Til Energistyrelsen Beregninger til Energistyrelsen om intakt forsyningssikkerhed (effekttilstrækkelighed) ifølge FSImodellen i 2020, 2025, 2035 og 2050 27. november 2013 APJ/ Dette notat beskriver i korthed forudsætninger, metode og resultater for beregninger lavet 12. november 2013 med den såkaldte FSI-model for 2020 og 2025 samt Energistyrelsens scenarier for 2035 og 2050. Beregningerne er input til Elanalysen "Elnettets funktionalitet". 1. Overordnet Opdraget for de beskrevne undersøgelser har været at undersøge hvor megen pålidelig termisk kapacitet, der skal lægges til for at opretholde en intakt forsyningssikkerhed (effekttilstrækkelighed) i 2020 og 2025 samt Energistyrelsens scenarier for 2035 og 2050 ifølge FSI-modellen 1. FSI-modellen er oprindeligt udviklet ca. 2011 af Energistyrelsen, men er i denne analyse kraftigt modificeret af Energinet.dk. Modellen er regnearksbaseret og tager udgangspunkt i forbrugs-, vind- solprofiler fra 2010-12. Både udbuds- og efterspørgselssiden modificeres efter de anvendte forudsætninger til at simulere et fremtidigt år. De deterministiske værdier overlejres desuden med stokastiske udfald bestemt af givne sandsynligheder. Der gennemløbes et antal gennemregninger, så der beskrives en form for gennemsnitssituation. Det er ikke hensigten at beskrive FSI-modellen i mindste detalje, og der henvises til granskning af en konkret udgave af modellen for dens nærmere virkemåde. Der findes desuden en overordnet beskrivelse af FSI-modellen i Elanalysens hovedrapport. 1 2020 og 2025: Z:\Udvikling\Strategisk Planlægning\FSI Model\Elanalyse 2013-11- 12\ 2013-09-27 FSI-model - VOLL-beregninger med blackout (Elanalyse version).xlsm og Scenarier 2035 og 2050: Z:\Udvikling\Strategisk Planlægning\FSI Model\Elanalyse 2013-11-12\ 2013-09-27 FSI-model - Sigurds scenarier 25-10-2013.xlsm Dokument: 13/80426-8 1/13
2. Forudsætninger For 2020 og 2025 beregningerne tages udgangspunkt i Energistyrelsens og Energinet.dk's fremskrivninger af kraftværkssituationen og Energinet.dk's analyseforudsætninger 2013. De enkelte forudsætninger fremgår af tidligere nævnte model-regneark for FSImodellen. 2.1 Elforbrug i 2020 og 2025 Der tages udgangspunkt i Energinet.dk's analyseforudsætninger 2013 for udviklingen i elforbrug for 2020 og 2025. Udviklingen fremgår af nedenstående tabel. År Klassisk forbrug Individuelle varmepumper Elbiler Total vest øst vest øst vest øst vest øst 2013 20.501 13.876 185 126 3 2 20.689 14.003 2020 20.712 14.124 352 240 89 60 21.153 14.425 2025 20.930 14.258 465 317 230 157 21.625 14.731 I analyseforudsætningerne omregnes stigningen i elforbrug til nedenstående stigninger i effektforbruget, der er input til FSI-modellen. Indeksværdierne for de specifikke år i FSI-modellen er følgende (2012=1): Effektforbrug 2013 2020 2025 Vestdanmark 1,005 1,024 1,042 Østdanmark 1,007 1,034 1,051 2.2 Elforbrug i scenarier for 2035 og 2050 Der tages udgangspunkt i følgende forudsætninger for forbrug, hvor tabellerne er listet under hinanden, da hvert scenarie har mange forbrugstyper. Andel fleksibelt forbrug 0% 0% 0% 0% 0% Ikke fleksibelt 100% 100% 100% 100% 100% enhed: TWH Klassisk Elbiler Varebiler (el) Busser (el) MC (el) Vind2035 30,57 1,78 0,64 0,08 0,03 Vind2050 29,11 7,14 2,55 0,32 0,10 Biomasse2035 30,57 1,68 0,32 0,00 0,03 Biomasse2050 29,11 6,70 1,28 0,00 0,10 Bio+2035 30,57 0,08 0,00 0,00 0,00 Bio+2050 29,11 0,32 0,00 0,00 0,00 Brint2035 30,57 1,68 0,80 0,08 0,03 Brint2050 29,11 6,70 3,19 0,32 0,10 Dokument: 13/80426-8 2/13
