Forudsætninger for analyser af regeringens energistrategi: "En visionær dansk energipolitik 2025" til Systemplan 2007 8. november 2007 bfs/anl Indholdsfortegnelse 1. Indledning... 2 2. Brændselspriser... 2 3. CO 2 -kvotepriser... 3 4. Elpriser... 3 5. Elforbrug... 4 6. Fjernvarmeforbrug... 5 7. Produktionsanlæg... 6 7.1 Anlæg tilsluttet transmissionsnettet centrale anlæg... 8 7.2 Anlæg tilsluttet distributionsnettet decentrale kraftværker... 8 7.3 Vindmøller... 8 8. Udvekslingsforbindelser... 10 8.1 Udvekslingsforbindelser... 10 Bilag 1 varmeforbruget i varmeknudepunkter... 1 Bilag 2 centrale og decentrale produktionsanlæg... 1 Centrale anlæg... 1 Decentrale anlæg... 2 Dokument nr. 137500 v3 Bjarne Fogh Schougaard 1/16
1. Indledning I forbindelse med analyser af regeringens Energistrategi til Systemplan 2007 er der opstillet en række forudsætninger for perioden 2015-2025. Disse forudsætninger er beskrevet i nærværende notat og skal betragtes som et tillæg til "Analyseforudsætninger 2007-2016", dok.nr. 137172, som er udarbejdet i forbindelse med Miljørapport 2007. Forudsætningerne omfatter fremskrivninger af brændselspriser, CO2-kvotepris, elpris, elforbrug, fjernvarmeforbrug, produktionsanlæg og udvekslingsforbindelser for perioden 2015-2025. Som udgangspunkt for analyserne er anvendt Energistyrelsens forudsætninger fra januar 2007 "Basisfremskrivning til CO 2 -kvoteallokeringsplanen for 2008-2012 og regeringens energistrategi: En visionær dansk energipolitik 2025". Disse er i nødvendigt omfang suppleret med antagelser og forudsætninger, som Energinet.dk har fastlagt, og som kort er gennemgået nedenfor. Regeringen har for perioden frem til 2025 en målsætning om, at der årligt gennemføres energibesparelser i slutforbruget af energi svarende til 1,25 % i forhold til en udvikling uden besparelsesindsats. Selv med en styrket indsats for elbesparelser resulterer disse forudsætninger i en stigning i elforbruget fra 36,7 TWh i 2005 til 38,4 TWh i 2025, inklusive 0,4 TWh til 100.000 husstandsvarmepumper, som regeringen har forudsat bliver taget i anvendelse inden 2025. I 2025 er elproduktionskapaciteten fordelt med ca. 4.100 MW på centrale værker, 2.300 MW på decentrale værker og 6.500 MW vindkraft. I perioden udbygges med 1.000 MW vindkraft på land, så der i alt er 4.000 MW i 2025. De nye landmøller fordeles over landet på samme måde som de eksisterende. Tilsvarende forventes udbygning med havmøller til i alt 2.500 MW. Udbygningen er prioriteret som i "Fremtidens havmølleplaceringer 2025" fra april 2007. 2. Brændselspriser Beregningerne skal bl.a. belyse markedsaktørernes situation og handlinger. Derfor anvendes en prognose for de priser, som selskaberne indkøber brændsel efter. Brændselspriserne følger Energistyrelsens "Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på Energiområdet", januar 2007, og er beregnet på baggrund af priserne på kul og olie fra World Energy Outlook 2006. Priserne i prognosen er i faste 2005-priser og er an kraftværk for kul, olie, halm og træflis og an transmissionsnet for naturgas. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 2/13
