Rapport fra arbejdsgruppen om kraftvarme- og VE-elektricitet Bilagsrapport. Oktober 2001

Rapport fra arbejdsgruppen om kraftvarme- og VE-elektricitet Bilagsrapport Oktober 2001

Energistyrelsens arbejdsgruppe om kraftvarme- og VE-elektricitet Bilagsrapport Denne bilagssamling indeholder en række bilag, der dokumenterer de beregninger og forudsætninger, der er anvendt i rapporten. Selve bilagene har ikke været drøftet i arbejdsgruppen. Indhold: 1. Arbejdsgruppens og regnegruppens sammensætning. 2. Kommentar til rapporten fra Energistyrelsens arbejdsgruppe om kraftvarme- og VE-elektricitet. 3. Dokumentation af regnegruppens arbejde. 4. Eltras analyser. 5. Elkraft System s analyser. 6. AAU s analyser. 7. Netinvesteringer i forbindelse med eloverløb. 8. Virkning på eloverløbet af en elektrisk storebæltsforbindelse. 9. Elpris, eloverløb og benyttelsestid af tiltag imod eloverløb. 10. Internationale miljøkonsekvenser af øget elproduktion i Danmark. 11. Litteraturliste. ISBN: 87-7844-240-0 3

4

Arbejdsgruppens og regnegruppens sammensætning Bilag 1 1.1 Medlemmer af Energistyrelsens arbejdsgruppe om kraftvarme- og VE-elektricitet Kontorchef Claus Andersen Formand for arbejdsgruppen Energistyrelsen Bestyrelsesmedlem Civ.Ing. Ph.D. HD. Hans Chr. Sørensen Danmarks Vindmølleforening Civilingeniør Kurt Risager Danske Fjernvarmeværkers Forening Afdelingsingeniør Per Sørensen Eltra Civilingeniør, Ph.D. Rikke Bille Jørgensen Eltra Hans Henrik Lindboe Elkraft System Civ.ing., Ph.D. Søren Krüger Olsen Elkraft System Willy Bergstrøm Nesa (som repræsentant for Elfor) Flemming Nissen Elsam (også repræsentant for Energi E2) Hans-Erik Kristoffersen Danske Energiselskabers Forening Lektor Henrik Lund Aalborg Universitet (som repræsentant for Organisationen for Vedvarende Energi) Direktør Erik Nørregaard Hansen Foreningen Danske Kraftvarmeværker Chefkonsulent Sigurd Lauge Pedersen Energistyrelsen Teknikumingeniør Søren T. Laursen Energistyrelsen Arkitekt Torben Schulze Energistyrelsen Civilingeniør Kaj Stærkind Energistyrelsen Civilingeniør Marianne Nielsen Energistyrelsen 5

1.2 Medlemmer af regnegruppen Chefkonsulent Sigurd Lauge Pedersen Formand for regnegruppen Energistyrelsen Civilingeniør Jens Pedersen Eltra Civilingeniør Bjarne Donslund Eltra Charlotte Søndergren Elkraft System Hans Henrik Lindboe Elkraft System Claus Stefan Nielsen Elkraft System Lektor Henrik Lund Aalborg Universitet (Organisationen for Vedvarende Energi) Civilingeniør, Ph.D. Ebbe Münster PlanEnergi (Organisationen for Vedvarende Energi) Teknikumingeniør Søren T. Laursen Energistyrelsen Civilingeniør Kaj Stærkind Energistyrelsen Civilingeniør Marianne Nielsen Energistyrelsen 6

Bilag 2 Kommentar til rapporten fra Energistyrelsens arbejdsgruppe om kraftvarme- og VEelektricitet Elsam, Energi E2 og Dansk Energi har nedenfor givet vores vurdering af opgaveformuleringen i rapporten og af den anvendte beregningsmetode. Kommentarer til Problemformuleringen Udgangspunktet for gruppens arbejde var at analysere problemstillinger relateret til bunden elproduktion. I arbejdsprocessen er dette drejet over mod at analysere kritisk- og eksporterbar eloverløb. Fokus er i rapporten rettet mod forholdet mellem den bundne elproduktion og elforbruget i Jylland- Fyn og på Sjælland, og der er analyseret virkemidler, som kan reducere eller fjerne de situationer, hvor den bundne elproduktion overstiger det nationale elforbrug. Dansk Energi, Energi E2 og Elsam mener, at fokus i stedet skal rettes mod forholdet mellem den bundne elproduktion og elmarkedet. De virkemidler, som efter vores vurdering burde have været analyseret, er således virkemidler, som tilpasser den bundne elproduktion til elmarkedet. Begrebet eloverløb stammer fra tiden før elliberaliseringen. Dengang fandt man det hensigtsmæssigt at relatere den bundne elproduktion fra kraftvarme og vindkraft til elforbruget i Jylland-Fyn og på Sjælland. I dag, hvor der er et internationalt elmarked, skal den bundne elproduktion vurderes i forhold til det internationale elmarked. Hvis man i den nye situation vil fastholde begrebet eloverløb, er eloverløbet en indikator for, hvor meget miljøvenlig elektricitet Danmark har mulighed for at eksportere. Der er tale om elproduktion, som Danmark betegner som miljøvenlig. Derfor kan det - som udgangspunkt - ikke være et problem at have for meget af den. Problemet med den miljøvenlige danske elproduktion er således ikke, at den i perioder overstiger det danske elforbrug. 7

Problemet med den miljøvenlige elproduktion er, at de danske rammebetingelser ikke er tilpasset markedsåbningen, hvilket betyder, at de aktører, som står for fremstillingen af den miljøvenlige elproduktion ikke samtidigt kan reagere både samfunds- og selskabsøkonomisk fornuftigt på signalerne fra det internationale elmarked. Den miljøvenlige elproduktion er kendetegnet ved ikke (eller i kun i begrænset omfang) at kunne reagere på elprisen på det nordiske elmarked. Elektriciteten fra miljøvenlige anlæg produceredes uanset, om værdien af elproduktionen såvel økonomisk som miljømæssigt er høj eller lav. Den danske regulering på tilskudsområdet er baseret på at sikre den størst mulige elproduktion. Dette var hensigtsmæssigt for år tilbage, hvor mængden af miljøvenlig elektricitet var så lav, at det altid var fossil kondenskraft, der blev fortrængt. I dag burde det eksempelvis for de decentrale kraftvarmeværker være varmesiden, der skulle ydes tilskud til. De nuværende tilskudsregler har som konsekvens, at der i en række situationer produceres el på kraftvarmeanlæg med betydelige samfundsøkonomiske tab (både i snæver og bred samfundsøkonomisk forstand alt efter den værdi miljøfordelen på sigt vil opnå), idet produktionsomkostningerne overstiger den markedsmæssige værdi af elektriciteten. Herudover vil kraftvarmebaseret el i visse perioder medføre øget miljømæssig belastning. Det vil uden anlægsinvesteringer være muligt at fjerne dette samfundsøkonomiske tab ved at justere fjernvarmeafgiften i de centrale kraftvarmeområder og ved at ændre reguleringsformen af de decentrale kraftvarmeværker, således at strømmen afsættes på det internationale marked. De nødvendige afgiftsjusteringen kan ske uden at det påvirker fjernvarmepriserne, og uden at Statens nuværende provenu reduceres. For så vidt angår decentrale kraftvarmeværker vil det ligeledes være relevant at undersøge effekten af at ændre tilskuddet fra elsiden til varmesiden. Efter at rammebetingelserne for den miljøvenlige elproduktion er tilpasset markedsåbningen, og markedet har fjernet det, der i nærværende rapport benævnes "kritisk eloverløb", vil systemansvaret sandsynligvis fortsat have problemer med at sikre den øjeblikkelige balance mellem produktion og forbrug uden at overtræde de internationale regler for eludveksling med andre systemansvarlige virksomheder. Hvis disse problemer ikke kan løses på markedsvilkår, skal den systemansvarlige virksomhed have nogle "håndtag", som kan anvendes i kritiske situationer. Nye investeringer inden for elproduktion og elbesparelser samt nyt elforbrug bør efter vores opfattelse vurderes ud fra Danmarks internationale miljøforpligtelser samt forskellige billeder af det fremtidige internationale elmarked og de fremtidige krav til systembalancen og ikke med den danske energiplan (Energi 21) som reference. Det betyder bl.a., at elbesparelser samt konvertering af andre energiformer til el skal vurderes ud fra forventede elmarkedspriser samt tilhørende marginale miljøpåvirkninger og priser herpå. Rapporten tager sigte på at analysere forholdene frem til 2020. Derfor er det også yderst relevant at undersøge i hvilket omfang de internationale priser, der må forventes at blive dannet på elmarkedet såvel som på VE- og CO 2 -området, i sig selv vil accelerere den udvikling, der er indeholdt i den fremskrivning som rapporten baserer sig på. 8

Kommentar til beregningsmetoden Kommentaren vedr. valg og anvendelse af beregningsmetode skal ikke opfattes som værende en kritik af arbejdsgruppens indsats. Kommentaren er rettet mod de seneste års manglende fokus på udviklingen af de analysekompetencer, der er nødvendige for at sikre et tilstrækkeligt godt beslutningsgrundlag for de samfundsmæssige investeringer inden for energisektoren efter liberaliseringen. Arbejdsgruppen har således efter vores vurdering konstruktivt anvendt de tilgængelige metoder, modeller og data bedst muligt. Problemformuleringen og opgaveløsningen er således tilpasset eksisterende analysemuligheder. Efter vores vurdering er disse ikke designet til at formulere og belyse det aktuelle problem med at indpasse den miljøvenlige, danske elproduktion på et internationalt elmarked. Derfor bør vi også i det videre arbejde fokusere på at få etableret de analysemetoder og modeller, der er nødvendige for at kunne tilvejebringe de nødvendige analyser af den danske miljø- og energipolitik. Som udgangspunkt skal de samfundsøkonomiske beregninger ikke indeholde afgifter og tilskud. I referenceberegningen skal samproduktionen på de centrale kraftvarmeværker reduceres, når de samfundsøkonomiske omkostninger overstiger markedsprisen for el. Det sker ikke i de beregninger, som regnegruppen har gennemført. Det er vores vurdering, at der ikke er den nødvendige sammenhæng mellem de forudsætninger, der ligger til grund for analyserne. Der er efter vores vurdering ingen direkte sammenhæng mellem referenceudbygningen af produktionssystemet (videreudbygningen af den bundne elproduktion) og de elmarkedspriser og de emissioner, der anvendes til at vurdere økonomien i de tiltag, der kan fjerne eloverløbet. Dermed opstår også en skævvridning af referencefremskrivningen. Der forekommer heller ikke at være en direkte sammenhæng mellem elmarkedspriser og de marginale miljøpåvirkninger samt priser herpå. Konsekvensen af disse manglende sammenhænge er f.eks., at der i en del af beregningerne anvendes en lav elpris, som svarer til, at al kulkondens er nedlukket, samtidig med at man regner med, at miljøpåvirkningerne stammer fra et nyt kulkondensværk. Når der ikke i nødvendigt omfang er taget hensyn til disse sammenhænge, vil resultaterne også give et skævt billede. Det er vores vurdering, at sammenhængen i de anvendte beregningsforudsætninger kan sikres ved som udgangspunkt at forudsætte, at markedsrammerne vil blive tilpasset et internationalt elmarked, således at der ikke opstår samfundsøkonomiske tab pga. rammebetingelserne. Med denne overordnede forudsætning vil elpriserne ikke kunne komme under de variable omkostninger ved at producere el på kørende elproduktionsanlæg. Variationen i elprisen hen over året og årene kan herefter fastlægges ved at lave et kvalificeret gæt på, hvilke typer af anlæg der i bestemte tidsperioder vil være marginale anlæg - de elproduktionsanlæg der fastlægger markedsprisen. Med denne metode vil man samtidig hermed få en marginal miljøpåvirkning, som hænger nøje sammen med elprisen. Gættet på elpriser og marginale miljøpåvirkninger kan kvalificeres ved af anvende modeller som Balmorel og Samkøringsmodellen. 9

Vi er meget opmærksomme på, at beregningerne er lavet på basis af de tilgængelige metoder, og at der ikke har været tid og ressourcer til at udvikle nye værktøjer, der i højere grad er tilpasset den nye virkelighed. Kommentarerne til beregningsforudsætningerne er derfor ikke en kritik af arbejdsgruppens arbejde, men en påpegning af manglende fokus på en tilpasning af eksisterende metoder og modeller inden for energiplanlægningen til den nye virkelighed, som markedsåbningen indebærer. Afsluttende kommentar Det er vores opfattelse, at ovennævnte erkendelse vedr. behovet for udvikling af nye analyseværktøjer og modeller i realiteten bør være konklusionen på gruppens arbejde. De opnåede analyseresultater er et godt udgangspunkt for det videre arbejde. Men fokus i det videre arbejde bør være at få udviklet analyseredskaber, der i højere grad er egnet til at vurdere Danmarks miljø- og energipolitik i forhold til det europæiske elmarked. Der er behov for at få udviklet modeller, der kan vurdere Danmarks markedsmæssige situation i et europæisk perspektiv, således at fokus kan rettes mod at få tilpasset de økonomiske og reguleringsmæssige rammebetingelser til de nye markedsvilkår på elmarkedet. Tilpasning af de økonomiske og reguleringsmæssige rammebetingelser for decentral og central produktion bør efter vores vurdering have højeste prioritet for at sikre, at det danske elmarked kan indgå på det liberaliserede elmarked på lige vilkår. Denne udfordring tager vi naturligvis gerne del i og yder vores bidrag til. 10

Dokumentation af regnegruppens arbejde Bilag 3 Sigurd Lauge Pedersen, Energistyrelsen, 11. oktober 2001. Indledning Arbejdsgruppen besluttede at nedsætte en regnegruppe til håndtering af beregningerne af de tekniske, miljømæssige, samfundsøkonomiske og selskabsøkonomiske analyser af eloverbøbet. Der blev udført en række analyser af Eltra, Elkraft System, Aalborg Universitet og Energistyrelsen. Eltras analyser er dokumenteret i bilag 4. Elkraft Systems analyser er dokumenteret i bilag 5. Aalborg Universitets analyser er dokumenteret i bilag 6. Energistyrelsen opstillede en simpel økonomisk screeningsmodel i regnearksformat. Denne er dokumenteret i regnearket EOL.xls, som kan downloades fra Energistyrelsens hjemmeside. I regnearket findes også hovedresultaterne af Eltras, Elkraft Systems og Aalborg Universitets beregninger. Den simple økonomiske screening Formålet med den simple screening er at give en oversigtlig beregning af de økonomiske og miljømæssige konsekvenser af at reducere eloverløbet med 1 MWh ved en række forskellige tiltag. Der er beregnet samfundsøkonomi inkl. (annuiserede) investeringer over perioden ca. 2005-2030 samt selskabsøkonomi for værksejerne, staten og elforbrugerne. Det må understreges, at der er tale om en meget simpel beregningsmetode. Alligevel giver beregningerne et vist indblik i rangordningen af de forskellige tiltag under en række antagelser. På grund af screeningens meget forenklede beregningsmetode blev det valgt også at gennemføre simuleringer på modeller udviklet af Eltra, Elkraft og Aalborg Universitet. Metode Der er i alle tilfælde regnet økonomi og miljø i forhold til den i rapporten beskrevne referencefremskrivning. Hovedtal for referencefremskrivningen ligger i regnearket. Det antages i alle tilfælde, at virkemidlet fjerner 1 MWh eloverløb, hvoraf en vis andel er kritisk eloverløb. Det er antaget, at eloverløbet har en benyttelsestid på 3000 timer årligt. I virkelighedens verden har eloverløbet en benyttelsestid, der er stigende over beregningsperioden. Når der er anvendt en gennemsnitsværdi, skyldes det et ønske om at kunne give en nogenlunde korrekt belysning af investeringernes vægt i beregningerne. 11

Det er antaget, at en vis del (8%) af eloverløbet er kritisk, og at benyttelsestiden for det kritiske eloverløb er 254 timer. Også her er der tale om en gennemsnitsbetragtning over perioden. De valgte tal repræsenterer situationen i Eltra i 2010. De økonomiske regnestykker er opdelt i en række poster, som gennemgås nedenfor. Værdi af elproduktion: Ved ikke at eksportere eloverløbet mistes en elindtægt. Der er regnet på to varianter: en elpris i overløbsperioder på 9 øre/kwh hhv. 19 øre/kwh. Den nærmere begrundelse herfor fremgår af bilag 9. Værdi af brændsel: Afhængigt af metoden til reduktion af eloverløb spares en vis mængde brændsel i det danske el- og fjernvarmesystem. I de fleste eksempler reduceres produktionen på et kraftvarmeværk, evt. produceres på en kedel i stedet. Brændselsbesparelsen er værdisat v.h.a. de samfundsøkonomiske hhv. selskabsøkonomiske priser. Størrelsen af brændselsbesparelsen afhænger af virkningsgraden af kraftvarmeværk, kedel og (hvis el omsættes til varme) varmepumpe, elpatron eller geotermianlæg Værdi af drift og vedligeholdelse Ved reduktion af kraftvarmeproduktion eller vindkraftproduktion spares driftsomkostninger. Til gengæld kan der blive tale om øgede driftsomkostninger, hvis eloverløbet anvendes i f.eks. en varmepumpe, eller hvis varmeproduktionen overtages af en kedel eller et solvarmeanlæg. Nettobesparelsen i driftsomkostningerne kan være positiv eller negativ, afhængigt af teknologivalg. Værdi af anlægsinvesteringer De fleste tiltag kræver investeringer. Størrelsen af disse findes v.h.a. teknologikataloger m.v., idet den nødvendige installerede effekt af et tiltag beregnes ud fra benyttelsestiden af eloverløbet og den del af 1MWh reduceret eloverløb, som omsættes i den aktuelle anlægskomponent. Her er antagelsen om benyttelsestiden af eloverløbet altså en afgørende størrelse: Jo lavere benyttelsestid, des hårdere slår investeringen igennem. Det er dog en kraftig forenkling, at tiltagene målrettes mod reduktion af eloverløbet alene. Bygger man f.eks. en varmepumpe, vil den i praksis køre, når elprisen er under et vist niveau og ikke nødvendigvis kun i overløbssituationer. Investeringerne annuiseres typisk med en 20 års økonomisk levetid. Varmebesparelser dog med en 30 års levetid. 12

