Elinfrastrukturrapporten - Energinet.dk

energinet.dk

Elinfrastrukturrapporten - Energinet.dk

Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning

og kabellægning i eltransmissionsnettet

April 2008


ISBN nummer:

978-87-90707-61-3

Rapporten kan downloades på:

www.energinet.dk


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Indholdsfortegnelse

1. Indledning 3

2. Sammenfatning 4

2.1 Elinfrastrukturudvalgets kommissorium 4

2.2 Afgrænsning af redegørelsen 5

2.3 Hovedkonklusioner for udbygningsprincipperne 5

2.4 Beregningsforudsætninger og udbygningsbehov 17

2.5 Teknologierne og de teknologiske udfordringer 20

2.6 Miljøpåvirkning ved udbygningsprincipperne 23

2.7 Økonomisk sammenfatning af udbygningsprincipperne 24

3. Elinfrastrukturens opgaver 29

3.1 Forsyningssikkerhed og beredskab 29

3.2 Marked 32

3.3 Indpasning af vedvarende energi 35

4. Teknologierne 36

4.1 Vekselstrøm (AC) 36

4.2 Jævnstrøm (HVDC) 37

4.3 Anlægsomkostninger ved de forskellige teknologier 38

4.4 Tekniske egenskaber og udfordringer for luftlednings-, AC- og DCkabelanlæg

39

4.5 Kabelmarkedet 40

4.6 400 kV-vekselstrømskabler i transmissionsnettet – den

fremadrettede indsats 41

5. Miljøhensyn ved planlægning af transmissionsnettet 44

5.1 Visuelle påvirkninger fra kabler, master og stationsanlæg 44

5.2 Støjpåvirkninger ved eltransmissionsanlæg 47

5.3 Påvirkninger på natur, planter og dyr 49

5.4 Magnetfelter 50

6. Beregningsforudsætninger, udbygningsbehov og metoder 53

6.1 Beregningsforudsætninger 53

6.2 Netbelastning og udbygningsbehov 55

6.3 Metode for analyser af udbygningsmodeller 58

6.4 Metoder til vurdering af miljømæssige konsekvenser 59

7. Udbygningsprincipper for eltransmissionsnettet 64

7.1 A – Fuldstændig kabellægning af elnettet 65

7.2 B – Nye 400 kV-forbindelser i kabler 66

7.3 C – Nye 400 kV-forbindelser i kabler og lavere master i nyt design

ved ét eksisterende tracé 67

7.4 D – Nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor der i forvejen er

luftledninger, men på lavere master i nyt design 69

7.5 E – Nye 400 kV-forbindelser i luften på lavere master i nyt design 70

7.6 F – Ingen udbygning af elnettet 71

7.7 Kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettene 71

7.8 Forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net 71

7.9 Distributionsnettet under 100 kV 73

7.10 Økonomisk sammenstilling af udbygningsprincipper 74

7.11 Robusthed 80

1


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

7.12 Leveringssikkerhed for udbygningsprincipperne 83

7.13 Teknisk realiserbarhed for udbygningsprincipperne 84

7.14 Markedstab ved udbygningsprincipper 84

7.15 Miljøpåvirkning ved udbygningsprincipper 85

Bilag

Bilag 1

Bilag 2

Bilag 3

Bilag 4

Bilag 5

Analyse af konkrete netudbygningsmodeller

Gældende statslige retningslinjer for etablering og sanering af højspændingsanlæg

Kort med eksisterende eltransmissionsnet

Elinfrastrukturudvalgets sammensætning

Elinfrastrukturudvalgets kommissorium

2


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1. Indledning

Denne tekniske redegørelse udgør Elinfrastrukturudvalgets afrapportering af arbejdet vedrørende

fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet. Rapporten er udarbejdet til klimaog

energiministeren i henhold til kommissoriet, der fremgår af afsnit 2.1.

Udvalget har været sammensat af repræsentanter fra Klima- og Energiministeriet, Energistyrelsen,

Energinet.dk, Miljøministeriet v. By- og Landskabsstyrelsen samt Miljøcenter Odense, Finansministeriet,

Kommunernes Landsforening og Dansk Energi (fra december 2007). Udvalgets

medlemmer fremgår af Bilag 4. Elinfrastrukturudvalget har afholdt 9 møder i perioden fra ultimo

august 2007 til ultimo februar 2008.

Redegørelsen omfatter i afsnit 2 en sammenfatning, som opsummerer redegørelsens resultater

og præsenterer de analyserede udbygnings- og kabellægningsprincipper for elnettet. Sammenfatningen

kan læses som et selvstændigt dokument. Det indebærer, at der er gentagelser mellem

sammenfatningen og redegørelsens øvrige afsnit, som uddyber og mere detaljeret beskriver de

opgaver, som elinfrastrukturen skal varetage i dag og fremover, de mulige teknologiske løsninger,

en række miljøforhold vedrørende eltransmissionsanlæg samt de anvendte beregningsforudsætninger

og analysemetoden. Derudover beskrives viften af mulige udbygningsprincipper for

eltransmissionsnettet samt en række analyserede, konkrete udbygningsmodeller for elnettet.

3


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

2. Sammenfatning

En af de energipolitiske målsætninger er at øge andelen af vedvarende energi til mindst 30 pct.

af energiforbruget i 2025. 1 Det er samtidig regeringens ønske at sikre indfrielse af de overordnede

målsætninger om forsyningssikkerhed, miljøbeskyttelse og høj konkurrenceevne på en omkostningseffektiv

måde.

Et tilstrækkeligt og robust eltransmissionsnet er en forudsætning for at realisere de energipolitiske

målsætninger for miljø, forsyningssikkerhed og markedsudvikling i energisektoren.

Eltransmissionsnettet skal derfor løbende udbygges og tilpasses i takt med indpasningen af store

mængder vedvarende energi og forøgelsen af handelskapaciteter til nabo-områder.

I den fortsatte udbygning af EU's indre marked for energi vil en afgørende forudsætning være, at

infrastrukturen kan håndtere transmission af betydelige energimængder – ofte på tværs af landegrænser

– og dermed reducere flaskehalse i markedet. Hermed begrænses enkelte aktørers

muligheder for at udnytte deres markedsmagt til at påvirke prisdannelsen til skade for virksomheder

og husholdninger. EU har som en del af TEN-aktiviteterne – Trans European Network –

peget på en række konkrete transmissionsforbindelser landene imellem, som bør etableres eller

udbygges. Heri indgår en række forbindelser i Danmark og fra Danmark til Norge og Tyskland.

Planlægningen af denne udbygning har hidtil baseret sig på Miljø- og Energiministeriets principper

for etablering og sanering af højspændingsanlæg fra 1995 med senere ajourføringer, senest

regeringens Energistrategi 2025 fra juni 2005. De gældende retningslinjer er gengivet i Bilag 2.

Foruden en kvantificering og specifikation af det forventede udbygningsbehov er det vurderet

hensigtsmæssigt, at der dannes et grundlag for en systematisk overvejelse af de hensyn, der

lægges til grund ved planlægningen af udbygningen af eltransmissionsnettet.

På den baggrund nedsatte transport- og energiministeren i sommeren 2007 Elinfrastrukturudvalget

med den opgave at udarbejde en teknisk redegørelse om den fremtidige udbygning af

eltransmissionsnettet.

2.1 Elinfrastrukturudvalgets kommissorium

Udvalget skal udarbejde en teknisk redegørelse, der beskriver og kvantificerer det samlede udbygningsbehov

samt de opgaver, som elinfrastrukturen skal løse med hensyn til indpasning af

vedvarende energi og decentral elproduktion, opretholdelse af forsyningssikkerheden og facilitering

af elmarkedet på transmissionsniveau.

Den tekniske redegørelse skal ligeledes indeholde en analyse af mulige fremtidige netstrukturer

med udgangspunkt i forskellige, langsigtede netudbygningsstrategier. Heri skal forskellige scenarier

for udviklingen af det samlede danske energisystem inddrages. Ligeledes skal der indgå analyse

af en øget kabellægning frem for luftføring af det danske 400 kV-net.

På baggrund af disse analyser skal der i den tekniske redegørelse opstilles en række konkrete

modeller for den fremtidige udbygning af elinfrastrukturen baseret på forskellige teknologiske

muligheder.

1 Regeringen har 21. februar 2008 indgået en bred energiaftale. I aftalen er partierne blandt andet enige om at rejse 400

MW nye havmøller i 2012, hvilket stort set stemmer overens med de i udvalgsarbejdet anvendte forudsætninger. Det er

udvalgets vurdering, at Energiaftalen ikke ændrer på udvalgsarbejdets resultater.

4


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Den tekniske redegørelse skal afdække miljømæssige/landskabsmæssige, tekniske, omkostningsmæssige

og samfundsøkonomiske konsekvenser forbundet med de individuelle udbygningsmodeller.

Ligeledes skal der indgå en vurdering af konsekvenserne for elprisen.

Det tilstræbes, at alternativerne opfylder sammenlignelige krav til forsyningssikkerhed, markedsudbygning

og integration af store mængder vedvarende energi, svarende til målsætningerne i

regeringens energistrategi. Alternativerne skal tillige vurderes ud fra mulighederne for samspillet

med udlandet. Som reference anvendes Energinet.dk's hidtidige plan for den langsigtede elinfrastruktur

baseret på de nuværende principper for udbygning af elinfrastrukturen.

2.2 Afgrænsning af redegørelsen

Elinfrastrukturudvalget har udarbejdet en teknisk redegørelse for mulige, fremtidige principper

for udbygning og kabellægning af elnettet. Det har været udvalgets opgave at sikre, at de foreslåede

netudbygningsprincipper er tilstrækkeligt rummelige og robuste til at kunne understøtte

både forsyningssikkerhed og markedsfunktion ved varianter af udlandsforbindelser og indenlandsk

elproduktionsapparat.

Redegørelsen er derimod ikke en detaljeret analyse af det samfundsøkonomiske optimum for

udbygning af det samlede elsystem. De konkrete udbygninger af infrastrukturen vil blive analyseret

yderligere i forbindelse med udarbejdelsen af beslutningsgrundlag for de enkelte investeringer.

I det fortsatte arbejde skal der tages højde for de ændrede rammebetingelser i både Danmark

og nabo-områderne, som er af betydning for det danske energisystem. Det er væsentligt at

være opmærksom på, at indpasningen af store mængder vind i elsystemet medfører et betydeligt

behov for udveksling af el med nabo-områder. Samhandel via stærke udlandsforbindelser er en

forudsætning for at sikre en hensigtsmæssigt udnyttelse af det øvrige danske elproduktionssystem,

som i en hvis udstrækning må opretholdes for at sikre stabiliteten og forsyningssikkerheden

i det danske system. Foreliggende redegørelse tager ikke stilling til, hvilken konkret udvikling

af elproduktionsapparatet, der er mest sandsynlig eller direkte nødvendig af hensyn til forsyningssikkerheden.

Ligeledes er der ikke i redegørelsen foretaget analyser vedrørende eventuel manglende udbygning

af udvekslingsforbindelser til nabo-områder. Der er således ved beregning af de markedsmæssige

omkostninger ved netmæssige begrænsninger alene regnet på omkostninger som følge

af begrænsninger i det interne danske transmissionsnet – ikke udlandsforbindelser.

Endelig skal det bemærkes, at det er afgørende for rettidig gennemførelse af udbygningsprincipperne,

at myndighedsbehandlingsprocessen smidiggøres væsentligt. Eksempelvis bør der fremadrettet

nedsættes styre- og arbejdsgrupper i forbindelse med planprocessen for nye eltransmissionsprojekter.

Energistyrelsen, Miljøministeriet v/de statslige miljøcentre, de berørte kommuner,

Energinet.dk, de regionale transmissionsselskaber og andre relevante myndigheder bør inddrages

i disse grupper, så de to godkendelser i henhold til Elforsyningsloven og Planloven i højere grad

koordineres. Der er i udvalgsarbejdet ikke foretaget yderligere overvejelser vedrørende de gældende

procedurer for myndighedsbehandling af elinfrastrukturanlæg.

2.3 Hovedkonklusioner for udbygningsprincipperne

Udbygningen af elnettet skal ske gennem en sammenhængende, langsigtet og styret udvikling,

så forsyningssikkerheden opretholdes, og elmarkedets funktion understøttes bedst muligt. Udbygningen

skal ske under hensyntagen til den fortsatte teknologiske udvikling, miljøet, herunder

de landskabelige hensyn, samt de samfundsøkonomiske rammer.

Det overordnede elnet består i dag af ca. 1.100 km 400 kV-forbindelser og 3.000 km 132 kV- og

150 kV-forbindelser. 400 kV-nettet er rygraden i det danske elsystem og udgør populært sagt

5


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

elsystemets motorveje, mens 132 kV- og 150 kV-nettet til sammenligning udgør elsystemets

hovedveje.

På 400 kV-niveau er ca. 165 km kabellagt, hvoraf 80 km er vekselstrømskabler. På 132 kV- og

150 kV-niveau er ca. 600 km kabellagt.

Tabel 1 giver et overblik over andelen af kabler og luftledninger i det eksisterende net samt de

vurderede omkostninger ved en kabellægning af de resterende luftledninger.

Spændingsniveau Total km Km kabel Km luftledning

Omkostninger ved kabellægning

af resterende

luftledning (mia. kr.)

6-20 kV 61.566 53.428 8.138 3 2

30-60 kV 8.465 2.760 5.705 7-8

132-150 kV 4.062 611 3.451 11,5

220-400 kV 1.478 164 1.314 37

Tabel 1 Fordeling af kabler og luftledning i det eksisterende net samt omkostning ved kabellægning.

Alle længder er angivet som system-kilometer. 3

Det er overvejende sandsynligt, at hele distributionsnettet under 100 kV vil være kabellagt inden

for den tidshorisont, der anvendes i de nærværende analyser.

Ønskes en øget kabellægning af det overordnede transmissionsnet, kan det ske uden væsentlige

teknologiske problemer på 132 kV- og 150 kV-niveau, mens der er betydelige teknologiske udfordringer

med øget kabellægning på 400 kV-niveau. Det er samtidig væsentligt billigere at kabellægge

132 kV- og 150 kV-nettet i forhold til 400 kV-nettet.

Udvalget har vurderet de miljømæssige, leveringssikkerhedsmæssige 4 , markedsmæssige og

samfundsøkonomiske forhold ved seks forskellige udbygningsprincipper, hvoraf to ikke anses for

hensigtsmæssige, da de ikke vil kunne understøtte de miljø- og energipolitiske målsætninger i

det nødvendige omfang.

Udvalget har for hvert af de seks udbygningsprincipper gennemregnet en eller flere konkrete

udbygningsmodeller som eksempler inden for hvert princip, se Bilag 1. Analyserne har speciel

fokus rettet mod alternative kabellægningsprincipper. Analyserne kan ikke anvendes som beslutningsgrundlag

for en konkret udbygning af elnettet, da det på sigt vil begrænse mulighederne for

fx at tage ny teknologi i anvendelse. Det er altså primært udbygningsprincippet, der bør tages

stilling til.

Figur 1 illustrerer de seks udbygningsprincipper A til F for det overordnede elsystem på 400 kVniveau.

2 Et overordnet skøn, som er behæftet med stor usikkerhed. Der er regnet med en omkostning på 350 tkr. pr. km. Afledte

omkostninger til ændringer af stationer er ikke inkluderet i estimatet.

3 Tracé-km angiver længde af selve tracéet. System-kilometer angiver selve ledningslængden, som kan være større end

tracélængden, da der kan være flere systemer på samme masterække.

4 Leveringssikkerhed kan defineres som sandsynligheden for, at nettet er i stand til at transportere strøm til slutbrugerne.

Leveringssikkerhed er således ikke lig med forsyningssikkerhed, der kan defineres som sandsynligheden for, at der er

strøm til rådighed hos slutbrugerne, men et vigtigt element heri.

6


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Principperne A, B og C forudsættes alle kombineret med en kabellægning af det eksisterende 132

kV- og 150 kV-net i henhold til særskilte kriterier, som senere skal udmøntes i en konkret kabelhandlingsplan.

For principperne D og E kan en kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet vælges

fra eller til.

På samme måde kan principperne B til E for 400 kV-nettet alle kombineres med en forskønnelse

af det eksisterende 400 kV-net. Det vil med de nuværende teknologiske muligheder fortrinsvis

ske ved udskiftning af de eksisterende gittermaster til nye og lavere mastetyper (se Figur 7, side

15) i takt med, at behovet for renovering opstår. Kabellægning af eksisterende 400 kV kan ske

på korte og særligt udvalgte strækninger.

400 kV

A

Fuldstændig

kabellægning

B

Nye

forbindelser

i kabler

C

Nye forbindelser

i i kabler og nye

master ved et

eksisterende

tracé

D

Nye forbindelser

i i luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

E

Nye forbindelser

i luften

F

Ingen

udbygning af

elnettet

Forskønnelse af eksisterende 400 kV-net ved

lavere master i nyt design

+ kabellægning på særligt udvalgte strækninger

132 kV og

150 kV

Kabellægning af eksisterende 132 kV- og 150 kV-net i henhold til

særskilt kabelhandlingsplan

Figur 1

Udbygningsprincipper for elnettet.

7


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

A – Fuldstændig kabellægning af elnettet

Figur 2

Udbygningsprincip A – fuldstændig kabellægning af elnettet.

En total kabellægning af det danske 400 kV-net vil være en meget omfattende og teknisk krævende

opgave, som ikke vil kunne forventes gennemført på under 30-40 år. 5

På grund af den tidsmæssige horisont og de teknologiske udfordringer må en konkret beslutning

om en total kabellægning af det danske elnet afvente løsning af disse udfordringer. I stedet kan

en total kabellægning af elsystemet være en overordnet og langsigtet målsætning, uanset hvilket

af de øvrige udbygningsprincipper der vælges.

Hvis det kunne lade sig gøre at gennemføre en total kabellægning af 400 kV-nettet med den i

dag kendte teknologi, må det forventes at koste i nærheden af 37 mia. kr. 6 Det er 14 gange de

forventede udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper.

Dertil skal lægges en total kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet, som vil koste omkring 11,5

mia. kr. I alt vil det altså koste ca. 48 mia. kr. at kabellægge det danske 400 kV-, 150 kV- og

132 kV-net.

5 Det er i de økonomiske analyser antaget, at kabellægningen er gennemført i 2030 af hensyn til sammenligningen med de

øvrige udbygningsprincipper.

6 Alle omkostninger i forbindelse med realiseringen af principperne er angivet i 2008-priser.

8


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

B – Nye 400 kV-forbindelser i kabler

Figur 3

Udbygningsprincip B – nye 400 kV-forbindelser i kabler.

Med udbygningsprincip B lægges alle nye 400 kV-forbindelser i jorden.

Det eksisterende 400 kV-luftledningsnet bliver stående, men princippet åbner mulighed for tilvalg

af forskønnelsesprojekter i form af udskiftning til nye mastetyper, eventuel omlægning af tracé

og delvis kabellægning ligesom i dag, sådan at der tages størst muligt hensyn til de landskabelige

værdier.

Dette princip ventes at koste ca. 8 mia. kr., svarende til ca. tre gange mere end de forventede

udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper. De første udbygningsprojekter

forventes at være Endrup-Kassø-Tyskland (2012) og Endrup-Idomlund (2014). Samtlige

400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020.

Dette udbygningsprincip forudsætter en omfattende omstrukturering af det eksisterende 132 kVog

150 kV-net som følge af 400 kV-kabellægningen. En fuldstændig kabellægning af 132 kV- og

150 kV-nettet vil kunne gennemføres i takt med omstruktureringen og vil koste ca. 11,5 mia. kr.

Den samlede pris for udbygningsprincip B vil således være omkring 20 mia. kr.

De teknologiske løsninger, som vil skulle tages i anvendelse ved dette udbygningsprincip, er ikke

afprøvet i det omfang, som de forudsættes. Dette udbygningsprincip må derfor betragtes som

væsentligt mere risikobetonet end principperne C, D og E.

9


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

For ikke at sætte leveringssikkerheden over styr som følge af nye teknologiske løsninger vil kabellægning

af flere, nye forbindelser på længere strækninger først kunne påbegyndes i takt med,

at der er opnået tilfredsstillende resultater af forsøg med lange (mere end 40 km) 400 kVvekselstrømskabler

i det eksisterende elnet. Sådanne forsøg vil med en målrettet indsats kunne

gennemføres i løbet af 6-10 år.

Da indpasningen af markant mere vedvarende energi kræver udbygning af elnettet, inden disse

kabelforsøg kan være gennemført, må det forventes, at der i en overgangsperiode vil blive behov

for etablering af mere kortsigtede løsninger – fx 400 kV-jævnstrømskabler – som ikke i alle tilfælde

understøtter den langsigtede udvikling af elnettet. En del af investeringerne ved dette udbygningsprincip

må derfor betragtes som kortsigtede.

C – Nye 400 kV-forbindelser i kabler og master i nyt design ved ét eksisterende tracé

Figur 4

Udbygningsprincip C – nye 400 kV-forbindelser i kabler og master i nyt design ved ét

eksisterende tracé.

Med udbygningsprincip C lægges nye 400 kV-forbindelser som hovedregel i jorden. Samtidig

forstærkes 400 kV-nettets vitale rygrad gennem Jylland ved anvendelse af en mast i et mere

tidssvarende design.

Det betyder, at den eksisterende masterække mellem den jysk-tyske grænse og Tjele fjernes og

erstattes med en ny tosystemsforbindelse 7 på master i et nyt design.

7

To 400 kV-systemer ophænges på samme masterrække.

10


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Det øvrige 400 kV-luftledningsnet bliver stående, men princippet åbner mulighed for tilvalg af

forskønnelsesprojekter i form af udskiftning til nye mastetyper, eventuel omlægning af tracé og

delvis kabellægning ligesom i dag, sådan at der tages størst muligt hensyn til de landskabelige

værdier.

Dette udbygningsprincip ventes at koste ca. 5,5 mia. kr., det vil sige ca. 2,5 gange mere end de

forventede udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper. De første

udbygningsprojekter i dette princip forventes at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012), Revsing-

Tjele (2014) og Endrup-Revsing. Samtlige 400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020.

Udbygningsprincippet forudsætter ligesom princip B en omfattende omstrukturering af det eksisterende

132 kV- og 150 kV-net som følge af 400 kV-kabellægningen. En fuldstændig kabellægning

af 132 kV- og 150 kV-nettet vil kunne gennemføres i takt med omstruktureringen og vil

koste ca. 11,5 mia. kr. i 2008-priser.

Den samlede pris for udbygningsprincip C vil således være ca. 17 mia. kr.

Som for udbygningsprincip B gælder det, at de teknologiske løsninger, som tages i anvendelse

ved dette udbygningsprincip, ikke er afprøvet. Princippet vil dog grundet forstærkningen af den

vitale 400 kV-forbindelse gennem Midtjylland samt en trinvis integration af 400 kV-kabler i nettet

være en væsentligt mere sikker og robust løsning end princip B. Forstærkningen gennem Midtjylland

medfører, at kabellægningen af alle øvrige nye 400 kV-forbindelser vil være væsentligt mindre

risikobetonet, end det er tilfældet for udbygningsprincip B.

