DET DANSKE GAS- OG ELSYSTEM UDARBEJDET I EFP2005-PROJEKTET EN MODEL FOR OG ANALYSER AF ET SAMMENHÆNGENDE GAS- OG ELSYSTEM 2007 Side 1 af 196
Side 2 af 196
Indholdsfortegnelse RESUMÉ.7 KAPITEL 1. INTRODUKTION...15 1.1. PROJEKTETS BAGGRUND...15 1.2. PROJEKTETS OVERORDNEDE PROBLEMSTILLINGER...16 1.3. PROJEKTETS GENNEMFØRELSE...17 1.4. OVERSIGT OVER PROJEKTRESULTATERNE...18 RAPPORTEN...19 MODEL OG DATA...19 SIMULERINGSRESULTATER...20 KAPITEL 2. GAS- OG EL-SYSTEMERNE...21 2.1. FORBRUG...21 2.1.1. GAS:...22 2.1.2. EL:...26 2.1.3. GAS OG EL:...30 2.2. PRODUKTION / INDVINDING...31 2.2.1. GAS OG EL:...33 2.3. TRANSPORT OG NET...34 2.3.1. GAS:...34 2.3.2. EL:...38 2.3.3. GAS OG EL:...41 2.4. LAGER...41 2.4.1. GAS:...41 2.4.2. EL:...43 2.4.3. GAS OG EL:...45 2.5. ORGANISATION OG MARKED...46 2.5.1. GAS:...46 2.5.2. EL:...49 2.5.3. GAS OG EL:...51 2.6. MILJØ...51 2.7. FORSYNINGSSIKKERHED...53 2.7.1. GAS:...54 2.7.2. EL:...57 2.7.3. GAS OG EL:...60 2.8. RAMMEVÆRKET INTERNATIONALT (EU) OG NATIONALT...61 2.8.1. DEN VIGTIGSTE LOVGIVNING FOR GAS- OG ELMARKEDERNE....61 2.8.2. STATUS OVER MARKEDSÅBNINGEN...64 2.8.3. KONSEKVENSER FOR DET DANSKE ENERGIMARKED...69 2.9. MARKEDSDANNELSEN - GAS...70 2.9.1. VÆRDIEN AF EN PRISNOTERING...70 2.9.2. NØDVENDIGE FORUDSÆTNINGER FOR DANNELSEN AF EN PRIS...71 2.9.3. EUROPÆISK GASHANDEL...71 2.9.4. GASHUBS OG DET DANSKE MARKED...77 Side 3 af 196
2.9.5. ET ÅRLIGT GAS RELEASE...82 2.9.6. NÆSTE SKRIDT MARKET MAKER?...82 2.10. DEN DANSKE GASMARKEDSPRIS...83 2.10.1. PROCESSEN I GASRELEASE...83 2.10.2. TOÅRIG DANSK FORWARDPRIS...84 2.10.3. ARBITRAGEHANDEL I GASRELEASET...85 KAPITEL 3. PROJEKTETS FOKUS...89 KAPITEL 4. ANALYSEBEGREBER OG METODER...93 KAPITEL 5. ANALYSEVÆRKTØJER...103 5.1. BALMORELMODELLEN GENEREL BESKRIVELSE...103 5.1.1. GENERELT...103 5.1.2. ENERGISTRANSFORMATION...104 5.1.3. TRANSMISSION OG DISTRIBUTION...105 5.1.4. FORBRUG...105 5.1.5. DEN GEOGRAFISKE DIMENSION...105 5.1.6. DEN TIDSMÆSSIGE DIMENSION...106 5.1.7. ENDOGENE OG EKSOGENE INVESTERINGER...106 5.1.8. LIGEVÆGTSPRINCIP...107 5.1.9. MODELTYPER...108 5.1.10. IMPLEMENTERING...108 5.1.11. ANSKAFFELSE AF BALMOREL-MODELLEN...109 5.2. GASMODULET TIL BALMOREL...109 5.2.1. GASPRODUKTION...109 5.2.2. GASLAGRING...110 5.2.3. GASTRANSMISSION...110 5.2.4. ADGANG TIL GASTRANSMISSIONSSYSTEMET...110 5.2.5. GASDISTRIBUTION...111 5.2.6. GASIMPORT/-EKSPORT MED 3. LANDE...111 5.2.7. GASFORBRUG...111 5.2.8. INVESTERINGER...112 5.2.9. AFBRYDELIGHED, RATIONERING ELLER KAPACITETSAUKTIONER...113 5.2.10. DATAOVERFØRSEL IMELLEM MODELTYPER...114 5.3. SIVAEL...114 5.4. PIPELINE STUDIO...114 5.5. SAMMENFATNING...117 KAPITEL 6. DATAINDSAMLING...119 KAPITEL 7. SCENARIEFORUDSÆTNINGER...121 7.1. GEOGRAFISK OMRÅDE...121 7.2. FORBRUGSUDVIKLING FOR EL, VARME OG GAS...122 7.3. PRODUKTIONSKAPACITET...123 7.3.1. EL- OG KRAFTVARME...123 Side 4 af 196
7.3.2. GASPRODUKTION...124 7.4. INFRASTRUKTUR...124 7.4.1. ELSYSTEMET...124 7.4.2. GASSYSTEMET...125 7.5. BRÆNDSELS- OG CO2-KVOTEPRISER...125 KAPITEL 8. CASE: ALMINDELIGE DRIFTSSITUATIONER...127 8.1. GASPRODUKTION...129 8.2. GASTRANSPORT...134 8.3. GASLAGRING...136 8.4. GASDISTRIBUTION...139 8.5. GASFORBRUG...140 8.6. GASIMPORT/-EKSPORT...143 8.7. EL PRODUCERET PÅ GAS...147 8.8. EMISSIONER FRA EL OG FJERNVARME...151 8.9. FØLSOMHEDSANALYSER...152 8.10. APPENDIKS: FREMSKRIVNING AF KAPACITET...157 KAPITEL 9. CASE: INVESTERINGER OG LANGSIGTET FORSYNINGSSIKKERHED...163 9.1. FORSYNINGSSIKKERHED...163 9.2. INVESTERINGSANALYSEN...164 9.3. RESULTATER...167 KAPITEL 10. CASE: INCITAMENTSSTRUKTURER...173 10.1. HÅNDTERING AF TRANSMISSIONSKAPACITET...173 10.2. TARIFFER I DET DANSKE NATURGASSYSTEM...175 10.3. ALTERNATIVE TRANSMISSIONSTARIFFER...177 10.4. RESULTAT: ANVENDELSE AF GASSYSTEMET...179 10.5. FORTOLKNING: MARKEDSPRIS FOR GASTRANSPORT-KAPACITET PÅ CTF OG GASLAGERKAPACITET...184 10.6. FORTOLKNING: SIKRING AF EKSPORTKAPACITET...186 10.7. FORTOLKNING: TARIFFER OG GASPRISER...187 10.8. EKSPORT...190 10.9. SAMSPILLET IMELLEM GASTARIFFER OG ELSYSTEMET...193 10.10. SYSTEMOPERATØRØKONOMI...194 Side 5 af 196
Side 6 af 196
RESUMÉ Projektet og dets baggrund Denne rapport er et delresultat af projektet En model for og analyser af et sammenhængende gas- og elsystem, der er udført under Energistyrelsens energiforskningsprogram EFP05 i perioden fra foråret 2005 til foråret 2007. Der har i projektgruppen været deltagere fra Danmarks Tekniske Universitet, Risø, Dansk Gasteknisk Center, Rambøll, EA Energianalyse, Energinet.dk, og RAM-løse edb (projektledelse). Baggrunden for projektet er liberaliseringen af energimarkederne og en øget fokus på sammenhængen mellem de forskellige forsyningsformer, specielt de ledningsbundne. Udviklingen mod liberaliseringen af energimarkederne er et fællestræk for de europæiske lande, om end der er indbyrdes forskelle. Liberaliseringen forløber tildels parallelt på elog gasmarkederne, men er dog i almindelighed længere fremskredet på elmarkedet end på gasmarkedet. Gas spiller en stor rolle som primær energikilde for elproduktion i Danmark, med en andel på en fjerdedel. Såvel gasforsyning som elproduktion er underlagt en række tekniske bindinger, bl.a. i forhold til transmissionen, og driften af de to delsystemer vil derfor gensidigt påvirke hinanden. Den økonomiske