Tema 4 bilag: Behov for fleksibilitet i elsystemet 19. oktober 2016

Tema 4 bilag: Behov for fleksibilitet i elsystemet 19. oktober 2016 Fleksibilitet i elsystemet omhandler dels, at aktørerne (producenter, forbrugere og infrastrukturejere) agerer på en måde, der bidrager til en omkostningseffektiv sikring af forsyningssikkerheden, hvorved omkostningerne minimeres. Derudover muliggør øget fleksibilitet hos forbrugerne, at elsystemets kapacitet opnår en bedre samlet udnyttelse og dermed øger nytten af den etablerede produktions- og transportinfrastruktur. Det er et samspil mellem det fysiske elsystem, elmarkedet, producenter og forbrugere, der resulterer i graden af forsyningssikkerhed. Sikring af et højt niveau af forsyningssikkerhed handler derfor ikke kun om antal og størrelse af kraftværker, vindmøller og elledninger. Overvågning af forsyningssikkerhed sker gennem løbende risikovurderinger, som efter anerkendte metoder estimerer sandsynligheden for, at der er el til rådighed, når den efterspørges af forbrugeren. Elsystemets forsyningssikkerhed kan opdeles i systemtilstrækkelighed og systemsikkerhed, jf. Figur 1 samt uddybende beskrivelse i Baggrundsnotat om forsyningssikkerhed og Energinet.dk s årlige publikationer om Redegørelse for Elforsyningssikkerhed. Figur 1: Principiel opdeling af forsyningssikkerhed for el. I praksis er der et vist overlap i de tekniske ydelser, som sikrer systemsikkerhed og systemtilstrækkelighed, da kapacitet købt til sikring af systemsikkerhed i mange tilfælde også kan anvendes til systemtilstrækkelighed. Eksempelvis kan kraftværker, der er købt til at levere systemsikkerhed som oftest også levere systemtilstrækkelighed. I det følgende gennemgås systemsikkerhed og systemtilstrækkelighed dog særskilt i beskrivelsen af nuværende behov, reguleringer og handel med ydelser til sikring af hhv. systemtilstrækkelighed og systemsikkerheden. I afsnit 1.2 beskrives behovet for systemtilstrækkelighed og fleksibilitet nærmere, mens afsnit 1.6 og 1.7 uddyber forhold vedrørende systemsikkerheden og de forventede fremadrettede behov for sikring af systemets evne til at håndtere fejl. Side 1/25

1.1 Systemtilstrækkelighed og behovet for fleksibilitet Systemtilstrækkelighed kan underinddeles i to komponenter: 1) Infrastrukturen: Hvorvidt kabler og ledninger er tilstrækkelige til at dække behovet og aftage den producerede elektricitet lokalt. 2) Effekttilstrækkeligheden: Hvorvidt produktionskapaciteten er tilstrækkelig til at møde behovet for strøm. 1.1.1 Elmarkederne og deres rolle i at sikring af driftsmæssig effekttilstrækkelighed. Der eksisterer flere handelspladser for el, som alle har til formål at sikre effektiv balancering og udnyttelse af infrastrukturen. De forskellige markedspladser for engroshandel med el ses af Figur 2. I baggrundsnotatet Engrosmarkedet for el, er de enkelte markeders praktiske funktion beskrevet nærmere. I det følgende opsummeres dette kort, med henblik på perspektivering til fremtidig udvikling i udbud og efterspørgsel, samt muligheder og barrierer for at aktørerne og nye enheder/teknologier kan handle i markederne. Figur 2: Markedspladserne for handel med el i engrosmarkedet. Side 2/25

Markederne er indrettet med henblik på at sikre en effektiv balancering mellem forbrug og produktion. Historisk har der til planlægningen været fokuseret mod prognoser for det forventede elforbrug (efterspørgslen), og spotmarkedet (Day Ahead) er indrettet med henblik på at sikre, at de billigste produktionsenheder aktiveres i den enkelte time inde i driftsdøgnet. Day Ahead-markedet I praksis håndteres elforbruget og prognoser af forbrugsbalanceansvarlige, som melder ind i Day Ahead markedet, hvor meget el og til hvilken pris, de ønsker at købe. De samlede bud for forbrug matches med produktionsbuddene, og der findes time for time en markedspris, som alle forbrugere og producenter afregnes for. Når driftsdøgnet påbegyndes, handles der således ikke yderligere i Day Aheadmarkedet, men der opstår dog i driftsdøgnet afvigelser fra både det forventede forbrug og den indmeldte produktion. Intraday-markedet og regulerkraftmarkederne Intraday-markedet samt regulerkraftmarkederne har til formål at håndtere disse ubalancer ud fra samme princip nemlig at sikre, at ubalancerne håndteres billigst muligt. De aktører, der er i ubalance dvs. de forventer at afvige fra deres oprindeligt indmeldte aktørplan til Energinet.dk kan så prøve at sælge deres ubalance i Intraday-markedet. I praksis anvendes dette marked kun i mindre grad, sandsynligvis ud fra en vurdering fra aktørerne om, at det er billigere at handle i regulerkraftmarkederne, da dette marked har en høj grad af likviditet. Side 3/25

1.2 Forventet udvikling for Day Ahead-markedet og effekttilstrækkelighed Isoleret set vil udbygningen med VE i Danmark sandsynligvis medføre større variationer i priserne i Day Ahead-markedet. Omvendt kan øget integration mellem landene (prisområder) via bl.a. udlandsforbindelser samt muligheden for øget forbrugsfleksibilitet forventes at trække i retning af reduceret volatilitet i markedet. Sikring af effekttilstrækkeligheden kan betragtes som en problemstilling, der er tæt forbundet med markedet. Day Ahead-markedet har bl.a. til formål at sikre det rette niveau af kapacitet. Såfremt markedet ikke forventes at kunne levere et tilstrækkeligt kapacitetsniveau for at opretholde en høj forsyningssikkerhed, vil det i første omgang blive påpeget i Energinet.dk s analyser. Herefter vil spørgsmålet blive beskrevet af Energinet.dk over for Energistyrelsen, som er den ansvarlige myndighed for forsyningssikkerhed. De fremadrettede risikovurderinger viser, at risikoen for afbrud af forbrugere i Danmark er forskellig for de to landsdele. For Vestdanmark er risikoen for at mangle effekt meget lav for perioden 2017-2025. I forsyningssikkerhedsredegørelse 2016 vurderes det, at risikoen for at mangle effekt i Østdanmark i de kommende år vil overstige Energinet.dk's målsætning om højest fem effektminutters manglende forsyning pr. forbruger. Energinet.dk forventer, at målsætningen igen kan overholdes i 2020, når Kriegers Flak-forbindelsen efter planen er sat i drift. Hvis Kriegers Flak forsinkes, stiger risikoen. I 2025 forventes målsætningen igen at blive udfordret. Mange net- og transmissionsanlæg står over for udskiftning eller vedligehold de kommende år. Det betyder flere revisioner af transmissionsanlæggene end tidligere, hvilket igen øger risikoen for afbrud af forbrugere grundet reduceret effekttilstrækkelighed. Ud fra det historiske omfang af vedligeholdelse er risikovurderingen for Sjælland syv effektminutter i 2018. Men da omfanget af vedligeholdelse som nævnt vil stige markant de kommende år, er disse vurderinger ikke fuldt dækkende. Baseres vurderingerne i stedet på forventninger til udetid fra Energinet.dk s langtidsrevisionsplan stiger vurderingen til 30 effektminutter. Forskellen mellem 7 og 30 effektminutter svarer til en forventning om, at forbrugeren kan risikere at få leveret 99,987 pct. af den ønskede energi set ift. 99,990 pct.. Den anstrengte effektbalance skyldes bl.a. forventninger om faldende termisk produktionskapacitet, som medfører en øget risiko for, at der ikke er tilstrækkelig produktionskapacitet tilgængelig, når der sker flere sammenfald af hændelser; typisk hvis der sker havari på et kraftværk samtidigt med, at en elforbindelse er ude af drift for service. Disse hændelser vurderes at indtræffe med en vis statistisk sandsynlighed i enkelte år og bidrager således til det estimerede gennemsnitlige minuttal for forsyningssikkerheden. I praksis vil en situation med mangel på effekt ikke direkte resultere i et større ukontrolleret blackout, men en såkaldt brown-out, hvor der gennemføres en kontrolleret afkobling af dele af forbruget, indtil effektbalancen er genoprettet for at bevare forsyningssikkerheden for de fleste forbrugere. Side 4/25

