Beregninger til Energistyrelsen om intakt forsyningssikkerhed. i 2020, 2025, 2035 og Overordnet. Energistyrelsen. 27. november 2013 APJ/

Transkript

1 Til Energistyrelsen Beregninger til Energistyrelsen om intakt forsyningssikkerhed (effekttilstrækkelighed) ifølge FSImodellen i 2020, 2025, 2035 og november 2013 APJ/ Dette notat beskriver i korthed forudsætninger, metode og resultater for beregninger lavet 12. november 2013 med den såkaldte FSI-model for 2020 og 2025 samt Energistyrelsens scenarier for 2035 og Beregningerne er input til Elanalysen "Elnettets funktionalitet". 1. Overordnet Opdraget for de beskrevne undersøgelser har været at undersøge hvor megen pålidelig termisk kapacitet, der skal lægges til for at opretholde en intakt forsyningssikkerhed (effekttilstrækkelighed) i 2020 og 2025 samt Energistyrelsens scenarier for 2035 og 2050 ifølge FSI-modellen 1. FSI-modellen er oprindeligt udviklet ca af Energistyrelsen, men er i denne analyse kraftigt modificeret af Energinet.dk. Modellen er regnearksbaseret og tager udgangspunkt i forbrugs-, vind- solprofiler fra Både udbuds- og efterspørgselssiden modificeres efter de anvendte forudsætninger til at simulere et fremtidigt år. De deterministiske værdier overlejres desuden med stokastiske udfald bestemt af givne sandsynligheder. Der gennemløbes et antal gennemregninger, så der beskrives en form for gennemsnitssituation. Det er ikke hensigten at beskrive FSI-modellen i mindste detalje, og der henvises til granskning af en konkret udgave af modellen for dens nærmere virkemåde. Der findes desuden en overordnet beskrivelse af FSI-modellen i Elanalysens hovedrapport og 2025: Z:\Udvikling\Strategisk Planlægning\FSI Model\Elanalyse \ FSI-model - VOLL-beregninger med blackout (Elanalyse version).xlsm og Scenarier 2035 og 2050: Z:\Udvikling\Strategisk Planlægning\FSI Model\Elanalyse \ FSI-model - Sigurds scenarier xlsm Dokument: 13/ /13

2 2. Forudsætninger For 2020 og 2025 beregningerne tages udgangspunkt i Energistyrelsens og Energinet.dk's fremskrivninger af kraftværkssituationen og Energinet.dk's analyseforudsætninger De enkelte forudsætninger fremgår af tidligere nævnte model-regneark for FSImodellen. 2.1 Elforbrug i 2020 og 2025 Der tages udgangspunkt i Energinet.dk's analyseforudsætninger 2013 for udviklingen i elforbrug for 2020 og Udviklingen fremgår af nedenstående tabel. År Klassisk forbrug Individuelle varmepumper Elbiler Total vest øst vest øst vest øst vest øst I analyseforudsætningerne omregnes stigningen i elforbrug til nedenstående stigninger i effektforbruget, der er input til FSI-modellen. Indeksværdierne for de specifikke år i FSI-modellen er følgende (2012=1): Effektforbrug Vestdanmark 1,005 1,024 1,042 Østdanmark 1,007 1,034 1, Elforbrug i scenarier for 2035 og 2050 Der tages udgangspunkt i følgende forudsætninger for forbrug, hvor tabellerne er listet under hinanden, da hvert scenarie har mange forbrugstyper. Andel fleksibelt forbrug 0% 0% 0% 0% 0% Ikke fleksibelt 100% 100% 100% 100% 100% enhed: TWH Klassisk Elbiler Varebiler (el) Busser (el) MC (el) Vind ,57 1,78 0,64 0,08 0,03 Vind ,11 7,14 2,55 0,32 0,10 Biomasse ,57 1,68 0,32 0,00 0,03 Biomasse ,11 6,70 1,28 0,00 0,10 Bio ,57 0,08 0,00 0,00 0,00 Bio ,11 0,32 0,00 0,00 0,00 Brint ,57 1,68 0,80 0,08 0,03 Brint ,11 6,70 3,19 0,32 0,10 Dokument: 13/ /13

