Baggrundsnotat til Energinet.dk's redegørelse for elforsyningssikkerhed 2015

Transkript

1 Baggrundsnotat til Energinet.dk's redegørelse for elforsyningssikkerhed 2015 FSI-modellen og effekttilstrækkelighed 1. Indledning Energinet.dk har en målsætning om, at en gennemsnitsforbruger i hverken Vesteller Østdanmark skal opleve mere end 5 afbrudsminutter pga. effektmangel i et gennemsnitsår. Niveauet på 5 minutter stammer fra probabilistiske modelberegninger for 2013 og angiver således ikke det realiserede niveau i Det betyder, at beregninger ud fra Energinet.dk s effekttilstrækkelighedsmodel giver ca. 5 afbrudsminutter i gennemsnit pr. forbruger i I praksis har der endnu ikke været afbrud af forbrugere pga. manglende effekt. Beregninger og prognoser relateret til effekttilstrækkelig foretages af Energinet.dk med den såkaldte FSI-model (ForsyningsSikkerhedsIndeks-model), som beskrives nærmere i dette notat (afsnit 2 og 3). Forskellige effekttilstrækkelighedsopgørelser og -begreber beskrives også (afsnit 4), inden prognoser for effekttilstrækkelighed frem til 2025 beskrives (afsnit 5). Effekttilstrækkelighedsvurderinger og metoder for andre europæiske lande beskrives i de sidste afsnit (afsnit 6-8). 2. FSI-modellen generelt FSI-modellen blev oprindeligt udviklet i 2011 af Energistyrelsen og er i de forgangne år blevet kraftigt modificeret af Energinet.dk. Modellen er en probabilistisk regnearksbaseret model, som anvender Monte Carlo-simuleringer til for et specifikt år at simulere hændelser i elsystemet, der kan lede til, at udbuddet af el ikke kan dække efterspørgslen i enkelte timer, herefter kaldet elmangel. Grundlæggende beregner FSI-modellen risikoen for, at det samlede danske elforbrug ikke kan dækkes af indenlandsk produktion og import for det specifikke kørselsår. Grundantagelsen i modellen er, at elmangel vil betyde, at elprisen i enten spot- eller regulerkraftmarkedet vil stige, sådan at enhver tilgængelig produktionsenhed vil starte produktionen. Modellen sigter ikke mod at forudse, hvilke enheder der vil være i drift i de timer, hvor der ikke er elmangel. 1/29

2 Hovedresultaterne baseres på et valgt antal simuleringer 1 og herudfra bestemmes dels et gennemsnitligt antal timer pr. år med effektunderskud og dels den gennemsnitlige mængde af ikke-leveret energi pr. år. Ud fra mængden af ikkeleveret energi beregnes yderligere et forbrugsvægtet gennemsnitligt antal timer pr. år med effektunderskud. Dette forbrugsvægtede timeantal pr. år omregnes endeligt til et minuttal pr. år. Det er mængden af ikke-leveret energi og det deraf følgende forbrugsvægtede minuttal, som danner grundlag for de 5 afbrudsminutter pr. år, og som Energinet.dk anvender i planlægningen af effekttilstrækkelighed. FSI-modellens resultater indeholder flere elementer end blot den direkte effekttilstrækkelighed, da elementer af infrastrukturtilstrækkelighed og systemsikkerhed også indgår. Elementet vedrørende infrastrukturtilstrækkelighed stammer fra, at importmulighederne fra udlandet via udlandsforbindelserne begrænses af restriktioner i det interne danske net. Elementet fra systemsikkerhed stammer fra, at timer med effektbrist i modellen køres igennem et filter, som estimerer sandsynligheden for, at systemet går i blackout i de timer, hvor der forekommer et effektunderskud, fordi systemet i disse timer er særligt sårbart overfor havarier af store kraftværker og udlandsforbindelser. Modellen er baseret på historiske timedataprofiler fra for forbrug og vind- og solproduktion. Disse profiler skaleres til det fremtidige kørselsår ud fra forventningen til udviklingen i henholdsvis forbrug og vind- og solproduktion. På produktionssiden indgår yderligere den potentielle produktion fra kraftværker og udlandsforbindelser. Produktionen fra disse er dog stokastisk, da kraftværker falder ud på tilfældig basis pga. havari eller revision, og udlandsforbindelser falder ud pga. havari eller manglende effekt i naboområdet. På baggrund af disse data opgøres det timevist, om den tilgængelige effekt fra samtlige produktionskilder kan dække forbruget. På tværs af alle genberegninger samles timerne med effektmangel, og disse køres gennem et filter, som estimerer risikoen for et blackout i hver af timerne. Herefter udregnes en ny forventet mængde af ikke-leveret energi pr. år, som inkluderer blackoutrisiko. Ud fra denne forventede mængde af ikke-leveret energi og det forventede elforbrug for kørselsåret beregnes et forbrugsvægtet gennemsnitligt antal minutter pr. år med effektmangel. Jo lavere tal, jo bedre effekttilstrækkelighed. Det forbrugsvægtede antal minutter pr. år, som inkluderer blackoutrisikoen, udregnes for både Vestdanmark og Østdanmark. Det er disse minuttal, som Energinet.dk anvender i planlægningen af effekttilstrækkelighed og i følge målsætningen for hverken Vest- eller Østdanmark må overstige 5 minutter. 2.1 Begrænsninger FSI-modellen estimerer som sagt risikoen for, at forbruget ikke kan dækkes af den tilgængelige kapacitet i elsystemet på timeniveau. Denne risiko er kun en delmængde af den samlede elforsyningssikkerhed, som også påvirkes af fx intrahour-reguleringsbehov, spændingsregulering, fejl i det indenlandske fysiske elnet, mv.. Dvs. FSI-modellen undersøger altså ikke variationer indenfor den 1 Bemærk hver simulering/genberegning indeholder gennemregning af kørselsåret 3 gange, da det historiske data dækker en 3-årig periode. Derfor vil 100 simuleringer betyde, at der foretages 300 gennemregninger af kørselsåret. Klik her for at angive tekst. 2/29

3 enkelte driftstime, og om der fx er regulerkraft nok til rådighed til at imødekomme ubalancer i elsystemet inden for timen. Det skal understreges, at modelberegninger af sjældne hændelser er forbundet med væsentlig usikkerhed. Resultaterne skal således tolkes på et afrundet niveau, og er kun så gode som de bagvedliggende antagelser. Hvis der fx sker flere kraftværkslukninger end antaget, vil resultaterne være for optimistiske, eller hvis udlandet er mere tilgængeligt end antaget, vil resultaterne være for pessimistiske. 3. Inputdata til FSI-modellen Når FSI-modellen anvendes på et fremtidigt år, fremskrives forbrug, kraftværkskapaciteter, udlandsforbindelser, vind, sol osv. ud fra Energinet.dk's analyseforudsætninger. 2 Da modellen er timebaseret og baseret på de individuelle kraftværker og udlandsforbindelser i stedet for summen af dem, er det ikke muligt at vise modellens inputs i tabelform. I stedet beskrives kilderne til de anvendte data nedenfor, og hvordan data bruges. 3.1 Forbrug Fra Energinet.dk's markedsdata er der udtrukket data på timebasis for bruttoelforbruget i DK1 og DK2 over årene Disse data giver fordelingen af forbruget over døgnet, ugen, årstiden og hele året. Når FSI-modellen bruges til at vurdere effekttilstrækkeligheden i fremtiden, fremskrives timeforbruget i dataperioden til analyseåret med den forventede stigning i det maksimale forbrug fra Energinet.dk's analyseforudsætninger. 3 Fleksibelt forbrug indgår ikke i standardopsætningen af modellen, men en simpel modellering af fleksibelt forbrug kan slås til. Aktivering af fleksibelt forbrug vil betyde, at en prædefineret mængde forbrug kan fratrækkes forbrugsspidsen som værende fleksibelt, fordi det implicit antages bortfaldet eller udskudt til et senere tidspunkt, hvor det ikke giver problemer. 3.2 Produktion fra vind På lige fod med forbrugsdata er der fra Energinet.dk s markedsdata udtrukket produktionsdata på timebasis for de danske vindmøller fordelt på land- og havvind over årene Disse data giver ligeledes fordelingen af produktionen over døgnet, ugen, årstiden og året. De tre år, der indgår i modellen, vurderes at være repræsentative i forhold til normale vindår og variationer heromkring, fordi 2010 var vindfattigt, mens 2011 og i nogen grad 2012 var vindrige. 4 Et normalt vindår har indeks 1,00. FSI-årene har i gennemsnit haft et vindindeks på 0,99. 2 I forbindelse med analyserne af effekttilstrækkelighed i FSR 2015 er forudsætningerne for centrale og decentrale kraftværker dog justeret i forhold til de foreløbige resultater fra Markedsmodel 2.0-projektet. Energinet.dk s analyseforudsætninger vil potentielt senere blive opdateret med de endelige resultater fra Markedsmodel Det maksimale forbrug er det forventede maksimale timeforbrug for en 10-års-vinter. 4 Se følgende hjemmeside for opgørelse af vindår: Klik her for at angive tekst. 3/29