Værdi af sparede netinvesteringer: Hvis det kritiske eloverløb skulle eksporteres, ville det koste ekstra netinvesteringer. Disse ekstra netinvesteringer fremgår af bilag 9. Antagelserne vedr. kritisk eloverløb kan omsættes til en nødvendig ekstra installeret effekt i udlandsforbindelser og internt elnet for at eksportere eloverløbet. De analyserede virkemidler sparer investeringerne i denne netudbygning i forhold til referencen. Analyserne af kritisk eloverløb viser imidlertid, at det er væsentligt billigere at reducere det kritiske eloverløb med interne tiltag. Når tiltag til reduktion af det eksporterbare eloverløb vurderes økonomisk, medregnes derfor ikke sparede netinvesteringer men derimod værdien af sparede interne tiltag til reduktion af det kritiske eloverløb. Værdi af regulerkraft/fleksibilitet En række af virkemidlerne har en fleksibilitet i forhold til elmarkedet, idet de f.eks. kan bruges til at byde på regulerkraftmarkedet, til hurtig nedregulering ved passage af vindfronter, til opregulering ved havarier m.v. Dette giver en økonomisk værdi ud over den her beregnede. Denne er ikke værdisat. Samlet samfundsøkonomiværdi ekskl. miljøomkostninger Når ovenstående værdikomponenter adderes (med fortegn), opnås et samlet skøn over den simple samfundsøkonomiske værdi af at fjerne en MWh eloverløb på forskellig vis. Samlet værdi inkl. miljøomkostninger Herudover er der foretaget en beregning af værdien af de ændrede emissioner af CO 2, SO 2 og NO x ud fra værdier for sparede rensningsomkostninger/reduktionsomkosninger. CO 2 -værdien er sat til 250 kr/ton, svarende til de marginale reduktionsomkostninger i Danmark. SO 2 -værdien er sat til 10 kr/kg SO 2, svarende til svovlafgiften. NO x -værdien er sat til 14,5 kr/kg, svarende til omkostningerne på et denox anlæg. Disse omkostninger er naturligvis forbundet med betydelig usikkerhed. Hvis eloverløbet eksporteres, spares emissioner i udlandet. Det er ikke givet, at disse kommer Danmark til gode samfundsøkonomisk, og beregningen er derfor udført i to varianter: En med og en uden værdisætning af emissionsbesparelser i udlandet. For CO 2 er det antaget, at eksporten af 1 MWh eloverløb medfører en CO 2 -besparelse i udlandet på 750 kg. For SO 2 er der anvendt en værdi på 0,25 kg/mwh, og for NO x en værdi på 1 kg/mwh. I den selskabsøkonomiske analyse beregnes værdien for værksejeren på samme måde som i den samfundsøkonomiske analyse. Blot anvendes selskabsøkonomiske priser, afgifterne medregnes, og miljøværdien medregnes kun i den udstrækning, den er 13

internaliseret i afgifterne. For staten er virkningen af reduktion af eloverløb et øget afgiftsprovenu, i visse tilfælde dog et faldende afgiftsprovenu. For elforbrugerne er virkningen af reduktion af overløbet sparede omkostninger til håndtering af kritisk overløb samt i visse tilfælde sparede bidrag til PSO-strøm. Screeningsberegningerne findes på siden SØ-screening i EOL.xls. 14

Eltras analyser Bilag 4 Jens Pedersen og Bjarne Donslund, Eltra. 2. oktober 2001. Overløbet i årene 2005, 2010 og 2020 er beregnet ud fra nogle timesimuleringer for Eltra's område med udvekslingsmuligheder med nabo-områderne. Overløbet er den del af den bundne produktion, der er højere end det aktuelle forbrug. Den bundne produktion er elproduktionen fra vindmøller og den varmebundne elproduktion. Eloverløbet er delt i et eksporterbart eloverløb og i et kritisk eloverløb. Der er regnet med en transmissionskapacitet på 1.700 MW til det øvrige Norden. Der er ikke regnet med eksport af overløb til Tyskland, da udbygning med vindkraft i Nordtyskland giver tilsvarende overløbsproblemer. Forudsætningerne i nærværende undersøgelse afviger lidt i forhold til Systemplan 2001-rapporten "Håndtering af eloverløb og elmangel i det danske elsystem". I Systemplanen tog man udgangspunkt i et isoleret system, hvor noget af den varmebundne elproduktion stoppes af økonomiske hensyn. Endvidere er der en forskel i udbygningen af produktionsanlæg: I Systemplanen blev de centrale anlæg ikke erstattet, efterhånden som de blev skrottet, og udbygningen med havmøller stopper i år 2016. I nærværende analyse er der medtaget tre nye naturgasfyrede combined cycle-anlæg hver på ca. 400 MW til erstatning af eksisterende centrale kraftvarmeanlæg og yderligere to havmølleparker á 150 MW, en i år 2018 og en i år 2020. Figur 1 viser det samlede overløb (summen af det eksporterbare EEOL og det kritiske KEOL). Figur 1 Varighedskurve for det samlede overløb i Eltra's område. MW 4500 Varighedskurve for det samlede overløb i Eltra-området 4000 3500 3000 Kritisk eloverløb 2500 2000 1500 1000 Transmissionskapacitet til udlandet Ekporterbart eloverløb 500 0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 År 2005 År 2010 År 2020 Timer Potentialer Til reduktion af overløbet er analyseret forskellige tiltag. Hovedmålet med denne del af analysen er at bestemme potentialet for de forskellige tiltag. Ved at sammenholde elforbrug, elproduktion fra vindmøller og den varmebundne elproduktion for de forskellige teknologier naturgasfyret decentral produktion, kulfyret central produktion, naturgasfyret combined cycle-anlæg beregnes reduktionen i overløbet, og hvor meget de enkelte tiltag kan bidrage med. Beregningen af potentialet er foretaget på baggrund af resultaterne fra basissimuleringen uden at lave nye simuleringer. 15

Følgende tiltag er analyseret: - Stop af vindmøller (1.500 MW installeret effekt kan ikke stoppes). - Stop af vindmøller (alle kan stoppes). - Naturgasfyrede kedler erstatter naturgasfyret decentral kraftvarmeproduktion. - Varmepumper erstatter naturgasfyret decentral kraftvarmeproduktion. - Elpatroner erstatter naturgasfyret decentral kraftvarmeproduktion. - Geotermi erstatter naturgasfyret decentral kraftvarmeproduktion. - Varmepumper erstatter spidslastkedler. - Varmepumper erstatter kulfyret central kraftvarmeproduktion. - Varmepumper erstatter naturgasfyret central combined cycle kraftvarmeproduktion. - Kulfyrede kedler erstatter kulfyret central kraftvarmeproduktion (bypass). - Elpatroner erstatter kulfyret central kraftvarmeproduktion. Tiltagene er inddelt i fire afsnit, da benyttelsestiden ændrer sig meget fra de første MW til de sidste. Der er kun set på de enkelte tiltag, så længe de kan nedsætte det maksimale eloverløb. Desuden er tiltagene beregnet både fra "toppen" og fra "bunden". I analysen fra "toppen" er der set på den øverste spids, der udgør det kritiske overløb. I analysen fra bunden er der set på hele overløbet. Tabel 1 viser resultaterne fra Eltra's område. De i tabel 1 viste tal er overført direkte fra regneark, hvorfor visse af resultaterne fremstår med en for stor nøjagtighed, der ikke afspejler de reelle usikkerheder, der er forbundet med beregningerne. Pakke af tiltag Der er desuden foretaget en beregning for nedenstående pakke af tiltag, der forudsættes bragt i anvendelse i nævnte rækkefølge: - Naturgasfyrede kedler erstatter naturgasfyret decentral kraftvarmeproduktion. - Kulfyrede kedler erstatter kulfyret central kraftvarmeproduktion (bypass). - Elpatroner (350 MW) erstatter naturgasfyret central combined cycle kraftvarmeproduktion. - Stop af vindmøller. Pakken er gennemregnet med henblik på kontrol af pakke opstillet af AUC. Pakken er ikke identisk med AUCs pakke, men er tilstræbt at ligne så meget som muligt. Tidsmæssig flytning af kraftvarme ved brug af varmelagre er dog ikke med i Eltra's kontrolpakke. Beregningerne med pakken er alene foretaget for kritisk overløb i år 2020. I modsætning til beregningen af potentialerne er pakkeberegningen foretaget ved at fjerne det kritiske overløb fra neden, det vil sige, 1. tiltag (naturgasfyrede kedler erstatter naturgasfyret decentral kraftvarmeproduktion) overvejende anvendes til at fjerne overløbet i timer med små kritiske overløb, men anvendes desuden så langt, kapacitet haves til fjernelse af kritisk overløb i øvrige timer. Når 1. tiltags muligheder er opbrugt, anvendes 2. tiltag og så fremdeles. Resultaterne for pakken fremgår af Tabel 2. Det ses, at stop af vindmøller bidrager til fjernelse af det kritiske overløb med forholdsvis stor effekt (953 MW), men beskeden energi (84 GWh). Benyttelsestiden er beregnet til 88 timer. 16

Kommentarer Af de nuværende vindmøller er det kun muligt at stoppe ca. 135 MW, men ved at etablere kommunikationsudstyr er det muligt at stoppe alle vindmøller. Der er ikke regnet med, at alle centrale anlæg kan stoppes. I årene 2005 og 2010 holdes tre kulfyrede anlæg i drift på teknisk minimum med tilhørende minimal kraftvarmeproduktion (1098 GJ varme). I år 2020 holdes et kulfyret anlæg (385 GJ varme) og et combined cycle-anlæg (216 GJ varme) i drift. Til naturgasfyret decentral kraftvarme er medregnet en samlet installeret effekt på 801 MW el. Det vil sige, industriel kraftvarme, lokal kraftvarme samt kraftvarme fra anlæg med flere brændsler (herunder naturgas, affald) er ikke medregnet. 17

Energi Potentiale Benyttelsestid Brændselsbesparelse GWh MW Timer TJ År 2005 2010 2020 2005 2010 2020 2005 2010 2020 2005 2010 2020 Uden tiltag Kritisk overløb før tiltag: 166 290 1333 1199 1240 2508 139 234 532 Eksporterbar plus kritisk overløb før tiltag: 3297 3646 6406 2899 2940 4208 1137 1240 1522 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 1 7 8 270 311 567 4 22 14 Stop af overløb 2. afsnit fra oven 7 30 80 270 311 567 24 98 141 vindmøller 3. afsnit fra oven 27 83 282 270 311 567 100 268 498 (1500 MW Sidste afsnit fra oven med 76 169 602 270 307 567 281 553 1062 installeret Total 111 290 972 1082 1240 2268 102 234 429 effekt kan Eksporterbar 1. afsnit fra neden 852 1180 2257 270 374 567 3150 3156 3981 ikke plus kritisk 2. afsnit fra neden 628 853 1592 270 374 567 2323 2281 2808 stoppes) overløb 3. afsnit fra neden 414 584 1052 270 374 567 1529 1563 1855 Sidste afsnit fra neden med 162 294 526 270 374 567 599 787 927 Total 2056 2911 5426 1082 1495 2268 1900 1947 2393 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 1 7 11 300 310 628 5 22 17 Stop af overløb 2. afsnit fra oven 10 30 115 300 310 628 32 97 183 vindmøller 3. afsnit fra oven 42 82 400 300 310 628 139 266 637 (Alle Sidste afsnit fra oven med 114 171 807 299 310 624 381 551 1292 vindmøller Total 166 290 1333 1199 1240 2508 139 234 532 kan Eksporterbar 1. afsnit fra neden 1432 1668 3178 494 566 862 2900 2946 3686 stoppes) plus kritisk 2. afsnit fra neden 931 1053 1889 494 566 862 1885 1860 2191 overløb 3. afsnit fra neden 554 611 962 494 566 862 1121 1079 1116 Sidste afsnit fra neden med 253 243 281 494 566 862 513 429 325 Total 3170 3574 6310 1975 2264 3449 1605 1579 1830 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 1 1 1 172 142 197 3 9 4 2 5 3 NG-kedel overløb 2. afsnit fra oven 1 4 2 172 142 197 8 31 9 6 19 7 erstatter 3. afsnit fra oven 5 8 6 172 142 197 28 59 33 21 36 28 dec. KV Sidste afsnit fra oven med 12 15 15 172 142 197 68 105 76 50 64 64 (NG) Total 18 29 24 690 570 789 27 51 30 79 124 102 Eksporterbar 1. afsnit fra neden 538 441 739 172 142 197 3119 3094 3745 2296 1883 3156 plus kritisk 2. afsnit fra neden 444 379 596 172 142 197 2572 2663 3024 1894 1621 2548 overløb 3. afsnit fra neden 335 310 412 172 142 197 1941 2179 2088 1429 1326 1759 Sidste afsnit fra neden med 224 234 228 172 142 197 1296 1643 1155 954 1000 973 Total 1540 1365 1975 690 570 789 2232 2395 2503 6573 5830 8436 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 1 3 1 248 202 239 4 13 4 7 17 6 Varmepumpe overløb 2. afsnit fra oven 5 10 3 248 202 239 19 48 14 31 62 22 3. afsnit fra oven 19 22 13 248 202 239 76 109 54 121 142 83 erstatter Sidste afsnit fra oven med 53 44 30 248 202 239 214 218 127 340 283 196 dec. KV Total 77 78 48 991 806 957 78 97 50 498 505 306 (NG) Eksporterbar 1. afsnit fra neden 748 610 896 248 202 239 3021 3028 3743 4780 3912 5742 plus kritisk 2. afsnit fra neden 585 508 730 248 202 239 2362 2518 3049 3737 3256 4678 overløb 3. afsnit fra neden 425 405 543 248 202 239 1714 2008 2270 2713 2597 3483 Sidste afsnit fra neden med 264 294 364 248 202 239 1065 1459 1520 1683 1886 2332 Total 2021 1817 2532 991 806 957 2040 2253 2645 12914 11651 16235 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 1 5 1 300 259 300 5 18 4 5 18 5 El-patron overløb 2. afsnit fra oven 10 18 8 300 259 300 32 69 27 38 72 32 erstatter 3. afsnit fra oven 42 48 29 300 259 300 139 185 95 166 192 114 dec. KV Sidste afsnit fra oven med 114 96 69 299 259 300 381 369 230 456 382 276 (NG) Total 166 166 107 1199 1037 1199 139 160 89 666 664 428 Eksporterbar 1. afsnit fra neden 1030 770 1112 356 259 300 2892 2971 3709 4120 3081 4447 plus kritisk 2. afsnit fra neden 756 628 904 356 259 300 2124 2422 3017 3025 2512 3617 overløb 3. afsnit fra neden 528 512 730 356 259 300 1483 1977 2435 2113 2050 2919 Sidste afsnit fra neden med 290 373 525 356 259 300 815 1437 1752 1160 1490 2100 Total 2605 2283 3271 1425 1037 1199 1828 2202 2728 10419 9132 13083 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 1 2 1 218 178 226 4 11 4 6 15 6 Geotermi overløb 2. afsnit fra oven 3 7 3 218 178 226 13 41 12 21 54 19 erstatter 3. afsnit fra oven 11 15 10 218 178 226 51 85 47 81 111 77 dec. KV Sidste afsnit fra oven med 31 30 24 218 178 226 143 170 108 227 222 179 (NG) Total 46 55 38 870 712 903 53 77 43 336 402 282 Eksporterbar 1. afsnit fra neden 666 544 844 218 178 226 3060 3053 3742 4831 3960 6156 plus kritisk 2. afsnit fra neden 531 458 686 218 178 226 2440 2575 3041 3853 3342 5005 overløb 3. afsnit fra neden 393 369 495 218 178 226 1804 2076 2193 2849 2694 3610 Sidste afsnit fra neden med 252 274 316 218 178 226 1158 1538 1398 1827 1996 2298 Total 1841 1645 2341 870 712 903 2116 2310 2594 13359 11993 17068 18

