Analyseforudsætninger og 2020

Til Miljørapport 2009 Analyseforudsætninger 2009-2018 og 2020 22. april 2009 BFS/BFS Indholdsfortegnelse 1. Indledning... 2 2. Beregningsperiode... 2 3. Økonomiske nøgletal... 2 4. Brændselspriser... 2 5. CO 2 -kvotepriser... 3 6. Elpriser... 4 7. Elforbrug... 4 7.1 Klassisk elforbrug... 4 7.2 Varmepumper... 6 7.3 Elbiler... 7 8. Varmeforbrug... 7 9. Produktionsanlæg... 7 9.1 Anlæg tilsluttet transmissionsnettet centrale anlæg... 8 9.2 Anlæg tilsluttet distributionsnettet decentrale kraftværker... 9 9.3 Vindmøller... 9 10. Forbindelser til nabo-områder...11 Dok. 8902/09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 1/12

1. Indledning Som grundlag for referenceberegningerne til Miljørapport 2009 er der fastlagt en række forudsætninger for det fremtidige el- og kraftvarmesystem. De beregningsmæssige forudsætninger vedrører produktionsanlæggene, el- og varmeprognoser samt brændsels-, CO 2 - og elpriser. Forudsætningerne er blandt andet baseret på den energipolitiske aftale fra den 29. marts 2004, regeringens energiudspil fra januar 2007, den energipolitiske aftale af den 21. februar 2008, Energistyrelsens aftalefremskrivning fra juni 2008 og World Energy Outlook 2008 brændselspriser. Der er delvis taget højde for den nye lov om frit brændselsvalg. Denne lov vil gøre det muligt for DONG Energy at benytte kul i stedet for naturgas som hovedbrændsel på Avedøreværket blok 2 og Skærbækværket blok 3 mod at afbrænde 700.000 tons ekstra biomasse. Den nye lov trådte i kraft den 17. juni 2008. I de følgende afsnit redegøres for forudsætningerne. 2. Beregningsperiode Der regnes på 2009-2020 til Miljørapporten for at kunne vurdere 20-20-20- målene. 3. Økonomiske nøgletal Den økonomiske vækst vil i de nærmeste år (2009, 2010, 2011) være præget af den økonomiske krise, som for alvor startede i sidste halvår 2008. Først efter 2012 regner man med, at den økonomiske udvikling er på samme niveau som før krisen. Meget er dog usikkert vedrørende varigheden af krisen. Inflationen forventes at falde i 2009 som følge af lavere olie og fødevarepriser. Efter 2009 vil inflationen stabilisere sig omkring 2 % i resten af analyseperioden. Årlig vækst, inflation og renteniveau ses i Tabel 1. 2007 2008 2009 2010 2011-2015 2015-2020 2020-2030 BNP, årlig vækst 1,6 0,2-0,2 0,7 1,7 1,6 1,8 Inflation, forbrugerpris 1,8 3,1 1,7 2,2 1,8 2,1 2,0 Rente, niveau i slutår 3,9 4,7 3,1 3,0 5,8 5,8 5,8 Kilde: Finansministeriets konvergensprogram 2008 Tabel 1 Årlig vækst, inflation og renteniveau i årene 2007-2030. 4. Brændselspriser En stor del af beregningerne skal 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", februar 2009. De samfundsøkonomiske brændselspriser er beregnet på baggrund af priserne på kul og olie fra IEA's World Energy Outlook november 2008. Priserne i prognosen er i faste 2007-priser og er an kraftværk (an transmissionsnet for naturgas). Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 2/12

