste 2014-priser. 5

6 2013-kr/GJ Danmarks Energi- og Klimafremskrivning 2014 De forudsatte (danske) energiafgifter vises i figur 1.4 nedenfor. Disse lægges på brændsel til varmeproduktion eller på varmeproduktionen direkte. Danske energiafgifter Kul Fuelolie Naturgas Affald Figur 1.4. Brændselsafgifter i faste 2014-priser. Inkl. forsyningssikkerhedsafgift, dog kun i 2013 og For affald er vist den samlede afgift pr. produceret GJ varme. Tabel 1.3 viser afgifterne i tabelform. Kul Fuelolie Naturgas Affald År kr/gj kr/gj kr/gj kr/gj ,6 84,3 80,3 63, ,7 85,4 81,4 64, ,5 67,3 63,2 64, ,9 67,6 63,6 67, ,1 67,9 63,8 67, ,3 68,0 63,9 67, ,2 68,0 63,9 67, ,1 67,9 63,8 67, ,1 67,8 63,8 67, ,1 67,9 63,8 67, ,1 67,8 63,8 67, ,1 67,8 63,8 67, ,1 67,9 63,8 67,3 Tabel 1.3. Afgifter i faste 2014-kr. i BF

7 TWh Danmarks Energi- og Klimafremskrivning 2014 El- og fjernvarmeforbrugets udvikling Figur 1.5 nedenfor viser elforbrugets udvikling i de 5 elområder. Tal fra 2010 til 2013 er historiske tal Elforbrug ab værk DK-West DK-East Norge Sverige Finland Figur 1.5. Elforbrug ab værk i de 5 elområder (for DK-West og DK-East er forbruget ved middelskøn for kvoteprisen angivet). Elforbruget i Danmark er output fra EMMA-modellen 2. For Norge 3, Sverige 4 og Finland 5 er anvendt seneste officielle prognoser. 2 EMMA og RAMSES itererer et par gange, idet EMMA bruger den elpris, RAMSES genererer, og RAMSES bruger det elforbrug, EMMA genererer. 3 StatNett: Kraftsystem-utredning for sentralnettet Scenarie 1. Samme forudsætning som i Basisfremskrivning Kraftbalancen til 2020, Klimakur 2020, kvartalsrapporter fra NVE, oversigt over norske vindkraftprojekter fra NVE samt den norske VE-handlingsplan fra juli Långsiktsprognos 2012 samt Kortsiktsprognos foråret National Energy and Climate Strategy - Background Report supplerende oplysninger fra TEM (Beskæftigelses- og Økonomiministeriet), samt en række oplysninger om finske kernekraftprojekter. 7

8 Tabel 1.4 viser elforbruget i tabelform. Danmark Norge Sverige Finland Year TWh TWh TWh TWh ,7 131,2 146,8 87, ,8 124,6 145,7 84, ,8 130,0 141,8 85, ,9 131,4 139,2 83, ,2 132,7 140,5 85, ,7 134,1 142,4 86, ,1 135,5 144,1 88, ,6 136,8 145,8 89, ,2 138,2 147,5 91, ,8 139,5 149,3 92, ,4 140,9 151,0 94, ,9 141,4 150,9 94, ,4 141,9 150,8 95, ,9 142,4 150,7 96, ,2 142,9 150,6 97, ,5 143,4 150,5 98,0 Tabel 1.4. Elforbrug ab værk i Danmark (middelskøn for kvoteprisen), Norge, Sverige og Finland i BF

9 PJ/år Danmarks Energi- og Klimafremskrivning 2014 Figur 1.6 nedenfor viser fjernevarmeforbrugets udvikling i de 4 nordiske lande i modellen. 300,0 Fjernvarmeforbrug ab værk 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0, Danmark Norge Sverige Finland Figur 1.6. Fjernvarmeforbruget ab værk (for Danmark er vist ved et middelskøn for kvoteprisen). Fjernvarmeforbruget i Danmark er output fra EMMA-modellen. For Norge, Sverige og Finland er anvendt seneste officielle prognoser, se ovenfor. 9

10 Kraftværkskapacitet i Norge, Sverige og Finland For Norge, Sverige og Finland benyttes de seneste offentliggjorte fremskrivninger for udvikling i vandkraft, vindkraft og kraftværkskapacitet. Nedenfor knyttes en række bemærkninger til de enkelte produktionsformer. Vandkraft: Norsk vandkraft antages at stige fra ca. 128 TWh i et normalår i dag til ca. 136 TWh i Omkring halvdelen af stigningen kommer fra ikke-regulerbar vandkraft (uden lager), drevet af bl.a. certifikatmarkedet. Svensk vandkraft antages uændret i omfang i forhold til i dag. Finsk vandkraftproduktion antages at stige 1,5 TWh i 2020 i forhold til i dag. Oven i dette forventes klimaforandringerne at give øget nedbør i Norden og dermed også højere vandkraftproduktion på eksisterende anlæg. Efter anbefaling fra DMI antages 1,3 % ekstra vandkraft i 2020 stigende til 2,7 % i 2030 set i forhold til et normalt vandår. Vindkraft: I Norge producerede vindkraft 1,9 TWh el i Der er godkendt (givet koncession til) et meget stort antal vindmølleprojekter (ca. 10 TWh i alt). Herudover er der ansøgt om godkendelse af projekter svarende til yderligere 10 TWh. I basisfremskrivningen er det dog antaget, at langt fra alle projekter faktisk realiseres. Der regnes med 4,6 TWh vind i 2020 og 7 TWh i I Sverige producerede vindkraft 9,9 TWh el i Der regnes med 10,8 TWh vind i 2020 og 11,4 TWh i I Finland producerede vindkraft 1,3 TWh el i Der regnes med 6,0 TWh vind i 2020 og 6,5 TWh i Kernekraft: Der er et nyt 1600 MW kernekraftværk under bygning i Finland (Olkiluoto 3). Det skulle oprindelig have været i drift Seneste vurdering er, at det går i drift ultimo Der er lavet prækvalifikationsudbud af reaktor nr. 6, som antages at komme i Regeringen har principgodkendt nr. 7, som er antaget at komme i Der antages 60 års levetid for de finske kernekraftværker, hvilket betyder at de gamle kernekraftværker lever beregningsperioden ud. I Sverige er status fortsat 60 års levetid for de eksisterende kernekraftværker, hvilket betyder, at kernekraftværkerne også her lever beregningsperioden ud. En række af de svenske kernekraftanlæg er ved at blive opgraderet, hvilket medfører et større eloutput. Kernekraftanlæggenes pålidelighed har stor betydning for det nordiske elmarked. Der er for perioden 2014 og frem antaget load-faktorer som i gennemsnit for perioden til og med 2013 (fra PRIS-databasen). For 2013 er lagt faktiske load-faktorer ind for dette år (2013 er første beregningssår i RAMSES). Øvrige termiske værker: Der regnes ikke med opførelse af nye termiske værker i beregningsperioden, ud over to dampturbiner på flis på hver 500 MW/400 MW el/fjernvarme i Sverige, en i hhv og en i