Som for princip B vil kabellægning af flere nye 400 kV-forbindelser på længere strækninger kunne

påbegyndes i takt med, at der er opnået tilfredsstillende resultater af forsøg med lange (mere

end 40 km) 400 kV-vekselstrømskabler i det eksisterende elnet. Sådanne forsøg vil med en målrettet

indsats kunne gennemføres i løbet af 6-10 år.

11


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

D – Nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor der i forvejen er luftledninger, men på

master i nyt design

Figur 5

Udbygningsprincip D – nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor der i forvejen er luftledninger,

men på master i nyt design.

Med netudbygningsprincip D opføres alle nye 400 kV-forbindelser som luftledninger. De nye forbindelser

placeres udelukkende ved tracéer, hvor der i forvejen er højspændingsmaster. De eksisterende

og nye luftledninger samles på nye lavere master i et nyt design, hvorefter de gamle

gittermaster fjernes.

Udbygningsprincip D bygger på de eksisterende principper for netudbygning.

For at reducere de visuelle gener for landskabet bygges nye 400 kV-luftledninger alene ved eksisterende

tracéer og med en ny mastetype. Fx udskiftes den eksisterende luftledning mellem

Kassø og Tjele med en ny tosystemsluftledning.

Dette udviklingsprincip ventes at koste ca. 4 mia. kr. De første udbygningsprojekter i dette princip

forventes at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012), Revsing-Tjele (2014). Samtlige 400 kVprojekter

forventes færdiggjort i 2020.

Dette princip kan kombineres med forskønnelsesprojekter for det eksisterende 400 kV-net, samt

kabellægning af elnettet på de lavere spændingsniveauer. Her kan luftledninger kabellægges

uden væsentlige teknologiske problemer, og er samtidig væsentligt billigere end kabellægning på

400 kV-niveau.

Dette udbygningsprincip giver maksimal kapacitet i elnettet og undgår nye 400 kV-tracéer til

lavest mulige omkostninger.

12


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

E – Nye 400 kV-forbindelser i luften på lavere master i nyt design

Figur 6

Udbygningsprincip E – nye 400 kV-forbindelser i luften på lavere master i nyt design.

Med udbygningsprincip E opføres nye 400 kV-forbindelser som luftledninger på master, som er

lavere og i et mere tidssvarende design end de traditionelle gittermaster.

Udbygningsprincip E bygger på de allerede i dag eksisterende principper for netudbygning og

ventes at koste ca. 2,7 mia. kr. i 2008-priser. De første udbygningsprojekter i dette princip forventes

at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012) og Endrup-Idomlund (2014). Samtlige 400 kVprojekter

forventes færdiggjort i 2020.

Dette princip kan kombineres med forskønnelsesprojekter for det eksisterende 400 kV-net samt

kabellægning af elnettet på de lavere spændingsniveauer.

Udbygningsprincippet giver maksimal kapacitet i elnettet til lavest mulig omkostning, men princippet

giver samtidig en øget visuel påvirkning af landskabet som følge af nye luftledninger.

F – Ingen udbygning af elnettet

Udvalget har vurderet konsekvenserne af ikke at foretage yderligere udbygning af

eltransmissionsnettet.

Princippet er ikke sammenligneligt med de øvrige udbygningsprincipper både af forsyningssikkerhedsmæssige

årsager, hensynet til en velfungerende konkurrence på elmarkedet og ønsket

om at indpasse markant mere vedvarende energi i elsystemet. Der er behov for at forstærke

eltransmissionsnettet, når de politiske målsætninger om mere vindenergi i elsystemet skal nås.

13


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet

132 kV- og 150 kV-nettet udgør de store hovedveje i elsystemet.

Efter de gældende regler kabellægges nye 132 kV- og 150 kV-forbindelser som udgangspunkt

allerede i dag.

Ønskes det eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledningsnet kabellagt, vil dette kunne kombineres

med et hvert af udbygningsprincipperne for 400 kV-nettet. Ønskes en massiv kabellægning af

transmissionsnettet, vil det være samfundsøkonomisk mest hensigtsmæssigt at kabellægge 132

kV- og 150 kV-nettet i henhold til en sammenhængende kabelhandlingsplan på basis af miljømæssige,

tekniske og økonomiske kriterier og i forbindelse med større renoveringer. En detaljeret

udredning om kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet er under udarbejdelse af Dansk

Energi. Denne udredning vil kunne indgå som en del af grundlaget for udarbejdelsen af en konkret

kabelhandlingsplan, når de fremtidige principper for udbygning af eltransmissionsnettet er

fastlagt.

Prisen for at kabellægge hele det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net (ca. 3.000 km) vurderes at

være ca. 11,5 mia. kr. 8

Forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net

Udbygningsprincipperne B-E vil alle kunne kombineres med en forskønnelse af det eksisterende

400 kV-luftledningsnet. Ved renoveringer af det eksisterende luftledningsnet kan de eksisterende

master på udvalgte strækninger udskiftes med lavere master i et nyt design. Se Figur 7. Masterne

vil være 7-12 meter lavere end en typisk Donaumast på 42 meter. De nye master vil desuden

kunne indpasses bedre i landskabet end de eksisterende ved at planlægge tracéet i bedre samspil

med landskabets struktur og med størst mulige hensyn til de landskabelige værdier. På kortere

delstrækninger kan der ligesom i dag kabellægges – fx i tæt bymæssig bebyggelse og der, hvor

en luftledning får væsentlige konsekvenser for landskabelige interesser.

Samlet set opnås en markant forskønnelse af landskabet i forhold til i dag.

8 Dette beløb omfatter alene omkostninger til kabellægning. Det vurderes, at der vil blive behov for ombygning af stationer,

som vil koste 1-2 mia. kr.

14


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Figur 7

Eksisterende og nye mastetyper – alle til to 400 kV-systemer. Donaumasten findes flere

steder i Jylland. Eaglemasten er i dag færdigudviklet og kan tages i brug ved nye projekter.

Fibermasten er under udvikling og forventes at være færdigudviklet om ca. 5 år.

En forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net med udskiftning af omkring en tredjedel af de

eksisterende master (fordelt med kabellægning af 50 km og udskiftning til nye master på 350

km) vurderes til at koste ca. 2,3 mia. kr. Det er værd at bemærke, at en del af denne forskønnelse

er indregnet i princip C, hvor der etableres nye 400 kV-luftledninger ved et eksisterende

tracé.

15


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Opsummering af nøgletal for udbygningsprincipperne

Tabel 2 viser en samlet oversigt over hovedresultater for de seks udbygningsprincipper.

Parameter År Princip

A

Km 400 kV-luftledning i alt

Km 132 kV- og 150 kVluftledning

i alt

Princip

B

Princip

C

Princip

D

Princip

E

Princip

F

2015 1.100 1.100 1.100 1.100 1.280 1.100

2020 740 1.100 1.100 1.100 1.360 1.100

2025 370 1.100 1.100 1.100 1.360 1.100

2030 0 9 1.100 1.100 1.100 1.360 1.100

2015 1.940 1.940 1.940 2.330 2.330 2.330

2020 1.300 1.300 1.300 2.330 2.330 2.330

2025 650 650 650 2.330 2.330 2.330

2030 0 0 0 2.330 2.330 2.330

Investeringsomkostninger

36,6 8,1 5,6 3,8 2,5 0

(2008-priser) 10

400 kV, total – mia. kr.

Investeringsomkostninger

132 kV og 150 kV, total –

mia. kr. (2008-priser)

11,5 11,5 11,5 0,2 0,2 0

Tarifpåvirkning øre/kWh 11 2015 0,5 1,2 0,8 0,3 0,3 1,0

2020 3,2 2,6 2,3 0,6 0,4 2,7

2025 6,2 3,3 3,0 0,7 0,5 4,4

2031 9,5 3,9 3,5 0,7 0,5 -

2015 0,0 0,4 0,2 0,0 0,0 0,3

Samfundsøkonomisk omkostning/år

12 – mia. kr. 2020 1,4 1,1 0,8 0,1 0,0 1,0

Princip E (eksisterende

principper) er anvendt som

2025 3,0 1,4 1,2 0,1 0,0 1,4

reference. 2031 5,0 1,8 1,6 0,1 0,0 -

Leveringssikkerhed 13 - Mellem Mellem Høj Høj -

Teknisk realiserbarhed 14 Ikke muligt

i dag

Tabel 2 Nøgletal for de seks udbygnings- og kabellægningsprincipper.

Lav Mellem Høj Høj Høj

9

En fuldstændig kabellægning på 400 kV-niveau er ikke en realiserbar mulighed i 2030, men er anvendt som eksempel for

at kunne sammenligne principperne.

10 Omkostninger til udvidelse af udlandsforbindelser og ilandføringsanlæg for havmølleparker, samt eventuelle omkostninger

i forbindelse med ombygning af stationer, er ikke indregnet i investeringsomkostningerne.

11 Tarifvirkning for 400 kV-net samt 132 kV-net ejet af Energinet.dk er beregnet som 4,3 pct. nominel rente, lineær afskrivning

og 2 pct. inflation. Tarifvirkning for regionale net (132-150 kV) er derimod beregnet som den toneangivende

lange byggeobligationsrente + 1 pct. (p.t. svarende til 6,7 pct.) i henhold til Bekendtgørelse 1520 af 23/12 2004.

12 Ved beregning af den samfundsøkonomiske omkostning er der indregnet et forvridningstab på 20 pct. af meromkostningen

ved kabler i forhold til luftledninger. Ved forvridningstab forstås samfundsøkonomisk tab ved forvridning i markedsbalancen

som følge af meromkostningen ved kabler.

13 Niveauet for leveringssikkerhed er primært baseret på deterministiske analyser af systemtilstrækkelighed suppleret med

enkelte probabilistiske beregninger. Forskelle i "ikke leveret energi" er relativt små og vil sandsynligvis kunne imødegås

ved en senere detailprojektering. Se i øvrigt afsnit 7.12.

14 Med teknisk realiserbarhed forstås en samlet vurdering af princippets tekniske risici samt muligheden for gennemførelse

af princippet inden for tidsrammen. Myndighedsbehandlingsmæssige risici er ikke vurderet under teknisk realiserbarhed.

Se i øvrigt afsnit 7.13.

16


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

2.3.1 Robusthed

Med udgangspunkt i Energinet.dk's fire scenarier 15 er der foretaget en vurdering af de enkelte

udbygningsprincippers fleksibilitet og robusthed i forhold til forskellige udviklinger af de omgivende

faktorer, der påvirker investeringer i elnettet frem mod 2030. Tabel 3 viser vurderingen af

princippernes anvendelighed i de fire scenarier.

Blåvang

Høj miljø-prioritet

Primært nationalt

fokus

Blueville

Høj miljø-prioritet

Primært internationalt

fokus

Greenville

Lavere miljø-prioritet

Primært nationalt

fokus

Grønnevang

Lavere miljø-prioritet

Primært internationalt

fokus

A -1 1 -1 2 1

B -1 1 1 2 3

C 1 2 2 1 6

D 2 2 2 -1 5

E 2 2 2 -1 5

F -1 -1 -1 1 -2

Tabel 3 Scenariebaseret robusthedssammenligning af principper. Score: -1 = ikke hensigtsmæssigt

i scenariet; 1 = anvendeligt i scenariet; 2 = anvendeligt i scenariet og understøtter

scenariet.

SUM

Princip B, C, D og E opnår de højeste scorer. Princip C scorer lidt højere end B, D og E. Baggrunden

for dette er, at princip C er det mest fleksible af principperne. Princip C er således det eneste

af principperne, som ikke vurderes som uhensigtsmæssigt i et eller flere scenarier.

2.4 Beregningsforudsætninger og udbygningsbehov

Et robust eltransmissionsnet, både internt i Danmark og forbindelserne til de omkringliggende

områder, giver betydelige samfundsøkonomiske gevinster. Gode udvekslingsmuligheder betyder,

at elektriciteten kan produceres, hvor det er billigst, og forbruges, hvor værdien er størst. En

stærk infrastruktur er med til at sikre et velfungerende marked, og med gode udvekslingsmuligheder

udvides markedsområdet. Dermed fremmes konkurrencen, og forsyningssikkerheden øges.

Eltransmissionsnettet skal grundlæggende medvirke til at opfylde følgende krav:

• opretholde forsyningssikkerheden

• sikre velfungerende konkurrence på markedet for el

• sikre optimal indpasning af vedvarende energi og øvrige energiformer

• minimere miljøpåvirkning

• skabe robusthed i forhold til fremtidige krav.

Den politiske målsætning er, at mindst 30 pct. af energiforbruget skal baseres på vedvarende

energi i 2025, hvilket betyder, at ca. 50 pct. af elforbruget skal komme fra vedvarende energi.

Incitamenterne i støttesystemet og markedet vil afgøre den fremtidige elproduktionsstruktur, det

vil sige den konkrete effektbalance og sammensætning af havvind, landvind og øvrige centrale

og decentrale produktionsenheder. Dette miks er en af de afgørende parametre for, hvilken netudbygning

der bliver behov for.

Udbygning med havmøller er en af de største udfordringer for udviklingen af det sammenhængende

elsystem frem til 2025.

15 Fire scenariebeskrivelser af omverden i 2030 med varierende grad af national/international fokus og høj/lavere grad af

miljøfokus. Se i øvrigt afsnit 7.11.

17


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

I udvalgets analyser forudsættes en udbygning med 1.000 MW landvind, så der i alt er 4.000 MW

i 2025 – svarende til forudsætningerne i regeringens energistrategi fra januar 2007. 16 Tilsvarende

forventes udbygning med havmøller til i alt 2.500 MW. I Havmølleudvalgets rapport "Fremtidens

havmølleplaceringer – 2025" fra april 2007 er de mulige havmølleplaceringer prioriteret, og

disse prioriteringer er anvendt i udvalgets analyser (grundberegning).

I grundberegningen er havmølleudbygningen efter etableringen af den planlagte Rødsand 2 havmøllepark

således udelukkende placeret i Vestdanmark. For at vurdere udbygningsprincippernes

robusthed har udvalget desuden analyseret betydningen af at flytte tre havmølleparker fra Horns

Rev i Vesterhavet til Kriegers Flak i Østersøen.

Det øvrige produktionsapparat er i grundberegningen forudsat som angivet i Energistyrelsens

basisfremskrivning fra januar 2007. Udbygningsprincipperne er tillige analyseret i forhold til en

variant, hvor den centrale produktionskapacitet er forøget med 1.000 MW i både Øst- og Vestdanmark.

17

I analyserne er anvendt en elforbrugsfremskrivning svarende til et samlet elforbrug på 35,6 TWh

i 2025.

Udvalget har analyseret belastningen i nettet og dermed behovet for at udbygge nettet ud fra to

forskellige rammebetingelser, dels med og dels uden en udbygning af udvekslingsforbindelserne

til udlandet samt mellem Øst- og Vestdanmark.

År 2015 År 2025

Rammebetingelse 0

Rammebetingelse 1

Eksisterende net og udlandsforbindelser

2007 samt Storebælt 1

Som ovenfor

+ Skagerrak 4 (600 MW)

+ DKVest-Tyskland (2.000 MW)

Eksisterende net og udlandsforbindelser

2007 samt Storebælt 1

Som ovenfor

+ Skagerrak 4 (600 MW)

+ Storebælt 2 (600 MW)

+ DKVest-Tyskland (2.500 MW)

Tabel 4 To antagelser om udvekslingsforbindelser.

2.4.1 Udbygningsbehovet

Med disse antagelser om behovet for indpasning af vindkraft m.v. kan det beregnes, hvordan det

eksisterende transmissionsnet vil blive belastet. Eltransmissionsnettet dimensioneres og drives i

dag efter det såkaldte n-1 (n minus en) princip, der betyder, at driften af elsystemet skal kunne

opretholdes ved et udfald af en vilkårlig netkomponent (ledning, transformer eller generator).

Nedenstående figur viser, hvilke netstrækninger der overbelastes i tilfælde af en netmangel (n-

1). Det er typisk i situationer, hvor der mangler en 400 kV- eller en 132 kV- og en 150 kVledning

eller en transformer, og hvor der derfor skal overføres en større mængde elektrisk energi

16 Regeringen har 21. februar 2008 indgået en bred energiaftale. I aftalen er partierne blandt andet enige om at rejse 400

MW nye havmøller i 2012, hvilket stort set stemmer overens med de i udvalgsarbejdet anvendte forudsætninger.

17 Energistyrelsen har efterfølgende medio januar 2008 offentliggjort en opdateret basisfremskrivning. Det har ikke været

muligt inden for den givne tidsramme at opdatere analyserne i henhold til denne basisfremskrivning.

Det skal desuden bemærkes, at denne redegørelse ikke tager stilling til, hvilken konkret udvikling af elproduktionsapparatet,

der er mest sandsynlig eller direkte nødvendig af hensyn til forsyningssikkerheden.

18


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

i det øvrige transmissionsnet. Disse situationer skal kunne håndteres til enhver tid og er derfor

dimensionsgivende for eltransmissionsnettet. 18

Figur 8

Overbelastninger i det eksisterende net ved n-1 med udbygning af udvekslingsforbindelserne

(rammebetingelse 1).

Analyserne viser, at i situationen med udbygning af udvekslingsforbindelserne Skagerrak 4, forbindelsen

mellem Jylland og Tyskland (2500 MW) og Storebælt 2 – svarende til rammebetingelse

1 – vil der i tilfælde af mangel af en betydende netkomponent være risiko for overbelastninger i

det midtjyske transmissionsnet i ca. 94 pct. af årets timer. Disse overbelastninger skal i praksis

undgås, idet der vil være stor risiko for systemnedbrud samt skader på ledninger og øvrige anlæg.

På Sjælland vil det primært være 132 kV-nettet på Sydsjælland, der overbelastes i situationer

med stort vindkraftproduktion. Denne vil i mange situationer overstige det lokale elforbrug. Disse

overbelastninger kan elimineres ved mindre forstærkninger og opgradering af eksisterende 132

kV-luftledninger, som planlægges gennemført i forbindelse med nettilslutningen af Rødsand 2

havmølleparken.

Analyserne viser således, at der er et behov for at forstærke det eksisterende eltransmissionsnet,

når de politiske målsætninger om mere vindenergi i systemet skal imødekommes, uden at det får

konsekvenser for forsyningssikkerheden. Vindenergien vil ikke kunne udnyttes fuldt ud uden en

udbygning af elnettet.

Det kan desuden konkluderes af analyserne, at udbygningen af forbindelser til nabo-områderne

har stor betydning for belastningen af det nationale net. Hvis en eller flere af de antagne udbyg-

18 Der arbejdes i disse år på at udvikle modeller, der tager hensyn til sandsynligheden for, at disse beregnede

situationer med overbelastning rent faktisk opstår, men beregningerne i denne rapport er baseret på n-1 princippet

uden en vurdering af, om sandsynligheden for overbelastning er stor eller lille.

19


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

ninger ikke realiseres, vil det kunne have betydning for, hvordan eltransmissionsnettet kan optimeres.

2.4.2 Andre virkemidler

Ud over udbygning af eltransmissionsnettet findes der en række andre virkemidler, der kan medvirke

til at løse de kommende udfordringer for eltransmissionsnettet. Det kan fx være etablering

af store forbrugsenheder, som giver en stor afsætning af el i specifikke forbrugspunkter. Det kan

være trykluftlagre eller elektrolyseanlæg til produktion af brint, som anvender elproduktionen tæt

ved havmølleparkerne. Fx vil forbrugsbilledet i Vestjylland ændres markant ved en placering af et

elektrolyseanlæg (600 MW) nær ved Endrup, hvor en stor effekt indfødes fra havmølleparker i

Nordsøen. Da en stor del af forbruget dermed vil ligge nær indfødningspunktet, vil de interne

netbegrænsninger i det vestjyske net blive tilsvarende reduceret.

Andre tiltag, der øger elforbruget generelt, fx elbiler eller varmepumper, vil kunne understøtte

det øgede behov for reguleringsmuligheder i et elsystem med meget vindkraft, men ændrer ikke

væsentligt ved konklusionerne vedrørende udbygningsbehovet og dermed valget mellem de analyserede

udbygningsprincipper.

Det ligger uden for Elinfrastrukturudvalgets kommissorium at foretage en detaljeret vurdering af

de nævnte virkemidler, herunder deres rentabilitet og teknologiske modenhed. Her noteres det

alene, at de alternative virkemidler indeholder et potentiale for at påvirke udbygningsbehovet for

elinfrastrukturen. Der er således behov for yderligere at analysere disse virkemidlers potentialer

og muligheder, – uanset hvilket princip der vælges for fremtidens elinfrastrukturudbygning.

2.5 Teknologierne og de teknologiske udfordringer

Der findes to grundlæggende teknologier til transmission af strøm – jævnstrøm (DC) og vekselstrøm

(AC).

2.5.1 Vekselstrøm

Både i Danmark og i resten af verden er langt hovedparten af transmissionsnettet baseret på

vekselstrøm i luftledninger. Denne løsning er under normale forhold både den teknisk mest enkle

og samtidig den billigste teknologi til fremføring af store mængder elektrisk energi. Fordelen ved

vekselstrøm er, at den i modsætning til jævnstrøm relativt enkelt kan transformeres op og ned

mellem forskellige spændingsniveauer. Det muliggør, at strømmen så at sige kan "fyldes på" og

"tappes" overalt i nettet, lige fra transmissionsniveauet (400 kV, 132 kV og 150 kV) over distributionsniveauet

(60-10 kV) og til forsyning i husstande og virksomheder (230/400 V).

Både vekselstrøm og jævnstrøm kan føres via luftledninger og via kabler i jorden. For vekselstrøm

gælder dog, at der er en række tekniske udfordringer, når det gælder kabellægning på de

høje spændingsniveauer (400 kV).

Vekselstrømskabler

Udbredelsen af 400-500 kV-vekselstrømskabler til transmission på verdensplan er forholdsvis

beskeden. De anvendes især over kortere strækninger i bymæssig bebyggelse og kun i relativt

sjældne tilfælde i det åbne land.

Der er i dag kun 250 km vekselstrømskabel på 400-500 kV-niveau i verden. Heraf er ca. en tredjedel

lagt i Danmark. Danmark er således blandt de førende i verden på kabellængde i vekselstrømsnettet

på dette spændingsniveau. Det længste kabel i Danmark er lagt i København.

Det er i alt 20 km langt, men består af to sektioner, idet der er tilsluttet en station på halvvejen.

20


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Det længste kabel på 400-500 kV-niveau i verden er lagt i Tokyo by, hvor et 40 km langt 500

kV-kabelanlæg fører energien ind mod centeret af byen fra et omkransende luftledningsnet. Ud

over dette kabel på 500 kV har Tokyo by et omfattende kabelnet på 275 kV.