Prognosen for kul er identisk med IEA's prognose tillagt et transporttillæg på 0,50 kr./gj. Priserne for importeret kul til Danmark i 2008 har i gennemsnit været ca. 22,80 kr./gj, og gennemsnitspriserne i 3. og 4. kvartal 2008 var henholdsvis 26,10 kr./gj og 27,60 kr./gj. I første kvartal 2009 er kulpriserne faldet til 17-18 kr./gj. Fuelolie fastsættes til 70 % af råolieprisen og er tillagt et transporttillæg på 1,70 kr./gj. Letolie fastsættes til 125 % af råolieprisen og er tillagt et transporttillæg på 1,70 kr./gj. IEA's kulpriser er tillagt en transportpris på 0,50 kr./gj, og IEA's prognoser for europæiske naturgaspriser er anvendt, og der er tillagt et transporttillæg på 3,10 kr./gj. Brændselspriserne er baseret på IEA's fremskrivning af prisen på fossile brændstoffer. De anvendte priser er vist i Tabel 2. IEA's priser er i USD og er omregnet til DKK med en dollarkurs på 5,81 DKK/USD. Kul Fuelolie Gasolie Naturgas Gas, dec. Halm Træflis 2007 16,78 47,32 83,16 39,49 46,75 47,18 47,72 2008 20,76 55,44 97,67 47,85 56,78 47,18 47,72 2009 24,74 63,56 112,17 56,21 66,81 47,18 47,72 2010 28,72 71,69 126,68 64,57 76,84 47,18 47,72 2011 28,72 71,69 126,68 64,95 77,30 47,18 47,72 2012 28,72 71,69 126,68 65,34 77,76 47,18 47,72 2013 28,72 71,69 126,68 65,72 78,23 47,18 47,72 2014 28,72 71,69 126,68 66,11 78,69 47,18 47,72 2015 28,72 71,69 126,68 66,49 79,15 47,18 47,72 2016 28,57 73,08 129,17 67,82 80,75 47,18 47,72 2017 28,41 74,47 131,65 69,16 82,35 47,18 47,72 2018 28,26 75,87 134,14 70,49 83,95 47,18 47,72 2019 28,11 77,26 136,63 71,82 85,54 47,18 47,72 2020 27,95 78,65 139,12 73,15 87,14 47,18 47,72 Tabel 2 Prisprognoser for anvendte brændsler 2009-2030. Priserne er i faste 2007-priser kr./gj. 5. CO 2 -kvotepriser Den danske CO 2 -kvoteordning er fra 2005 erstattet af EU's direktiv om handel med drivhusgasser. Direktivet er vedtaget for at sikre, at EU kan nå sine klimamål i perioden 2008-2012. Kvotedirektivet opererer med en 5-årig-periode fra 2008-2012 svarende til Kyoto-aftalens første budgetperiode. For årene 2009-2012 er CO 2 -priserne baseret på Nord Pools priser, og derefter er CO 2 -prisen sat til 30 EUR/ton CO 2 svarende til 230 DKK/ton CO 2. Se Tabel 3. År 2009 2010 2011 2012 2013 2020 DKK/ton CO 2 92 95 99 104 230 230 Tabel 3 CO 2-priser i DKK/ton CO 2 for 2009-2020. Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 3/12