Energi Potentiale Benyttelsestid Brændselsbesparelse GWh MW Timer TJ År 2005 2010 2020 2005 2010 2020 2005 2010 2020 2005 2010 2020 Uden tiltag Kritisk overløb før tiltag: 166 290 1333 1199 1240 2508 139 234 532 Eksporterbar plus kritisk overløb før tiltag: 3297 3646 6406 2899 2940 4208 1137 1240 1522 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 0,01 0,02 0,01 5 12 6 1 2 1 0,1 0,3 0,1 Varmepumpe overløb 2. afsnit fra oven 0,01 0,05 0,01 5 12 6 1 4 2 0,1 0,6 0,1 3. afsnit fra oven 0,01 0,07 0,01 5 12 6 1 6 2 0,1 0,8 0,1 erstatter Sidste afsnit fra oven med 0,01 0,07 0,02 5 12 6 1 6 3 0,1 0,8 0,2 spidslastkedel Total 0,02 0,22 0,05 21 49 24 1 4 2 0 2 1 Eksporterbar 1. afsnit fra neden 15 28 20 5 12 6 2944 2320 3416 174 321 230 plus kritisk 2. afsnit fra neden 9 14 14 5 12 6 1768 1128 2367 104 156 159 overløb 3. afsnit fra neden 6 7 11 5 12 6 1077 610 1818 63 84 122 Sidste afsnit fra neden med 4 4 8 5 12 6 848 333 1379 50 46 93 Total 34 53 53 21 49 24 1659 1097 2245 391 607 605 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 1 4 1 265 239 180 4 16 4 8 28 5 Varmepumpe overløb 2. afsnit fra oven 6 14 1 265 239 180 23 61 8 44 104 10 3. afsnit fra oven 25 37 5 265 239 180 93 156 26 176 267 33 erstatter Sidste afsnit fra oven med 70 73 11 265 239 180 264 308 61 500 527 78 ctrl. KV Total 102 129 18 1059 954 722 96 135 24 728 926 125 (kul) Eksporterbar 1. afsnit fra neden 793 705 720 265 239 180 2996 2955 3988 5583 4983 5047 plus kritisk 2. afsnit fra neden 619 558 560 265 239 180 2339 2338 3101 4379 3959 3968 overløb 3. afsnit fra neden 475 437 432 265 239 180 1795 1830 2392 3372 3109 3067 Sidste afsnit fra neden med 291 316 285 265 239 180 1099 1324 1577 2071 2252 2024 Total 2178 2016 1996 1059 954 722 2057 2112 2765 15406 14302 14105 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 1 202 4 4 Varmepumpe overløb 2. afsnit fra oven 2 202 9 10 3. afsnit fra oven 7 202 35 38 erstatter Sidste afsnit fra oven med 16 202 80 87 ctrl. CC Total 26 808 32 140 Eksporterbar 1. afsnit fra neden 847 202 4189 4528 plus kritisk 2. afsnit fra neden 673 202 3327 3611 overløb 3. afsnit fra neden 522 202 2582 2805 Sidste afsnit fra neden med 349 202 1728 1878 Total 2390 808 2957 12822 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 1 1 0 173 155 131 3 10 3 3 7 2 Kulkedel overløb 2. afsnit fra oven 1 5 1 173 155 131 8 34 5 6 25 3 erstatter 3. afsnit fra oven 5 11 1 173 155 131 28 68 11 22 48 6 ctrl. KV Sidste afsnit fra oven med 12 20 3 173 155 131 68 127 27 54 91 16 (kul), Total 18 37 6 690 621 524 27 60 11 85 171 27 bypass Eksporterbar 1. afsnit fra neden 538 472 527 173 155 131 3116 3041 4023 2466 2168 2415 plus kritisk 2. afsnit fra neden 446 394 413 173 155 131 2585 2539 3152 2048 1812 1898 overløb 3. afsnit fra neden 361 319 302 173 155 131 2093 2053 2304 1659 1466 1388 Sidste afsnit fra neden med 242 246 187 173 155 131 1401 1581 1424 1111 1129 858 Total 1587 1431 1429 690 621 524 2299 2304 2726 7284 6575 6560 Tiltag: Kritisk 1. afsnit fra oven 1 7 1 300 310 181 5 22 4 6 29 3 Elpatron overløb 2. afsnit fra oven 10 30 1 300 310 181 32 97 8 40 127 6 erstatter 3. afsnit fra oven 41 82 5 300 310 181 138 266 26 176 349 20 ctrl. KV Sidste afsnit fra oven med 114 171 11 300 310 181 381 551 61 483 723 47 (kul) Total 166 290 18 1199 1240 724 139 234 25 705 1228 75 Eksporterbar 1. afsnit fra neden 1089 920 754 380 318 181 2868 2896 4161 4611 3896 3191 plus kritisk 2. afsnit fra neden 797 710 598 380 318 181 2101 2234 3300 3377 3006 2532 overløb 3. afsnit fra neden 581 547 521 380 318 181 1531 1722 2875 2461 2316 2205 Sidste afsnit fra neden med 332 416 452 380 318 181 874 1310 2496 1406 1762 1914 Total 2799 2592 2324 1518 1270 724 1843 2041 3208 11855 10980 9843 Tabel 1 Potentiale for de forskellige tiltag. De viste tal er overført direkte fra regneark, hvorfor visse af resultaterne fremstår med en for stor nøjagtighed, der ikke afspejler de reelle usikkerheder, der er forbundet med beregningerne. 19

Tiltag Energi GWh Potentiale MW Benyttelsestid Timer Brændselsbesparelse TJ Naturgaskedler erstatter 736 789 932 3145 naturgasfyret dec. kraftvarme Kulkedler erstatter kulfyret 332 329 1008 1525 central kraftvarme (bypass) Elpatron (350 MW) erstatter 182 438 417 729 naturgasfyret central CC Stop af vindmøller 84 953 88 Total 1333 2508 532 5400 Tabel 2 Beregning for pakke af tiltag til fjernelse af kritisk overløb i år 2020. Overløbet er fjernet nedefra med tiltagene i den rækkefølge, de er nævnt i tabellen. 20

Elkraft System s analyser Bilag 5 Charlotte Søndergren og Claus Stefan Nielsen, Elkraft System. 26. september 2001. Tiltag til reduktion af eloverløb 1. Forudsætninger Det samlede eloverløb for Østdanmark frem til 2020 er analyseret med udgangspunkt i en række forudsætninger. De mest centrale forudsætninger vedr. produktion, transmission og forbrug gengives i det følgende (se bilag til Systemplan 2001 fra juni 2001 Analyseforudsætninger 2001 ). Produktion Vedrørende større ændringer i kraftvarmeproduktionsanlæg forudsættes beregningsmæssigt at AVV2 idriftsættes ultimo 2001, AMV1 skrottes inden 2005 og AMV2 levetidsforlænges. I perioden efter år 2012 forudsættes herudover beregningsmæssigt at AMV2 skrottes og at der idriftsættes et CC-anlæg på Amagerværket med en eleffekt på 275 MV og en varmeeffekt på 190 MJ/s. Den ældre kraftvarmekapacitet på H.C.Ørsted Værket og på Svanemølle Værket forudsættes videreført, med en lav varmebunden elproduktion på det givne varmegrundlag Herudover forudsættes, at STV1 og ASV3 skrottes ved udgangen af år 2001 og at ASV2, ASV4 og STV2 skrottes i perioden efter år 2012. Forudsætningerne vedrørende rene elproducerende anlæg har dog ingen indflydelse på beregning af eloverløbet. Der forudsættes en begrænset udbygning med decentrale, industrielle og lokale kraftvarmeanlæg. Den samlede produktion er omkring 2.700 GWh i år 2001 stigende til knap 2.900 GWh i år 2012 og 2020. I år 2001 forventes den samlede elproduktion fra landmøller at blive godt 1.025 GWh stigende til 1.177 GWh i år 2012 og 1.195 GWh i 2020. Ifølge havmølle-aftalen etableres tre havvindmølleparker på 150 MW hver i år 2003, 2005 og 2008 (Rødsand, Omø og Gedser). Efter år 2010 udbygges med 150 MW hvert andet år i henhold til havmøllehandlingsplanen fra 1997. Hermed opnås målet i Energi 21 med en samlet installeret havmølle-effekt i Danmark på 4.000 MW. Transmission Østdanmark har i dag to udvekslingsforbindelser. Forbindelserne til Sverige giver teoretisk mulighed for en samlet overførsel på omkring 1.900 MW. I praksis afhænger overføringskapaciteten mellem Sjælland og Sverige af stabilitetsmæssige forhold, og den kan oftest være væsentlig lavere end de 1.900 MW. I dette arbejde er anvendt en overføringskapacitet på 1.700 MW svarende til den normale maksimale handelskapacitet. Forbindelsen til VEAG er 600 MW. Den i praksis mulige kapacitet afhænger udover stabilitetsmæssige forhold af interne begrænsninger herunder udviklingen i den bundne produktion i Sverige og Tyskland. Allerede i dag er der i VEAG s område en forholdsmæssig stor mængde vind. Forbindelsen til VEAG er i dag optaget af en transitaftale (ejet af Vattenfall), en aftale 21

mellem E2 og VEAG og en reservation til systemreserver. I den enkelte time kan den samlede overføringskapacitet til udlandet, der er til rådighed, dermed både være lidt større og meget mindre (ned til 0 MW) end de 2.300 MW, der indgår som grundforudsætning. Forbrug Elforbruget ab værk antages at stige fra 14.494 GWh i år 2001 til 15.435 GWh i 2012 og 16.223 GWh i år 2020. Det samlede varmeforbrug (vand og damp) forventes at stige fra 35,4 PJ i år 2001 til 37,5 PJ i år 2012 og 37,7 PJ i år 2020. 2. Fremskrivninger af eloverløb for Østdanmark På basis af målte værdier beregnes for år 2000 et samlet eloverløb på ca. 2 GWh (ca. 0,2 promille af elforbruget). Det forekom i 39 timer, og det maksimale eloverløb var på 140 MW. I 2020 er der estimeret et samlet eloverløb på 1.683 GWh svarende til godt 10 pct. af elforbruget, og der vil være overløb i godt 30 pct. af årets timer med en maksimalværdi på 1.852 MW. Fremskrivningerne af eloverløb fremgår af tabel 1. 1 2000 2005 2010 2020 Energiindhold i GWh 2 194 458 1.683 overløb Maksimalt overløb MW 140 743 1.056 1.852 Antal timer med overløb Time r 39 950 1.507 2.996 Tabel 1. Eloverløb for år 2000, 2005, 2010, 2020 I figur 1 ses det samlede eloverløb. MW 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1 1001 2001 3001 timer År 2005 År 2010 År 2020 Figur 1. Varighedskurve for det samlede eloverløb i Elkraftområdet. 1 Beregningen af eloverløbet i dette notat afviger lidt i forhold til Systemplan 2001 og rapporten Håndtering af eloverløb og elmangel i det danske system, begge fra juni 2001. Dette skyldes en forbedret udregning af den varmebundne elproduktion. 22

Ovenstående betragtninger er baseret på modelsimuleringer (gennemsnitlige værdier). Resultaterne herfra repræsenterer sandsynlige normalsituationer og er energimæssige gennemsnitsbetragtninger, da simuleringerne er udført med variationer af vindproduktion og belastninger, der er uafhængige af hinanden. Mindre sandsynlige ekstremsituationer vil derfor ikke nødvendigvis være repræsenteret i disse resultater. Som angivet i Systemplan 2001 kan vurderinger af ekstremsituationer betyde et effektoverskud (dvs. maksimalt eloverløb) i forhold til elforbruget på op til 1.700 MW i 2010 og 2.500 MW i 2020, altså betydeligt højere end i de normalsituationer, der indgår som grundforudsætning. Kritisk eloverløb Beregningsmæssigt opstår der et kritisk eloverløb, når eloverløbet overstiger muligheden for eksport. I praksis skal det kritiske eloverløb dog håndteres. Med grundforudsætningerne er den samlede eksportkapacitet i praksis næsten stor nok til at eksportere det største overløb i perioden frem til 2020 under forudsætning af, at den maksimale udvekslingskapacitet er til rådighed. I situationer, hvor eksportkapaciteten er reduceret, vil der dog beregningsmæssigt kunne forekomme kritisk eloverløb. Specielt i år 2020 er eloverløbet af en sådan størrelse, at der må forventes kritisk eloverløb i et antal timer. I disse situationer er det vigtigt, at der findes tilgængelige tiltag til at reducere eloverløbet. Som det også er gjort opmærksom på i temarapporten Håndtering af eloverløb og elmangel i det danske system bør den i praksis mulige udvekslingskapacitet analyseres nærmere. 3. Følsomhedsanalyser Størrelsen af eloverløbet og det kritiske eloverløb afhænger af de forudsætninger, der er anvendt for udvikling i forbrug, vindkraft, kraftvarmeproduktionskapacitet, overføringskapacitet til udlandet mv. Således stiger eloverløbet i perioden frem til år 2020 specielt p.g.a. forudsætningen om, at havmølleudbygningen fortsætter ud over de allerede tre planlagte parker. Etablering af et CC-anlæg i det Københavnske varmenet medfører også en stigning i den varmebundne elproduktion og dermed en stigning i eloverløbet. Tre følsomhedsanalyser i år 2020 For år 2020 analyseres virkningen af følgende tre centrale forudsætninger, der øger det samlede eloverløb og det kritiske eloverløb. 1. Forholdet mellem den samlede el- og varmeproduktionen på H.C. Ørsted Værket og Svanemølle Værket er omkring 0,35. Forudsættes det, at store dele af denne ældre kraftvarmekapacitet udskiftes med mere tidssvarende anlæg i perioden frem til år 2020 kan elproduktionen på det givne varmegrundlag tredobles på disse værker. Dvs. at det gennemsnitlige forhold mellem el- og varmeproduktionen øges til 1. 2. Der er usikkerhed om, hvorvidt den teoretisk mulige udvekslingskapacitet kan udnyttes fuldt ud i praksis. Kontek-forbindelsen på 600 MW mod Tyskland forudsættes i denne beregning ikke at kunne udnyttes. 3. Elforbruget reduceres i år 2020 med 10% dvs. fra 16.223 til 14.600 GWh. Dette svarer til at forbruget stabilisere sig på år 2003-niveau. 23

Konsekvenserne af hver af disse ændrede forudsætninger ses i tabel 3, hvor det samlede eloverløb og andelen af kritisk eloverløb er opstillet. Til sammenligning gengives grundberegningen fra tabel 1. Eloverløbet angives både i normalsituationer og ekstremsituationer. Samlet energiindhold i eloverløb Maksimalt eloverløb, normalsituation - heraf kritisk overløb Maksimalt overløb, ekstremsituation - heraf kritisk overløb 2020 2020 Øget KV på HCV/SMV 2020 uden Kontek 2020 reduceret elforbrug GWh 1.683 2.630 1.683 2.288 MW MW 1.852 2.477 1.852 2.004 0 177 152 0 2.500 3.200 2.500 2.600 200 900 800 300 Tabel 2. Beregnet energimæssigt og effektmæssigt eloverløb heraf størrelsen af det effektmæssige kritiske eloverløb - i år 2020 sammenholdt med tre forskellige følsomhedsanalyser. Som det fremgår af tabellen, er det maksimale eloverløb følsomt over for de ændrede forudsætninger. I normalsituationer og under forudsætning af, at den maksimale overføringskapacitet på 2.300 MW er til rådighed, beregnes der et mindre kritisk eloverløb på ca. 150 MW i tilfældet uden Kontek eller med øget elproduktion fra kraftvarme på HCV og SMV. Betragtes ekstremsituationer, vil der forekomme kritisk eloverløb i størrelsesordenen op til 900 MW afhængig af, hvilke forudsætninger der gøres. Ekstremsituationer repræsenterer et sammenfald af stor bunden elproduktion og lavt forbrug. Det er derfor en hændelse, der forekommer forholdsvis sjældent. Men forekommer den bare en gang er det nødvendigt, at der er muligheder for i den givne driftstime at fjerne det kritiske overløb. Set i dette lys er det vigtigt, at der i et antal driftstimer eksisterer virkemidler til at aktivere et tiltag til at reducere eloverløbet. Kyoto-fremskrivningen i år 2010 Der er lavet en yderligere følsomhedsanalyse på de væsentligste ændrede forudsætninger i forhold beregningerne bag Kyoto-fremskrivningen for år 2010 ændret elforbrug og vindkraftproduktion. I år 2010 reduceres elforbruget med ca. 900 GWh (svarende til en reduktion på knap 6%) og havmølleproduktionen reduceres med 200 GWh (svarende til en reduktion på godt 10%). To forhold der trækker i hver sin retning i forhold til størrelsen af eloverløbet. Størrelsen af eloverløbet ved denne beregning er vist i tabel 3. 24