11 Centrale værker i Danmark Kapaciteten i de centrale termiske kraftværker i Danmark er reduceret i de senere år på grund af skrotninger og mølposelægninger. Tabel 1.5 giver en oversigt over de centrale kraftværker og de antagelser, der gøres i BF2014 om deres videre udvikling. Værk Anlæg Forudsætning i BF2014 Avedøreværket AVV1(1990) Godkendt af ENS til biomasse. Forudsættes fortsat kulfyret ved lav kvotepris og ved middelskøn for kvoteprisen. Forudsættes ombygget 2017 ved høj kvotepris. AVV2(2001) Er ombygget til biomasse og naturgas. Amagerværket AMV1 Ombygget til biomasse Fyrer med stort set 100 % biomasse i dag. AMV2 Lukket. AMV3(1989) Antages lukket ved idriftsættelse af BIO4. BIO4 Nyt anlæg på biomasse. Antages i drift ultimo H C Ørstedsværket HCV7 Lukket HCV8 Naturgas; kører beregningsperioden ud. Svanemølleværket SMV7 Naturgas; kører til dampsystem lukker Kyndbyværket KYV21 Olie. Antages i drift hele perioden som reserve. KYV22 Olie. Antages i drift hele perioden som reserve. Gasturbiner Olie. Antages i drift hele perioden som reserve. Asnæsværket ASV2 Varmeaftaler udløber 2017, hvor værket forudsættes lukket. Få drifttimer tilbage. ASV5 I mølpose. Antages ikke taget i drift igen. Stigsnæsværket STV1 Lukket STV2 Lukket Østkraft ØKR6 Kul og biomasse (30 %). Antages i drift hele perioden. Dieselanlæg Olie. Antages i drift hele perioden som reserve. Fynsværket FYV3 Lukket FYV7 Lukkes ultimo 2016 (Vattenfall-udmelding) FYV8 Biomasse. Antages i drift hele perioden. Nordjyllandsværket NEV2 Lukket. NEV3 Forudsættes fortsat kulfyret ved lav kvotepris. Ved middeslskøn for kvoteprisen og ved høj kvotepris forudsættes ombygning i 2015 til 20 % biomasse og i 2018 til 40 % biomasse. Godkendt af ENS. Studstrupværket MKS3 Godkendt af ENS til biomasse til idriftsættelse ultimo Antages idriftsat ultimo MKS4 Lukket. Skærbækværket SVS3 Naturgas. Antages ombygget til biomasse ultimo2016. Godkendt af ENS. Esbjergværket VKE3 Kul. Antages ombygget til 50 % biomasse Enstedværket SHE3 Lukket Tabel 1.5. Centrale værker i Danmark og antagelser herom i BF

12 Decentrale kraftvarmeværker i Danmark Der er nogen usikkerhed om fremtiden for de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker på grund af bortfald af det såkaldte Grundtilskud 1 efter Det antages, at en del af den decentrale kapacitet vil falde bort. Omfanget antages at være det samme som i Elanalysen fra maj Affaldskraftvarmeværkerne antages som hovedregel videreført, og kapaciteten holdes nogenlunde på nuværende niveau. Ligeledes fastholdes industriel elproduktion på nuværende niveau. Mindre decentrale kraftvarmeværker er i RAMSES modelleret ved en vis grad af aggregering. Det introducerer en ekstra usikkerhed på vurdering af driften og udviklingen i brændselsforbrug Nedenfor omtales de større decentrale kraftvarmeværker: Helsingør Kraftvarmeværk (naturgasfyret combined cycle): Helsingør Forsyning har i september 2014 fået godkendelse af en biomasseombygning af deres anlæg. Anlægget antages etableret ultimo Hillerød Kraftvarmeværk (naturgasfyret combined cycle): Antages at fortsætte uændret. DTU Kraftvarmeværk (naturgasfyret combined cycle): Antages at fortsætte uændret. Vestforbrænding (affaldsfyret kraftvarme): Antages at fortsætte uændret. Amagerforbrænding (ARC): Der er et nyt affaldsfyret kraftvarmeværk under bygning. Det idriftsættes 2017 samtidigt med at det gamle skrottes. Silkeborg Kraftvarmeværk (naturgasfyret combined cycle): Antages at fortsætte uændret. Viborg Kraftvarmeværk (naturgasfyret combined cycle): Antages at fortsætte uændret. Sønderborg Kraftvarmeværk (affalds-/naturgasfyret combined cycle): Der er idriftsat et geotermianlæg i Sønderborg. Kun affaldsdelen af kraftvarmeværket antages at fortsætte, mens gasturbinenen overgår til reserve. Horsens Kraftvarmeværk (affalds-/naturgasfyret combined cycle): Antages at fortsætte uændret. Måbjergværket (affalds-/biomassefyret kraftvarmeværk): Antages at fortsætte uændret. Lisbjerg Kraftvarmeværk (halm og flis): Netop godkendt til idriftsættelse

13 Vindkraft i Danmark Der regnes med følgende havvindmølleparker i BF2014: Navn Placering Startår Slutår Kapacitet Fuldlasttimer pr. år Vindeby (1991) DK-East , Middelgrunden (2000) DK-East , Nysted (2003) DK-East , Avedøre Holme (2009) DK-East , Avedøre Holme (2011) DK-East , Rødsand II (2010) DK-East , Kystnære2017_DKØ DK-East , Kystnære2018_DKØ DK-East , Kystnære2019_DKØ DK-East , Kystnære_DKØ_Forsøg DK-East , KriegersFlak2019 DK-East , KriegersFlak2020 DK-East , KriegersFlak2021 DK-East , ÅbenDør2019 DK-East , Tunø Knob (1995) DK-West , Horns Rev I (2002) DK-West , Rønland (2003) DK-West , Samsø (2003) DK-West , Frederikshavn (2003) DK-West , Horns Rev II (2009) DK-West , Sprogø (2009) DK-West , Anholt2012 DK-West , Anholt2013 DK-West , Kystnære2017_DKV DK-West , Kystnære2018_DKV DK-West , Kystnære2019_DKV DK-West , Kystnære_DKV_Forsøg DK-West , HornsRev3_2017 DK-West , HornsRev3_2018 DK-West , HornsRev3_2019 DK-West , ÅbenDør2018 DK-West , ÅbenDør2020 DK-West , Tabel 1.6. Havvindmølleudbygning 13