6. Elpriser Elpriserne, der anvendes for Norge og Tyskland, tager udgangspunkt i beregninger med Samkøringsprogrammet. Priserne bliver her 440 kr./h for Norge og 465 kr./h for Tyskland som gennemsnit over et år. I vurdering af elpriserne forudsættes internationale CO 2 -kvoter med en tilhørende kvotepris på 230 kr./ton. Desuden skal der betales en afgift på 10.000 kr. pr. ton udledt mængde af SO 2, og en afgift på 5.000 kr. pr. ton udledt mængde NOx har virkning fra 1. januar 2010. "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. 7. Elforbrug Elforbruget opdeles i det klassiske elforbrug og elforbrug til varmepumper og elbiler. 7.1 Klassisk elforbrug Fremskrivningen af det danske elforbrug er udarbejdet i samarbejde med Forskningscenter DTU/Risø på grundlag af EMMA-modellen, der er en satellitmodel til den makroøkonomiske ADAM-model. Analyseperioden er 2008-2030. Ved fremskrivningen tages for årene 2006 og 2007 udgangspunkt i fremskrivningen af produktionsudviklingen i 13 erhverv og det private forbrug til Finansministeriets økonomiske fremskrivning på grundlag af ADAM-modellen blandt andet til brug for konvergensprogram 2008. Dog er brændselspriserne blevet opdateret med IEA's fremskrivning fra november 2008. På kort sigt forventes det, at produktionsvæksten vil være 0,2 % i 2008 og -0,2 % i 2009, for derefter at stige langsomt til niveauet fra før den økonomiske krise fra 2012. På lang sigt vil den økonomiske vækst være ca. 1,7 %/år. Det private forbrug forventes i 2008-2011 at stige med 0,9 %, og derefter vil væksten stige til et niveau på ca. 2,2 %/år fra 2015 og frem til 2030. Elprisen beregnes på baggrund af SIVAEL-kørsler fra udvalgte år, hvorefter en interpolation er foretaget mellem disse år. Desuden regnes med en gennemsnitlig, årlig effektivitetsforbedring i erhvervene på 0,57 %. For boligerne regnes med en årlig effektivitetsforbedring på 0,5 % samt med en fortsat udfasning af elvarme til et lavere niveau indtil 2020. Dette giver en forventet vækst i erhvervenes efterspørgsel på ca. -1,1 % for 2009 og 2010, og derefter stiger den gennemsnitlige vækst til 1,4 % for perioden 2011-2020. Boligernes efterspørgsel forventes at stige med 0,3 % til 2011 og derefter med 0,5 % indtil 2020. Væksten i de sidste ti år vil være ca. 0,7 %. Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 4/12

På grundlag af fordelingen på erhvervskategorier og forekomsten af elvarme er fremskrivningen opdelt på Vestdanmark og Østdanmark, hvilket giver en lidt højere procentuel vækst i Østdanmark set over hele analyseperioden. I de kommende år forventes stigningen i det samlede årlige elforbrug at blive ca. -0,7 % om året frem til 2011 og derefter 1,1 % om året frem til 2020. Se Tabel 4. Østdanmark Vestdanmark Total ab værk Nettab 1 Øst Nettab 1 Vest Total an forbruger 2007 14.006 20.854 34.860 793 1.364 32.703 2008 13.951 20.671 34.622 790 1.352 32.480 2009 13.845 20.541 34.387 784 1.344 32.259 2010 13.754 20.417 34.171 779 1.336 32.057 2011 13.808 20.482 34.290 782 1.340 32.169 2012 13.978 20.688 34.666 791 1.353 32.522 2013 14.206 20.989 35.195 804 1.373 33.018 2014 14.416 21.255 35.670 816 1.390 33.464 2015 14.603 21.487 36.090 827 1.406 33.858 2016 14.787 21.727 36.514 837 1.421 34.256 2017 14.945 21.935 36.880 846 1.435 34.599 2018 15.086 22.133 37.219 854 1.448 34.917 2019 15.272 22.393 37.665 864 1.465 35.336 2020 15.458 22.668 38.126 875 1.483 35.768 1) Der er regnet med et nettab på 6 % af forbruget an forbruger i Østdanmark og 7 pct. i Vestdanmark. Tabel 4 Prisprognoser for anvendte brændsler 2009-2020. Priserne er i faste 2007-priser kr./gj. Tabel 5 viser de sidste ni års maksimalforbrug i Øst- og Vestdanmark som timegennemsnit. Det bemærkes, at timen med maksimal effekt er sammenfaldende for Øst- og Vestdanmark i 2008. Østdanmark År Dato Tid Maks. Dato Vestdanmark Tid Maks. 2000 24.01 17-18 2.660 24.01 8-9 3.634 2001 05.02 17-18 2.659 05.02 10-11 3.685 2002 03.01 17-18 2.683 10.12 17-18 3.656 2003 07.01 17-18 2.665 09.01 17-18 3.745 2004 06.01 17-18 2.628 27.01 8-9 3.618 2005 25.01 17-18 2.619 29.11 17-18 3.698 2006 24.01 17-18 2.688 04.01 17-18 3.755 2007 25.01 17-18 2.669 24.01 17-18 3.739 2008 03.01 17-18 2.660 03.01 17-18 3.748 Tabel 5 Maksimal realiseret effekt () i årene 2000-2008 timeværdier. I Tabel 6 vises prognosen for det maksimale elforbrug i perioden frem til 2020. Prognosen for maksimaleffekten opstilles med udgangspunkt i det klassiske elfor- Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 5/12