I Tabel 1 ses disse priser sammen med priserne på biobrændsler. Kul Fuelolie Gasolie Naturgas Naturgas, dec. Halm Træflis 2015 15,4 39,3 68,9 37,5 44,3 33,8 33,0 2016 15,7 40,1 70,4 38,3 45,3 33,8 33,0 2017 15,9 41,0 71,8 39,1 46,3 33,8 33,0 2018 16,1 41,8 73,3 39,9 47,3 33,8 33,0 2019 16,3 42,6 74,7 40,7 48,3 33,8 33,0 2020 16,6 43,4 76,2 41,6 49,2 33,8 33,0 2021 16,8 44,2 77,7 42,4 50,2 33,8 33,0 2022 17,0 45,1 79,1 43,2 51,2 33,8 33,0 2023 17,3 45,9 80,6 44,0 52,2 33,8 33,0 2024 17,5 46,7 82,0 44,8 53,2 33,8 33,0 2025 17,7 47,5 83,5 45,6 54,2 33,8 33,0 Tabel 1 Prisprognoser for anvendte brændsler 2015-2025. Priserne er i faste 2005-priser kr./gj. 3. CO 2 -kvotepriser Formålet med EU's direktiv om handel med drivhusgasser er at sikre, at EU kan nå sine klimamål i perioden 2008-2012. Kvotedirektivet opererer med en prøveperiode fra 2005-2007 efterfulgt af en 5-årig periode fra 2008-2012 svarende til Kyoto-aftalens første budgetperiode. Energistyrelsen antager, at CO 2 -kvoteprisen i et basisforløb bliver på 150 kr./ton CO 2. I Energinet.dk's analyser er der ligeledes i hele perioden 2015-2025 forudsat en CO 2 -kvotepris på 150 kr./tons. Denne pris afspejler ikke det nuværende prisniveau på markedet, men er baseret på prisen for forwards i perioden 2008-2012. 4. Elpriser Der arbejdes med et enkelt prisforløb, hvor der er forudsat normale klima- og nedbørsforhold. Den faktiske udvikling kan udvise større eller mindre prisudsving blandt andet som følge af vådår og tørår, ligesom der vil være prisudsving over døgnet og over året. Prisen er en gennemsnitspris for året. I vurderingen af elprisen forudsættes internationale CO 2 -kvoter med en tilhørende kvotepris på 150 kr./ton. Desuden er der forudsat en afgift på 10.000 kr. pr. ton udledt SO 2. Elmarkedsprisen er udregnet til 40 øre/kwh på baggrund af de langsigtede marginalomkostninger for naturgas. Se endvidere "Analyseforudsætninger 2007-2016", dok.nr. 137172. For Tyskland anvendes en elpris på ca. 40 øre/kwh, der dækker produktionen uden vindkraft. Samtidig modelleres et døgn- og årsforløb for den tyske elpris, så produktionen fra ca. 48.000 MW vindkraft, der antages at være installeret i Tyskland i 2025 påvirker den samlede tyske elpris. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 3/13
"Nettariffen" mod Tyskland sættes til 0,5 øre/kwh og er et mål for de auktionsomkostninger, som importører og eksportører har udregnet pr. transporteret kwh. 5. Elforbrug Regeringen har for perioden frem til 2025 en målsætning om, at der årligt gennemføres energibesparelser i slutforbruget af energi svarende til 1,25 % i forhold til en udvikling uden besparelsesindsats. Selv med en styrket indsats for elbesparelser resulterer disse forudsætninger i en stigning i elforbruget fra 36 TWh i 2005 til 38 TWh i 2025, inklusive 0,4 TWh til 100.000 husstandsvarmepumper, som regeringen har forudsat bliver taget i anvendelse inden 2025. Fremskrivningen af elforbruget for Energinet.dk er udarbejdet af Forskningscenter Risø medio 2007 på grundlag af EMMA-modellen, der er en satellitmodel til den makroøkonomiske ADAM-model. Ved fremskrivningen tages for årene 2006 og 2007 udgangspunkt i fremskrivningen af produktionsudviklingen i 13 erhverv og det private forbrug til Finansministeriets økonomiske fremskrivning. Derefter tages udgangspunkt i Finansministeriets lange fremskrivning i forbindelse med Økonomisk redegørelse fra december 2005. Det betyder på kort sigt en forventet produktionsvækst på 2,2 % i 2007 og 1,9 % i årene 2008 til 2010, som derefter modereres til gennemsnitlig 1,6 % i perioden frem til 2020 og 1,3 % fra 2020 til 2025. Det private