14 Der regnes med følgende landvindmølleudbygning i BF2014 (tabel 1.7.a og 1.7.b). Frem til og med 2016 er udbygningen baseret på kendte projekter, derefter er der indregnet etablering af 50 MW/år, samt at 50 % af skrottet kapacitet erstattes af ny kapacitet. Kapacitet (MW) Fuldlasttimer pr. år Betegnelse Placering Startår Slutår Landvind<1990 DK-East , Landvind1990 DK-East , Landvind1991 DK-East , Landvind1992 DK-East , Landvind1993 DK-East , Landvind1994 DK-East , Landvind1995 DK-East , Landvind1996 DK-East , Landvind1997 DK-East , Landvind1998 DK-East , Landvind1999 DK-East , Landvind2000 DK-East , Landvind2001 DK-East , Landvind2002 DK-East , Landvind2003 DK-East , Landvind2004 DK-East , Landvind2005 DK-East Landvind2006 DK-East , Landvind2007 DK-East , Landvind2008 DK-East , Landvind2009 DK-East , Landvind2010 DK-East , Landvind2011 DK-East , Landvind2012 DK-East , Landvind2013 DK-East , Landvind2014 DK-East , Landvind2015 DK-East , Landvind2016 DK-East , Landvind2017 DK-East , Landvind2018 DK-East , Landvind2019 DK-East , Landvind2020 DK-East , Tabel 1.7.a. Landmølleudbygning øst for Storebælt. 14

15 Kapacitet (MW) Fuldlasttimer pr. år Betegnelse Placering Startår Slutår Landvind<1990 DK-West , Landvind1990 DK-West , Landvind1991 DK-West , Landvind1992 DK-West , Landvind1993 DK-West , Landvind1994 DK-West , Landvind1995 DK-West , Landvind1996 DK-West , Landvind1997 DK-West , Landvind1998 DK-West , Landvind1999 DK-West , Landvind2000 DK-West , Landvind2001 DK-West , Landvind2002 DK-West , Landvind2003 DK-West , Landvind2004 DK-West , Landvind2005 DK-West , Landvind2006 DK-West , Landvind2007 DK-West , Landvind2008 DK-West , Landvind2009 DK-West , Landvind2010 DK-West , Landvind2011 DK-West , Landvind2012 DK-West , Landvind2013 DK-West , Landvind2014 DK-West , Landvind2015 DK-West , Landvind2016 DK-West , Landvind2017 DK-West , Landvind2018 DK-West , Landvind2019 DK-West , Landvind2020 DK-West , Tabel 1.7.b. Landmølleudbygning vest for Storebælt. Både havmølle- og landmølleudbygningen er identisk med den der blev antaget i PSO-fremskrivningen fra maj Dog blev der i forbindelse med Vækstaftalen fra sommeren 2014 vedtaget at udvide vinduet for etablering af Kriegers Flak havmøllepark samt at reducere udbygningen med kystnære møller fra 500 til 400 MW. Den samlede vindkraftproduktion i 2020 beregnes til 19,05 TWh, svarende til 51 % af elforbruget ab værk i

16 Ved modellering af vindkraft beregnes elproduktionen fra vindkraft på baggrund af 6 på forhånd fastlagte tidsserier; 3 for landmøller og 3 for havmøller. Solceller i Danmark Der regnes med en solcelleudbygning til i alt ca MW i 2020, hvilket svarer til det der blev antaget i PSO-fremskrivningen fra maj De 1000 MW betyder, at solceller i 2020 dækker omkring 2,7 % af elforbruget ab værk. Biogas i Danmark Biogasforbruget er estimeret i forbindelse med arbejdet i Biogas Taskforce. I 2020 regner man med, at der bliver forbrugt 10 PJ biogas. I 2020 anvender anlæggene i RAMSES i alt 3,3 PJ biogas. Herudover går 2,4 PJ opgraderet biogas ind i naturgasnettet og anvendes i gasmotorer og -turbiner. Disse beregnes i RAMSES som naturgasfyrede (men Sammenfatningsmodellen holder styr på oprindelsen som biogas). Uden for elog fjernvarmesektoren forbruges i alt 4,3 PJ biogas og opgraderet biogas i Geotermi i Danmark Der regnes med en varmekapacitet i geotermiske anlæg på godt 200 MW i 2020 (København, Sønderborg, Åbenrå og Thisted). Kollektive varmepumper og elkedler Varmepumper til produktion af fjernvarme indregnes til i 2020 at dække ca. 3 % af varmeproduktionen på de decentrale fjernvarmeanlæg, svarende til en kapacitet på ca. 140 MW varme. Elkedler til fjernvarme fastholdes på niveau med seneste statistikår (2012), svarende til ca. 370 MW. Kollektive solvarme Der regnes med TJ solvarme i 2020, fortrinsvis i decentrale områder. 16

17 Eltransmissionskapacitet Ligesom for anlæg indlægges skrotninger og investeringer i transmissionskapacitet mellem de nordiske lande eksogent i RAMSES. I BF2014 antages der ikke skrotninger af eksisterende transmissionskapacitet. Der regnes med én ny forbindelse, nemlig en forbindelse mellem Sverige og Finland fra Denne skal bl.a. håndtere den store kernekraftkapacitet i Finland. I nedenstående tabel 1.8 ses de interne forbindelser i BF2014. Udvekslingen af energi på disse forbindelser beregnes af RAMSES med den samme tidsopløsning, der i øvrigt anvendes (3 timer). Navn Fra Til Kapacitet (MW) Tjele-Kristianssand DK-West Norge 1000 V.Hassing-Lindome1 DK-West Sverige 370 V.Hassing-Lindome2 DK-West Sverige 370 Hovegård-Söderåsen1 DK-East Sverige 500 Hovegård-Söderåsen2 DK-East Sverige 500 Teglstrupgård-Mörarp DK-East Sverige 350 Hasle-Borrby DK-East Sverige 60 Norge-Sverige(Diverse) Norge Sverige 1000 Linnvasselv-transformator Norge Sverige 50 Lutufallet-Höljes Norge Sverige 30 Eidskog-Charlottenberg Norge Sverige 100 Hasle-Borgvik Norge Sverige 1075 Halden-Skogsäter Norge Sverige 1075 Ivalo-Varangerbotn Norge Finland 100 Ossaukoski-Kalix Sverige Finland 400 Raumo-Forsmark Sverige Finland 550 Petäjäskoski-Litsi Sverige Finland 400 Keminmaa-Svartbyn Sverige Finland 400 Senneby-Tingsbacka Sverige Finland 80 Nea-Järpströmmen2 Norge Sverige 200 Storebælt DK-West DK-East 600 Skagerrak4 DK-West Norge 600 Fenno-Skan2 Sverige Finland 800 Fenno-Skan3 (2021) Sverige Finland 600 Tabel 1.8: Transmissionskapacitet i BF2014 internt i Norden. 17