brug og elforbruget for de individuelle varmepumper og historiske benyttelsestider. For Østdanmark anvendes en benyttelsestid på 5.258 timer for en 2-årsvinter og 5.130 timer for en 10-års-vinter, og for Vestdanmark anvendes 5.600 timer og 5.350 timer. Østdanmark Vestdanmark Danmark i alt 2-årsvinter 10-årsvinter 2-årsvinter 10-årsvinter 2-årsvinter 10-årsvinter 2008 2.664 2.730 3.724 3.898 6.388 6.628 2009 2.653 2.719 3.691 3.864 6.344 6.583 2010 2.633 2.699 3.668 3.840 6.301 6.538 2011 2.630 2.696 3.662 3.833 6.292 6.528 2012 2.655 2.721 3.689 3.861 6.343 6.582 2013 2.701 2.769 3.741 3.916 6.442 6.685 2014 2.759 2.828 3.810 3.989 6.569 6.816 2015 2.813 2.883 3.874 4.055 6.687 6.938 2016 2.863 2.934 3.931 4.114 6.794 7.049 2017 2.912 2.985 3.989 4.176 6.901 7.160 2018 2.956 3.030 4.042 4.231 6.998 7.261 2019 2.998 3.072 4.093 4.284 7.090 7.357 2020 3.047 3.123 4.155 4.349 7.202 7.472 Tabel 6 Fremskrivning for det maksimale elforbrug 2008-2020. Tallene er angivet i begyndelsen af året. Tal er i h/h. Summen af det maksimale elforbrug i Øst- og Vestdanmark skal tages med et vist forbehold, da det maksimale elforbrug ikke nødvendigvis optræder på samme tidspunkt, se Tabel 6. 7.2 Varmepumper I 2025 antages installeret i alt ca. 2.000 MJ/s varmepumper i de "store" kraftvarmeområder, og tabellen viser fordelingen af varmepumper mellem kraftvarmeområderne og ligeledes, hvor store de enkelte varmepumper er, hvis de tænkes installeret i "tredjedele" fra 2014, 2019 og 2024. Se Tabel 7. Aalborg Aarhus Esbjerg Odense TVIS Herning DKVM NG V DKVP NG V København Kalundborg DKVM NG Ø DKVP NG Ø TJ TJ TJ TJ TJ TJ TJ TJ TJ TJ TJ TJ 5.950 8.500 4.250 10.200 5.100 2.500 5.530 7.140 26.520 1.960 1.480 1.020 MJ/s MJ/s MJ/s MJ/s MJ/s MJ/s MJ/s MJ/s MJ/s MJ/s MJ/s MJ/s 148,8 212,5 106,3 255,0 127,5 63 138,3 178,5 663,0 49,0 37,0 25,5 49,6 70,8 35,4 85,0 42,5 21 46,1 59,5 221,0 16,3 12,3 8,5 Tabel 7 De "store" kraftvarmeområder. Varmeforbrug (TJ) og størrelse af varmepumpe (MJ/s). Udbygningen med store varmepumper er en mulig udbygning og skal betragtes som et regneeksempel. Andre udbygninger kan være lige så sandsynlige. I 2025 antages 34 PJ varmeforbrug dækket af individuelle varmepumper. Ved en lineær udbygning er ca. 25 PJ varmeforbrug dækket af varmepumper i 2020. Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 6/12

