50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 - en teknisk-økonomisk analyse

50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 - en teknisk-økonomisk analyse Ea Energianalyse a/s

Juni 2007 Udarbejdet af: Ea Energianalyse a/s Frederiksholms Kanal 1, 1. 1220 København K Tel: 88 70 70 83 Fax: 33 32 16 61 E mail: info@eaea.dk Web: www.eaea.dk 2 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

Indholdsfortegnelse 1 Resumé...5 1.1 Indledning...5 1.2 Konklusioner...6 1.3 Del I: 50 pct. vind i 2025 en scenarieanalyse...7 1.4 Del II: Vilkårene for vindkraft i Danmark...11 2 Indledning...19 Del 1: 50 pct. vind i 2025 en scenarieanalyse...21 3 Analyse af 50 % vindkraft i Danmark...21 3.1 Analysens konklusioner...21 3.2 Metode...23 3.3 Hovedforudsætninger...24 3.4 Referencescenariet...34 3.5 Den komparative analyse...43 3.6 Samfundsøkonomiske konsekvenser...51 3.7 Konsekvenser for udledning af NO x og SO 2...53 4 Omkostninger til elinfrastruktur...56 4.1 Konklusioner og fokuspunkter...56 4.2 Rammer for udbygning af den danske elinfrastruktur...56 4.3 Forudsætningerne i denne rapport...60 4.4 Valg af havmølleplaceringer...62 4.5 Økonomi...66 5 Samlet vurdering af samfundsøkonomi...70 Del 2: Vilkårene for vindkraft i Danmark...72 6 Rammer for vindkraftudbygning...72 6.1 De planlægningsmæssige vilkår...73 6.2 Forskning og udvikling...74 6.3 De økonomiske vilkår...75 6.4 Investeringer i vindkraft...80 6.5 Incitamenter til investeringer...83 7 Vindkraften i elmarkedet...84 7.1 Elmarkedet...84 7.2 Balancering af vindkraft...86 7.3 Vindkraften og elprisen...87 8 Vindkraft og forsyningssikkerhed...90 8.1 Systemtilstrækkelighed...90 8.2 Systemsikkerhed...96 8.3 Regulérkraft og reserver...97 8.4 Energi og brændselsforsyningssikkerhed...103 8.5 Er eloverløb et problem?...105 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 3

8.6 Fleksibelt elforbrug...109 8.7 Vil mere vindkraft forringe elforsyningssikkerheden i fremtiden?...110 Litteratur...112 Bilag 1: Miljøomkostninger ved elproduktionsanlæg...116 Bilag 2: Balmorel modellen...120 4 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

1 Resumé Ea Energianalyse a/s har i foråret 2007 i samarbejde med SEAS NVE gennemført et analysearbejde for Vindmølleindustrien med fokus på at kvantificere fordele og ulemper ved at udbygge vindkraften i Danmark, så den producerer en mængde svarende til 50 pct. af det danske elforbrug i 2025. Denne rapport er resultatet af arbejdet. 1.1 Indledning Den 19. januar 2007 offentliggjorde regeringen sit energioplæg En visionær dansk energipolitik, der beskriver målene for den danske energipolitik frem mod 2025. Oplægget er et led i regeringens langsigtede målsætning om at gøre Danmark uafhængig af fossile brændstoffer som kul, olie og naturgas, og det indeholder bl.a. et mål om, at andelen af vedvarende energi skal fordobles til 30 pct. inden 2025. Samtidig peger oplægget på, at der i de kommende år skal gøres en indsats for at videreudvikle og kommercialisere de danske styrkepositioner inden for bl.a. store og højeffektive vindmøller. Regeringens oplæg til en energistrategi Vedvarende energi i 2025: Opfyldelse af målet om 30 pct. vedvarende energi skal baseres på den teknologiske udvikling. De mest omkostningseffektive VE former vil løbende blive søgt fremmet, bl.a. gennem støttesystemet. Væsentlige bidrag kunne komme fra: En fordobling af vindmøllekapaciteten fra ca. 3.000 MW til ca. 6.000 MW Ca. 50 pct. af det danske elforbrug i 2025 dækkes af vindmøller 500 1.000 havvindmøller vil alene producere strøm svarende til elforbruget i alle Danmarks boliger. I Danmarks nabolande er der også planer for udbygning med vindkraft. I Tyskland er der et mål om, at vindkraft i 2020 skal udgøre 20 pct. af elforbruget mod 4 pct. i dag. Det forventes i den forbindelse, at en stor del af udbygningen etableres som havvindmølleparker i Nordtyskland. Sverige har et nationalt planlægningsmål for vindkraft på 10 TWh i 2015. Norge har et mål for vedvarende energi og energieffektivisering på 30 TWh inden 2016. Fordelingen på teknologier er ikke specificeret, men det forventes, at en stor del af udbygningen skal foregå med vindkraft. Finland har et mål for vindkraft på 500 MW i 2010 og en vision om 2.000 MW vindkraft i Finland i 2025. Den 9. marts 2007 indgik stats og regeringscheferne i EU tilsvarende en aftale, som har et mål om at reducere CO2 udledningen med 20 pct. i 2020, og et bindende mål om at 20 pct. af energiforbruget i EU skal dækkes af vedvarende energi i 2020. VEmålet skal omsættes til nationale målsætninger, der tager hensyn til nationale forhold. Kommissionen skal endvidere fremlægge en strategisk teknologiplan i løbet af 2007 til drøftelse senest på forårstopmødet i 2008. 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 5

EU Kommissionen vurderer i sin køreplan for vedvarende energi fra januar 2007, at vindkraften vil kunne dække 12 pct. af EU s elbehov inden 2020. Blandt hovedopgaverne nævnes at gøre storskala offshore vindkraft konkurrencedygtig på kort sigt og at bane vej for et europæisk supernet af havvindmøller. De politiske visioner, som er udtrykt i den danske regerings energioplæg og i EUledernes aftale, skal i den kommende tid udmøntes i mere konkrete retningslinjer og handlinger. Det sker både som en del af EU Kommissionens arbejde med en fælles energistrategi og i Danmark i form af en politisk aftale, som udmønter energioplægget fra januar. I den forbindelse rejser der sig en række spørgsmål om den fremtidige udbygning med vindkraft i Danmark: Hvordan er det muligt at indpasse en større mængde vindkraft rent fysisk i det danske elsystem? Hvilke konsekvenser vil det få for det nordeuropæiske elmarked og for forsyningssikkerheden? Hvilke drivkræfter og barrierer oplever investorer i Danmark, sammenlignet med vilkårene i andre lande? Hvad er fordele og ulemper ved en målsætning om 50 pct. vindkraft i 2025? Det er disse spørgsmål, som er udgangspunktet for den gennemførte analyse, som resumeres nedenfor. 1.2 Konklusioner Der er gennemført en analyse af to scenarier for den fremtidige udvikling af el og kraftvarmesektoren i Danmark og i vores nabolande. Ét scenarie, hvor dansk udbygning med vindkraft sker på markedsvilkår, og et scenarie, hvor vindudbygningen i årene 2011 2025 bestemmes af en målsætning om gradvist at udbygge vindkraften til at producere en mængde elektricitet svarende til 50 pct. af det danske elforbrug i 2025. Konklusionerne fra dette arbejde viser: At indpasning af 50 pct. vindkraft er teknisk muligt, uden at forsyningssikkerheden forringes. Forudsætningen for, at målet kan nås med god samfundsøkonomi, er tilpasning af infrastrukturen, udvikling af et mere dynamisk elsystem samt et effektivt internationalt elmarked, hvor også reguleringsopgaven og reservehold kan håndteres over landegrænser. At der med stor sandsynlighed kan etableres i alt 3.500 MW landmøller uden forstærkninger i det overordnede elnet. Der er dog ikke gennemført egentlige netberegninger. 6 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