forbrug forventes i 2007 at stige med 2 % og med 1,3 % i perioden 2008 til 2010 og derefter med 1,9 % indtil 2020 og 1,7 % derefter. Elprisen beregnes frem til 2011 på grundlag af priserne på Nord Pools spot- og forwardmarkeder og antages i perioden 2012 til 2016 at stige til 49,3 øre/kwh, hvilket svarer til en realpris på 40 øre/kwh i 2006-priser, hvorefter den fastholdes realt. Der regnes med en gennemsnitlig årlig effektivitetsforbedring og virkning af nye sparetiltag i erhvervene og det offentlige på tilsammen ca. 2 % frem til 2013 og derefter 1 %. For boligerne regnes med en årlig effektivitets- og besparelsesvirkning på 1,5 % indtil 2013 og derefter ca. 0,7 % samt med en fortsat udfasning af elvarme indtil 2020. Dette giver en forventet vækst i erhvervenes og det offentliges efterspørgsel på 0,2 % frem til 2015 og derefter en gennemsnitlig vækst på 0,5 % indtil 2025. Boligernes elforbrug forventes frem til 2013 gennemsnitligt at falde med 0,1 % årligt i kraft af nye sparetiltag og derefter vokse med 0,5 % indtil 2025. Dette skyldes dels at virkningen af sparetiltagene delvis fases ud, og dels at udfasningen af elvarme forventes at være tilendebragt i 2020. På grundlag af fordelingen på erhvervskategorier og forekomsten af elvarme er fremskrivningen opdelt på Vestdanmark og Østdanmark. Det giver en lidt højere vækst i Vestdanmark. I årene 2015-2025 forventes stigningen i det samlede årlige elforbrug herefter at blive ca. 0,5 %. Se Tabel 2. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 4/13
Østdanmark Vestdanmark Total Nettab 1 Nettab 1 Total ab værk Øst Vest an forbruger 2015 14.548 21.683 36.231 823 1.418 33.989 2016 14.571 21.771 36.343 825 1.424 34.094 2017 14.617 21.887 36.504 827 1.432 34.245 2018 14.666 22.014 36.680 830 1.440 34.409 2019 14.721 22.148 36.869 833 1.449 34.587 2020 14.777 22.286 37.063 836 1.458 34.768 2021 14.840 22.428 37.268 840 1.467 34.960 2022 14.905 22.570 37.475 844 1.477 35.155 2023 14.960 22.702 37.662 847 1.485 35.330 2024 15.008 22.822 37.830 849 1.493 35.487 2025 15.046 22.928 37.974 852 1.500 35.622 1) Der er regnet med et nettab på 6 % af forbruget an forbruger i Østdanmark og 7 % i Vestdanmark. Tabel 2 Energinet.dk's elforbrugsfremskrivning for Danmark 2015-2025. Alle tal i GWh. I beregningerne er der antaget installeret 100.000 varmepumper á 3,8 MWh i område IV. Disse er fordelt med 40.000 i Østdanmark og 60.000 i Vestdanmark svarende til den sjællandske henholdsvis jysk-fynske del af det samlede elforbrug. Forbrugsprofilen for disse varmepumper er baseret på profilen for varmeforbruget og er ikke prisafhængig. Effektfaktoren for varmepumperne er sat til en gennemsnitsværdi på 4,2. Varmepumpernes elforbrug er ikke inkluderet i ovenstående elforbrugsfremskrivning. Derudover er forudsat et antal elpatroner med fleksibel belastning tilsluttet fjernvarmenettet, se Tabel 3. Disse er fastlagt med udgangspunkt i Energistyrelsens forudsætninger. Navn Varmeknudepunkt Kapacitet, MJ/s EK_ASV Kalundborg 100,0 EK_HELSI Helsingør 13,8 EK_HILLE Hillerød 19,6 EK_RESTØ DK_NGMØ 45,0 EK_VORDI DKV_HA_Ø (Vordingborg) 5,1 VP_AARH1 Århus 60,0 VP_BRS Brønderslev 6,1 VP_FRH Frederikshavn 7,3 VP_HJØ Hjørring 12,1 VP_RESTV DKV_NGMV 220,0 VP_SIL Silkeborg 18,1 VP_VIB Viborg 10,6 Tabel 3 Elpatroner og varmepumper tilsluttet fjernvarmenettet. 6. Fjernvarmeforbrug Østdanmark I Tabel 4 er prognoserne for fjernvarmeforbruget i hovedstadsområdet angivet for 2015 og 2025. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 5/13