sammenhæng er indlysende. Dette spiller igen videre til og sammen med miljømæssige, organisatoriske og reguleringsmæssige forhold. Samspillet mellem gas- og elsystemerne vedrører derfor klassiske problemfelter og emner. Liberaliseringsprocesserne forløber relativt uafhængigt mellem de to systemer, og der har traditionelt ikke været nogen særlig koordineret vurdering af f.eks., om der derfor vil kunne opstå uhensigtsmæssigheder i det samlede forløb, ej heller er der en strategi for, hvorledes det i givet fald sikres, at processen ikke forløber konfliktfyldt. Den historiske adskillelse har bl.a. udmøntet sig i forskellige analysetraditioner og beregningsværktøjer. Der er gode teknisk-fysiske grunde til, at et el-beregningsværktøj ikke egner sig til beregninger på gasstrømninger, og omvendt. Men den traditionelle organisatoriske adskillelse har formentlig været med til at hæmme udbredelsen af integrerede analyseredskaber. Behovet for sådanne analyseværktøjer er vokset som følge af liberaliseringen i både el- og gassektoren og som følge af den fortsat stigende anvendelse af naturgas til el- og kraftvarmeproduktion. Kortfattet udtrykt er projektets fokus de udfordringer, der er knyttet til samspillet og den gensidige afhængighed mellem to ledningsbårne energiforsyningssystemer. Og projektets metode er at tilvejebringe og anvende et kvantitativt analyseredskab til at belyse disse udfordringer. Side 7 af 196
Model og data Der er i projektet opbygget en model af det sammenhægende forbrugs-, transmissions- og forbrugssystem for gas og el. Hovedvægten i projektet har ligget på de konkrete analyser og dertil hørende aktiviteter, og der er for at tilgodese dette sket en betragtelig modeludvikling med udgangspunkt i Balmorel-modellen. Model, data og modelresultater er dokumenteret og offentliggjort for at sikre gennemsigtighed, jfr. hjemmesiden www.balmorel.com. Modelleringen fokuserer på det danske system. De internationale aspekter er inddraget i det omfang og på den måde, det er fundet hensigtsmæssigt af hensyn til definition af randbetingelser. Det nordiske spotmarked for el er således beskrevet endogent i modellen, mens det internationale gasmarked er beskrevet ved entry/exit-punkterne til Danmark, hver beskrevet ved kapacitets- og prisforhold. Det danske gassystem er repræsenteret ved bl.a. én exitzone i Danmark, lagermuligheder, transmissions-, distributions- og lagertariffer. Der er endvidere indlagt repræsentation af reservation og handel med kapacitetsprodukter for gastransmission. Modellen indeholder ikke fysisk korrekt repræsentation af gasstrømninger, men kontrolberegninger og anden form for samspil med en mere strømningsægte model er mulig. Sammenknytningen mellem gas- og elsystemerne er primært i form af at kraftvarmeværker er eller kan være aftagere af gas. Gasmængden er ikke fastlagt på forhånd, idet der er substitutionsmuligheder mellem gas og andre brændsler til el- og kraftvarmeproduktion. De anvendte gasmængder fastlægges endogent i modellen, hvor den danske og sydsvenske elproduktion spiller sammen med det nordiske elsystem (og via udveksling af el også med det øvrige Europa). Modellen tillader endogen beregning af investeringer i gaslager- og gastransmissionsfaciliteter, samt investeringer i eltransmissionskapacitet og produktionskapacitet for el og kraftvarme. Rationaliteten i modellen er, at den træffer beslutninger med henblik på at maksimere det samfundsøkonomiske overskud. Modellen indeholder et komplet datasæt svarende til det, der er anvendt i de præsenterede analyser. Det fremlagte datamateriale bygger bl.a. på dataindsamling for året 2004 med bistand fra gasdistributionsselskaberne og Energistyrelsen. Tidsmæssigt er modelanalyser afgrænset til perioden frem til 2025. Der er fokuseret på tre år inden for denne periode: 2005, 2015 og 2025. 2005 repræsenterer i dag (dvs., der anvendes det nyeste datagrundlag), de to øvrige årstal er i overensstemmelse med milepæle i andre fremskrivninger, bl.a. Energistyrelsens En visionær dansk energipolitik 2025. Side 8 af 196
Overordnet omkring gas- og elsystemerne Rapporten beskriver hver af de to delsystemer bl.a. med henblik på at identificere forskelle og ligheder. Der er herunder gjort bl.a. følgende observationer. Omkring forbrugssiden af gas og el: Forbrugene er af samme størrelsesorden Forbrugenes variation over døgnet minder om hinanden Forbrugene adskiller sig med hensyn til temperaturafhængighed, således at gasforbruget er klart mest afhængigt. Forbrugene adskiller sig med hensyn til substitutionsmuligheder, især på langt sigt (over nogle år), hvor substitutionsmulighederne er størst for gas, men for visse forbrugsgrupper (afbrydelige gaskunder) dog også på kort sigt (over timer eller døgn). Omkring elproduktion og gasindvinding: Der er kun ét dansk område med naturgasindvinding, med ilandføring ved Nybro, og ingen andre muligheder (men muligt at importere fra andre lande, evt. ved etablering af yderlige transmissionsmuligheder). Der er kun én leverandør (DONG Energy) til det danske marked via Nybro. Der er mange elproduktionssteder spredt ud over landet, med et ejerskab der for centrale værker er koncentreret på to firmaer, mens decentrale værker har et mere spredt ejerskab. For gasproduktion er