2010 2010 Kyoto Energiindhold i GWh 458 524 overløb Maksimalt overløb MW 1.056 1.073 Tabel 3. Eloverløbet i år 2010, med en reduktion i elforbruget på knap 6% og en reduktion i havmølleproduktionen på godt 10%, svarende til beregningerne bag Kyotofremskrivningen. Det fremgår af tabel 3, at det maksimale eloverløb i år 2010 beregnes til 1.073 MW, svarende til en meget lille stigning i forhold til 1.056 MW. 4. Metode for anvendelse af tiltag til reduktion af eloverløb Der er forskellige tiltag, der kan anvendes, til at reducere eloverløbet. Tiltagene kan opdeles i to grupper: 1) med relativt små kapitalomkostninger (nedregulere KV, stop af vindmøller, bypass af KV, elpatroner mv.) 2) med betydelige kapitalomkostninger (VP, geotermi mv.). Prioriteringen af tiltagene vil i høj grad afhænge af, hvad tiltaget skal anvendes til. Dette hænger sammen med, at der kan opnås samme effektmæssig reduktion af eloverløbet med forskellig energimæssig reduktion. Betragtes tiltag, der udelukkende anvendes med henblik på at reducere eloverløb, kan disse tiltag anvendes på to principielt forskellig måder fra toppen og fra bunden. Fra toppen. Reduktion af det kritiske eloverløb. Dvs. fokus på en effektmæssig reduktion i relativt få driftstimer. Reduktionen i energimængden vil være beskeden. Fra bunden. Reduktion af eloverløb/tvungen eksport. Dvs. fokus på den maksimale energimæssige reduktion med mange driftstimer samtidig med en effektmæssig reduktion og dermed også en reduktion af det kritiske eloverløb. I figur 2 vises eloverløbet, hvor virkningen af at reducere eloverløbet fra toppen og fra bunden er illustreret. 25

reduktion fra toppen MW reduktion fra bunden timer Figur 2. Illustration af at reducere eloverløbet fra toppen og fra bunden. Hertil kommer tiltag, der mere generelt fokuserer på at reducere den samlede bundne produktion (og dermed i et eller andet omfang også eloverløbet). Disse tiltag er ikke målrettet reduktion af eloverløb, men vil som afledt virkning reducere eloverløbet. Dette gælder f.eks. varmebesparelser, der har en benyttelsestid der overstiger antallet af timer med eloverløb og varmepumper, elkedler og geotermianlæg der formentlig med fordel kunne anvendes i timer uden eloverløb. Tiltagene betragtes i første omgang enkeltvis ifht. et referencesystem. Hensigtsmæssige kombinationer af tiltagene kan efterfølgende sammensættes og analyseres. Hertil kan relevante tiltag vurderes ifht. den nyetabling af produktionskapaciteten, der ligger i referencen (f.eks. CC-anlæg). I det følgende afgrænses vurderingen af tiltag til kun at omfatte tiltagets mulighed for at reducere eloverløbet. Hvorvidt tiltaget kan anvendes herudover (sideeffekter) bør analyseres efterfølgende, når det f.eks. skal vurderes, hvilke virkemidler der skal tages i anvendelse for at få et givet tiltag iværksat. Eksempel på reduktion af eloverløb I Elkraftområdet er der i år 2020 et eloverløb på 1.683 GWh med en maksimal værdi på 1.852 MW. Ønskes det maksimale eloverløb reduceret med 250 MW til 1.602 MW kan det ske Fra toppen, i ca. 20 driftstimer med en reduktion i energimængden på 3 GWh. Fra bunden, i ca. 2800 driftstimer med en reduktion i energimængden på 330 GWh. Reduktionen kan opnås ved f.eks. at nedregulere kul-kv i Københavnsområdet til driftsminimum (AVV1 og AMV3) og producere den manglende varme på en varmespidslastkedel (op til 350 MJ/s) eller etablere en varmepumpe på ca. 120 MW i tilknytning til det københavnske varmenet (m.h.p. at afsætte elproduktion og reducere varme produceret på kul KV) med en effektfaktor på 3. Hvorvidt det ene er at vælge frem for det andet afhænger af reduktionen af eloverløbet (energimæssigt eller effektmæssigt) sammenholdt med omkostningerne til at opnå reduktionen. Det virker umiddelbart mest oplagt at anvende tiltag med relativt små 26

kapitalomkostninger fra toppen (få driftstimer) og tiltag med store kapitalomkostninger fra bunden (mange driftstimer). Dette afhænger dog af nærmere analyser af økonomien, sideeffekter mv. 5. Resultater Grundberegningerne er udarbejdet på det forudsætningsgrundlag, der er bilag til Systemplan 2001 ( Analyseforudsætninger 2001 ). Analyserne giver en lastfordelingssammensætning, brændselsforbrug mv. på timebasis, der danner baggrund for analyser af tiltag til at reducere eloverløbet. På basis af de resultatmæssige timeværdier laves der for hvert tiltag en efterbehandling på timebasis i regneark. Det besluttes i hvilket varmeområde tiltaget (f.eks. en varmepumpe) skal etableres og hvilken varmeproduktion (f.eks. kul-kv) tiltaget skal erstatte. De relevante anlæg (f.eks. AVV1 og AMV3) indsættes i prioriteret rækkefølge. Tiltaget anvendes udelukkende til at reducere eloverløb. Der udføres to beregninger tiltaget anvendes fra toppen eller fra bunden (se uddybende forklaring i afsnit 2). Tiltaget udnyttes fuldt ud både fra toppen og fra bunden. Dette medfører, at der næsten opnås samme kapacitet på tiltaget (størrelse af varmepumpe mv.) fra såvel toppen som fra bunden og dermed samme reduktion i det maksimale eloverløb. Samtidighedsproblematikken kan medføre, at i visse situationer vil det være sådan, at samme reduktion i det maksimale eloverløb kan opnås ved en mindre kapacitet på tiltaget, når der beregnes fra toppen. Følgende tiltag til at reducere eloverløbet er analyseret: Etablering af elkedel, varmepumpe, geotermianlæg og varmekedel til erstatning af kraftvarmeproduktion i Københavnsområdet (opdelt på kul- og gasbaseret produktion) og i større decentrale områder. Nedregulering/stop af vindmøller. Etablering af varmelager i tilknytning til Københavnsområdet (kulbaseret produktion). Hertil er varmebesparelser analyseret for at illustrere omfanget af sideeffekter. Driftstekniske resultater for hvert tiltag fra toppen og fra bunden er vedlagt i bilag. Disse omfatter bl.a. potentiale for reduktion af eloverløb, maksimal effekt for tiltaget herunder størrelsen af varmepumpen eller mængden af vindmøller der vil kunne stoppes, sparet brændsel mv. En overordnet sammenfatning af potentialerne er vist i tabel 4 og 5, når tiltaget anvendes fra toppen hhv. bunden. 27

fra toppen Overløb i år 2020 Erstatning af Kul-KV i Københavnso mrådet Erstatning af Gas-KV i Københavnso mrådet Erstatning af Gas-KV i decentrale områder Stop af vindmøller Effektmæ ssig størrelse af Tiltag MW Benyttelse stid for tiltag Timer Effektmæ ssig reduktion af eloverløb MW Energimæ ssig reduktion af eloverløb GWh 1.852 1.683 Elkedel 353 41 584 25 Varmepu 118 17 366 6 mpe Geotermi 71 14 319 4 Varmeked el 353 10 248 2 Varmelag 353 10 248 2 er Elkedel 143 6 175 1 Varmepu 53 4 85 ~0 mpe Geotermi 32 4 64 ~0 Varmeked 171 3 34 ~0 el Elkedel 115 9 222 2 Varmepu 38 5 145 1 mpe Geotermi 23 4 130 1 Varmeked 115 4 107 ~0 el 1542 600 1544 917 Tabel 4. Maksimal udnyttelse af virkemidlet i år 2020, under forudsætning af at tiltaget anvendes fra toppen. Som det fremgår af tabel 4 er benyttelsestiden af tiltaget fra toppen meget lille. Dvs. at det er en smule tilfældigt, om og i hvor stort omfang tiltaget kan anvendes i en given time med maksimalt overløb. Samtidighedsproblematikken spiller en væsentlig rolle i denne vurdering. Størrelsen af den effektmæssige reduktion af eloverløbet ved et givet tiltag afhænger af om maksimaleffekten af tiltaget anvendes når overløbet er størst. Anvendes tiltaget fra bunden kan det ses i tabel 5, at benyttelsestiden for tiltaget og den energimæssige reduktion af eloverløbet er væsentlig større end fra toppen. Til gengæld opnås der en effektmæssig reduktion af det maksimale eloverløb i samme størrelsesorden. 28

fra bunden Overløb i år 2020 Erstatning af Kul-KV i Københavnso mrådet Erstatning af Gas-KV i Københavnso mrådet Erstatning af Gas-KV i decentrale områder Stop af vindmøller Effektmæ ssig størrelse af Tiltag MW Benyttelse stid for tiltag Timer Effektmæ ssig reduktion af eloverløb MW Energimæ ssig reduktion af eloverløb GWh 1.852 1.683 Elkedel 353 1.220 584 732 Varmepu 118 1.320 366 487 mpe Geotermi 71 1.340 319 432 Varmeked el 353 1.380 248 345 Varmelag 353 1.380 248 345 er Elkedel 335 570 175 268 Varmepu 112 600 85 150 mpe Geotermi 67 610 64 124 Varmeked 335 620 34 85 el Elkedel 132 1.730 222 439 Varmepu 44 1.800 145 297 mpe Geotermi 26 1.850 130 269 Varmeked 132 1.820 107 224 el 1.798 930 1544 1675 Tabel 5. Maksimal udnyttelse af virkemidlet i år 2020, under forudsætning af at tiltaget anvendes fra bunden. Forskellen på en elkedel, en VP og et geotermianlæg er effektfaktoren som er på hhv. 1, 3 og 5. Dette betyder bl.a., at der skal etableres en større elkedel ifht. et geotermianlæg for at få den samme effekt på overløbet. Til gengæld er elkedlen væsentlig billigere end geotermianlægget. I tabel 4 og 5 er vurderingerne af tiltagene foretaget enkeltvis ifht. en grundberegning. Tiltagene kan ikke lægges sammen, da der vil være sammenfald i, hvornår tiltagene er i drift. Der er ikke lavet hensigtsmæssige kombinationer af tiltagene til f.eks. at kunne klare hele eloverløbet. Hertil kan relevante tiltag vurderes ifht. den nyetabling af produktionskapaciteten, der ligger i referencen (f.eks. CC-anlæg). 29

Som det ses af tabel 4 og 5 kan intet af de gennemregnede tiltag alene reducere hele eloverløbet. Stop af vindmøller næsten kunne fjerne hele eloverløbet. Dette kræver dog, at muligheden for at stoppe alle vindmøllerne er til stede i praksis. Tiltagene sammenlignes ved samfundsøkonomiske omkostninger pr. reduceret MWh eloverløb samfundsøkonomisk screening, hvor de driftstekniske resultater herunder brændselsbesparelse, størrelse på tiltag, reduktion af eloverløb indgår. Herudover suppleres med kapitalomkostninger, miljøomkostninger mv. De samlede økonomiske konsekvenser udregnes med og uden miljøomkostninger (nationalt og internationalt) og hertil vurderes ændring i afgiftsbetalingen. Sideeffekter Som nævnt afgrænses vurderingen af tiltag til kun at omfatte tiltagets mulighed for at reducere eloverløbet. Dvs. at de økonomiske vurderinger ikke omfatter tiltagets virkning herudover. Sideeffekter enten positive eller negative er derved ikke værdisat. Som sideeffekt kan tiltaget f.eks. medføre Positiv effekt på at håndtere ubalancer i form at nedregulering. Generel virkning på at sænke den varmebunden elproduktion f.eks. varmebesparelser. Øget fleksibilitet i det samlede system Mv. Det kan være særdeles vanskeligt at værdisættelse disse sideeffekter. Et eksempel på et tiltag med meget store sideeffekter er varmebesparelser. Varmebesparelser reducerer den varmebundne elproduktion i mange flere timer end der er eloverløb. For at vurdere, hvilken virkning varmebesparelser har på det samlede eloverløb er der foretaget en beregning med et reduceret vandvarmebehovet i CTR og VEKS. Varmebehovet reduceres i år 2020 med 10% fra knap 31.000 TJ til knap 28.000 TJ. Der opnås en reduktion i den bundne elproduktion på 460 GWh, hvorimod reduktionen i eloverløbet er 160 GWh. Dvs. kun en tredjedel af reduktionen går direkte i en reduktion på eloverløbet. Det maksimale eloverløb reduceres med 2% til 1.810 MW. 30

Tiltag til reduktion af eloverløb i Elkraftområdet År 2020 Elkedel erstatter varme produceret i KBH (kul) VP erstatter varme produceret i KBH (kul) Geotermi erstatter varme produceret i KBH (kul) fra bunden Effektfaktor VP/elpatron/geotermi 100% 300% 500% Varmekedel erstatter varme produceret i KBH (kul) 25-sep-01 Elkraft System csn/cha Stop af vindmøller Reduceret el fra kraftvarme/vindmølle GWh -303-331 -337-345 Reduceret varme fra kraftvarme TJ -1545-1687 -1715-1757 Sparet brændsel KV TJ brændsel -3378-3693 -3754-3849 Elforbrug til VP/elpatron/geotermi GWh 429 156 95 Maks. effekt VP/elpatron/geotermi/vind (potentiale) MW 353 118 71 1798 Maks. effekt varmekedel MJ/s 353 Overløb før GWh 1683 1683 1683 1683 1683 Overløb efter GWh 951 1196 1251 1338 8 Maks. overløb før MW 1852 1852 1852 1852 1852 Maks. overløb efter MW 1268 1486 1533 1604 308 Antal overløbstimer før timer 2996 2996 2996 2996 2996 Antal overløbstimer efter timer 2248 2546 2602 2676 116 fra toppen Effektfaktor VP/elpatron/geotermi 100% 300% 500% Reduceret el fra kraftvarme/vindmølle GWh -10-4 -3-2 Reduceret varme fra kraftvarme TJ -52-21 -18-13 Sparet brændsel KV TJ brændsel -113-46 -38-27 Øget varme produceret på kedel TJ 13 Elforbrug til VP/elpatron/geotermi GWh 14 2 1 Maks. effekt VP/elpatron/geotermi/vind (potentiale) MW 343 118 71 1542 Maks. effekt varmekedel MJ/s 353 Overløb før GWh 1683 1683 1683 1683 1683 Overløb efter GWh 1658 1677 1679 1681 766 Maks. overløb før MW 1852 1852 1852 1852 1852 Maks. overløb efter MW 1268 1486 1533 1604 308 Antal overløbstimer tiltaget virker på timer 146 41 33 23 1998 31

Tiltag til reduktion af eloverløb i Elkraftområdet År 2020 Elkedel erstatter varme produceret i KBH (gas) VP erstatter varme produceret i KBH (gas) Geotermi erstatter varme produceret i KBH (gas) fra bunden Effektfaktor VP/elpatron/geotermi 100% 300% 500% 25-sep-01 Elkraft System csn/cha Varmekedel erstatter varme produceret i KBH (gas) Reduceret el fra kraftvarme/vindmølle GWh -78-83 -84-86 Reduceret varme fra kraftvarme TJ -685-724 -731-742 Sparet brændsel KV TJ brændsel -1046-1108 -1120-1138 Elforbrug til VP/elpatron/geotermi GWh 190 67 41 Maks. effekt VP/elpatron/geotermi/vind (potentiale) MW 335 112 67 Maks. effekt varmekedel MJ/s 335 Overløb før GWh 1683 1683 1683 1683 Overløb efter GWh 1415 1533 1559 1598 Maks. overløb før MW 1852 1852 1852 1852 Maks. overløb efter MW 1677 1767 1788 1818 Antal overløbstimer før timer 2996 2996 2996 2996 Antal overløbstimer efter timer 2658 2817 2843 2899 fra toppen Effektfaktor VP/elpatron/geotermi 100% 300% 500% Reduceret el fra kraftvarme/vindmølle GWh -0,16-0,09-0,08-0,07 Reduceret varme fra kraftvarme TJ -3,3-2,4-2,1-1,6 Sparet brændsel KV TJ brændsel -3,7-2,4-2,3-1,8 Øget varme produceret på kedel TJ 1,6 Elforbrug til VP/elpatron/geotermi GWh 0,91 0,22 0,12 Maks. effekt VP/elpatron/geotermi/vind (potentiale) MW 146 53 32 Maks. effekt varmekedel MJ/s 171 Overløb før GWh 1683 1683 1683 1683 Overløb efter GWh 1681,9 1682,7 1682,8 1683,9 Maks. overløb før MW 1852 1852 1852 1852 Maks. overløb efter MW 1677 1767 1788 1818 Antal overløbstimer tiltaget virker på timer 15 6 5 3 32

Tiltag til reduktion af eloverløb i Elkraftområdet År 2020 Elkedel erstatter varme produceret på decentral (gas) VP erstatter varme produceret på decentral (gas) Geotermi erstatter varme produceret på decentral (gas) fra bunden Effektfaktor VP/elpatron/geotermi 100% 300% 500% 25-sep-01 Elkraft System csn/cha Varmekedel erstatter varme produceret på decentral (gas) Reduceret el fra kraftvarme/vindmølle GWh -212-221 -222-225 Reduceret varme fra kraftvarme TJ -820-851 -857-866 Sparet brændsel KV TJ brændsel 1828 1898 1912 1932 Elforbrug til VP/elpatron/geotermi GWh 228 79 48 Maks. effekt VP/elpatron/geotermi/vind (potentiale) MW 132 44 26 Maks. effekt varmekedel MJ/s 132 Overløb før GWh 1683 1683 1683 1683 Overløb efter GWh 1244 1386 1414 1459 Maks. overløb før MW 1852 1852 1852 1852 Maks. overløb efter MW 1630 1707 1722 1745 Antal overløbstimer før timer 2996 2996 2996 2996 Antal overløbstimer efter timer 2502 2679 2709 2754 fra toppen Effektfaktor VP/elpatron/geotermi 100% 300% 500% Reduceret el fra kraftvarme/vindmølle GWh -0,9-0,53-0,48-0,44 Reduceret varme fra kraftvarme TJ -3,61-2,1-1,9-1,73 Sparet brændsel KV TJ brændsel -7,9-4,6-4,2-3,8 Øget varme produceret på kedel TJ 1,73 Elforbrug til VP/elpatron/geotermi GWh 1 0,19 0,1 Varme produceret af VP/elpatron/geotermi TJ Maks. effekt VP/elpatron/geotermi/vind (potentiale) MW 115 38 23 Maks. effekt varmekedel MJ/s 115 Overløb før GWh 1683 1683 1683 1683 Overløb efter GWh 1681,1 1682,3 1682,4 1682,6 Maks. overløb før MW 1852 1852 1852 1852 Maks. overløb efter MW 1630 1707 1722 1745 Antal overløbstimer tiltaget virker på timer 19 10 8 6 33

Tiltag til reduktion af eloverløb i Elkraftområdet År 2020 25-sep-01 Elkraft System csn/cha fra bunden Effektfaktor VP/elpatron/geotermi Varmelager erstatter varme produceret i KBH (kul) Reduceret el fra kraftvarme/vindmølle GWh 0 Reduceret varme fra kraftvarme TJ 0 Sparet brændsel KV TJ brændsel 0 varme leveret fra lager TJ 1758 varmelager størrelse GWh 33 Maks. effekt varmelager MJ/s 353 Overløb før GWh 1683 Overløb efter GWh 1338 Maks. overløb før MW 1852 Maks. overløb efter MW 1604 Antal overløbstimer før timer 2996 Antal overløbstimer efter timer 2676 fra toppen Effektfaktor VP/elpatron/geotermi Reduceret el fra kraftvarme/vindmølle GWh 0 Reduceret varme fra kraftvarme TJ 0 Sparet brændsel KV TJ brændsel 0 varme leveret fra lager TJ 13 varmelager størrelse GWh 2 Maks. effekt varmelager MJ/s 353 Maks. effekt VP/elpatron/geotermi/vind (potentiale) MW Maks. effekt varmekedel MJ/s 353 Overløb før GWh 1683 Overløb efter GWh 1681 Maks. overløb før MW 1852 Maks. overløb efter MW 1604 Antal overløbstimer tiltaget virker på timer 23 34