Overspændinger og resonans – risiko for strømsvigt

Når et 400 kV-kabel afbrydes, vil de store energimængder, som er lagret i kablet og i kabelstationerne,

svinge frem og tilbage og medføre overspændinger.

Installation af lange kabler eller et stort antal af kortere 400 kV-kabler i elsystemet vil bidrage til,

at sådanne fænomener kan blive alvorlige. Overspændingerne kan blive meget store og derfor

udgøre en risiko for, at andre komponenter udkobles. Dermed øges risikoen for strømafbrydelser.

I teorien kan overspændinger minimeres ved installation af passende udstyr i stationer. Der er

imidlertid ingen praktisk erfaring med at benytte sådant udstyr for 400 kV-kabler længere end 40

km.

De systemmæssige udfordringer med lange vekselstrømskabler i et luftledningssystem er desuden

knyttet til det forhold, at vekselstrømskabler på høje spændinger sænker elsystemets såkaldte

egenfrekvens mærkbart. Dermed øges risikoen for, at der opstår resonanssvingninger i

systemet.

Resonanssvingninger er kritiske, fordi selv en ofte indtræffende hændelse – som fx udkobling af

en afbryder – kan anslå resonanssvingningen, som så igen kan medføre, at andre komponenter

på grund af høje og svingende spændinger skades eller udkobles. Når flere ledninger og generatorer

frakobler nettet ukontrollerbart, reduceres systemsikkerheden, og risikoen for strømafbrydelser

er stor.

Fænomenet med egenfrekvens og resonanssvingninger i elsystemet er fysisk set helt identisk

med de fænomener, der kan optræde i forbindelse med fx broer eller maskiner, som pludselig og

uden varsel "ryster" eller sættes i svingninger.

Risikoen for resonanssvingninger er mere kritisk på 400 kV-niveau end på lavere spændingsniveauer,

hvilket skyldes, at 400 kV-nettet er elsystemets rygrad. Det sammenbinder hele det europæiske

elsystem og sikrer en stærk og stabil spænding hos elforbrugeren. Hændelser på lavere

spændingsniveauer "bringes på plads" af 400 kV-systemet. Hvis 400 kV-systemet bliver ustabilt,

skal kræfterne til at sikre stabiliteten på ny komme fra 400 kV-systemet selv.

Det må forventes, at det vil tage en årrække, før et større antal lange 400 kV-vekselstrømskabler

kan bygges ind i det danske elnet. Der er ingen erfaringer i verden med meget lange vekselstrømskabler,

og et eventuelt forsøg med én lang kabelstrækning i det danske elnet (60-100 km)

vil blive verdens største kabelforsøg. Et landskabsmæssigt velovervejet og beregningsmæssigt

godt analyseret projekt samt et længere forløb med indsamling af driftserfaring er derfor en afgørende

forudsætning for senere at kunne anvende flere vekselstrømskabler i elnettet.

2.5.2 Jævnstrøm

Transmission med højspændt jævnstrøm (HVDC) anvendes normalt i de tilfælde, hvor vekselstrøm

af tekniske eller andre årsager ikke kan bruges, fx til at forbinde vekselstrømssystemer,

der ikke er synkrone, det vil sige ikke svinger i takt samt ved lange havkrydsninger. Eksempelvis

er det jyske transmissionsnet forbundet med det norske og det svenske transmissionsnet ved

flere jævnstrømsforbindelser, mens det østdanske elsystem er forbundet til Tyskland med jævnstrømsforbindelse.

Den nye elektriske Storebæltsforbindelse vil ligeledes blive en jævnstrømsforbindelse,

idet elsystemerne i Øst- og Vestdanmark ikke er synkrone.

21


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

HVDC-forbindelser er punkt til punkt-forbindelser, hvor der overføres effekt imellem omformerstationer

i forbindelsens endepunkter. Disse omformerstationer er store og omkostningstunge.

Omformerstationerne omformer vekselstrøm til jævnstrøm og omvendt. Der anvendes i dag to

forskellige teknologier til omformningen; klassisk HVDC, der omformer strømmen ved hjælp af

såkaldte tyristorer, og ny HVDC, såkaldt VSC, baseret på såkaldte effekttransistorer.

Ny HVDC-teknologi har en række fordele frem for den klassiske teknologi, men til gengæld har

den større energitab i omformerstationerne.

Klassisk HVDC er i dag etableret med en overføringskapacitet på op til 3.000 MW, mens VSCteknologien

markedsføres med en overføringskapacitet på 50 til 1.000 MW. Der er i dag ikke

etableret ny HVDC-forbindelse med kapaciteter større end 350 MW. Svenska Kraftnät har dog i

januar 2008 besluttet at etablere en 1.000 MW HVDC-forbindelse i Sydsverige, den såkaldte

SydVästlänken. Forbindelsen forventes idriftsat i 2012/2013.

2.5.3 Anlægsomkostninger ved de forskellige teknologier

For spændingsniveauer over 100 kV er luftledninger generelt billigere end kabler. Jo højere

spændingsniveauet er, jo større er den prismæssige forskel mellem luftledninger og kabler.

Vekselstrømsluftledninger har endvidere en væsentlig højere "medfødt" overføringskapacitet end

kabler. Det betyder, at der fås betydeligt mere overføringskapacitet i et vekselstrømsnet med

luftledninger end et tilsvarende net med kabler.

Jævnstrømskabler er billigere end vekselstrømskabler ved samme overføringskapacitet. Til gengæld

er de nødvendige omformerstationer væsentlig dyrere end vekselstrømsstationer.

I Tabel 5 er vist eksempler på skønnede anlægsomkostninger ved at etablere en transmissionsforbindelse

på ca. 600 MW ved de forskellige teknologier. Bemærk, at kapaciteten er 2.000 MW

for luftledningen, da det er den typiske kapacitet for ét enkelt luftledningssystem på 400 kV.

Teknologi

400 kV vekselstrøm 400 kV jævnstrøm

Luftledning Kabel Klassisk (kabel) Ny VSC (kabel)

Kapacitet 2.000 MW 600 MW 600 MW 550 MW

50 km 290 mio. kr. 515 mio. kr. 1.500 mio. kr. 1.400 mio. kr.

100 km 550 mio. kr. 990 mio. kr. 1.900 mio. kr. 1.675 mio. Kr.

200 km 1.050 mio. kr. 1.940 mio. kr. 2.600 mio. kr. 2.250 mio. kr.

Tabel 5 Prissammenligning for typiske størrelser af 400 kV-vekselstrømsluftledning og -kabel

samt klassisk og ny jævnstrømsanlæg. Priserne er for et komplet anlæg (station og ledning).

Bemærk, at der er betydelig forskel på overføringskapaciteten ved de forskellige

teknologier.

Generelt skal det bemærkes, at der er stor usikkerhed omkring den fremtidige prisudvikling for

kabler. Udbuddet og antallet af leverandører er stærkt begrænset, og omkostningerne for kabelbaserede

teknologier varierer derfor betydeligt med den aktuelle efterspørgsel på verdensmarkedet.

Der findes fx kun tre udbydere af HVDC-stationsanlæg på verdensmarkedet. Det må dog

antages, at en globalt stigende efterspørgsel på sigt vil medføre øget produktionskapacitet som

følge af almindelige markedsmekanismer.

22


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

2.6 Miljøpåvirkning ved udbygningsprincipperne

Et eltransmissionsanlægs påvirkninger på miljøet er af forskellig karakter og omfang. Miljøparametrene

behandlet i dette arbejde omfatter de visuelle forhold, støjgener, og magnetfelter omkring

luftlednings- og kabelanlæg. Derudover er berørte ejendomme, landskaber og naturområder,

samt kulturhistoriske lokaliteter analyseret ved brug af elektronisk kortmateriale.

Udvalgets redegørelse af miljøpåvirkningerne består af:

• optælling af de områder, som tracéerne passerer i det eksisterende net

• kvantificering af den positive miljøpåvirkning ved at fjerne luftledninger og den negative miljøpåvirkning

ved kabellægning af det eksisterende luftledningstracé

• redegørelse for støj og visuelle gener ved anlæggene

• vurdering af de landskabelige påvirkninger ved udbygning af eltransmissionsanlægget

• redegørelse for påvirkninger på natur, dyr og planter

• beskrivelse af problematikken omkring magnetfelter.

Detaljerede beskrivelser af arbejdet kan læses i kapitel 5.

Ved en normal planlægningsprocedure for anlæggelse af et nyt tracé udarbejdes detaljerede miljøundersøgelser,

miljøvurderinger og eventuelt VVM-analyser. Miljøpåvirkninger forårsaget af de

forskellige udbygningsprincipper er vanskelige at angive konkret, idet de angivne tracéforløb er

foreløbige. Det er derfor alene muligt at vurdere miljøproblemstillingerne på et generelt plan.

Diagrammerne nedenfor tjener primært til sammenligning af principperne. De absolutte tal angivet

på figuren er estimater og behæftet med forholdsvis stor usikkerhed.

På Figur 9 er antallet af ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger angivet for hvert udbygningsprincip.

Antallet af berørte ejendomme er talt ud til 290 m fra 400 kV tracéer og ud til 190 m fra

132 kV- og 150 kV-tracéer 19 . For kabler er ejendommene optalt ud til 50 m for 132 kV- og 150

kV-tracéer og ud til 100 m for 400 kV-kabeltracéer.

stk

10000

B

C

D

E

F

8000

6000

4000

2000

A

0

Ejendomme berørt af 400kV-luftledninger

Figur 9

Antal ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger.

Optællingen af antal ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger i hvert enkelt princip viser, at

stort set ingen ejendomme berøres ved en fuldstændig kabellægning som i Princip A. Princip E

19 Svarende til den gældende erstatningszone.

23


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

medfører, at nye 400 kV-forbindelser bygges som luftledninger, hvilket vil give ca. 700 flere berørte

ejendomme end for de øvrige principper B, C, D og F. Antallet af ejendomme berørt af de

eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledninger er optalt til ca. 11.500 ejendomme.

Estimering af, hvor mange km tracé der passerer igennem forskellige landskabs- og naturområder

i hvert udbygningsprincip, er angivet i Figur 10 nedenfor. Søjlediagrammerne viser, hvor stor

en del af tracéet der gennemløber et område i hvert af udbygningsprincipperne.

Diagrammet for "landskaber" viser, hvor mange km tracé der findes inden for de forskellige beskyttelseslinjer

ifølge naturbeskyttelsesloven. Det kan blandt andet omfatte kirkebeskyttelseslinjer,

skovbyggelinjer, sø- og åbeskyttelseslinjer osv. Ofte overlapper områderne, men i analysen

er de kun talt med én gang.

"Natur" angiver, hvor mange km tracé der findes i områder, som kan beskrives som EF-habitatog

fuglebeskyttelsesområder, § 3-områder (beskyttede naturtyper) og potentielle vådområder.

Som ved "landskaber" er data optalt, så overlap undgås.

km

5000

A

C

4500

B

4000

3500

D

E

F

3000

2500

2000

A

B

C

1500

D

E

F

1000

A

B

C

D

E

F

500

0

Landskaber Natur Øvrige, primært landbrug

Figur 10 Kilometer 132 kV-, 150 kV- og 400 kV-tracé, der passerer forskellige områdetyper.

Figur 10 viser en generel tendens til, at et større areal benyttes til tracéanlæg fra Princip F mod

Princip A, hvor det største areal er nødvendigt for transmissionsnettet. Især øvrige områder,

primært landbrugsområder vil være berørt af nye anlæg.

2.7 Økonomisk sammenfatning af udbygningsprincipperne

De beskrevne udbygnings- og kabellægningsprincipper er meget forskellige i forhold til påkrævet

investeringsomfang. Valget af udbygningsprincip har desuden ganske stor betydning for driftsomkostningerne

til eltransmissionssystemet.

Afsnittene herunder opsummerer og sammenligner de væsentligste økonomiske nøgletal for de

seks udbygningsprincipper.

Selv om de egentlige analyser kun strækker sig til 2025, er de økonomiske nøgletal vist frem til

2030/2031. Det skyldes, at det for flere af principperne er gældende, at det først er på dette

24


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

tidspunkt, at den fulde effekt kan ses 20 . Udbygningsprincip E er anvendt som reference, da dette

princip svarer til den hidtil planlagte udbygningsplan for elnettet.

De økonomiske nøgletal er for alle principperne angivet for rammebetingelse 1 med hensyn til

udbygning med udvekslingsforbindelser, da en udbygning anses for væsentligt mere sandsynlig

end rammebetingelse 0, hvor der ikke foretages yderligere udbygning af udlandsforbindelser

frem til 2025.

2.7.1 Investeringsomkostninger for udbygningsprincipper

Tabellen herunder viser de forventede akkumulerede investeringsomkostninger for realisering af

hvert af udbygningsprincipperne. Som det fremgår, er investeringen i principperne A, B og C

tidligst afsluttet i 2030.

Princip A

Princip B

Princip C

Princip D

Princip E

Princip F

Fuldstændig

Nye 400

Nye 400

Nye 400

Nye 400

Ingen ud-

kabellægning

kV-forbindelser

i

kabler +

kV-forbindelser

i

kabler og

kV-forbindelser

i

luften, hvor

kV-forbindelser

i

luften

bygning af

elnettet

132/150 kV

i kabler

nye master

ved ét eksi-

der i forvejen

er luft-

sterende

tracé +

132/150 kV

ledninger

i kabler

Samlet investering til 2025 mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr.

Investering 400 kV 24,4 8,1 5,6 3,8 2,5 0

Investering 132/150 kV 8,3 8,3 8,3 0,2 0,2 0

I alt frem til 2025 32,7 16,4 13,9 4,0 2,7 0

Samlet investering til 2030

Investering 400 kV 36,6 8,1 5,6 3,8 2,5 0

Investering 132/150 kV 11,5 11,5 11,5 0,2 0,2 0

I alt frem til 2030 48,1 19,6 17,1 4,0 2,7 0

Tabel 6 Investeringsomkostninger 2010-2030 mia. kr. (2008-priser). Omkostninger til udlandsforbindelser

og ilandføringsanlæg for havmølleparker er ikke inkluderet i priserne.

Omkostningen til fuld kabellægning af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net indgår for principperne

A til C, men det er også muligt at vælge dette til for de øvrige principper. Det ses af tabellen,

at prisen for at kabellægge hele det eksisterende 400 kV-net (1.100 km) er ca. 29 mia. kroner

(36,6 – 8,1 mia. kr.). Prisen for at kabellægge hele 132 kV- og 150 kV-nettet (3.000 km) er

ca. 11,5 mia. kroner.

Den angivne omkostning for princip A er klart den største. Dette tal er usikkert og må betragtes

som et minimum, da det endnu ikke er klart, hvilke supplerende investeringer der er nødvendige

for at kunne drive et 400 kV-eltransmisionssystem udelukkende med jordkabler med en tilfredsstillende

leveringssikkerhed. Det forudsættes beregningsmæssigt, at en kabellægning er tilendebragt

i 2030, hvilket med nuværende viden ikke anses for realistisk.

20 For princip A vil en fuldstændig kabellægning af 400 kV-nettet ikke kunne gennemføres på under 30-40 år. Af hensyn til

sammenligningen med de øvrige principper er det i de økonomiske analyser antaget, at også princip A er gennemført i

2030.

25


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

2.7.2 Tarifvirkning for elforbrugerne

Nedenstående tabel viser den forventede tarifvirkning af de forskellige udbygningsprincipper.

År

Princip A

Fuldstændig

kabellægning

Tarifvirkning af principper deflateret til faste priser (øre/kWh)

Princip B

Nye 400 kVforbindelser

i

kabler +

132/150 kV i

kabler

(investering og drift)

Princip C

Nye 400 kVforbindelser

i

kabler og nye

master ved ét

eksisterende

tracé +

132/150 kV i

kabler

Princip D

Nye 400 kVforbindelser

i

luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

Princip E

Nye 400 kVforbindelser

i

luften

Princip F

Ingen udbygning

af

elnettet

2015 0,5 1,2 0,8 0,3 0,3 1,0

2020 3,2 2,6 2,3 0,6 0,4 2,7

2025 6,2 3,3 3,0 0,7 0,5 4,4

2030 9,0 3,8 3,5 0,7 0,5 n.a.

2031 9,5 3,9 3,5 0,7 0,5 n.a.

Tabel 7 Forventet tarifvirkning for elforbrugerne (2008-priser). 21

For princip A til E stammer tarifvirkningen hovedsageligt fra afskrivninger på nyinvesteringer i

eltransmissionsnettet. Hvis man vælger et princip, der udelukkende indeholder kabler fremadrettet,

kan det som nævnt blive aktuelt at anvende jævnstrømsløsninger på udvalgte stræk i det

interne eltransmissionsnet. Disse løsninger vil give ekstra omkostninger til dækning af de elektriske

tab, der er i sådanne forbindelser. Det kan øge omkostningerne i forhold til, hvad der er angivet

i Tabel 7.

For princip F stammer tarifvirkningen for forbrugerne primært fra markedstab på grund af det

utilstrækkelige interne net. Disse vil i praksis – i henhold til de anvendte driftsprincipper – opstå

som omkostninger for systemansvaret til at foretage beordrede ændringer af forbrug og produktion

i elsystemet gennem såkaldt modhandel som følge af interne flaskehalse i nettet. Disse optræder

ikke i nævneværdigt omfang i forbindelse med de øvrige principper.

2.7.3 Samfundsøkonomisk omkostning

I ovenstående afsnit er der givet en vurdering af de sandsynlige prisvirkninger for forbrugerne af

de enkelte udbygningsprincipper. I tabellerne herunder præsenteres de samfundsøkonomiske

omkostninger, der er beregnet efter sædvanlige samfundsøkonomiske analyseprincipper.

Den væsentligste forskel er, at investeringerne her afdrages efter et annuitetsprincip, og at den

samfundsøkonomiske diskonteringsrente på 6 pct. anvendes.

21 I denne fremstilling anvendes for 400 kV og 132 kV, der er ejet af systemansvaret, den sædvanlige afskrivningsprofil for

systemansvarets anlægsaktiver (serielån) samt antagelser om forventet kapitalomkostning (4,3 pct. og inflation (2 pct.).

For 132 kV- og 150 kV-anlæg, der er ejet af transmissionsselskaberne, anvendes den toneangivende, lange byggeobligationsrente

+ 1 pct. (p.t. svarende til 6,7 pct.).

26


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

År

Samfundsøkonomisk årlig omkostning af principper med reference til eksisterende retningslinjer –

princip E

(mia. kr. pr. år) inkl. forvridningstab

Princip A Princip B Princip C Princip D Princip E Princip F

Fuldstændig

kabellægning

Nye 400 kVforbindelser

i

kabler +

132/150 kV i

kabler

Nye 400 kVforbindelser

i

kabler og nye

master ved ét

eksisterende

tracé +

132/150 kV i

kabler

Nye 400 kVforbindelser

i

luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

Nye 400 kVforbindelser

i

luften

Ingen udbygning

af elnettet

2015 0,0 0,4 0,2 0,0 0,0 0,3

2020 1,4 1,1 0,8 0,1 0,0 1,0

2025 3,0 1,4 1,2 0,1 0,0 1,4

2030 4,7 1,8 1,5 0,1 0,0 n.a.

2031 5,0 1,8 1,6 0,1 0,0 n.a.

Tabel 8 Forventet samfundsøkonomisk omkostning pr. år.

Samlet økonomi for perioden

2010-2025 (tilbagediskonteret

til år 2010)

Investering og restværdi

400 kV

Princip A Princip B Princip C Princip D Princip E Princip F

mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr.

Ny 400 kV-transmission 15,8 7,1 4,5 3,2 2,2 0

Restlevetidsværdi i 2025 -10,8 -2,9 -2,1 -1,6 -1,1 0

Investering og restværdi

132 kV og 150 kV

Investering og restværdi

132 kV og 150 kV

6,0 6,0 6,0 0,2 0,2 0

Restlevetid kabler i 2025 -3,5 -3,5 -3,5 -0,1 -0,1 0

Drift og vedligehold -0,06 -0,04 -0,02 0,02 0,02 0,00

Markedstab som følge af

intern netbegrænsning

Samlet omkostning mia.

kr. for periode ekskl.

forvridningstab

0,1 0 0 0 0 5,6 22

7,6 6,7 4,9 1,7 1,2 5,6

Effekt af forvridningstab 1,3 1,1 0,7 0,1 0,0 0,0

Samlet samfundsøkonomisk

omkostning for

periode

8,8 7,8 5,7 1,8 1,2 5,6

Samlet investering 2025 32,7 16,4 13,9 4,0 2,7 0,0

Tabel 9 Samlet samfundsøkonomi for perioden 2010-2025. Markedstabene som følge af begrænsninger

i det interne transmissionsnet er for principperne A-E beregnet til at være

ubetydelige.

Det skal bemærkes, at miljømæssige effekter som fx landskab/visuelt miljø ikke er opgjort i kroner

og øre og derfor ikke indgår i ovenstående på lige fod med øvrige gevinster og omkostninger.

22 Det beregnede markedstab er behæftet med forholdsvis stor usikkerhed og kan være lavere. Tallet er væsentligt afhængigt

af de anvendte forudsætninger om prisforskel mellem Norden og Kontinentet.

27


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

I stedet er der anvendt generaliserede effektmål (cost effectiveness-analyse) til at kvantificere de

miljømæssige effekter.

2.7.4 Følsomheder og varianter

Der er foretaget en vurdering af følsomhed for investeringspriser og diskonteringsrente.

Følsomhedselement

Princip A

Fuldstændig

Princip B

Nye 400 kV-

Princip C

Nye 400 kV-

Princip D

Nye 400 kV-

Princip E

Nye 400 kV-

Princip F

Ingen udbyg-

kabellægning

forbindelser i

kabler +

132/150 kV i

forbindelser i

kabler og nye

master ved

forbindelser i

luften, hvor

der i forvejen

forbindelser i

luften

ning af elnettet

kabler

ét eksisterende

tracé +

er luftledninger

132/150 kV i

kabler

4 % diskonto 79 % 79 % 79 % 74 % 74 % 100 %

8 % diskonto 122 % 122 % 122 % 128 % 128 % 100 %

+25 % anlægspris

125 % 125 % 125 % 123 % 121 % 100 %

Tabel 10 Vurdering af følsomheder for fremtidige krav til transmissionsnettet.

Derudover er der for at sikre den nødvendige robusthed over for usikkerheder omkring udviklingen

af det samlede elsystem i forbindelse med analyse af de opstillede udbygningsmodeller foretaget

analyser med variation af udviklingen af de definerede randbetingelser. Særlig fokus er

rettet mod etablering af alternative samarbejdsforbindelser til nabo-områderne samt udbygning

af det indenlandske centrale produktionsapparat. Endeligt er konsekvenser for elnettet ved at

udbygge med havmølleparker ved Kriegers Flak i stedet for udbygning ved Horns Rev undersøgt.

Følgende overordnede konklusioner kan udledes af disse analyser:

• Eventuel etablering af en 600 MW-jævnstrømsforbindelse mellem Jylland og Holland giver

ikke anledning til ændret udbygningsbehov for principperne.