Udviklingen fra nu til 2025 for de individuelle varmepumper er kvantificeret så elforbruget er 1,4 TWh i Vestdanmark og 1,2 TWh i Østdanmark i 2025. Det antages, at der installeres 1/16 af varmepumperne hvert år fra 1. januar 2010. Udbygningen skal betragtes som et regneeksempel. Se Tabel 8. År 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 TWh 0,16 0,33 0,49 0,65 0,81 0,98 1,14 1,30 1,46 1,63 1,95 Tabel 8 Elforbrug i TWh til drift af individuelle varmepumper 2010-2020. 7.3 Elbiler Der antages et antal elbiler eller energiforbrug til elbiler i 2020 og 2025. Elbilernes samlede elforbrug er på 1,4 TWh i 2020 (svarende til at 10 % af bilparken er elbiler) og 2,65 TWh i 2025. Elforbruget til opladning af elbiler fordeler sig mellem Vestdanmark og Østdanmark som 60/40. En mulig udviklingen fra nu til 2020 er kvantificeres i nedenstående Tabel 9. År 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2020 TWh 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,7 1,4 Tabel 9 Elforbrug i TWh til opladning af elbiler 2013-2020. 8. Varmeforbrug Varmeforbruget i Energistyrelsens aftalefremskrivning fra juni 2008 er anvendt. Varmeforbruget er i alt i kraftvarmeområderne ca. 115 PJ i 2025 mod ca. 135 PJ nu, det vil sige, at der er indregnet besparelser. Varmeforbrugene for de enkelte år og de enkelte kraftvarmeområder findes i "Datagrundlag for Aftalefremskrivningen", Energistyrelsen, juni 2008. 9. Produktionsanlæg 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. Se Tabel 10. Aftalefremskrivning Centrale AMV1 70 2009 Centrale AVV2 til kul 2010 Centrale ASV5 (R) 2015 Centrale AMV3 (R) 2023 Centrale FYV8 36 2009 Centrale EV3 (R) 2015 Centrale MKS4(R) 2019 Tabel 10 Forudsætninger for centrale kraftværker. Den mængde biomasse, der er beskrevet i Biomassehandlingsplanen, forventes afbrændt fra januar 2009, når den nye halmfyrede blok 8 på Fynsværket sættes i Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 7/12

drift. Anlæg, der i dag ikke kan overholde direktivet for store fyringsanlæg 1, forventes at blive skrottet, være i begrænset drift eller få etableret afsvovlings- og deno x -tiltag. Produktionsanlæggene opdeles i nedenstående tabel i anlæg tilsluttet transmissionsnettet, anlæg tilsluttet distributionsnettet (overvejende decentrale anlæg) og vindmøller. Opgørelserne er pr. 1. januar 2009. En detaljeret oversigt over den installerede produktionskapacitet pr. 1. januar 2009 for Øst- og Vestdanmark fremgår af Bilag 1. I Tabel 11 vises den nominelle effekt for de danske kraftværker. Østdanmark Vestdanmark Forbrug effekt (10 års vinter) 2.730 3.898 Produktionskapacitet 4.508 7.607 I transmissionsnet 3.129 3.417 I distributionsnet 633 1.770 Vind på land og kystnært 580 2.260 Vind til havs 166 160 Tabel 11 Forbrug effekt (vinter 2008/2009) og produktionskapacitet pr. 1. januar 2009. Opgørelse i. I den produktionskapacitet, der indgår i 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 er der valgt ikke at regne med et 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 forbruget skal produktionskapaciteten også dække behovet for systemydelser. 9.1 Anlæg tilsluttet transmissionsnettet 2 centrale anlæg I Østdanmark blev Amagerværkets blok 1 på 136 el taget ud af drift i slutningen af 2004. Blokken genidriftsættes i slutningen af 2009 med en reduceret ydeevne på ca. 70 el og ombygget til fyring med kul og halm. Asnæsværkets blok 4 er i mølpose og kun til rådighed med et startvarsel på 2 måneder, og Stignæsværkets blok 1 blev lagt i mølpose pr. 5. maj 2008. I Vestdanmark forventes de eksisterende blokke også at være i drift i 2018. Der etableres en separat blok til biomasseafbrænding på Fynsværket i efteråret 2009, 1 2 Europaparlamentets og Rådets direktiv 2001/80/EF af 23. oktober 2001 om begrænsning af visse luftforurenende emissioner fra store fyringsanlæg. H.C. Ørsted Værket og Svanemølleværket indgår som centrale anlæg, selv om de er tilsluttet distributionsnettet. Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 8/12