AAU s analyser Bilag 6 Henrik Lund og Ebbe Münster, 9. oktober 2001. Dette bilags primære formål er at beskrive og dokumenterer en række analyser, som er anvendt i rapport fra Energistyrelsens arbejdsgruppe om kraftvarme og VE-elektricitet. Samtidig fungerer rapporten som et fælles foreløbigt arbejdspapir i forbindelse med gennemførelsen af forsknings- og udviklingsprojekterne: 1) Model for samspillet mellem integrerede kraftproducenter (Finansieret af Energistyrelsens udviklingsprogram for vedvarende energi efter anbefaling fra Vindkraftudvalget), og 2) Lokale energimarkeder (Finansieret af Energiforskningsprogrammet efter anbefaling fra udvalget vedr. Energi og Samfund ). I begge projekter tages der udgangspunkt i en analyse af nationale strategier for design af forskellige energisystemer mhp. at vurdere deres muligheder for indregulering af den samlede el-produktion. Denne del af projekterne er fremskyndet i forbindelse med nedsættelsen af Energistyrelsens arbejdsgruppe om kraftvarme og VE-elektricitet, hvor det er formålet at analysere forskellige muligheder for at undgå eloverløb. Beregningerne bag analyserne er gennemført på computermodellen EnergyPLAN, som er dokumenteret i en selvstændigt rapport. Desuden skal denne bilagsrapport ses sammen med et EXEL-regneark med en række økonomiberegninger samt et appendiks med udskift af samtlige refererede beregninger. Problemformulering Eloverløb er en elproduktion som overstiger forbruget, men som man er tvunget til at producere aht. til enten udnyttelsen af VE og/eller kraft/varme. Problemet er, at man ikke selv kan bestemme hvornår og hvor meget ekstra el, man er tvunget til at producere. I denne analyse er der skelnet mellem kritisk eloverløb (KEOL) og eksporterbart eloverløb (EEOL). Kritisk eloverløb er den del af eloverløbet, der ikke kan eksporteres med de eksisterende transmissionsforbindelser. KEOL er et teknisk problem. Hvis det opstår, bryder elforsyningen sammen. Det skal altså under alle omstændigheder undgås. Principielt kan det undgås enten ved at udbygge transmissionsnettet, eller ved at iværksætte visse produktionsbegrænsninger eller ændringer. Problemstillingen vedr. EEOL har både et økonomisk, et miljømæssigt og et teknisk (reguleringsmæssigt) aspekt. Økonomisk er det dyrt ikke selv at være i stand til at bestemme om man vil sælge og i givet fald hvornår. Med et stort tvunget eloverløb opnår man derfor en relativ dårlig pris for sin eksport. Miljømæssigt vil værdien af eloverløbet være meget afhængig af hvilken form for elproduktion denne eksport reelt fortrænger. Dette kan være vanskeligt at vurdere i en fremtidig situation med stor udveksling af el f.eks. i den baltiske ring. Teknisk er problemet med eloverløbet, at det yderligere i stor grad er uforudsigeligt. Dvs. at udover, at der opnås en lav pris på 35

markedet skal der også købes regulerkraft i udlandet til at kompensere for uforudsigeligheden, ligesom risikoen for problemer med system stabilitet øges. Denne analyse har til formål, at kunne besvare følgende to spørgsmål: 1. I hvilket omfang bør kritisk eloverløb (KEOL) undgås ved at udbygge transmissionsnettet, og i hvilket omfang ved at etablere begrænsninger/ændringer i produktion og forbrug, herunder hvordan bør evt. begrænsninger prioriteres indbyrdes. 2. I hvilket omfang bør der indbygges fleksibilitet i el-systemet aht. a) at opnå mulighed for enten at reduceres eloverløbet og/eller evne til at kunne udnytte prisfluktuationerne på el-markedet bedre, og b) opnå mulighed for indlands at kunne kompensere for en større del af problemet med uforudsigelighed, samt reducere risikoen for problemer med system-stabilitet. 1.2.1 EnergyPLAN-modellen De her beskrevne analyser er foretaget på EnergyPLAN computermodellen (Version 4.4). Modellen er en input/output energisystemanalysemodel, der arbejder med timesimulering af forskellige energisystemer med fokus på konsekvensanalyser af forskellige tekniske reguleringsstrategier. Input er primært årlige el- og fjernvarmeforbrug samt specifikation af energisystemet i form af anlægskapaciteter og nyttevirkninger. Herudover angives også valg af reguleringstrategi og elmarkedsforudsætninger. Modellen indeholder timefordelinger af årsværdier baseret på danske erfaringtal. Således fordeles f.eks. elforbruget efter den faktiske fordeling i år 2000, og vindkraften kan fordeles med udgangspunkt i 3 forskellige historiske vindkraftproduktionsfordelinger. Output er primært el- og varme-produktioner samt brændselsforbrug fordelt på tid og anlægskategorier. Herudover kan modellen også udregne indtægter og udgifter ved handel på markedet. Modellen er simpel hvad angår beskrivelsen af energisystemets forskellige anlæg, som er opdelt i få fjernvarme-områder. Modellen regner således ikke direkte på samtlige enkelt anlæg. Derimod regnes der gruppevis på hhv. decentral og central kraftvarme med gennemsnitstal for hele gruppen. Til gengæld er modellen detaljeret hvad angår beskrivelsen af forskellige reguleringsmuligheder. Denne kombination giver en model med en god balance mellem på den ene side overskuelighed og hurtighed og på den anden side evnen til at gå i dybden med betydningen af valg mellem forskellige reguleringsstrategier. I forbindelse med arbejdet i arbejdsgruppen om kraftvarme og VE-elektricitet er modellen blevet udvidet til at kunne analysere konsekvenserne af en række særlige tiltag, der alene sigter på nedbringelse af det kritiske eloverløb (KEOL). Desuden er det bla. af hensyn til sammenligning med de øvrige analyser, valgt af regne på Eltra og Elkraft områderne hver for sig. For en nærmere beskrivelse af den konkrete version af modellen henvises til dokumentationen: The EnergyPLAN Model (Version 4.4) (Lund, Münster og Tambjerg, Institut for Samfundsudvikling og Planlægning, Aalborg Universitet, oktober 2001). 36

Reference. Der er taget udgangspunkt i referencer gennemregnet af hhv. Eltra og Elkraft-system. På EnergyPLAN modellen er disse referencer kalibreret, så der med samme forudsætninger vedr. elforbrug og vindkraft mv. opnås samme vurdering af eloverløbets omfang. I tabel 1 og tabel 2 er vist en sammenligning af reference-rekonstruktionen. Der er taget udgangspunkt i hovedtal fra gennemregningen af referencen på hhv. Eltra s og Elkraft-system s modeller (beskrevet i parallelle bilag til dette). Det har generelt været muligt at rekonstruere vurderingen af eloverløbets omfang i år 2020 på EnergyPLAN modellen med så vidt muligt de sammen forudsætninger. Hovedtal som elforbrugets og fjernvarmeforbrugets størrelser samt mængden af installeret vindkraft og vindkraftproduktionen samt øvrige produktionsfordelinger er således i al væsentlighed de samme. Dog har enkelte justeringer være nødvendige: - I Eltra området anlægges en offshore vindmøllepark midt i året 2020. I EnergyPLAN rekonstruktionen er den regnet med hele året med halv effekt. - I Eltra og Elkraft beregningerne er der regnet med udgangspunkt i hhv. høje og lave elprisforløb, hvorved der er fremkommet to scenarier med hhv. en høj og en lav netto el-eksport. I referenceberegningen regnes der i begge tilfælde med et eloverløb, der ligge et sted ca. midt imellem disse to scenarier. Til brug for EnergyPLAN rekonstruktionen er der udregnet et brændselsforbrug, der er ekstrapoleret mellem de 2 scenarier. - I Elkraft beregningen er industriel kraft/varme tillagt en ekstra varmeproduktion på 4 TJ svarende til den varmeproduktion, der ikke leveres til fjernvarmeområderne. Dette er gjort for at kunne regne med mere realistiske nyttevirkninger på kraft/varme-anlæggene. Den installerede effekt på de decentrale kraft/varme-værker er i EnergyPLAN rekonstruktionen sat en lille smule lavere end referencerne aht at ramme den samme fordeling af varmeproduktionen mellem kraftvarme-enhederne og spidslastkedlerne. Tilsvarende er nyttevirkningerne for de forskellige anlæg justeret, så produktionsfordelingen så vidt muligt passer med referencen. 1.2.2 Krav til system-stabilitet EnergyPLAN modellen opererer med visse system-begrænsninger af hensyn til det samlede elsystems mulighed for at sikre frekvens og spænding. I de nævnte rekonstruktioner er der specificeret følgende systemkrav: - Elproduktionen fra system-stabiliserende enheder må ikke komme under 30% af den samlede elproduktion - Alle kondensværker og 70% af kraft/varme-værkerne (svarende til de centrale kraft/varmeværker) regnes som system-stabiliserende. - Vindkraft-anlæg og decentrale værker medregnes ikke som system-stabiliserende. - Af hensyn til rullende reserve må el-produktionen på de centrale værker ikke komme under 350 MW i Eltra-området og 280 MW i Elkraft-området I nedenstående beregninger er eloverløbet enkelte gange også vurderet under ændrede systemkrav, hvor følgende er ændret ift. ovenstående: - Decentrale kraft/varme-værker er medregnet som system-stabiliserende. - Dele af vindkraft-anlæggene er medregnet som system-stabiliserende. - Kravet til rullende effekt på de centrale enheder er sænket til 200 MW i hvert af områderne. 37

1.2.3 Beskrivelse af enkelttiltaget: Transport (Elbiler/brintbiler) Scenariet er lavet med udgangspunkt i rapporten Electric vehicles and renewable energy in the transport sector - energy system consequences. (Risø April 2000, Lars Henrik Nielsen og Kaj Jørgensen). Der er taget udgangspunkt i tallene for år 2015 (Side 10), som her er anvendt for år 2020: Scenariet omfatter overgang til elbiler/brintbiler på 430.000 biler under 2 tons. Konsekvensen er iflg. rapporten et øget elforbrug på 1,60 TWh/år samt et sparet brændselsforbrug (benzin) på 4,92 TWh/år Scenariet er her indregnet i elsystemet som et ekstra el-forbrug på 1,60 TWh, der kan placeres på forskellig måde. Forbruget er fordelt med hhv. 1 TWh i Eltra og 0,6 TWh i Elkraft-system områderne. EnergyPLAN modellen kan gennemregne forskellige reguleringer af opladningen: 1. Ingen styring: Elforbruget placeres med konstant last om natten 2. Døgn-styring: Elforbruget placeres optimalt i løbet af et døgn mhp. at opnå bedst mulig sammenhæng mellem el-produktion og el-forbrug i det samlede el-system 3. Uge-styring: Som 2 blot placeret optimalt indenfor en uge 4. Månedsstyring: Som 2 blot placeret optimalt indenfor 4 uger. I nedenstående beregninger er der gjort brug af muligheden for hhv. døgnstyring og ugestyring. Teknisk potentiale og pakkeløsninger Virkemidler og potentialer for nedbringelse af KEOL I referencen forekommer kritisk eloverløb (KEOL) udelukkende i Eltra-området. Følgende enkelttiltag er vurderet med henblik på at vurdere mulighederne for at fjerne KEOL: K1. Stop af vindmøller (Alle vindmøller er medregnet) K2. Kedel erstatter kraftvarme (Alle KV-anlæg er medregnet: Central, decentral og industriel) K3. Varmepumpe erstatter kedel (150+200 MW-el, effektfaktor = 3) K4. Elpatron erstatter kedel (450+600 MW-el, effektfaktor = 1) K5. Varmepumpe erstatter kedel og kraftvarme (150+200 MW-el, effektfaktor = 3) K6. Elpatron erstatter kedel og kraftvarme (450+600 MW-el, effektfaktor = 1) K7. Pakkeløsning 1: Tiltag K2, K6 og K1 i prioriteret rækkefølge (Elpatron: 150+200 MW-el) K8. Flytte kraftvarme-produktion med varmelager (30 GWh lager svarende til et halvt døgns varmeproduktion) K9. Flytbart elforbrug: 200 MW, 0,6 TWh/år forudsættes flytbart indenfor et døgn. K10. Pakkeløsning 2: Som pakkeløsning 1 plus varmelager og flytbart forbrug. K11. K10 suppleret med en eksport svarende til reduktionen i EEOL, således at nettoreduktionen i eksporten alene svarer til det kritiske eloverløb (KEOL). Resultaterne fremgår af tabel 3. Fortolkning: - Tiltag K1, K2 og K6 (Stop af vindmøller, stoppe kraftvarme og elpatron) har de største potentialer, men medfører de mindste brændselsreduktioner. - Tiltag K5 (Varmepumpe) har et pænt potentiale og en god brændselsreduktion, men er relativt dyr (jf. den samfundsøkonomiske screening refereret i hovedrapporten). - Tiltag K9 (Flytte elforbrug) og K8 (Varmelager) er effektive og billige, men har et lille potentiale. 38

1.2.3.1 Samlet pakke til helt at undgå KEOL (K10) En samlet vurdering af samfundsøkonomi og potentiale fører til følgende prioritering: 1. Flytte elforbrug (K9) 2. Udnyttelse af eksisterende varmelagre (til at flytte kraftvarme-produktion) (K8) 3. Kedel erstatter kraftvarme (K2) 4. Elpatron (svarer til bypass) (K6) 5. Stop af vindmøller (K1) Pakkeløsningen i tiltag K10 svarer til en gennemregning af denne prioritering. Beregningen viser, at det er muligt at fjerne hele det kritiske eloverløb (plus 0,225 TWh af det eksporterbare) med en brændselsbesparelse på i alt 1,99 TWh svarende til en reduktion i brændselsforbruget på 1,3 TWh pr. TWh reduceret eloverløb. I denne pakkeløsning er elpatronen sat til 150+200 MW. Med større elpatron hhv. bypass-mulighed vil dette tiltag kunne overtage stop af vindmølle. I pakkeløsningen fjerner hvert tiltag ca. følgende andele: 0,060 TWh fleksibelt elforbrug 0,050 TWh bedre udnyttelse af varmelager 1,104 TWh kedel erstatter kraftvarme 0,080 TWh elpatron 0,090 TWh stop af vindmøller (svarende til 1% af vindkraftproduktionen) 1,304 TWh sum Herudover bidrager det fleksible elforbrug og varmelageret med en yderligere reduktion af det eksporterbare eloverløb på 0,225 TWh, således at den samlede reduktion bliver i alt 1,529 TWh. I K11 er K10 pakkeløsningen suppleret med en frivillig eksport svarende til reduktionen i EEOL fra udnyttelse af varmelager og fleksibelt elforbrug. I dette tilfælde reduceres eksporten med 1,3 TWh (svarende til det kritiske eloverløb) med en brændselsbesparelse på 1,59 TWh. Virkemidler og potentialer for nedbringelse af EEOL (og KEOL) Følgende tiltag er vurderet mht. til fjernelse af både eksporterbart (EEOL) og kritisk eloverløb (KEOL). E1. Kedel erstatter kraftvarme (Alle KV-anlæg er medregnet: Central, decentral og industriel) E2. Som E1 med varmelager (60 GWh døgnlager i Eltra og 40 GWh i Elkraft) E3. Varmepumpe erstatter kraftvarme (350+300 MW-el i Eltra og 100+300 i Elkraft ) E4. Som E3 med varmelager E5. Som E4 plus fleksibelt elforbrug (300 MW fordelt med 200 i Eltra og 100 i Elkraft) E6. Elbiler (1,6 TWh fordelt med 1 i Eltra og 0,6 i Elkraft-system områderne) E7. Kombination af tiltag E3 og E5 (Varmepumpe plus elbiler) E8. Som E7 med varmelager og fleksibelt forbrug E9. Som tiltag E7 med ændrede systemkrav (Decentrale anlæg og vindkraft indgår med systemopgaver) E10. Som E9 plus varmelager og fleksibelt forbrug Resultaterne fremgår af tabel 4 (Eltra) og tabel 5 (Elkraft System). Fortolkning: 39

- Regulering af kraftvarme-værkerne (mindre produktion) er en forudsætning for at gøre noget effektivt ved el-overløbet - Varmepumper er en langt mere brændselsøkonomisk måde at erstatte kraftvarme med end kedler: Desuden har den også bedre samfundsøkonomi (Jf. den samfundsøkonomiske screening refereret i hovedrapporten). - På sigt kan investeringer i kraftvarme-værker evt. med fordel delvist erstattes af investeringer i varmepumpeanlæg. Så fremtidige kraftværker består dels af en kraft/varme-enhed og dels en varmepumpe-enhed. Elbiler vil medføre betydelige brændselsbesparelser i det samlede system. - Varmelagre (døgnlagre) har en positiv virkning på eloverløbet og på brændselseffektiviteten Synergieffekt Generelt vil de behandlede tiltag have tilbøjelighed til at stå i vejen for hinanden. Ofte fordi de konkurrerer om at udfylde de samme behov (el eller varme). I nogle tilfælde ses dog det omvendte: at tiltag understøtter hinanden med en synergieffekt. I beregning E2 giver udnyttelse af varmelageret kun anledning til brændselsbesparelser i kraft af, at kraftvarmeproduktion erstatter kedler og kondensdrift. Varmelagerets mulighed for at mindske eloverløbet er i denne situation derfor 0. I beregning E4, hvor lagre af samme størrelse tilføjes til et system, der i forvejen har udnyttet en vis mængde varmepumper, ses derimod en betydelig reduktion af såvel eloverløb som brændselsforbrug. De etablerede varmepumper giver meget bedre muligheder for både til- og fraførsel af varme til lageret. Ved sammenligning af E3 og E4 kan man se, at varmelageret i Eltratilfældet mindsker EOL med 0,209 TWh (fra 1,680 TWh til 1,471 TWh). 1.2.3.2 Sammensætning af hensigtsmæssig pakke til mindskelse af EOL På baggrund af ovenstående del-konklusioner er der i tiltag E10 sammensat en pakke bestående af 1. Fleksibelt elforbrug (200 MW i Eltra plus 100 MW i Elkraft) 2. Mulighed for nedregulering af kraftvarme-værkerne 3. Varmepumpe erstatter ca. 25% af fjernvarmeproduktionen i kraftvarme-områderne (I alt ca. 1000 MW-el varmepumpeeffekt) 4. Varmelagre svarende til et døgns varmeproduktion øger fleksibiliteten ( I alt 100 GWh) 5. Elbiler svarende til 1,6 TWh øger el-behovet (og sparer benzin) 6. Systemopgaver løses også af decentrale kraftvarme-værker og delvist af vindkraftanlæg (jf. ovennævnte beskrivelse af ændrede systemkrav ) Som det fremgår af resultattabellen vil denne pakke stort set kunne fjerne hele eloverløbet. 100% af KEOL fjernes med stor sikkerhedsmargin og ca. 99% af EOL fjernes. Dette gøres med en brændselsreduktion på ca. 2 gange eloverløbet. Der er således opnået en reguleringsfleksibilitet med en brændselseffektivitet svarende til referencen. Økonomien i pakkeløsning E10 er imidlertid meget påvirket af de nødvendige ekstra-investeringer i elbiler, som med dagens priser gør pakkeløsningen meget lidt rentabel (jf. den samfundsøkonomiske screening refereret i hovedrapporten). Derfor er det i det følgende valgt at regne økonomi på det mindre ambitiøse tiltag E5, som består af følgende: E5: Pakkeløsning for reduktion af eloverløb generelt, bestående af følgende i Eltraområdet: - 1. Udnytte fleksibilitet i ca. 200 MW forbrug (indenfor ét døgn). 40