4 Ved vurdering af effekttilstrækkeligheden i et fremtidigt kørselsår fremskrives vindproduktionen med en modelbaseret forventet stigning i vindproduktionen 5 (i et normaltår) til analyseåret fordelt på land- og havvind. Fremskrivningen foretages ud fra Energinet.dk s analyseforudsætninger. Med denne metode tages der ikke højde for, at fordelingen af produktion hen over året kan blive ændret med fremtidige møller. Dette kan ikke gøres, hvis FSI-modellen skal bevare sit empiriske fundament. 3.3 Produktion fra sol Solcelleproduktion indgår på lignende vis som vindmølleproduktion. Der anvendes et empirisk datasæt for solcelleproduktion i således, at empiriske korrelationer mellem vind, forbrug og sol inkluderes i datasættet. Datasættet bygger for årene 2010 og 2011 på data baseret på meget få anlæg, men datasættet er det bedste empiriske datasæt, som Energinet.dk har til rådighed. Solcellekapaciteten fremskrives ud fra den forventede udvikling i solcellekapaciteten i Energinet.dk's analyseforudsætninger. 3.4 Produktion fra kraftværker De centrale kraftværker indgår i FSI-modellen som enkeltblokke med hver sin kapacitet og havarisandsynlighed, som dækker over blokkenes tilgængelighed. 6 De største decentrale værker indgår også separat med en havarisandsynlighed på 8 %, imens de mindre decentrale værker er samlet i større blokke, som indgår med en gennemsnitlig havarisandsynlighed på tværs af værkerne. Alle kraftværksblokke er ligeledes ude til revision på tilfældig basis typisk henover sommerhalvåret. For centrale kraftværker antages revision på ca. en måned, mens revisionen for decentrale værker antages at vare omkring 5 uger. Tilgængeligheden af kraftværker varierer derfor med årstiden, sådan at den er mindst om sommeren og størst om vinteren. Sandsynligheden følger således i grove træk værkernes varmebindinger. Den enkelte kraftværksblok indgår stokastisk i forhold til sin havarisandsynlighed. Er havarisandsynligheden fx 8 %, er der 8 % sandsynlighed i en given time for, at blokken ikke leverer effekt. Havariprocenten er fast i hele analyseperioden. Den justeres således ikke med værkets alder, da det er svært at argumentere for en bestemt praksis. Blokkene vurderes som enten-eller, så modellen opererer ikke med gradvise reduktioner i kapaciteten pga. fx brændselsforhold, delvise defekter eller varmebinding. Varmebinding i den enkelte time kan modelleres i modellen ud fra temperaturer, men anvendes ikke af Energinet.dk, da centrale værker erfaringsmæssigt kan nærme sig kondensdrift i de typisk få timer, hvor makskapaciteten er nødvendig, og decentrale værker typisk kan forskyde deres elproduktion til timerne med størst behov. Dette svarer til, at alle værker har varmelagre. 5 Ved at fremskrive ud fra stigningen i vindproduktionen i stedet for stigningen i installeret kapacitet tages der hensyn til den forventede stigning i fuldlasttimer. 6 Kapaciteten for den enkelte blok bygger på Energinet.dk's analyseforudsætninger, hvor dog de centrale kraftværkers maxkapacitet er reduceret med 5 %, da værkerne empirisk ikke leverer 100 % af kapaciteten. Havarisandsynlighederne er ligeledes empirisk baserede, men kan også sættes til at være standardiserede. Jo lavere havarisandsynlighed, jo større tilgængelighed. Klik her for at angive tekst. 4/29

5 Der er ikke afhængighed over tid eller mellem kraftværker. Dette afspejler ikke virkeligheden, hvor et kraftværk typisk vil være havareret i et antal sammenhængende timer. Dette er undersøgt til ikke at påvirke (og dermed være et problem for) modellens resultater. Forklaringen er, at modellens havarisandsynligheder er årsbaserede. Hvis timeafhængighed skal indarbejdes i modellen, sådan at havari i én time medfører større risiko for havari i den følgende time, skal risikoen for det første havari være lavere for at medføre samme samlede risiko for havari på årsbasis, som det empirisk er observeret. I modellen indgår så mange timer og værker, at modellens resultat ikke er følsomt over for valg af metode. For overskuelighedens skyld er det derfor valgt at bevare uafhængighed mellem værker og timer. Alle kraftværker inkl. reserveanlæg indgår i modellen, da reserver typisk aktiveres, før man afkobler forbrug. Der er dog i både Vestdanmark og Østdanmark fratrukket primære reserver 7 og 100 MW ekstra reserver 8, som prioriteres højere end forbrug. Dvs. i modellen afkobles forbrug, før man giver afkald på disse reserver. Empirisk er det observeret, at leverandøren af fx 20 MW primære reserver typisk binder MW til at levere disse 20 MW. Det er i modellen derfor antaget, at der bindes 150 % af reservekapaciteten, dvs. fx 20 MW reserver binder faktisk 30 MW. 3.5 Udlandsforbindelser Udlandsforbindelserne og deres kapaciteter følger Energinet.dk s analyseforudsætninger. Forbindelserne er splittet op i deres faktiske opdeling, sådan at Vestdanmarks forbindelser til Norge fx udgøres af fire separate forbindelser, der hver især kan falde ud, uden at de andre forbindelser falder ud. Havarisandsynlighederne er i modellen 8 % for AC-forbindelser og 5 % for DC-forbindelser. Disse sandsynligheder er vurderet på baggrund af den gennemsnitlige empiriske importtilgængelighed i spotmarkedet i timer med stort forbrug (som proxy for situationer med effektmangel). De historiske procentsatser inkluderer både teknisk udetid på forbindelserne samt begrænsninger pga. interne netforhold. Havarisandsynlighederne skal således tolkes på samme måde, og er derfor ikke alene et udtryk for de gennemsnitlige havarisandsynligheder på forbindelserne. Særligt for udlandsforbindelserne er det, at hvert naboområde også er tildelt en risiko for, at det ikke kan levere effekt, hvilket betyder, at alle forbindelserne til området ikke er tilgængelige. Hvis Norge således ikke er tilgængeligt, er alle fire Skagerrak-forbindelser utilgængelige på samme tid. Risikoen for manglende effekt i naboområdet er altså et tillæg til havarisandsynligheden for den enkelte forbindelse og reducerer det gennemsnitlige effektbidrag fra udlandsforbindelserne yderligere. 7 I DK2 er kun FNR medtaget. 8 Idet N-1-hændeler indgår i inputsandsynlighederne og manuelle reserver er aktiv fra 15 minutter og frem, indgår de manuelle reserver som kapacitet i FSI-modellen. Men i den daglige drift prioriterer man ikke alle de manuelle reserver lavere end afkobling af forbrug, da hændelser kan være af forskellig karakter og varighed. Der er vurderingen, at ca. 100 MW prioriteres højere end forbrug. Dvs. i modellen afkobles forbrug, før man giver afkald på disse reserver. I den konkrete situation med et presset elsystem vil reservemængden blive vurderet af Energinet.dk's kontrolrum og formodentlig være anderledes end 100 MW, men 100 MW vurderes som et godt bud. Denne metode skal løbende vurderes, da den bygger på nuværende driftsvurderinger, og disse kan ændres i takt med udviklingen af energisystemet. Klik her for at angive tekst. 5/29