Vest- Vand i KEdamp CTR + KE VEKS Hedtvand Total forbræn- ding [TJ] [TJ] [TJ] alt [TJ] [TJ] [TJ] [TJ] 2015 20.500 9.050 333 1.320 31.203 5.827 37.030 2025 20.500 9.050 333 1.320 31.203 5.827 37.030 Tabel 4 Fjernvarmeprognose for hovedstadsområdet ab værk. Fjernvarmeforbrugsprognosen for Kalundborg er 2.300 TJ/år for 2015 og 2025. Vestdanmark Tabel 5 viser fjernvarmeforbruget i de store kraftvarmeområder i Vestdanmark. Varmeforbrug i årene 2015-2025 [TJ] Aabenraa 1.000 Esbjerg 5.000 Odense 12.000 Herning 3.000 Aalborg/Nørre Sundby 7.000 TVIS 6.000 Stor-Århus 10.000 Tabel 5 Fjernvarmeforbrug ab værk i de store kraftvarmeområder i Vestdanmark. Fjernvarmeproduktionen i de mindre kraftvarmeområder i Vestdanmark er i alt på ca. 51.000 TJ, og fjernvarmeforbruget her forventes at holde sig konstant. Fjernvarmeforbruget i knudepunkterne er vist i Bilag 1. Energistyrelsen forudsætter en besparelse på 0,5 % p.a. i fjervarmeforbruget i perioden 2005 (137.000 TJ) til 2030 (120.200 TJ), mens Energinet.dk forudsætter, at flere husstande bliver tilsluttet det kollektive fjernvarmenet, hvilket opvejer besparelserne. 7. Produktionsanlæg I 2025 er elproduktionskapaciteten fordelt med ca. 4.100 MW på centrale værker, 2.300 MW på decentrale værker og 6.500 MW vindkraft. I perioden udbygges med 1.000 MW vindkraft på land, så der i alt er 4.000 MW i 2025. De nye landmøller antages geografisk fordelt på samme måde som de eksisterende. Tilsvarende forventes udbygning med havmøller til i alt 2.500 MW. Udbygningen er prioriteret som i "Fremtidens havmølleplaceringer 2025" fra april 2007. Ved fastlæggelse af forudsætningerne på produktionssiden er der opstillet en række beregningsforudsætninger om nye anlæg, og hvilke anlæg der eventuelt ophører med at producere og derfor skrottes. Det forudsættes, at den samlede anlægskapacitet i kombination med ressourcer på forbrugssiden i slutningen af perioden sikrer, at forsyningssikkerheden kan opretholdes også i den koldeste time. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 6/13
Produktionsanlæggene opdeles i Tabel 6 i anlæg tilsluttet transmissionsnettet, anlæg tilsluttet distributionsnettet (overvejende decentrale anlæg) og vindmøller. Tabellen viser den nominelle effekt for kraftværkerne. Opgørelserne er pr. 1. januar 2025. MW Forbrug effekt (10-års vinter) 7.200 Produktionskapacitet 13.000 I transmissionsnet 4.100 I distributionsnet 2.300 Vind på land og kystnært 4.000 Vind til havs 2.600 Tabel 6 Forbrug effekt (vinter 2024/2025) og produktionskapacitet pr. 1. januar 2025. Opgørelse i MW. I den produktionskapacitet, der indgår i beregningerne af effektbalancen, tages der hensyn til, at der for de fleste af anlæggene er forskel på anlæggenes nominelle ydeevne og den elproduktion, der i praksis er til rådighed. Blandt andet tages der højde for kraftvarmelevering ved at reducere anlæggenes nominelle ydeevne. I effektbalancen regnes ikke med bidrag fra vindkraften, når maksimalforbruget skal dækkes. Dette skyldes blandt andet, at der på en vinterdag med stærk frost ofte næsten ingen vind er, og derfor næsten ingen elproduktion fra vindmøllerne. Ud over at dække elforbruget skal produktionskapaciteten også dække behovet for systemydelser. Figur 1 viser udviklingen i produktionskapaciteten frem til 2025. Figur 1 Udviklingen i installeret elproduktionskapacitet (MW) i Danmark fordelt på centrale værker, decentrale værker og land- og havmøller i 2006 og 2025. En detaljeret oversigt over den installerede produktionskapacitet pr. 1. januar 2025 fremgår af Bilag 2. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 7/13