18 I tabel 1.9 ses antagelserne vedrørende kapacitet og energi på de eksterne transmissionsforbindelser, dvs. forbindelser mellem Danmark, Norge, Sverige og Finland (som er med i modellen) og områder uden for Norden (som ikke er med i modellen). Udvekslingen på de enkelte eksterne forbindelser er input til RAMSES (da områder uden for modellen i sagens natur ikke modelleres). Fra Til Navn Kapacitet (MW) Rusland Finland 1560 Rusland Norge 50 Litauen Sverige SweLit 700 (2016) Estland Finland Estlink 350 (1000 fra 2014) Polen Sverige SwePol 600 Tyskland DK-Vest 1640 Tyskland DK-Øst KONTEK 600 Tyskland Sverige Baltic Cable 600 Holland Norge NorNed 700 Holland DK-Vest Cobra 700 (2019) Tabel 1.9. Eksterne transmissionsforbindelser i BF2014. *Før idriftsættelse af nye Finske kernekraftreaktorer Den samlede eksterne eludveksling (historisk og fremtidig) ses i figur 1.7. Der er for hver udvekslingsforbindelse fastsat en forventet fremtidig udveksling med udgangspunkt i historiske erfaringer, idet udvekslingen normeres i forhold til normale vandår. Der er taget udgangspunkt i de sidste 10 år ( ). Dog er der for Rusland-Finland taget udgangspunkt i perioden , idet der ifølge Bloomberg 6 ikke er noget der tyder på at Finland vender tilbage til den store regelbundne elimport på omkring 11 TWh/år, som man havde frem til I 2018 forventes kernekraftværket Olkiluoto 3 at gå i drift. Halvdelen af elproduktionen herfra på ca. 10 TWh/år antages eksporteret mod syd og bidrage til yderligere reduktion af elimporten fra Rusland til Finland. Uden denne antagelse falder elprisen i Norden markant ved idriftsættelse af værket (hvilket i praksis vil medføre øget salg mod Syd). Idriftsættelse af den 6. kernekraftreaktor i Finland i 2023 antages at medføre yderligere eksport sydpå

19 Figur 1.7. Samlet ekstern eludveksling i BF

20 DEL 2: RESULTATER Sammensætning af elproduktionen Figur 2.1 viser sammensætningen af den danske elproduktion i BF2014 fordelt på produktionsformer. Danmarks elproduktion på typer (TWh) Vind Sol Kraftvarme Vandkraft Kondens Figur 2.1. Sammensætning af den danske elproduktion i BF2014 (vist ved middelskøn for kvoteprisen). Den samlede danske elproduktion i BF2014 stiger, navnlig fordi elforbruget stiger. Vindkraftens andel af elproduktionen stiger også og udgør i 2020 omkring 54 % af elproduktionen og 51,0 % af indenlandsk elforbrug ab værk. De 51 % er lidt mindre end de 53 % af indenlandsk elforbrug, som blev beregnet i forbindelse med PSO-fremskrivningen fra maj 2014, når denne korrigeres for effekterne af vækstplanen fra sommeren 2014 (udskydelse af Kriegers Flak havmøllepark). Den absolutte vindkraftproduktion er den samme (19,05 TWh), men elforbruget er højere end i PSO-fremskrivningen. Kraftvarmeproduktionen falder svagt over perioden med et lidt større fald i , hvor Fynsværkets blok 7 lukker. Kondensproduktionen falder også over perioden. Den bliver især fortrængt af finsk kernekraft. Se også tabel

21 (TWh) Kraftvarme Konden Vind Sol Vand- Impor Geotermi/V VE-el VE- Vind- s kraft t P andel andel ,07 5,56 11,13 0,54 0,01 1,93-0,33 15,22 44,9% 32,8% ,44 3,91 13,19 0,63 0,01 2,44-0,43 17,43 51,0% 38,6% ,63 4,06 13,76 0,70 0,01 2,09-0,56 18,02 51,9% 39,7% ,44 3,87 14,03 0,76 0,01 2,62-0,61 18,27 52,0% 40,0% ,42 4,82 14,53 0,82 0,01 2,63-0,61 20,69 58,1% 40,8% ,94 4,55 15,74 0,90 0,01 2,91-0,85 22,31 61,6% 43,5% ,29 4,05 17,41 0,96 0,01 2,02-0,94 24,01 65,3% 47,3% ,83 3,30 19,05 1,02 0,01 2,15-1,01 26,38 70,6% 51,0% ,65 3,66 19,91 1,08 0,01 1,59-1,04 27,48 72,6% 52,6% ,57 3,68 20,31 1,14 0,01 1,81-1,10 27,97 72,8% 52,9% ,04 3,49 19,77 1,20 0,01 3,58-1,23 27,59 71,0% 50,9% ,73 3,16 20,39 1,26 0,01 3,97-1,32 28,22 72,0% 52,0% ,68 3,36 20,43 1,32 0,01 4,06-1,38 28,38 71,9% 51,8% Tabel 2.1. Elproduktion i BF2014 fordelt på typer, opgjort ved middelskøn for kvoteprisen. 21

22 500 Elproduktion i Norden (TWh) Vandkraft Kernekraft Kraftvarme Vind Sol Øvrig kondens Figur 2.2. Nordens elproduktion i BF 2014 (vist ved middelskøn for kvoteprisen). 22

23 Sammensætning af fjernvarmeproduktionen Fjernvarmeproduktionen i Danmark udvikler sig som i figur 2.3 og tabel 2.2. Et svagt fald i kraftvarmeproduktionen, et fald i kedelproduktionen, en betydelig stigning i fjernvarme til el (varmepumper, elkedler og geotermi) samt en betydelig stigning i solvarme. Danmarks fjernvarmeproduktion på typer (TWh) Kraftvarme Kedler El Industri Sol Figur 2.3. Sammensætning af dansk fjernvarmeproduktion i BF2014 (vist ved middelskøn for kvoteprisen). (TWh) Kraftvarme Kedler El Industri Sol ,23 8,03 0,70 1,40 0, ,37 8,64 0,90 1,36 0, ,44 7,89 1,56 1,36 0, ,11 8,01 1,71 1,37 0, ,86 8,18 1,79 1,33 0, ,32 8,38 2,11 1,32 1, ,83 7,67 2,28 1,33 1, ,55 7,81 2,36 1,33 1, ,07 7,32 2,47 1,33 1, ,96 7,21 2,69 1,33 1, ,45 7,41 2,97 1,32 1, ,04 7,50 3,21 1,33 1, ,96 7,32 3,40 1,33 1,67 Tabel 2.2. Dansk fjernvarmeproduktion i BF2014, opgjort ved middelskøn for kvoteprisen. 23