• Generelt kan der ikke påvises behov for øget intern 400 kV-netudbygning ved etablering af

ny central produktionskapacitet på eksisterende kraftværkspladser. Markedstabene som følge

af eventuelle begrænsninger i det interne transmissionsnet er for principperne A-E beregnet

til at være ubetydelige. Eventuelle markedstab ved flaskehalse til udlandet eller prispåvirkning

er ikke analyseret.

For udbygningsprincip F kan det dog konstateres, at markedstabet øges markant som følge

af et utilstrækkeligt internt net, hvis den centrale produktionskapacitet forøges med 1.000

MW i både Øst- og Vestdanmark i forhold til forudsætningerne anvendt i grundberegningen.

• Etablering af havmølleparker ved Kriegers Flak (3 x 200 MW) som alternativ til Horns Rev vil

ikke reducere 400 kV-udbygningen i Jylland. Etablering af havmølleparker i Østersøen stiller

øgede krav til 400 kV-netudbygningen på Sjælland. Dette behov kan løses ved den nordlige

400 kV-ringforbindelse mellem Asnæsværket og Kyndbyværket.

28


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

3. Elinfrastrukturens opgaver

Elinfrastrukturens overordnede opgaver er at opretholde forsyningssikkerheden, sikre indpasning

af vedvarende energi og decentral produktion, samt at understøtte elmarkedets funktion bedst

muligt. I dette afsnit beskrives disse opgaver, samt hvordan planlægningen af disse hensyn gennemføres

i praksis.

Figur 11 De tre hensyn, der skal afvejes ved udbygning af eltransmissionsnettet.

3.1 Forsyningssikkerhed og beredskab

Forsyningssikkerhed defineres som sandsynligheden for, at en elforbruger har strøm i kontakten,

når forbrugeren ønsker at aftage el.

Forsyningssikkerhed opdeles ofte i to forhold, der kan medvirke til, at forbrugeren ikke kan få

strøm.

1. Det kan skyldes, at de produktionsanlæg og det eltransmissionsnet, der er til rådighed, ikke

kan levere den efterspurgte eleffekt. Denne del betegnes "Systemtilstrækkelighed".

2. Det kan skyldes, at elsystemet er blevet ustabilt og helt eller delvist kollapset som en følge af

fejl i systemet. Denne del betegnes "Systemsikkerhed".

Et stærkt eltransmissionsnet er med til at forøge forsyningssikkerheden markant. Det skyldes

især, at når mange produktionsanlæg i et større område forbindes med et eltransmissionsnet,

kan de enkelte produktionsanlæg fungere som gensidig backup. Ved at forbinde mange forbrugere

via et eltransmissionsnet vil samtidigheden af forbrugene virke udglattende på det samlede

forbrug. Dette er også med til at forøge forsyningssikkerheden.

Der findes to principielt forskellige metoder til analyse og vurdering af forsyningssikkerheden –

deterministiske og probabilistiske metoder. De deterministiske metoder er veletablerede og anerkendte,

mens anvendelsen af de probabilistiske metoder er under udvikling.

I denne tekniske redegørelse er de deterministiske metoder anvendt som basis for beskrivelserne

af udbygningsbehov og netdimensionering. Disse er suppleret med enkelte probabilistiske beregninger

for systemtilstrækkeligheden.

Med ændringen af elforsyningsloven i sommeren 2004 er det nu eksplicit angivet, at der i forbindelse

med vurdering af behovet for etablering af transmissionsanlæg også indgår beredskabsmæssige

hensyn, herunder hensynet til at sikre øget robusthed og reduceret sårbarhed i

eltransmissionssystemerne.

29


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Beredskabsmæssige hensyn kan eksempelvis være, at eltransmissionsnet skal opbygges, så væsentlige

transmissionsanlæg, fx samarbejdsforbindelser til nabo-områder eller forbindelser til

større byområder, er indbyrdes uafhængige. Det vil sige, at udfald af et transmissionsanlæg ikke

kan resultere i udfald af andre anlæg. Det kan fx indebære, at der så vidt muligt ikke skal etableres

for mange luftledningssystemer på samme masterække eller flere kabelsystemer i samme

underjordiske korridor, men at der i stedet tilstræbes forskellige føringsveje for at reducere konsekvenserne

af udfald. Tilsvarende er det en væsentlig beredskabsfaktor, hvilket koncept for

stationerne der er valgt, fx at løsningen er robust med hensyn til sikkerheden for rådigheden af

vitale netkomponenter.

Beredskabsmæssige hensyn kan indebære store merudgifter i forhold til den billigste løsning.

Generelt er det dog billigere at indarbejde sådanne hensyn i planlægningsfasen frem for at afhjælpe

uhensigtsmæssige forhold på et senere tidspunkt, hvor transmissionsanlægget er etableret.

Ved selve dimensioneringen af det overordnede eltransmissionsnet anvendes en række dimensioneringsregler,

hvor beredskabsmæssige hensyn tilgodeses gennem de valgte tekniske løsninger.

3.1.1 Driftssikkerhed

Der er to helt basale, tekniske forudsætninger, der skal være opfyldt, for at samkørende elsystemer

på vekselstrømsbasis kan fungere tilfredsstillende:

1. Der skal kontinuerligt være en præcis balance mellem elproduktionen og elforbruget. Det

sker i dag ved, at de centrale kraftværker i de respektive synkrone områder hele tiden måler

den elektriske frekvens og regulerer produktionen i takt med, at frekvensen ændrer sig i forhold

til den ønskede. Konsekvensen af manglende tilpasning mellem forbrug og produktion

er, at frekvensen kommer ud af kontrol i hele systemet. Det medfører overbelastninger i

eltransmissionsnettet, og systemet kan bryde sammen.

2. Spændingen skal opretholdes. De store centrale kraftværker eller andre enheder skal kontinuert

regulere spændingen på transmissionssystemet – såvel statisk som dynamisk. Konsekvensen

af manglende spændingsregulering er, at spændingen i delområder kommer ud af

kontrol. Det kan starte en lavine-effekt, kaldet spændingskollaps, som kan få dele af elsystemet

til at bryde sammen. Det var et spændingskollaps, der var årsagen til den omfattende

strømafbrydelse i Sydsverige og på Sjælland i september 2003.

Et net, hvor spændingen og frekvensen kan opretholdes, er forudsætningen for sikker drift af et

elsystem. Et veludbygget eltransmissionsnet muliggør, at produktionsanlæggenes reguleringsevne

supplerer hinanden, og at samkørsel med nabosystemer giver store økonomiske, miljømæssige

og driftssikkerhedsmæssige fordele. Det er derfor vigtigt, at der bygges tilstrækkelig styrke

ind i eltransmissionsnettet til, at variationer i transportmønstre, forskelligheder i produktionsfordeling

og diverse fejlsituationer kan håndteres på en måde, så alvorlige driftsforstyrrelser undgås.

I forbindelse med netdimensioneringen defineres randbetingelserne for den verden, elsystemet

skal fungere i. Det vil sige forudsætninger om forbrug, produktion og udvekslinger med naboområderne.

Forudsætningerne beskriver sandsynlige og repræsentative driftssituationer, hvori

elsystemet skal kunne drives tilfredsstillende, selv om systemet bliver ramt af havari på vitale

netkomponenter (ledninger eller transformere) og/eller produktionskapacitet.

Ved selve dimensioneringen af det overordnede eltransmissionsnet anvendes en række dimensioneringsregler.

Disse har til formål at sikre en høj forsyningssikkerhed for forbrugerne, en øko-

30


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

nomisk og miljømæssig optimal udnyttelse af produktionsapparatet, samarbejdsforbindelserne til

nabo-områderne, samt at hindre spredning af fejl i ét netområde til øvrige netområder.

3.1.2 N-1 princippet

Det danske eltransmissionsnet dimensioneres og drives i dag efter det såkaldte n-1 princip, der

betyder, at driften af elsystemet skal kunne opretholdes ved et udfald af en vilkårlig netkomponent

(ledning, transformer eller generator). I praksis betyder dette, at udfald af en enkelt netkomponent

ikke må medføre overbelastning af netkomponenter eller give anledning til ustabilitet

i elsystemet. N-1 princippet er det mest udbredte dimensionerings- og driftskriterium og anvendes

fx i Norden (Nordel-samarbejdet) samt i Europa via UCTE-samarbejdet 23 .

Da et eltransmissionsnet normalt er opbygget som et sammenmasket netværk bestående af flere

parallelle forbindelser, vil den elektriske strøm løbe, "hvor det er nemmest". Det betyder, at en

overvejende del af strømmen vil transporteres i det kraftige 400 kV-net og i 132 kV- og 150 kVnettet,

især hvor der lokalt sker stor effektindfødning, fx i nærheden af kraftværker og havmølleparker.

I et sammenmasket elsystem, bestående af flere parallelle forbindelser, vil der ved "intakt net" –

det vil sige driftssituationer, hvor alle ledninger er til rådighed – ske en naturlig fordeling på alle

ledninger. I tilfælde af fejl og dermed udkobling af en ledning vil den samme elektriske strøm

fortsat skulle løbe i systemet, men da der mangler en forbindelse, skal de intakte forbindelser

overføre en større strøm. Forbindelserne er dermed højere belastet. Dette er illustreret i Figur

12.

Figur 12 Eksempel på belastningsforhold ved ”intakt net” og ”n-1”.

I praksis betyder n-1 princippet, at der ikke må opstå for store overbelastninger i eltransmissionsnettet,

hvis der sker udkobling af en vilkårlig netkomponent. En for stor overbelastning vil

dels kunne medføre permanente skader på højspændingsanlæg, og dels true forsyningssikkerheden.

24

23 Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity.

24 Den omfattende driftsforstyrrelse i Europa den 4. november 2006 er et eksempel på vigtigheden af korrekt anvendelse af

n-1 kriteriet. Årsagen til driftsforstyrrelsen var overbelastning og efterfølgende momentan udkobling af én tysk 400 kVforbindelse.

Udfaldet førte til kaskadeudkobling af transmissionslinjer ned igennem Europa, og nettet blev opdelt i tre isolerede

områder.

Driftsforstyrrelsen betød, at mere end 15 mio. mennesker var uden strøm i Europa. Organisationen for systemansvarlige

virksomheder i Europa, UCTE, anser driftsforstyrrelsen som den værste i organisationens historie.

31


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

For den daglige drift af eltransmissionsnettet betyder det, at højspændingskomponenter under

normal drift ikke må belastes med mere end 100 pct. af den nominelle overføringskapacitet. Der

skal efterlades en tilstrækkelig sikkerhedsmargin, så der ved udfald ikke opstår overbelastning.

For at kunne forhindre kritiske overbelastninger sker der dagligt time for time-analyse og planlægning

af driften af elsystemet, idet der løbende foretages beregninger af konsekvensen ved

udfald af en vilkårlig netkomponent. Hvis der er risiko for overbelastning, søges denne fjernet fx

ved reduceret udveksling med udlandet eller omfordeling af produktionen.

3.1.3 Driftsfleksibilitet

Der udføres løbende revisioner, renoveringer og ombygninger i eltransmissionsnettet og produktionsapparatet.

De udetider i eltransmissionsnettet, der er forbundet med disse arbejder, er forskellige.

Ved revisioner er udetiderne typisk meget korte – ofte 24-48 timer, og udetiderne ved

renovering ligger på op til to dage pr. km. Ombygninger og etablering af nye anlæg kan derimod

være langvarige.

De økonomiske konsekvenser af udetider for transmissionsledninger er blevet mere synlige efter

åbningen af markedet for el. For eksempel kan revisioner i nettet påvirke markedsprisen og/eller

omkostningerne til specialregulering, modkøb m.m.

Stigende udetid er imidlertid ikke ensbetydende med stigende påvirkning af markedet. Den udetid,

som ikke begrænser handelskapaciteten, er markedet uvedkommende. Valg af tidspunkter

for udetid har derfor ofte stor betydning for, i hvilken grad markedet påvirkes.

Revisioner og renoveringer i eltransmissionsnettet planlægges, så der kan opretholdes en optimal

forsyningssikkerhed samtidig med, at mulighederne for at udnytte fordelene ved den grænseoverskridende

elhandel kan opretholdes bedst muligt

Ved valg af fremtidige netstrukturer og teknologier skal der sikres en acceptabel balance mellem

behovet og muligheden for renovering/revision og den daglige drift af nettet og dermed forsyningssikkerheden.

Renoveringsbehovet skal være indbygget i den langsigtede netplanlægning,

mens revisionsplanen skal være indbygget i driftsplanlægningen på det korte sigt.

3.2 Marked

Den markedsbaserede udveksling af elektricitet er en forudsætning for, at elektriciteten til enhver

tid produceres, hvor det er billigst, og forbruges, hvor den har størst værdi. Den markedsbestemte

udveksling af energi værdisætter i praksis den elektriske infrastruktur ved at realisere gevinsterne

ved samhandel.

Danmarks geografiske placering mellem det vandkraftbaserede system i Norden og det termiske

system på det europæiske kontinent betyder, at der ofte kan hentes betydelige fordele ved udveksling

gennem det danske eltransmissionsnet.

De kraftige samarbejdsforbindelser til nabo-områderne er tillige en væsentlig forudsætning for

sikker drift af det nuværende elsystem med stor andel af uregulerbar vindkraft og kraftvarme.

3.2.1 Kriterier for udbygning af samarbejdsforbindelser

Når overføringskapaciteten mellem anmeldelsesområder inden for Norden eller på grænsen ud af

det sammenhængende nordiske markedsområde ikke fuldt ud kan honorere markedets efterspørgsel,

opstår der en handelsgevinst (flaskehalsindtægt) på forbindelserne. Denne gevinst opsamles

hos Nord Pool Spot, der af de systemansvarlige virksomheder i Norden har fået overdra-

32


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

get råderetten over udvekslingskapaciteten mellem områderne. Gevinsten tilbagebetales til de

systemansvarlige virksomheder, der har stillet kapaciteten til rådighed.

Værdien af en enheds ekstra kapacitet svarer netop til forskellen mellem priserne i de to områder.

Det betyder, at prisforskellen viser den marginale nytte og dermed betalingsvilligheden for

kapacitet. Størrelsen på overføringskapaciteten er teoretisk set optimal i netop det punkt, hvor

den marginale betalingsvillighed er lig med den marginale kapacitetsomkostning.

Hvis flaskehalsindtægterne overstiger omkostningerne ved at tilvejebringe en given kapacitet, er

det under alle omstændigheder fordelagtigt at tilvejebringe kapaciteten. I nogle tilfælde vil den

optimale kapacitet ikke altid kunne finansieres alene af flaskehalsindtægter. I disse tilfælde vil

det være samfundsøkonomisk fordelagtigt at medfinansiere kapaciteten fx med tarifindtægter fra

elforbrug eller elproduktion. Værdier fra udveksling af systemtjenester og øget forsyningssikkerhed

skal endvidere tillægges nyttesiden, når det endelige samfundsøkonomiske optimum skal

findes. Det betyder dog langt fra, at det altid er samfundsøkonomisk fordelagtigt at fjerne alle

flaskehalse i eltransmissionssystemet.

3.2.2 Teknologivalgets betydning for kapacitetsoptimum

Målt pr. MW overføringsevne er kabellægning af eltransmissionssystemet betragteligt dyrere end

traditionelle luftledninger. En øget overgang til jordkabler vil derfor teoretisk set påvirke det

fremtidige kapacitetsoptimum i eltransmissionsnettet. Som vist i Figur 13 herunder mindskes den

optimale kapacitet naturligt, hvis kapacitetsomkostningen stiger.

Kr./MWh/h

Prisforskel, P Høj -P Lav

C* jord

Marginal kapacitetsomkostning

jordkabel

C* luft

Marginal kapacitetsomkostning

luftledning

Overføringsevne,

MW

Figur 13 Optimal overføringsevne ved kabler i forhold til luftledninger.

I figuren er den optimale kapacitet ved anvendelse af luftledninger omdøbt til C* luft , og en ny

højereliggende marginal kapacitetsomkostningslinje, der skal repræsentere kapacitetsomkostningen

ved jordkabler, er introduceret.

Det ses, at dette giver en lavere optimal kapacitet svarende til C* jord . Det er ikke overraskende,

da nytten af forbindelsen givet ved prisforskelskurven jo ikke er ændret. I de konkrete analyser

har Elinfrastrukturudvalget dog valgt at lægge sammenlignelige krav til markedsbetjening til

grund.

33


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Derfor er der udbygningsprincipperne A til E valgt en udbygning, der ikke giver anledning til interne

flaskehalse i henholdsvis det øst- og vestdanske eltransmissionssystem i et betydende omfang

25 .

3.2.3 Håndtering af begrænsninger i overføringskapaciteten

I den nordiske markedsmodel opgøres handelskapaciteten time for time mellem Nord Pool Spots

anmeldelsesområder. Flaskehalse i eltransmissionsnettet indenfor et anmeldelsesområde kan

principielt håndteres på tre måder på kort sigt, mens der på længere sigt desuden er muligt at

foretage en udbygning af transmissionskapaciteten.

Disse tre metoder er:

• Oprettelse af flere (nye) anmeldelsesområder

• Modhandel

• Flytning af flaskehalse til grænsen.

De to førstnævnte metoder er begge markedsmæssige metoder til håndtering af flaskehalse,

mens den sidste metode er en ikke-markedsbaseret metode.

Det er i blandt de nordiske systemoperatører i Nordel konkluderet, at strukturelle flaskehalse skal

håndteres gennem oprettelse af anmeldelsesområder, mens temporære flaskehalse skal håndteres

ved hjælp af modhandel. Flytning af flaskehalse karakteriseres som ikke-markedsbaseret, da

den ikke sikrer, at produktionen tilrettelægges under hensyntagen til omkostningsminimering.

Desuden diskriminerer metoden mellem indenlandsk og udenlandsk forbrug.

Internt er Danmark inddelt i to prisområder: Vest-DK og Øst-DK, og nettet er udbygget, så der

ikke er interne flaskehalse indenfor prisområderne. En udbygning af transmissionskapaciteten bør

dog altid afvejes op imod den markedsmæssige værdi af denne kapacitet.

Hvis det ved konkrete beregninger på det fremtidige eltransmissionssystem viser sig, at der vil

være flaskehalse af strukturel karakter – det vil sige ofte optrædende – i det interne vestdanske

transmissionsnet synes den eneste løsning være at undersøge, om disse kan elimineres ved introduktion

af nye anmeldelsesområder. Det er uklart, om indførelse af et ekstra anmeldelsesområde

i Vestdanmark vil være muligt på kort sigt.

Man kan dog som udgangspunkt med god ret vurdere, at de mest naturlige flaskehalse for det

vestdanske eltransmissionssystem vil ligge på grænserne mod nabo-områder og ikke internt i

systemet. Dette skyldes for det første, at omkostningen med at udbygge med HVDC-teknologi

(højspændt jævnstrøm) er højere end for en udbygning af AC-net (vekselstrømsforbindelser).

Det vil betyde, at Storebæltsforbindelsen og forbindelserne fra Jylland til Norge og Sverige er

naturlige flaskehalse.

For det andet er det naturligt, at der findes en flaskehals på grænsen mellem Jylland og Tyskland,

da integrationen med dette markedsområde stadig er mindre end mod Norden. Set i forhold

til markedets funktion – herunder en stabil prisdannelse og en reduktion i muligheden for, at

producenter kan misbruge dominerende positioner – bør det analyseres nøje, om det er optimalt

at have så små prisområder, som resultatet af en opdeling af Jylland vil blive.

På samme vis vil Østdanmark være et naturligt samlet anmeldelsesområde på grund af den nødvendige

anvendelse af HVDC-teknologi mod Jylland/Fyn og Tyskland. I mange timer vil tilknyt-

25 Undtaget dog princip F, hvor der ikke antages gennemført udbygning af det interne eltransmissionssystem.

34


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

ningen til Sverige dog sandsynligvis være så stærk, at der vil være fælles pris i Østdanmark og

Sverige.

3.3 Indpasning af vedvarende energi

Tilslutning og indpasning af vindkraft fra havmøller og landmøller er en af de største udfordringer

for elinfrastrukturen.

Havmølleudvalgets rapport "Fremtidens Havmølleplaceringer – 2025", april 2007, beskriver i alt

23 mulige placeringer for fremtidige havmølleparker. En betydelig andel af de fremtidige havmølleparker

forventes etableret langs den jyske vestkyst samt i mindre grad i Østersøen og i de indre

farvande.

Ud over krav om et stærkt eltransmissionsnet stiller store mængder vindkraft krav til det øvrige

elsystem i form af behov for systemydelser, herunder regulerkraft, som leveres fra centrale og

decentrale kraftværker. Indpasning af flere havmølleparker i det danske elsystem vil kunne reducere

det forretningsmæssige grundlag for de centrale og decentrale kraftværker og dermed fortrænge

disse enheder fra markedet. Det stiller krav om, at de systembærende egenskaber hos

disse kraftværker skaffes på andre enheder eller via samarbejdsforbindelserne til naboområderne.

35


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

4. Teknologierne

I dette afsnit beskrives luftledningsteknologien samt jævnstrøms- og vekselstrømskabler. På

jævnstrømssiden beskrives både konventionel HVDC-teknologi og den nye HVDC VSC-teknologi.

Desuden beskrives på vekselstrømssiden Energinet.dk's udviklingsindsats med hensyn til lange

400 kV-vekselstrømskabler i elnettet.

Fordelen ved vekselstrøm er, at den i modsætning til jævnstrøm relativt enkelt kan transformeres

op og ned mellem forskellige spændingsniveauer. Det muliggør, at strømmen så at sige kan

"påfyldes" og "tappes" overalt i nettet, lige fra transmissionsniveauet (400 kV og 132 kV og 150

kV) over distributionsniveauet (60-10 kV) og til forsyning i husstande m.v. (230/400 V).

Jævnstrøm (HVDC) anvendes i dag næsten udelukkende til at forbinde vekselstrømssystemer,

der ikke er synkrone, det vil sige ikke svinger i takt, samt ved lange havkrydsninger.

Både vekselstrøm og jævnstrøm kan føres via luftledninger og via kabler i jorden. For vekselstrøm

gælder dog, at der er en række tekniske udfordringer, når det gælder kabellægning på de

høje spændingsniveauer (400 kV).

Det betyder, at udbredelsen af vekselstrømskabler til transmission på verdensplan er forholdsvis

beskeden. De anvendes især over kortere strækninger i bymæssig bebyggelse og kun i relativt

sjældne tilfælde i det åbne land.

4.1 Vekselstrøm (AC)

4.1.1 Luftledninger

Både i Danmark og i resten af verden er langt hovedparten af transmissionsnettet baseret på

vekselstrøm i luftledninger, idet denne løsning under normale forhold både er den teknisk set

mest enkle og samtidig den billigste teknologi til fremføring af store mængder elektrisk energi.