omkostningsstrukturen domineret af faste omkostninger For de fleste elproduktionsteknologier er omkostningerne mere ligeligt fordelt mellem faste og variable dele. De kortsigtede marginale produktionsomkostninger for el varierer markant mellem timerne som funktion af den samlede producerede mængde, i modsætning til situationen for gas. Omkring net og transport: Der er relativt ensartede organisatoriske forhold. Udfordringerne for gassystemet synes at være knyttet til den internationale transmission, især i lyset af at udvindingsmulighederne i Nordsøen udtømmes. For elsystemet er udfordringerne også bl.a. knyttet til den internationale transmission, men årsagerne skal bl.a. findes i ændringerne i den indenlandske produktion (vindkraft bl.a.) og forhold omkring markedsmagt. For gas gælder specielt, at der er et koncentreret ejerskab i alle led i kæden fra produktion til forbrug (DONG Energy ejer sørør, lagre og distribution). Omkring lagermuligheder: Der i Danmark lagermulighed for gas i et omfang svarende til 2 måneders vinterforbrug. Lagrene er fordelt på to steder, hhv. i Jylland og på Sjælland. Der er ikke lagermulighed for el på tilsvarende skala i Danmark. Der er, i form af vandmagasiner i Norge, Sverige og (i mindre omfang) Finland, mulighed for indirekte lagring af elenergi svarende til 25 % af det nordiske årsforbrug. Side 9 af 196
Der er mindre/kortvarige lagringsmuligheder for naturgas i form af linepack, men der er ikke nær tilsvarende muligheder for ellagring. Det kan vise sig interessant med etablering af gaslagre i form af LNG; der er ikke for tiden tilsvarende muligheder for ellagring. Lagermuligheden på gassiden i form af linepack er den væsentlige forklaring på, at tidsrummet et døgn har noget nær samme centrale betydning for gassystemet, som tidsrummet en time har for elsystemet. Omkring organisation og marked: Markederne for både gas og el falder hver for sig i to naturlige grupper, med udgangspunkt i at transportarbejdet tages som et naturligt monopol. Der er derfor transmissions- og distributionsselskaber på den ene side, og leverandører, producenter, handelsselskaber og andre kommercielle aktører på den anden. Transmissionssystemerne for både gas og el ejes og drives af Energinet.dk, der sælger transportydelser gennem transmissionssystemerne. I tilfælde af knap transmissionskapacitet er der i gassystemet tale om en rationering baseret på først til mølle-princippet. I elsystemet er der derimod i nordisk regi tale om salg af transportkapacitet i et marked, der er integreret i spotmarkedet. De tekniske betingelser for international handel kan for gas primært sammenfattes i wobbe-indekset og tryk, mens det for el er frekvens og spænding, der er afgørende. Elsamhandelen mod nord og øst er med Nordel-systemet, og mod syd med UCTE-systemet, med lidt forskellige regelsæt. Der er en nogenlunde ensartet organisatorisk opbygning af gas- og elsiderne, men gasmarkedet er mindre udviklet end elmarkedet. Omkring miljø: Miljøforhold for gassystemet som sådan vil ikke have nogen væsentlig betydning for udviklingen af det danske energisystem. Derimod har miljøforholdene for elproduktion afgørende betydning. For så vidt at gas medgår til elproduktion er gassen med i billedet, men det er i denne sammenhæng alene som ét blandt flere brændsler. Omkring forsyningssikkerhed: På kortere sigt (tidsskala et år f.eks.) ses det, at der for gas er nogle få centrale systemkomponenter, der dominerer forsyningen/transmissionen. For søledningen til Nybro kan der måske forventes ét brud pr. 100 år, men med store konsekvenser og lange udbedringstider (1-3 måneder). Der opretholdes en lagerbeholdning til 60 dages gasforbrug ved middelkold vinter. På langt sigt er problemet, at gasressourcen i Nordsøen udtømmes For el gælder der, at der er mange producenter, således at intet enkelt anlæg dominerer produktionen. Også på transportsiden for el er der mange systemkomponenter, med formaskede elnet; men mulighed for spændingskollaps kan true større områder, dog måske ikke så langvarigt. Side 10 af 196
På længere sigt (år) er der ikke væsentlige forsyningssikkerhedsproblemer for el, idet der globalt er store mængder fossile brændsler, og lokalt mulighed for hel eller delvis omstilling til vedvarende energi. På det mellemlange sigt opretholdes en lagerbeholdning på tre måneders brændsel til elproduktion. Sammenlignes gas- og elsystemerne bemærkes det, at forsyningssikkerhedsnormerne i høj grad er kvalitative, og derfor vanskeligt sammenlignelige mellem de to systemer. Der anvendes ikke et mere abstrakt men til gengæld homogent og sammenligneligt forsyningssikkerhedsmål. Simuleringsresultater Modellen er anvendt til analyser og illustrationer, som dokumenteret i hovedrapporten. Der er herunder gennem en række eksempler illustreret, hvorledes modellen håndterer centrale elementer i forhold til drift af systemerne, med vægt på gassystemet. Eksemplerne dækker tilsammen gassens veje gennem systemet, fra produktion (inklusiv eventuel import) til forbrug (inklusiv eventuel eksport). Den fysiske transport repræsenteres i transmissions- og distributionssystemerne, i samspil med den tidsmæssige sammenbinding, der sker i gaslagrene. Eksemplerne omfatter bl.a. driftssituationer, endogene investeringer