3 Andel fleksibelt forbrug 0% 100% 0% 100% 100% 100% 100% Ikke fleksibelt 100% 0% 100% 0% 0% 0% 0% enhed: TWH Tog (el) Brintfabrik Øvr. Brænselsfabrikker VP (fjervarme) VP (industri) Elkedler (industri) VP (individuel) Vind2035 1,01 5,44 2,59 1,32 0,37 0,14 3,16 Vind2050 1,25 20,05 9,87 1,83 0,90 1,35 3,68 Biomasse2035 1,01 0,00-0,17-2,41 0,36 0,16 3,16 Biomasse2050 1,25 0,00-1,17 2,41 0,86 0,01 3,68 Bio ,93 0,00-0,20-2,82 0,07 0,00 0,97 Bio ,93 0,00-1,28 0,55 0,26 0,00 1,88 Brint2035 1,01 7,56 2,65 1,33 0,36 1,02 3,16 Brint2050 1,25 29,72 10,10 2,67 0,94 3,60 3,62 enhed: TWH Totalt forbrug Totalt forbrug fratrukket fleksibelt forbrug Vind ,13 37 Vind ,17 50 Biomasse ,70 33 Biomasse ,23 37 Bio ,61 31 Bio ,77 29 Brint ,25 37 Brint ,34 51 Ud fra "Totalt forbrug fratrukket fleksibelt forbrug" giver dette for de relevante scenarier og år følgende indeksværdier i FSI-modellen (2012=1): Effektforbrug Vestdanmark Østdamark ,00 1,00 Vind2035 1,06 1,06 Vind2050 1,45 1,45 Biomasse2035 0,96 0,96 Biomasse2050 1,07 1,07 Bio ,90 0,90 Bio ,84 0,84 Brint2035 1,06 1,06 Brint2050 1,46 1,46 Ref2035 1,23 1,23 Ref2050 1,24 1,24 Stigningen i elforbrug for referencescenarierne er taget fra Energinet.dk's analyseforudsætninger Produktionskapaciteter i 2020 og 2025 Dokument: 13/ /13

4 2.3.1 Termisk kapacitet Energistyrelsen og Energinet.dk har fremskrevet indenlandsk produktionskapacitet til 2020 og 2025, bl.a. baseret på udmeldinger fra ejerne, samt formodninger om den fortsatte udfasning af central og decentral kapacitet. Nedenstående tabel viser den aggregerede termiske kapacitet i henholdsvis Vest- og Østdanmark. Den termiske kapacitet er desuden opdelt i centrale og decentrale værker. Kapacitet 2020 Kapacitet 2025 Centrale værker MW i vest MW i øst MW i vest MW i øst Decentrale værker MW i vest 315 MW i øst 985 MW i vest 200 MW i øst Vindkraft og solceller Der tages udgangspunkt i Energinet.dk's analyseforudsætninger 2013 for udviklingen i landvind, havvind og solceller for 2020 og Udviklingen omregnes til indeksværdier for de specifikke år i FSI-modellen (2012=1), men er for forståelsens skyld vist som MW i nedenstående tabel: Vindkraft og solceller (MW) Vestdanmark: Havvind (inkl. kystnære) Østdanmark: Havvind (inkl. kystnære) Vestdanmark: Landvind Østdanmark: Landvind Vestdanmark: Solceller Østdanmark: Solceller Det er vigtigt at påpege, at vurderingen af antallet af solceller reelt stammer fra ultimo Produktionskapaciteter i scenarier for 2035 og 2050 Der tages udgangspunkt i scenariernes elkapacitet fordelt på vindkraft, solceller, centrale og decentrale anlæg. Dokument: 13/ /13