4.1.2 Kabler

Der er i dag kun 250 km vekselstrømskabel på 400-500 kV niveau i verden. Heraf er ca. en tredjedel

lagt i Danmark. Danmark er således blandt de førende i verden på kabellængde (400 kV) i

vekselstrømsnettet. Det længste kabel i Danmark er lagt i København. Det er i alt 20 km langt,

men består af to sektioner, idet der er tilsluttet en station (Avedøre) på halvvejen.

Det længste kabel på 400-500 kV-niveau i verden er lagt i Tokyo by, hvor et 40 km langt 500

kV- kabelanlæg fører energien ind mod centeret af byen fra et omkransende luftledningsnet.

Den fysiske konstruktion af kabler og luftledninger giver forskellige egenskaber med hensyn til

overføringskapacitet. På 132 kV- og 150 kV-niveau vil et luftledningssystem generelt have større

overføringskapacitet end ét kabelsystem, men i mange tilfælde er det alligevel muligt at "nøjes"

med ét kabelsystem pr. luftledningssystem. På 400 kV-niveau vokser forskellen mellem, hvad et

kabelsystem kan overføre i forhold til et luftledningssystem, betragteligt.

Overspændinger og resonans – risiko for strømsvigt

Når et 400 kV-kabel afbrydes, vil de store energimængder, som er lagret i kablet og i kabelstationerne,

svinge frem og tilbage og medføre overspændinger.

Installation af lange kabler eller et stort antal af kortere 400 kV-kabler i elsystemet vil bidrage til,

at sådanne fænomener kan blive alvorlige. Overspændingerne kan blive meget store og derfor

udgøre en risiko for, at andre komponenter udkobles. Dermed øges risikoen for strømafbrydelser.

36


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

I teorien kan overspændinger minimeres ved installation af passende udstyr i stationer. Der er

imidlertid ingen praktisk erfaring med at benytte sådant udstyr for 400 kV-kabler længere end 40

km.

De systemmæssige udfordringer med lange vekselstrømskabler i et luftledningssystem er desuden

knyttet til det forhold, at vekselstrømskabler på høje spændinger sænker elsystemets såkaldte

egenfrekvens mærkbart. Dermed øges risikoen for, at der opstår resonanssvingninger i

systemet.

Resonanssvingninger er kritiske, fordi selv en ofte indtræffende hændelse – som fx udkobling af

en afbryder – kan anslå resonanssvingningen, som så igen kan medføre, at andre komponenter

på grund af høje og svingende spændinger skades eller udkobles. Når flere ledninger og generatorer

frakobler nettet ukontrollerbart, bliver systemsikkerheden sårbar, og risikoen for strømafbrydelser

er stor.

Fænomenet med egenfrekvens og resonanssvingninger i elsystemet er fysisk set helt identisk

med de fænomener, der kan optræde i forbindelse med fx broer eller maskiner, som pludselig og

uden varsel "ryster" eller sættes i svingninger.

Risikoen for resonanssvingninger er mere kritisk på 400 kV-niveau end på lavere spændingsniveauer,

hvilket skyldes, at 400 kV-nettet er elsystemets rygrad. Det sammenbinder hele det europæiske

elsystem og sikrer en stærk og stabil spænding hos elforbrugeren. Hændelser på lavere

spændingsniveauer "bringes på plads" af 400 kV-systemet. Hvis 400 kV-systemet bliver ustabilt,

skal kræfterne til at sikre stabiliteten på ny komme fra 400 kV-systemet selv.

Det må forventes, at det vil tage en årrække, før et større antal lange 400 kV-vekselstrømskabler

kan bygges ind i det danske elnet. Der er ingen erfaringer i verden med meget lange vekselstrømskabler,

og et eventuelt forsøg med én lang kabelstrækning i det danske elnet (60-100 km)

vil blive verdens største kabelforsøg. Et landskabsmæssigt velovervejet og beregningsmæssigt

godt analyseret projekt samt et længere prøveforløb med indsamling af driftserfaring er derfor en

afgørende forudsætning for senere at kunne anvende flere vekselstrømskabler i elnettet.

4.2 Jævnstrøm (HVDC)

4.2.1 Anvendelse

Transmission med højspændt jævnstrøm (HVDC) anvendes normalt i de tilfælde, hvor vekselstrøm

af tekniske eller andre årsager ikke kan bruges, fx til at forbinde vekselstrømssystemer,

der ikke er synkrone, det vil sige ikke svinger i takt, samt ved lange havkrydsninger. Eksempelvis

er det jyske transmissionsnet forbundet med det norske og svenske transmissionsnet ved flere

jævnstrømsforbindelser, mens det østdanske elsystem er forbundet til Tyskland med jævnstrømsforbindelse.

Den nye elektriske Storebæltsforbindelse vil ligeledes blive en jævnstrømsforbindelse,

idet elsystemerne i Øst- og Vestdanmark ikke er synkrone.

HVDC-forbindelser er punkt til punkt-forbindelser, hvor der overføres effekt imellem omformerstationer

i forbindelsens endepunkter. Disse omformerstationer er store og omkostningstunge.

I modsætning til en vekselstrømsforbindelse kan den effekt, der overføres i en jævnstrømsforbindelse,

reguleres, og en HVDC-forbindelse kan derfor benyttes til at stabilisere nettet. Jævnstrømskabler

har i modsætning til vekselstrømskabler ikke behov for at blive kompenseret med

kabelstationer.

37


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

4.2.2 Klassisk og ny HVDC-teknik

Omformerstationerne omformer vekselstrøm til jævnstrøm og omvendt. Der anvendes i dag to

forskellige teknologier til omformningen; klassisk HVDC, der omformer strømmen ved hjælp af

såkaldte tyristorer, og ny HVDC (VSC) baseret på såkaldte effekttransistorer.

Ny HVDC-teknologi har en række fordele, fx kontrollerbarhed, frem for den klassiske teknologi,

men til gengæld har den større energitab i omformerstationerne.

Klassisk HVDC er etableret med en overføringskapacitet på op til 3.000 MW, mens VSCteknologien

markedsføres med en overføringskapacitet på 50 til 1.000 MW. Der er i dag ikke

etableret ny HVDC med kapaciteter større end 350 MW. Svenska Kraftnät har dog i januar 2008

besluttet at etablere en 1.000 MW HVDC-forbindelse i Sydsverige, den såkaldte SydVästlänken.

Forbindelsen forventes idriftsat i 2012/2013.

HVDC-kabler er billigere end AC-kabler for samme overføringskapacitet. Til gengæld er HVDCstationer

væsentlig dyrere end AC-stationer.

Designlevetiden for et HVDC-anlæg er 30 år, men driftserfaringer har vist, at levetiden er over 40

år. For AC-kabler er den garanterede levetid 30 år, og da der ikke er de store erfaringer med

kablers levetid, er de 30 år også anvendt som den forventede levetid.

4.3 Anlægsomkostninger ved de forskellige teknologier

For spændingsniveauer over 100 kV er luftledninger generelt billigere end kabler. Jo højere

spændingsniveauet er, jo større er den prismæssige forskel mellem luftledninger og kabler.

Vekselstrømsluftledninger har endvidere en væsentlig højere "medfødt" overføringskapacitet end

kabler. Det betyder, at der fås betydeligt mere overføringskapacitet i et vekselstrømsnet med

luftledninger end et tilsvarende net med kabler.

Jævnstrømskabler er billigere end vekselstrømskabler ved samme overføringskapacitet. Til gengæld

er de nødvendige omformerstationer væsentlig dyrere end vekselstrømsstationer.

I Tabel 11 er vist eksempler på skønnede anlægsomkostninger ved at etablere en transmissionsforbindelse

på ca. 600 MW ved de forskellige teknologier. Bemærk, at kapaciteten er 2.000 MW

for luftledningen, da det er den typiske kapacitet for ét enkelt luftledningssystem på 400 kV.

Teknologi

400 kV vekselstrøm 400 kV jævnstrøm

Luftledning Kabel Klassisk (kabel) Ny VSC (kabel)

Kapacitet 2.000 MW 600 MW 600 MW 550 MW

50 km 290 mio. kr. 515 mio. kr. 1.500 mio. kr. 1.400 mio. kr.

100 km 550 mio. kr. 990 mio. kr. 1.900 mio. kr. 1.675 mio. Kr.

200 km 1.050 mio. kr. 1.940 mio. kr. 2.600 mio. kr. 2.250 mio. kr.

Tabel 11 Prissammenligning, 400 kV-vekselstrømsluftledning og -kabel samt klassisk og ny

jævnstrømsanlæg. Priserne er for et komplet anlæg (station og ledning). Bemærk, at

der er betydelig forskel på overføringskapaciteten ved de forskellige teknologier.

Generelt skal det bemærkes, at der er stor usikkerhed omkring den fremtidige prisudvikling for

kabler og HVDC-stationsanlæg. Udbuddet og antallet af leverandører er stærkt begrænset, og

omkostningerne for kabelbaserede teknologier varierer derfor betydeligt med den aktuelle efter-

38


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

spørgsel på verdensmarkedet. Der findes fx kun tre udbydere af HVDC-stationsanlæg på verdensmarkedet.

Se afsnit 4.5 om kabelmarkedet.

4.4 Tekniske egenskaber og udfordringer for luftlednings-, AC- og DC-kabelanlæg

I nedenstående tabel er vist en overordnet oversigt over og sammenligning af de tekniske og

driftsmæssige forhold for henholdsvis vekselstrømsluftledninger, vekselstrømskabler og jævnstrømskabler.

Vekselstrøm

Jævnstrøm

Luftledninger Kabler Kabler

Visuelle forhold

Master og luftledninger er

synlige i landskabet.

Der er udviklet en ny, lavere

Usynlige i landskabet, dog ar

efter nedgravning i særligt

følsomme landskaber.

Usynlige i landskabet, dog ar

efter nedgravning i særligt

følsomme landskaber.

400 kV-mast (Eagle), som

kan tages i anvendelse ved

Der skal etableres kabelstationer

for hver 30-40 km.

Omformerstationer er større

end vekselstrømsstationer.

nye anlæg.

En ny, endnu lavere 400 kVfibermast

– kan færdigudvikles

indenfor fem år.

Transport af

effekt

På 132 kV- og 150 kV-niveau

har ét luftledningssystem

Har ikke som luftledninger

ekstra reserver indbygget.

Kan være en fordel ved

transport af store energi-

generelt større overføringskapacitet

end ét kabelsy-

Kan, modsat luftledninger,

overbelastes i kortere perio-

mængder over lange afstande,

hvor luftledninger eller

stem. I mange tilfælde er det

dog muligt at nøjes med ét

kabelsystem pr. luftlednings-

der, uden at dette ødelægger

kablet.

vekselstrøm ikke kan anvendes.

system.

På 400 kV-niveau vokser

forskellen mellem, hvad et

kabelsystem kan overføre i

forhold til et luftledningssystem,

betragteligt. Det er

derfor ofte nødvendigt med

flere kabelsystemer pr. luftledningssystem.

Mulighed for

Kapacitet for eksisterende

Kræver nyt kabel

Kræver nyt kabel. Et eksiste-

opgradering

af kapacitet

luftledninger kan i visse

tilfælde opgraderes ved forøgelse

af mastens højde

rende monopolanlæg kan

dog med nye konvertere og

kabelanlæg opgraderes til en

(skamler). Ligeledes kan

eksisterende luftledninger

bi-pol.

opgraderes ved anvendelse

af højtemperaturledere,

hvormed kapaciteten kan

forøges.

Energitab

Høj belastning øger tab, men

det er sjældent, at anlægge-

Ved høj belastning er tabene

typisk mindre i veksel-

Små tab i jævnstrømskabler,

men betydeligt energitab i de

ne udnyttes til grænsen.

strømskabel end i tilsvarende

luftledningsanlæg.

tilhørende omformerstationer

– størst i de nye HVDC VSC-

De tilsluttede reaktorer til

kompensering vil dog give

anledning til en væsentlig

anlæg.

forøgelse af de samlede

energitab.

39


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Vekselstrøm

Jævnstrøm

Luftledninger Kabler Kabler

Rådighed

Relativt høj rådighed og

hurtig reparation ved fejl.

Færre fejl end for luftledninger,

men lange udetider ved

reparation. Samlet rådighed

Færre fejl end for luftledninger,

men lange udetider ved

reparation. Samlet rådighed

som for luftledninger.

som for luftledninger.

Grundet de mere komplekse

jævnstrømsstationer er rådigheden

lavere på et jævnstrømssystem

end et vekselstrømssystem

Kompensering

af reaktiv

effekt 26

Normalt intet behov for

kompensering.

400 kV-vekselstrømskabler

skal kompenseres for reaktiv

effekt med kabelstationer for

hver 30-40 km.

Ikke nødvendigt.

Ny HVDC VSC-teknologi kan

derimod anvendes til at levere

reaktiv effekt til det øvrige

132-150 kV-kabler kompenseres

efter behov i eksisterende

transformerstationer.

transmissionsnet og således

virke stabiliserende.

Spændingsforhold

Lange kabler øger risikoen

for strømudfald på grund af

Med hensyn til spændingsstabilitet

kan HVDC VSC

resonanssvingninger. Se

afsnit 4.6.1.

anvendes til at stabilisere

forholdene, hvis der er et

svagt vekselstrømsnet.

Belastningsfordeling

Sjældent problemer med

belastningsfordeling.

Samspil mellem 400 kVluftledninger

og vekselstrømskabler

kan kræve

Gode reguleringsegenskaber,

idet den effekt, der overføres

i en jævnstrømsforbindelse,

tværspændingstransformatorer

for at styre strømmen.

kan styres. En jævnstrømsforbindelse

kan derfor benyttes

til at stabilisere

eltransmissionsnettet.

Tabel 12 Tekniske egenskaber og udfordringer ved vekselstrøm og jævnstrøm. Ovenstående

oplysninger gælder for anlæg på land. For offshoreanlæg gælder særlige forhold.

4.5 Kabelmarkedet

Markedet for kabler til elforsyningsnettet spænder helt fra de mange relativt enkle kabler, der

lægges i parcelhuskvarterer, til de teknisk set mere avancerede højspændingskabler, som bruges

i eltransmissionsnettet.

Kabelmarkedet under 100 kV er præget af stort volumen og anvendelse af hyldevarer. Kabelmarkedet

over 100 kV er præget af store udsving i produktionsmængde og anvendelse af individuelt

"skræddersyede" løsninger. Et enkelt, stort kabelprojekt, som fx søkabelforbindelsen mellem

Norge og Holland lægger således beslag på en stor del af den samlede produktionskapacitet

for avancerede kabler til eltransmissionsnettet i 2-3 år.

Ikke alle kabelproducenter kan producere de avancerede højspændingskabler, mens alle kabelproducenter

kan producere kabler til lavere spændingsniveauer. Producenterne vil naturligvis

fastlægge deres produktionsstrategier og priser, så indtjeningen på produktionslinjerne maksimeres.

Produktionskapaciteten for avancerede kabler er altså ikke en entydig størrelse. Hvis der er

større gevinst ved at producere kabler til lavere spændinger, vil de avancerede produktionslinjer

blive allokeret til dette. Er markedet interessant, vil der naturligvis blive bygget flere produkti-

26 Reaktiv effekt beslaglægges kapacitet i elnettet.

40


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

onslinjer, men det tager 2-3 år at få igangsat en ny produktionslinje for avancerede højspændingskabler.

CRU Strategies, London, har for Energinet.dk gennemført en markedsundersøgelse vedrørende

produktionskapacitet og efterspørgsel på verdensplan for avancerede elkabler over 100 kV i perioden

frem til 2017. Markedsundersøgelsen er opdelt på såvel verdensdele som forskellige kabeltyper.

4.5.1 Markedsundersøgelsen set i relation til principperne

I relation til principperne (princip A, B og C samt eventuelt kabelhandlingsplan for 132 kV- og

150 kV-nettet) er markedssituationen for 400 kV- samt 132 kV- og 150 kV-vekselstrømskabler

på land den vigtigste parameter.

Generelt forudses det, at efterspørgslen efter disse kabler stiger med ca. 50 pct. frem mod 2017,

og at produktionskapaciteten har mulighed for løbende at blive bygget op til dette niveau uden

dramatiske prisændringer som følge heraf.

Der er kun meget få leverandører af 400 kV-vekselstrømskabler i verden, hvoraf hovedparten

findes i Europa. Kontrakter med leverandører skal derfor indgås flere år i forvejen, så der er sikkerhed

for, at kablerne kan leveres.

Markedsundersøgelse viser, at den totale produktionskapacitet for 400 kV-kabler i Europa pr. år

ca. svarer til 100 km 400 kV-kabel. Skal der i løbet af kort tid anlægges en 100 km lang 400 kVkabelforbindelse,

betyder det, at Danmark kommer til at lægge beslag på den samlede produktionskapacitet

i Europa i ét år. Dette er næppe realistisk og vil under alle omstændigheder være

forbundet med høje omkostninger. En ordre her og nu betyder derfor i praksis, at produktionen

må strækkes over mere end 1 år.

En ambitiøs dansk kabelhandlingsplan for 132 kV- og 150 kV-nettet vil skulle konkurrere om den

eksisterende produktionskapacitet i verden og må derfor forventes også at smitte af på udbuddet

af 400 kV-kabelproduktionskapacitet. Generelt må det dog antages, at en globalt stigende efterspørgsel

på kabler vil medføre øget produktionskapacitet som følge af almindelige markedsmekanismer.

4.6 400 kV-vekselstrømskabler i transmissionsnettet – den fremadrettede indsats

4.6.1 Aktuelle problemstillinger

Stationære spændingsforhold

Kablers kondensatorvirkning i nettet medfører, at der kan optræde spændingsstigninger i nettet,

som ikke finder sted i et luftledningsnet. Indkobles et kabel, som ikke er forbundet til nettet i den

anden ende (tomgående kabel), vil der optræde en spændingsstigning i den fjerne ende af kablet.

Spændingsstigningen vil være på nogle kilovolt – afhængig af blandt andet kabellængden.

Spændingsforholdene kan kontrolleres ved hjælp af reaktorer, der også kompenserer for kablets

ladestrøm. I hvert tilfælde skal det kontrolleres, hvordan det enkelte kabel vil påvirke spændingsforholdene

i nettet under forskellige forhold. Driftsspændingen skal indstilles sådan, at der

intet sted i nettet optræder spændinger, som overskrider de maksimalt tilladelige. På den anden

side er man interesseret i at drive nettet ved så høj en spænding som muligt, da strømtabene

derved mindskes.

41


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Dynamiske overspændinger

Som nævnt i afsnit 4.1.2 er de systemmæssige udfordringer med lange vekselstrømskabler i et

luftledningssystem knyttet til det forhold, at vekselstrømskabler på høje spændinger sænker

elsystemets såkaldte egenfrekvens mærkbart. Dermed øges risikoen for, at der opstår resonanssvingninger

i systemet, hvilket medfører risiko for strømsvigt.

Da de faktiske svingningsforløb er afhængige af alle elnettets parametre samt udefrakommende

påvirkninger, er der utroligt mange og komplekse kombinationer, der skal undersøges for at sikre,

at der ikke vil kunne optræde farlige overspændinger ved anvendelse af lange vekselstrømskabler

i nettet. Sådanne undersøgelser kræver gode beregningsmodeller, som skal være meget

nøjagtige. Der er i dag meget begrænset erfaring med at eftervise modellernes nøjagtighed over

for overspændinger med frekvenser over elnettets driftsfrekvens. Derfor forestår der et større

udredningsarbejde på dette område.

Når beregningsmodellerne er verificerede, vil det være muligt at undersøge, hvordan forskellige

konfigurationer af elnettet vil blive påvirket af varierende hændelser. Det vil være nødvendigt at

få gennemregnet dette hver gang, der skal ske en ændring i nettet, så ubehagelige overraskelser

undgås, når anlægget er i drift.

4.6.2 Udvikling af beregningsmodeller og internationalt samarbejde

Debatten omkring luftledninger og kabler på 400 kV-niveau foregår i flere lande i Europa.

Der ligger store synergier i, at flere lande i Europa vælger et kontrolleret udviklingsforløb mod

flere 400 kV-kabler i det europæiske eltransmissionsnet. Vidensopbygningen kan dermed ske i et

internationalt stærkt fagmiljø, hvilket vil have stor betydning for, hvor hurtigt udviklingen kan gå.

Et vigtigt bidrag til den internationale udvikling skal også komme fra kabelleverandørerne. En

målrettet international fokus fra de systemansvarlige mod integration af flere 400 kVvekselstrømskabler

i det europæiske elsystem vil også betyde målrettethed fra leverandørernes

side. Dette vil være af meget stor betydning, hvis produktionskapaciteten skal udvikles i takt

med behovet for 400 kV-kabler.

Energinet.dk har etableret et tæt samarbejde med Tokyo Electric Power Company, som ejer verdens

længste 500 kV-kabel, og som har 6 års værdifulde driftserfaringer med kablet. I samarbejde

med det japanske elselskab analyseres konsekvenser og nødvendige afværgeforanstaltninger i

forbindelse med et case studie for et 106 km langt 400 kV-kabel på den jyske vestkyst.

Studiet vil ikke give konkrete svar på, hvor mange lange kabler der kan installeres i det danske

elsystem. Studiet skal ses som et indledende studie, hvor det primære mål er at indhente viden/erfaringer

med de udviklede beregningsmodeller. For ikke at sætte forsyningssikkerheden

over styr som følge af nye teknologiske løsninger vil kabellægning af flere nye forbindelser på

længere strækninger først kunne påbegyndes i takt med, at der er opnået tilfredsstillende resultater

af forsøg med lange (mere end 40 km) 400 kV-vekselstrømskabler i det eksisterende elnet.

Sådanne forsøg vil med en målrettet indsats kunne gennemføres i løbet af 6-10 år.

4.6.3 Forskning i Danmark omkring 400 kV-kabelanlæg

Energinet.dk har igangsat to forskningsprojekter omkring 400 kV-kabler for at styrke det hjemlige

fagmiljø omkring modelberegninger og viden på dette område. Det ene ph.d.-projekt fokuserer

på kablet som komponent, da det er grundlaget for at kunne lave gode modeller til beregningsprogrammer.

Det andet ph.d.-projekt fokuserer på lange kabler i det sjællandske elsystem

og konsekvenser heraf.

42


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Begge projekter skal ses som en langsigtet investering til det internationale vidensmiljø omkring

vekselstrømskabler i elsystemet, som Energinet.dk ønsker at være med til at opbygge.

43


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

5. Miljøhensyn ved planlægning af transmissionsnettet

Et eltransmissionsanlægs påvirkninger på miljøet er af forskellig karakter og omfang. Udvalget

har blandt andet undersøgt forhold omkring støj, visuelle gener ved anlæggene og magnetfelter.

Desuden er der redegjort for påvirkninger på natur, dyr og planter.

Miljøpåvirkninger forårsaget af de forskellige udbygningsprincipper er vanskelige at angive konkret,

fordi modellerne, der danner baggrund for principperne, angiver foreløbige tracéforløb. Ved

en normal planlægningsprocedure for anlæggelse af et nyt tracé udarbejdes detaljerede miljøundersøgelser,

miljøvurderinger og eventuelt VVM-analyser i samarbejde med de relevante myndigheder.