og tarifstrukturer. Et væsentlig element er dannelsen og fortolkningen af priser. Priser i modellen kan opfattes som resultat af en markedsclearing. Der er i modellen eksplicit gjort en antagelse om, at alle relevante markeder er perfekte, og under denne antagelse fremstår der priser, der bl.a. afspejler reelle omkostninger eller betalinger for knappe ressourcer. Et eksempel på sidstnævnte er transmissionskapacitet i gassystemet, der ikke under alle forhold er tilstrækkelige til at forhindre dannelsen af flaskehalse. Prisdannelsen sker principielt på samme måde for el og gas, idet de væsentlige forklarende elementer i markedsclearingen i modellen er kapaciteter og omkostningselementer. En væsentlig pointe i projektets modellering er, at markedsclearingen sker simultant for el og gas. Blandt de gjorte observationer i forhold til driftssituationer kan der nævnes følgende. De kortsigtede marginalomkostninger for gasproduktion. Det er langt vanskeligere for gasproduktion end for elproduktion at estimere en omkostningsbestemt variabel produktionsomkostning, bl.a. fordi at for gasproduktion er den variable omkostning relativt lille i forhold til den faste omkostning, og fordi at gasresurser er udtømmelige, og at der derfor vil indgå et element af afvejning mellem salgspris i dag og salgspris i fremtiden ved fastlæggelsen af gassalgsprisen. Der opereres derfor mere hensigtsmæssigt med en gasminimumspris, hvis størrelse postuleres. Variationer i denne pris slår kraftigt igennem som variationer i gasprisen (inklusiv knaphedsbetalinger) an forbruger, især om sommeren. Side 11 af 196
Gasproduktionskapacitet. Der er begrænset produktionskapacitet for gas i Nordsøen. Gasprisen an forbruger dannes som netop nævnt i en kombination af gasminimumspris og knaphedsbetaling. Produktionskapaciteten viser sig at være begrænsende i vinterhalvåret, således at gasprisen an forbruger i sommerhalvåret primært bestemmes af gasminimumsprisen, mens den om vinteren får et tillæg, der bestemmes som knaphedsbetalingen for produktionskapacitet. Gaspriser på markederne i Holland og Tyskland er af indlysende årsager direkte medbestemmende for gasimport og eksport. Da der er begrænsede kapaciteter for import og eksport, slår priserne mindre direkte igennem i den danske exitzone. Lagermulighederne for gas i det danske system svarer til cirka to måneders dansk gasforbrug. Denne størrelse rækker ikke til at sikre, at gaspriserne an forbruger er ens over året. Der således højere priser om vinteren og lavere priser om sommeren. Udbygning af lagerkapaciteten vil reducere denne forskel. Gaspriserne an forbruger er således bestemt af en række forhold, der omfatter kapaciteter, omkostninger og knaphedsbetalinger i gassystemet. Imidlertid spiller forbrugs-/efterspørgsels-siden også ind. Specielt vil knaphedsbetalingerne variere med variationer i efterspørgselssiden, idet en højere og mere betalingsvillig efterspørgsel vil drive knaphedsbetalingen i vejret, som led i at sikre, at den eksisterende kapacitet netop anvendes af de mest betalingsvillige købere. Elpriserne afhænger af gaspriserne an forbruger. Men i det nordiske system har mængden af tilgængelig vandkraft den absolut dominerende indflydelse, med CO2-prisen som nummer to. Indflydelsen af gasprisen (gasminimumsprisen) er derimod ubetydelig. Modellens muligheder for at foretage endogene investeringer er anvendt til at belyse aspekter af langsigtet forsyningssikkerhed. Den langsigtede forsyningssikkerhed omhandler kapaciteterne i systemerne. I relation til det danske gassystem betyder forsyningssikkerhed således, at der er tilstrækkelig tilgængelighed af gas til at forsyne det danske marked. Der er her tale om investeringer, som øger den årlige gasmængde, der kan indføres til det danske system (f.eks. rørledninger til gasfelter eller tilstødende gassystemer, eller kompressorstationer). Der er også relevant at betragte investeringer i relation til netkapacitet og systemintegritet, dvs. investeringer som sikrer, at gasressourcer, der i forvejen er tilgængelige, kan leveres, når der er behov for det (f.eks. gaslagre eller ledningsdublering). Da gassens anvendelse i elproduktion tegner sig for en betragtelig del af det samlede brændselsforbrug, er der her en klar implikation også for elforsyningssikkerhed. Der er analyseret investeringer i kraftværkskapacitet som led i sikring af tilstrækkelighed i elsystemet. Aspekter af forsyningssikkerhed for gas, forstået som adgang til gasforsyning til Nybro, er undersøgt på den måde, at der er defineret et lille antal muligheder, hvorimellem modellen kan vælge. Stort set alle de definerede muligheder findes attraktive. Så snart det Side 12 af 196