7.1 Anlæg tilsluttet transmissionsnettet 1 centrale anlæg De centrale anlæg skrottes efter ca. 35 års drift og nogle af anlæggene erstattes med anlæg med samme brændsel og med virkningsgrad svarende til Teknologikataloget. I 2025 i Jylland/Fyn er der således blok 3 tilbage på Nordjyllandsværket, blok 4 tilbage på Studstrupværket, blok 7 og 8 på Fynsværket, blok 3 på Skærbækværket og blok 3 på Esbjergværket. På Enstedværket er placeret en biomassefyret blok på 23 MW. I 2025 på Sjælland er Asnæsværket blok 5, Amagerværket blok 1 og 2, Avedøreværket blok 1 og 2, Svanemølleværket og Kyndbyværket i drift. 7.2 Anlæg tilsluttet distributionsnettet decentrale kraftværker De decentrale anlæg skrottes efter ca. 25 års drift og erstattes af anlæg med samme brændsel og med virkningsgrad svarende til Teknologikataloget. Der er 250 MW færre MW decentral i vest og 100 MW flere i øst i 2025 i forhold til 2007. Desuden er der en række elpatroner og varmepumper i Århus, Frederikshavn, Hjørring, Brønderslev, Silkeborg, Viborg og varmeområder med mindre gasfyrede anlæg, og i Helsingør, Hillerød, Vordingborg og varmeområder med mindre gasfyrede anlæg. 7.3 Vindmøller Pr. 1. januar 2007 er der installeret i alt 3.136 MW vindmøller i Danmark, hvoraf 326 MW er havmøller ved Horns Rev og Rødsand. Der foretages en udskiftning af vindmøller på land til nye vindmøller med større elkapacitet i perioden 2005-2009 (jf. det energipolitiske forlig fra den 29. marts 2004). I Tabel 7 er desuden inkluderet 1.000 MW ekstra landmøllekapacitet, som er fordelt med 800 MW i Vestdanmark og 200 MW i Østdanmark. Der forudsættes etableret nye havmøller fra 2009. Jf. den energipolitiske aftale fra 29. marts 2004 idriftsættes en havmøllepark på 200 MW på Horns Rev i 2009 og en havmøllepark på 200 MW ved Rødsand i 2010. Derefter forventes udbygning med havmøller til i alt 2500 MW. Udbygningen er prioriteret som i "Fremtidens havmølleplaceringer 2025" fra april 2007. Ud fra vurderinger af de samfundsøkonomiske omkostninger baseret på vanddybde, omkostninger til ilandføring af den producererede el, omkostninger til udbygning af elnetanlæg på land samt vindforhold peger rapporten på 23 særligt gunstige placeringsområder fordelt på syv havområder omkring Danmark. Især placeringer i Kattegat mellem Djursland-Anholt samt Horns Rev i Vesterhavet fremhæves som særligt gunstige for så vidt angår vindforhold. Herudover foreslår udvalget placeringer af havmølleparker i Jammerbugten og ud for Ringkøbing i Vesterhavet samt lidt mindre gunstige placeringer i Store Middelgrund i Kattegat og Kriegers Flak samt Rønne Banke i Østersøen. 1 H.C. Ørstedværket og Svanemølleværket indgår som centrale anlæg, selv om de er tilsluttet distributionsnettet. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 8/13