6 3.5.1 Modellering af Norge (NO2) og Sydsverige (SE4) Kernen i FSI-modellen er de timebaserede opgørelser af effekttilstrækkeligheden for DK1 og DK2. For prisområderne NO2 og SE4 har Energinet.dk ligeledes indsamlet data for kraftværksparken, vindproduktion, udlandsforbindelser og forbrug, sådan at disse områder kan modelleres på samme måde som DK1 og DK2. I så fald bestemmes også den tilgængelige effekt til import fra disse to områder endogent i modellen. Der er således ingen eksogen risiko for, at disse områder ikke kan levere effekt Andre naboområder Andre naboområder indgår ikke endogent i modellen pga. manglende dataforudsætninger for de enkelte områder. Der anvendes i modellen et subjektivt bud på risikoen for effektmangel i det pågældende naboområde, da det er svært at finde empiri for udlandsområdernes rådighed i tilspidsede situationer. Risikoen er vurderet mindst i de områder, hvor effektsituationen forventes meget gunstig baseret på ENTSO-E s Scenario Outlook & Adequacy Forecast (SO&AF) Der er ligeledes angivet sandsynligheder for NO2 og SE4, da man i modellen kan slå disse områder fra, så de indgår eksogent i stedet for endogent. Sandsynlighederne er sat væsentligt højere end den forventede gennemsnitlige risiko for effektmangel i naboområderne for at tage højde for en større risiko i situationer, hvor Danmark har behov for import. Sandsynlighederne fremgår af tabel 1. Område Risiko Holland 1,00 % Norge 0,25 % Tyskland 1,50 % Midtsverige (SE3) 0,75 % Sydsverige (SE4) 1,50 % UK 2,00 % Tabel 1: Antagne sandsynligheder for, at naboprisområder ikke kan levere effekt, når Danmark har importbehov Begrænsninger på import fra Tyskland til Vestdanmark Der er i FSI-modellen indarbejdet et modul, som modellerer eventuelle importbegrænsninger på forbindelsen mellem Vestdanmark og Tyskland. Årsagen hertil er, at dette observeres empirisk pga. begrænsninger i det nordtyske net. Modelleringen af begrænsningen på timebasis sker ud fra fortrolige data fra den tyske TSO TenneT omkring den frigivne kapacitet og dens sammenhæng med vindproduktion og forbrugsfordelingen i det nordtyske net. 9 Klik her for at angive tekst. 6/29

7 3.5.4 Storebæltsforbindelsen Storebæltsforbindelsen er en særlig forbindelse, da den forbinder DK1 og DK2, hvis effektoverskud bestemmes endogent i modellen. Forbindelsens effektværdi for hvert prisområde bestemmes således også endogent i modellen. Hvis DK1 har et effektoverskud på MW og Østdanmark et effektunderskud 300 MW, kan Storebælt levere op til 600 MW til Østdanmark. Er effektoverskuddet inkl. De øvrige udlandsforbindelser i DK1 blot 200 MW, kan Storebælt kun levere 200 MW mod DK2. I den situation vil der altså være elmangel i DK2, selvom overføringskapaciteten på Storebæltsforbindelsen teknisk set er 600 MW, hvilket ville være nok til at sikre tilstrækkelig effekt i DK Blackoutrisiko For hver FSI-kørsel beregnes der, som tidligere nævnt, en blackoutrisiko for alle timer med effektmangel. Dette afspejler et mere sårbart system i tilfælde af effektmangel. Denne korrektion laves i Energinet.dk s beregninger for lettere at kunne sammenligne modelresultaterne med de faktiske afbrudsminutter i afbrudsstatistikken, dvs. i et forsøg på at få modelresultaterne tættere på den virkelige driftssituation. I timer med effektmangel er der således risiko for et medfølgende blackout, hvor det samlede forbrug ikke kan dækkes i timen med effektunderskud og de efterfølgende tre timer. 10 Dette modelleres i to scenarier. Ét, hvor der skal falde mindst én af de resterende enheder 11 med en kapacitet større end 125 MW 12 ud for at forårsage blackout. Og et andet, hvor der skal falde mindst to enheder ud for at forårsage blackout. Én enhed antages at falde ud med 5 % sandsynlighed. I nogle situationer forventes elsystemet at kunne klare udfald af én enhed uden konsekvens, mens udfald af én enhed i andre tilfælde vil forårsage blackout. Ud fra sandsynlighederne fra binomialfordelingen og det resterende forbrug bestemmes de forventede værdier af elmangel. I scenariet med blackout ved udfald af én enhed alene vurderes det i nogle tilfælde at være mere fordelagtigt at foretage forebyggende brownout svarende til effekten af den største tilgængelige enhed. Derved opnår man N-1 sikkerhed, så der nu skal falde to enheder ud for at forårsage blackout. Den forventede elmangel i dette scenarie korrigeres derfor til effekten af den største tilgængelige enhed plus den forventede værdi ved blackout ved 2 enheder, hvis summen heraf er mindre end den forventede værdi af blackout ved én enhed alene. Mængden af ikke-leveret energi pr. år med blackoutrisiko bestemmes som gennemsnittet af ikke-leveret energi pr. år for hvert af de to blackoutscenarier. 3.7 Kapacitetsforudsætninger i kørselsårene Tabel 2 herunder gengiver kapacitetsforudsætningerne, som er anvendt ved FSI-kørslerne for henholdsvis 2018, 2020 og Forudsætningerne er sammenlignelige med forudsætningerne, som anvendes i Markedsmodel De 3 timer stammer fra, hvad driften hos Energinet.dk vurderer som den gennemsnitlige opstartstid ved blackout. Nogle kunder vil opleve længere tid andre kortere tid. 11 Resterende enheder dækker over udlandsforbindelser, centrale kraftværker og decentrale kraftværker. 12 Der er kun reserver nok til dækning af 125 MW. Klik her for at angive tekst. 7/29

8 Kapaciteter (MW) Centrale værker Decentrale værker Vind Sol Udland Udland (ændringer) 2018 DK DK DK DK1-Holland +700 MW (COBRA) +DK1-Tyskland MW DK DK2-Tyskland +400 MW (KF) 2025 DK DK1-Tyskland +500 MW DK1-England MW DK Havarisandsynligheder Forskellig fra værk til værk. Revision på ca. 1 måned 8 % og revision på ca. 5 uger Følger vindprofiler Følger solprofiler 5 % for AC og 8 % for DC. Herudover er der risiko for, at der ikke er tilstrækkelig effekt i nabolandet. Tabel 2: Analysens hovedforudsætninger. 4. Effekttilstrækkelighedsopgørelser og -begreber I danske og internationale publikationer og debatindlæg om forventet fremtidig forsyningssikkerhed og dette relaterer sig som oftest til begrebet effekttilstrækkelighed anvendes der en række forskellige begreber. Tabellen herunder viser nogle af de grundlæggende begreber og forkortelser, der anvendes ved beskrivelse af effekttilstrækkelighed. LOLE LOLP EEU, EUE VoLL Justeret Loss Of Load Expectation Loss of Load Probability Expected Energy <-> Unserved Value of Lost Load Derated capacity margin Timer pr. år Hændelser pr. time Forkortelse Fuldt navn Enhed Grundlag Antal Antal Forlklaring Antal timer pr. år med effektmangel, hvor produktion og import ikke dækker forbrug. Sandsynligheden for effektmangel i en given time (LOLE 8760*LOLP) MWh/år Energi Mængden af ikke-leveret energi pr. år pga. effektmangel. Dvs. det samlede energiforbrug, der forventeligt ikke dækkes af produktionen. EUR/år Værdi Værdien af den samlede energi, der ikke dækkes; priselementet er typisk ikke markedspris, men en kompenserende pris. MW Tabel 3: Effekttilstrækkelighedsbegreber. kapacitets- margin Kapacitet Vurdering af overskudskapacitet over spidslastforbrug. Den justerede del består i, at kapacitetsopgørelsen justeres i forhold til tilgængeligheder for forskellige teknologityper. Minder meget om traditionelle kapacitetsbalancer. Klik her for at angive tekst. 8/29

9 En vigtig forskel mellem forskellige begreber relateret til effekttilstrækkelighed er, om begreberne er udtryk for en optælling af hændelser (altså et antal gange noget sker), eller om det er udtryk for en optælling af en mængde energi, der omfattes af hændelser (altså et antal MWh og dermed et udtryk for omfanget af hændelserne). Som det fremgår af tabellen, er LOLE og LOLP begrebsmæssigt identiske og udtryk for en antalsmæssig optælling, mens EEU/EUE er udtryk for en energimæssig optælling. VoLL og justerede kapacitetsmarginer falder udenfor opdelingen i hændelser eller energimængde. FSI-modellen kan levere både LOLE/LOLP og EUE. I de beregninger som Energinet.dk laver anvendes kun EUE-beregningerne. Én FSI-kørsel kan levere et gennemsnitligt antal timer pr. år med effektmangel (LOLE), samt en gennemsnitlig mængde af ikke-leveret energi pr. år (EUE). Ud fra EUE fra FSI udregnes tillige et forbrugsvægtet antal hændelser pr. time eller pr. minut ud fra kørselsårets forventede gennemsnitlige elforbrug pr. time hhv. minut. Dette antal timer/minutter er IKKE det samme som LOLE. LOLE tager nemlig ikke hensyn til mængden af ikke-leveret energi i timerne med effektmangel. 4.1 Effekttilstrækkelighedsbegreber illustreret med FSI-resultater Forskellene mellem de forskellige begreber fremgår også af tabellen herunder, hvor resultaterne af FSI-kørslerne for 2020 og 2025 for Østdanmark præsenteres på forskellig vis. Østdanmark LOLE antal timer, hvor der optræder et effektunderskud LOLP sandsynlighed for, at der optræder en time med effektunderskud 0,2 timer/år 0,4 timer/år 0,002 % 0,004 % EUE ikke-leveret energi pr. år 37 MWh/år 70 MWh/år Vægtede minutter ikke-leveret energi vægtet med forbruget i Østdanmark (ca. 25 MWh/min) Vægtede minutter inklusive risiko for blackout ovenstående plus en øget risiko for at effektunderskud medfører blackout Kapacitetsunderskud ved målsætning på 5 min/år (afrundet) 1 min/år 2 min/år 3 min/år 6 min/år - 50 MW 50 MW Tabel 4: Vurdering af effekttilstrækkelighed i Østdanmark omregnet til forskellige typer indikatorer for niveauet af forsyningssikkerhed for 2020 og Som det fremgår af ovenstående tabel kan resultater af effekttilstrækkelighedsberegninger opgøres på meget forskellig vis afhængigt af, hvad man ønsker at belyse. Den sidste linje i tabel 4 angiver behovet for tilførsel af ekstra kapacitet eller reduktion af forbrug, for at det vægtede minuttal pr. år inklusive blackoutrisiko netop rammer Energinet.dk s målsætning på 5 minutter pr. år. Dette gøres sim- Klik her for at angive tekst. 9/29