At der ud over de eksisterende og besluttede havvindmølleparker kan etableres yderligere 2.250 MW med ilandføring i Danmark uden etablering af nye luftledninger alene af hensyn til vindmølleudbygningen. At investeringer i netinfrastrukturen i årene 2010 2025 udgør i størrelsesordenen 500 mio. kr./år. Denne omkostning for samfundet modsvares af tilsvarende indtægter som følge af sparede omkostninger til brændsel, reduceret forbrug af CO2 kvoter, reducerede skadesomkostninger fra NOx og SO2 samt øget eleksport. At den samfundsøkonomiske gevinst ved 50 pct. scenariet er ca. 20 mio. kr./år i grundberegningen med 3 pct. kalkulationsrente. For det samlede nordeuropæiske system vil 50 pct. vindscenariet give en gevinst på 660 mio. kr. pr. år. At der i begge scenarier forudsættes en betydelig vindudbygning i vores nabolande, svarende til ca. 15 pct. af landenes elforbrug. Sammen med den danske 50 pct. målsætning øges flaskehalsindtægterne i et omfang, der sandsynligvis giver god økonomi i netforstærkninger imellem landene. Dette vil øge værdien af vindkraften yderligere. At udbygningen med vindmøller får priserne på det danske elmarked i 2025 til at blive ca. 3 øre/kwh lavere, end de ellers ville være. Dette er isoleret set til gavn for elforbrugerne. 1.3 Del I: 50 pct. vind i 2025 en scenarieanalyse Kan vindkraften dække 50 pct. af det danske elforbrug, og hvilke konsekvenser har det for elforsyningen og for samfundsøkonomien? For at besvare dette spørgsmål er der gennemregnet to scenarier for det nordeuropæiske elmarked Danmark, Norge, Sverige, Finland og Tyskland frem mod 2025. I det ene scenarie, referencescenariet, styres udbygningen med vindkraft i Danmark af markedet, i det andet scenarie, 50 pct. vindscenariet, fastlægges udbygningen ud fra en målsætning om, at der gradvis skal opbygges til 50 pct. vindkraft i det danske elnet i 2025. Foruden modelanalyser af det samlede elsystem er det vurderet, hvordan infrastrukturen vil skulle tilpasses i Danmark for 50 pct. vindscenariet. Grundforudsætningerne i de to scenarier er ens, med en enkelt undtagelse. Der fastlægges på forhånd en udbygning med vindkraft i Danmark, som sikrer, at vindkraft kan producere elektricitet svarende til 50 pct. af det danske elforbrug i 2025, stigende jævnt fra den nuværende vindkraftandel. Denne beslutning påvirker principielt omfanget af de markedsdrevne investeringer, ikke kun i Danmark, men i det samlede system. Ud fra grundforudsætningerne foretager scenariemodellen en optimering af det samlede elsystem i de to scenarier, både med hensyn til de anlæg, der etableres af investorer i markedet, og med hensyn til driften af anlæggene i løbet af året. 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 7

Grundforudsætninger i de to scenarier Elforbruget stiger svagt i Tyskland, Sverige, Norge, Finland og Danmark, samtidig med at der hvert år skrottes 3 pct. af de termiske kraftværker. I Tyskland afvikles a kraften som hidtil planlagt. En række produktionsanlæg er exogent lagt ind i modellen som følge af vedtagne beslutninger eller politiske målsætninger. Således forudsættes en betydelig udbygning med vindkraft i Norge, Sverige og Tyskland. Samlet set øges vindkraften til ca. 13.000 MW i Finland, Norge og Sverige og til ca. 48.000 MW i Tyskland. Produktionen herfra svarer til 14 pct. af landenes samlede elforbrug. Brændselsprisudviklingen er baseret på de seneste forventninger fra IEA med en oliepris på 52 US$ pr. tønde. CO2 kvoteprisen er 150 kr./ton i hele perioden. Øvrige investeringer i produktionsanlæg optimeres i modellen ud fra et teknologikatalog og med et minimums afkastkrav på knap 12 pct. af investeringen. Det internationale elmarked er i øvrigt velfungerende med mulighed for effektiv handel på tværs af grænserne. Produktionsudbygningen i de to scenarier Referencescenariet I referencescenariet bestemmes udbygningen med vindkraft i Danmark som nævnt udelukkende af investorernes lyst til at investere i vindkraft frem for i andre anlæg, på basis af de forventninger om prisudvikling der hentes fra Teknologikataloget. Modelanalyserne viser, at der i Danmark etableres en række nye biomassefyrede kraftvarmeværker som følge af afgiftsfritagelse for biomasse. Af samme årsag erstattes de decentrale kraftvarmeværker i et vist omfang af varmekedler. Den danske produktionskapacitet reduceres over perioden som følge af, at skrotning af eksisterende anlæg overstiger nyinvesteringer. Dette medvirker til, at Danmark udvikler sig fra at have en nettoeleksport på omtrent 10 TWh årligt til at have en nettoimport på 2 TWh i slutningen af perioden. I Danmark falder CO2 emissionen fra el og kraftvarmesektoren til 57 pct. over perioden. Elprisen stiger til omtrent 36 øre pr. kwh som årsgennemsnit mod slutningen af perioden. 50 pct. vindscenariet Målsætningen om 50 pct. vindkraft i Danmark medfører, at modellen vælger at udbygge med vindkraft på land i starten af perioden op til den besluttede grænse på 3.500 MW. I slutningen af perioden udbygges der med de dyrere havmøller, 1.250 MW i vest og ca. 1.000 MW i øst. Mængden af vindkraft på havet er begrænset af den udbygning af den tilhørende infrastruktur, der er valgt. 8 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