Der forudsættes udbygget med 400 MW ved Anholt, yderligere 1.000 MW ved Horns Rev og 600 MW i Jammerbugten. I Tabel 7 er vindmølleudbygningen vist. Ultimo år 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Land- og kystnære møller 600 620 640 660 680 700 720 740 760 780 800 Havmøller 366 366 366 366 366 366 366 366 366 366 366 Sum Øst 966 986 1.006 1.026 1.046 1.066 1.086 1.106 1.126 1.146 1.166 Land- og kystnære 2.400 2.480 2.560 2.640 2.720 2.800 2.880 2.960 3.040 3.120 3.200 møller Havmøller 1 760 960 960 1.160 1.360 1.360 1.560 1.760 1.760 1.960 2.160 Sum Vest 3.160 3.440 3.520 3.800 4.080 4.160 4.440 4.720 4.800 5.080 5.360 Sum DK 4.126 4.426 4.526 4.826 5.126 5.226 5.526 5.826 5.926 6.226 6.526 Tabel 7 Prognose for installeret vindkraft (MW) i 2015-2025 i slutningen af årene. I Tabel 8 er vist en havmølleudbygning hvor rækkefølgen følger "Fremtidens havmølleplaceringer 2025". Vindproduktion Placering År Effekt Sum MW h GWh GWh Vindproduktion nu 7.000 Horns Rev 2009 200 4.300 860 7.860 Rødsand 2010 200 3.600 720 8.580 Anholt 2012 200 4.000 800 9.380 Anholt 2013 200 4.000 800 10.180 Horns Rev 2015 200 4.300 860 11.040 Horns Rev 2016 200 4.300 860 11.900 Horns Rev 2018 200 4.300 860 12.760 Horns Rev 2019 200 4.300 860 13.620 Horns Rev 2021 200 4.300 860 14.480 Jammer Bugt 2022 200 4.100 820 15.300 Jammer Bugt 2024 200 4.100 820 16.120 Jammer Bugt 2025 200 4.100 820 16.940 Tabel 8 Rækkefølge i havmølleudbygningen, som følger "Fremtidens havmølleplaceringer 2025". En ny havmøllepark på 200 MW sættes i drift i to ud af tre år fra 2009. 51 % af elforbruget dækkes af vind i 2025. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 9/13
Vindkraften er modelleret som tidsserier af målte timeproduktioner og vindhastigheder. Målingerne stammer fra 1999 og 2000 og er justeret til et normalt vindår. Tidsserierne for landmøllerne er baseret på afregningsmålinger, og tidsserierne for havmøllerne er baseret på vindhastighedsmålinger begge skaleret til et normalt vindår. Se Tabel 9 som viser benyttelsestider for vindmøller i et normalt vindår. Benyttelsestid for installeret vindmølleeffekt (timer) Sjælland, landmøller 1.960 Jylland-Fyn, landmøller 2.440 Rødsand 3.600 Horns Rev 4.400 Læsø Syd 4.000 Tabel 9 Benyttelsestider for vindmøller i et normalt vindår. Vindtidsserier for andre nye havmølleplaceringer end Horns Rev og Læsø Syd er konstrueret som en sammenvejning af tidsserierne for Horns Rev og Læsø Syd. 8. Udvekslingsforbindelser 8.1 Udvekslingsforbindelser Elektriske udvekslingsforbindelser kan skabe mulighed for samfundsøkonomiske gevinster. Stærk infrastruktur sikrer, at elektriciteten til enhver tid kan produceres, der hvor den er billigst, og at den kan forbruges der, hvor den har størst værdi. Samtidig giver infrastrukturen nemmere adgang til andre markeder, og bidrager derigennem til en velfungerende konkurrence og højere forsyningssikkerhed. Danmark er placeret midt mellem to meget forskellige elsystemer mod nord og syd Nordel og UCTE-systemet. Det har givet anledning til store energitransporter hen over det danske elsystem, som i samspil med den danske brug af forbindelserne medfører, at Danmark har en relativ høj udvekslingskapacitet i forhold til forbrug og installeret kraftværkskapacitet. Endvidere er der driftsmæssige fordele, fx ved deling af reserver mellem landene. I de senere år er der også etableret udvekslingsforbindelser mellem Norden og Kontinentet uden om Danmark, fx forbindelsen mellem Norge og Holland. Der arbejdes løbende på at stille så meget udvekslingskapacitet som muligt til rådighed for markedet inden for tekniske og økonomiske grænser. Det er begrænset, hvor meget kapaciteten vil kunne øges på de nuværende forbindelser. Det er valgt at vurdere både et alternativ 0 og en mulig udbygning med udvekslingsforbindelser (alternativ 1). Alternativ 0 omfatter det eksisterende eltransmissionsnet, herunder de nuværende udvekslingsforbindelser til nabo-områderne og den besluttede Storebælt 1 (se Figur 3). Formålet med at inkludere dette alternativ i analyserne er at undersøge Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 10/13