10 pelt på følgende måde: Hvis gennemsnittet af alle genberegninger viser, at risikoen for effektmangel ikke er i overensstemmelse med forsyningssikkerhedsmålsætningen, tilføjes produktionskapacitet i modellen, indtil målet atter er opfyldt. Resultaterne forklares nærmere i det følgende afsnit. 5. Prognoser for effekttilstrækkelighed I nedenstående tabel 5 vises FSI-hovedresultaterne af de forskellige prognoser for effekttilstrækkelighed i Danmark frem mod Østdanmark (minutter/år) Vestdanmark (minutter/år) Metode 5 min/år 3 min/år 6 min/år Vægtede minutter inkl. blackout risiko < 0,1 min/år < 0,1 min/år < 0,1 min/år Vægtede minutter inkl. blackout risiko Tabel 5: Vurdering af effektunderskud omregnet til vægtede forbrugsminutter i 2018, 2020 og For Vestdanmark optræder der ingen effekttilstrækkelighedsproblemer i hverken 2018, 2020 eller 2025, da alle estimater ligger under 0,1 minutter pr. år. I modelkørslerne er der ikke nogen hændelser med effektunderskud, men dette kan være et udtryk for at den sjældne hændelse ikke er udtrukket i simuleringen, og derfor sættes værdien i tabel 5 ikke lig nul. I 2018 vurderes effekttilstrækkeligheden i Østdanmark at kunne holdes på samme niveau som i dag, illustreret ved de 5 minutter pr. år i tabellen. Dette er dog inklusive indkøb af 200 MW strategiske reserver for perioden 2016 til og med Uden de 200 MW strategiske reserver vurderes niveauet at være 10 minutter pr. år. I 2020 er niveauet af afbrudsminutter relateret til effekttilstrækkelighed heller ikke kritisk med Energinet.dk s forventninger til udviklingen i nabolande og indenlandsk produktionskapacitet. En væsentlig underliggende forudsætning for denne udvikling er etablering af udlandsforbindelsen tilknyttet Kriegers Flakhavmølleparkerne. Det vil sige, at i Østdanmark kan skrotning af værker ud over det forventede eller forsinkelse af Kriegers Flak-udlandsforbindelsen medføre, at der skal nye initiativer til at fastholde forsyningssikkerhedsniveauet i Østdanmark. I 2025 er vurderingen, at der med den nuværende forventning omkring udviklingen af elsystemet igen vil være problemer med at overholde målsætningen om 5 afbrudsminutter pr. år pga. effektmangel Ovenstående resultater for effekttilstrækkelighed kan også opstilles på andre måder, som det blev præsenteret i tabel 4 i det foregående afsnit. Dette gøres for, at det er lettere at sammenligne resultaterne med andre analyser, som ek- 13 Endnu ikke godkendt af Energistyrelsen og Europa-Kommissionen. Klik her for at angive tekst. 10/29

11 sempelvis Elforsyningssikkerhed i Danmark, som regner i LOLE-minutter eller andre lande, som har LOLE-minutter og EUE ikke-leveret energi. Resultaterne fra tabel 4 er gengivet herunder i tabel 6. Tabel 6 viser kun resultaterne for Østdanmark i 2020 og Vurderingen af effektunderskud i Vestdanmark omregnet til forskellige typer indikatorer for niveauet af effekttilstrækkelighed er ikke vist, da der ikke optræder effektunderskud i Vestdanmark i simuleringerne. Østdanmark LOLE antal timer, hvor der optræder et effektunderskud LOLP sandsynlighed for, at der optræder en time med effektunderskud 0,2 timer/år 0,4 timer/år 0,002 % 0,004 % EUE ikke-leveret energi pr. år 37 MWh/år 70 MWh/år Vægtede minutter ikke-leveret energi vægtet med forbruget i Østdanmark (ca. 25 MWh/min) Vægtede minutter inklusive risiko for blackout ovenstående plus en øget risiko for at effektunderskud medfører blackout Kapacitetsunderskud ved målsætning på 5 min/år (afrundet) 1 min/år 2 min/år 3 min/år 6 min/år - 50 MW 50 MW Tabel 6: Vurdering af effektunderskud i Østdanmark omregnet til forskellige typer indikatorer for niveauet af forsyningssikkerhed for 2020 og Resultaterne i tabellen for LOLE/LOLP viser, at det i 2020 og 2025 forventeligt er få timer, der berøres af effektmangel. I 2020 optræder effektmangel i ca. 0,002 % af årets timer, og i 2025 forventes det at være omkring 0,004 % af årets timer, der påvirkes. Betragtes i stedet mængden af ikke-leveret energi og forbrugsvægtede afbrudsminutter, fremgår det, at det vægtede antal afbrudsminutter i modelberegningerne mere end fordobles, når blackoutrisikoen inkluderes. I ovenstående tabel 6 er der også omregnet til et behov for ekstra kapacitet eller reduceret forbrug (sidste linje). Denne tilføjede effekt udgør Energinet.dk's bedste bud på effektbehovet for at kunne leve op til målsætningen omkring 5 afbrudsminutter pr. år pga. effektmangel. Figur 1 herunder viser for Østdanmark sammenhængen mellem forventede afbrudsminutter pr. år pga. effektmangel, målsætningen på 5 afbrudsminutter pr. år og behovet for kapacitet for at opretholde målsætningsniveauet. Derved illustrerer figuren bl.a. resultaterne fra tabel 6. Beregningerne bygger for 2018 på Energinet.dk's analyseforudsætninger og tager hensyn til køb af 200 MW strategiske reserver i perioden Resultaterne er afrundet til nærmeste 50 MW. Ved etableringen af Kriegers Flak-udlandsforbindelsen i 2019 forsvinder dette behov. Det skal bemærkes, at leverancen af de ekstra MW kan leveres af både produktionsanlæg og forbrugsfleksibilitet. Klik her for at angive tekst. 11/29

12 Figur 1: Illustration af den forventede udvikling i effektbehovet i Østdanmark for at sikre målsætningen på 5 min/år med og uden indkøb af strategiske reserver fra Samlet set er der stor forskel i de to landsdele. I Vestdanmark er der rigelig kapacitet, mens der i Østdanmark ikke skal ændres meget på forudsætningerne, før der er risiko for et reduceret niveau af forsyningssikkerhed relateret til effektmangel. Det skal understreges, at modelberegninger af sjældne hændelser er forbundet med væsentlig usikkerhed. Resultaterne skal således tolkes på et afrundet niveau, og er kun så gode som de bagvedliggende antagelser. Hvis der fx sker flere kraftværkslukninger end antaget, vil resultaterne være for optimistiske, eller hvis udlandet er mere tilgængeligt end antaget, vil resultaterne være for pessimistiske. Ovenstående resultater er bedste bud på en fremtidig udvikling. Det skal understreges, at modelberegninger af sjældne hændelser er forbundet med væsentlig usikkerhed. Resultaterne skal således tolkes på et afrundet niveau, og er kun så gode som de bagvedliggende antagelser. Hvis der fx sker flere kraftværkslukninger end antaget, vil resultaterne være for optimistiske, eller hvis udlandet er mere tilgængeligt end antaget, vil resultaterne være for pessimistiske. 5.1 Sammenligning med andre prognoser for effekttilstrækkelighed I 2014 blev det fremtidige niveau af forsyningssikkerhed beregnet i Energistyrelsens rapport Analyse af elnettets funktionalitet. I den rapport fremlægges en række prognoser for elforsyningssikkerhedsniveauet i Danmark for årene 2020 og 2025 suppleret med forsyningssikkerhedsniveauet i scenarier for 2035 og Prognoserne fra rapporten viser, i lighed med tallene i denne redegørelse, at elforsyningssikkerheden i Danmark i 2020 forventes at være på samme niveau som i dag. Dog kan forsyningssikkerhedsniveauet i Østdanmark på sigt forværres, hvis ikke Kriegers Flak-udlandsforbindelsen idriftsættes i Siden disse analyser blev lavet i 2014, er der af Energistyrelsen igangsat et projekt med det formål at opdatere status for effekttilstrækkelighed i Danmark i dag, i 2020 og i Analyserne i den rapport er tillige i tråd med tidligere vurderinger og vurderinger i denne redegørelse. I afrapporteringen for projektet Elforsyningssikkerhed i Danmark konkluderes det blandt andet: Det danske elsystem gennemgår en udvikling, hvor der bliver flere udlandsforbindelser, mere vindkraft og solcelleproduktion og mindre cen- Klik her for at angive tekst. 12/29