Reference 50 pct. vind 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2015 2020 2025 0 2015 2020 2025 Biomasse Vind Biomasse Vind Figur 1: Udbygning med kraftværkskapacitet i Danmark i de to scenarier. I referencescenariet udbygges med biomassefyrede kraftværker, især i starten af perioden. I 50 pct. vindkraftscenariet udbygges jævnt med vindkraft som følge af 50 pct. målsætningen. Herudover sker der en udbygning med biomasseanlæg. De øvrige investeringer i kraftværkskapacitet påvirkes kun lidt af vindmålsætningen, og elprisen i 2025 er i dette scenarie 33 øre pr. kwh i Danmark i 2025. Selvom elprisen i Danmark således er lavere end i referencen, reduceres udbygningen med termiske værker kun med ca. 400 MW. Danmark fastholder til forskel fra i referencescenariet sin rolle som nettoeksportør af el. Alligevel reduceres den danske CO 2 emission til 54 pct. over perioden. I det samlede nordeuropæiske system stiger flaskehalsindtægterne yderligere til i alt ca. 5 mia. kr. årligt, hvilket er et signal om, at transmissionsforbindelserne mellem områderne kan udbygges med positiv samfundsøkonomi. Dette er dog ikke yderligere analyseret. Den fysiske indpasning Som led i analysen er de fysiske muligheder for at indpasse 50 pct. vindkraft i det danske eltransmissionssystem vurderet. Der er ikke udarbejdet en egentlig plan for, hvor fremtidens vindkraftanlæg skal placeres, men de overordnede placeringer er skitseret, og de nødvendige infrastrukturomkostninger er vurderet. Den forudsatte stigning i elforbruget betyder, at der skal produceres knap 20 TWh vindkraft i 2025. Med et fastsat maksimum på 3.500 MW landvind og brug af tilgængelige vinddata for land og havmøller viser modelberegningen, at den danske elinfrastruktur i 2025 skal håndtere i alt 6.500 MW vindkraft eller ca. dobbelt så meget vindmølleeffekt som i dag. En vigtig forudsætning for, at dette kan realiseres, er, at der gennem den kommunale planlægning skabes plads til de 3.500 MW landmøller. Hvis denne udbygning på land afpasses skrotningstakten for de eksisterende ca. 2.800 MW ældre og mindre møller, vurderes, at der med stor sandsynlighed ikke er behov for forstærkninger i det overordnede net alene på grund af landmøllerne. Ud over de eksisterende og besluttede ca. 825 MW havmøller skal der etableres 2.250 MW frem mod 2025. Det er i projektet besluttet, at den nødvendige infrastruktur i form af ilandføringsanlæg og netforstærkninger skal etableres uden at bygge nye luftledninger. Det er valgt at gøre plads til ca. 1.250 MW havmøller i Vestdanmark og ca. 1.000 MW i Østdanmark. En nærmere sammenligning med analyserne i rapporten Fremtidens havmølleplaceringer 2025 kan vise, om mølleparkerne med fordel kan placeres bedre ud fra en helhedsbetragtning. 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 9

Det vurderes muligt at etablere ca. 2.250 MW havmøller og 3.500 MW landmøller, uden at der er behov for at forstærke det overordnede eltransmissionsnet med luftledninger. Ilandføringen af elektriciteten fra nye havmøller foreslås som hovedregel at ske gennem nye jævnstrømskabler frem til stærke knudepunkter i transmissionsnettet. Hovedfilosofien i de løsninger, der er valgt, er så vidt muligt at anvende kabelløsninger i form af højspændt jævnstrømsteknik, såkaldt HVDC VSC, til at føre strømmen i land fra parkerne og frem til de eksisterende knudepunkter i nettet. Stærke punkter er Landerupgaard station i Jylland og Bjæverskov på Sjælland. Endvidere antages, at det planlagte Skagerrak 4 kabel mellem Norge og Vestdanmark kan vælges etableret som en multiterminal med to danske terminaler i det sydlige Jylland. Økonomiske konsekvenser af 50 pct. vindkraft Ved at sammenligne de to scenarier kan de økonomiske konsekvenser af den danske 50 pct. målsætning beregnes. I analyserne er disse omkostninger vurderet både for Danmark isoleret betragtet og for det samlede område (Danmark, Norge, Sverige, Finland og Tyskland). Et vigtigt resultat fra modelberegningerne er de samlede årlige energiomkostninger for at tilfredsstille behovet for el og varme i de fem lande, der indgår i modelområdet. Omkostningerne omfatter kapitalomkostninger til nye anlæg, brændselsomkostninger, drift og vedligehold, samt reguléromkostninger for vindkraften. Udledningen af CO 2 er forskellig i de to scenarier, og en økonomisk fordel ved 50 pct. scenariet er lavere omkostninger til køb af CO 2 kvoter. Merudgifter til netinfrastrukturen skyldes investeringer i ilandføringsanlæg fra havmølleparkerne og de nødvendige netforstærkninger. De samlede omkostninger for netinfrastrukturdelen vurderes til godt 8 mia. kr. over 16 år, svarende til godt 3,6 mio. kr. pr. MW havmøllepark. Denne investering giver mulighed for at etablere 2.250 MW havmøller og sikrer en kabelløsning uden etablering af nye luftledninger af hensyn til vind. Reduktion i skadesomkostninger hidrører fra mindre udledning af SO 2 og NO x som følge af, at produktion fra termiske anlæg erstattes af vindkraft uden udledninger af skadelige stoffer. I grundberegningen anvendes en samfundsøkonomisk kalkulationsrente på 3 pct. Tabel 1 viser, at der som gennemsnit over årene 2010 2025 er et samfundsøkonomisk overskud ved 50 pct. målsætningen sammenlignet med referencen. Vores analyse viser, at overskuddet bliver godt 20 mio. kr. pr. år for Danmark og ca. 660 mio. kr. pr. år for hele området. Hvis der alternativt anvendes en kalkulationsrente på 6 pct., får Danmark et underskud på 215 mio. kr., mens der er et overskud på ca. 240 mio. kr. årligt for hele modelområdet. 10 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