og dokumentere, hvordan det eksisterende eltransmissionsnet ville blive påvirket af de krav, som realiseringen af "En visionær dansk energipolitik 2025" stiller til nettet. Alternativ 1 omfatter ud over eksisterende og besluttede udvekslingsforbindelser også etablering af Storebælt 2 (600 MW forudsat i drift 2018) og Skagerrak 4 mellem Jylland og Norge (600 MW forudsat i drift fra 2013). Hertil kommer, at forbindelsen mellem Tyskland og Jylland opgraderes, så den i 2015 er på 2.000 MW og i 2025 på i alt 2.500 MW i begge retninger. Tabel 10 viser, hvordan forbindelsen i alternativ 1 er tænkt opgraderet løbende. Forbindelsen blev første gang opgraderet pr. 1. februar 2007. Alternativ 1 er én af flere muligheder for udbygning med udvekslingsforbindelser. Skagerrak 4 er blandt Nordels prioriterede snit, og udvidelsen på forbindelsen mellem Jylland og Tyskland er blandt EU's prioriterede TEN-projekter (Trans European Network). En yderligere udbygning over Storebælt skønnes på nuværende tidspunkt at være realistisk inden 2025, fordi den vil understøtte indenlandsk udnyttelse af vedvarende energi og forsyningssikkerheden internt i Danmark. Jylland-Tyskland Mod nord Mod syd MW MW Fra 2007 950 1.500 Fra 2010 1.500 2.000 Fra 2015 2.000 2.000 Fra 2025 2.500 2.500 Tabel 10 Udbygning Jylland-Tyskland. Ifølge det tyske DENA-studie forventes massiv udbygning med vindmøller i Nordtyskland, hvoraf hovedparten vil blive placeret i Vesterhavet (19.000 MW i Vesterhavet og knap 2.000 MW i Østersøen frem til 2020). I praksis kan dette få betydning for eksportkapaciteten på den jysk-tyske grænse. For både alternativ 0 og alternativ 1 er det i modelleringen derfor forudsat, at eksportkapaciteten fra Jylland mod Tyskland varierer som en funktion af prognosen for produktion af el fra vindmøller. Hvis vindprognosen tilsiger høj produktion af el fra vindmøller, reduceres eksportkapaciteten ned til en fjerdedel, idet det forventes, at strømmen fra de tyske vindmøller vil lægge beslag på det interne tyske transmissionsnet i de perioder, hvor det blæser. Se Figur 2. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 11/13
Figur 2 Reduceret eksportkapacitet fra Jylland til Tyskland som funktion af prognosen for produktion af el fra vindmøller 2025. I Tabel 11 ses udvekslingsforbindelserne i alternativ 0 og alternativ1. Alternativ 0 Alternativ 1 Storebælt 600 MW 1.200 MW Tyskland-Vestdanmark Import: 950 MW Eksport: 1.500 MW 2.500 MW Tyskland-Østdanmark 550 MW 550 MW Norge-Vestdanmark 1.000 MW 1.600 MW Sverige-Vestdanmark 740 MW 740 MW Sverige-Østdanmark Import: 1.300 MW Import: 1.300 MW Eksport: 1.700 MW Eksport: 1.700 MW Tabel 11 Udvekslingsforbindelser i h alternativ 0 og alternativ 1 i 2025. De nuværende forbindelser til Danmarks nabo-områder fremgår af Figur 3 sammen med øvrige eksisterende forbindelser mellem landene i Norden og i Nordeuropa. Estlink (350 MW) mellem Finland og Estland blev sat i kommerciel drift 4. januar 2007, og et besluttet kabel mellem Norge og Holland (NorNed) idriftsættes i slutningen af 2007. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 12/13