I udvalgets analyser er det alene muligt at vurdere miljøproblemstillingerne på et generelt

plan.

5.1 Visuelle påvirkninger fra kabler, master og stationsanlæg

Ved opstilling af master og stationsanlæg eller nedgravning af kabler i forbindelse med udbygning

og vedligeholdelse af transmissionsnettet opstår der visuelle påvirkninger for befolkningen. Påvirkningerne

opstår typisk som en følge af ændring i landskabets karakteristik eller en brydning

af horisonter.

Den samlede længde af 400 kV-ledningstracéet i Danmark er ca. 1.100 km (tracé-km). Det underliggende

50-150 kV-ledningstracé er ca. 9.000 km. Masterne er mellem 35-55 m høje afhængig

af typen, som der er anvendt ni slags af på 400 kV-niveau. Omformer-, transformer- samt

overgangsstationer har også en størrelse, som dominerer i landskabet.

Figur 14 Total ledningstracé længde samt eksempler på mastetyper.

Et kabeltracé er ikke synligt som højspændingsmaster, dog vil der ved etableringen af kabeltracéet

være et midlertidigt arbejdsbælte, som i nogle tilfælde ses som et bredt jordbælte efter

retableringen. Der må ikke være beplantning med dybtgående rødder oven på eller i umiddelbar

nærhed af kabeltracéet. Denne restriktion betyder, at høj beplantning erstattes med lav beplantning

på tracéet, som derved ændrer det visuelle indtryk af området.

Stationsanlæg er varierende i størrelse. Ved større stationsanlæg opkøbes der ofte et større areal

end nødvendigt. Det skaber mulighed for etablering af afværgeforanstaltninger, såsom beplantninger

omkring anlægget. Indsynet til det tekniske anlæg mindskes således, så det er mindre

visuelt forstyrrende for forbipasserende og fra omkringliggende bebyggelse. Der udgår typisk

flere 400 kV- og 132 kV- og 150 kV-systemer fra stationsanlæggene.

44


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

5.1.1 Vurdering af landskabelige påvirkninger

I de senere år er der i forbindelse med VVM-redegørelser, miljøvurderinger og landskabsvurderinger

indsamlet erfaring og viden om eltransmissionsanlægs påvirkning af landskabet. I forbindelse

med udvalgsarbejdet er en del af dette medtaget i en særskilt rapport "Vurdering af de

landskabelige påvirkninger ved udbygning af eltransmissionsnettet". 27

Vurderingen skal medvirke til at kvalificere de beslutninger, der skal tages ved at undersøge,

beskrive og vurdere højspændingsanlæggenes påvirkning af udvalgte gængse, danske landskabstyper.

Vurderingen omfatter de forskellige ledningsanlægs fysiske, visuelle fremtoning og den

overordnede visuelle påvirkning af landskabet og landskabselementer i forhold til de enkelte typer

af ledningsanlæg. Fire repræsentative landskabstyper er udvalgt for analysen: Kystlandskaber,

slettelandskaber, morænelandskaber og overgangslandskaber. Desuden er påvirkninger i og

ved tekniske landskaber som fx motorveje, vindmøller og industrianlæg evalueret.

Synlighed og konsekvenszoner

Til vurdering af den visuelle påvirkning af landskabet kan det være en fordel at operere med følgende

konsekvenszoner: Nærzonen, hvor anlægget dominerer, og påvirkningen er størst (0-1 km

for 400 kV); mellemzonen, hvor anlægget opfattes i samspil med andre elementer i landskabet

og påvirker oplevelsen (1-2,5 km for 400 kV), samt fjernzonen, hvor anlægget stadig er synligt,

men underordnet i landskabsbilledet, og påvirkningen er uvæsentlig (> 2,5 km).

Påvirkning af landskabstyper

Kystlandskaber vurderes overordnet som værende meget sårbare over for placering af luftledningsanlæg,

dog i mindre grad ved flade kyster end ved høje skræntkyster. Placering af

eltransmissionsanlæg i kystlandskaber vil kun i sjældne tilfælde blive overvejet, men sker dog

blandt andet ved indføring af søkabler og ved krydsning af smalle farvande.

Slettelandskaber er ved deres karakter og store skala vurderet som robuste over for luftledningsanlæg,

selv om disse ofte vil være synlige over større afstande. Anlæggets karakter og skala

virker i god balance med landskabets overordnede karakter.

Bakkede morænelandskaber kan groft opdeles i henholdsvis småbakkede og storbakkede morænelandskaber.

De småbakkede morænelandskaber vurderes overordnet som sårbare over for

placering af luftledningsanlæg, mens storbakkede vurderes som værende forholdsvis mere robuste.

I overgangslandskaber med et skift fra sårbart til robust landskab vil også det robuste landskab

opleves som sårbart i en zone, der svarer til nærzonegrænsen.

I tekniske landskaber forøger luftledningsanlæg det tekniske præg væsentligt, og der bør gøres

særlige overvejelser om de enkelte anlægs indbyrdes samspil og æstetik. Ved større industrianlæg

øger luftledningsanlæg udstrækningen af det teknisk prægede landskab. Langs motorveje

opleves luftledningsanlæggenes lige strækninger i direkte og uheldig kontrast til motorvejenes

bløde kurveforløb.

Afværgeforanstaltninger

Den visuelle påvirkning fra et luftledningsanlæg med høje master og en udstrækning over flere

kilometer vil ofte være markant. De landskabelige gener bør så vidt muligt begrænses til et mi-

27 Rapporten "Vurdering af de landskabelige påvirkninger ved udbygning af eltransmissionsnettet" kan downloades på

www.energinet.dk.

45


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

nimum. Ved at planlægge tracéet i samspil med landskabets struktur og med størst mulige hensyn

til de landskabelige værdier opnås den mindst mulige påvirkning. Planloven, og beslægtet

lovgivning, giver visse redskaber, som kan sikre disse formål i kommuneplaner, VVM-tilladelser,

lokalplaner, landzoneadministration samt ved administration af tilladelser og dispensationer.

Med beplantning kan stationsanlæg til dels indarbejdes i en sammenhæng med det omgivende

landskab, så påvirkningen afdæmpes. Luftledningsanlæggene har derimod et omfang, som ikke

kan skjules med beplantning. Ved strategiske, udvalgte steder, hvor synligheden af de tekniske

anlæg vil forstyrre oplevelsen, kan beplantning tæt på beskueren skjule udsynet til anlægget.

Det kan for eksempel tages i anvendelse ved forhistoriske minder, naturparker og lignende eller

ved særligt belastede udsyn fra veje, stier og jernbaner.

Tidligere har anlægs design overvejende været baseret på tekniske standarder. Det kan give dem

et uharmonisk og rodet udtryk. Ved at udforme anlæggene, så de i sig selv fremtræder harmoniske

og velformede, vil de fremtræde mindre anmassende.

Linjeføringen kan tilpasses landskabet, så linjerne i landskabets elementer følges, eller konflikter

med andre landskabselementer undgås. Hvor højspændingsanlæg krydser veje, vandløb eller

lignende, bør dette gøres vinkelret, og samtidig tilstræbes rolige linjeføringer uden mange knæk,

ligesom masterne bør stå lavt i bakkede landskaber.

Det roligste og mest harmoniske linjeforløb opnås i dag ved at føre masterne i lange lige stræk.

Et knækket linjeforløb vil derimod give et uharmonisk billede, idet de såkaldte knækmaster er

større og visuelt mere dominerende end almindelige master. Der tages også højde for afstand til

byer, kirker, natur- og rekreative områder osv.

Der udvikles i dag master, som er lavere og har et mere enkelt udtryk end de eksisterende gittermaster.

Desuden forsøges det også at forbedre linjeføringen, så den bedre tilpasses landskabet

og dermed formindsker de visuelle gener. Kurvede linjeforløb er et af de tiltag, der videreudvikles

fremadrettet. Det endelige tracéforløb baseres altid på en minimering af anlæggets visuelle

påvirkninger af landskabet.

Ved kabellægning i jorden er de landskabelige påvirkninger minimale. De begrænser sig til de

nødvendige kabelstationer samt eventuelt en lavere beplantning i deklarationsarealet. Hvor berøring

af særligt værdifulde landskaber ikke kan undgås, vil fremføring med jordkabel, fx som en

styret underboring, begrænse landskabspåvirkningen til et minimum.

46


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Figur 15 Slettelandskab med henholdsvis Eaglemaster og kabler. Ved kabellægning er de landskabelige

påvirkninger minimale.

5.2 Støjpåvirkninger ved eltransmissionsanlæg

Både luftledninger og stationer (transformer-, omformer- og overgangsstationer) 28 udsender

akustisk støj under almindelig drift. Et jordkabel udsender ikke hørbar akustisk støj, men der vil

være støj fra de tilknyttede overgangsstationer og transformerstationer.

Den vigtigste form for støj fra højspændingsanlæg er koronastøj. Styrken af koronastøjen afhænger

især af spændingen, men også af luftfugtigheden. Koronastøjen består af to typer støj;

den ene er en karakteristisk knitrende/knasende lyd, som stammer fra ledere og isolatorer og

skyldes elektriske udladninger omkring vanddråber eller sne- og ispartikler. Støjen er højest, når

det regner kraftigt.

Den anden type koronastøj er en dyb brummen med en konstant frekvens på 100 Hz, som

stammer fra særligt kraftige udladninger omkring ispartikler på lederne. Denne type støj optræder

normalt kun ved rimfrostdannelser på ledningerne eller under visse typer af snefald. Lydniveauet

fra denne type støj er almindeligvis under 45 dB (A) – helt tæt på anlægget, men på

frostklare dage med rimfrost kan lyden være stærkt generende for naboer til luftledningsanlæg.

Støjens lave frekvens betyder, at den trænger gennem bygningsdele og dermed bliver hørbar

indendørs. Det er i praksis teknisk umuligt at fjerne denne støj, som imidlertid kun forekommer

få timer om året.

28

Transformerstationer forekommer, når der skiftes spændingsniveau, fx fra 400 kV til 150 kV. Omformerstationer anvendes

ved skift mellem jævnstrøm og vekselstrøm, og overgangsstationer anvendes ved overgang fra eksempelvis hav til

land.

47


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

5.2.1 Ledningsstøj

Støj fra højspændingsanlæg reguleres efter Miljøstyrelsens vejledning om "Ekstern støj fra virksomheder",

som angiver vejledende grænseværdier for støj målt udendørs. Støjgrænsen for områder

med blandet bolig- og erhvervsbebyggelse er i natperioden 40 dB (A), og det er således

denne grænseværdi, der normalt anvendes for højspændingsledninger.

I tørt vejr vil 400 kV-luftledningerne ikke have problemer med at overholde grænseværdien på

40 dB (A), men i perioder med regn og fugtigt vejr kan støjen fra højspændingsledningerne overskride

grænseværdien. I en afstand af 100 meter fra en 400 kV-luftledning vil støjen kun overskride

de 40 dB (A) i få timer om året. I meget kraftigt regnvejr vil støjniveauet være 40 dB (A) i

en afstand af op til 250 meter. Til gengæld er der under meget kraftigt regnvejr så høj baggrundsstøj,

at støjen fra højspændingsanlægget er svært at høre.

Støj fra ledninger på lavere spændingsniveauer kan normalt ikke høres, men i fugtigt vejr øges

koronastøjen så meget, at også støj fra 50/60 kV-, 132 kV- og 150 kV-luftledninger kan høres.

Ud over koronastøj optræder der også vindstøj fra luftledninger, som under specielle forhold kan

give anledning til støjklager fra naboer. Vindstøjen lyder, som når der blæses i en flaske, og opstår

ved luftens passage forbi glasisolatorkæderne.

5.2.2 Afværgeforanstaltninger

Koronastøj kan reduceres kraftigt ved at indbygge koronadæmpende bøjler omkring isolatorkæderne.

Desuden viser undersøgelser, at triplex-systemer 29 kan reducere støjen med omkring 5 dB

(A) i forhold til de normalt anvendte duplex-systemer 30 .

5.2.3 Stationsstøj

Ud over koronastøj vil der fra stationsanlæg komme støj fra større anlægskomponenter som

transformere og reaktorspoler. Denne støj forekommer i alt slags vejr.

Støj fra 400/150 kV-transformerstation

dB (A)

Tæt på stationen – støj fra transformer med blæser kørende 93

Tæt på stationen – støj fra transformer uden blæser kørende 85

Tæt på stationen – støj fra reaktor 91

Afstand 120 m – støj fra transformer eller reaktor med blæser kørende

40

Tabel 13 Målt støjniveau for en uskærmet 400/150 kV-transformerstation under typisk drift.

Ved kobling med afbrydere i stationen optræder der et kortvarigt smæld. Kobling med afbrydere

sker få gange dagligt. En effektiv støjafskærmning etableres normalt omkring alle transformere

og reaktorer i stationen, hvilket mindsker støjgenerne for nærliggende ejendomme.

Omformerstationer udsender ud over koronastøj og støj fra transformere og reaktorspoler også

støj fra de filtre, som er en integreret del af omformeranlægget. Støjen fra filtrene domineres af

en karakteristisk tone på 600 Hz, som stammer fra den spole, der anvendes til udglatning af

jævnspændingen. Det er muligt at dæmpe støjen væsentligt gennem en effektiv afskærmning for

29 Triplex-systemer har tre ledere ophængt pr. fase.

30 Duplex-systemer har to ledere ophængt pr. fase.

48


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

at sikre, at støjbelastningen hos naboer til omformerstationerne almindeligvis er under grænseværdien

for støj.

5.3 Påvirkninger på natur, planter og dyr

Dette afsnit beskriver problemstillingen omkring behovet for krydsning af naturområder under

anlægsarbejde i relation til de forskellige afværgeforanstaltninger, der tages for at minimere påvirkningerne.

Desuden beskrives nogle af de største risici for naturen, dyr og planter, når man

anlægger eltransmissionsanlæg.

Anlæggelse af højspændingsmaster og kabelgrave er relativt store aktiviteter på en given lokalitet.

Strækninger med master og luftledninger kan ofte ses over lange afstande og kan påvirke

omgivelserne i en bred zone omkring tracéet. Kabler påvirker derimod primært næromgivelserne

i et udgravningsbælte under anlægsfasen.

VVM-undersøgelser er påkrævet af luftledningsanlæg længere end 2 km. De foretages, før det

endelige tracé fastlægges. I en VVM-undersøgelse (Vurdering af Virkning på Miljøet) er hensynet

til planter og dyr en væsentlig faktor i overvejelserne og kan betyde, at et tracé omlægges for at

undgå konflikter med vigtige naturområder. En VVM-undersøgelse er ikke påkrævet ved kabelanlæg.

Planlægningsfasen tillader en vis fleksibilitet med hensyn til, hvor et tracé skal ligge. Som udgangspunkt

undgås tracéer igennem områder, der er udpeget for landskabelige, rekreative, kulturhistoriske

og naturmæssige interesser, heriblandt beskyttede områder som Natura 2000.

Skovområder undgås også så vidt muligt i planlægningen af nye tracéforløb. Ved nødvendig passage

af luftledninger og kabler igennem et skovområde skal skoven fældes i et bælte, der kan

være så bredt, at mindre skovfugle isoleres, og populationerne dermed fragmenteres. Desuden

pålægges tracéet efterfølgende restriktioner for vegetationshøjde.

5.3.1 Hensyn til fugle og beskyttede dyre- og plantearter

Luftledninger kan udgøre en risiko for især store fugle, eksempelvis svaner, som risikerer at kollidere

med luftledningerne. Dansk Ornitologisk Forening estimerer, at ca. 0,5-1 mio. fugle dør

årligt som følge af kollision med elledninger (hovedsageligt 132 kV-, 150 kV- og 400 kVledninger).

Placering af luftledningstracéer bør således undgås på tværs af trækruter og tæt på

fuglebeskyttelsesområder, i ådale, fjordområder og lignende. Ådale bør fx krydses vinkelret for at

minimere påvirkningerne på fugle. Kabellægning af luftledninger kan være en løsning her, men

kabellægning kan have konsekvenser for andre artsgrupper for eksempel Bilag IV-arter, som

beskrevet efterfølgende.

EF-habitatdirektivet pålægger EU-landene at beskytte en række dyre- og plantearter. Arterne

står i direktivets Bilag IV, og flere af dem findes i Danmark. Den strenge beskyttelse gælder,

uanset om arterne forekommer indenfor Natura 2000-områderne eller udenfor. Bestemmelserne

er bindende for myndighederne og indebærer, at, hvor der er regelmæssig forekomst af Bilag IVarter,

må der ikke gives tilladelse til aktiviteter, der kan beskadige eller ødelægge de pågældende

arters levesteder eller ødelæggelse af livsstadier for planter. I planlægningsfasen af eltransmissionsanlæg

foretages derfor en grundig vurdering af den praktiske gennemførlighed af afværgeforanstaltningen

og virkningen i forhold til Bilag IV-arterne. 31

5.3.2 Påvirkninger ved anlægsarbejdet og afværgeforanstaltninger

Anlægsfasen af et nedgravet kabel er mere omfattende teknisk, tidsmæssigt og miljømæssigt

end for en luftledning. Både kabellægning og opstilling af master medfører gravearbejde og brug

31 Fx flagermusarter, stor vandsalamander og gul stenbræk.

49


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

af tungt materiel i anlægsområdet. I begge tilfælde laves desuden fundamenter for henholdsvis

master og samlemuffer i jorden til kabler.

Ved anlæggelse af et luftledningstracé er der forskellige teknikker til at minimere påvirkningerne

på omgivelserne. Når en mast skal sættes op, tilstræbes det at bruge den adgangsvej til anlægsområdet,

som giver den mindste påvirkning. Som afværgeforanstaltning har man udviklet en

harpuneringsteknik sådan, at luftledningerne kan ophænges, uden at området mellem to master

betrædes.

Gravearbejdet for både kabler og master tilrettelægges, så jordlagene og vegetationen kan retableres

så tæt på den oprindelige tilstand som muligt, og i nogle tilfælde beplantes tracéet med

buske eller mindre træer.

Ved nødvendig passage af områder med høj vandstand eller med næringsfattige samfund foretages

styret underboring af kabler, så opstilling af master undgås.

Selv om anlægsperioden forkortes mest muligt, vil områdets dyreliv forstyrres af aktiviteterne.

En åben kabelgrøft i anlægsperioden kan fx virke som en barriere og som en fælde for mindre

dyr som mus og padder.

5.3.3 Påvirkninger i driftsfasen og afværgeforanstaltninger

Eftersyn og overvågning af tracéerne i driftsfasen har typisk ikke de store konsekvenser for naturen.

I tilfælde af fejl på ledningerne kan luftledninger repareres eller udskiftes, uden at naturen

påvirkes nævneværdigt. Udskiftning af master i forbindelse med omgalvanisering betyder ikke, at

nye fundamenter skal graves, men kun at masten udskiftes.

Er et kabel udtjent, betyder det derimod oftest, at kablet helt udskiftes eller, at et nyt kabel anlægges

i et parallelt tracé. Det kan derfor have samme påvirkning på naturen som ved anlæggelse

af et helt nyt kabel.

5.4 Magnetfelter

Der er magnetfelter overalt, hvor der produceres, transporteres eller bruges elektricitet. Trods

mere end 30 års forskning har videnskaben ikke kunnet påvise, at magnetfelter udgør en sundhedsrisiko.

Det har heller ikke været muligt endegyldigt at udelukke det.

Hverken WHO eller de danske myndigheder vurderer, at der er videnskabeligt grundlag for at

definere konkrete afstandskriterier eller grænseværdier i relation til magnetfelter fra højspændingsanlæg.

Dette udtrykkes også i de danske sundhedsmyndigheders udmelding i sætningen:

"Begrebet "tæt på" kan ikke defineres generelt, men må afgøres i den konkrete situation ud fra

en vurdering af den konkrete eksponering."

Når man skal foretage en sådan vurdering, er det vigtigt at bemærke, at felter fra kabler aftager

relativt hurtigere med afstanden end felter fra luftledninger.

Nedenfor er vist et eksempel på magnetfeltet fra henholdsvis en 400 kV-luftledning og kabel.

Beregningen for luftledningen er baseret på ét ledningssystem ophængt på en såkaldt Donaumast

med nederste fasehøjde 15 m over jord. For kabelsystemet er anvendt ét kabelsystem.

Magnetfeltet er beregnet i 1 meters højde over jord ved henholdsvis en "typisk" belastning på

425 A (ca. 330 MW) og en "høj belastning på 850 A (ca. 600 MW).

50


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Figur 16 Eksempel på magnetfelter ved luftledning og kabel.

5.4.1 Felter i dagligdagen

Felter fra almindelige husholdningsapparater kan være ganske store, men de aftager til gengæld

meget hurtigt med afstanden, og fra de fleste apparater påvirkes man kun i kortere tid. På ca. 1

meters afstand kan man sjældent skelne feltet fra et apparat fra det almindelige baggrundsfelt

fra husets installationer.

Afstand 3 cm 1 m

Vaskemaskine 0,8-50 0,01-0,15

Elektrisk ovn 1-50 0,01-0,04

Støvsuger 200-800 0,13-2

Hårtørrer 6-2000 0,01-0,03

TV 2,5-50 0,01-0,15

Transportabel radio 16-56 < 0,01

Tabel 14 Magnetfelter (målt i µT(mikrotesla) ved forskellige apparater.

På arbejdspladser kan der være felter på flere hundrede µT tæt ved elforbrugende maskiner og

apparater. Størst er felterne tæt ved fx visse elektriske svejseanlæg, elektriske motorer, smelteovne,

galvaniseringsanlæg, ligesom der kan være relativt store felter på transformerstationer og

på kraftværker tæt ved generatorudføringer og lignende.

5.4.2 Gennemsnitlig eksponering

Ifølge WHO er der ikke voldsom forskel på, hvor store magnetfelter vi i de europæiske lande

gennemsnitligt har i boligen. Felterne kan stamme fra ledninger uden for huset, husets egne

installationer og en række forskellige apparater.

Den gennemsnitlige størrelse af magnetfelter i europæiske boliger varierer mellem 0,025 og 0,07

µT. I USA er felterne gennemsnitligt mellem 0,055 og 0,11 µT. Den væsentligste årsag til forskellen

er formentlig, at man i USA har en spænding på 110 V (Volt) på husinstallationerne, hvor vi i

Europa har 230 V. Når spændingen er det halve, bliver strømmen – alt andet lige – det dobbelte,

og derfor bliver felterne også ca. dobbelt så store.

51


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

En undersøgelse fra Arbejdsmiljøinstituttet vurderede i 1993, at danskere, der boede nær højspændingsledninger

i gennemsnit var udsat for 0,29 µT, mens de, der ikke havde en ledning i

nærheden, var udsat for felter gennemsnitligt mellem 0,04 og 0,07 µT. Der var dog spredning

inden for begge grupper, og 0,1 µT i gennemsnit forekom fx i begge grupper.