13 tral og decentral kapacitet. Derfor bliver afhængigheden af udlandet større over tid. Dette er ikke i sig selv et problem for forsyningssikkerhedsniveauet, men det bliver mere afgørende at sikre tilgængeligheden af udlandsforbindelserne og den kapacitet, der findes på den anden side af forbindelserne. Danmark har mere kapacitet via udlandsforbindelser omkring 2020 end det maksimale danske elforbrug og er på dette punkt langt bedre stillet end nabolandene. Der forekommer i den nationale beregning 14 effektmangel i DK2 (Østdanmark) i hele perioden. Hyppigheden af effektmangel får dog først en bekymrende størrelse efter Der forekommer først effektmangel i DK1 (Vestdanmark) omkring 2025, dog af en meget begrænset størrelse. Effektmangel forekommer ikke kun under spidslastforbrug og vindstille vejr. Derfor er traditionelle effektbalancer ikke særligt gode til at sige noget om effekttilstrækkeligheden. Rapport Metode Øst- Elforsyningssikkerhed 0,15-1,5 min/år 15 min/år Vægtede danmark (minut- I Danmark Energistyrelsen min/år (< 1,1 min/år) (< 1,1 min/år) minutter inkl. blackout risiko ter/år) Forsyningssikkerhedsredegørelse min/år 3,4 min/år 6,1 min/år Vægtede minutter inkl. Energinet.dk blackout risiko Vest- Elforsyningssikkerhed < 0,1 - < 0,1 0,7 Vægtede danmark (minut- I Danmark Energistyrelsen min/år min/år min/år minutter inkl. blackout risiko ter/år) Forsyningssikkerhedsredegørelse < 0,1 min/år < 0,1 min/år < 0,1 min/år Vægtede minutter inkl. Energinet.dk blackout risiko Tabel 7: Sammenligning af resultater fra rapporten "Elforsyningssikkerhed i Danmark" (data er fra den nationale beregning, og i parentes er angivet den regionale beregning 15 ), Energistyrelsen 2015, og Forsyningssikkerhedsredegørelsen 2015, Energinet.dk. Tabel 7 sammenligner resultaterne for effekttilstrækkelighedsberegningerne i rapporten Elforsyningssikkerhed i Danmark og resultaterne i denne redegørelse. Resultaterne i de to analyser følger de samme linjer. Der ses en mindre afvigelse i vurderingerne for Østdanmark i 2020 og 2025, hvor vurderingerne i Forsyningssikkerhedsredegørelsen ligger mellem den nationale og regionale beregning i Forskellen mellem værdierne i den nationale beregning og Forsyningssikkerhedsredegørelsen skyldes blandt andet en forskel i modelleringen af, hvornår den ene blok på Kyndbyværket lukker, og hvor meget decentral kapacitet der forventes at være til stede. 14 I den nationale beregning indgår alle Danmarks naboområder eksogent i modellen. Metoden følger beskrivelsen i afsnit 3.5.2, men sandsynlighederne kan afvige. 15 I den regionale beregning indgår Danmarks naboområder endogent. 16 Metoden anvendt i denne redegørelse er primært en national beregning, hvor der er inkluderet nogle enkelte andre områder endogent (NO2 og SE4), og derved er denne metode en mellemting mellem den nationale og den regionale beregning fra "Elforsyningssikkerhed i Danmark". Klik her for at angive tekst. 13/29

14 5.2 Opsummering på effekttilstrækkelighed for Danmark På nuværende tidspunkt bliver effekttilstrækkelighed primært sikret af de fleksible produktionsenheder i Danmark og i Europa. Det betyder, at udviklingen i effekttilstrækkelighed er meget afhængig af forhold i markederne samt udviklingen i vores nabolande. I takt med at prisdannelsen i markederne ændrer sig, er der således behov for at se på alternative måder at sikre sig effekttilstrækkelighed på. På kort sigt har Energinet.dk ansøgt om indkøb af strategiske reserver på Sjælland for at sikre det ønskede niveau af effekttilstrækkelighed. På mellemlangt sigt har Energinet.dk iværksat et arbejde med aktørerne i branchen om at undersøge, på hvilken måde man kan sikre effekttilstrækkelighed. Dette er i Danmark en del af Markedsmodel 2.0-projektet. Konklusionerne i dette arbejde tyder på, at strategiske reserver måske stadig kan være et godt redskab til at sikre effekttilstrækkelighed i en længere overgangsperiode. På langt sigt forventes det, at effekttilstrækkelighed i langt højere grad bliver et markedsprodukt, hvor den enkelte forbruger selv bestemmer, hvad niveauet bør være. De første skridt til denne udvikling bliver taget i disse år igennem fjernaflæste målere og engrosmodellen. 6. Sammenligning med effekttilstrækkelighedsvurderinger i andre lande i Europa På europæisk niveau (ACER, EU-kommissionen, ENTSO-E, Energiunion ) er der større og større fokus på effekttilstrækkelighed. Metodikken går i retning af mere probabilistiske vurderinger med inkludering af værdi fra udlandsforbindelser (synergieffekter). Det betyder, at der er et øget ønske om at kunne stole på naboer og gøre brug af samarbejde på tværs af grænser i både planlægning og drift. Mange lande har en målsætning for forsyningssikkerhed dog med fokus på effekttilstrækkelighed. For langt de fleste lande er målsætningen baseret på et antalsmål (LOLE se definitioner i tabel 3), som ikke tager hensyn til, hvor stor effektproblematikken er i den enkelte time. Det gør det svært at sammenligne den danske målsætning med de øvrige lande, som har fastsat en målsætning. Det danske mål, som er baseret på en vurdering af størrelsen af effektproblematikken, kan lettere sammenlignes med afbrudshistorikken og derved være lettere at forstå for forbrugerne. De forskellige effekttilstrækkelighedsvurderinger i dette notat viser, at mange europæiske lande laver probabilistiske vurderinger af effekttilstrækkeligheden, og at der er stor fokus på at se på betydningen af udvekslingskapacitet til nabolandene. Der er dog stadig også store forskelle på, hvad der inddrages i vurderingen af antallet af timers effektmangel (LOLE). For Storbritannien er der i det opstillede mål ikke indregnet kapacitet fra udlandsforbindelser og brug af reserver, hvilket gør, at beregningen ikke er sammenlignelig med den, som foretages af Energinet.dk, som indregner disse og også inkluderer eventuelle følgeeffekter af en presset effektsituation. Klik her for at angive tekst. 14/29

15 For Frankrig og det pentalaterale studie er der en meget tydelig konklusion i, at det har stor værdi for de enkelte lande at være forbundet, og at der kun er meget få situationer, hvor samtidigheden i problemer udgør et reelt problem for effekttilstrækkeligheden (en meget kold vinter i det centrale Europa). 7. Målsætninger rundt om i Europa Dette afsnit er baseret på tilgængelige rapporter. Det skal bemærkes, at de rapporter, som er fundet ikke er helt konsistente for alle lande. Eksempelvis er det i nogle rapporter nævnt, at Tjekkiet har en målsætning, hvor det i andre specifikt er nævnt, at Tjekkiet ikke baserer sine vurderinger på nogen målsætninger. Det betyder, at nedenstående opsamlinger på målsætninger rundt om i Europa bør gennemgå en mere grundig opfølgning, før de kan siges at være helt korrekte. Målsætninger rundt om i Europa GB 3 timer/år Irland 8 timer/år Holland 4 timer/år Estland 10 % effektmargin Belgien 3 timer/år Frankrig 3 timer/år Rumænien 10 % effektmargin Portugal 8 timer/år Slovenien 8 timer/år Spanien 10 % effektmargin Cypern 10 % effektmargin Figur 2: Illustration af målsætninger i europæiske lande. Bemærk forskel til tidligere anvendte figurer Belgien er justeret til 3 timer og Tjekkiet er slettet. Nedenstående liste er en opsamling af de målsætninger, som fremkommer i den anvendte baggrundslitteratur. Det er dog ikke klart i alle tilfælde præcist, hvad målet omfatter. For de fleste lande er der tale om effekttilstrækkelighedsmål (planlægningsmæssigt). Det er derfor ikke direkte sammenligneligt fra land til land. De viste målsætninger kan heller ikke direkte sammenlignes med Energinet.dk s mål på 50 minutter, som også omfatter systemsikkerhed og afbrud i distributionsnettet. Tages de 5 minutter for effekttilstrækkelighed kan dette heller ikke direkte sammenlignes, da forbrugsvægtningen, som anvendes i Energinet.dk s mål tager hensyn til den mængde forbrug, som afbrydes, og desuden inkluderes risikoen fra blackout som følge af effektmangel. Klik her for at angive tekst. 15/29