Andel fleksibelt forbrug 0% 100% 0% 100% 100% 100% 100% Ikke fleksibelt 100% 0% 100% 0% 0% 0% 0% enhed: TWH Tog (el) Brintfabrik Øvr. Brænselsfabrikker VP (fjervarme) VP (industri) Elkedler (industri) VP (individuel) Vind2035 1,01 5,44 2,59 1,32 0,37 0,14 3,16 Vind2050 1,25 20,05 9,87 1,83 0,90 1,35 3,68 Biomasse2035 1,01 0,00-0,17-2,41 0,36 0,16 3,16 Biomasse2050 1,25 0,00-1,17 2,41 0,86 0,01 3,68 Bio+2035 0,93 0,00-0,20-2,82 0,07 0,00 0,97 Bio+2050 0,93 0,00-1,28 0,55 0,26 0,00 1,88 Brint2035 1,01 7,56 2,65 1,33 0,36 1,02 3,16 Brint2050 1,25 29,72 10,10 2,67 0,94 3,60 3,62 enhed: TWH Totalt forbrug Totalt forbrug fratrukket fleksibelt forbrug Vind2035 47,13 37 Vind2050 78,17 50 Biomasse2035 34,70 33 Biomasse2050 44,23 37 Bio+2035 29,61 31 Bio+2050 31,77 29 Brint2035 50,25 37 Brint2050 91,34 51 Ud fra "Totalt forbrug fratrukket fleksibelt forbrug" giver dette for de relevante scenarier og år følgende indeksværdier i FSI-modellen (2012=1): Effektforbrug Vestdanmark Østdamark 2012 1,00 1,00 Vind2035 1,06 1,06 Vind2050 1,45 1,45 Biomasse2035 0,96 0,96 Biomasse2050 1,07 1,07 Bio+2035 0,90 0,90 Bio+2050 0,84 0,84 Brint2035 1,06 1,06 Brint2050 1,46 1,46 Ref2035 1,23 1,23 Ref2050 1,24 1,24 Stigningen i elforbrug for referencescenarierne er taget fra Energinet.dk's analyseforudsætninger 2013. 2.3 Produktionskapaciteter i 2020 og 2025 Dokument: 13/80426-8 3/13
2.3.1 Termisk kapacitet Energistyrelsen og Energinet.dk har fremskrevet indenlandsk produktionskapacitet til 2020 og 2025, bl.a. baseret på udmeldinger fra ejerne, samt formodninger om den fortsatte udfasning af central og decentral kapacitet. Nedenstående tabel viser den aggregerede termiske kapacitet i henholdsvis Vest- og Østdanmark. Den termiske kapacitet er desuden opdelt i centrale og decentrale værker. Kapacitet 2020 Kapacitet 2025 Centrale værker 2.150 MW i vest 2.000 MW i øst 1.750 MW i vest 1.850 MW i øst Decentrale værker 1.270 MW i vest 315 MW i øst 985 MW i vest 200 MW i øst 2.3.2 Vindkraft og solceller Der tages udgangspunkt i Energinet.dk's analyseforudsætninger 2013 for udviklingen i landvind, havvind og solceller for 2020 og 2025. Udviklingen omregnes til indeksværdier for de specifikke år i FSI-modellen (2012=1), men er for forståelsens skyld vist som MW i nedenstående tabel: Vindkraft og solceller (MW) 2013 2020 2025 Vestdanmark: Havvind (inkl. kystnære) 483 1.493 1.893 Østdanmark: Havvind (inkl. kystnære) 429 1.279 1.279 Vestdanmark: Landvind 2.665 2.482 2.582 Østdanmark: Landvind 577 502 552 Vestdanmark: Solceller 239 650 922 Østdanmark: Solceller 92 250 354 Det er vigtigt at påpege, at vurderingen af antallet af solceller reelt stammer fra ultimo 2012. 2.4 Produktionskapaciteter i scenarier for 2035 og 2050 Der tages udgangspunkt i scenariernes elkapacitet fordelt på vindkraft, solceller, centrale og decentrale anlæg. Dokument: 13/80426-8 4/13