Figur 3 Eksisterende og besluttede forbindelser i Nordeuropa i slutningen af 2007. De elektriske synkrone landområder er angivet med hver sin farve. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard 13/13
Bilag 1 varmeforbruget i varmeknudepunkter Varmeknudepunkt Navn Forbrug, TJ/år BRØNDERS DECBRØ 400 CTR+VEKS CTR+VEKS 31.203 DAN_NAKS DAN_NAKS 450 DAN_NYK DAN_NYK 400 DKV_AF_V DKV_AF_V 1.050 DKV_BIOV DKV_BIOV 850 DKV_BIOØ DKV_BIOØ 240 DKV_HA_Ø DKV_HA_Ø 500 DKV_NGMV DKV_NGMV 6.500 DKV_NGMØ DKV_NGMØ 1.740 DKV_NGPV DKV_NGPV 8.400 DKV_NGPØ DKV_NGPØ 1.200 DMG DMG 200 DTU DTU 510 ESBJERG ESBJERG 5.000 FR_SUND FR_SUND 230 FREDHAVN DECFRE 510 GRENÅ DECGRE 990 HELSINGE HELSINGE 280 HELSINGØ HELSINGØ 990 HERNING HERNING 3.000 HILLERØD HILLERØD 1.290 HJØRRING DECHJØ 790 HOLSTEBR DECHOL 1.130 HORSENS DECHOR 750 IKV_V IKV-2SKV 6.000 IKV_V IKV-3SKV 3.600 IKV_V IKV-ALMV 2.400 IKV_Ø IKV-2SKØ 1.200 IKV_Ø IKV-3SKØ 720 IKV_Ø IKV-ALMØ 480 KALUNDB KALUNDB 2.300 KB_DAMP KB_DAMP 5.827 KØGE KØGE 680 MARIBO MARIBO 380 MGK MGK 300 NÆSTVED NÆSTVED 810 ODENSE ODENSE 12.000 RANDERS RANDERS 2.050 RINGSTED RINGSTED 250 RØNNE RØNNE 450 SILKEB DECSIL 1.460 SLAGELSE SLAGELSE 660 SMØRUM SMØRUM 175 SØNDERB DECSØN 990 TVIS TVIS 6.000 VIBORG DECVIB 930 VORDINGB VORDINGB 370 AABENRAA AABENRAA 1.000 AALBORG AALBORG 7.000 AARHUS AARHUS 10.000 Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard Bilag 1 Side 1
Bilag 2 centrale og decentrale produktionsanlæg For produktionsapparatet er der taget udgangspunkt i Energistyrelsens forudsætninger. I Tabel 12-Tabel 15 er den nominelle el- og varmeproduktionskapacitet opdelt i centrale og decentrale enheder i Øst- og Vestdanmark. Centrale anlæg Øst Værk Enhed Elkapacitet, MW Varmekapacitet, MJ/s AMV AMV1 70 250 AMVHALM 50 100 ASV ASV5 640 150 AVV AVV1 250 331 AVV2 560 575 KYV KYV41 18 0 KYV51 13 0 KYV52 13 0 MAV MAV13 15 21 MAV32 100 0 SMV SMV7 60 223 ØKR ØKR7 20 28 Tabel 12 Centrale enheder i Østdanmark. Vest Værk Enhed Elkapacitet, MW Varmekapacitet, MJ/s ENV ENVB4 30 65 ESV ESVB3 412 493 FYV FYVB7 443 450 FYVB8 36 70 HEV HEVB1 159 174 NJV NJVB3 425 400 SKV SKVB3 436 299 SSV SSVB4 376 337 Tabel 13 Centrale enheder i Vestdanmark. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard Bilag 2 Side 1
Decentrale anlæg Øst Værk Enhed Elkapacitet, MW Varmekapacitet, MJ/s Små dec. enheder, aggregeret DKV_BIOØ 8 14 DKV_HA_Ø 16 36 DKV_NGMØ 23 33 DKV_NGPØ 82 116 IKV_Ø 52 123 Store decentrale enheder QAMF 45 100 QCBD 20 103 QDAN 16 109 QDAN2 18 68 QDMG 11 12 QDTU 39 31 QFRS 11 14 QHEL 15 17 QHKV 86 78 QHØK 60 60 QKARA 23 50 QMGK 15 18 QMSK 11 23 QNKV 18 39 QRKV 11 13 QSLV 12 28 QSMK 12 14 QVEF5 17 55 QVEF6 24 79 Tabel 14 Decentrale enheder i Østdanmark. Vest Værk Enhed Elkapacitet, MW Varmekapacitet, MJ/s Små dec. enheder, aggregeret DKV_AF_V 34 87 DKV_BIOV 26 47 DKV_NGMV 257 374 DKV_NGPV 325 431 IKV_V 326 603 Store decentrale enheder QBS 26 24 QF1-3 37 89 QFR 32 29 QGR 25 50 QHL 31 68 QHO 43 43 QHØ 65 48 QKF 14 30 QMÅ 19 51 QRN 34 84 QRV 93 105 QSI 101 74 QSØ 61 60 QVI 56 42 QÅN 61 130 Tabel 15 Decentrale enheder i Vestdanmark. Dokument nr. 137500/07 v3 Bjarne Fogh Schougaard Bilag 2 Side 2