24 Brændselsforbrug I figur 2.4 ses det beregnede brændselsforbrug til el og fjernvarme i Danmark Brændselsforbrug i el og fjernvarme Danmark (TWh) Biogas Waste Woodfuel Straw NatGas Gasoil Fueloil Coal 0 Figur 2.4. Brændselsforbrug (vist ved middelskøn for kvoteprisen). Brændsel Kul Fuelolie Gasolie NatGas Halm Træ Affald Biogas ,3 1,2 0,8 12,3 3,6 8,5 11,1 0, ,7 1,2 0,9 11,1 3,5 8,2 11,1 1, ,2 1,1 1,1 11,7 3,4 8,0 11,2 1, ,1 1,2 1,2 11,3 3,3 7,7 11,1 0, ,6 1,2 0,9 12,7 3,6 14,1 11,1 0, ,9 1,2 1,0 11,5 3,6 15,1 11,0 0, ,1 1,2 1,0 11,9 3,5 14,8 11,0 0, ,7 1,1 1,1 11,5 3,4 16,7 11,0 0, ,3 1,1 0,8 11,9 3,3 17,2 11,2 0, ,2 1,1 0,8 11,7 3,3 17,2 11,2 0, ,2 1,1 0,8 10,8 3,2 17,4 11,1 0, ,5 1,1 0,8 10,3 3,1 17,3 11,1 0, ,7 1,1 0,8 10,1 3,1 17,4 11,1 0,9 Tabel 2.3. Brændselsforbrug til el og fjernvarme i Danmark i BF2014, opgjort ved middelskøn for kvoteprisen). 24

25 TWh Danmarks Energi- og Klimafremskrivning 2014 Brændselsforbruget falder samlet set. Dette er et resultat af dels vindkraft- og solcelleudbygningen, dels en vis omlægning til varmepumper og solvarme. For de enkelte brændsler kan bemærkes: Kulforbruget falder markant som følge af dels biomassekonverteringer, dels reduceret driftstid på de kulfyrede anlæg (konkurrence fra vind og kernekraft). Olieforbruget går primært til spidslastkedler og opstart. Det er nogenlunde konstant i perioden. Naturgasforbruges udviser en faldende tendens som følge af bl.a. nedgang i kapacitet på decentrale kraftvarmeværker. Halmforbruget er nogenlunde konstant, da der ikke forudsættes bygget flere halmfyrede anlæg. Træforbruget stiger kraftigt og bliver det dominerende brændsel op imod Det er et resultat af de mange biomasseombygninger, som er på vej på de større kraftværker. Affaldsforbruget er nogenlunde uændret over perioden. Det er i overensstemmelse med baggrundstallene fra Affaldsressourcestrategien fra Biogasforbruget er nogenlunde uændret. Stigningen i biogasforbruget jf. del 1, ses ikke direkte, fordi denne navnlig finder sted ved opgradering af biogas til naturgasnettet samt ved anvendelse uden for el- og fjernvarmesektoren. 600,0 Brændsel til el og fjernvarme i Norden 500,0 400,0 Uran Biogas Waste 300,0 Woodfuel Straw 200,0 100,0 0,0 Peat NatGas Gasoil Fueloil Coal Figur 2.5. Brændselsforbrug til el og fjernvarme i Norden (vist ved middelskøn for kvoteprisen). 25

26 Reservekapacitet Figur 2.6 viser udviklingen i reservekapaciteten i de 5 elområder. Vindkraften er medregnet med sit gennemsnitlige effektoutput (~25-50 % af den installerede kapacitet). Solceller er medregnet på samme måde, men her er gennemsnitskapaciteten kun godt 10 % af den installerede. Det generelle billede er faldende reservekapacitet i alle områder. Figuren siger ikke noget direkte om elforsyningssikkerheden, men reservekapaciteten er en af de faktorer, der indgår i vurdering af elforsyningssikkerheden. Faldet i reservekapacitet i Vestdanmark i 2017 skyldes forudsætningen om at Fynsværkets blok 7 lukker. Reservekapaciteten stiger igen i 2019 ved at etableringen af Cobra-kablet, der forbinder Vestdanmark med Holland, indgår i fremskrivningen. Figur 2.6. Reservekapaciteten i de 5 elområder i BF2014 udtrykt i % af årets maksimale elbelastning. 26

27 Kr/MWh Danmarks Energi- og Klimafremskrivning 2014 Elpris Figur 2.7 viser den beregnede elpris (spotprisen på Nordpool). Også 2013-værdien er beregnet. Det understreges, at den beregnede elpris på grund af de mange bagvedliggende usikre antagelser i sig selv er forbundet med usikkerhed. Der er i figuren indlagt alternative priser fra forskellige følsomhedsberegninger. Elprisen i BF2014 med følsomheder (øre/kwh) Høj kvotepris Lav kvotepris Tørår høj kvotepris Tørår lav kvotepris Dårligt vindår højkvotepris Godt vindår lav kvotepris Biopris +20% høj kvotepris Biopris -20% lav kvotepris Vådår høj kvotepris Vådår lav kvotepris Figur 2.7. Nordpool spotpris beregnet i BF2014, herunder ved forskellige kvotepriser og følsomheder 400 Spotpris for el (aritmetisk årsgennemsnit) DK- West DK- East Norge Sverige Finland 50 0 Figur 2.8. Elprisen i BF2014 for forskellige elområder (vist ved middelskøn for kvoteprisen). 27

28 Danmarks Energi- og Klimafremskrivning 2014 Kommentarer: Elprisen i 2013 (spotprisen på Nordpool) beregnes til ca. 28 øre/kwh. Den realiserede elpris i 2013 var ca. 29 øre/kwh. Elprisen i 2014 beregnes til ca. 25 øre/kwh. Den realiserede elpris i perioden januar-august 2014 har været ca. 23 øre/kwh. Årsagen til faldet i elpris fra 2013 til 2014 formodes at være: Den gennemsnitlige udetid for kernekraft har været lidt højere i 2013 (godt 25 %) end det der antages for 2014 (nemlig udetid lig med historisk konstateret gennemsnit; godt 20 %) var et dårligt vindår og en anelse under middel m.h.t. vandkraft og efterfølgende år er beregnet som normalår både m.h.t. vandkraft og vindkraft. Se figur 2.8 nedenfor. Naturgas- og olieprisen falder lidt fra 2013 til I perioden beregnes en svagt stigende elpris. Årsagen hertil er navnlig forventning om stigende kvotepris og i nogen grad stigende brændselspriser (se Del 1). I 2017 beregnes elprisen at stige yderligere. Ud over stigende kvotepris bidrager lukning af Fynsværkets blok 7 samt lukning af gamle kraftværker i Sverige. Den beregnede elpris i er på niveau med future-prisen på NASDAQOMX, aflæst den 1/9 2014, nemlig 27,9 øre/kwh i 2015, 27,3 øre/kwh i 2016 og 26,1 øre/kwh i I 2018 stopper den beregnede elprisstigning, hvilket i hovedsagen skyldes antagelsen om, at den 5. finske kernekraftreaktor tages i drift (idriftsættelsen antages gradvis, således at kun halvdelen af kapaciteten er til rådighed i 2018). I 2023 og 2024 falder den beregnede elprisen igen. Det skyldes bl.a. idriftsættelsen af den 6. finske kernekraftreaktor (idriftsættelsen antages gradvis, således at kun halvdelen af kapaciteten er til rådighed i 2023). 130,0% Vand- og vindår i forhold til normalår 120,0% 110,0% 100,0% 90,0% 80,0% 70,0% 60,0% Hydro Wind Figur 2.8. Variationer i vand- og vindår i forhold til normalen. 28