Enhed: MW Landvind Havvind Solceller Affalds KV DKV IKV CKV Vind2035 3500 5000 1000 319 1026 410 1421 Vind2050 3.000 14.500 2000 366 684 305 0 Biomasse2035 3500 3500 1000 319 684 656 2776 Biomasse2050 3.500 5000 2000 366 684 516 2040 Bio+2035 3500 2100 750 319 864 656 2776 Bio+2050 3.500 2500 1000 366 864 516 2400 Brint2035 3500 6000 1000 319 684 445 1421 Brint2050 2.500 18.500 2000 366 684 445 0 Ref2035 3150 2000 800 319 1425 712 2776 Ref2050 3.500 5000 800 366 1425 488 1575 Alle anlæg er antaget at være fordelt med samme fordeling mellem Vest- og Østdanmark som i dag. Dvs. hvis ¾ af solcellerne i dag er opsat i Vestdanmark, forventes ¾ af solcellerne i 2050 også at være sat op i Vestdanmark. Tilsvarende for andre typer anlæg. 2.5 Udvekslingsforbindelser De anvendte udvekslingsforbindelser følger Elanalysens bedste bud og svarer med undtagelse af vestkystprojektet mellem Jylland og Tyskland til Energinet.dk s analyseforudsætninger 2013. Der er ikke antaget nogen udvikling i udlandsforbindeler fra 2035 til 2050. Der er antaget samme udlandsforbindelser for alle scenarier i 2035 og 2050. Udlandsforbindelser [GW] 2013 2020 2025 2035 2050 Eksport Import Eksport Import Eksport Import Eksport Import Eksport Import Østdanmark - Sverige (Øresund) 1,7 1,3 1,7 1,3 1,7 1,3 1,7 1,7 1,7 1,7 Østdanmark - Tyskland (Kontek) 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 Østdanmark - Tyskland (Kriegers Flak) 0 0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 Vestdanmark - Norge (Skagerrak) 1 1 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 Vestdanmark - Sverige (Konti-Skan) 0,74 0,68 0,74 0,68 0,74 0,68 0,74 0,68 0,74 0,68 Vestdanmark - Tyskland 1,78 1,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 Vestdanmark - Holland (COBRAcable) 0 0 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 Vestdanmark - England 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Vestdanmark - Østdanmark 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 2.6 Havarisandsynligheder Fluktuerende produktion som vindkraft og solceller følger historiske vind- og solprofiler, der skaleres til den forudsatte installerede kapacitet. De termiske kraftværker og udlandsforbindelser modelleres med følgende havariprocenter og revisionsperioder: Dokument: 13/80426-8 5/13
Havari-sandsynlighed Centrale værker Udlands-forbindelser Decentrale værker 8% og revision 5 % for AC og 8 % for DC. 8% og revision på ca. på ca. 1 måned Herudover er der risiko for, 5 uger at der ikke er tilstrækkelig effekt i nabolandet Kraftværkerne kan således være ude, enten pga. tilfældigt havari eller pga. planlagt revision, der lægges i sommerhalvåret, hvor der er lav varmebinding. Revisionstiderne lægges for kraftværkerne, så revisionsperioderne så vidt muligt ikke klumper sig sammen på samme tidspunkter. Udlandsforbindelsernes udetid er baseret på empiriske tilgængeligheder for spotmarkedet og er forskellig for AC og DC-forbindelser pga. forskelle mellem empiriske tilgængeligheder for AC og DC-forbindelser. Ud over de tilfældige havarisandsynligheder er der risiko for, at der ikke er tilstrækkelig kapacitet i naboområdet. For NO2 og SE4 beregnes risikoen endogent i modellen, mens risikoen for manglende kapacitet pga. mangelfuldt data er eksogent givet med %-satser for Tyskland, SE3 og Holland. 3. Metode for 2020 og 2025 FSI-modellen er i alle tilfælde blevet kørt med 200 gennemregninger, hvor hver gennemregning beregner for 3 år, dvs. i alt 600 år. Det er rigeligt til, at modellen konvergerer i en tilstrækkelig grad. I alle tilfælde blev det ved forsøgsvis modelkørsel bestemt, hvor stor pålidelig termisk kapacitet, der skulle lægges til (med fortegn) for i et givent senere år at opretholde forsyningssikkerheden fra 2013 ifølge modellen. Denne ekstra kapacitet er organiseret i 10 blokke i hvert område, da den antages at repræsentere mange små