kan realiseres i modellen, udvides således kapaciteten for entry til det danske marked betragteligt. Den første investering sker i 2015, hvor der etableres en forbindelse fra Europipe II i Nordsøen direkte til Danmark. Samtidig udvides eksportkapaciteten til Sverige via kompressorstationen i Danmark. Der bygges herefter i 2025 en yderligere forstærkning af tilstrømningskapacitet ved en forbindelse fra de norske sørør og til den eksisterende forbindelse fra det danske Syd Arne felt til Nybro. Der investeres i beskedent omfang i gaslagerkapacitet (i Sverige, baseret på LNG). På elsiden ses der betydelige investeringer over perioden til 2025. En del kan tilskrives, at eksisterende kraftværkskapacitet gradvis udfases, men andelen af gasfyret kapacitet øges i det nordiske system; udtagelsen er kernekraft, hvilket i modellen kun tillades etableret i Finland. Gaskraft er altså økonomisk attraktiv, og den bliver i højere grad en del af grund- og mellemlastkapaciteten i elsystemet, hvilket bl.a. kan observeres af en stigende benyttelsestid for gasfyrede enheder. En væsentlig pointe fra analyserne er, at investeringerne på gas- og el-siderne er gensidigt afhængige. Udbygningen med gasfyret el- og kraftvarmekapacitet er således ikke mulig uden tilførslen af ny gas, idet forsyningen fra de danske områder forventes af toppe år 2010 eller kort derefter. Omvendt er en del af økonomien i sikring og udbygning af gastilførsel båret af den øgede gasafsætning til el- og kraftvarmeproducerende enheder. Modellens mulighed for at analysere tarifstrukturer er benyttet i forhold til tarifferne for gastransmission. I gassystemet håndteres transmissionskapaciteterne ved et reservationssystem, hvor aktørerne mod betaling af en på forhånd fastlagt tarif kan bestille kapacitet, så længe der er ledig kapacitet at købe. I modsætning hertil håndterer elsystemets spotmarked transmissionskapaciteterne mellem Nord Pool spots prisområder som en integreret del af prisdannelsen i spotmarkedet; dette vil ofte opfattes som resulterende i effektiv udnyttelse af transmissionskapaciteten. Tariffer i et transmissionssystem har til formål at fordele den eksisterende kapacitet på en effektiv måde blandt markedsaktørerne, men derudover også at dække omkostningerne til investering og drift af systemet. Det samfundsøkonomiske perspektiv i tarifstrukturen er, at kun ved korrekt at afspejle omkostningerne i transmissionssystemet kan tarifferne give korrekte incitamenter til såvel drift af energisystemet (f.eks. valg mellem gas og andet brændsel i spidssituationer) som investeringer i energisystemet (f.eks. lokalisering af et nyt elproducerende anlæg i forhold til transmissionsbegrænsninger). For at belyse disse aspekter og illustrere modellens muligheder er der gennemført beregninger vedrørende gastransmission under forskellige forudsætninger. Der tages udgangspunkt i de eksisterende tariffer (hvor kapacitetsbetalingen udgør cirka ¾), hvorefter der defineres alternativer. Hovedvariationerne vedrører en anderledes vægtning mellem betaling for kapacitet og volumen. Der er bl.a. gjort følgende observationer i relation til de gennemførte simuleringer. Side 13 af 196
Det er bemærkelsesværdigt, at det årlige gasforbrug er stort set uafhængigt af tarifstrukturen. Derimod sker der en forskydning, således at de højeste forbrugstoppe reduceres ved kapacitetstunge tariffer. Modstykket til gasforbrugsmængderne er gaspriserne an forbruger. Disse er som forventeligt fladere for de volumentunge tariffer, hvilket specielt ses under forbrugsspidserne. Konsekvenserne for gasforbruget til el- og kraftvarmeproduktion er ubetydelige, og heller ikke for elpriserne er der i praksis nogen indflydelse fra tarifstrukturerne. Det er forsøgt i definitionen af de alternative tarifsystemer at ramme niveauer, som så nogenlunde skulle give sammenlignelige tarifindtægter. Det viser sig da også, at der er relativt lille forskel mellem indtægterne i de analyserede tarifsystemer, idet der kun er cirka 15 % mellem yderpunkterne. De tarifsystemer, der har størst vægt på kapacitetsbetaling, også er dem, der giver de største indtægter. Konklusion Gas- og elsystemerne er naturligvis forskellige, for så vidt at deres basale fysiske forhold med indhold af hhv. gasmolekyler og elektroner betinger det. Systemerne har dog også en lang række fællestræk, ikke mindst i relation til egenskaber, der beskrives i økonomiske, markedsmæssige og organisatoriske termer. Det giver derfor god mening at forsøge at samtænke systemerne, som det er forsøgt i dette arbejde. Grundlaget for videre analyser af kvantitativ natur er lagt med udviklingen af en numerisk model, der repræsenterer gas- og elsystemerne. Fokus i modellen er på økonomiske og markedsmæssige forhold. I forlængelse af de præsenterede analyseresultater kan det konkluderes, at det udviklede modelværktøj er i stand til at repræsentere en række af de centrale virkningsmekanismer i gas- og elsystemerne og i deres samspil. Det har således været muligt at illustrere og graduere den gensidige afhængighed. Det er således bl.a. observeret, at investeringer i transmissionskapacitet for gas og investeringer i produktionskapacitet for el- og kraftvarme et stykke ad vejen gensidigt betinger hinanden. Omvendt er det vist, at der er betydelige frihedsgrader for fastlæggelsen af gastransmissionstariffer uden væsentlig betydning for elpriserne. Det udviklede modelapparat repræsenterer således væsentlige sammenhænge i gas- og elsystemerne. I videre arbejde vil det kunne anvendes til videre belysning af relevante aspekter. Eksempelvis kan nævnes detaljerede selskabs- og samfundsøkonomiske analyser af den decentrale naturgasfyrede kraftvarme på baggrund af sammenhængen mellem elmarkedet, afgiftstrukturer, gaspriser, gastariffer mv.; mere detaljeret vurdering af en markedsbaseret gaspris i Danmark; og videreudvikling til yderligere konsekvensvurdering af infrastrukturinvesteringer på både el- og gasmarkederne. Side 14 af 196