og desuden er der etableret deno x -anlæg på Studstrupværkets blok 3 og blok 4 og på Fynsværkets blok 7. 9.2 Anlæg tilsluttet distributionsnettet decentrale kraftværker I Danmark var der i slutningen af 2005 installeret 44 decentrale anlæg med en installeret effekt større end 10 og en samlet effekt på 1.235. Disse anlæg meldte produktionen ind på markedet fra 2005. Anlæg større end 5, ca. 420, meldte også produktionen ind i markedet fra den 1. januar 2007. For de øvrige, decentrale anlæg med en installeret effekt mindre end 5 kan produktionen også meldes ind på markedet, men det er dog ikke et krav (jf. det energipolitiske forlig fra 29. marts 2004). Der forudsættes en begrænset udbygning med decentrale kraftvarmeværker. Denne eventuelle udbygning er ikke medtaget i analyserne. I Tabel 12 er de decentrale kraftvarmeværker, herunder industrianlæg og lokalværker opdelt efter størrelse. Østdanmark Vestdanmark Danmark Antal Antal Antal 0-5 129 148 545 453 674 601 5-10 61 10 297 45 358 55 10-50 308 17 505 27 813 44 50-100 135 2 423 6 558 8 I alt 633 177 1.770 531 2.403 708 Tabel 12 Installeret kapacitet (nettoeffekt) på decentrale kraftvarmeværker pr. 1. januar 2009. Heraf er 30 erhvervsværker med 228 i øst og 125 erhvervsværker med 326 i vest. 9.3 Vindmøller Pr. 1. januar 2009 er der installeret i alt 3.166 vindmøller i Danmark, hvoraf 326 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). Pr. 1. januar 2009 var ca. 358 omfattet af den nye skrotningsordning. De 358 omfattet af skrotningsordningen er fordelt med 75 % i Vestdanmark og 25 % i Østdanmark (se Tabel 13). Ordningen omfatter dog kun 175 i perioden 2005-2009. Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 9/12

Østdanmark Vestdanmark Danmark Antal Antal Antal 0-149 kw 4 100 13 262 17 362 150-450 kw* 94 382 231 1.100 325 1.482 451-900 kw 355 546 1.402 2.043 1.757 2.589 901-1.300 kw 42 40 255 232 297 272 1.301-2.000 kw 72 37 400 216 472 253 > 2.000 kw 179 77 119 48 298 125 I alt 746 1.182 2.420 3.901 3.166 5.083 Tabel 13 Installeret vindmølleeffekt i Danmark pr. 1. januar 2009 fordelt på møllestørrelser. *) Omfattet af skrotningsordningen. Der forudsættes etableret nye havmøller fra 2009. Jf. den energipolitiske aftale fra 29. marts 2004 idriftsættes en havmøllepark på 200 på Horns Rev i 2009 og en havmøllepark på 200 ved Rødsand i 2011. Derudover sættes (jf. den energipolitiske aftale fra februar 2008) endnu en havmøllepark på i alt 400 i drift mellem Anholt og Djursland i 2012. I Østdanmark forudsættes udbygget med yderligere nye havmølleparker på i 2015 og 2016, og i Vestdanmark forudsættes udbygget med nye havmølleparker i 2019 og 2020. Se Tabel 14. Ultimo år Land- og kystnære møller 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 580 590 595 600 600 600 600 605 620 640 660 680 700 Havmøller 166 166 366 366 366 366 366 666 3 966 966 966 966 966 Sum Øst 746 756 961 966 966 966 966 1271 1586 1606 1626 1646 1666 Land- og kystnære møller 2.260 2.320 2.360 2.400 2.400 2.400 2.400 2.400 2.580 2.560 2.640 2.720 2.800 Havmøller 160 360 360 360 760 760 760 760 760 760 760 960 1.160 Sum Vest 2.420 2.680 2.720 2.760 3.160 3.160 3.160 3.260 3.340 3.320 3.400 3.680 3.960 Sum DK 3.166 3.436 3.681 3.726 4.126 4.126 4.126 4.426 4.826 4.926 5.026 5.326 5.626 Tabel 14 Prognose for installeret vindkraft () i 2008-2020 i slutningen af årene. Vindkraften er modelleret som tidsserier af målte timeproduktioner og vindhastigheder. Målingerne stammer fra 1999 og 2000 og er justeret til et normalt vindår. Se Tabel 15. 3 Havmøller ved Kriegers Flak forudsættes idriftsat i årene 2015-2016 med ca. 300 hvert år Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 10/12