anlæg, som fx diesel- eller gasanlæg, hvilket diversificerer risikoen for udetid. Blokkene er dedikeret spidslastkapacitet med 3 % havarisandsynlighed (fordi spidslast i virkelighedens verden ofte står stille og kan vedligeholdes i stilstandsperioderne). Den dedikerede spidslastkapacitet har desuden ingen varmebinding. Den nødvendige kapacitet kan både være termiske kraftværker, fleksibelt forbrug eller udlandsforbindelser. Før kørslerne for 2020 og 2025 kørtes en 2013-referencekørsel som udgangspunkt, hvorfra risikoen for effektmangel i Vest- og Østdanmark registreres. Selve målsøgningen foregik ved, at modelåret blev indstillet til det relevante (2020 eller 2025), hvorefter der blev lagt en given mængde termisk effekt til (eller trukket fra) i både Vest- og Østdanmark. Ved forsøg blev det bestemt hvilen mængde i Vestdanmark og i Østdanmark, som skulle til for at ramme effektbrist-omfanget fra 2013-målsøgnings-referencekørslen. Der blev accepteret en vis afvigelsesmargen, da FSI-modellen beregner stokastisk, og resultater er således ikke eksakt ens. 4. Metode for scenarier (2035 og 2050) For scenarierne i 2035 og 2050 er der beregnet den mængde kapacitet, der er nødvendig for, at sandsynligheden for effektmangel er ca. 10-5 (dvs. ca. hvert 10. år) og dermed mindre end nettets bidrag. Herved sikres, at den samlede forsyningssikkerhed holdes på dagens niveau. Dokument: 13/80426-8 6/13
Herudfra er beregnet nødvendig kapacitet på samme måde som i 2020 og 2025, men med forudsætningerne for scenarierne i 2035 og 2050. FSIkørslerne er dog kun lavet med 100 gennemregninger, dvs. 300 år. 5. Resultater for 2020 og 2025 Med ovenstående forudsætninger peger FSI-modellen i 2013 på et effektbristomfang på gennemsnitlig 0,025 timer i DK1 og ca. 0,11 timer i DK2. Følgende tabel angiver hvor megen kapacitet der skal lægges (med fortegn) til for at bevare forsyningssikkerheden fra 2013. Den nødvendige kapacitet kan både være termiske kraftværker, fleksibelt forbrug eller udlandsforbindelser. Valget skal træffes ud fra samfundsøkonomiske overvejelser. Vestdanmark (DK1) Overskud 900 MW 2020 2025 Overskud 600MW Østdanmark (DK2) Overskud 100 MW Underskud 100 MW Som det fremgår af tabellens resultater med grøn, skal der ved flere af resultaterne fjernes termisk kapacitet, hvilket skyldes, at nye udlandsforbindelser, begrænset forbrugsstigning og rigeligt vind og sol mere end kompenserer for den faldende termiske kapacitet. Situationen i Vestdanmark vurderes markant bedre end i Østdanmark. I Østdanmark forventes en marginal forringelse af effektsituationen, men det er en lille ændring i risikoen for effektmangel og skal ses i forhold til den markant forbedrede forsyningssikkerhed i distributionsnettene, som forventes i 2025 sammenlignet med historiske afbrud i distributionsnettene. 6. Resultater for 2035 og 2050 Nedenstående tabel viser, hvor meget spidslastkapacitet der skal tilføjes i scenarierne for 2035 og 2050 for at sikre, at risikoen for effektmangel er højest ca. 10-5. Den nødvendige kapacitet kan både være termiske kraftværker, fleksibelt forbrug eller udlandsforbindelser. Valget skal træffes ud fra samfundsøkonomiske overvejelser. Dokument: 13/80426-8 7/13
(MW spidslast for at nå under 0,1 timer/år) DK1 (MW) DK2 (MW) I alt (MW() Vind2035 0 900 900 Vind2050 1900 2700 4600 Biomasse2035 0 400 400 Biomasse2050 0 1000 1000 Bio+2035 0 200 200 Bio+2050 0 400 400 Brint2035 0 900 900 Brint2050 2000 2600 4600 Ref2035 0 300 300 Ref2050 200 1400 1600 Dokument: 13/80426-8 8/13