5.4.3 Sundhedsrisici

International Agency for Research on Cancer (IARC) klassificerer magnetfelter fra elforsyning i

kategorien "mulig årsag til kræft" 32 . Klassificeringen er baseret på befolkningsstatistiske undersøgelser,

der har vist en øget hyppighed af leukæmi hos børn, som har været udsat for magnetiske

felter i boligen på mere end 0,3 til 0,4 µT.

5.4.4 Felter fra jævnstrømsanlæg

Omkring jævnstrømsanlæg er der statiske magnetfelter (frekvens 0 Hz). WHO vurderer ikke, at

der er helbredsrisici i forbindelse med statiske magnetfelter af den størrelse, der forekommer

omkring elforsyningsanlæg. Der er dog ikke forsket nær så meget i statiske felter som i felter fra

vekselstrøm. Anbefalet grænseværdi er 40 mT (millitesla) for offentligheden. Felterne kan lokalt

forstyrre kompasser og andet, som er afhængig af Jordens magnetfelt.

32 Klassificeringen "mulig årsag til kræft" bruges, når der, som for magnetfelterne, foreligger "limited evidence" (begrænset

dokumentation/belæg) fra statistiske befolkningsundersøgelser, og "inadequate/inconsistent evidence" (utilstrækkelig eller

ikke-samstemmende dokumentation/belæg) fra den eksperimentelle forskning med dyr og celler.

52


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

6. Beregningsforudsætninger, udbygningsbehov og metoder

I det følgende afsnit beskrives de anvendte beregningsforudsætninger, behovet for udbygning af

det eksisterende eltransmissionsnet samt den anvendte metodik til analyse af udbygningsprincipperne.

6.1 Beregningsforudsætninger

Et robust eltransmissionsnet, både internt i Danmark og forbindelserne til de omkringliggende

området, giver betydelige samfundsøkonomiske gevinster. Gode udvekslingsmuligheder betyder,

at elektriciteten kan produceres, hvor det er billigst, og forbruges, hvor værdien er størst. En

stærk infrastruktur er med til at sikre et velfungerende marked, og med gode udvekslingsmuligheder

udvides markedsområdet. Dermed fremmes konkurrencen, og forsyningssikkerheden øges.

Eltransmissionsnettet skal grundlæggende medvirke til at opfylde følgende krav:

• opretholde forsyningssikkerheden

• sikre velfungerende konkurrence på markedet for el

• sikre optimal indpasning af vedvarende energi og øvrige energiformer

• minimere miljøpåvirkning

• skabe robusthed i forhold til fremtidige krav.

Den politiske målsætning er, at mindst 30 pct. af energiforbruget skal komme fra vedvarende

energi i 2025, hvilket betyder, at ca. 50 pct. af elforbruget skal komme fra vedvarende energi.

Incitamenterne i støttesystemet og markedet vil afgøre den fremtidige elproduktionsstruktur, det

vil sige den konkrete effektbalance og sammensætning af havvind, landvind og øvrige centrale

og decentrale produktionsenheder. Dette miks er en af de afgørende parametre for, hvilken netudbygning

der bliver behov for.

Udbygning med havmøller er en af de største udfordringer for udviklingen af det sammenhængende

elsystem frem til 2025.

I udvalgets analyser forudsættes en udbygning med 1.000 MW landvind, sådan at der i alt er

4.000 MW i 2025 – svarende til forudsætningerne i regeringens energistrategi fra januar 2007. 33

Tilsvarende forventes udbygning med havmøller til i alt 2.500 MW. I Havmølleudvalgets rapport

"Fremtidens havmølleplaceringer – 2025" fra april 2007 er de mulige havmølleplaceringer prioriteret,

og disse prioriteringer er anvendt i udvalgets analyser.

33 Regeringen har 21. februar 2008 indgået en bred energiaftale. I aftalen er partierne blandt andet enige om at rejse 400

MW nye havmøller i 2012, hvilket stort set stemmer overens med de i udvalgsarbejdet afvendte forudsætninger.

53


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Placering af offshorevindkraft er forudsat som følger:

Placering År Grundberegning

Effekt (MW)

Variant

Effekt (MW)

Horns Rev 2009 200 200

Rødsand 2010 200 200

Anholt 2012, 2013 2 x 200 2 x 200

Horns Rev

2015, 2016, 2018, 2019,

2021 5 x 200 2 x 200

Jammer Bugt 2022, 2024, 2025 3 x 200 3 x 200

Kriegers Flak 0 3 x 200

Tabel 15 Forudsat placering af havmølleparker.

I grundberegningen er havmølleudbygningen efter etableringen af den planlagte Rødsand 2 havmøllepark

således udelukkende placeret i Vestdanmark. For at vurdere udbygningsprincippernes

robusthed har udvalget analyseret betydningen af at flytte tre havmølleparker fra Horns Rev i

Vesterhavet til Kriegers Flak i Østersøen.

Det øvrige produktionsapparat er i grundberegningen forudsat som angivet i Energistyrelsens

basisfremskrivning fra januar 2007. Udbygningsprincipperne er tillige analyseret i forhold til en

variant, hvor den centrale produktionskapacitet er forøget med 1.000 MW i både Øst- og Vestdanmark.

Se Tabel 16. 34

År

Central

Vest

Central

Øst

Decentral

Vest

Decentral

Øst

Samlet for

hele DK

Maks.

effekt

(MW)

(MW)

(MW)

(MW)

(MW)

(forbrug)

(MW)

2007 3.402 3.755 1.741 628 9.526 7.200

Grundberegning

2025

2.317 1.809 1.666 645 6.437 7.200

Variant 2025 3.317 2.809 1.666 645 8.437 7.200

Tabel 16 Termisk produktionskapacitet i 2007 og 2025 samt maksimal effekt.

Tabel 17 viser den i analyserne forudsatte elforbrugsprognose for 2007 og 2025.

År

Østdanmark

ab værk

Vestdanmark

ab værk

Total ab

værk

Nettab

øst

Nettab

vest

Total an

forbruger

(GWh)

(GWh)

(GWh)

(GWh)

(GWh)

(GWh)

2007 14.398 21.597 35.995 810 1.418 33.766

2025 15.046 22.928 37.974 852 1.500 35.622

Tabel 17 Den anvendte elforbrugsprognose for Danmark i 2007 og 2025.

34 Energistyrelsen har efterfølgende medio januar 2008 offentliggjort en opdateret basisfremskrivning. Det har ikke været

muligt inden for den givne tidsramme at opdatere analyserne i henhold til denne basisfremskrivning.

Det skal desuden bemærkes, at denne redegørelse ikke tager stilling til, hvilken konkret udvikling af elproduktionsapparatet,

der er mest sandsynlig eller direkte nødvendig af hensyn til forsyningssikkerheden.

54


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Udvalget har analyseret belastningen i nettet, og dermed behovet for at udbygge nettet, ud fra

to forskellige rammebetingelser, dels med og dels uden en udbygning af udvekslingsforbindelserne

til udlandet samt mellem Øst- og Vestdanmark.

År 2015 År 2025

Rammebetingelse 0

Rammebetingelse 1

Eksisterende net og udlandsforbindelser

2007 samt Storebælt 1

Som ovenfor

+ Skagerrak 4 (600 MW)

+ DKVest-Tyskland (2.000 MW)

Eksisterende net og udlandsforbindelser

2007 samt Storebælt 1

Som ovenfor

+ Skagerrak 4 (600 MW)

+ Storebælt 2 (600 MW)

+ DKVest-Tyskland (2.500 MW)

Tabel 18 To antagelser om udvekslingsforbindelser.

Udover disse to rammebetingelser er det som et muligt alternativ for samarbejdsforbindelserne

til nabo-områder analyseret på en jævnstrømsforbindelse mellem Jylland og Holland.

6.2 Netbelastning og udbygningsbehov

Med disse antagelser om behovet for indpasning af vindkraft mv. kan det beregnes, hvordan det

eksisterende transmissionsnet vil blive belastet. Eltransmissionsnettet dimensioneres og drives i

dag efter det såkaldte n-1 (n minus en) princip, der betyder, at driften af elsystemet skal kunne

opretholdes ved et udfald af en vilkårlig netkomponent (ledning, transformer eller generator).

Nedenstående figurer viser, hvilke netstrækninger der overbelastes i tilfælde af en netmangel (n-

1). Det er typisk i situationer, hvor der mangler en 400 kV- eller en 132/150 kV-ledning eller en

transformer, og hvor der derfor skal overføres en større mængde elektrisk energi i det øvrige

transmissionsnet. Disse situationer skal kunne håndteres til enhver tid og er derfor dimensionsgivende

for eltransmissionsnettet. 35

35 Der arbejdes i disse år på at udvikle modeller, der tager hensyn til sandsynligheden for at disse beregnede situationer

med overbelastning rent faktisk opstår, men beregningerne i denne rapport er baseret på n-1 princippet uden en vurdering

af, om sandsynligheden for overbelastning er stor eller lille.

55


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Figur 17 Overbelastninger i det eksisterende net ved n-1 uden udbygning af udvekslingsforbindelserne

(rammebetingelse 0).

Figur 18 Overbelastninger i det eksisterende net ved n-1 med udbygning af udvekslingsforbindelserne

(rammebetingelse 1).

Analyserne viser, at uden udbygning af udvekslingsforbindelserne (rammebetingelse 0), vil det

midtjyske 400 kV-net i tilfælde af mangel af en betydende netkomponent være overbelastet i ca.

56


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

18 procent af årets timer. I situationen med udbygning af udvekslingsforbindelserne Skagerrak 4,

forbindelsen mellem Jylland og Tyskland (2.500 MW) og Storebælt 2 – svarende til rammebetingelse

1 – forøges problemerne med overbelastninger i transmissionsnettet, idet der vil være ca.

94 pct. af årets timer, hvor det midtjyske net vil blive overbelastet i tilfælde af mangel af en betydende

netkomponent. Disse overbelastninger skal i praksis undgås, idet der vil være stor risiko

for systemnedbrud samt skader på ledninger og øvrige anlæg.

På Sjælland vil det primært være 132 kV-nettet på Sydsjælland, der overbelastes i situationer

med stor vindkraftproduktion. Denne vil i mange situationer overstige det lokale elforbrug. Disse

overbelastninger kan elimineres ved mindre forstærkninger og opgradering af eksisterende 132

kV-luftledninger, som planlægges gennemført i forbindelse med nettilslutningen af Rødsand 2

havmølleparken.

Analyserne viser således, at der er et behov for at forstærke det eksisterende eltransmissionsnet,

når de politiske målsætninger om mere vindenergi i systemet skal imødekommes, uden at det får

konsekvenser for forsyningssikkerheden. Vindenergien vil ikke kunne udnyttes fuldt ud uden en

udbygning af elnettet.

Det ses desuden af Figur 17 og Figur 18, at udbygningen af forbindelser til nabo-områderne har

stor betydning for belastningen af det nationale net. Hvis en eller flere af de antagne udbygninger

ikke realiseres, vil det kunne have betydning for, hvordan eltransmissionsnettet kan optimeres.

6.2.1 Andre virkemidler

Ud over udbygning af elnettet findes der en række alternative virkemidler, der kan medvirke til

at løse de kommende udfordringer for eltransmissionsnettet.

De mulige virkemidler kan groft opdeles i tre kategorier, jævnfør nedenstående:

1. Virkemidler, der ændrer produktionens indplacering geografisk

Det kan fx være at optimere placeringen af havmølleparker i forhold til infrastrukturen.

2. Virkemidler, der giver en stor afsætning af el i specifikke forbrugspunkter

Fx udbygning med store centrale varmepumper til varmeproduktion i centrale fjernvarmenet,

trykluftlagre, centrale elektrolyseanlæg til brintproduktion og centrale anlæg til lagring af el.

3. Virkemidler, der giver en øget afsætningsmulighed spredt i landet

Eksempelvis el til transportsektoren (elbiler), øget fleksibelt elforbrug tilpasset produktion af

vind og udbygning med individuelle varmepumper.

De foreløbige vurderinger af de nævnte virkemidler peger på, at virkemidler i kategori 1 kan have

en væsentlig effekt på udbygningsbehovet. Udbygningsforløbet og indplaceringen af vindkraftproduktionen

i forhold til den eksisterende infrastruktur og de store forbrugsområder har en

væsentlig betydning for udbygningsbehovet af den øvrige infrastruktur.

Virkemidler i kategori 2 kan potentielt reducere udbygningsbehovet, hvis det pågældende forbrugselement

har et effektforbrug, der er i en størrelsesorden, der kan matche den kraftige produktionsudbygning,

og som kontinuert kan levere et effektaftag.

De langsigtede muligheder, fx elektrolyseanlæg til brintproduktion, kan potentielt aflaste og supplere

behovet for effekttransport, hvis de etableres nær indfødningspunkterne for havmøllestrømmen.

Disse virkemidler er dog i dag forbundet med teknologiske problemstillinger og

57


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

usikkerhed vedrørende den samlede rentabilitet. Centrale elpatroner og varmepumper har et

begrænset potentiale i de indfødningspunkter, der ligger langt fra de store kraftvarmeområder.

Der er foretaget enkelte beregninger for at give et indtryk af, hvilke potentialer de alternative

virkemidler indeholder. Fx vil forbrugsbilledet i Vestjylland ændres markant ved en placering af et

elektrolyseanlæg (600 MW) nær ved Endrup, hvor en stor effekt indfødes fra havmølleparker i

Nordsøen. Da en stor del af forbruget dermed vil ligge nær indfødningspunktet, vil de interne

netbegrænsninger i det vestjyske net blive tilsvarende reduceret.

Virkemidler i kategori 3 giver et geografisk spredt forbrug, og deres anvendelse forudsætter en

udbygning af infrastrukturen. Disse virkemidler vil kunne understøtte det øgede behov for reguleringsmuligheder

i et elsystem med meget vindkraft, men ændrer ikke væsentligt ved konklusionerne

vedrørende udbygningsbehovet og dermed valget mellem de analyserede udbygningsprincipper.

Det ligger uden for Elinfrastrukturudvalgets kommissorium at foretage en detaljeret vurdering af

de nævnte virkemidler, herunder deres rentabilitet og teknologiske modenhed. Her noteres det

alene, at de alternative virkemidler indeholder et potentiale for at påvirke udbygningsbehovet for

elinfrastrukturen. Der er således behov for yderligere at analysere disse virkemidlers potentialer

og muligheder – uanset hvilket princip der vælges for fremtidens elinfrastrukturudbygning.

6.3 Metode for analyser af udbygningsmodeller

Opstillingen af de konkrete udbygningsmodeller for eltransmissionsnettet, se Bilag 1, er baseret

på en optimering af økonomi og forsyningssikkerhed ved netudbygning.

For at vurdere om disse krav er opfyldt, er det analyseret, i hvilket omfang de enkelte løsningsforslag

opfylder målsætningerne for nettet. Analyseforløbet er skitseret i Figur 19, og indeholder

følgende hovedtrin:

1) Grundforudsætninger om elproduktion og -forbrug, udlandsforbindelser og transmissionsnet

fastlægges. Forudsætningerne er beskrevet frem til 2025.

2) Beregningsforudsætninger for virkemidler (varmepumper, elpatroner, m.v.), som kan

supplere en udbygning af eltransmissionsnettet, er fastlagt.

3) Ud fra de opstillede grundforudsætninger er beregnet en energibalance for hver time i år

2025.

4) Eltransmissionsnettets belastning ved de opstillede energibalancer og alternative netudbygninger

er analyseret. Justeringer/tilpasninger i løsningerne analyseres som en iterativ

proces, indtil der er fundet hensigtsmæssige og tilstrækkelige udbygningsmodeller.

5) Udbygningsmodellernes økonomiske effektivitet er beregnet ud fra oplysninger under trin

1-4.

6) Leveringssikkerhed (systemtilstrækkelighed) for udbygningsmodellerne er analyseret.

7) Miljøpåvirkningen ved udbygning af transmissionsnettet er analyseret for de forskellige

udbygningsmodeller.

58


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Systemforudsætninger

Produktion og forbrug

Grundforudsætning

Variant og

virkemiddel

der vurderes

Udlandsforbindelser

Brændselspriser

Scenarier som følsomhedsvurdering

El-forbrug

Termisk

produktionsapparat

Vindkraft

+2000 MW produktionskapacitet

+DK-NL

Eksisterende

transmissionsnet

Systemforudsætninger

Investerings

omkostningog

D&Vomkostninger

Energibalance med produktion og forbrug opstilles. Med udgangspunkt

i energibalancen, analyseres effektflow i modellerne.

Driftdata

Netdata og

belastning

Netdesign

Iteration

Vurdering af marked og

økonomisk effektivitet

Vurdering af

leveringssikkerhed

Vurdering af miljø

Resultater og nøgletal for udbygningsalternativer

Figur 19 Metodikken anvendt ved opstilling og analyse af de konkrete netudbygningsmodeller.

De anvendte værktøjer og metoder til analyse af energibalancer og udbygningsbehov er veludviklede

og anvendt i en række andre tilsvarende analyser. Metoder til kvantificering af de miljømæssige

påvirkninger fra eltransmissionsanlæg er imidlertid knap så veludviklede. I det følgende

afsnit 6.4 beskrives de anvendte metoder til vurdering af miljømæssige konsekvenser for netudbygningsprincipperne.

6.4 Metoder til vurdering af miljømæssige konsekvenser

De miljømæssige konsekvenser er en vigtig parameter i valget mellem forskellige tekniske løsninger

til udbygning af eltransmissionssystemet. De miljømæssige konsekvenser af elektrisk infrastruktur

er meget forskelligartede. Meget overordnet kan de miljømæssige implikationer af

elinfrastruktur deles op i fem kategorier.

1. Visuelle påvirkninger fra anlægget

2. Magnetfelter og støj

3. Miljø- og natureffekter i forbindelse med etablering

4. Miljø- og natureffekter efter etablering

5. Emissioner (fx forbundet med dækning af elektrisk tab).

Ideelt set skal man i en samfundsøkonomisk analyse opgøre alle disse miljømæssige effekter i

kroner og øre og lade disse effekter indgå på lige fod med øvrige gevinster og omkostninger.

Imidlertid er de værdisætningsmetoder, der findes for sådanne forhold, genstand for betydelige

diskussioner i faglige kredse, og det har vist sig, at de har en række iboende problemstillinger,

59


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

der underminerer resultaternes validitet. Det er derfor vurderet, at det ikke på nuværende tidspunkt

er hensigtsmæssigt at anvende denne tilgang.

I stedet anvendes generaliserede effektmål i arbejdet til at kvantificere de miljømæssige effekter.

Der er derfor tale om en cost effectiveness-analyse, der netop adskiller sig fra cost benefitanalyse

ved, at effektmålet ikke er monetariseret.

Det primære mål, der anvendes, er "kilometer tracé". Målet kvalificeres yderligere ved brug af

såkaldt GIS- (Geografisk Informations System) analyse. Dette analyseværktøj kategoriserer

landskabet efter en lang række parametre og kan derigennem anskueliggøre, hvor fx kabellægning

af luftledninger har størst effekt.

6.4.1 Geografisk InformationsSystem – metode til kvantificering af miljøpåvirkninger for

det eksisterende eltransmissionsnet

Når der etableres nye højspændingsanlæg, medfører det altid en konflikt med omgivelserne – i

større eller mindre grad. Det kan være påvirkning af mennesker, dér hvor de bor, eller det kan

være påvirkning af et landskab. Naturområder, vilde dyr og planter samt fortidsminder kan også

blive påvirket af højspændingsanlæg.

For at klarlægge og analysere de komplekse problemstillinger ved nye og eksisterende højspændingsanlæg

har Energinet.dk i samarbejde med COWI udviklet en metode og et GIS-værktøj til

blandt andet kvantificering af den positive påvirkning ved at fjerne en luftledningsstrækning og

den negative påvirkning ved kabellægning.

GIS-værktøjet kan fx være med til at klarlægge, hvor der i det danske landskab med størst fordel

kan anvendes jordkabler frem for luftledninger.

Værktøjets grundlæggende princip for konfliktanalyser er at kombinere to selvstændige analyser,

nemlig:

"Gevinster"

Positive konsekvenser ved nedtagning af eksisterende luftledninger.

"Omkostninger"

Negative konsekvenser ved kabellægning af eksisterende luftledning i

samme deklarationsbælte.

Resultatet af analysen er to kort – ét kort med "gevinster" og ét kort med "omkostninger" samt

en række tilhørende tabeller. Det kan forekomme nærliggende at trække omkostningskortet fra

gevinstkortet for at få et samlet resultat, hvilket imidlertid ikke er hensigtsmæssigt, da resultatet

vil skjule variationen. Et område med store gevinster og store omkostninger kan komme til at

fremstå som neutralt, hvilket ikke stemmer med virkeligheden. Det er derfor vigtigt, at den endelige,

samlede vurdering foretages ved at sammenholde de to kort. Når man for eksempel vurderer

mulighederne for kabellægning, skal man afveje de positive konsekvenser ved at fjerne

den eksisterende luftledning mod de negative konsekvenser ved at ændre anlægget til kabler i

jorden.

GIS som analyseværktøj

Den nye metode indebærer, at området langs fx et eksisterende luftledningstracé (linjeføring)

opdeles i små celler, og for hver celle foretages en vurdering af alle de positive konsekvenser ved

at fjerne luftledningerne. Samtidig foretages der en vurdering af alle negative påvirkninger af en

eventuel kabellægning – celle for celle. Vurderingen resulterer i to kort med farvekodning af cellerne.

Det ene viser celler med stor, moderat eller lille gevinst ved at fjerne luftledningerne. Det

andet viser, hvor der henholdsvis er store, moderate eller små negative påvirkninger ved ned-

60


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

gravningen af kabler. De to kort tilsammen kan så udgøre en del af beslutningsgrundlaget for,

om der skal bruges jordkabler eller luftledninger. Det er vigtigt at understrege, at denne nye

metode aldrig vil give en fuldstændig objektiv vurdering af fordele og ulemper, men værktøjet vil

gøre vurderingen mere gennemsigtig.

Valg og vægtning af temaer

I forbindelse med analysen af det eksisterende luftledningsnet er der medtaget en lang række

forskellige GIS-temaer, der viser forskellige planforhold, fysiske forhold eller demografiske forhold.

Et GIS-tema betegner et datasæt, som beskriver specifikke geografiske forhold. Det kan

være udpegninger, planer, fredninger eller boliger. For mange temaer er påvirkningen både positiv

og negativ. Fx kan der være en negativ effekt i nærområdet, men en positiv effekt for de omkringliggende

arealer. Derfor kan samme tema indgå både i analysen af gevinster og omkostninger

– blot med forskellig vægtning.

Udgangspunktet for udvælgelsen af GIS-temaerne har været 5 overordnede emnegrupper: Mennesker,

Planforhold, Natur, Landskab og Kulturhistorie. Inden for hver enkelt emnegruppe er der

en række forskellige temaer tilgængelige. Det vil ikke være hensigtsmæssigt at inddrage alle

tilgængelige temaer i analysen blandt andet på grund af dataoverlap mellem temaer samt datakvalitet

og tilgængelighed.