MWh/h ENK/4/12.c Det forventede antal timer med effektunderskud er som nævnt lavt. Der er således tale om sjældne hændelser, som kan føre til afbrud af forsyningen hos forbrugerne, hvilket betyder, at forudsætningerne ikke skal ændres meget, før risikoen øges. 1 Figur 3: Forventet udvikling i forhold, der vedrører effekttilstrækkeligheden i Analyseplatformens middelforløb. 6.000 Kraftværker, importkapacitet og peak forbrug i Middelspor 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 Kraftværker, DK Vest Kraftværker, DK øst Peak forbrug, DK vest Peak forbrug, DK Øst Importkapacitet, DK vest Importkapacitet, DK øst I Figur 3 er angivet det maksimale forbrug i et normalt år; effekttilstrækkeligheder analysereres normalvist også for ekstreme år og med risici for udfald m.v. Figuren viser dog indikativt, hvilke udviklingsniveauer, der forventes i kraftværker, elforbrug og udlandsforbindelser frem mod 2035. Den generelle tendens går mod større gab mellem elforbruget og indenlandsk produktionskapacitet, hvilket må forventes at have en forøgende effekt på prisdannelsen i Day Ahead-markedet og de øvrige elmarkeder. Den udfordrede effektsituation kan endvidere forventes at resultere i flere timer med meget høje, eller endog maksimale elpriser, til illustration på et niveau i dag på ca. 22,5 kr. pr. kwh. 1.3 Sikring af forsyningssikkerhed i driftstimen (behov for systemydelser og regulerkraft) I driftstimen ligger ansvaret for at sikre, at forsyningssikkerheden opretholdes ved balancering af forbrug og produktion hos den systemansvarlige virksomhed, Energinet.dk. Til det formål indkøber Energinet.dk forskellige typer reserver, som kan aktiveres til at håndtere eventuelle ubalancer mellem forbrug og produktion. Reserverne indkøbes på kontrakter og udbud med forskellige tidshorisonter. Systemydelser er den overordnede betegnelse for de produkter, som anvendes til at balancere elnettet, herunder fx regulerkraft og reserver. 1 Disse analyser er foretaget af Energinet.dk på baggrund af Energinet.dk s analyseforudsætninger. Ift. effekttilstrækkelighed afviger analyseplatformens forudsætninger primært ved højere forventet kraftværkskapacitet i perioden 2018 til 2040. Analyserne er beskrevet i Energinet.dk s Redegørelse for Elforsyningssikkerhed 2016. Side 5/25

Regulerkraft er en betegnelse for aktiveringen af energi fra kraftværker eller forbrugsenheder, som med kort varsel kan udligne en ubalance i elsystemet. En ubalance er en uventet ændring i produktion eller forbrug i elsystemet, som enten medfører en mangel eller overskud af elektricitet i systemet. Figur 4: Gennemsnitlige årlige priser i elmarkedet siden 2008. Note: Den højre graf viser udviklingen i de gennemsnitlige årlige Day Ahead-priser og priserne for systemydelser (i form af FRR-A, FRR-M og FCR). Figuren til venstre viser sammenhængen mellem omkostninger til indkøb af reserver og de gennemsnitlige spotpriser i de danske prisområder. (Kilde: Rapport om det nordiske balancemarked Pricing of Balancing Services af Statnett, Fingrid, Svenska Kraftnät og Energinet.dk, 2015). Der er en tydelig sammenhæng mellem priserne i de forskellige elmarkeder, og korrelationen i udviklingen er betydelig. Dette illustrerer, at indkøbene sker på markedsbaserede vilkår, og den afgørende faktor for udviklingen i omkostninger til systemydelser er den generelle udvikling i prissætningen i elmarkedet, jf. Figur 4. En stigende mængde vedvarende energi i elsystemet medfører imidlertid ikke nødvendigvis højere priser for systemydelser. Energinet.dk s indkøb af reserver foregår på markedsvilkår, hvor Energinet.dk indkøber rådighed over den nødvendige kapacitet, som Energinet.dk igennem rollen som TSO og ansvarlig for driften af det danske transmissionsnet er forpligtiget til at råde over. Energinet.dk er en del af de regionale driftssamarbejder i både Norden og i kontinental Europa. Forpligtigelsen er fastsat i de internationale driftssamarbejder, som Energinet.dk og det danske transmissionsnet er en del af. Aktiveringen af reserverne sker for at udligne ubalancer og foregår på markedsvilkår oftest i internationalt integrerede markeder, hvor det sikres, at de mest omkostningseffektive ydelser aktiveres først. Markederne for reserver er i dag i nogen grad integreret over grænser, men udviklingen er udfordret af, at en integration over grænser kræver adgang til kapacitet på udlandsforbindelserne. Dette skyldes, at reserver er adgang til kapacitet, som kan levere en bestemt type ydelse, og at man derfor er nødt til at reservere kapacitet på udlandsforbindelserne for at kunne garantere denne levering til et bestemt område. Der er i øjeblikket EU-regulering under udarbejdelse på dette område, som vil opsætte rammer for handel med kapacitet over grænser, og rammerne forventes at Side 6/25