Benyttelsestid for installeret vindmølleeffekt (timer) Sjælland, landmøller 1.960 Jylland-Fyn, landmøller 2.440 Rødsand 3.600 Horns Rev 4.300 Læsø Syd 4.000 Tabel 15 Benyttelsestider for vindmøller i et normalt vindår. Benyttelsestiderne for landmøllerne er baseret på afregningsmålinger, og benyttelsestiderne for havmøllerne er baseret på vindhastighedsmålinger begge skaleret til et normalt vindår. 10. Forbindelser til nabo-områder Det østdanske elsystem er forbundet med vekselstrømsforbindelser til det øvrige nordiske system, som drives som et synkront område med samme frekvens. Forbindelsen til Sverige består af to 400 kv-forbindelser og to 132 kv-forbindelser på i alt 1.900. I praksis er overføringsmulighederne væsentligt mindre, og handelskapaciteten er højst 1.700 og 1.300 i henholdsvis en eksport- og en importsituation. Samtidig er Østdanmark forbundet til Kontinentet via en jævnstrømsforbindelse (KONTEK) på 600. Bornholm er forbundet til Sydsverige med et 60 kv-kabel med en kapacitet på 70. Det vestdanske elsystem er forbundet til Kontinentet via vekselstrømsforbindelser mellem Jylland og Tyskland og er derfor elektrisk set tilknyttet UCTE-systemet. Tabellen viser, hvordan forbindelsen opgraderes løbende, første gang pr. 1. februar 2007. Jylland-Tyskland Mod nord Mod syd Fra 2007 950 1.500 Fra 2012 1.500 2.000 Tabel 16 De nuværende forbindelser til Danmarks nabo-områder. Jylland er sammenkoblet med Sverige og Norge med jævnstrømsforbindelser. Den maksimale overføringskapacitet mod Norden fra Jylland er 1.720 fra maj 2007, hvor Konti-Skan 1 er færdigombygget, og fra 2015 antages Skagerrak 4 på 600 at være i drift. Det forudsættes, at nettene på Sjælland og Fyn ultimo 2010 er sammenkoblet med en jævnstrømsforbindelse på 600 via Storebælt. Opgraderingen af Tysklandsforbindelsen til 2.500/2.500 fra 2017, af Sjælland-Sverige til 1.700/-2.200 og COBRA Cable på 700 fra 2016 og Kriegers Flak-udvekslingsforbindelsen fra 2017 er ikke medtaget i beregningerne. Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 11/12

De nuværende forbindelser til Danmarks nabo-områder fremgår af Figur 1 sammen med øvrige eksisterende forbindelser mellem landene i Norden og i Nordeuropa. Estlink (350 ) mellem Finland og Estland blev sat i kommerciel drift 4. januar 2007, og et kabel mellem Norge og Holland (NorNed) på 700 blev idriftsat medio 2008. Dok. 8902-09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 12/12