KAPITEL 1. INTRODUKTION SOM INTRODUKTION TIL PROJEKTET GIVES HER EN KORT BESKRIVELSE AF DETS BAGGRUND OG PROBLEMSTILLINGER. DESUDEN BESKRIVES PROJEKTETS GENNEMFØRELSE, OG DER GIVES EN OVERSIGT OVER PROJEKTRESULTATERNE. 1.1. Projektets baggrund Baggrunden for projektet er liberaliseringen af energimarkederne, og en øget fokus på sammenhængen mellem de forskellige forsyningsformer, specielt de ledningsbundne. Udviklingen mod liberaliseringen af energimarkederne er et fællestræk for de europæiske lande, om end der er indbyrdes forskelle. Liberaliseringen forløber tildels parallelt på elog gasmarkederne, men er dog i almindelighed længere fremskredet på elmarkedet end på gasmarkedet. Processerne forløber relativt uafhængigt mellem de to markeder, og der har traditionelt ikke været nogen særlig koordineret vurdering af f.eks., om der derfor vil kunne opstå uhensigtsmæssigheder i det samlede forløb, ej heller har der været en strategi for, hvorledes det i givet fald sikres, at processen ikke forløber konfliktfyldt. Betydningen af el for et samfund som det danske er alment anerkendt og behøver ingen motivation her. Hvad angår gas observeres der internationalt, og ikke mindst i EU-landene, en stigende betydning. For EU-landene giver dette anledning til bekymring for forsyningssikkerheden på grund af den høje og stigende importandel af gassen. Dette gælder den langsigtede forsyningssikkerhed, men også på den korte bane er den høje importandel bekymrende, som illustreret ved mulighederne for afbrydelse af forsyningerne fra Rusland omkring de seneste to nytår i forbindelse med betalingsstridighederne mellem Rusland og henholdsvis Ukraine og Hviderusland. Et andet eksempel på storpolitiske interesser er diskussionerne omkring anlæg af en ny gasledning mellem Rusland og Tyskland, hvor tanken er at linieføringen er gennem Østersøen, og dermed uden om Polen, som derfor vil miste såvel en forsyningsmulighed som politisk indflydelse. Disse internationale aspekter er i stigende grad relevante for Danmark, i takt med at ressourcerne i Nordsøen udtømmes. Gas spiller en stor rolle som primær energikilde for elproduktion i Danmark, med en andel på en fjerdedel. Såvel gasforsyning som elproduktion er underlagt en række tekniske bindinger, bl.a. i forhold til transmissionen, og driften af de to delsystemer vil derfor gensidigt påvirke hinanden. Den økonomiske sammenhæng er indlysende. Dette spiller igen videre til og sammen med miljømæssige, organisatoriske og reguleringsmæssige forhold. Samspillet mellem gas- og elsystemerne vedrører derfor klassiske problemfelter og emner. Side 15 af 196
Til trods for den åbenlyse afhængighed mellem gas- og elsystemerne, har der i Danmark såvel som internationalt været en vis tradition for, at de to systemer håndteres og analyseres relativt særskilt. Det er således almindeligt, at der er forskellige systemansvarlige selskaber for hhv. gas og el. Dette var også tilfældet i Danmark, da projektet blev formuleret i sommeren 2004, hvor Eltra og Elkraft System var systemansvarlige for elsystemerne hhv. vest og øst for Storebælt, mens Gastra var systemansvarlig for gas. Et halvt års tid inde i projektforløbet blev disse selskaber samlet i Energinet.dk. Den historiske adskillelse har bl.a. udmøntet sig i forskellige analysetraditioner og beregningsværktøjer. Der er gode teknisk-fysiske grunde til, at et el-beregningsværktøj ikke egner sig til beregninger på gasstrømninger, og omvendt. Men den traditionelle organisatoriske adskillelse har formentlig været med til at hæmme udbredelsen af integrerede analyseredskaber. Behovet for sådanne analyseværktøjer er vokset som følge af liberaliseringen i både el- og gassektoren og som følge af den fortsat stigende anvendelse af naturgas til el- og kraftvarmeproduktion. 1.2. Projektets overordnede problemstillinger Kortfattet udtrykt er projektets fokus de udfordringer, der er knyttet til samspillet og den gensidige afhængighed mellem to ledningsbårne energiforsyningssystemer. Og projektets metode er at tilvejebringe og anvende et kvantitativt analyseredskab til at belyse disse udfordringer. Formålet med projektet blev på denne baggrund fastlagt til at identificere hvilke specielle forhold, der knytter sig til den gensidige afhængighed mellem de ledningsbundne energiforsyningsformer, primært gas og el. Fokus er specifikt på betydningen for de ovennævnte problemstillinger for forsyningssikkerhed, kapacitetsudbygning og efficiens. Projektet tilstræber at behandle forsyningssystemerne ligeværdigt. De forskelle, der eksisterer mellem de forskellige forsyningssystemer med hensyn til analysetradition, art og detaljeringsgrad af tilgængelige data m.v. udgør derfor en speciel udfordring. Dette projekt adskiller sig således fra tidligere projekter ved, at gassens særlige forhold bliver eksplicit inddraget i analyserne. Det bemærkes, at fjernvarme, som en ledningsbundet energiforsyningsform med stærk tilknytning til såvel gas- som elsystemerne, naturligt kan betragtes som hørende hjemme i projektet. Når fjernvarmen alligevel er nedtonet i projektet, skyldes det, at vægten i den tekniske analyse og modellering af ledningsnet lægges på transmissionsniveauet. Da distributionsnettet således ikke medtages i hverken gas, el eller fjervarme, optræder der heller ikke i analysen noget fjernvarmenet. Dette betyder dog ikke, at fjernvarmen er negligeret, idet den medtages i form af repræsentation af kraftvarmeværker, og varmeforbrugerne i fjernvarmesystemet indgår som aftagere af den producerede varme. Et andet formål med projektet var at sikre en bedre forståelse for den tekniske baggrund og de konkrete problemstillinger, der er til stede i hver af de analyserede sektorer. Side 16 af 196