opsætte krav om samfundsøkonomiske analyser, der kan påvise en gevinst ved anvendelse af kapaciteten på udlandsforbindelserne til reserver. Tabel 1: Omkostninger til indkøb af forskellige typer reserver i de fire nordiske lande i 2014 i (Mio. kr.). (Kilde: Rapport om det nordiske balancemarked Pricing of Balancing Services af Statnett, Fingrid, Svenska Kraftnät og Energinet.dk, 2015). Omkostninger til indkøb af reserver (Mio. kr.) Danmark Finland Norge Sverige FCR-N 53 173 60 323 FCR-D 53 75 23 165 FRR-M 255 293 38 158 FRR-A 143 38 15 38 Total 503 578 135 675 Det ses af Tabel 1, at omkostningerne til indkøb af reserver i de fire nordiske lande er på et sammenligneligt niveau på trods af, at det danske elsystem er kendetegnet ved en høj andel vedvarende energi. Kun Norge skiller sig ud, da fleksibilitet fra de norske vandkraftværker kan stilles til rådighed med meget lave omkostninger sammenlignet med de øvrige tre lande. Fra et overordnet perspektiv er markederne for systemydelser ikke påvirket af, hvilket scenarie den forventede udvikling belyses i. Markederne for systemydelser er integrerede over grænser, og det danske behov og de danske leverandører udgør kun en mindre del af disse markeder. Det medfører, at en ændring i forholdene i Danmark oftest ikke kan forventes at få en betydende virkning på fx et regionalt marked. Dette skyldes desuden, at det danske elsystem og elmarked er betydeligt mindre end fx elsystemerne i Norge, Sverige og Tyskland. Udviklingen i det danske elsystem kan derfor ikke forventes at få afgørende indflydelse på fx prisniveauer i de fælles regionale markeder. Men udviklingen i de omkringliggende lande kan få afgørende indvirkning på prissætningen og udviklingen i de danske markeder. Det er derfor afgørende for det danske elsystem, at de fælles markedsmæssige rammer understøtter en hensigtsmæssig udvikling i markedet. Markedsmodel 2.0 identificerede barrierer og udfordringer for, at fleksibelt forbrug og nye teknologier kan deltage i reservemarkederne. Ift. at leve op til markedsrammer var det overordnet følgende: - Der skal skabes mulighed for, at bud fra forskellige forbrugsenheder kan puljes sammen. - Der tillades asymmetriske bud (fx at mulighed for at byde ind med mere opregulering end nedregulering). - Reduktion af budsstørrelser, så behovet for puljer reduceres. Side 7/25

- Indkøb i kortere perioder, fx på dagsniveau, hvilket kan forbedre vilkårene for nogle typer forbrugsenheder. Ovenstående er i vid udstrækning blevet imødegået. Sammen med de andre nordiske TSO er arbejdes dog fortsat på at reducere barriererne yderligere. Ift. de regulatoriske rammer udestår enkelte barrierer, som reducerer fleksibelt forbrug samt nye teknologiers muligheder for at deltage i markederne og levere fleksibilitet til elsystemet. Disse vedrører bl.a. de såkaldte 3. parts-aggregatorer, som kan pulje forskellige typer af enheder og teknologier, så de understøtter hinandens kvaliteter (eksempelvis hurtig aktivering af batteri, som så understøttes af langsommere decentralt kraftværk). Omkostningerne forbundet med at få tilstrækkelige data og målinger i realtid fra flere, mindre leverandører af fleksibilitet står ofte ikke mål med de mulige gevinster i markederne. Endelig er der udeståender ift. de tekniske krav og mangel på simple standarder for effektelektronik m.v., så det sikres, at enhederne leverer de ydelser, der betales for. Systembærende egenskaber, der også er en del af kategorien systemydelser, indkøbes på markedsbaserede vilkår ved udbud med deltagelse af prækvalificerede leverandører. I andre lande, fx Tyskland, er der ikke den samme grad af anvendelse af markedsbaserede indkøb,og her købes systembærende egenskaber ved bilaterale aftaler uden udbud. Det danske elsystem er derfor karakteriseret ved en gennemgående anvendelse af markedsbaserede indkøb, som sikrer en omkostningseffektiv fremskaffelse af de nødvendige ydelser. Markedsudviklingen har p.t. fokus på at sikre en hensigtsmæssig yderligere integration af disse markeder, så det bliver muligt i endnu højere grad at købe disse ydelser over grænser. Der kan i stigende grad være grundlag for, at Danmark øger presset for at få lempeligere internationale markedsregler til understøttelse af mindre enheder og nye teknologiers deltagelse i markederne. Det er således væsentligt at skelne mellem, hvilke markeder og reserver, der har til formål at håndtere uforudsete udsving og ubalancer i driftsdøgnet/timen, og hvilke der har til formål at sikre en effektiv allokering af produktionskapacitet ift. efterspørgslen (Day Ahead-markedet). Mens stort set al energi handles i Day Ahead-markedet, er det en væsentligt mindre volumen, der handles i intraday- og regulerkraftmarkederne (se figur 1.2). Det er et udtryk for, at ubalancerne fra Day Ahead-mark er relativt små ift. det samlede elforbrug. Side 8/25

1.4 Integration af markeder over grænser og muligheder for fleksibilitet på eksisterende og nye udlandsforbindelser Integration af markederne for el, dvs. både for spotmarkedet og for systemydelser, sker via udlandsforbindelserne, som forbinder de danske prisområder med de omkringliggende lande. Handlen i spotmarkedet sker via den fælles europæiske markedskobling, hvor elbørserne i Europa sammenkobler hele det europæiske marked, og både fastsætter elpriserne i områderne og udvekslingen på udlandsforbindelserne. Når elbørserne har fastsat udvekslingen på udlandsforbindelserne frigives den resterende kapacitet til markedsaktørerne i intraday markedet, hvor aktørerne har mulighed for at handle inden selve driftstimen, jf. figur 1.2. I selve driftstimen er det TSO'ernes ansvar at sikre balancen i elsystemet ved at anvende systemydelser til at balancere nettet med. Dette sker bl.a. ved at anvende det fælles nordiske regulerkraftmarked, hvor markedsaktørerne i Norden har indsendt bud på levering af regulerkraft. Buddene aktiveres efter prisrækkefølge og under hensyntagen til flaskehalse i udvekslingen i elnettet. Udlandsforbindelserne anvendes derfor til fleksibilitet i både spotmarkedet, hvor det er muligt at afsætte fx vindenergi til naboområderne, men til systemydelser, hvor der i selve driftstimen handles fx regulerkraft mellem landene i Norden under hensyntagen til flaskehalsene i nettet. Både handlen i spotmarkedet sker inden for den europæiske lovgivning, og handlen med systemydelser er også reguleret på europæisk plan, hvor der i de kommende år vil være et stigende fokus på dette område. Nye udlandsforbindelser vil kunne levere fleksibilitet efter de samme overordnede rammer, som de eksisterende udlandsforbindelser. I kraft af den øgede kapacitet, som forbindelserne stiller til rådighed, vil dette medvirke til formindske af flaskehalsene i nettet og dermed give mulighed for en øget handel over grænser både med energi i Day Ahead-markedet, men også med systemydelser. 1.5 Anvendelse af regulerkraft til balancering af elsystemet Regulerkraft anvendes til at udligne ubalancer i driftstimen, typisk fra vind- eller solenergi, som ikke producerer, som forventet. I nedenstående figur, er vist et eksempel på den samlede planlagte vindenergiproduktion og den faktiske produktion, som opstår i selve driftstimen. Forskellen mellem de to kurver udgør ubalancen, og det ses af kurven, at vindenergien både producerer mere og mindre, end forudsat før selve driftstimen. TSO en er ansvarlig for i selve driftstimen at aktivere regulerkraft til at udligne disse ubalancer. Side 9/25