- 2. erstatte KV med VP (i alt 650 MW) - 3. benytte varmelagre til at erstatte kondensdrift med KV og til yderligere at erstatte KV med VP (i alt 60 GWh lager) Investeringsmæssigt ligger den største udgift i E5-pakken i anlæg af varmepumper. Disse vil dog evt. delvist kunne kompenseres ift. referencen ved delvist at undgå investeringer i nye kraftvarmeanlæg. Samfundsøkonomisk vurdering af pakkeløsningerne 1.2.3.3 Alternativ-opstilling Pakkeløsningen K10 repræsenterer en måde at undgå kritisk eloverløb på, som er langt billigere end anlæg af den nødvendige forøgelse af transmissionsforbindelserne til udlandet. Pakkeløsningen E5 repræsenterer tiltag, som udover at undgå kritisk eloverløb samtidig indbygger en fleksibilitet i det samlede el-system, som gør at man undgår eloverløb. Denne fleksibilitet kan i det konkrete driftsår ENTEN bruges til at reducere eksporten, ELLER til at placere eksporten på en mere hensigtsmæssig måde. Når den samlede økonomi i E5 sammenlignes med K10 kan det vurderes, om det kan betale sig at gå videre end blot at etablere mulighed for at undgå det kritiske eloverløb. I vedlagte regneark i <pakke-øk-01> og <pakke-øk-02> er samfundsøkonomien i de to nævnte pakkeløsninger vurderet (E5 og K10). Regnearket er opbygget som screeningsarket i hovedrapporten, men regner på de totale energimængder og effekter i systemet. Der benyttes samme forudsætninger, idet der dog er foretaget enkelte forenklinger (se noter nederst på arket.) Der regnes ikke på en gennemsnitsøkonomi over årene, idet det konkret er simuleringen for år 2020, der danner udgangspunkt. 1.2.3.4 Elmarkeds forudsætninger Da det drejer sig om års-simuleringer, time for time, er der benyttet konkrete prisvariationer, ikke gennemsnitspriser. Der er taget udgangspunkt i de faktiske priser på Nordpool i perioden medio 1999 til medio 2000. Disse er dels ganget med en faktor og dels overlejret en markedspåvirkning, som antages proportional med det danske elsystems grundbalance (forbrug minus bunden produktion). Denne markedspåvirkning er justeret således at der fremkommer en forskel på ca. 30 kr/mwh mellem gennemsnitsprisen og prisen i overløbsperioder (i referencen). Der er regnet på to tilfælde: A: Høj pris: Gennemsnitspris: 220 kr/mwh Gennemsnitspris for det tvungne eloverløb i referencen (6,4 TWh): 190 kr/mwh. (dette opnås ved at multiplicere med 1,94 og overlejre en markedspåvirkning på 10 kr/mwh for hver 1 GW ubalance). B: Lav pris: Gennemsnitspris: 120 kr/mwh Gennemsnitspris for det tvungne eloverløb i referencen (6,4 TWh): 90 kr/mwh. (dette opnås ved at multiplicere med 1,06 og overlejre en markedspåvirkning på 10 kr/mwh for hver 1 GW ubalance). 1.2.3.5 Værdisætning af regulerings fleksibilitet Herudover er der forudsat en udgift til regulerkraft, som afhænger af mængden af ikke-fleksibel produktion. I praksis regnes den reguleringsydelse, som det danske samfund skal købe i udlandet 41

som værende proportional med det eloverløb, der er givet ud fra en given bestykning af elsystemet og en given reguleringsstrategi, hvis der ikke foretages en økonomisk optimering ved at foretage handel på børsen, når import eller eksport kan betale sig. Størrelsen af dette minimum overløb er udtryk for systemets evne til at indregulere vindkraften. Det forudsættes at det danske elsystem f.eks. ved hjælp af et online marked fuldt ud udnytter systemets reguleringsmuligheder. Som udgangspunkt sættes reguleringsudgiften til 50 kr/mwh for eloverløbet. Dette skal sammenlignes med at udgiften i dag vurderes til 20 kr/mwh for hele vindkraftproduktionen. (som i referencesituationen i 2020 er ca. dobbelt så stor som overløbet). Ved fastsættelsen er der taget hensyn til, at det må formodes at reguleringsomkostningen stiger efterhånden som der udbygges med vindkraft i Norge og Sverige. Da vurderingen af reguleringsomkonstningen er usikker er der dog også regnet på konsekvenserne af, at den kun bliver halv så stor. 1.2.3.6 Overvejelser vedr. eksportforudsætninger for sammenligning af K10 og E5 Med de beskrevne markedsforudsætninger vil det enkelte alternativ skulle eksportere hver gang eksportprisen overstiger de kortsigtede marginale produktionsomkostninger (ca. 10 øre/kwh). En sådan forudsætning vil imidlertid føre til en så stor eksport, at den må anses for at være i modstrid med de forudsætninger, der ligger bag beskrivelsen af markedspriserne. Man vil således ende i en situation, hvor man forudsætter at markedet i gennemsnit betaler 22 øre/kwh samtidig med, at Danmark har en eksport i størrelsesordnen 12 TWh/år I de øvrige lande vil der herudover også være anlæg til rådighed (Naturgas fyrede CC-anlæg) med stort set de samme langsigtede og kortsigtede marginale omkostninger og dermed den samme motivation til at eksportere lignende mængder elektricitet til nabolandene. Samlet set er forudsætningerne uholdbare af to årsager: 1) alle lande vil eksportere store mængder el til hinanden, 2) gennemsnitsindtjeningen for de enkelte anlæg vil ligge væsentligt under de langsigtede marginale omkostninger. Eksportforudsætningerne for en sammenligning mellem alternativerne bør derfor tage sit udgangspunkt i overvejelser om hvilke komparative fordele de involverede lande har ved handlen. Da Tyskland allerede nu har det samme problem med vindmøllestrøm som Danmark koncentreres betragtningen om samhandel med vandkraftsystemerne i Norge og Sverige. Disse er karakteriseret dels ved, at de nogle år er i en mangel situation (tør-år) og andre år i en overflods-situation (våd-år). Hvis overflodsituationen (våd-år) defineres som år hvor vandkraft-potentialet på årsplan overstiger el-behovet, vil Norge/Sverige i sådanne år have motivation til ingen eller negativ nettoimport. Der vil heller ikke være motivation for at betale for reduceret miljøbelastning. I denne situation vil Danmark derfor være bedst tjent ved at reducere eksporten. Hvis tør-år repræsenterer situationer hvor vandkraft-potentialet på årsplan er mindre end el-behovet, vil Norge/Sverige i sådanne år skulle producere den manglede mængde el på naturgasfyrede CCanlæg. I denne situation vil der være en komparativ fordel ved handel med vindkraft/kraftvarmesystemet i Danmark. Det vigtige ved denne situation er, at mængden af elektricitet, der kan handles med komparativ fordel, er bestemt af forskellen mellem el-behovet og vandkraft-potentialet i Norge/Sverige. Dvs. den danske eksportmulighed er en fast mængde elektricitet, som er uafhængig af det danske system. 42

På den baggrund er det her valgt at sammenligne de 2 nævnte danske udbygningsscenarier dels i en situation, hvor eksporten ønskes reduceret mest muligt (svarende til våd-år), og dels i en situation med samme netto-eksport (svarende til tør-år) 1.2.3.7 Resultater På det ene ark <pakke-øk-01> er økonomien beregnet under forudsætning af systemernes muligheder for reduktion af overløbet udnyttes fuldt ud og der derfor ikke produceres ekstra i perioder med gode priser på børsen. I denne beregning er det tydeligt at de mere fleksible og dyrere systemer (E5) ikke kan konkurrere, hvis Danmark godskrives miljøfordele ved eleksport. Hvis dette derimod ikke er tilfældet har det klare fordele at investere for at kunne nedbringe eloverløbet. Konklusionen er uafhængig af størrelsen af reguleringsomkostningen og af markedsprisen. På den andet ark <pakke-øk-02> sammenlignes situationer, hvor muligheden for at eksportere udnyttes, når priserne er højere end de danske marginalomkostninger (og tilsvarende importere, når de er lavere, idet der dog antages en netafgift på 10 kr/mwh). Der varieres på markedsfølsomheden og på reguleringsomkostningen. Sammenligningen foretages ved en resulterende nettoeksport på ca. 4,8 TWh, som er den, der opnås når det kritiske overløb fjernes med pakken K10. I disse situationer kan der altid opnås så meget bedre priser med de mest fleksible systemer, at disse får den bedste samfundsøkonomi. Denne konklusion er dog afhængig af reguleringsomkostningen. Hvis den sættes til det halve skifter konklusionen, idet E5 får en smule ringere økonomi.. Det bemærkes dog, at det her er forudsat at varmepumpernes investering 100 % skal dækkes af hensynet til eloverløbet. Hvis f.eks. 50% af disse bygges i forbindelse med kapacitetsudvidelse, og denne del af investeringen derfor kan tages ud af beregningerne, vil E5 have den bedste økonomi i alle tilfælde. Der er også foretaget en sammenligning ved ca. 3 TWh nettoeksport. Den gav helt tilsvarende resultater. Konklusion Pakke-økonomiberegningen af K10 viser, at den i situationen uden handel og med et marked med høj elpris koster 115 mio.kr./år sammenlignet med referencen. Under de øvrige analyserede scenarier er omkostningen mindre. Omkostningen er således væsentlig mindre end forrentningen af et udbygget transmission net til ca. 9 mia.kr. Det er derfor en temmelig sikker konklusion, at K10 produktionsbegrænsningen under alle omstændigheder vil være forbundet med færre omkostninger end anlæg af den nødvendige udvidelse af transmissionsnettet. Med hensyn til, om man bør gå videre er hovedresultaterne af sammenligningen mellem K10 og E5 vist i nedenstående tabel. Tabellen gengiver ændringen i de samlede samfundsøkonomiske omkostninger inkl. forrentning af investeringen. Med E5 el-produktions-systemet kan den øgede fleksibilitet anvendes ENTEN til at reducere eloverløbet ELLER til at placere eksporten på den mest profitable måde. Hvis miljøgevinsten i udlandet af dansk eksport ikke tilskrives Danmark, kan det bedst betale sig at reducere eksporten. I denne situation bruges E5 fleksibiliteten til at reducere eloverløbet. Hvis miljøgevinsten tilskrives Danmark kan det bedst betale sig at eksportere. I denne situation anvendes E5 fleksibiliteten til at placere eksporten på den mest hensigtsmæssige måde. Som nævnt er E5 og K10 her sammenlignet i en situation med lige stor eksport. 43

Det ses af tabellen, at E5 er K10 overlegen i alle tilfælde. Sammenligning i Eltra området år 2020 Markedspris K10 Der investeres kun for at undgå kritisk eloverløb 1.2.3.7.1.1 E5 Der investeres yderligere i 650 MW varmepumpe og 30 GWh varmelager Økonomisk gevinst ved miljøforbedring i udland godskrives ikke DK Høj Lav -11 mio.kr./år 207 mio.kr./år +204 mio.kr./år +587 mio.kr./år Økonomisk gevinst ved Høj miljøforbedring i udland +250 mio.kr./år +320 mio.kr./år godskrives DK Lav +302 mio.kr./år +305 mio.kr./år Tabellen angiver nettogevinsten sammenlignet med referencen efter afskrivninger af investeringer. (ved reguleringsomkostning = 50 kr/mwh). De to øverste linier forudsætter nul handel udover eloverløbet, mens de to nederste forudsætter yderligere handel. Tallene angiver forskellen til referencen. I tabellen er sammenligningen gjort i en situation, hvor hele varmepumpeinvesteringen er indregnet, og hvor der er regnet med en høj reguleringsomkostning (50 kr/mwh). Sænkes reguleringsomkostningen til 25 kr/mwh er konklusionerne de samme, idet E5 dog bliver lidt ringere end K10 i situationen med handel. Omvendt hvis investeringen i varmepumpen delvist kan erstattes af investeringen i kraftværker øges forskellen mellem alternativerne. Konklusionen er således, at med de anvendte forudsætninger vil det være en fordel at investere i et fleksibelt el-system (supplere med varmepumper og yderligere varmelagre) uanset om markedet senere viser sig at have en høj eller lav elpris, og uanset om miljøgevinsten i udlandet af dansk nettoeksport tilskrives Danmark eller ej. Hvis miljøgevinsten ikke tilskrives Danmark er der store samfundsøkonomiske besparelser ved at reducere eloverløbet. Hvis miljøgevinsten tilskrives Danmark er der samfundsøkonomiske gevinster ved at placere eksporten optimalt ift. prisvariationerne på markedet. Reagerer markedet ikke på fremtidige eloverløb fra Danmark og andre lande er de to alternativer stort set lige gode. Reagerer markedet kraftigt, er der store gevinster forbundet med investeringen i øget fleksibilitet. 44

TWh/år Eltra 2020 EnergyPlan Iflg. Landstal rekonstruktion Elforbrug 24,87 24,87 Eloverløb 6,40 6,41 Sum 31,27 Elproduktion: Vind landbaseret 6,05 6,05 Vind offshore 6,12 6,11 CHP 15,7 PP 3,42 IKV+DKV 6,26 (Middel af Lav og Høj) CKV+PP 12,84 (Med ovennævnte eloverløb) Sum elproduktion 31,27 31,27 Varmeproduktion: IKV+DKV 9,94 9,89 Spidslast DKV: 0,56 0,61 Sum 10,50 10,5 CKV 9,68 9,67 Spidslast CKV: 1,04 1,04 Sum 10,72 10,71 Brændselsforbrug: IKV+DKV: 18,28 20,18 Spidslast DKV 0,62 (100% Let olie) 0,68 Sum IKV+DKV 18,90 CKV+PP 29,44 (Justeret ift. eloverløb) 27,43 Spidslast CKV 1,15 (100% let olie) 1,15 Sum CKV 30,59 Sum 49,49 49,44 Nyttevirkninger: Spidslast DKV 90 (oplyst 90 Spidslast CKV 90 mundtligt 90 CHP-el (IKV+DKV) 38 af Jens 38 CHP-varme (IKV+DKV) 49 Pedersen) 49 CHP-el (CKV) 39 39 CHP-varme (CKV) 47 47 PP (CKV) 50 50 Kapaciteter (MW): Vind landbaseret 2500 2500 Vind Offshore 1445 (Inkl. halv park i 2020) 1445 IKV+DKV 1452 1300 CHP 1300 CHP+PP 3038 3200 Tabel 1: Hovedtal for referencen år 2020 i Eltra. Sammenligning mellem Eltra-modelberegning og rekonstruktion på EnergyPLAN modellen 45

TWh/år Elkraft-system 2020 EnergyPlan Iflg. Landstal rekonstruktion Elforbrug 16,22 16,22 Eloverløb 1,68 1,68 Sum 17,90 17,90 Elproduktion: Vind landbaseret 1,20 1,20 Vind offshore 4,35 4,35 CHP 8,66 PP 3,70 IKV+DKV (excl. Affald) 1,69 CKV+PP 10,66 (Med ovennævnte eloverløb) Sum elproduktion 17,90 17,91 Varmeproduktion: IKV+DKV excl. Affald 3,65 (Landstal plus 4 TJ = 1,11 TWh) 3,65 Spidslast DKV: 0,41 0,41 Sum 4,06 4,06 CKV 12,14 12,05 Spidslast CKV: 0,21 0,30 Sum 12,35 12,35 Brændselsforbrug: IKV+DKV excl. Affald 6,03 5,98 Spidslast DKV 0,46 0,46 Sum IKV+DKV 6,49 CKV+PP 32,67 (Justeret ift. eloverløb) 32,68 Spidslast CKV 0,24 0,34 Sum CKV 32,91 Sum 39,40 39,46 Nyttevirkninger: Spidslast DKV 89 (Gns. Nyttevikrninger 89 Spidslast CKV 88 udregnet udfra ovenstående tal) 88 CHP-el (IKV+DKV) 28 28 CHP-varme (IKV+DKV) 61 61 CKV totalnyttevikrning 70 CHP-el (CKV) 29 CHP-varme (CKV) 50 PP (CKV) 43 Kapaciteter (MW): Vind landbaseret 609 609 Vind Offshore 1240 1240 IKV+DKV 693 (inkl. affald) 270 (excl. Affald) CHP 1250 CHP+PP 3709 3709 Tabel 2: Hovedtal for referencen år 2020 i Eltra. Sammenligning mellem Eltra-modelberegning og rekonstruktion på EnergyPLAN modellen 46