Beregningerne viser også, at den gennemsnitlige danske elpris falder fra 36 øre pr. kwh i 2010 til ca. 33 øre pr. kwh i 2025 i 50 pct. scenariet. Mio. kr. pr. år Danmark Hele området Fald i energiomkostninger 27 287 Mindre forbrug af CO 2 kvoter 97 406 Netinfrastruktur 236 236 Reduktion i skadesomkostninger (SO 2 og NO x ) 132 777 Samlet gevinst 20 660 Tabel 1: Samfundsøkonomi for 50 pct. vindkraft i Danmark. Samfundsøkonomien er den gennemsnitlige omkostning i perioden 2010 2025. Der er regnet med 3 pct. rente. Selvom samfundsøkonomien samlet set er positiv, kan forskellige aktørgrupper blive påvirket i positiv eller negativ retning af målsætningen. Som hovedregel vil elproducenterne samlet set tabe ved øget vindudbygning ifølge modellen, mens forbrugerne vil få en gevinst som følge af de lavere elpriser og indirekte i form af øgede flaskehalsindtægter, der tilfalder systemansvaret. I praksis vil aktørøkonomien være afhængig af de konkrete virkemidler, der vælges for at nå målsætningen, herunder hvordan eventuelle tilskud finansieres. 1.4 Del II: Vilkårene for vindkraft i Danmark I del 1 er de fysiske og samfundsøkonomiske konsekvenser af et scenarie med 50 pct. vindkraft i det danske elsystem vurderet. I del 2 behandles en række andre spørgsmål om vindkraftens indpasning i energisystemet og elmarkedet. Det drejer sig om vilkårene for investeringer i vindkraft, samt hvordan vindkraften håndteres i elmarkedet. Endelig beskrives sammenhængen mellem vindkraften og forsyningssikkerheden i elsystemet. Vindkraft fra et investorsynspunkt Størrelsen af den fremtidige vindkraftudbygning i Danmark bestemmes i praksis af, om det er attraktivt at investere i vindmøller i Danmark, sammenlignet med vilkårene i andre lande. Afregningsvilkårene er uden tvivl en afgørende parameter, men det spiller også en rolle, hvor nemt det er at etablere vindmøller. Afregningsvilkår Der er forskel på afregningsvilkårene for vindmøller på land og offshore. Ejerne af nye vindmøller på land sælger elektriciteten på elmarkedet til markedspris og får herudover et pristillæg på 10 øre pr. kwh, indtil møllen er 20 år. Hvis den nye vindmølle erstatter en eksisterende mølle, ydes et ekstrapristillæg på 12 øre pr. kwh (skrotningsordningen). Hertil kommer et balanceringstilskud på 2,3 øre pr. kwh, som skal kompensere for vindmølleejernes udgifter til balancering af vindkraften på elmarkedet. Offshore vindmøller bygges efter udbud, hvor afregningsprisen fastsættes ud fra tilbuddet. De to nyeste parker, som endnu ikke er etableret, får en afregningspris på henholdsvis 49,9 og 51,8 øre pr. kwh for de første 50.000 fuldlasttimer, svarende til 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 11

ca. 14 års elproduktion. Derefter sælges elektriciteten på markedsvilkår uden tilskud. De højere afregningspriser for offshore anlæg sammenlignet med landmøller modsvares af højere investeringsomkostninger. I 2006 var den gennemsnitlige markedspris for vindmølleelektricitet ca. 31 øre pr. kwh for den danske vindkraftproduktion. Med pristillægget på 10 øre pr. kwh gav det en samlet afregningspris på 41 øre pr. kwh for en ny vindmølle på land. En sammenligning med afregningsforholdene i Tyskland, Spanien og Storbritannien, hvor vindmølleudbygningen har været i stor vækst i de senere år, viser, at den danske afregning for landmøller er væsentlig lavere end afregningen i de øvrige lande. I de tre lande ligger niveauet på omkring de 67 øre pr. kwh i dag, jf. Tabel 2. Land Støttetype Støtteniveau (øre/kwh) Gns. afregningspris 2006 (øre/kwh) Tyskland Fast afregningspris 40 68 65 68 Spanien Fast afregningspris 51,4 51,4 Markedspris + tillæg 28,5 69,6 Storbritannien Grønne certifikater 67 75 67 75 Danmark (nye møller) Markedspris + tillæg 10 41 Tabel 2: Sammenligning af støtteniveau i Tyskland, Spanien, Storbritannien og Danmark, angivet i øre/kwh. Kilder: IEA 2006: World Wind Energy Outlook 2006, BTM Consult 2007: World Market Update 2006. Set fra et investorsynspunkt er det i dag mere interessant at investere i vindmøller i Tyskland, Spanien og Storbritannien end i Danmark. Planlægningsrammer Siden 2004 har der været en udskiftningsordning for landmøller, som skal erstatte gamle, mindre effektive vindmøller (175 MW) med større, mere effektfulde vindmøller (350 MW) inden udgangen af 2009. Der er dog indtil videre kun udpeget få arealer til nye vindmøller. Efter den nye strukturreform er det kommunerne, der skal udpege arealer til opstilling af vindmøller på land, og et udvalg under regeringen er i februar 2007 kommet med en række anbefalinger, som skal sætte mere gang i den langsigtede vindmølleplanlægning på land. Der er hidtil opført otte havvindmølleparker i de danske farvande. Endnu et udvalg under regeringen har i april 2007 udgivet rapporten Fremtidens havmølleplaceringer 2025, som foreslår syv områder med et samlet areal på godt 1.000 km 2, hvor der kan placeres op til 23 havmølleparker hver med en installeret effekt på 200 MW. 12 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

Det er afgørende for den fremtidige udbygning med især landvindmøller, at der kommer gang i kommunernes planlægning, og at der skabes et folkeligt engagement i udbygningen. Vindkraft i elmarkedet I det nordiske elmarked indmeldes vindkraft på lige fod med anden elproduktion til den nordiske elbørs, Nord Pool, for det kommende driftsdøgn. De vindprognoser, der anvendes til forhåndsanmeldelsen af den forventede vindkraftproduktion, indmeldes op til 36 timer før driftstimen, og de rammer ofte ved siden af den faktiske produktion. Dermed skabes de såkaldte ubalancer mellem indmeldt og faktisk produktion. Vindkraftens prognosefejl er dog ikke dominerende for dimensionering af reservebehov ved håndtering af systemubalancer, selv i Danmark hvor vindkraften udgør ca. 20 pct. af den samlede elproduktion. I ca. 40 pct. af tilfælde med prognosefejl går vindkraftens ubalance i modsat retning og hjælper dermed med at genoprette systembalancen. Det er ikke kun vindkraft, der skaber ubalance i elmarkedet. Andre årsager til afvigelser mellem planlagt og faktisk drift er fejl i forbrugsprognoser, driftsproblemer på værker og transmissionslinjer. Nord Pool har forskellige handelspladser. På spotmarkedet skal salgs og købstilbud meldes ind senest kl. 12 dagen før driftsdøgnet, og markedsprisen fastsættes ud fra disse indmeldinger. Efterfølgende kan afvigelser i forhold til indmeldingerne reguleres via handel på markedspladsen Elbas, som gør det muligt at handle ned til en time, før leveringen finder sted. Den endelige tilpasning mellem elforbrug og elproduktion, den såkaldte balancering, håndteres af systemansvaret i selve driftstimen. Dette gøres gennem et fællesnordisk regulérkraftmarked, hvor de systemansvarlige selskaber er eneopkøbere. Nord Pools markedsdesign gør det muligt at håndtere vindkraften i elmarkedet, selvom produktionen er bestemt af vindforholdene, og det derfor er vanskeligt at forudsige produktionen lang tid i forvejen. Det bør dog undersøges, om vindkraftens reguleringsomkostninger kan reduceres ved at flytte indmeldingerne til Elspot tættere på driftstimen. Systemansvarets balanceomkostninger betales af de markedsaktører, der forårsager ubalancen. Balanceringsomkostninger for vind har i de senere år i Danmark andraget ca. 2 øre pr. kwh vindkraft, højest i Vestdanmark. Disse balanceomkostninger kan principielt reduceres ved øget handel på Elbas, som dog først er kommet i funktion i april 2007 i Vestdanmark. Det må forventes, at Elbas i stigende grad vil blive anvendt til balancering af unøjagtige vindkraftprognoser i frem 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 13