Figur 5: Eksempel på behov for balancering af vindenergi i Vestdanmark. Den blå kurve er den planlagte produktion, og den grønne er den faktiske målte produktion. (MWh/time er et mål for energimængde leveret over én time). Det ses af figur 5, at balanceringsbehovet alene for vindenergien kan være adskillige hundrede MWh/time både ved mangel på energi (opregulering) og ved et overskud af energi (nedregulering). Aktiveringen af regulerkraft for at balancere ubalancerne fra vindmøller sker i det fælles nordiske regulerkraftmarked. Det er derfor muligt, at ubalancerne, som er illustreret i figur 5 kan blive balanceret ved fx aktivering af kraftværker i Finland. I elsystemet kan de forskellige typer produktionsteknologier opleve forskellige udfordringer ift. balanceringen. Eksempelvis er havvindmøller, i kraft af store eksponering for vinden på havet, typisk kendetegnet ved store skift i produktionsniveau. Figuren nedenfor illustrerer, hvordan produktionen på havvindmølleparker kan variere betydeligt inden for en kort tidshorisont, som skal udlignes for at sikre balancen i elsystemet. Figur 6: Eksempel på ubalancer ved havvindproduktion i Vestdanmark under orkanen Allan d. 28.10.2013. Side 10/25

Det fremgår af Figur 6, at der kan være behov for store mængder balancering inden for kort tid, og i eksemplet i figuren helt op til 340 MW eller mere inden for én driftstime. 1.5.1. Markedets aktørers omkostninger ved at være i ubalance. En markedsaktør, der forårsager en ubalance, som nødvendiggør, at TSO en aktiverer regulerkraft vil blive faktureret for den opstående ubalance. Nedenstående tabel viser en oversigt over omkostningerne ved at være i ubalance i de seneste år i Vestdanmark som eksempel. Tabel 2: Statistik over spotprisen i Vestdanmark (DK1) og omkostningerne ved at være i ubalance ved henholdsvis mangel på energi hos en aktør og overskud af energi. Aktørerne i elmarkedet er finansielt ansvarlige for de ubalancer, som de skaber i elsystemet og Energinet.dk står for denne afregning. Kr. pr. MWh/time Spotpris Vestdanmark Mangel på energi Overskud af energi 2013 291 27 39 2014 229 24 23 2015 171 21 22 Det ses af Tabel 2, at omkostningen til fx mangel på energi for en markedsaktør i Vestdanmark i 2015 var i gennemsnit 21 kr./mwh/time, som skal sammenlignes med en gennemsnitlig spotpris i Vestdanmark på 171 kr./mwh/time. En markedsaktør, som mangler energi i en given time, vil af Energinet.dk blive faktureret for ubalanceomkostningen. Tabel 2 viser derfor omkostningen ved prognosefejl hos markedsaktørerne ift. planlagt forbrug eller produktion, og det ses, at omkostningen til ubalancer har været faldende igennem de senere år. Side 11/25

Tabel 3: Oversigt over de tre hovedkategorier indenfor systemydelser, og rollefordelingen, den forventede udvikling i behovet og indkøbsformer. Systemydelser Hovedkategori af systemydelser Energi (Regulerkraft) Kapacitet (Reserver) Systembærende egenskaber Anvendelse og definition Anvendes til at modvirke ubalancer i prod. og forbrug i selve driftstimen Forpligtigelse for TSO en til at sikre rådighed over bestemte typer reserver Elsystemets evne til at modstå kortslutninger og evne til genopretning efter fejl Forventet behovsudvikling i Frozen Policy Stigende pga. mere VE Stabil, da behov er defineret ud fra elsystemets komponenter (dvs. fx størrelsen af enhederne i nettet) Faldende, da ældre vindmøller bliver erstattet af mere moderne typer Forventet udvikling i udbud i Frozen Policy Integration af markeder på tværs af grænser burde øge udbud og nye leverandører, fx VE, deltager i stigende grad i markederne. Integration af markeder på tværs af grænser vil øge udbud. Færre nationale kraftværker/leverandører kan trække i modsat retning. Stigende, da flere enheder kan levere Rolle- og omkostningsfordeling i dag TSO en aktiverer og fakturerer omkostninger videre til den aktør, som forårsager ubalancen. TSO en står for indkøb, som finansieres via tariffer TSO en står for indkøb, som finansieres via tariffer Forventet markedsudvikling Øget integration af markeder kan understøttes af nye udlandsforbindelser og fælles EU-regulering. Allerede etablerede markeder forventes at kunne understøtte en effektiv omstilling i de kommende år. Øget samarbejde over grænser er afgørende for en omkostningseffektiv fremskaffelse. EU-regulering under udarbejdelse understøtter denne udvikling. Levering af ydelser fra netkomponenter forventes at danne grundlag for en omkostningseffektiv fremskaffelse. Side 12/25