Historisk har de to sektorer været analyseret separat, og det er derfor nødvendigt, at analysen opfanger alle væsentlige detaljer og forskelle, der eksisterer mellem eksempelvis el- og gassektoren. Der skulle derfor i projektet opbygges datasæt og analyseværktøjer, og de skulle anvendes til at analysere nøgleudfordringer i samspillet og den gensidige afhængighed mellem gas- og elsektoren i Danmark. På denne baggrund kan projektets problemformulering sammenfattes således: Hvilke specielle (teknisk/fysisk/økonomisk begrundede) forhold knytter der sig til afhængigheden mellem de nævnte ledningsbundne energiforsyningssystemer? Hvorledes vil sådanne forhold influere på centrale fokuspunkter som kapacitetsudbygning, forsyningssikkerhed (kort og lang sigt), prisvariationer og effektivitet? Hvorledes vil ovenstående påvirkes af rammebetingelser for sektoren i form af tariffer, skatter og afgifter? En præcisering af projektets fokus findes i Kapitel 3. 1.3. Projektets gennemførelse Projektet er udført under Energistyrelsens energiforskningsprogram EFP05. Det er gennemført i perioden fra foråret 2005 til foråret 2007. Projektgruppen har haft deltagere fra Danmarks Tekniske Universitet, Risø, Dansk Gasteknisk Center, Rambøll, EA Energianalyse, Energinet.dk, og RAM-løse edb (projektledelse). De deltagende personer har primært været Lars Bregnbæk (DTU), Peter Meibom og Frits Møller Andersen (Risø), Bent Karll og Henrik Iskov (DGC), Per Jørgensen og Stefan Schaar Kruse (Rambøll), Hans Henrik Lindboe (EA), Peter Børre Eriksen, Bjarne Donslund, Jonas Clement Gonge Svendsen, Zbigniew Pisarski (Energinet.dk), Jess Bernt Jensen (PricewaterhouseCoopers), og Hans Ravn (RAM-løse edb). Projektet er så vidt vides det første af sin art, hvor gennemførelsen sker som et samarbejde mellem systemoperatøren for både gas- og el-sektoren og en række sektorrelaterede forskningsinstitutioner. Det er endvidere første gang, systemoperatøren optræder som selvstændig legal statsejet enhed. Projektets teoretiske grundlag kombinerer scenarieanalyser, offentlig økonomi og industriøkonomi, matematisk og numerisk modellering. Projektets metode er i overensstemmelse med ovenstående en kombination af modellering af energi- og netteknologi, modellering af aktøradfærd, og scenarieanalyser. Analyserne opbygges case-orienteret, dvs., med udgangspunkt i aktuelle problemstillinger ved at foretage scenarieanalyser med en beregningsmodel på empirisk og teknisk-økonomisk grundlag. Side 17 af 196
Modelleringen er aktørbaseret, idet et centralt punkt i projektet er at forstå sammenhængen mellem de enkelte markedsaktørers handlinger (baseret på økonomiske kriterier) og det samlede systems udformning og funktion. Modelleringen kan derfor afspejle økonomiske forhold for centrale markedsaktører, og forskellige rammebetingelser i form af bl.a. tariffer er indarbejdet. På denne baggrund kan incitamenterne til investeringer i f.eks. grund- og spidslastanlæg vurderes i fremskrivninger til år 2010 og 2025. Fremskrivningerne er baseret på scenarieteknikker, hvor der genereres et (mindre) antal mulige fremtidsbilleder. For hvert enkelt scenarie er der udviklet et konsistent sæt af udviklingsforløb for centrale forudsætninger som f.eks. regelsæt, brændselspriser, forbrugsudvikling, udviklingen i nabolandenes el- og gassystemer (tilknytningspunkter og kapaciteter til Danmark, prisbilleder) m.v. På denne baggrund er drifts- og investeringsforhold analyseret ved hjælp af modelværktøjet, og konsekvenser er beregnet. Den detaljerede kvantitative analyse er gennemført i en numerisk model. Der er i projektet opbygget en model af det sammenhægende indvindings-, produktions-, transmissions- og forbrugssystem for gas og el (fjernvarmenettene modelleres som nævnt ikke eksplicit, men indgår via kraftvarmeværkerne som gasforbrugere og elproducenter). Det er forsøgt sikret, at der er opnået en balanceret detaljeringsgrad i modelleringen af de to delsystemer. Hovedvægten i projektet har ligget på de konkrete analyser og dertil hørende aktiviteter, og der er for at tilgodese dette sket en betragtelig modeludvikling med udgangspunkt i Balmorel-modellen. Model, data og modelresultater er dokumenteret og offentliggjort for at sikre gennemsigtighed. Modelleringen fokuserer på det danske system. De internationale aspekter er inddraget i det omfang og på den måde, det er fundet hensigtsmæssigt af hensyn til definition af randbetingelser. Det nordiske elmarked er beskrevet endogent i modellen, mens det internationale gasmarked er beskrevet ved entry/exit-punkterne til Danmark, hver beskrevet ved kapacitets- og prisforhold. Tidsmæssigt er undersøgelsen afgrænset til perioden frem til 2025. Der er fokuseret på tre år inden for denne periode: 2005, 2015 og 2025. 2005 repræsenterer i dag (dvs., der anvendes det nyeste datagrundlag), de to øvrige årstal er i overensstemmelse med milepæle i andre fremskrivninger, bl.a. Energistyrelsens En visionær dansk energipolitik 2025 (www.end.dk/sw45926.asp).. 1.4. Oversigt over projektresultaterne Projektets resultater til videreformidling er hovedsagelig af to typer. Der er dels det skriftlige materiale, dels en numerisk model med tilhørende data for beregninger på det Side 18 af 196