tiden, da det kan blive en effektiv måde at reducere omkostningerne ved prognosefejl på. Vindkraft og elprisen De lave marginale driftsomkostninger ved vindkraftproduktionen betyder, at elektriciteten fra vindkraftanlæggene i princippet bydes ind på markedet til prisen nul. Vindkraft har derfor en prissænkende effekt på elmarkedsprisen i perioder med meget vind. Figur 2: Stiliseret udbud /efterspørgselskurve for det nordiske og tyske elmarked. Når vindmøllerne producerer, presses de dyre værker ud af elmarkedet i den pågældende time, hvorved elmarkedsprisen sænkes. Indfødning af vindkraft kan også føre til, at vandkraftværker i Norge og Sverige tilbageholder produktion, som så indfødes i systemet på tidspunkter, hvor elprisen er høj. Vindkraften har dermed både en direkte og indirekte prisdæmpende effekt på elmarkedsprisen. Nulpriser og eleksport Vindkraft, en del af kraftvarmeanlæggene samt elproduktion, der kører af hensyn til forsyningssikkerheden, kaldes for bunden elproduktion. Især i Vestdanmark kan den bundne elproduktion overstige elforbruget, og produktionen må eksporteres uanset priserne i elmarkedet. Dette kan fx ske, når vinden blæser kraftigt. Siden 1999 er elprisen i Vestdanmark på denne måde faldet til nul i ca. 200 timer. Prisforskellen mellem Danmark og naboområdet, der eksporteres til, deles mellem de to systemansvar, og den danske del indkasseres af Energinet.dk til gavn for de danske forbrugere. Det danske samfund får også i nulpristimer indtægter ved eleksport. Det vil dog alligevel være en fordel for det samlede system, hvis den bundne elproduktion fra kraftvarmeanlæg og regulerende anlæg reduceres. Det kan fx ske ved at dække fjernvarmebehovet ved ren varmeproduktion eller ved elpatroner og varmepumper i perioder med lave elpriser. Sådanne tiltag vil også øge værdien af en yderligere udbygning med vind. 14 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

Figur 3: Udvikling i elmarkedsprisen i Norden i perioden 1999 2007 (månedsgennemsnit for systemprisen). Vindkraft og forsyningssikkerhed Store mængder vindkraft kan udfordre elsystemets sikkerhed, ved at produktionen ændres hurtigt og uventet for aktørerne, men vindkraften kan også udfordre systemets tilstrækkelighed, ved at der kan mangle kraftværkseffekt, når forbruget er højt, og der ikke er vind. Forsyningssikkerhed i elsystemet generelt handler netop om systemsikkerhed og systemtilstrækkelighed. Systemsikkerheden siger noget om elsystemets evne til at modstå spontane driftsforstyrrelser og handler især om at sikre elnettets stabilitet. Sikkerheden leveres fra anlæg i drift og fra komponenter i nettet. Pludselige ændringer i vinden lokalt kan udfordre sikkerheden, men moderne vindkraftanlæg vil typisk kunne give et positivt bidrag til sikkerhed. MW 2400 2200 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 time 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 15

Figur 4: Vindkraftproduktion i Vestdanmark 8. januar 2006 under passage af stormen Gudrun. Den maksimale reduktion time for time er 600 MW fra time 13 til time 14. Stormen Gudrun ramte Danmark i januar 2006, og de danske vindkraftanlæg reducerede produktionen fra godt 2.000 MW til under en tiendedel over ca. 8 timer. Det største fald i vindkraftproduktionen skete dog over ca. 3 timer, hvor produktionen faldt med mere end 400 MW/time. Med god planlægning, kommunikation og geografisk spredning af vindmøllerne er den hurtige ændring i produktionen fra vindmøller ikke et problem for systemsikkerheden. Episoden i januar 2006 illustrerer dog, at større mængder vindmøller, der er koncentreret på ét sted, måske med fordel kan indstilles til at stoppe ved forskellige maksimale vindhastigheder. Selv om den fluktuerende produktion fra vindmøller ikke er et problem for systemsikkerheden, kan den være et problem for systemtilstrækkkeligheden, som udtrykker, i hvilket omfang der er nok elproduktionskapacitet og elnet til at dække elforbruget til enhver tid. Inden for et større geografisk område som for eksempel Norden vil elkapacitet i ét land gennem udlandsforbindelserne kunne bidrage til tilstrækkeligheden i nabolandene. Eksempelvis er Finland i dag afhængig af import for at opfylde tilstrækkelighedskravet. Vindkraftens værdi for systemtilstrækkeligheden er især afhængig af, hvor meget det blæser i de timer, hvor elforbruget er højest. I 2006 ydede de danske vindkraftværker i gennemsnit ca. 35 pct. af deres maksimale ydeevne i de 100 timer, hvor elbehovet var allerstørst. Hvis disse 35 pct. kunne garanteres med rimelig høj sikkerhed, kunne vindkraften tillægges en effektværdi på 35 pct. I dag indgår den danske vindkrafts bidrag til tilstrækkeligheden med en effektværdi på nul. MW 3000 Vindproduktion 2500 2000 1500 1000 500 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Timer Figur 5: Varighedskurve over vindkraftproduktion i de 100 timer, hvor det danske elforbrug var højest i 2006. I ni af timerne var produktionen under 300 MW. Den gennemsnitlige effekt var 1.070 MW. Vindkraftens effektværdi vil også være afhængig af, hvor fleksibelt det øvrige system er. I et mere dynamisk energisystem vil elforbruget med hjælp af automatik og kom 16 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

munikationsudstyr være styret af elprisen i hver time, og når der er knaphed på effekt vil forbruget falde som følge af de høje elpriser. Når det ikke blæser på en vinterdag, vil elpriserne derfor stige, men forsyningssikkerheden vil være intakt, fordi forbruget falder vel at mærke, hvis markedet fungerer effektivt. Udviklingen af et prisfleksibelt elforbrug er et vigtigt led i det fremtidige energisystem. Vindkraft udfordrer principielt forsyningssikkerheden, når ændringer i vinden ikke er forudset, og når der mangler vind ved højt elforbrug. I Norden kan samspillet mellem vindkraft og vandkraft øge forsyningssikkerheden i alle lande ved at sikre Norge mod elmangel i tørår og ved at sikre Danmark mod effektmangel i vindstille perioder. Effektiv samhandel over et stort geografisk område kan også sikre, at vindkraften med meget stor sandsynlighed leverer et bidrag større end nul til ethvert tidspunkt. Endelig vil prisfleksibelt elforbrug skulle spille en større rolle ved større mængder vindkraft. 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 17