MWh/år ENK/4/12.c 1.6 Forventet udvikling i behov for regulerkraft (ubalancer) Da de opståede ubalancer i Day Ahead-markedet håndteres via produktions- og forbrugsbalanceansvarlige, som er finansielt ansvarlige for de ubalancer, som opstår i deres porteføljer. Ubalancer opstår, når forbrugs- eller kraftværksenheder i selve driftstimen afviger fra det planlagte forbrug eller produktion. Figur 7 viser de samlede ubalancer fordelt på produktion og forbrug siden 2008. Grundet afregningstekniske regler, er det ikke muligt entydigt at henføre via markedsdata, hvilke enheder og teknologier, der forårsager afvigelserne fra aktørernes produktionsplaner i Day Ahead-markedet. Det skyldes, at de produktions- og forbrugsbalanceansvarlige ikke er forpligtet til at redegøre for de nærmere detaljer i deres bud og planer, men blot gøres økonomisk ansvarlige for de samlede afvigelser i deres portefølje, som kan omfatte flere teknologier og aktører. Det formodes dog, at størstedelen af stigningen skyldes den øgede elproduktion fra fluktuerende VE-kilder (primært vind). Denne formodning baseres bl.a. på data fra perioden før 2008, hvor det direkte fremgik, hvilke teknologier der forårsagede ubalancerne. Her forårsagede vind en stigende andel af ubalancerne (ca. 50 pct. i 2007). De øgede mængder vind og sol er dog formentligt ikke eneste årsag til de øgede ubalancer de sidste 7 år, hvor bl.a. øget markedsgørelse af decentrale kraftvarmeværker, idriftsættelse af flere jævnstrømsforbindelser med forskellige ramping-regler 2 m.v. også bidrager til ubalancerne. Figur 7: Udvikling i samlede ubalancer i Day Ahead-markedet. 7.000.000 6.000.000 5.000.000 Samlede ubalancer i Danmark 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000-2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Det interessante er således først og fremmest den absolutte stigning i ubalancer. Det må forventes, at der også fremover vil være en vis korrelation mellem udbygning af fluktuerende VE og mængden af ubalancer. 2 En rampe-regel er en begrænsning i ændringen mellem to timer i udvekslingen på en udlandsforbindelsen. Dvs. at udvekslingen kun kan ændres med en bestemt begrænsning mellem to timer. Side 13/25

Eksempel off grid-løsningers indvirkning på ubalancerne i elsystemet I tema 4 s middelforløb forventes i 2030 en samlet elproduktion fra vind på ca. 19 TWh og tilsvarende fra solceller på 1,7 TWh. Det svarer til en stigning i vindkraft på 33 pct. ift. i dag, og ca. en fordobling af solkraften. I Danmarks nabolande forventes elproduktion fra sol, i analyseplatformens middelforløb, at blive udbygget med ca. 10 TWh, eller hvad der svarer til ca. 20 pct. Med faldende teknologipriser på delvise off grid-løsninger, såsom batterier og solceller, kan disse teknologier forventes udbredt i større omfang. Disse enheders indvirkning på elforbruget kan, i det omfang det er svært at prognosticere adfærden, føre til øgede ubalancer i elsystemet. Ideelt set udvikles regulering og markedsløsninger så teknologierne byder ind med deres produktion og forbrug, men de nuværende afregningsmodeller understøtter kun i meget begrænset omfang en prisfleksibel adfærd hos egenproducenterne. Den samlede effekt af udbygningen ift. de ubalancer, det forårsager, er svært at estimere og afhænger primært af antallet af off grid-installationer fremadrettet samt i hvilken grad reguleringen understøtter en bestemt adfærd. Via såkaldt tekniske forskrifter er det imidlertid muligt at regulere, hvordan en given teknologi må påvirke elsystemet. Dette reducerer risikoen for at nye teknologier, som introduceres, får en væsentlig negativ indvirkning på behovene for systemydelser. Frem mod 2030 forventes behovet for håndtering af ubalancer, og dermed regulerkraft, samlet set at stige. Samtidig forventes en reduktion i kapaciteten af termiske værker, hvilket i kombination med det øgede behov for regulerkraft isoleret set kan forventes at føre til stigende priser for regulerkraft. Men samtidig forventes der også en yderligere integration af markederne for regulerkraft på tværs af grænser. Hvor der i dag eksempelvis er et fælles nordisk marked, forventes markedet i fremtiden også at inkludere Tyskland, hvorved der kan blive adgang til et større udbud. Dertil kommer, at det forventes at elforbrugende enheder i stigende grad vil byde ind med regulerkraft; særligt hvis priserne bliver højere, eller det gøres lettere for fleksible enheder at deltage i markederne. Det er derfor ikke muligt at entydigt forudse, hvilken vej markedsprisen for regulerkraft vil bevæge sig i de kommende år. Side 14/25

Tabel 4: Den forventede udvikling i behovet for systemydelser under forskellige scenarier. Behov Regulerkraft Reserver Systembærende egenskaber Frozen policy Stigende behov pga. mere fluktuerende VE i det nordiske elsystem og udbygning med off grid-teknologier. Svagt faldende nationalt udbud grundet kraftværkslukninger og ombygninger til mindre fleksible teknologier. Stabilt, da behov er bestemt af forhold i transmissionsnettet. Faldende behov, pga. udfasning af ældre vindmøller. Øget udbud via udlandsforbindelser og andre komponenter. Biospor Samme tendenser som i Frozen Policy, dog muligt med øget behov for regulerkraftbehov pga. flere offgrid løsninger. Samme som Frozen Policy. Samme som Frozen Policy, dog muligt med lettere øget konkurrence i kraft af flere grundlastkraftværker i drift. Elspor Samme som i Frozen Policy, dog driver nyt og større elforbrug evt. stigning i ubalancer, og i mindre grad off grid-teknologier. Stabilt, evt. svagt øget, afhængigt af størrelser på nye enheder i elnettet. Samme som Frozen Policy, under forudsætning af fortsat udvikling af netregler m.v. for nye elteknologier, som gør at behovet ikke øges. Konklusion Den forventede udvikling i behovet for systemydelser forventes kun i begrænset omfang at være afhængig af, hvilket scenarie, som realiseres, jf. Tabel 4 Dette skyldes, at behovet for systemydelser i form af reserver er begrundet i internationale driftsaftaler, hvor hvert land er forpligtiget til at råde over en bestemt mængde systemydelser og reserver, men denne forpligtigelse er ikke forbundet med andelen af VE i systemet. Side 15/25

Figur 7: Statistik for den samlede absolutte værdi for den aktiverede mængde regulerkraft (FRR-M) i hele det fælles nordiske marked for regulerkraft. Den lodrette akse angiver MWh/time. (Kilde: Rapport om det nordiske balancemarked Pricing of Balancing Services af Statnett, Fingrid, Svenska Kraftnät og Energinet.dk, 2015). Den samlede mængde regulerkraft aktiveret til håndtering af ubalancer i det fælles nordiske marked (bestående af Danmark, Sverige, Norge og Finland) har været svagt faldende i perioden 2008-2014, selvom ubalancerne i det danske elsystem har været stigende, jf. Side 16/25