Nominel eleffekt for produktionsanlæg i Energinet.dk Øst 1. januar 2009 suppleret med beregningsforudsætninger. Anlæg El Nominelt Idriftsat Bemærkning Amagerværket Blok 1 (70) 2009 Genidriftsættes i 2009 Amagerværket Blok 2 91 1972 Amagerværket Blok 3 250 1989 Asnæsværket Blok 2 147 1961 Lavsvovlskul og LowNOx Asnæsværket Blok 4 270 1968 6 måneders startvarsel Asnæsværket Blok 5 640 1981 Avedøreværket Blok 1 250 1990 Kul/biomassefyring fra 2010 Avedøreværket Blok 2 560 2001 Naturgasfyring fra 2011 H.C. Ørsted Værket Sekt. 2 40 1954-65 H.C. Ørsted Værkets Blok 7 75 1985 H.C. Ørsted Værkets Blok 8 23 2003 Kyndbyværkets Blok 21 260 1974 Kyndbyværkets Blok 22 260 1976 Kyndbyværkets Blok 41 18 1973 Kyndbyværkets Blok 51+52 126 1973 Masnedøværkets Blok 31 70 1975 Svanemølleværkets Blok 1 20 1953-58 Svanemølleværkets Blok 7 60 1995 Stigsnæsværkets Blok 1 143 1966 Tre måneders startvarsel Stigsnæsværkets Blok 2 264 1970 LowNOx I alt, El - Øst 3.033 Østkraft 96 I alt inkl. Østkraft 3.129 Decentrale værker 633 Vindkraft 746 I alt installeret 4.508 År Tabel 1 Nominel eleffekt for produktionsanlæg i Energinet.dk Øst pr. 1. januar 2009 suppleret med beregningsforudsætninger. De tidspunkter, der er angivet for skrotninger, etablering af biomasseanlæg og deno X-anlæg, er beregningsforudsætninger og ikke udtryk for trufne beslutninger. Dok. 8902/09, Sag 08/970 Bjarne Fogh Schougaard 1/3

Nominel eleffekt for produktionsanlæg i Energinet.dk Vest 1. januar 2009 suppleret med beregningsforudsætninger. Anlæg El Nominelt Idriftsat Bemærkning Enstedværket Blok 3 626 1979 Heraf 40 biomasse Fynsværket Blok 3 269 1974 Kul/Naturgas 4 Fynsværket Blok 7 372 1991 Fynsværket Blok 8 36 2009 Biomasse fra 2009 Nordjyllandsværket Blok 2 285 1977 Nyt afsvovlingsanlæg idriftsættes ultimo Nordjyllandsværket Blok 3 380 1998 År 2010 Skærbækværket Blok 3 392 1997 Naturgasfyret Studstrupværket Blok 3 359 1984 Studstrupværket Blok 4 357 1985 Esbjergværket Blok 3 377 1992 I alt, El - Vest 3.417 Decentrale værker 1.770 Vindkraft 2.420 I alt installeret 7.607 Tabel 1 Nominel eleffekt for produktionsanlæg i Energinet.dk Vest pr. 1. januar 2009 suppleret med beregningsforudsætninger. De tidspunkter, der er angivet for skrotninger, etablering af biomasseanlæg og deno x-anlæg, er beregningsforudsætninger og ikke udtryk for trufne beslutninger. 5 I begrænset drift, det vil sige maks. 2.000 timer pr. år med kul fra 2008 til 2016. Dok. 11940/09, Sag 08/970 2/15

Nuværende og planlagte nordeuropæiske udvekslingsforbindelser Figur 1 Eksisterende og besluttede forbindelser i Nordeuropa i starten af 2009. De elektrisk synkrone landområder er angivet med hver sin farve. Dok. 11940/09, Sag 08/970 3/15