16 Oversigt over målsætninger for forskellige europæiske lande: Land Målsætning Metode Kilde Citat fra kilde eller kommentar Storbritannien 3 timer/år LOLE Frankrig 3 timer/år LOLE Tyskland Belgien Ingen 3 timer/år(gns.) 20 timer/år (P95) ply-demand Effektmargin LOLE Irland 8 timer/år LOLE Holland 4 timer/år LOLE Cypern Estland Portugal 8 timer/år og LSI(p95) 1 20% effektmargin Effektmargin 10 % effektmargin Effektmargin LOLE og LSI Ofgem, Electricity Capacity Assessment Report 2014 Rte, Generation Adequacy Report on the electricity sup- balance in France, 2014 BMWI, Monitoring-Bericht des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie nach 51 EnWG Elia Sverige Ingen CEER SONI, EirGrid, All-Island Generation Capacity Statement TenneT, Rapport Monitoring Leveringszekerheid The Government has set the level of resource adequacy for the electricity system in Great Britain (GB), the Reliability Standard. The Reliability Standard is set at 3 hours loss of load expectation per year. In accordance with article 11 of the Decree of 20 September 2006 concerning Generation Adequacy Reports, the adequacy criterion used is the loss of load expectation (LOLE), which must not exceed three hours per year. Der er ikke nogen målsætning, men der udarbejdes en årlig indberetning, som er baseret på vurdering af effektmarginen. Energy Industry Act, section 12 para. 4 and 5. Der er flere forskellige tal i de ovennævnte kilder. Electricity coordination group har 3 og 16 timer. Ofgem har nævnt en belgisk målsætning på 18 timer. The generation adequacy standard for Ireland is 8 hours LOLE per year, while in the smaller system of Northern Ireland the standard is more stringent, set at 4.9 hours LOLE. When studying an all-island system, a standard of 8 hours is deemed appropriate. These standards have been agreed by the Regulatory Authority in each respective jurisdiction. In de figuur is het voldoen aan de gehanteerde 4-uursnorm met een groen vlak aangegeven. De lijn representeert de berekende LOLE-waarden. Se national lov nr. 122(I)/2003 Se national lov om Electricity market act. LSI= LoadSupplyIndex Dok 15/ /29

17 8. Vurdering af forsyningssikkerheden i udvalgte lande (metode og resultater) 8.1 Frankrig Frankrig laver årligt en stor afrapportering omkring effekttilstrækkelighed og tilsvarende en om systemsikkerhed. Det er den franske TSO RTE som laver afrapporteringen. Afrapporteringen om systemsikkerhed omhandler især hændelser i elsystemet i det forgangne år. Rapporten for effekttilstrækkelighed minder en del om Energinet.dk s Systemplan. Rapporten om systemsikkerhed (Reliability report) ligner ikke nogen tidligere danske afrapporteringer, da den primært forklarer, det forgangne års hændelser, og hvilke fremtidige initiativer dette giver anledning til. I Frankrig er rammen for disse to afrapporteringer bestemt lovgivningsmæssigt. Lovgivningen er fra 2006, men afrapporteringerne har været lavet siden I lovgivningen er der opsat en målsætning for effekttilstrækkelighed på 3 timer/år (LOLE-målsætning) Metode I den franske metode er der en omfattende gennemgang af forudsætninger. Der afrapporteres på analyser af forbrug, produktion, infrastruktur, scenarier, omverdensanalyse m.v. Selve effekttilstrækkelighedsberegningen laves ved at simulere et år ad gangen på timebasis med et probabilistisk setup i en markedsbaseret model. Den markedsbaserede model gør, at simuleringen sikrer en omkostningsbaseret dispatch, som tager hensyn til det fysiske elsystem. I simuleringerne inkluderes risikoelementerne ved at tildele forskellige parametre et bredere udfaldsrum. Dette gælder tilgængelighed på kraftværker (opdelt i planlagt og ikke-planlagt), vandtilstrømning, fleksibelt forbrug, tilgængelighed på udlandsforbindelser, temperaturer, vindkraftproduktion og solkraftproduktion. 19. juni 2015 JON/SGJ Resultater - effekttilstrækkelighed Beregningerne i rapporten fra 2014 viser, at der er en stor variation i forventet effekttilstrækkelighed i perioden Forventningen (LOLE) er 5 timer og 45 minutter på et år i 2016/17, mens den kun er 1 time i 2014/15. Udover LOLE opgøres også ikke-leveret energi (EEU) og kapacitetsmarginen. Tabel 8: Oversigt over resultater for effekttilstrækkelighed i Frankrig i perioden med bidrag fra udlandsforbindelserne. Kilde: Generation Adequacy Report on the electricity supply-demand balance in France, Dok. 15/ /29

18 Som følsomhed er der blandt andet set på, hvor stor betydning brugen af udlandsforbindelser har for resultatet. Konklusionen er, at det er vigtigt for Frankrig at have udlandsforbindelser til at afhjælpe effektmangelsituationer. Tabel 9: Oversigt over resultater for effekttilstrækkelighed i Frankrig i perioden uden bidrag fra udlandsforbindelserne. Kilde: Generation Adequacy Report on the electricity supply-demand balance in France, De 1 og knap 6 timer/år i casen med brug af udlandsforbindelser ændres til 17 og 105 timer/år uden udlandsforbindelser, altså en betydelig forskel. Da beregningerne laves med en lang række simuleringer opgøres der også en 95%-fraktil for beregningerne i 2014/15 og 2016/17. 95%-fraktilen for 2016/17 er på 30 timer pr. år sammenlignet med de knap 6 timer/år som gennemsnitsværdi. Figur 3: Oversigt over simuleringerne af effekttilstrækkelighed i Frankrig i perioden med bidrag fra udlandsforbindelserne. Resultaterne er opstillet som varighedskurve og med illustration af 95%-fraktilen langs den lodrette linje. Kilde: Generation Adequacy Report on the electricity supply-demand balance in France, Beregningerne er desuden lavet for forskellige scenarier. Disse scenarier viser, at der er stor variation i forventningen. Afrapporteringen af disse scenarier er lavet som kapacitetsmargin, hvor det for 2016/17 varierer fra 300 MW til MW (Baseline er MW som er fra beregningen med en LOLP på 6 timer/år). Dok. 15/ /29

19 Figur 4: Scenarier for analyser af effekttilstrækkelighed i Frankrig i perioden med bidrag fra udlandsforbindelserne. Baseline-scenariet er angivet med sort kurve. Kilde: Generation Adequacy Report on the electricity supply-demand balance in France, Udover afrapporteringen af den fremtidige forventning til effekttilstrækkelighed laver RTE også en rapport om hændelser i elsystemet (reliability report) i det forgangne år. Rapporten er en gennemgang af hændelser i elsystemet, og herunder også en klassificering af de enkelte hændelser, så det er muligt at se, hvor kritiske hændelserne er. Rapporten indeholder endvidere en evaluering på hændelserne og mulige fremadrettede tiltag for at adressere de identificerede risici. Som eksempel kan nævnes fokus på europæisk samarbejde med udvikling af netværkskoder, som i højere grad understøtter en god håndtering af kapacitet på grænserne (CACM) og udvikling af fælles balancemarkeder Erfaring afrapportering igennem mange år I Frankrig har den franske TSO RTE stor erfaring med afrapporteringer omhandlende forsyningssikkerhed. De har lavet analyser og rapporter indenfor dette område siden Afrapporteringen af den fremadrettede forsyningssikkerhed har stor fokus på de forventninger, der er til udviklingen i forbrug, produktionskapacitet, risikoelementer og mere generelle trends beskrevet i scenarier. En stor del af den franske rapport minder mere om Energinet.dk s Systemplan og analyseforudsætninger, da mange af vurderingerne går på forbrugs- og kapacitetsudvikling. Den franske rapport er anderledes ved, at dette kombineres i en og samme rapport med en risikovurdering af den fremadrettede elforsyningssikkerhed. Dok. 15/ /29