Figur 7ovenfor. Dette indikerer, at den stigende andel vedvarende energi i elsystemet ikke nødvendigvis fører til flere ubalancer i større integrerede regionale markeder. Figuren illustrerer derfor en af de betydelige fordele ved regional integration af markederne for systemydelser. 1.6.1 Udbud af regulerkraftydelser og barrierer for fleksibelt forbrug Behovet for regulerkraft kan bestå både af samlet mindre produktion end planlagt (giver behov for opregulering), eller samlet mere produktion end forventet (giver behov for nedregulering). Produktionsenheder, der i forvejen er i drift, har typisk relativt færre omkostninger forbundet med at regulere ned for produktionen, end at regulere op. Det betyder, at regulerkraftpriserne for nedregulering generelt er lavere end op for opregulering. En elproducent, som ikke er i drift i timen (hvad enten det er kraftværk, vindmølle eller noget tredje), vil dog ikke kunne levere nedregulering. Ift. fleksibelt forbrug er der samme problemstilling for aktørerne. Eksempler Enheder med få driftstimer, fx elpatroner på fjernvarmeværker, vil typisk kunne byde ind med nedregulering (ved at starte elpatronen og dermed fjerne strøm fra nettet). Kun i situationer med meget lave Day Ahead-priser, hvor enhederne i forvejen er i drift, vil de kunne levere opregulering ved at reducere deres elforbrug under det planlagte. En forbrugsenhed med det modsatte driftsmønster, fx en varmepumpe i en husstand eller i et fjernvarmeværk, kan have varierende muligheder for at byde ind med fleksibilitet. Om sommeren vil varmepumpen formentligt ikke være i drift døgnet rundt, og den kan derved byde ind med nedregulering i perioder, hvor den er slukket, eller opregulering i de perioder, hvor den er tændt. Dette forudsætter dog et varmelager, hvis størrelse afgør varmepumpens fleksibilitet. På et fjernvarmeværk vil alternative produktionsenheder, fx gaskedler, kunne erstatte varmepumpen, og derved kan varmepumpen i princippet være fuldt fleksibel, om end de planlagte driftsmønstre for varmepumpen ud fra Day Ahead-markedet stadig sætter begrænsningerne for fleksibilitet i regulerkraftmarkederne. Fleksibelt forbrug har i det nuværende elsystem været udfordret af, at prisniveauet i de forskellige markeder ikke har kunnet være grundlag for en betydelig aktivering af fleksibilitet fra forbrug. Det skyldes, at de øvrige leverandører af fleksibilitet kan levere denne ydelse med lave omkostninger, hvilket har medført, at markedspriserne i markederne for systemydelser og i spotmarkedet ikke har været på et niveau, hvor det er attraktivt for elforbrugere at ændre forbrugsniveau. De lave priser i de internationalt integrerede markeder for systemydelser skyldes, at der er et betydeligt udbud af fleksibilitet fra konventionelle leverandører, dvs. kraftværker. Dette ses for eksempel i det fælles nordiske regulerkraftmarked, hvor fleksibelt forbrug fra Norden kun spiller en mindre rolle, men enkelte større forbrugsenheder dog kan levere betydelige mængder. Side 17/25

Det forventes desuden, at leveringen af fleksibilitet i de internationalt integrerede markeder fastholdes i de kommende år, fx i det fælles nordiske regulerkraftmarked, hvor de nordiske vandkraftproducenter også i de kommende år forventes at kunne levere omkostningseffektiv fleksibilitet. Det vil derfor også i de kommende år være en udfordring for fleksibelt forbrug, at skulle konkurrere med de eksisterende leverandører. Ift. en samlet omkostningseffektivitet er det dog væsentligt, at der sikres vilkår, som understøtter lige konkurrence mellem produktion og forbrug. Tabel 5: Oversigt over de forskellige typer af systemydelser og beskrivelse af markedsforhold og forventet udvikling for de tre kategorier Udviklingen i leverandørerne af systemydelser Regulerkraft Reserver Systembærende egenskaber Typer af leverandører dag Indenlandske og udenlandske kraftværker, større forbrugsenheder i Norden. Indenlandske og udenlandske kraftværker. Indenlandsk forbrug i form af elpatroner leverer desuden reserver i betydeligt omfang. Indenlandske kraftværker tilkoblet transmissionsnettet (dvs. centrale kraftværker). Status på integration af markeder i dag Meget tæt integration, udenlandske leverandører, specielt nordisk vandkraft, leverer en meget stor del af det danske behov for regulerkraft. For nogle typer af reserver er der tæt integration over grænser. Integration af nogle reservemarkeder har mødt regulatorisk modstand. Systembærende egenskaber skal leveres lokalt i nettet og kan ikke transporteres langt. Forventet udvikling i typer af leverandører i Frozen policy De eksisterende leverandører forventes fastholdt, dog kan højere markedspriser medfører introduktion af nye leverandører. De eksisterende leverandører forventes fastholdt. Netkomponenter forventes at stå for en større del af leverancen. Mulighed for integration med udlandet i Frozen policy Bestemt af EUregulering. Det meget tætte samarbejde i Norden forventes udbygget mod Tyskland. Bestemt af EUregulering. Forudsætter rammer for tilgængelighed af kapacitet på udlandsforbindelserne. Fysiske forhold ved leverancen gør, at denne skal leveres lokalt og det derfor ikke er muligt at integrere markeder over grænser. Potentialet for forbrug som leverandør Der er potentiale for levering fra nye forbrugstyper, såfremt disse er konkurrencedygtige. Der er potentiale for levering fra nye forbrugstyper, såfremt disse er konkurrencedygtige. Kræver tilslutning til transmissionsnettet, hvilket medfører, at kun store forbrugsenheder vil kunne levere denne ydelse. Side 18/25

1.7 Fælles markeder og begrænsninger for fleksibilitet i markederne Dette afsnit giver en kort oversigt over barrierer for aktivering af nye typer af fleksibilitet i nye typer af mindre forbrugsenheder, der kan understøtte behovet for balanceringsydelser. Dette vurderes ud fra hensynet om en generel omkostningseffektiv fremskaffelse af de nødvendige balanceringsydelser ved deltagelse i internationale integrerede markeder. Deltagelse i fælles markeder har generelt den fordel, at udbuddet bliver større, og der skabes en højere grad af konkurrence mellem leverandørerne i markedet ift. nationalt afgrænsede markeder. Omvendt kan deltagelse i internationale markeder også indeholde uhensigtsmæssigheder i udformningen af de markedsmæssige rammer, som bliver fastsat i fællesskab med de involverede lande. Rammerne er ikke altid designet med udgangspunktet i de enkelte lande, men med hensyntagen til udbuds- og efterspørgselssiden på fx regionalt niveau, hvilket kan være til ulempe for visse typer af aktører nationalt, fx mindre forbrugsenheder. Derudover gør øget geografisk udbud og den medfølgende fælles regulering, at det er en mere langsommelig proces at lave ændringer i markedsreglerne, da disse skal indgås på tværs af flere lande og interessenter. Samlet set anses fordelene dog at overstige ulemperne. Derudover indeholder elsystemet den tekniske karakteristika, at synkrone områder (fx DK1 og Tyskland) er fysisk og frekvensmæssigt bundet sammen på en måde, der ikke umiddelbart gør det muligt at operere de to systemer uafhængigt af hinanden 3. Eksempelvis vil et udbredt spændingsfald eller påvirkning af frekvensen i det ene område øjeblikkeligt påvirke det andet område, hvilket nødvendiggør og gensidigt forpligter landene til en høj grad af samarbejde og fælles regulering. 4 I fælles internationale markeder er der oftest en eller anden form for harmonisering af markedsreglerne, som danner rammen for det fælles marked. Dette sikrer harmoniserede vilkår for leverandørerne i det fælles marked og dermed et level playing field. De harmoniserede markedsregler er oftest udtryk for en afvejning mellem hensynet til de forskellige nationale leverandører og mulighederne for harmonisering. Konkret understøtter de fælles markedsrammer oftest mulighederne for at sikre et velfungerende marked på tværs af grænser og at skabe det samlede størst mulige udbud. Derved kan specielle hensyn til bestemte leverandører i de enkelte områder til tider ikke opfyldes. 3 Områder der forbundet via jævnstrømsforbindelser, fx Øst- og Vestdanmark, er ikke på samme måde afhængige af hinanden og forbindelserne vil umiddelbart kunne afbrydes. 4 Sjælland er forbundet med det Nordiske frekvensområde og Fyn-Jylland er forbundet med det kontinentale frekvensområde. Fyn-Jylland er forbundet til det Nordiske system via jævnstrømsforbindelser. Side 19/25