29 TWh Danmarks Energi- og Klimafremskrivning 2014 Eludveksling Figur 2.8 viser eludveksling i BF2014, hvor udveksling mellem modellens elområder beregnes, mens udveksling med områder uden for modellen fastsættes eksogent. Det overordnede billede er, at Finland er nettoimportør men faldende i omfang i takt med indfasning af mere kernekraft. Det er navnlig afvikling af elimporten fra Rusland, der bidrager til mindre import. Sverige er nettoeksportør med ca. 15 TWh årligt i hele perioden. DK-Øst importerer, mens DK-Vest eksporterer dog i faldende omfang. Danmark er således samlet nettoimportør med ca. 2 TWh/år, stigende til ca. 4 TWh i de sidste tre år af beregningsperioden. Det bemærkes, at beregning af omfanget af eludveksling er yderst afhængigt af forudsætninger om virkningsgrader, brændselspriser og variable driftsomkostninger, hvoraf navnlig de sidste er meget usikre. Se evt. tabel 2.4 nedenfor. 25,0 Elimport 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0-5,0-10,0-15,0-20,0 DK-West DK-East Norge Sverige Finland Figur 2.8. Eludveksling i BF2014 ved middelskøn for kvoteprisen. (TWh) BF2014 Statistik ,96 1, ,53 1,68 (jan-juli) Tabel 2.4. Beregnet og registreret eludveksling 2013 og 2014 for Danmark. 29

30 1000 tons (SO2 og NOx) mio. tons (CO2) Danmarks Energi- og Klimafremskrivning 2014 Emissioner Figur 2.9 viser de beregnede danske emissioner af CO 2, SO 2 og NOx i BF2014. Det markante fald i CO2- udledningen fra 2016 og frem til 2020 skyldes dels konvertering til biomasse, dels vindkraftudbygningen. 25,0 Emissioner fra el og fjernvarme i Danmark 16,0 20,0 14,0 12,0 15,0 10,0 8,0 10,0 5,0 0,0 6,0 4,0 2,0 0,0 SO2 NOx CO2 Figur 2.9. Beregnede danske emissioner af CO 2, SO 2 og NOx i BF2014 ved middelskøn for kvoteprisen. PSO De fremtidige PSO-omkostninger er ikke medtaget i dette papir. Der redegøres for PSO-omkostninger i et separat papir. 30

31 Betydningen af CO2-kvoteprisen Som omtalt i Del 1 opereres der i BF2014 med et spænd i form af hen høj kvotepris og en lav kvotepris samt et middelskøn for kvoteprisen. For den høje kvotepris antages CO2-kvoteprisen at stige fra dagens lave niveau omkring 40 kr/ton til 119 kr/ton i Denne antagelse baseres på forventningerne i World Energy Outlook 2013, New Policy scenariet. Ved den lave kvotepris fastholdes kvoteprisen på dagens niveau. Beregningerne omfatter påvirkning af el- og fjernvarmeforbrug, dog har det meget begrænset betydning. Resultatet er vist i tabel 2.5 for Det antages, at Avedøreværkets blok 1 og Nordjyllandsværkets blok 3 som følge af lav kvotepris ikke ombygges til biomasse men fastholdes i kuldrift, hvor det modsatte er tilfældet ved høj kvotepris. Konsekvensen af den lavere kvotepris bliver et øget kulforbrug og et mindre biomasseforbrug. Elprisen bliver lavere med lavere kvotepris, omkring 2-4 øre ift. høj kvotepris. Dette skyldes, at kvoteprisen er en omkostning, der indgår i de marginale produktionsomkostninger på de fossilt fyrede elproduktionsanlæg og dermed i budprisen på spotmarkedet. Lavere kvotepris medfører lidt højere elimport. Det skyldes formentlig, at de relativt mange biomasseanlæg i Danmark bliver relativt dårligere konkurrencemæssigt end de kulfyrede anlæg i Finland. RAMSES i 2020 Dagens kvotepris + AVV1 & NEV3 fastholdt på kul (lav kvotepris 40 kr./ton) IEA kvotepris + AVV1 & NEV3 ombygget til bio (høj kvotepris 119 kr./ton) Forskel Spotpris 29,6 øre/kwh 33,1 øre/kwh -3,5 øre/kwh CO 2 importkorrigerret 10,7 mio. tons 9,13 mio. tons +1,57 mio. tons Elimport 2,21 TWh 2,08 TWh +1,3 TWh VE-el 25,96 TWh (69,5 %) 27,51 TWh (73,7 %) -1,55 TWh (-4,2 %) Tabel 2.5. Forskel for høj og lav værdi i spændet for CO 2 -kvoteprisen. 31

32 Følsomhedsanalyser Af beregningstekniske årsager er alle følsomhedsberegningerne gennemført ved høj kvotepris, både med og uden parameterændringen. Tendensen i resultaterne vurderes dog også at gælde for andre kvoteprisudviklinger. Lukning af Fynsværkets blok 7. Vattenfall udsendte den 17. juni 2014 en pressemeddelelse, hvoraf det fremgik, at man vil lukke Fynsværkets blok 7 i I overensstemmelse med frozen policy tankegangen i BF2014 er lukningen af FYV7 indregnet som udgangspunkt i BF2014. Lukningen medfører, at fjernvarmeproduktionen fra FYV7 i BF2014 overtages af andre eksisterende anlæg, navnlig spidslastkedler. Der er udarbejdet en følsomhedsberegning, hvor FYV7 ikke lukkes men videreføres som kulfyret men der i øvrigt ikke foretages ændringer i datasættet. Effekterne af lukningen kan dermed estimeres og er sammenfattet i tabel 2.6 nedenfor. Lukning af FYV7 medfører altså en effektreserve, der er 11 %-points lavere i DK Vest og en elpris der er ca. 2 øre/kwh højere. CO 2 -udledningen falder ved lukning af FYV7 med 0,75 mio. tons, hovedsageligt på grund af lavere kulforbrug. Hvis der importkorrigeres, falder CO 2 kun med 0,14 mio. tons ved lukning af FYV7. Tabet af samproduktion trækker altså i modsat retning, således at lukningen nærmer sig CO 2 -neutralitet. (2020) Med FYV7 Uden FYV7 (basis ved høj kvotepris) Difference Effektreserve DK Vest 87 % 76 % 11 % Spotpris 30,9 øre/kwh 33,1 øre/kwh -2,2 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 9,26 mio. tons 9,11 mio. tons 0,14 mio. tons Elimport 1,20 TWh 2,08 TWh -0,88 TWh Kraftvarme-el 13,62 TWh 12,85 TWh 0,76 TWh Tabel 2.6. Følsomhed med/uden FYV7 (begge med høj kvotepris). 32