18 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

2 Indledning Vindkraften i voldsom vækst globalt Vindkraft har gennem de seneste 20 år fået en rolle i den globale energiforsyning. Specielt har udviklingen i de seneste fem år taget fart internationalt, og den installerede vindkraftkapacitet i Verden er mere end fordoblet. De 10 største lande mht. installeret vindkraftkapacitet er Tyskland, Spanien, USA, Indien, Danmark, Italien, Storbritannien, Kina, Holland og Japan. Alle de nævnte lande har i perioden 2001 2005 haft gennemsnitlige årlige vækstrater på mellem 20 og 42 pct. Danmark har haft en gennemsnitlig vækstrate på 6 pct. i perioden og i dag dækker vindkraften næsten 20 pct. af elforbruget. 1 Ændrede politiske målsætninger I løbet af 2006 var der både på globalt plan, på europæisk plan og i Danmark en stigende erkendelse af nødvendigheden af en mere aktiv indsats for at fremme vedvarende energi. IEA s World Energy Outlook 2 fremhæver, at en fremskrivning af de hidtidige udviklingstendenser er både dyr, beskidt og usikker, mens et alternativt scenario med vægt på energibesparelser og alternative energikilder vurderes at være mere økonomisk, miljømæssigt bedre samt mere bæredygtigt med hensyn til forsyningssikkerheden. EU Kommissionens grønbog En europæisk Energistrategi fra 2006 peger blandt andet på behovet for bindende målsætninger for vedvarende energi, en ide som tidligere har mødt stor modstand fra medlemslandene. Regeringens Energiplan frem til 2025 En Energipolitik for Europa I januar 2007 offentliggjorde Regeringen sit udspil til en ny energiplan under titlen En visionær dansk energipolitik. Udspillet sigter mod en reduktion af anvendelsen af fossile brændsler med 15 pct. inden 2025, hvilket blandt andet skal ved at fordoble andelen af vedvarende energi fra i dag 15 pct. til at udgøre 30 pct. af energiforsyningen i 2025. Som et af midlerne nævnes muligheden for at fordoble vindmøllekapaciteten til ca. 6.000 MW. Hermed kan 50 % af det danske elforbrug i 2025 dækkes af vindmøller. I marts 2007 indgik de europæiske stats og regeringsledere en energipolitisk aftale på baggrund af EU Kommissionens udspil til En Energipolitik for Europa. Aftalen indeholder blandt andet et bindende mål på at 20 pct. af EU s samlede energiforbrug i 2020 skal dækkes af vedvarende energikilder. Målet skal omsættes til nationale målsætninger, der tager hensyn til nationale forhold. Samtidig blev det besluttet, at EUlandene skal reducere udledningen af drivhusgasser med mindst 20 pct. i 2020 gennem implementering af bl.a. den energipolitiske aftale. Kommissionen skal endvidere fremlægge en strategisk teknologiplan i løbet af 2007 til drøftelse senest på forårstopmødet i 2008. Blandt hovedopgaverne nævnes at gøre storskala offshore vindkraft konkurrencedygtigt på kort sigt og at bane vej for et europæisk supernet af havvindmøller. 1 Global Wind 2005 Report fra Global Wind Energy Council (GWEC) 2 World Energy Outlook 2006, det Internationale Energiagentur, oktober 2006 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 19

EU kommissionen vurderer i sin køreplan for vedvarende energi fra januar 2007, at vindkraften er et af de mest økonomiske VE teknologier i dag, og at den vil kunne dække 12 pct. af EU s elbehov inden 2020. Opfølgning Udbygning med vindkraft i Danmark De politiske visioner som er udtrykt i den danske regerings energioplæg og i EUledernes aftale skal i den kommende tid udmøntes i mere konkrete retningslinjer og handlinger. Det sker både som en del af EU kommissionens arbejde med en fælles energistrategi og i Danmark i form af en politisk aftale som udmønter energioplægget fra januar. I den forbindelse rejser der sig en række spørgsmål om den fremtidige udbygning med vindkraft i Danmark: Hvordan er det muligt at indpasse en større mængde vindkraft rent fysisk i det danske elsystem? Hvilke konsekvenser vil det få for elmarkedet og for forsyningssikkerheden? Hvilke drivkræfter og barrierer oplever investorer i Danmark? Hvad er fordele og ulemper ved en målsætning om 50 % vind elektricitet i 2025? Det er disse spørgsmål, som er udgangspunktet for den analyse, som er afrapporteret her. I rapportens del 1 gennemgås to scenarier for det nordeuropæiske elmarked Danmark, Norge, Sverige, Finland og Tyskland frem mod 2025. I det ene scenarie, referencescenariet, styres udbygningen med vindkraft i Danmark af markedet, i det andet scenarie, 50 pct. vindscenariet, fastlægges udbygningen ud fra en målsætning om, at der gradvis skal opbygges til 50 pct. vind elektricitet i det danske elnet i 2025. Foruden modelanalyser af det samlede elsystem er det vurderet, hvordan infrastrukturen vil skulle tilpasses i Danmark for 50 pct. vindscenariet. I del 2 behandles en række andre spørgsmål om vindkraftens indpasning i energisystemet, den fysiske planlægning og i elmarkedet. Det drejer sig om vilkårene for investeringer i vindkraft, samt hvordan vindkraften håndteres i elmarkedet. Endelig beskrives sammenhængen mellem vindkraften og forsyningssikkerheden i elsystemet. 20 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