20 Frankrig er også et af de lande, som har været med i det første regionale studie af effekttilstrækkelighed, hvor de i den næste version af den nationale rapport inkluderer nogle af de regionale erfaringer. Se mere om det regionale studie i afsnit 8.4. Den franske TSO tager også en stort ansvar i at sikre erfaringsdeling i det europæiske samarbejde indenfor både effekttilstrækkelighed og afrapportering af hændelser. 8.2 Storbritannien Ofgem, den engelske regulator, udgiver årligt en rapport om vurdering af effekttilstrækkelighed af elkapacitet i Storbritannien (seneste udgivelse: Electricity Capacity Assessment Report Rapporten adresserer de risici, der er for tilstrækkelig elkapacitet til de kommende 5 vintre (2014/15 til 2018/19). Rapporten udarbejdes i samarbejde mellem regulator (Ofgem) og TSO (National Grid), hvor National Grid især leverer tal til Ofgems beregninger. Metodeudviklingen til vurdering af effekttilstrækkelighed er også udarbejdet i samarbejde mellem Ofgem og National Grid, med løbende dialog med både universitetsforskere og markedets aktører. Metoden er udviklet i løbet af Målsætningen for Storbritannien er af regeringen sat til 3 timer/år (Reliability standard) ud fra loss of load expectation (LOLE). Beregningerne i Electricity Capacity Assessment Report 2014 beregner IKKE, hvor meget kapacitet der skal til for at sikre målsætningen. Denne beslutning tages af Department of Energy & Climate Change (DECC) i samarbejde med National Grid. Målsætningen er lavet på baggrund af en cost-benefitanalyse, hvor værdien ved manglende levering (VOLL) er estimeret for 3 forskellige kundegrupper. Denne værdi er holdt op mod omkostningerne ved øget effekttilstrækkelighed. Dette er gjort for en kombination af muligheder og valget af de 3 timer/år et middelestimatet i metoden. Estimaterne varierer mellem ca. 0,9 og 6 timer/år. Den nærmere beregning kan ses i: Reliability Standard Methodology, Department og Energy & Climate Change, VoLL er i basisscenariet estimeret til 16,97 /MWh. Målsætningen er baseret på LOLE, og denne metode er valgt ud fra et argument om, at UK s nabolande alle anvender denne metode, og på den måde er det sammenligneligt med eksempelvis Irland, Frankrig og Holland Metode Om end målsætningen for Storbritannien er på LOLE, så beregnes der derudover også de-rated margins og likelihood of controlled disconnections. De tre nøgletal fra rapporten beregnes på følgende måde: Loss of load expectation (LOLE): Gennemsnitlig antal timer pr. år, hvor udbud forventes at blive lavere end efterspørgsel i en normaldriftssituation. Bemærk at dette mål IKKE tager hensyn til, hvor stort et effektunderskud der er i de enkelte timer. Målet inkluderer heller ikke muligheden for ekstra effekt over udlandsforbindelserne (2000 MW) Dok. 15/ /29

21 De-rated margins: Gennemsnitlig tilgængelig produktionskapacitet over spidslastforbrug i en gennemsnitlig vinter. Likelihood of controlled disconnections: Sandsynligheden for et større underskud, som kræver kontrolleret afbrud af forbrugere. Målet opgøres som en sandsynlighed på 1 ud af n år. Det skal dog bemærkes, at beregningerne af LOLE ikke indregner udlandssforbindelser med fuld kapacitet. Der regnes med eksport til Irland på ca. 750 MW og samme import fra Europa, dvs. en nettoudveksling på 0 MW. Dermed er muligheden for at anvende udlandsforbindelser i pressede effektsituationer medregnet under Likelihood of controlled disconnections i ikke i LOLE værdien, hvilket fremgår af figur 5 herunder. Det er desuden relevant at bemærke, at man ved det sidste nøgletal (sandsynlighed for kontrolleret afkobling af forbrugere) forsøger at vurdere effekten af, at et potentielt effektunderskud resulterer i afbrud af forbrugere. Dermed er denne værdi mere sammenlignelig med den værdi, som opgøres med Energinet.dk sminuttal. Opgørelsen af den sidste værdi kan illustreres ved nedenstående figur: Figur 5: Illustration af sammenhæng mellem LOLE og sandsynligheden for afbrud hos forbrugerne. Kilde: Electricity Capacity Assessment Report 2014, Ofgem Ofgem anvender en probabilistisk model, som beregner sandsynligheden for, at forbrug overstiger produktion på halv-times intervaller i vinterperioden. Der er nogle variable, der beregnes som stokastiske input ved hjælp af sandsynlighedsfordelinger (udetid, vindkraftproduktion og efterspørgsel), men andre (forbrug, vindkraftkapacitet, kraftværkskapacitet m.v.) laves som forskellige scenarier. Et af scenarierne er anvendelse af udlandsforbindelser. De forskellige risikoberegninger laves ved at finde en fordeling for hhv. forbrug og produktion uafhængigt af hinanden. Derefter laves der to fordelingskurver for hhv. forbrug og produktion i de estimerede timer. Overlappet mellem de to kurver repræsenterer det antal gange, hvor produktion ikke kan dække forbrug. Dok. 15/ /29

22 Figur 6: Illustration af Ofgems metode. Kilde: Electricity Capacity Assessment Report 2014, Ofgem Resultater - effekttilstrækkelighed Ofgem har en LOLE-vurdering på lidt under 1 time/år i 2014/15 og 5 timer/år i 2015/16. Inkluderes følsomhederne i vurderingen er intervallet fra ca. 0 til knap 9 timer/år. De 0 timer er i scenarierne med fuld importmulighed fra Europa. Figur 7: Forventede udvikling i LOLE inklusiv følsomheder. Kilde: Electricity Capacity Assessment Report 2014, Ofgem Vurderingerne af sandsynligheden for et kontrolleret afbrud hos forbrugerne vurderes i rapporten til at ligge mellem 1 gang hvert 8. år for de fleste år på nær 2015/16, hvor det er 1 gang hvert 4. år. Omregnes dette til minutter pr. år, hvor der optræder en effektmangel, så svarer det til gennemsnitligt 7 15 minutter med kontrolleret afbrud hvert år. Bemærk at dette ikke er forbrugsvægtet, og at 1 gang svarer til 1 time Erfaringer - høringsproces Ofgem har i samarbejde med National Grid kørt en meget omfattende proces for inddragelse af aktører i udvikling af metoden. Dette inkluderer afholdelse af aktør-workshops og høringer af metode, beskrivelser og afrapportering af beregningerne. På denne måde har Ofgem opnået en meget stor opbakning til den valgte metode. Dok. 15/ /29

23 8.3 Tyskland I Tyskland er der ikke nogen politisk bestemt målsætning for effekttilstrækkelighed. Der er regler for, at TSO erne hvert år skal vurdere effekttilstrækkelighedssituation ved hjælpe af effektbalancer (kapacitet i forhold til spidslastforbrug), som årligt skal indsendes til myndighederne (BMWi). Indberetningen fra 2014 er i rapporten Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz Udover de nuværende årlige indberetninger er der en stor diskussion i Tyskland omkring den fremtidige udvikling i markedet, som tager udgangspunkt i kapacitetsmarkedsdiskussionerne. Disse har indtil videre resulteret i en grønbog for udvikling af det tyske elmarked, denne er omsat til en hvidbog, som er kommet i juli Generelt har grønbogen følgende hovedpointer: - Udbygning af transmissionsnet i henhold til TYNDP herunder stort fokus på at fastholde én priszone i Tyskland. - Fokus på lokale reserver (kapacitetsreserver og netreserver), herunder samspil med mulighederne for redispatch for reduktion af netreserver. - Øget europæisk samarbejde (Pentalaterale samarbejde, samarbejde om forsyningssikkerhed med nabolande herunder fælles tilstrækkelighedsvurderinger). På lang sigt er der fokus på udvikling af markedet med bedre løsninger for inkludering af fleksibilitet. Dette gælder for både konventionelle termiske kraftværker, forbrug, lagerenheder og udbygning af net for at anvende fleksibilitet på tværs af geografiske områder. Dette er i tråd med de diskussioner, som også er i gang med Markedsmodel 2.0. I grønbogen foreslås en række initiativer, hvor nogle af dem er gengivet nedenfor. Forslag til initiativer i grønbogen med fokus på markedet: - Øget fokus på markedskobling i spotmarkederne også i den nuværende udvikling af netværkskoder og herunder nye metoder til at håndtere flaskehalse i nettet. - Støtte udviklingen af europæiske balancemarkeder indenfor rammen af netværkskoderne. - Sætte fokus på et øget balanceansvar, så de balanceansvarlige i højere grad søger at komme i balance på markederne (intra-day). - Undersøge om ændring i strukturen på nettariffer kan hjælpe med at øge udbuddet af fleksibilitet. På kort sigt er der fokus på at finde en justering af det nuværende system, men på lang sigt kan der være tale om en helt ny model. Forslag til initiativer i grønbogen med fokus på nettet: - Implementering af udbygningen af nettet både internt i Tyskland og til andre lande i tråd med Energieleitungsausbaugesetz og Bundesbedarfsplangesetz. - TSO ere og myndighederne skal løbende undersøge behov for nye transmissionsforbindelser. Dok. 15/ /29