33 Lukning af Asnæsværket Asnæsværkets blok 5 er taget ud af drift af markedsmæssige årsager, og blok 2 har ikke mange driftstimer tilbage. Når varmeaftalerne udløber, tages ASV2 derfor ud af drift i 2017 i BF2014. Der er udarbejdet en følsomhed, hvor ASV2 antages at fortsætte driften efter Se tabel 2.7. Lukning af ASV2 medfører altså en effektreserve, der er 5 %-points lavere i DK-Øst og en elpris der er ca. 0,4 øre/kwh højere. CO 2 -udledningen falder ved lukning af ASV2 med 0,10 mio. tons. Hvis der importkorrigeres, stiger CO 2 med 0,05 mio. tons ved lukning af ASV2. (2020) Med FYV7 og ASV2 Med FYV7, uden ASV2 Difference Effektreserve DK Øst 40 % 35 % 5 % Spotpris 30,5 øre/kwh 30,9 øre/kwh -0,4 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 9,21 mio. tons 9,26 mio. tons -0,05 mio. tons Elimport 0,99 TWh 1,20 TWh 0,21 TWh Kraftvarme-el 13,77 TWh 13,62 TWh 0,15 TWh Tabel 2.7. Følsomhed med/uden ASV2 (begge ved høj kvotepris). 33

34 Biomasse på Fynsværket og Asnæsværket Der er udarbejdet en følsomhedsberegning for 2020, hvor både FYV7 og ASV2 ombygges til biomasse med idriftsættelse 2017 hhv Resultatet ses i tabel 2.8. FYV7 antages levetidsforlænget med mulighed for at fyre enten træpiller eller kul. ASV2 antages levetidsforlænget og ombygget til biomasse samt fortsat mulighed for at fyre med kul. Ombygning af FYV7 og ASV2 med biomassefyrede enheder (frem for lukning) giver altså en elpris der er ca. 2,8 øre/kwh lavere end basisberegningen. CO 2 -udledningen falder 0,50 mio. tons. Hvis der importkorrigeres, falder CO 2 med 1,67 mio. tons. (2020) FYV7 og ASV2 biomasse Uden FYV7/ASV2 (basis ved høj kvotepris) Difference Spotpris 30,3 øre/kwh 33,1 øre/kwh -2,8 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 7,44 mio. tons 9,11 mio. tons -1,67 mio. tons Elimport 0,45 TWh 2,08 TWh -1,63 TWh Kraftvarme-el 14,05 TWh 12,85 TWh 1,20 TWh VE-el 28,88 TWh (77,3 %) 27,51 TWh (73,7 %) 1,37 TWh (3,6 %) Biomasse-el 8,80 TWh (23,5 %) 7,43 TWh (19,9 %) 1,37 TWh (3,6 %) VE-fjernvarme 23,31 TWh (62,7 %) 20,83 TWh (56,0 %) 2,48 TWh (6,2 %) Tabel 2.8. Følsomhed med biomasseombyggede anlæg på FYV og ASV (ved høj kvotepris). Biomasse til el omfatter halm, træ, biogas og bionedbrydeligt affald. Den beregnede indtjening på de to biomasseprojekter vurderes at være god nok til at tjene investeringen hjem. Der er dog her ikke taget hensyn til lavere betalingsevne for procesvarmekunder 7. 7 Varmeprisen er i beregningen fastsat som om alle varmekunder betaler afgift. 34

35 Der er desuden udarbejdet en følsomhedsberegning for 2020, hvor både FYV7 og ASV2 erstattes af nye træpillefyrede anlæg på hhv. 300 og 150 MW el. Resultatet ses i tabel 2.9. Erstatning af FYV7 og ASV2 med biomassefyrede enheder giver altså en elpris der er ca. 2,5 øre/kwh lavere end basisberegningen. CO 2 -udledningen falder 0,68 mio. tons. Hvis der importkorrigeres, falder CO 2 med 1,68 mio. tons. (2020) FYV7 og ASV2 biomasse Uden FYV7/ASV2 (basis ved høj kvotepris) Difference Spotpris 30,7 øre/kwh 33,1 øre/kwh -2,5 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 7,44 mio. tons 9,11 mio. tons -1,68 mio. tons Elimport 0,69 TWh 2,08 TWh -1,39 TWh Kraftvarme-el 14,10 TWh 12,85 TWh 1,25 TWh VE-el 29,01 TWh (77,7 %) 27,51 TWh (73,7 %) 1,50 TWh (4,0 %) Biomasse-el 8,93 TWh (23,9 %) 7,43 TWh (19,9 %) 1,50 TWh (4,0 %) VE-fjernvarme 22,65 TWh (60,9 %) 20,83 TWh (56,0 %) 1,82 TWh (4,9 %) Tabel 2.9. Følsomhed med nye biomasseanlæg på FYV og ASV (ved høj kvotepris). Biomasse til el omfatter halm, træ, biogas og bionedbrydeligt affald. 35

36 Tørår og vådår Vandkraftproduktionen varierer år for år på grund af svindende nedbør (se figur 2.8). Der er udarbejdet en følsomhedsberegning på 2020, hvor vandkraftproduktionen reduceres hhv. øges med 5 %. Det afspejler isoleret betragtet et moderat tørår hhv. vådår. Se tabel Beregningen er lavet med uændret ekstern eludveksling. Hvis det antages, at halvdelen af den ekstra vandkraft i våde år eksporteres ud af Norden, kan beregningen med 5 % ekstra vand bruges til at illustrere effekten af et rigtigt vådår med 10 % ekstra vand, hvoraf halvdelen eksporteres. (2020) Tørår BF2014 ved høj kvotepris Vådår Spotpris 47,5 øre/kwh 33,1 øre/kwh 24,0 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 8,41 mio. tons 9,11 mio. tons 9,63 mio. tons Elimport -1,61 TWh 2,08 TWh 4,74 TWh VE-el 28,02 TWh (75,0 %) 27,51 TWh (73,7 %) 27,36 TWh (73,3 %) Biomassebaseret el 7,94 TWh (21,3 %) 7,43 TWh (19,9 %) 7,27 TWh (19,5 %) VE-fjernvarme 20,79 TWh (55,9 %) 20,83 TWh (56,0 %) 20,78 TWh (55,9 %) Tabel Følsomhed med tørår hhv. vådår (ved høj kvotepris). (2020) Tørår BF2014 ved lav kvotepris Vådår Spotpris 43,9 øre/kwh 29,7 øre/kwh 20,7 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 9,92 mio. tons 10,70 mio. tons 11,37 mio. tons Elimport -1,55 TWh 2,19 TWh 4,90 TWh VE-el 26,53 TWh (71,0 %) 25,98 TWh (69,6 %) 25,69 TWh (68,8 %) Biomassebaseret el 6,45 TWh (17,3 %) 5,90 TWh (15,8 %) 5,61 TWh (15,0 %) VE-fjernvarme 18,70 TWh (50,1 %) 18,58 TWh (49,8 %) 18,33 TWh (49,1 %) Tabel Følsomhed med tørår hhv. vådår (ved lav kvotepris). 36