Del 1: 50 pct. vind i 2025 en scenarieanalyse 3 Analyse af 50 % vindkraft i Danmark I kapitlet beskrives metode, model og forudsætninger til beregning af den samfundsøkonomiske værdi af 50 % vindkraft i Danmark i 2025. Følgende hovedspørgsmål undersøges i kapitlet: Hvordan vil investeringer i vindkraft spille sammen med øvrige investeringer i elmarkedet i Norden og Tyskland? Hvordan udvikler produktionsmønster, udveksling over grænser og elpriser sig i det nordeuropæiske marked, hvis der sættes en målsætning om 50 % vindkraft i Danmark? Hvad er den samfundsøkonomiske værdi af 50 % vindkraft for systemet? Hvordan fordeler den samfundsøkonomiske værdi sig på forskellige aktørgrupper, herunder elproducenter, elforbrugere og systemansvaret? I kapitlet redegøres bl.a. for systemanalyserne med elmarkedsmodellen Balmorel. Kapitlet beskriver metodik, model og forudsætninger i energisystemanalyserne. Endvidere er der inkluderet beregninger, som viser resultater af energisystemanalyserne. Forudsætninger i analysen 3.1 Analysens konklusioner Analysen er gennemført for det samlede el og kraftvarmesystem i Norden og Tyskland i to scenarier for 2010 til 2025, et referencescenario og et scenario med en målsætning om 50 % vindkraft i Danmark. Den kvantitative analyse er gennemført ved at lade en Balmorel foretage optimale investeringer i kraftværker i årene 2010 2025 med og uden målsætninger for vind, og under en række antagelser om prognosepriser for gas, olie, kul, biobrændsler og CO 2. I begge forløb forudsættes en udvikling i brændselspriserne i overensstemmelse med IEA s World Energy Outlook 2006. Dette betyder, at olieprisen gennem hele perioden ligger på ca. 50 US$/tønde. Der regnes endvidere med, at kvoteprisen på CO 2 er 150 kr./ton over hele perioden. I begge scenarier er det udgangspunktet, at der sker en elforbrugsstigning på lidt under 1 % pr. år. samtidig med, at 30 40 % af den eksisterende termiske kraftværkskapacitet tages ud af drift. I Tyskland udfases den eksisterende atomkraftkapacitet frem mod 2025. I landene omkring Danmark er det forudsat, at der sker en ret markant udbygning med vindkraft som følge af politiske initiativer. Sverige, Norge og Finland øger vindkapaciteten til ca. 13.000 MW i 2025, mens Tyskland i alt når 48.000 MW i 2025. I modelberegningerne er det ikke muligt at investere i vindkraft udover disse forudsatte investeringer i andre lande end Danmark. Referencescenariet Stigningen i elforbruget og skrotningen af en betydelig del af den eksisterende kraftværkskapacitet betyder, at Balmorel i referencescenariet investerer i ca. 49.000 MW ny kapacitet i det samlede område. Heraf er størsteparten ny termisk, gas og kulfyret kraftværkskapacitet i Tyskland, der erstatter atomkraft og skrottede, termiske værker. I Finland og Norge investeres i samlet ca. 1.900 MW ny gaskraft, mens der ikke kom 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 21

mer ny kraft i Sverige. I Danmark bliver der investeret i ca. 1.300 MW nye, centrale termiske kraftvarmeværker fyret med træ. Centrale biomassefyrede kraftvarmeværker bliver dermed konkurrencedygtige, hvilket bl.a. skyldes den danske afgiftsstruktur for varmeproduktion. I referencescenariet stiger elprisen til niveauet for de langsigtede marginalomkostninger for nye kraftværksteknologier. I Norden stiger elprisen fra omtrent 32 33 øre/kwh i 2010 til 35 36 øre/kwh i 2025, mens den i Tyskland falder fra ca. 39 øre/kwh til 36 øre/kwh. Faldet i den tyske pris skyldes den markante udbygning med ny vindkraft sammen med udskiftningen af den termiske kraftværkspark med nye og mere effektive kraftværker. Udbygningen med vindkraft i Tyskland betyder samtidig, at Tyskland gennem perioden går fra at være nettoimportør fra Norden til at være nettoeksportør. Danmark bliver i den forbindelse transitland for strøm fra kontinentet med nord. Finland og Sverige øger deres nettoimport over perioden, mens Danmark går fra en relativt stor nettoeksport på 11 TWh i starten af perioden til en nettoimport på 2 TWh i 2025. 50 pct. vind scenariet I 50 pct. vind scenariet sker der investeringer i vindkraft i Danmark, således at der i 2025 er ca. 6.400 MW vindkraft i Danmark. Der udbygges først med landmøller i Danmark, således at der totalt er 3.500 MW vindkraft på land, og derefter udbygges med havvind. Der er fortsat investeringer i centrale, træfyrede kraftværker i Danmark, mens kapaciteten af disse reduceres fra ca. 1.300 MW til ca. 900 MW. Målsætningen om 50 pct. vindkraft i Danmark betyder samtidig, at kraftværksinvesteringerne i de øvrige lande reduceres med ca. 1.000 MW. Den kvantitative analyses resultater kan sammenfattes i følgende hovedpunkter: I 50 pct. vind scenariet stiger flaskehalsindtægterne til de systemansvarlige selskaber i det samlede område til ca. 5 mia. kr./år. Dette viser et kraftigt behov for udbygning af transmissionsnettet internationalt, som følge af den samlede vindmængde. Modelberegningerne indikerer, at det vil være nødvendigt med et incitament, som for eksempel et produktionstilskud, på ca. 8 øre/kwh til landvind og 13 18 øre/kwh til havvind afhængig af placering for at opnå den ønskede målsætning. Usikkerhed om markedsprisen på el og de fremtidige møllepriser kan øge tilskudsbehovet i praksis. Prisen på el i Danmark falder fra 361 kr./mwh til 330 kr./mwh i 2025, hvis målsætningen gennemføres. Elprisfaldet skyldes hovedsageligt flere lavpristimer, specielt i Vestdanmark. CO 2 udslippet i Danmark reduceres med 1,4 millioner tons og i Norden og Tyskland sammenlagt med ca. 7 millioner tons i 2025 i 50 pct. scenariet i forhold til referencescenariet. Med den forventede kvotepris på 150 kr./ton har kvoterne en samlet værdi på 1.050 millioner kr. i det år. Danmarks årlige nettoeleksport er 10 11 TWh højere i 50 pct. vind scenariet i 2025, især til Sverige. Analysen af konsekvenser for systemøkonomien af en 50 pct. målsætning for vindkraft i Danmark kan sammenfattes i følgende hovedpunkter: 22 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

Der er en samfundsøkonomisk gevinst ved at gennemføre denne ambition. Ifølge modelberegningerne udgør denne 124 mio. kr. årligt for Danmark. For hele Norden og Tyskland er den samfundsøkonomiske gevinst 119 mio. kr./år. Heri er indregnet gevinster ved reduceret CO 2 udledning, men ikke gevinster ved reduceret luftforurening og omkostninger til infrastruktur. Generelt vil elproducenterne tabe på, at der indføres en målsætning om 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025, mens elforbrugerne, vil få en gevinst som følge af lavere elpriser. Dette gælder såvel for Danmark som for det samlede system. De reducerede skadesomkostninger fra SO 2 og NO x i 50 pct. vind scenariet er opgjort til 132 mio. kr. årligt for Danmark og til 777 mio. kr. for det samlede område. Samfundsøkonomi er beregnet med diskonteringsrente på 3 pct. Omkostninger til infrastruktur er opgjort i kapitel 4, mens de samlede samfundsøkonomiske konsekvenser er samlet i kapitel 5. 3.2 Metode For at belyse systemomkostningerne ved at indpasse op til 50 pct. vindkraft i det danske energisystem i 2025 opstilles et scenario med 50 pct. vindkraft i Danmark samt et referencescenario. Ud fra dette vurderes den samfundsøkonomiske værdi af vindkraft i 2025. Den samfundsøkonomiske værdi beregnes ved at lade en elmarkedsmodel foretage optimale investeringer i kraftværker i årene 2010 2025 med og uden målsætninger for vind, og under en række antagelser om prognosepriser for gas, olie, kul, biobrændsler og CO 2. Der ses på en sammenligning af udvikling i det nordiske og tyske elsystem med og uden en målsætning om 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025. Beregningerne udføres ved anvendelse af elmarkedsmodellen Balmorel, som beskriver el og kraftvarmesystemerne i det analyserede område. Balmorel modellen er beskrevet nærmere i bilag 2. Figur 6: Beregningsmetodikken i beregningerne af den samfundsøkonomiske værdi af vindkraft 2010 2025. 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 23