24 - Transmissionsforbindelser mellem regioner og lande skal udvikles i henhold til TYNDP 2014 og PCI. - Ændre den eksisterende lovgivning for reserver med større fokus på regionale kriterier, da kapacitetsreserver i de enkelte områder kun er et midlertidigt problem, indtil nettet er udbygget. - Undersøge anvendelse af back-up-enheder i redispatch for at reducere netværks-reserven. - Følge udviklingen i markedet for systemydelser, herunder også udviklingen af Ancillary Services Roadmap Ændre forordningen om systemsikkerhed, så systemrisici genereret af frekvensbeskyttelsessystemer på decentrale enheder reduceres. Forslag til initiativer i grønbogen med fokus på samarbejde: - Fokus på det pentalaterale samarbejde (PLEF) mellem DE, FR, AT, Bennelux og CH (se afsnit 8.4). - Tæt samarbejde med naboer omkring forsyningssikkerhed. Målet med initiativet er at få en fælles definition på forsyningssikkerhed, udarbejdelse af fælles effekttilstrækkelighedsrapporter og aftaler som understøtter at forsyningssikkerhed er et fælles anliggende. - Øget indsats i udarbejdelse af netværkskoder. - Tilpasse regional lovgivning, så det fælles europæiske marked kan implementeres for både intraday og balancemarkederne. - Udarbejde fælles regler for håndtering af høje elpriser. Der er desuden opstillet forslag, som har fokus på kapacitetsmarkeder og udvikling af markedsmodellen. Disse er ikke inkluderet i dette notat, udover hvad der står under punktet med markeder Metode De tyske TSO ere skal årligt indberette til myndighederne omkring kapacitetsbalancen i hvert netområde og samlet for Tyskland. Reglerne for denne beregning er givet i lovgivning fra 2011 (Energy Industry Act), som også kræver, at beregningerne indsendes til ministeriet (BMWi) (Section 12 para. 4 and 5). Figur 8: Illustration af metode til beregning af kapacitetsbalancerne. Kilde: Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz Dok. 15/ /29

25 I metoden vurderes tilgængelig kraftværkskapacitet i forhold til spidslast elforbrug ud fra princippet illustreret i ovenstående figur. Denne vurdering inkluderer kun sikre kapacitetsmængder, dvs. der stadig er en sikkerhedsmargin til at håndtere vedligehold og fejl ovenpå den angivne mængde vist ved forskellen mellem første og anden kolonne. Desuden er der ikke inkluderet mulighed for brug af forbrugsfleksibilitet Resultater Rapporten fra september 2014 viser et overskud på 8,8 til 10,3 GW i årene for hele Tyskland, men der er regionale forskelle med eksempelvis TenneT s område, som har underskud. Figur 9: Oversigt over kapacitetsbalancen i de forskellige TSO-områder for Kilde: Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz, Overskuddet betyder, at der ikke er særlig stor risiko for en effektunderskudsproblematik i de kommende år. Udover vurderingerne fra de tyske TSO er er der også lavet et fælles studie i det pentalaterale samarbejde blandt TSO er i Europa (se afsnit 8.4), som i stedet for kapacitetsbalancer anvender probabilistiske simuleringer. I dette studie viser beregninger for Tyskland samme tendens som beregningerne med kapacitetsbalancerne. Tabel 10:Resultater fra PLEF-studiet for 2015/16. Kilde: Generation Adequacy Assessment, Pentalateral Energy Forum, Support Group 2, Dok. 15/ /29

26 Tabel 11:Resultater fra PLEF-studiet for 2020/21. Kilde: Generation Adequacy Assessment, Pentalateral Energy Forum, Support Group 2, Som ovenstående figurer viser, er der ikke kapacitetsproblemer i det tyske system. Dette gælder for både 2015/16 og 2020/ Pentalateral Energy Forum, Generation Adequacy Assessment Den regionale rapport og analyse af effekttilstrækkelighed for regionen (Frankrig, Schweitz, Østrig, Belgien, Holland, Luxemburg og Tysland) er lavet af det Pentalaterale Energy Forum bestående af TSO ere fra den pentalaterale region. Rapporten er et vigtigt første trin for de europæiske TSO ere hen i mod en fælles evaluering af effekttilstrækkelighed idet synergier og samarbejde i regionerne tages med i betragtningen. Figur 10: Illustration af modelområdet for analysen. Kilde: Generation Adequacy Metode Assessment, Pentalateral Energy Forum, Support Group 2, Analysen af den regionale effekttilstrækkelighed er baseret på en probabilistisk metode med time-opløsning for årene 2015/2016 og 2020/2021. Analysen tager udgangspunkt i et fælles valgt scenario (ENTSO-E, scenario A). Der anvendes en probabilistisk metode, hvor det fremtidige udbud og efterspørgsel sammenlignes ved at simulere det europæiske elsystem time for time. Disse simuleringer tager hensyn til de mest centrale sammenhænge: temperatu- Dok. 15/ /29

27 rer og deraf følgende forbrugsprofiler, udfald på kraftværker, vandressourcer, produktion fra vind og produktion fra sol. For disse data findes en række af kombinationer (Monte Carlo simuleringer), som sikrer en tilstrækkelig statistisk repræsentation of mulige effektmangelsituationer. Figur 11: Illustration af metode. Kilde: Generation Adequacy Assessment, Pentalateral Energy Forum, Support Group 2, Metoden og samarbejdet omkring udarbejdelse af denne rapport har vist sig meget nyttige for de deltagende TSO ere idet metodeændringen fra en deterministisk til probabilistisk model har vist sig ekstremt nyttig for flere TSO ers videre arbejde. Modellen i studiet er fuldt ud i tråd med den metode, som der arbejdes på i ENTSO-E og dermed det roadmap, som er udlagt for det fælles TSO-projekt i ENTSO-E. Der afrapporteres i analysen med indikatorerne LOLE, LOLP, ENS og remaining capacity, hvilket er i tråd med afrapporteringen i eksempelvis Ofgems studier. En anden stor gevinst, ved dette samarbejde er arbejdet omkring et fælles og konsistent datasæt, både hvad angår input data og valg af scenarier og rammer for analyserne. Udover definitionen af scenarier er der ydermere lavet en del følsomhedsanalyser, som viser effekten af vigtige parametre i modellen. Eksempelvis blev vinteren 2012 brugt som sensitivitet for, hvor presset systemet bliver i en meget kold vinter. Derudover er der i sensitivitetsanalyserne set på forskellige kombinationer af reserver, og hvordan anvendelse af reserver påvirker forsyningssikkerheden på tværs af grænser Resultater Resultaterne i analysen er konsistente med de nationale studier, dvs. der er effektproblemer i Frankrig og Belgien i vinteren 2015/16 grundet lukning af mange termiske enheder, som ikke kan opfylde de nye emissionskrav fra januar 2016, eller som ikke er økonomisk bæredygtige. Effekttilstrækkeligheden for- Dok. 15/ /29

28 ventes at blive forbedret frem mod 2020/21 grundet planlagte tiltag i de berørte lande. Figur 12: Illustration af resultaterne for hhv. 2015/16 og 2020/21. I 2015/16 er den maksimale værdi for den gennemsnitlige LOLE 27 timer pr. år og i 2020/21 er den 10 timer/år. Kilde: Generation Adequacy Assessment, Pentalateral Energy Forum, Support Group 2, Modelleringen af effekttilstrækkelighed i regionen viser endvidere, at det er helt centralt for forsyningssikkerheden for langt de fleste lande i regionen at udnytte den værdi, der er i udvekslingsforbindelserne. Dog viser beregningerne også, at Belgien og Frankrig har tilstrækkelighedsproblemer samtidig i nogle af situationerne med kolde vintre. Både Elia (Belgien) og RTE (Frankrig) har begge valgt at inkludere viden fra disse regionale studier i deres egne nationale studier. Tabel 12: Illustration af modelleringen med (højre) og uden (venstre) udlandsforbindelser for 2015/16. Kilde: Generation Adequacy Assessment, Pentalateral Energy Forum, Support Group 2, Appendix - baggrundsmateriale Europæiske rapporter, som blandt andet prøver at lave status på området: Dok. 15/ /29