samlede gas- og elsystem. Der har desuden ved afslutningen af projektet været afholdt et seminar; resultaterne herfra er indarbejdet i rapporten. Der er i rapporten lagt relativ stor vægt på gas-perspektivet. Begrundelsen er, at elperspektivet i andre sammenhænge er analyseret og dokumenteret ret omfattende ved lignende metoder som anvendt her. Rapporten Rapporten består af 10 kapitler. De kan inddeles i tre hovedgrupper. Kapitel 2 giver en bred, introducerende beskrivelse af gas- og elsystemerne, dækkende tekniske, økonomiske og organisatoriske aspekter og på denne baggrund præciseres i kapitel 3 de specifikke problemstillinger, der er taget op i projektet. De efterfølgende kapitler giver på denne baggrund en fremstilling af hvorledes problemstillingerne er grebet an: o Kapitel 4 redegør for analysebegreber og metoder o Kapitel 5 beskriver analyseværktøjerne, der er udviklet og anvendt o Kapitel 6 beskriver dataindsamlingen, primært vedrørende gassiden o Kapitel 7 beskriver de specifikke scenarieforudsætninger. De næste tre kapitler indeholder modelmæssige analyser af specifikke problemstillinger: o Kapitel 8 giver via en række følsomhedsanalyser m.v. indsigt i de vigtigste sammenhænge i virkeligheden og i modellen o Kapitel 9 handler om investeringer og langsigtet forsyningssikkerhed o Kapitel 10 behandler incitamentsstrukturer i gassystemet, herunder tariffer Der er ud over denne rapport udarbejdet diverse bilag af mere teknisk karakter. Bilagene kan fås via hjemmesiden www.balmorel.com. Model og data Det har været prioriteret, at modelfunktionalitet og modeldata så vidt muligt er fuldt dokumenterede, transparente, og almindeligt tilgængelige. Dette er bl.a. tilgodeset ved at modellen er implementeret i et modelleringssprog. Det medfører, at enhver interesseret kan anvende modellen (forudsat det nødvendige program, GAMS, er tilgængeligt), og dette tillader endvidere, at såvel funktionalitet som data kan ændres efter brugerens forgodtbefindende og muligheder. Modellen indeholder et komplet datasæt svarende til det, der er anvendt i de præsenterede analyser. Det fremlagte datamateriale bygger bl.a. på dataindsamling for året 2004 med bistand fra gasdistributionsselskaberne og Energistyrelsen. Modellen og data kan fås via hjemmesiden www.balmorel.com. Side 19 af 196
Simuleringsresultater Modellen er anvendt til analyser i Kapitel 8, Kapitel 9 og Kapitel 10, der tilsammen illustrerer, hvorledes modellen håndterer centrale elementer i forhold til drift af systemerne, med vægt på gassystemet. Eksemplerne dækker tilsammen gassens veje gennem systemet, fra produktion (inklusiv eventuel import) til forbrug (inklusiv eventuel eksport). Den fysiske transport repræsenteres i transmissions- og distributionssystemerne, i samspil med den tidsmæssige sammenbinding, der sker i gaslagrene. Eksemplerne omfatter bl.a. driftssituationer, endogene investeringer og tarifstrukturer. Et væsentlig element er dannelsen og fortolkningen af priser. Priser i modellen kan opfattes som resultat af en markedsclearing. Der er i modellen eksplicit gjort en antagelse om, at alle relevante markeder er perfekte, og under denne antagelse fremstår der priser, der bl.a. afspejler reelle omkostninger eller betalinger for knappe ressourcer. Et eksempel på sidstnævnte er transmissionskapacitet i gassystemet, der ikke under alle forhold er tilstrækkelige til at forhindre dannelsen af flaskehalse. Konklusion Gas- og elsystemerne er naturligvis forskellige, for så vidt at deres basale fysiske forhold med indhold af hhv. gasmolekyler og elektroner betinger det. Systemerne har dog også en lang række fællestræk, ikke mindst i relation til egenskaber, der beskrives i økonomiske, markedsmæssige og organisatoriske termer. Det giver derfor god mening at forsøge at samtænke systemerne, som det er forsøgt i dette arbejde. Grundlaget for videre analyser af kvantitativ natur er lagt med udviklingen af en numerisk model, der repræsenterer gas- og elsystemerne. Fokus i modellen er på økonomiske og markedsmæssige forhold. I forlængelse af de præsenterede analyseresultater kan det konkluderes, at det udviklede modelværktøj er i stand til at repræsentere en række af de centrale virkningsmekanismer i gas- og elsystemerne og i deres samspil. Det har således været muligt at illustrere og graduere den gensidige afhængighed. Det er således bl.a. observeret, at investeringer i transmissionskapacitet for gas og investeringer i produktionskapacitet for el- og kraftvarme et stykke ad vejen gensidigt betinger hinanden. Omvendt er det vist, at der er betydelige frihedsgrader for fastlæggelsen af gastransmissionstariffer uden væsentlig betydning for elpriserne. Side 20 af 196