Beregningsmetodikken er vist i ovenstående figur. Grundberegningsforløbet opstilles som følger. Opstilling og verificering af system 2007 Simulering af optimal drift og investeringer under de givne forudsætninger og rammebetingelser i elsystemet i perioden 2010 2025 med og uden dansk vindmålsætning. Der beregnes på årene 2010, 2015, 2020 og 2025. Samfundsøkonomien beregnes. Der beregnes et tidsmæssigt investeringsforløb for perioden 2007 til 2025, bl.a. for at belyse aspekter omkring timingen af de nødvendige investeringer. Dette gøres ved at lade modellen foretage investeringer i 3 udvalgte år, 2015, 2020 og 2025 på vej mod opnåelse af målsætningen i 2025. Investeringer i ny kapacitet i år 2015 antages at repræsentere investeringer i perioden 2011 2015, investeringer i 2020 repræsenterer perioden 2016 2020, og 2025 repræsenterer 2021 2025. En beregning for 2010 inkluderes også, men der kan modelmæssigt ikke investeres i dette år. Det forudsættes i udgangspunktet, at målsætningen om 50 pct. vindkraft i 2025 nås gennem en lineær forøgelse af den nuværende vindkraftandel op til 50 pct. i 2025. Samfundsøkonomien belyses ved en sammenligning af de samlede systemomkostninger i referenceforløbet og i forløbet med 50 pct. vindkraft i 2025. I dette projekt er en målsætning om 50 pct. vindkraft i 2025 opfattet som, at vindkraft skal dække 50 pct. af bruttoelforbruget i 2025. Det er her valgt at tage udgangspunkt i, at produktionen skal stige procentvist lineært fra den forventede andel i 2010 til 2025, hvilket vil sige, at i hver femårsperiode skal produktionsandelen stige med 9 procentpoint. Historisk udbygning og målsætning for vindkraftudbygning i Danmark 60% 50% Procent af bruttoforbruget 40% 30% 20% 10% 0% 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 Historisk udbygning Planlagt udbygning Målsætning i modellen Figur 7: Den anvendte målsætning går fra 32 pct. i 2015, 41 pct. i 2020 til 50 pct. i 2025. I figuren ses endvidere den historiske udvikling for andel af vindkraft i den danske elforsyning. 3.3 Hovedforudsætninger Balmorel modellen skal forsynes med forudsætninger, som beskriver det system, der analyseres. Der trækkes som udgangspunkt på en datamæssig beskrivelse af syste 24 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse

merne i dag, som er udviklet igennem en række tidligere projekter. Dette er bl.a. forskningsprojekter under Energiforskningsprogrammet og EU s rammeprogrammer samt projekter gennemført af den tidligere systemansvarlige for Østdanmark, Elkraft System. Det er en del af filosofien bag Balmorel, at data i videst muligt omfang skal være offentligt tilgængelige (se www.balmorel.com). Data er i dette projekt opdateret med ny information, eksempelvis nye kraftværker etc. Hertil kommer en fremskrivning af energibehovet, specifikt el og fjervarme, brændselspriser mv. I det følgende gennemgås i detalje de datamæssige forudsætninger. Modellens geografiske område Danmark er en del af det nordiske elmarked, men også forbindelsen til det tyske elsystem har væsentlig betydning for udviklingen af det danske elsystem. Derfor er det valgt i dette projekt at arbejde med Norden og Tyskland som det overordnede geografiske område. I modellen er lande opdelt i regioner, der er adskilt af transmissionskapacitet. Denne opdeling afspejler de mest relevante begrænsninger i transmissionsnettet. Tyskland er trods sin størrelse kun inddelt i 3 regioner. Figur 8: Modellens geografiske område. Der regnes med 3 el regioner i Tyskland samt 10 regioner i Norden. 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse 25

Det danske kraftvarmesystem er modelleret med udgangspunkt i faktiske varmeområder og teknologisammensætning ud fra Energistyrelsens energiproducenttælling. Østdanmark er inddelt i ét centralt og 6 decentrale områder, mens Vestdanmark er inddelt i 4 centrale og 7 decentrale områder. Sverige, Norge, Finland og Tyskland er inddelt i henholdsvis fire, tre, tre og tre varmeområder. Der er således en finere opdeling i Danmark end i det øvrige Norden og i Tyskland. I hvert varmeområde antages der at være varmekedler til stede i et omfang, som kan dække det fulde varmebehov i området. I decentrale kraftvarmeområder forsynet med naturgas antages varmekedlerne ligeledes at bruge naturgas. I øvrige kraftvarmeområder antages kedlerne at fyre med olie. El og varmeforbrug En afgørende faktor for udviklingen af energisystemet i Norden og Tyskland er forventningen til udvikling i el og varmeforbruget. Elforbrug Der forudsættes en begrænset vækst i elforbruget gennem perioden. Samlet set forudsættes elforbruget i Norden og Tyskland at stige med i gennemsnit 0,8 pct. om året frem til 2025, og i Danmark antages forbruget at stige med ca. 0,5 pct. om året. For Tyskland er der antaget en vækst på 1 pct. pr. år, mens væksten i de øvrige lande (inkl. Danmark) er baseret på Energistyrelsens seneste basisfremskrivning (Energistyrelsen 2007b). Danmark Finland Norge Sverige Tyskland 2005 35,7 85,0 125,9 147,3 533,8 2015 37,2 98,1 134,9 156,1 585,8 2025 39,4 104,3 138,7 159,7 646,6 Tabel 3: Elforbrug ab værk i de nordiske lande anvendt i modelkørslerne i TWh/år. Varmeforbrug Varmeforbruget i Norden antages at stige med ca. 0,5 pct. om året frem til 2025. Dette skyldes såvel nybyggeri som udvidelse af eksisterende fjernvarmeområder. I Danmark og Tyskland antages fjernvarmeforbruget dog at være konstant fra 2005 og frem. Danmark Finland Norge Sverige Tyskland 2005 125,4 122,5 5,9 120,5 337,0 2015 125,4 127,4 7,1 125,4 337,0 2025 125,4 132,2 8,7 130,5 337,0 Tabel 4: Bruttovarmeforbrug i de nordiske lande anvendt i modelkørslerne. PJ/år. 26 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 en teknisk økonomisk analyse