7. BILAG: 7.1 FSI-output for 2020 og 2025 Nedenstående resultater er vist med både 8 % havarisandsynlighed for alle værker samt empirisk baseret udetider for centrale værker. Disse empirisk baseret udetider er lidt højere end 8 %, særligt pga. høje udetider på enkelte kraftværksblokke. Resultaterne med empirisk baseret udetider er medtaget for at nuancere resultaterne. 2013 (standardhavarier med 8% for alle værker) Antal simuleringer 200 2013 Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 0 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0233 0,1083 Timer/år, øst 2020 (standardhavarier med 8% for alle værker) Antal simuleringer 200 2020 Simuleringsår MW Kompensation, vest -900-100 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0450 0,1117 Timer/år, øst 2025 (standardhavarier med 8% for alle værker) Antal simuleringer 200 2025 Simuleringsår Dokument: 13/80426-8 9/13
MW Kompensation, vest -600 100 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0200 0,1033 Timer/år, øst 2013 (med standardhavarier og HCØ=20%, SMV7=100%) Antal simuleringer 200 2013 Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 0 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0317 0,1583 Timer/år, øst 2013 (med empiriske havarier) Antal simuleringer 200 2013 Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 0 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0283 0,1933 Timer/år, øst 7.2 FSI-output for scenarier i 2035 og 2050 svarer til følgende år i nedenstående FSI-output Vind2035 2013 Vind2050 2014 Biomasse2035 2015 Biomasse2050 2016 Bio+2035 2017 Bio+2050 2018 Brint2035 2019 Brint2050 2020 Ref2035 2021 Dokument: 13/80426-8 10/13
Ref2050 2022 Antal simuleringer 100 2013 Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 900 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0333 0,0800 Timer/år, øst Antal simuleringer 100 2014 Simuleringsår MW Kompensation, vest 1900 2700 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,1000 0,1300 Timer/år, øst Antal simuleringer 100 2015 Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 400 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0033 0,1200 Timer/år, øst Antal simuleringer 100 2016 Simuleringsår Dokument: 13/80426-8 11/13
MW Kompensation, vest 0 1050 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0167 0,0667 Timer/år, øst Antal simuleringer 100 2017 Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 200 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0000 0,0800 Timer/år, øst Antal simuleringer 100 2018 Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 400 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0000 0,0833 Timer/år, øst Antal simuleringer 100 2019 Simuleringsår Dokument: 13/80426-8 12/13
MW Kompensation, vest 0 900 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0733 0,0800 Timer/år, øst Antal simuleringer 100 2020 Simuleringsår MW Kompensation, vest 1900 2600 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,1300 0,1133 Timer/år, øst Antal simuleringer 100 2021 Simuleringsår MW Kompensation, vest 0 300 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0033 0,1133 Timer/år, øst Antal simuleringer 100 2022 Simuleringsår MW Kompensation, vest 200 1400 MW Kompensation, øst Timer/år, vest 0,0600 0,0767 Timer/år, øst Dokument: 13/80426-8 13/13