37 Gode og dårlige vindår Det fremgår af figur 2.8, at der også for vindkraften er betydelige variationer år for år. Der er udarbejdet en følsomhed hvor vindkraftproduktionen hhv. reduceres og øges med 5 %. Det afspejler et moderat dårligt hhv. moderat godt vindår. Resultatet vises i tabel 2.11 nedenfor. Beregningen er lavet med uændret ekstern eludveksling. Hvis det antages, at halvdelen af den ekstra vindkraft i gode vindår eksporteres ud af Norden, kan beregningen med 5 % ekstra vind bruges til at illustrere effekten af et rigtig godt vindår med 10 % ekstra vind, hvoraf halvdelen eksporteres. (2020) 5 % mindre vind BF2014 ved høj kvotepris 5 % mere vind Spotpris 35,2 øre/kwh 33,1 øre/kwh 31,0 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 9,66 mio. tons 9,11 mio. tons 8,56 mio. tons Elimport 2,39 TWh 2,08 TWh 1,75 TWh VE-el 26,62 TWh (71,3 %) 27,51 TWh (73,7 %) 28,41 TWh (76,1 %) Biomasse-el 7,48 TWh (20,0 %) 7,43 TWh (19,9 %) 7,37 TWh (19,7 %) VE-fjernvarme 20,83 TWh (56,1 %) 20,83 TWh (56,0 %) 20,81 TWh (56,0 %) Tabel Følsomhed med dårligt hhv. godt vindår (ved høj kvotepris). (2020) 5 % mindre vind BF2014 ved lav kvotepris 5 % mere vind Spotpris 31,7 øre/kwh 29,7 øre/kwh 27,8 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 11,23 mio. tons 10,70 mio. tons 10,16 mio. tons Elimport 2,51 TWh 2,19 TWh 1,87 TWh VE-el 25,10 TWh (67,2 %) 25,98 TWh (69,6 %) 26,86 TWh (71,9 %) Biomasse-el 5,97 TWh (16,0 %) 5,90 TWh (15,8 %) 5,82 TWh (15,6 %) VE-fjernvarme 20,83 TWh (49,9 %) 18,58 TWh (49,8 %) 18,53 TWh (49,6 %) Tabel Følsomhed med dårligt hhv. godt vindår (ved lav kvotepris). 37

38 Vindkraftudbygningen Der er usikkerhed forbundet med den fremtidige vindkraftudbygning. Det gælder både land- og havmølleudbygningen. Der er udarbejdet en følsomhed på udbygning med kystnære havmøller. Der er politisk aftalt 400 MW kystnære møller inden Følsomheden går på en mulig forsinkelse af byggeriet. De to indfasningsforløb ses i tabel (MW) BF (*) Forsinket (*) 175 Tabel Indfasningsforløb for kystnære havmøller. (*) De 50 MW forsøgsmøller bygges ultimo året. De øvrige medio året. (2020) Kystnære møller forsinket BF2014 ved høj kvotepris Difference Spotpris 33,5 øre/kwh 33,1 øre/kwh 0,4 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 9,36 mio. tons 9,11 mio. tons 0,24 mio. tons Elimport 2,33 TWh 2,08 TWh 0,25 TWh Kraftvarme-el 12,90 TWh 12,85 TWh 0,05 TWh VE-el 27,15 TWh (72,7 %) 27,51 TWh (73,7 %) -0,36 TWh (-1,0 %) Vind-el 18,68 TWh (50,0 %) TWh (51,0 %) -0,37 TWh (-1,0 %) Biomasse-el 7,44 TWh (19,9 %) 7,43 TWh (19,9 %) 0,01 TWh (0 %) VE-fjernvarme 20,83 TWh (56,0 %) 20,83 TWh (56,0 %) 0 Tabel Virkninger af forsinkelse af kystnære møller jf. tabel 2.14 (ved høj kvotepris). 38

39 Biomasseprisen Der er udarbejdet en følsomhed med 20 % hhv. 40 % højere biomassepris (halm, træflis og træpiller) samt en med 20 % lavere biomassepris. Beregningen er foretaget på 2020 alt andet lige. Dvs. med de samme anlæg, samme eksterne eludveksling m.m. Resultatet ses i tabel 2.14 nedenfor. Ved 20 % øgning af biomasseprisen stiger elprisen med knap en øre/kwh, og VE-el falder knap 2 %-points. CO 2 -udledningen stiger, fordi biomasse erstattes af kul, olie og naturgas. (2020) Biomassepris - 20 % BF2014 ved høj kvotepris Biomassepris + 20 % Biomassepris + 40 % Spotpris 32,3 øre/kwh 33,1 øre/kwh 33,9 øre/kwh 34,8 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 8,29 mio. tons 9,11 mio. tons 10,05 mio. tons 10,53 mio. tons Elimport 1,88 TWh 2,08 TWh 2,57 TWh 2,17 TWh VE-el 28,27 TWh (75,7 %) 27,51 TWh (73,7 %) 26,70 TWh (71,5 %) 26,02 TWh (69,7 %) Biomasse-el 8,19 TWh (21,9 %) 7,43 TWh (19,9 %) 6,61 TWh (17,7 %) 5,93 TWh (15,9 %) VE-fjernvarme 20,93 TWh (56,3 %) 20,83 TWh (56,0 %) 19,55 TWh (52,6 %) 17,59 TWh (47,3 %) Tabel Konsekvenser af lavere og højere biomassepris (ved høj kvotepris). (2020) Biomassepris - 20 % BF2014 ved lav kvotepris Biomassepris + 20 % Biomassepris + 40 % Spotpris 28,9 øre/kwh 29,7 øre/kwh 30,6 øre/kwh 31,2 øre/kwh Importkorrigeret CO 2 9,86 mio. tons 10,70 mio. tons 11,23 mio. tons 12,12 mio. tons Elimport 1,67 TWh 2,19 TWh 2,14 TWh 2,04 TWh VE-el 26,77 TWh (71,7 %) 25,98 TWh (69,5 %) 25,50 TWh (68,3 %) 24,55 TWh (65,7 %) Biomasse-el 6,69 TWh (17,9 %) 5,89 TWh (15,8 %) 5,42 TWh (14,5 %) 4,47 TWh (12,0 %) VE-fjernvarme 19,67 TWh (52,7 %) 18,58 TWh (49,8 %) 17,70 (47,4 %) 15,23 (40,8 %) Tabel Konsekvenser af lavere og højere biomassepris (ved lav kvotepris). 39