Samfundsøkonomisk har de internationale markeder den betydelige fordel, at de nødvendige fleksibilitets- og balanceringsressourcer oftest bliver tilgængelige og aktiveret med lavere omkostninger end ved mindre, nationale markeder. Dette har betydning direkte for elforbrugernes tariffer og omkostninger til indkøb af el, som derved er lavere end de ville være med udelukkende nationale markeder. Dette kan fx illustreres ved regler omkring budstørrelser, hvor leverandører af fleksibilitet fra mindre forbrugsenheder, fx i Danmark, oftest ønsker en lav grænse for budstørrelse, hvor man i de omkringliggende områder prioriterer en større budstørrelse, da dette er mest hensigtsmæssigt ift. leverandørerne i disse områder. Dette medfører, at de danske leverandører oftest oplever, at man skal byde en betydelig mængde fleksibilitet ind i markedet før et bud bliver vurderet til at være tilstrækkeligt relevant til at deltage i et marked. Inden for de fælles markedsregler i de integrerede markeder er det ikke muligt at fastsætte nationale særregler, da dette vil føre til forskellige konkurrencevilkår. Derudover kan spørgsmål som tidshorisont i indkøbet være en parameter, som skal harmoniseres mellem lande, og som har indflydelse på de enkelte leverandørers muligheder for at levere ydelser og deltage i markeder. Gevinsterne ved deltagelse i internationale markeder er dog indtil nu vurderet til at være så markant, at ulempen ved ikke at kunne definere nationale rammer ikke har kunnet ændre dette. Det nuværende prisniveau i de internationale markeder er desuden kendetegnet ved, at fleksibilitet leveret fra mindre forbrugsenheder ofte ikke er konkurrencedygtigt ift. udenlandske leverandører, fx fleksibilitet leveret fra vandkraftenheder i Norden. Det fremtidige behov for fleksibilitet forventes at stige, og dette vil sandsynligvis også få konsekvenser for prisniveauet, hvilket kan få indflydelse på konkurrenceevnen hos mindre forbrugsenheder. Deltagelse i fælles internationale markeder sker derfor oftest ud fra en afvejning af hensynet til en øget konkurrence i markedet og mulighederne for at lave nationale regelsæt, som er målrettet de nationale leverandører. Da markederne for fleksibilitet i fremtiden kan forventes at blive yderligere integreret over landegrænser i takt med den stigende integration af det indre marked for el, kan det forventes, at danske leverandører også fremtiden skal levere fleksibilitet i fælles markeder med fælles markedsregler. Levering af fleksibilitet fra nye teknologier i fremtiden må derfor ske inden for rammerne af de fælles markeder, som leverandørerne derfor i høj grad må tilpasse sig. Det er derfor afgørende, at danske leverandører af fleksibilitet er bevidste om rammerne for fremtidens markeder for fleksibilitet. Side 20/25

1.8 Behov for øvrige systemydelser (systembærende egenskaber) Energinet.dk har i 2015 igangsat en større analyse af behovet for systembærende egenskaber i det danske transmissionsnet. Systembærende egenskaber er den overordnede betegnelse, som dækker over elsystemets evne til at modstå fejl, typisk kortslutninger, i transmissionsnettet. Energinet.dk har igennem en årrække indkøbt en række centrale kraftværker tilsluttet transmissionsnettet til i perioder at være aktivt producerende udelukkende af hensyn til levering af systembærende egenskaber, specielt udenfor varmesæsonen, hvor kraftværkerne ikke er aktive af kommercielle årsager. Omkostningerne til indkøb af de systembærende egenskaber fremgår af Figur 8. Figur 8: Energinet.dk s omkostninger til indkøb af systembærende egenskaber pr. år. Udviklingen i omkostningerne afspejler udviklingen i de generelle elpriser i spotmarkedet, hvor omkostninger til systembærende egenskaber typisk stiger i perioder med lave spotpriser og omvendt. Behovsanalysen har til formål at øge transparensen i Energinet.dk s indkøb af systembærende egenskaber i de kommende år, men også at analysere en række ændringer i transmissionsnettet, som er opstået som følge af en række ombygninger og etablering af nye enheder i transmissionsnettet. Leverandørerne af systembærende egenskaber i dag er kraftværker tilsluttet transmissionsnettet, dvs. de centrale termiske kraftværker. Mindre kraftværker, typisk decentrale kraftvarmeværker, tilsluttet distributionsnettet har ikke de tekniske egenskaber, som muliggør, at disse kan medvirke til stabilisering af transmissionsnettet. Elsystemet i Vestdanmark er blevet analyseret først, og analysen er gennemført ved udførelse af en lang række dynamiske simuleringer af systemets evne til at håndtere kortslutninger i transmissionsnettet, og de deraf følgende udkoblinger af kraftværker. Fokus i analysen har været at kvantificere den samlede produktionskapacitet, som simuleringerne viste, ville falde ud ved forskellige typer af kortslutninger i nettet. Side 21/25