5 Enhed: MW Landvind Havvind Solceller Affalds KV DKV IKV CKV Vind Vind Biomasse Biomasse Bio Bio Brint Brint Ref Ref Alle anlæg er antaget at være fordelt med samme fordeling mellem Vest- og Østdanmark som i dag. Dvs. hvis ¾ af solcellerne i dag er opsat i Vestdanmark, forventes ¾ af solcellerne i 2050 også at være sat op i Vestdanmark. Tilsvarende for andre typer anlæg. 2.5 Udvekslingsforbindelser De anvendte udvekslingsforbindelser følger Elanalysens bedste bud og svarer med undtagelse af vestkystprojektet mellem Jylland og Tyskland til Energinet.dk s analyseforudsætninger Der er ikke antaget nogen udvikling i udlandsforbindeler fra 2035 til Der er antaget samme udlandsforbindelser for alle scenarier i 2035 og Udlandsforbindelser [GW] Eksport Import Eksport Import Eksport Import Eksport Import Eksport Import Østdanmark - Sverige (Øresund) 1,7 1,3 1,7 1,3 1,7 1,3 1,7 1,7 1,7 1,7 Østdanmark - Tyskland (Kontek) 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 Østdanmark - Tyskland (Kriegers Flak) 0 0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 Vestdanmark - Norge (Skagerrak) 1 1 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 Vestdanmark - Sverige (Konti-Skan) 0,74 0,68 0,74 0,68 0,74 0,68 0,74 0,68 0,74 0,68 Vestdanmark - Tyskland 1,78 1,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 Vestdanmark - Holland (COBRAcable) 0 0 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 Vestdanmark - England Vestdanmark - Østdanmark 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 2.6 Havarisandsynligheder Fluktuerende produktion som vindkraft og solceller følger historiske vind- og solprofiler, der skaleres til den forudsatte installerede kapacitet. De termiske kraftværker og udlandsforbindelser modelleres med følgende havariprocenter og revisionsperioder: Dokument: 13/ /13

6 Havari-sandsynlighed Centrale værker Udlands-forbindelser Decentrale værker 8% og revision 5 % for AC og 8 % for DC. 8% og revision på ca. på ca. 1 måned Herudover er der risiko for, 5 uger at der ikke er tilstrækkelig effekt i nabolandet Kraftværkerne kan således være ude, enten pga. tilfældigt havari eller pga. planlagt revision, der lægges i sommerhalvåret, hvor der er lav varmebinding. Revisionstiderne lægges for kraftværkerne, så revisionsperioderne så vidt muligt ikke klumper sig sammen på samme tidspunkter. Udlandsforbindelsernes udetid er baseret på empiriske tilgængeligheder for spotmarkedet og er forskellig for AC og DC-forbindelser pga. forskelle mellem empiriske tilgængeligheder for AC og DC-forbindelser. Ud over de tilfældige havarisandsynligheder er der risiko for, at der ikke er tilstrækkelig kapacitet i naboområdet. For NO2 og SE4 beregnes risikoen endogent i modellen, mens risikoen for manglende kapacitet pga. mangelfuldt data er eksogent givet med %-satser for Tyskland, SE3 og Holland. 3. Metode for 2020 og 2025 FSI-modellen er i alle tilfælde blevet kørt med 200 gennemregninger, hvor hver gennemregning beregner for 3 år, dvs. i alt 600 år. Det er rigeligt til, at modellen konvergerer i en tilstrækkelig grad. I alle tilfælde blev det ved forsøgsvis modelkørsel bestemt, hvor stor pålidelig termisk kapacitet, der skulle lægges til (med fortegn) for i et givent senere år at opretholde forsyningssikkerheden fra 2013 ifølge modellen. Denne ekstra kapacitet er organiseret i 10 blokke i hvert område, da den antages at repræsentere mange små anlæg, som fx diesel- eller gasanlæg, hvilket diversificerer risikoen for udetid. Blokkene er dedikeret spidslastkapacitet med 3 % havarisandsynlighed (fordi spidslast i virkelighedens verden ofte står stille og kan vedligeholdes i stilstandsperioderne). Den dedikerede spidslastkapacitet har desuden ingen varmebinding. Den nødvendige kapacitet kan både være termiske kraftværker, fleksibelt forbrug eller udlandsforbindelser. Før kørslerne for 2020 og 2025 kørtes en 2013-referencekørsel som udgangspunkt, hvorfra risikoen for effektmangel i Vest- og Østdanmark registreres. Selve målsøgningen foregik ved, at modelåret blev indstillet til det relevante (2020 eller 2025), hvorefter der blev lagt en given mængde termisk effekt til (eller trukket fra) i både Vest- og Østdanmark. Ved forsøg blev det bestemt hvilen mængde i Vestdanmark og i Østdanmark, som skulle til for at ramme effektbrist-omfanget fra 2013-målsøgnings-referencekørslen. Der blev accepteret en vis afvigelsesmargen, da FSI-modellen beregner stokastisk, og resultater er således ikke eksakt ens. 4. Metode for scenarier (2035 og 2050) For scenarierne i 2035 og 2050 er der beregnet den mængde kapacitet, der er nødvendig for, at sandsynligheden for effektmangel er ca (dvs. ca. hvert 10. år) og dermed mindre end nettets bidrag. Herved sikres, at den samlede forsyningssikkerhed holdes på dagens niveau. Dokument: 13/ /13