Tabel 3: KEOL-Beregninger: Eltra 2020 Tiltag Tiltag KEOL Reduktion Brændselsændring Nytte- Nr. TWh TWh Procent Type TWh virkning br-red/ K0 Reference 1,304 KEOL K1 Stop Vindmøller 0 1,304 100 Kul 0,00 0,00 Olie 0,00 (Alle vindmøller Ngas 0,00 er medregnet) Biomasse 0,00 Total 0,00 K2 Kedel erstatter KV 0,184 1,120 86 Kul -0,96 1,23 Olie 1,52 (Både central, Ngas -1,60 decentral og industriel) Biomasse -0,34 Total -1,38 K3 VP erstatter kedel 1,114 0,190 15 Kul 0,00 3,32 Olie -0,63 (150 + 200 MW-el) Ngas 0,00 Biomasse 0,00 Total -0,63 K4 Elpatron erstatter kedel 0,829 0,475 36 Kul 0,00 1,12 Olie -0,53 450 + 600 MW-el Ngas 0,00 Biomasse 0,00 Total -0,53 K5 VP erstatter kedel og KV 0,475 0,829 64 Kul -0,34 2,17 Olie -0,63 (150 + 200 MW-el) Ngas -0,68 Biomasse -0,15 Total -1,80 K6 Elpatron erstatter kedel og KV 0,184 1,120 86 Kul -0,25 1,15 Olie -0,53 450 + 600 MW-el Ngas -0,42 Biomasse -0,09 Total -1,29 K7 Pakkeløsning 1 0 1,304 100 Kul -0,96 1,14 Trin 1: Erstatte KV med kedel Olie 1,41 Trin 2: Elpatron Ngas -1,60 Trin 3: Stoppe vindmøller Biomasse -0,34 Total -1,49 Varmelager og Feksibelt elforbrug (Flytter både KEOL og EEOL) K8 Flytte KV med varmelager 1,254 0,050 4 Kul *) -0,04 2,01 Olie *) 0,00 (15 + 15 GWh lager (Plus reduktion i EEOL på 0,244 Ngas *) -0,05 svarende til ½ døgns prod.) i alt reduktion = 0,294 TWh) Biomas.*) -0,01 Total *) -0,10 K9 Flytbart elforbrug 1,244 0,060 5 Kul *) -0,05 2,11 Olie *) 0,00 (200 MW, 0,6 TWh) (Plus reduktion i EEOL på 0,030 Ngas *) -0,06 i alt reduktion = 0,090 TWh) Biomas.*) -0,01 Total *) -0,13 K10 Pakkeløsning 2 0 1,304 100 Kul -1,17 1,30 Trin 1: Flytte elforbrug Olie 1,35 Trin 2: Flytte KV med lager (Plus reduktion i EEOL på 0,225 Ngas -1,80 Trin 3: Erstatte KV med kedel i alt reduktion = 1,529 Biomasse -0,37 Trin 4: Elpatron, Trin 5: Vindstop Total -1,99 K11 Pakkeløsning 2 Plus eksport 0 1,304 100 Kul -0,98 1,22 Trin 1: Flytte elforbrug Olie 1,26 Trin 2: Flytte KV med lager Ngas -1,55 Trin 3: Erstatte KV med kedel Biomasse -0,32 Trin 4: Elpatron, Trin 5: Vindstop Total -1,59 *) KEOL-andel af brændselsreduktion 47

Tabel 4: EOL-Beregninger: Eltra 2020 Tiltag Tiltag EOL Reduktion Brændselsændring Nytte- Nr. TWh TWh Procent Type TWh virkning br-red/ E0 Reference 6,407 EOL E1 Kedel erstatter KV 2,326 4,081 64 Kul -1,46 0,89 Olie 7,96 (Både central, Ngas -7,98 decentral og industriel) Biomasse -2,17 Total -3,65 E2 Kedel erstatter KV 2,326 4,081 64 Kul -1,79 1,08 Med varmelager Olie 6,64 60 GWh lager (døgnlager) Ngas -7,33 Biomasse -1,93 Total -4,41 E3 VP erstatter KV 1,680 4,727 74 Kul -0,95 1,79 Olie -0,07 (350 + 300 MW-el) Ngas -5,84 Biomasse -1,60 Total -8,46 E4 VP erstatter KV 1,472 4,935 77 Kul -0,95 1,86 Med varmelager Olie -0,77 60 GWh lager (døgnlager) Ngas -5,84 Biomasse -1,60 Total -9,16 E5 VP erstatter KV 1,421 4,986 78 Kul -1,02 1,86 Med varmelager Olie -0,79 60 GWh lager (døgnlager) Ngas -5,87 Fleksibelt forbrug (200 MW) Biomasse -1,60 Total -9,28 E6 Transport 5,605 0,802 13 Kul 0,16 3,35 1 TWh anvendt til el-biler Olie *) -3,08 (Uge-styring: Placeret over et Ngas 0,19 ugeforløb mhp. udligning) Biomasse 0,04 Total -2,69 E7 E3 + E5 1,344 5,063 79 Kul -0,65 2,06 VP erstatter KV Olie *) -3,43 1 TWh transport Ngas -4,96 Biomasse -1,38 Total -10,42 E8 E5 + E6 1,115 5,292 83 Kul -0,72 2,11 VP erstatter KV Olie *) -4,05 1 TWh transport Ngas -4,99 Varmelager Biomasse -1,38 Flytte forbrug Total -11,14 E9 E7 med ændrede systemkrav 0,264 6,143 96 Kul -1,80 2,05 VP erstatter KV Olie *) -3,38 1 TWh transport Ngas -5,91 Ændrede systemkrav Biomasse -1,50 Total -12,59 E10 E8 med ændrede systemkrav 0,139 6,268 98 Kul -1,86 2,07 VP erstatter KV Olie *) -3,64 1 TWh transport Ngas -5,95 Ændrede systemkrav Biomasse -1,51 Varmelager Total -12,96 *) Inkl sparet benzinforbrug til transport = 4,92 TWh / 1,6 = 3,08 TWh 48

Tabel 5: EOL-Beregninger: Elkraft 2020 Tiltag Tiltag EOL Reduktion Brændselsændring Nytte- Nr. TWh TWh Procent Type TWh virkning br-red/ E0 Reference 1,683 EOL E1 Kedel erstatter KV 0,437 1,246 74 Kul -0,71 0,96 Olie 2,14 (Både central, Ngas -1,62 decentral og industriel) Biomasse -1,01 Total -1,20 E2 Kedel erstatter KV 0,437 1,246 74 Kul -0,71 1,37 Med varmelager Olie 1,21 40 GWh lager (døgnlager) Ngas -1,24 Biomasse -0,97 Total -1,71 E3 VP erstatter KV 0,239 1,444 86 Kul -0,34 2,13 Olie -0,67 (100 + 300 MW-el) Ngas -1,54 Biomasse -0,53 Total -3,08 E4 VP erstatter KV 0,193 1,490 89 Kul -0,34 2,17 Med varmelager Olie -0,78 40 GWh lager (døgnlager) Ngas -1,59 Biomasse -0,53 Total -3,24 E5 VP erstatter KV 0,177 1,506 89 Kul -0,35 2,19 Med varmelager Olie *) -0,82 40 GWh lager (døgnlager) Ngas -1,59 Fleksibelt forbrug (100 MW) Biomasse -0,54 Total -3,30 E6 Transport 1,319 0,364 22 Kul 0,12 3,76 0,6 TWh anvendt til el-biler Olie *) -1,74 (Uge-styring: Placeret over et Ngas 0,11 ugeforløb mhp. udligning) Biomasse 0,14 Total -1,37 E7 E3 + E5 0,150 1,533 91 Kul -0,11 2,50 VP erstatter KV Olie *) -2,29 0,6 TWh transport Ngas -1,21 Biomasse -0,23 Total -3,84 E8 E5 + E6 0,107 1,576 94 Kul -0,12 2,54 VP erstatter KV Olie *) -2,39 0,6 TWh transport Ngas -1,25 Varmelager Biomasse -0,24 Flytte forbrug Total -4,00 E9 E7 med ændrede systemkrav 0,010 1,673 99 Kul -0,23 2,54 VP erstatter KV Olie *) -2,59 0,6 TWh transport Ngas -1,04 Ændrede systemkrav Biomasse -0,39 Total -4,25 E10 E8 med ændrede systemkrav 0,001 1,682 100 Kul -0,27 2,57 VP erstatter KV Olie *) -2,64 0,6 TWh transport Ngas -1,02 Ændrede systemkrav Biomasse -0,39 Varmelager Total -4,32 *) Inkl sparet benzinforbrug til transport = 4,92 TWh / 1,6 * 0,6 = 1,85 TWh 49

50

Netinvesteringer i forbindelse med eloverløb Eltra/Elkraft notat 2001-301A. 26. september 2001 Bilag 7 Indledning Formålet med denne beskrivelse er at definere økonomiske forudsætninger for udbygning af transmissionsnettet i forbindelse med eloverløb. Forudsætningerne anvendes i Energistyrelsens arbejdsgruppe om kraftvarme og VE-elektricitet, hvor et alternativt tiltag til håndtering af det kritiske eloverløb er eksport til Norden. Dette medfører behov for udbygning af kapaciteten mod udlandet og de netinvesteringer, dette medfører, vurderes. Udbygningsbehovet opgøres med udgangspunkt i de systemansvarliges temarapport "Håndtering af eloverløb og elmangel i det danske elsystem" fra den 21. juni 2001 og vurderes for årene 2005, 2010 og 2020 og gælder for hele Danmark. Det skal understreges, at nye udlandsforbindelser reelt ikke bygges alene på grund af eloverløb, men som følge af en generel afvejning af markedsfunktionen, gensidig effektstøtte, etc. Det kan således vise sig, at nye udlandsforbindelser er for udgiftstunge til at udgøre et samfundsøkonomisk rentabelt virkemiddel i forbindelse med eloverløb, selv om det kan være fornuftigt at udbygge, når også markedsmæssige og forsyningssikkerhedsmæssige aspekter analyseres. Endvidere vurderes, at en ny kabelforbindelse til udlandet kan være færdigbygget indenfor 2-3 år, efter godkendelsen til anlægget foreligger. Etablering af de nødvendige interne transmissionsledninger i Danmark og i modtagerlandet kan være underlagt en noget længere sagsbehandlingstid, hvilket medfører, at en brugbar udlandsforbindelse næppe kan være færdig i år 2005. Hvorledes en øget eksport påvirker priserne i spot og regulerkraftmarkedet er usikker. Behovet for og omkostningerne til udbygning af udlandsforbindelser er baseret på en række forudsætninger og behæftet med en betydelig grad af usikkerhed. Resultaterne kan anvendes som sammenligningsgrundlag ved vurdering af andre virkemidler til håndtering af eloverløb. Opgørelse af kritisk eloverløb Det kritiske eloverløb er defineret som den del af eloverløbet, der ikke kan eksporteres fra Danmark til nabolandene. Der er flere forhold, der har betydning for eksportmulighederne og dermed den faktiske størrelse af det kritiske eloverløb. De forudsætninger, der ligger til grund for beregningen, er derfor vitale for det endelige resultat. Opgørelsen af eloverløbet for årene 2005 og 2010 er baseret på rapporten "Håndtering af eloverløb og elmangel i det danske elsystem", hvor det totale eloverløb opgøres i såvel normalsituationer som ekstremsituationer. For år 2020 er der gennemført nye beregninger for det vestdanske system, hvor skrottet central produktionskapacitet erstattes med nyt i alt ca. 1.200 MW, og der er yderligere 300 MW havvind i forhold til forudsætningerne i temarapporten. Tallene for eloverløbet i Østdanmark er ligeledes 51

justeret en smule som følge af, at der er blevet gennemført mere præcise beregninger af den varmebundne produktion. Forudsætninger Det forudsættes som udgangspunkt, at den fulde kapacitet mod Norden er tilgængelig. Det vil sige 1.700 MW mellem Sjælland og Sverige og 1720 MW fra Jylland til Norge og Sverige. Dette er en "positiv" betragtning, idet den fulde kapacitet ikke altid er tilgængelig i driftsøjeblikket, og det faktiske kritiske eloverløb kan være større end det beregnede. Forudsætningen er en følge af antagelse om: - Ingen interne flaskehalse i Danmark der kan begrænse eksporten mod Norden. - Ingen flaskehalse i Norden der kan begrænse importen fra Danmark. - Norden har evne/viljen til at importere fra Danmark, når der er eloverløb. - Ingen aftaler/handler om nordgående transit mellem Tyskland og Norden. - Intakte udlandsforbindelser når der er eloverløb. Kapaciteten på forbindelsen mellem Østdanmark og Sydsverige er i dag og i lang tid fremover stærkt afhængig af interne begrænsninger i det svenske transmissionsnet. Det forekommer sågar, at overførselsevnen fra Østdanmark til Sydsverige er helt nede på 0 MW. Endvidere har forbindelserne mellem Sjælland og Sydsverige på 132 kv-niveau en skønnet restlevetid på ca. 10 år, hvilket kan påvirke overførselsmulighederne til Sverige med 350 MW i negativ retning. Det ligger ikke fast i skrivende stund, hvornår 132 kv-kablerne på Øresund skrottes. Det forudsættes som udgangspunkt, at forbindelserne mellem Danmark og Nordtyskland ikke kan bruges til eksport af eloverløb. Forudsætningen er en "negativ" forudsætning, idet der kan være situationer med eksportmulighed mod Tyskland i driftsøjeblikket, og det faktiske kritiske eloverløb kan være mindre end det beregnede. Forudsætningen er en følge af antagelse om: - Tyskland evner ikke at importere fra Danmark, når der er eloverløb. I Nordvesttyskland er der en stor andel af vindkraft, der medfører situationer med eloverløb, og det forudsættes, at der er samtidighed med eloverløbssituationerne i Vestdanmark. Der er etableret en Storebæltsforbindelse på 300 MW. Den anvendes som udgangspunkt ikke til udveksling af eloverløb, idet den i arbejdet vurderes som et virkemiddel til at håndtere eloverløb. Kritisk eloverløb Det kritiske eloverløb opgøres i såvel normal- som ekstremsituationer på baggrund af de givne forudsætninger om tilgængelig udlandskapacitet, Tabel 1. Kritisk eloverløb 2005 2010 2020 Ekstremsituationer Elkraft System 0 0 800 Eltra 1.963 2.102 4.574 Normalsituationer Elkraft System 0 0 150 Tabel 1 Kritisk eloverløb i MW. Eltra 1.179 1.220 2.480 52

Normalsituationerne repræsenterer gennemsnitsbetragtninger for vejrforhold, fejlhyppighed og revisioner på produktionsanlæg. Vejrforholdene har betydning for produktionen på vindmøller og kraftvarmeværker. Eloverløbet beregnes time for time og indeholder derfor ikke de effektspidser, der kan forekomme inden for dette tidsrum. Ekstremsituationerne repræsenterer disse effektspidser, som beregnes ud fra worst-case- forhold omkring forbrug og produktion. Det største eloverløb i ekstremsituationer er beregnet for en kold, blæsende vinternat, hvor elbelastningen er lav, og varmebindingen og vindkraften er stor. Udbygningsbehov Behovet for udbygning af udvekslingskapacitet svarer til størrelsen af det kritiske eloverløb. I dette arbejde forudsættes normalsituationerne at være dimensionerende for udbygningsbehovet på udlandsforbindelserne. Der forudsættes udbygget med blokke af 600 MW mod Norge og Sverige. Behovet for interne transmissionsledninger afhænger af, hvor nye udlandsforbindelser tilsluttes. Blokkene på 600 MW forudsættes etableret i henholdsvis år 2005, 2010 eller 2020 afhængig af, hvornår kritisk eloverløb opstår. Det forudsættes, at 400 kv Aalborg-Århus og 400 kv Endrup-Vejen er bygget i år 2005. De gældende dimensioneringsregler er forudsætningen for yderligere udbygningsbehov på det interne transmissionsnet. Planlægningsforudsætninger og kriterier generelt revurderes løbende hos de systemansvarlige som en følge af de ændrede forhold, liberaliseringen har medført. 1.3 Udlandsforbindelser Hvis det kritiske eloverløb skal afhjælpes udelukkende ved brug af udenlandsforbindelser, er der på langt sigt behov for fire (2.400 MW) nye udlandsforbindelser i Vestdanmark mod Norden i normalsituationer. Til og med år 2010 er to (1.200 MW) nye forbindelser tilstrækkelige. For det østdanske område er der identificeret et behov for en forbindelse (600 MW) til Norge, som etableres i år 2020. Det generelle behov for nye udenlandsforbindelser i det nordiske transmissionsnet analyseres i forbindelse med den nordiske Systemudviklingsplan, som er under udarbejdelse i Nordel-regi. 1.4 Interne transmissionsledninger Konsekvenser for det interne transmissionsnet i Vestdanmark er vurderet ud fra resultaterne fra arbejdet med den langsigtede netstruktur (Analyser af den langsigtede netstruktur for eltransmissionsnettet, januar 1999, Energistyrelsen). Her er tre forskellige alternativer analyseret, hvoraf det ene er Energi 21s planforløb. I dette forløb er der situationer med stort eloverløb, og udbygning af udlandsforbindelser til eksport af dette er analyseret. En udbygning med 600 MW i Tjele er ikke analyseret i rapporten, men det vurderes, at udbygningen udløser behov for 400 kv-forbindelsen mellem Tjele og Trige. 53