Energinet.dk s analyser har påvist, at årsagen til behovet for systembærende egenskaber i høj grad skyldes ældre vindmøller opsat før 2003, som ikke har evnen til at overleve fejl i transmissionsnettet. Behovsanalysen for det østdanske elsystem forventes afsluttet i løbet første halvår af 2017. Den foreløbige konklusion på analysen er, at Energinet.dk forventer et betydeligt faldende behov for systembærende egenskaber i de kommende år, og at elsystemet i Vestdanmark forventes at kunne drives uafhængigt af centrale kraftværker senest med idriftsættelsen af COBRA-forbindelsen i 2019. Faldet i det generelle behov er drevet af en faldende mængde ældre vindmøller i de kommende år, da det forventes, at disse møller gradvist tages ud af drift. Forhold vedrørende dækning af behovet for systembærende egenskaber, uddybes i næste afsnit. 1.9 Levering af systembærende egenskaber Energinet.dk s analyser af muligheder for dækning af behovet for systembærende egenskaber viser, at nye enheder etableret i transmissionsnettet, herunder specifikt jævnstrømskonverteren etableret i forbindelse med Skagerrak-4 forbindelsen, kan levere en meget stor del af behovet for systembærende egenskaber i det vestdanske elsystem. Skagerrak-4 konverteren blev idriftsat i januar 2015, og levering af systembærende egenskaber fra enheden er kun forbundet med ubetydelige omkostninger i form af et mindre energitab i konverteren. Jævnstrømskonverteren, som etableres i forbindelse med COBRA-forbindelsen til Holland, vil også kunne levere disse egenskaber til transmissionssystemet, og forbindelsen forventes idriftsat i starten af 2019. Der er ikke meromkostninger ved at etablere en jævnstrømskonverter ifbm. en jævnstrømsforbindelse, som kan levere systembærende egenskaber, da konvertertypen er valgt ud fra andre parametre og hensyn. 5 Derudover har analysen påvist, at en øget anvendelse af automatisering af passive komponenter, fx reaktorer og spoler, i nettet kan formindske behovet for systembærende egenskaber. Dette medfører, at det i fremtiden vil være komponenter i transmissionsnettet i Vestdanmark, der vil håndtere kortslutninger og dermed levere systembærende egenskaber. Det er grundlag for en betydelig samfundsøkonomisk besparelse ved driften af elsystemet, da det ikke længere vil være nødvendigt at tvangskøre i stigende grad urentable kraftværker for udelukkende at levere systembærende egenskaber. Det er illustreret ovenfor i Figur 1.6, at Energinet.dk s omkostninger til tvangskørsler af kraftværker har været på et betydeligt niveau i de sidste år, hvilket skyldes de 5 Da investeringsbeslutningen for Skagerrak-4 forbindelsen blev truffet i 2008 indgik systembærende egenskaber ikke i business casen. Valget faldt derfor på en VSC-type konverter af andre årsager, og derfor er der ikke et i samfundsøkonomisk perspektiv meromkostninger forbundet med leveranceevnen for systembærende egenskaber fra Skagerrak-4 forbindelsen, da den alene er etableret af hensyn til den grænseoverskridende handel med Norge. Samme for hold er gældende for COBRA-forbindelsen, som er valgt som en VSC-konverter, uden at systembærende egenskaber indgik i business casen. Side 22/25

lave spotpriser i begge danske prisområder. En lignende markedssituation forventes i de kommende år, hvor en endnu større andel vedvarende energi forventes introduceret til elsystemet. Leveringen af systembærende egenskaber fra netkomponenter er derfor et samfundsøkonomisk rentabelt alternativ, da jævnstrømskonverterne er etableret af andre årsager, og levering af systembærende egenskaber er uløseligt forbundet med driften af disse enheder. Dvs. at jævnstrømkonverterne leverer systembærende egenskaber til nettet når enhederne er i drift pga. den grænseoverskridende handel på forbindelserne, og driften af enhederne er finansieret af denne handel over grænser. Dette medfører, at den samfundsøkonomiske meromkostning ved at levere systembærende egenskaber fra enhederne er ubetydelig. Anvendelse af netkomponenter til levering af systembærende egenskaber er derfor et bidrag til en omkostningseffektiv omstilling af elsystemet til vedvarende energi, da alternativet er tvangskørsel af kraftværker, og denne mulighed er opstået som følge af en teknologiudvikling inden for jævnstrømskonvertere i de senere år, hvor Skagerrak-4 forbindelsen er den første af denne type i Nordeuropa. Energinet.dk s driftserfaringer med Skagerrak-4 forbindelsen siden forbindelsen blev sat i drift i januar 2015 har derfor dannet grundlag for revurderingen af behovet for systembærende egenskaber. Det forventes, at i takt med etableringen af VSCjævnstrømskonvertere i Tyskland og Sverige i de kommende vil også disse elsystemer overgå til anvendelse af denne type enheder til sikring af disse egenskaber til elsystemerne i disse lande. 1.9.1 Køb af systembærende egenskaber Udover forskellige passive komponenter består Energinet.dk's netkomponenter, der leverer systembærende egenskaber, af synkronkompensatorer, STAT-com og VSC-anlæg. Netkomponenterne anvendes til at sikre de nødvendige systembærende egenskaber lokalt omkring HVDC-udlandsforbindelserne. Synkronkompensatorerne i Fraugde er anlagt for at sikre en stabil drift af Storebæltsforbindelsen og forsyningssikkerheden på Fyn i udvalgte driftssituationer. Synkronkompensatoren i Herslev er også anlagt for at sikre en stabil drift af Storebæltsforbindelsen og synkronkompensatoren i Bjæverskov er anlagt for at sikre en stabil drift af Kontek-forbindelsen mellem Sjælland og Tyskland. VSC-konverteren i forbindelse med Skagerrak-4 forbindelsen leverer automatisk systembærende egenskaber til transmissionsnettet, når forbindelsen er i drift ved grænseoverskridende udveksling, og det samme vil være tilfældet for COBRA-forbindelsen, når denne går i drift i starten af 2019. Samlet set vurderes det, at behovet for systembærende egenskaber og de eksisterende samt kommende tekniske muligheder for dækning af behovet, ikke gør det nødvendigt med større investeringer i anlæg i de kommende 5-10 år i Vestdanmark. Når behovsanalysen for Østdanmark er gennemført, vil det være muligt at vurdere, om der er behov for nye investeringer i dette område. Side 23/25

Ift. effektiv opretholdelse af forsyningssikkerheden på dette område er der fremadrettet primært behov for at optimere driften af de eksisterende og kommende enheder, samt sikre samspillet med nye teknologier i takt med, at de indfases, såfremt det vurderes, at nye teknologier kan levere systembærende egenskaber. De anlæg, der i dag kan levere systembærende egenskaber, er illustreret ved figur 9. Figur 9: Oversigt over anlæg, der kan levere systembærende egenskaber i transmissionsnettet i Danmark i 2016. Sammenfatning Spørgsmål om forsyningssikkerhed og fleksibilitet i elsystemet håndteres i dag overvejende via de eksisterende, internationale elmarkeder. Samlet set vurderes det, at behovet for systembærende egenskaber kan opfyldes af de eksisterende enheder og allerede planlagte enheder som COBRAforbindelsen, samt kommende tekniske muligheder for dækning af behovet, ikke gør det nødvendigt med større investeringer i anlæg i de kommende 5-10 år. Ift. effektiv opretholdelse af forsyningssikkerheden på dette område, er der fremadrettet primært behov for at optimere driften af de eksisterende og kommende enheder, samt sikre samspillet med nye teknologier i takt med at de indfases (fx batterier og solcelle-invertere i husholdninger). Side 24/25