7 Herudfra er beregnet nødvendig kapacitet på samme måde som i 2020 og 2025, men med forudsætningerne for scenarierne i 2035 og FSIkørslerne er dog kun lavet med 100 gennemregninger, dvs. 300 år. 5. Resultater for 2020 og 2025 Med ovenstående forudsætninger peger FSI-modellen i 2013 på et effektbristomfang på gennemsnitlig 0,025 timer i DK1 og ca. 0,11 timer i DK2. Følgende tabel angiver hvor megen kapacitet der skal lægges (med fortegn) til for at bevare forsyningssikkerheden fra Den nødvendige kapacitet kan både være termiske kraftværker, fleksibelt forbrug eller udlandsforbindelser. Valget skal træffes ud fra samfundsøkonomiske overvejelser. Vestdanmark (DK1) Overskud 900 MW Overskud 600MW Østdanmark (DK2) Overskud 100 MW Underskud 100 MW Som det fremgår af tabellens resultater med grøn, skal der ved flere af resultaterne fjernes termisk kapacitet, hvilket skyldes, at nye udlandsforbindelser, begrænset forbrugsstigning og rigeligt vind og sol mere end kompenserer for den faldende termiske kapacitet. Situationen i Vestdanmark vurderes markant bedre end i Østdanmark. I Østdanmark forventes en marginal forringelse af effektsituationen, men det er en lille ændring i risikoen for effektmangel og skal ses i forhold til den markant forbedrede forsyningssikkerhed i distributionsnettene, som forventes i 2025 sammenlignet med historiske afbrud i distributionsnettene. 6. Resultater for 2035 og 2050 Nedenstående tabel viser, hvor meget spidslastkapacitet der skal tilføjes i scenarierne for 2035 og 2050 for at sikre, at risikoen for effektmangel er højest ca Den nødvendige kapacitet kan både være termiske kraftværker, fleksibelt forbrug eller udlandsforbindelser. Valget skal træffes ud fra samfundsøkonomiske overvejelser. Dokument: 13/ /13

8 (MW spidslast for at nå under 0,1 timer/år) DK1 (MW) DK2 (MW) I alt (MW() Vind Vind Biomasse Biomasse Bio Bio Brint Brint Ref Ref Dokument: 13/ /13

9 7. BILAG: 7.1 FSI-output for 2020 og 2025 Nedenstående resultater er vist med både 8 % havarisandsynlighed for alle værker samt empirisk baseret udetider for centrale værker. Disse empirisk baseret udetider er lidt højere end 8 %, særligt pga. høje udetider på enkelte kraftværksblokke. Resultaterne med empirisk baseret udetider er medtaget for at nuancere resultaterne (standardhavarier med 8% for alle værker) Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 0 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0233 0,1083 Timer/år, øst 2020 (standardhavarier med 8% for alle værker) Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0450 0,1117 Timer/år, øst 2025 (standardhavarier med 8% for alle værker) Antal simuleringer Simuleringsår Dokument: 13/ /13

10 MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0200 0,1033 Timer/år, øst 2013 (med standardhavarier og HCØ=20%, SMV7=100%) Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 0 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0317 0,1583 Timer/år, øst 2013 (med empiriske havarier) Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 0 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0283 0,1933 Timer/år, øst 7.2 FSI-output for scenarier i 2035 og 2050 svarer til følgende år i nedenstående FSI-output Vind Vind Biomasse Biomasse Bio Bio Brint Brint Ref Dokument: 13/ /13

11 Ref Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0333 0,0800 Timer/år, øst Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,1000 0,1300 Timer/år, øst Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0033 0,1200 Timer/år, øst Antal simuleringer Simuleringsår Dokument: 13/ /13

12 MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0167 0,0667 Timer/år, øst Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0000 0,0800 Timer/år, øst Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0000 0,0833 Timer/år, øst Antal simuleringer Simuleringsår Dokument: 13/ /13

13 MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0733 0,0800 Timer/år, øst Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,1300 0,1133 Timer/år, øst Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0033 0,1133 Timer/år, øst Antal simuleringer Simuleringsår MW Kompensation, vest MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0600 0,0767 Timer/år, øst Dokument: 13/ /13