En udbygning med mellem 1.000 MW og op til 2.400 MW udløser for Energi 21s planplanforløb behov for en 400 kv-forbindelse mellem Tjele og Trige og en 400 kv-forbindelse mellem Endrup og Idomlund. Den nye udvekslingskapacitet er fordelt mellem Tjele, Vester Hassing, Idomlund og Trige. Behovet for interne transmissionsledninger, hvis der skal der udbygges med mere end 2.400 MW, er ikke undersøgt. Ved en udbygning med en udlandsforbindelse mellem Østdanmark og Norge vil det være oplagt at placere den østdanske konverterstation ved Kyndbyværket. Dette vil kræve en kombiledning mellem Kyndbyværket og Asnæsværket, som af forsyningssikkerhedsmæssige sammenhænge også vil være interessant (se Elkraft Systems "Transmissionsplan 2001"). Endvidere vil tilslutningen af vindmøllerne placeret syd for Lolland-Falster kræve betydelige netinvesteringer i det østdanske net. Etableringsomkostninger I det følgende opgøres etableringsomkostningerne ved at udbygge udlandsforbindelserne og det nødvendige tilhørende interne transmissionsnet. Der forudsættes følgende ca. priser for de nødvendige nyanlæg. Priserne er behæftet med betydelige usikkerheder (alle priser er givet i år 2000-priser eksklusive byggerenter og inflation): - 600 MW HVDC-kabel: 4 mio. kr/km (skønnet pris for både sø- og landkabler). - To konvertere, 600 MW: 650 mio. kr. Under forudsætning af de samme tilslutningspunkter som ved de eksisterende forbindelser er afstandene til Norden: - Jylland-Norge: 85 km (land) + 130 km sø, i alt 215 km. - Jylland-Sverige over Læsø: 51 km (land) + 96 km (sø), i alt 147 km. - Sjælland-Norge: 0 km (land) + 450 km (sø), i alt 450 km. Den samlede pris for nye udlandsforbindelser bliver overslagsmæssigt: - Ca. 1,51 mia. kr. fra Jylland til Norge. - Ca. 1,24 mia. kr. fra Jylland til Sverige. - Ca. 2,45 mia. kr. fra Sjælland til Norge. Heri er ikke indregnet ilandføring i Norge og Sverige, og der er ikke foretaget en betalingsfordeling mellem Danmark og Norden. Priserne for det interne transmissionsnet er vurderet til: - 400 kv Tjele-Trige: ca. 0,2 mia. kr. - 400 kv Endrup-Idomlund: ca. 0,5 mia. kr. - Kombiledning (400/132 kv) Kynbyværket-Asnæsværket m.v.:ca. 0,5 mia.kr. 54

Heri er ikke indregnet ekstraomkostninger som følge af f.eks. saneringsaftaler. Transmissionsbehovet i Norden er ikke vurderet. Samlede omkostninger til udbygning af udlandsforbindelserne samt interne transmissionsledninger er under de givne forudsætninger vist i Tabel 2. Det er for det vestdanske område endvidere forudsat, at der udbygges skiftevis mod Norge og Sverige. År 2005 2010 2020 Antal udlandsforbindelser Vestdanmark 2 2 4 Østdanmark 0 0 1 Omkostninger mia. kr. Udlandsforbindelser 2,7 2,7 8,0 Transmissionsnet 0,7 0,7 1,2 I alt 3,4 3,4 9,2 Marginalomkostninger mio. kr./mw 2 1,7-2,9 1,7-2,9 1,7-3,0 Tabel 2 Investeringsomkostninger ved udbygning af udlandsforbindelser. I år 2005 er der behov for to nye udenlandsforbindelser i Vestdanmark, mens der i år 2020 er behov for yderligere en ny udenlandsforbindelse i Østdanmark og to nye udenlandsforbindelser i Vestdanmark. Marginalomkostningerne (i forhold til den øgede overføringskapacitet) er for årene 2005 og 2010 1,7-2,9 mio. kr./mw afhængig af betalingsfordelingen. I år 2020, hvor der er behov for i alt fem nye udenlandsforbindelser, er den tilsvarende værdi 1,7-3,0 mio. kr./mw. 2 Minimumsværdien er beregnet under forudsætning af, at de systemansvarlige i hver ende af forbindelsen respektivt betaler halvdelen af udlandsforbindelsen, og maksimalværdien er beregnet under forudsætning af, at alle omkostninger pr. forbindelse dækkes fra dansk side. 55

56

Virkning på eloverløbet af en elektrisk storebæltsforbindelse Bilag 8. Sigurd Lauge Pedersen, Energistyrelsen, 11. oktober 2001. Da eloverløbet er væsentligt større i Eltra end i Elkraft, og da eloverløbet i de to områder ikke nødvendigvis opstræder samtidigt, ville en elektrisk storebæltsforbindelse principielt kunne muliggøre, at eloverløb i Vestdanmark anvendes til at erstatte kondenskraft i Østdanamrk (eller omvendt). Dvs. en storebæltsforbindelse ville kunne anvendes til at reducere det samlede eloverløb. (Den samme virkning ville med undtagelse af perioder med kritisk eloverløb tilsyneladende opnås ved at sende el fra Jylland gennem Norge og Sverige til Sjælland og anvende den til at reducere kondensproduktionen på sjællandske værker. Men i så fald reduceres eloverløbet ikke reelt.) Ved hjælp af timeværdier for elforbrug, varmebunden elproduktion og vindkraft for hhv. Eltra og Elkraft er det beregnet, hvor meget en elektrisk storebæltsforbindelse ville have reduceret eloverløbet i år 2000, såfremt den havde været i drift. Se tabel 1 nedenfor. Til sammenligning var eloverløbet i år 2000 ifølge de samme tidsserier (der er udarbejdet af Eltra hhv. Elkraft) 520 GWh i Eltra og 2 GWh i Eltra. Forbindelsens kapacitet (MW) Reduktion af eloverløb (GWh) 0 0 100 128 200 213 300 257 400 276 500 283 600 285 >600 286 Tabel 1. Reduktion af eloverløb år 2000 ved forskellige størrelser af storebæltsforbindelse. Det ses, at en forbindelse på 600 MW ville have kunnet fjerne ca. 55% af eloverløbet i år 2000. Allerede ved en kapacitet på 300 MW ville halvdelen af eloverløbet være fjernet. Resultaterne for år 2000 kan ikke umiddelbart overføres på senere år. Den andel af eloverløbet, som kan fjernes med en storebæltsforbindelse, vil nemlig ændres i takt med, at eloverløbet stiger fremover. Der er derfor foretaget en beregning, hvor tidsserierne for år 2000 opskaleres fsva. vindkraftproduktion, varmebunden elproduktion og elforbrug svarende til referencefremskrivningens tal for 2005, 2010 og 2020. Denne beregning viser, at en 300 MW storebæltsforbindelse maksimalt kan fjerne godt 400 GWh eloverløb om året. Det indtræffer, når det samlede eloverløb er et par TWh. Når eloverløbet stiger yderligere, reduceres den mængde som storebæltsforbindelsen kan fjerne. Med det eloverløb som beregnes for 2020, reduceres det til ca. 150 GWh. Som et groft gennemsnit er der i regnearket EOL.xls anvendt en reduktion på 250 GWh/år for hele perioden frem til 2020. 57

58

Elpris, eloverløb og benyttelsestid af tiltag imod eloverløb Bilag 9 Sigurd Lauge Pedersen, Energistyrelsen, 11. oktober 2001. For at kunne beregne de økonomiske konsekvenser af at reducere eloverløbet er det nødvendigt med en elpris. Almindelig økonomisk teori peger på, at elsystemerne i princippet vil bevæge sig imod balance mellem udbud og efterspørgsel, dvs. en tilstand, hvor elprisen er tilstrækkelig til at tilvejebringe ny kapacitet. Herudfra kunne man slutte, at elprisen vil lægge sig på et niveau svarende til de langsigtede marginalomkostninger ved at bygge et fossilt kraftværk. Disse må antages at ligge lidt over 20 øre/kwh. Arbejdsgruppen har konkret valgt en elpris på 22 øre/kwh. Om den økonomiske teori holder i praksis, er ikke på forhånd selindlysende. Erfaringerne fra Californien viser bl.a., at der kan være endog betydelige forsinkelser i tilgangen af ny kapacitet, hvilket kan betyde, at elpriserne skal et stykke over de langsigtede marginalomkostninger, før ny kapacitet af sig selv bliver indbudt i markedet. Dette er et væsentligt spørgsmål, som imidlertid har ligget uden for rammerne af udvalgsarbejdet. En elpris på 22 øre/kwh betyder ikke, at eloverløbet er 22 øre/kwh værd. Da eloverløbet overvejende (men ikke udelukkende) forekommer ved lave elbelastninger, må det også forventes, at elprisen ligger under gennemsnittet, når eloverløbet forekommer. Tabellen nedenfor er udarbejdet v.h.a. de historiske timepriser (systemprisen) på NordPool i perioden 1996-2000. For hvert år er der for de X timer med den laveste pris (X = 3000, 2000 hhv. 1000) vist gennemsnittet. Denne gennemsnitspris i X lavpris-timer er sammenlignet med årets gennemsnitspris. Og denne øvelse er gentaget på 5 forskellige historiske år i alt. År Middelsystempris. Nøre/kWh X=3000 Nøre/kWh. X=2000 Nøre/kWh. X=1000 Nøre/kWh. 1996 254 4,3 5,5 7,2 1997 135 3,8 4,6 5,8 1998 116 4,2 5,4 7,1 1999 112 3,2 3,9 4,7 2000 103 3,4 4,2 5,4 Gennemsnit - 3,8 4,7 6,0 Prisafvigelse i X lavpristimer i forhold til årets middelpris. Norske øre/kwh. Tabellen viser, at selv om årsmiddelprisen varierer en del, er forskellen mellem lavpristimerne og middelprisen nogenlunde på samme niveau; prisen i de 3000 billigste timer ligger 3,8 norske øre/kwh lavere end årsgennemsnittet; prisen i de 2000 billigste timer ligger 4,7 norske øre/kwh lavere end årsgennemsnittet, samt prisen i de 1000 billigste timer ligger 6,0 norske øre/kwh lavere end årsgennemsnittet. 59

Som en meget simpel model er valgt følgende: Elpris = Middelpris 6 + TB e /3000 * 3 [danske øre/kwh], hvor TB e er benyttelsestiden af eloverløbet. En række forhold bidrager til at den primitive model bør modereres: Eloverløbet finder ikke nødvendigvis sted når elprisen er lavest, idet eloverløb også forekommer om dagen, hvor elprisen er relativt høj. Dette forhold gør, at den beskrevne model undervurderer elprisen lidt. Eloverløbet forekommer overvejende i vinterhalvåret, hvor elprisen er relativt høj. Dette forhold gør, at den beskrevne model undervurderer elprisen lidt. Markedet reagerer på eloverløbet. I takt med stigende eloverløb må det forventes, at det øgede udbud presser prisen ned i overløbsperioder. Størrelsen af denne effekt afhænger af hvor stort det (nord)europæiske bliver i forhold til hvor meget eloverløb som udbydes i markedet. I mangel på en mere avanceret elprismodel har arbejdsgruppen valgt at regne på to varianter af den simple elprismodel ovenfor, nemlig: (1): Elpris = Middelpris 6 + TBe/3000 * 3 [danske øre/kwh] og (2): Elpris = Middelpris 6 + TBe/3000 * 3 10 [danske øre/kwh] Den første svarer til, at markedet ikke reagerer på eloverløbet. Den anden svarer til, at markedet reagerer med en prisreduktion på 10 øre/kwh. 60

Bilag 10 Internationale miljømæssige konsekvenser af øget elproduktion i Danmark Elkraft System, 5. september 2001. Spørgsmålet om de internationale miljømæssige konsekvenser af reduceret elproduktion i Danmark er belyst ved beregninger på Balmorel-modellen. Dette er gjort ved at beregne emissionerne af CO 2, SO 2 og NO x i to tilfælde, nemlig ved hhv. 7 TWh og 8 TWh vindkraftproduktion i Danmark. Beregningsforudsætninger Det udland, der er inkluderet, består af de nordiske lande samt Tyskland og Polen, og der betragtes året 2005. Tidsopløsningen i datasættet er 12 måneder hver underopdelt i 12 tidsafsnit: Geografisk er Finland, Polen og Tyskland repræsenteret som en region mens Danmark, Sverige og Norge er opdelt i 2 eller 3 regioner, for at beskrive transmissionssystemet i rimelig grad. De installerede kapaciteter bygger på Nordels årsrapport 2000 med de investeringer de kommende år, som denne beskriver. For Danmarks er der skelet til SEVS og RAMSES, da kapaciteterne blev fordelt ud på Øst- og Vestdanmark. For Sverige og Norge er dette gjort udfra Samkjøringsmodellens datasæt. Denne har også leveret forbrugstallene for el i modellen. Det er antaget at Barsebäck stadig kører med en blok. Med hensyn til vandkraftproduktionen i Norden er der regnet på et nedbørsår svarende til 1999. Vandkraftproduktionen er 12 TWh i Finland, 68 TWh i Sverige og 129 TWh i Norge. År 1999 var et vådår og kan sammenholdes med et normalår, hvor der forventes 118 TWh vandkraft i Norge. Resultater for år 2005 Beregningsresultaterne viser med disse forudsætninger, at denne ene TWh mindre elproduktion fra vindmøller i Danmark primært resulterer i 0,38 TWh større kulproduktion i Finland, 0,30 TWh større kul- og brunkulsproduktion i Polen og 0,32 TWh større kul- og brunkulsproduktion i Tyskland. Det samlede resultat er vist i tabellen nedenfor. Ændring i elproduktion i TWh fordelt på brændsel ved at reducere den danske vindkraftproduktion fra 8 til 7 TWh. Naturgas Kul Brunkul Tørv Vind Sum Danmark 0 8 0 0-1004 -996 Finland 0 384 0 17 0 401 Norge 0 0 0 0 0 0 Sverige 0 9 0 0 0 9 Polen 0 110 186 0 0 296 Tyskland 38 243 76 0 0 357 Sum 38 754 262 17-1004 Ændring i elproduktion i GWh fordelt på brændsel ved reduktion af dansk vindkraftproduktion fra 8 til 7 TWh. 61

Det ses, at den større produktion ved mindre vindproduktion i Danmark finder sted på kulfyrede kondensanlæg i Finland, Tyskland og Polen. At det ikke er gasfyrede anlæg skyldes, at disse i modellen stort set er tvunget i drift. Det må dog forventes at de nævnte lande ikke vil tillade en reduktion af produktionen på gasfyrede anlæg, hvis de vil søge at overholde Kyotoprotokollens målsætning. Miljøefekten pr. MWh mindre elproduktion fra vindmøllerne er tilsvarende 1,05 tons større CO 2 udledning, 0,015 tons større SO 2 udledning og 1,74 kg større NO x udledning. Det samlede miljøregnskab kan ses nedenfor. CO2 SO2 NOx Danmark 7109 4 7484 Finland 378921 3058 597487 Norge 0 0 0 Sverige 8428 88 15969 Polen 318796 6717 588117 Tyskland 337432 3972 532078 Sum 1050686 13839 1741135 Øget udslip i tons (CO2 og SO2) og kg (Nox) per land ved at den danske vindkraftproduktion sænkes fra 8 til 7 TWh. Størrelsen af miljøværdien passer med, at en reduceret eksport f.eks. i form af reduceret eloverløb hovedsageligt skaber produktion på kulfyrede kondensanlæg uden miljøanlæg og med en virkningsgrad mellem 30 og 35%. Værdierne er gennemsnitsværdier for reduktionen af vindkraft produktionen fra 8 til 7 TWh. Resultater på længere sigt På længere sigt vil den miljømæssige værdi af at reducere elproduktionen i Danmark afhænge af en række forhold herunder produktionsapparatet i såvel Danmark som i udlandet og elforbrugsudviklingen. Den samlede mængde vindkraft i Danmark er med til at bestemme, hvilke anlæg der marginalt set er i drift, også i udlandet. Er der som udgangspunkt f.eks. meget vind i Danmark så forskydes effektbalancen mod relativt billigere anlæg end hvis der som udgangspunkt er lidt vind. Det er dog ikke givet, at billigere anlæg er miljømæssigt bedre end dyrere anlæg. Den miljømæssige effekt af at reducere eloverløbet i Danmark med 1 MWh afhænger derfor også af den samlede mængde vindkraft i Danmark. Forudsættes det, at de resterende brunkulsfyrede kraftværker i Polen og i det østlige Tyskland bliver udfaset eller modificeret (f.eks. til kraftvarme) vil det medføre, at den miljømæssige effekt af at reducere elproduktionen i Danmark vil blive reduceret. Dette skyldes, at produktionen, der fortrænges på de marginale anlæg, vil være miljømæssigt bedre. De miljømæssige reduktionen påvirkes også af de miljømæssige krav og hvilke virkemidler der tages i anvendelse for at opfylde kvoter mv. Alle disse usikkerheder taler for, at der er behov for en vurdering af produktionssammensætningen på lang sigt i udlandet som led i at analysere de miljømæssige konsekvenser af at reducere elproduktionen i Danmark. 62

Litteraturliste Bilag 11 1. Eltras og Elkrafts systemplaner, Tema 2: Håndtering af eloverløb, juni 2001. 2. ExternE. National Implementation for Denmark. RISØ-R-1033 (EN). External Costs Related to Power Production Technologies. December 1997. 3. Danmarks Energifremtider. Teknologidata for vedvarende energianlæg og Teknologidata for elog varmeproduktionsanlæg. Energistyrelsen 1995. 4. Evaluering af Energimærkningsordningen. COWI, februar 2001. 5. Eltra-notat 2000-1461: Systemværdi af ellager. 6. Samfundsøkonomiske brændselspriser. Energistyrelsen, januar 2001. 7. Geotermi i Danmark. Energistyrelsens Udvalg om Geotermi, juni 1998. 8. Fleksibilitet i elforbruget. Elkraft System Juni 2001. 63