Konfliktanalysen er delt op i to faser. I første fase undersøges det, om det pågældende tema

overhovedet påvirkes af den eksisterende luftledning eller eventuelle kabellægning.

I anden fase udregnes betydningen af påvirkningen ved at påføre temaet en vægt mellem 1 og

5, hvor 1 er lavt, og 5 er højt vægtet. Der er udvalgt tre faktorer i vægtningen, der medfører en

høj score. Det er hensynet til mennesker, landskab og planforhold, hvor Danmark har internationale

forpligtelser. Den første fase er en objektiv beregning, mens anden fase indeholder en vis

subjektiv bedømmelse. Vægtningen afhænger af mange faktorer som fx samfundsforhold, politiske

prioriteringer og lovgivningsmæssige bindinger samt naturhensyn.

I analysen af de positive konsekvenser ved fjernelse af eksisterende luftledninger er der medtaget

12 temaer. Det er Byzone, Byvækst, Kirkebeskyttelseslinjer, Skovbyggelinjer, Strandbeskyttelseslinje,

Sø- og åbeskyttelseslinje, Fredede områder, EF-habitatområder, EF-fuglebeskyttelsesområder,

Uforstyrrede landskaber, Kystzone og Adresser.

Til analysen af de negative konsekvenser ved kabellægning indenfor luftledningens deklarationsbælte

er der udvalgt 9 temaer. Det er Fredede områder, EF-habitatområder, Fredede fortidsminder,

Kulturarvs-arealer, Beskyttede naturtyper, Beskyttede vandløb, Drikkevandsboringer, Potentielle

vådområder og Råstofområder.

Temaerne fredede områder og EF-habitatområder indgår i analysen af såvel de positive konsekvenser

og negative konsekvenser, da årsagen til udpegningen varierer og påvirkningen afhænger

af denne.

Alle temaer, der er medtaget i analysen, er landsdækkende og fremgår af nedenstående figur.

61


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Figur 20 Miljøhensyn ved anlæg af luftledninger og kabler.

6.4.2 Resultater af GIS-analysen

Den landsdækkende analyse af det eksisterende luftledningsnet viser, at det vil have særligt positive

påvirkninger på mennesker (ejendomme), byudvikling/byvækst, naturen og landskabet, at

fjerne ca. en fjerdedel af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledningsnet, hvilket svarer til

ca. 630 km. På 400 kV-luftledningsnettet er tallet også ca. en fjerdedel, hvilket svarer til omkring

280 km luftledningstracé.

Analysen viser, at det umiddelbart er muligt at kabellægge luftledningsnettet indenfor deklarationsarealet

for den eksisterende luftledning – det vil sige, hvor der før stod master, kan der nu

graves ud til kabler. Analysen viser dog, at kabellægning vil medføre særligt negative miljøpåvirkninger

på blandt andet naturområder og fredede områder på ca. 16 pct. af luftledningsnettet,

hvilket svarer til 373 km på 132 kV og 150 kV og 177 km på 400 kV. Dette kan imidlertid løses i

forbindelse med planlægningsarbejdet, idet der enten kan foretages en styret underboring under

det pågældende område (eller lokalitet), eller der kan ændres på tracéet på den givne strækning,

så natur- og miljøproblemerne kan undgås eller minimeres mest muligt.

Særligt positive konsekvenser ved at fjerne

af eksisterende luftledninger

132 kV og 150 kV 400 kV

Sjælland

Fyn Jylland Sjælland

Fyn

Jylland

25 29 28 23 38 24

Tabel 19 Procentandel af det eksisterende luftledningsnet med særligt positive konsekvenser ved

at fjerne luftledninger.

Særligt negative konsekvenser ved kabellægning

i samme deklarationsbælte

132 kV og 150 kV 400 kV

Sjælland

Fyn Jylland Sjælland

Fyn Jylland

16 13 16 14 9 18

Tabel 20 Procentandel af det eksisterende luftledningsnet med særlig negativ konsekvens ved

kabellægning i samme deklarationsbælte.

Endvidere viser analysen, at der også er negative miljøpåvirkninger ved kabellægning af elnettet.

Følsomme naturområder, vandløb og arter knyttet til det åbne land berøres fx i større omfang af

kabellægning end anlæg af luftledninger. Det er altså ikke miljøneutralt at kabellægge.

62


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

På baggrund af analysen kan der udpeges en række delstrækninger på det eksisterende 400 kVluftledningsnet,

hvor det vil være hensigtsmæssigt at foretage en mere dybtgående analyse om

forskønnelse af disse delstrækninger.

Analysen viser, at nogle af de ældre luftledningsanlæg ud fra landskabelige og naturmæssige

hensyn er placeret uhensigtsmæssigt. Det skyldes i høj grad, at man ikke tidligere tog helt så

mange natur- og landskabelige hensyn som i dag. Desuden har mange landskaber siden opstillingen

af masterne en gang i 1960'erne og starten af 1970'erne ændret karakter og indeholder

nu boligområder, friluftsområder m.v., som giver konflikt med anlæggene. I dag tages der langt

større hensyn til naboerne, naturen og landskabet, når der planlægges nye eltransmissionsanlæg.

Det viser analysen fx tydeligt på en 26,4 km lang 400 kV-strækning mellem Bramslev nord

for Mariager Fjord og Haverslev vest for Rold Skov. På denne strækning blev der i 2003 opsat

omkring 80 nydesignede master. Analysen viser, at kun ca. 2 pct. af strækningen står uhensigtsmæssigt.

Dette tal er væsentlig lavere end de gennemsnitlige 25 pct.

Det nyudviklede GIS-værktøj giver mulighed for at sammenligne forskellige strækninger ud fra

de samme forudsætninger. Det vil være et godt værktøj fremover i forbindelse med planlægning

og etablering af kommende eltransmissionsforbindelser. Det er et værktøj, der kan hjælpe med

en prioriteret indsats på det overordnede niveau, og værktøjet kan være med til at anskueliggøre,

hvor ressourcerne bruges mest hensigtsmæssigt fremadrettet.

Det er vigtigt at understrege, at GIS-analysen er et screeningsværktøj, som kan benyttes som

dels beslutningsværktøj og dels udpegningsgrundlag til udvælgelse af forskellige områder, hvor

der vil være behov for en nærmere analyse, inden der kan ske en prioritering af områderne. Med

værktøjet vil det være muligt at vurdere forskellige luftledningsstrækninger i forhold til hinanden

ud fra givne, fælles forudsætninger. Analyseværktøjet kan derimod ikke erstatte mere dybtgående

undersøgelser, eksempelvis VVM og miljøvurderinger.

63


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

7. Udbygningsprincipper for eltransmissionsnettet

Der er analyseret en række generaliserede principper for udbygning af eltransmissionsnettet.

Disse principper beskrives i de følgende afsnit.

Som basis for vurderingen af de økonomiske, leveringssikkerhedsmæssige og miljømæssige forhold

ved principperne, har udvalget for hvert af de 6 udbygningsprincipper gennemregnet en

eller flere konkrete udbygningsmodeller som eksempler inden for hvert princip. De 8 konkrete

udbygningsmodeller er beskrevet i Bilag 1.

I følgende figur illustreres de seks udbygningsprincipper A til F for det overordnede elsystem på

400 kV-niveau.

Principperne A, B og C forudsættes alle kombineret med en kabellægning af det eksisterende 132

kV- og 150 kV-net i henhold til særskilte kriterier, som senere skal udmøntes i en konkret kabelhandlingsplan.

For principperne D og E kan en kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet vælges

fra eller til.

På samme måde kan principperne B til E for 400 kV-nettet alle kombineres med en forskønnelse

af det eksisterende 400 kV-net. Det vil med de nuværende teknologiske muligheder fortrinsvis

ske ved udskiftning af de eksisterende gittermaster til nye og lavere mastetyper (se Figur 27 og

Figur 28) i takt med, at behovet for renovering opstår. Kabellægning af eksisterende 400 kV kan

ske på korte og særligt udvalgte strækninger.

400 kV

A

Fuldstændig

kabellægning

B

Nye

forbindelser

i kabler

C

Nye forbindelser

i i kabler og nye

master ved et

eksisterende

tracé

D

Nye forbindelser

i i luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

E

Nye forbindelser

i luften

F

Ingen

udbygning af

elnettet

Forskønnelse af eksisterende 400 kV-net ved

lavere master i nyt design

+ kabellægning på særligt udvalgte strækninger

132 kV og

150 kV

Kabellægning af eksisterende 132 kV- og 150 kV-net i henhold til

særskilt kabelhandlingsplan

Figur 21 Seks generaliserede udbygningsprincipper.

64


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

7.1 A – Fuldstændig kabellægning af elnettet

Figur 22 Udbygningsprincip A – fuldstændig kabellægning af elnettet.

En total kabellægning af det danske 400 kV-net vil være en meget omfattende og teknisk krævende

opgave, som ikke vil kunne forventes gennemført på under 30-40 år. 36

På grund af den tidsmæssige horisont og de teknologiske udfordringer må en konkret beslutning

om en total kabellægning af det danske elnet afvente løsning af disse udfordringer. I stedet kan

en total kabellægning af elsystemet være en overordnet og langsigtet målsætning, uanset hvilket

af de øvrige udbygningsprincipper der vælges.

Hvis det kunne lade sig gøre at gennemføre en total kabellægning af 400 kV-nettet med den i

dag kendte teknologi, må det forventes at koste i nærheden af 37 mia. kr. 37 Det er 14 gange de

forventede udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper.

Dertil skal lægges en total kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet, som vil koste omkring 11,5

mia. kr. I alt vil det altså koste ca. 48 mia. kr. at kabellægge det danske 400 kV-, 150 kV- og

132 kV-net.

36 Det er i de økonomiske analyser antaget, at kabellægningen er gennemført i 2030 af hensyn til sammenligningen med de

øvrige udbygningsprincipper.

37 Alle omkostninger i forbindelse med realiseringen af principperne er angivet i 2008-priser.

65


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

7.2 B – Nye 400 kV-forbindelser i kabler

Figur 23 Udbygningsprincip B – nye 400 kV-forbindelser i kabler.

Med udbygningsprincip B lægges alle nye 400 kV-forbindelser i jorden.

Det eksisterende 400 kV-luftledningsnet bliver stående, men princippet åbner mulighed for tilvalg

af forskønnelsesprojekter i form af udskiftning til nye mastetyper, eventuel omlægning af tracé

og delvis kabellægning ligesom i dag, sådan at der tages størst muligt hensyn til de landskabelige

værdier.

Dette princip ventes at koste ca. 8 mia. kr., svarende til ca. tre gange mere end de forventede

udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper. De første udbygningsprojekter

forventes at være Endrup-Kassø-Tyskland (2012) og Endrup-Idomlund (2014). Samtlige

400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020.

Dette udbygningsprincip forudsætter en omfattende omstrukturering af det eksisterende 132 kVog

150 kV-net som følge af 400 kV-kabellægningen. En fuldstændig kabellægning af 132 kV- og

150 kV-nettet vil kunne gennemføres i takt med omstruktureringen og vil koste ca. 11,5 mia. kr.

Den samlede pris for udbygningsprincip B vil således være omkring 20 mia. kr.

De teknologiske løsninger, som vil skulle tages i anvendelse ved dette udbygningsprincip, er ikke

afprøvet i det omfang, som de forudsættes. Dette udbygningsprincip må derfor betragtes som

væsentligt mere risikobetonet end principperne C, D og E.

66


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

For ikke at sætte leveringssikkerheden over styr som følge af nye teknologiske løsninger vil kabellægning

af flere, nye forbindelser på længere strækninger først kunne påbegyndes i takt med,

at der er opnået tilfredsstillende resultater af forsøg med lange (mere end 40 km) 400 kVvekselstrømskabler

i det eksisterende elnet. Sådanne forsøg vil med en målrettet indsats kunne

gennemføres i løbet af 6-10 år.

Da indpasningen af markant mere vedvarende energi kræver udbygning af elnettet, inden disse

kabelforsøg kan være gennemført, må det forventes, at der i en overgangsperiode vil blive behov

for etablering af mere kortsigtede løsninger – fx 400 kV-jævnstrømskabler – som ikke i alle tilfælde

understøtter den langsigtede udvikling af elnettet. En del af investeringerne ved dette udbygningsprincip

må derfor betragtes som kortsigtede.

7.3 C – Nye 400 kV-forbindelser i kabler og lavere master i nyt design ved ét eksisterende

tracé

Figur 24 Udbygningsprincip C – nye 400 kV-forbindelser i kabler og lavere master i nyt design

ved ét eksisterende tracé.

Med udbygningsprincip C lægges nye 400 kV-forbindelser som hovedregel i jorden. Samtidig

forstærkes 400 kV-nettets vitale rygrad gennem Jylland ved anvendelse af en mast i et mere

tidssvarende design.

67


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Det betyder, at den eksisterende masterække mellem den jysk-tyske grænse og Tjele fjernes og

erstattes med en ny tosystemsforbindelse 38 på master i et nyt design.

Det øvrige 400 kV-luftledningsnet bliver stående, men princippet åbner mulighed for tilvalg af

forskønnelsesprojekter i form af udskiftning til nye mastetyper, eventuel omlægning af tracé og

delvis kabellægning ligesom i dag, sådan at der tages størst muligt hensyn til de landskabelige

værdier.

Dette udbygningsprincip ventes at koste ca. 5,5 mia. kr., det vil sige ca. 2,5 gange mere end de

forventede udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper. De første

udbygningsprojekter i dette princip forventes at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012), Revsing-

Tjele (2014) og Endrup-Revsing. Samtlige 400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020.

Udbygningsprincippet forudsætter ligesom princip B en omfattende omstrukturering af det eksisterende

132 kV- og 150 kV-net som følge af 400 kV-kabellægningen. En fuldstændig kabellægning

af 132 kV- og 150 kV-nettet vil kunne gennemføres i takt med omstruktureringen og vil

koste ca. 11,5 mia. kr. i 2008-priser.

Den samlede pris for udbygningsprincip C vil således være ca. 17 mia. kr.

Som for udbygningsprincip B gælder det, at de teknologiske løsninger, som tages i anvendelse

ved dette udbygningsprincip, ikke er afprøvet. Princippet vil dog grundet forstærkningen af den

vitale 400 kV-forbindelse gennem Midtjylland samt en trinvis integration af 400 kV-kabler i nettet

være en væsentligt mere sikker og robust løsning end princip B. Forstærkningen gennem Midtjylland

medfører, at kabellægningen af alle øvrige nye 400 kV-forbindelser vil være væsentligt mindre

risikobetonet, end det er tilfældet for udbygningsprincip B.

Som for princip B vil kabellægning af flere nye 400 kV-forbindelser på længere strækninger kunne

påbegyndes i takt med, at der er opnået tilfredsstillende resultater af forsøg med lange (mere

end 40 km) 400 kV-vekselstrømskabler i det eksisterende elnet. Sådanne forsøg vil med en målrettet

indsats kunne gennemføres i løbet af 6-10 år.

38 To 400 kV-systemer ophænges på samme masterrække.

68


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

7.4 D – Nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor der i forvejen er luftledninger, men

på lavere master i nyt design

Figur 25 Udbygningsprincip D – nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor der i forvejen er luftledninger,

men på lavere master i nyt design.

Med netudbygningsprincip D opføres alle nye 400 kV-forbindelser som luftledninger. De nye forbindelser

placeres udelukkende ved tracéer, hvor der i forvejen er højspændingsmaster. De eksisterende

og nye luftledninger samles på nye lavere master i et nyt design, hvorefter de gamle

gittermaster fjernes.

Udbygningsprincip D bygger på de eksisterende principper for netudbygning.

For at reducere de visuelle gener for landskabet bygges nye 400 kV-luftledninger alene ved eksisterende

tracéer og med en ny mastetype. Fx udskiftes den eksisterende luftledning mellem

Kassø og Tjele med en ny tosystemsluftledning.

Dette udviklingsprincip ventes at koste ca. 4 mia. kr. De første udbygningsprojekter i dette princip

forventes at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012), Revsing-Tjele (2014). Samtlige 400 kVprojekter

forventes færdiggjort i 2020.

Dette princip kan kombineres med forskønnelsesprojekter for det eksisterende 400 kV-net, samt

kabellægning af elnettet på de lavere spændingsniveauer. Her kan luftledninger kabellægges

69


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

uden væsentlige teknologiske problemer, og er samtidig væsentligt billigere end kabellægning på

400 kV-niveau.

Dette udbygningsprincip giver maksimal kapacitet i elnettet og undgår nye 400 kV-tracéer til

lavest mulige omkostninger.

7.5 E – Nye 400 kV-forbindelser i luften på lavere master i nyt design

Figur 26 Udbygningsprincip E – nye 400 kV-forbindelser i luften på lavere master i nyt design.

Med udbygningsprincip E opføres nye 400 kV-forbindelser som luftledninger på master, som er

lavere og i et mere tidssvarende design end de traditionelle gittermaster.

Udbygningsprincip E bygger på de allerede i dag eksisterende principper for netudbygning og

ventes at koste ca. 2,7 mia. kr. i 2008-priser. De første udbygningsprojekter i dette princip forventes

at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012) og Endrup-Idomlund (2014). Samtlige 400 kVprojekter

forventes færdiggjort i 2020.

Dette princip kan kombineres med forskønnelsesprojekter for det eksisterende 400 kV-net samt

kabellægning af elnettet på de lavere spændingsniveauer.

Udbygningsprincippet giver maksimal kapacitet i elnettet til lavest mulig omkostning, men princippet

giver samtidig en øget visuel påvirkning af landskabet som følge af nye luftledninger.

70


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

7.6 F – Ingen udbygning af elnettet

Udvalget har vurderet konsekvenserne af ikke at foretage yderligere udbygning af

eltransmissionsnettet.

Princippet er ikke sammenligneligt med de øvrige udbygningsprincipper både af

forsyningssikkerhedsmæssige årsager, hensynet til en velfungerende konkurrence på elmarkedet

og ønsket om at indpasse markant mere vedvarende energi i elsystemet. Der er behov for at

forstærke eltransmissionsnettet, når de politiske målsætninger om mere vindenergi i elsystemet

skal nås.

7.7 Kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettene

132 kV- og 150 kV-nettet udgør de store hovedveje i elsystemet.

Efter de gældende regler kabellægges nye 132 kV- og 150 kV-forbindelser som udgangspunkt

allerede i dag.

Ønskes det eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledningsnet kabellagt, vil dette kunne kombineres

med et hvert af udbygningsprincipperne for 400 kV-nettet. Ønskes en massiv kabellægning af

transmissionsnettet, vil det være samfundsøkonomisk mest hensigtsmæssigt at kabellægge 132

kV- og 150 kV-nettet i henhold til en sammenhængende kabelhandlingsplan på basis af miljømæssige,

tekniske og økonomiske kriterier og i forbindelse med større renoveringer. En detaljeret

udredning om kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet er under udarbejdelse af Dansk

Energi. Denne udredning vil kunne indgå som en del af grundlaget for udarbejdelsen af en konkret

kabelhandlingsplan, når de fremtidige principper for udbygning af eltransmissionsnettet er

fastlagt.

Prisen for at kabellægge hele det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net (ca. 3.000 km) vurderes at

være ca. 11,5 mia. kr. 39

7.8 Forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net

Udbygningsprincipperne B-E vil alle kunne kombineres med en forskønnelse af det eksisterende

400 kV-luftledningsnet. Ved renoveringer af det eksisterende luftledningsnet kan de eksisterende

master på udvalgte strækninger udskiftes med lavere master i et nyt design. Se Figur 27. Masterne

vil være 7-12 meter lavere end en typisk Donaumast på 42 meter. De nye master vil desuden

kunne indpasses bedre i landskabet end de eksisterende ved at planlægge tracéet i bedre

samspil med landskabets struktur og med størst mulige hensyn til de landskabelige værdier. På

kortere delstrækninger kan der ligesom i dag kabellægges – fx i tæt bymæssig bebyggelse og

der, hvor en luftledning får væsentlige konsekvenser for landskabelige interesser.

Samlet set opnås en markant forskønnelse af landskabet i forhold til i dag.

39 Dette beløb omfatter alene omkostninger til kabellægning. Det vurderes, at der vil blive behov for ombygning af stationer,

som vil koste 1-2 mia. kr.

71


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Figur 27 Eksisterende og nye mastetyper – alle til to 400 kV-systemer. Donaumasten findes flere

steder i Jylland. Eaglemasten er i dag færdigudviklet og kan tages i brug ved nye projekter.

Fibermasten er under udvikling og forventes at være færdigudviklet om ca. 5 år.

72


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Figur 28 Ny, lavere 400 kV-mastetype – på højde med en eksisterende 150 kV-mast. Den viste

fibermast vil kunne bære ét 400 kV-system.

En forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net med udskiftning af omkring en tredjedel af de

eksisterende master (fordelt med kabellægning af 50 km og udskiftning til nye master på 350

km) vurderes til at koste ca. 2,3 mia. kr. Det er værd at bemærke, at en del af denne forskønnelse

er indregnet i princip C, hvor der etableres nye 400 kV-luftledninger ved et eksisterende

tracé.

7.9 Distributionsnettet under 100 kV

Denne tekniske redegørelse omfatter udelukkende analyser for elnettet over 100 kV. Det skal

dog bemærkes, at der er gode muligheder for kabellægning på de underliggende spændingsniveauer,

hvor omkostningerne til kabellægning er lavere end på de højere spændingsniveauer. En

tredjedel af distributionsnettet på 30-60 kV-niveau er kabellagt i dag.

Kabellagt andel af 30-60 kV i %

40

35

30

25

20

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

år

Figur 29 Kabellægningsgrad for distributionsnettet. De anvendte data stammer fra Dansk Energi's

statistik.

Tabel 21 giver et overblik over andelen af kabler og luftledninger i det eksisterende net, samt de

vurderede omkostninger ved en kabellægning af de resterende luftledninger.

73


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Spændingsniveau Total km Km kabel Km luftledning

Omkostninger ved kabellægning

af resterende

luftledning (mia. kr.)

6-20 kV 61.566 53.428 8.138 3 40

30-60 kV 8.465 2.760 5.705 7-8

132-150 kV 4.062 611 3.451 11,5

220-400 kV 1.478 164 1.314 37

Tabel 21 Fordeling af kabler og luftledning i det eksisterende net samt omkostning ved kabellægning.

Alle længder er angivet som system-kilometer. 41

Det er overvejende sandsynligt, at hele distributionsnettet under 100 kV vil være kabellagt inden

for den tidshorisont, der anvendes i de foreliggende analyser.

7.10 Økonomisk sammenstilling af udbygningsprincipper

De beskrevne udbygnings- og kabellægningsprincipper er meget forskellige i forhold til påkrævet

investeringsomfang. Valget af udbygningsprincip har desuden ganske stor betydning for driftsomkostningerne

til eltransmissionssystemet.

Afsnittene herunder opsummerer og sammenligner de væsentligste økonomiske nøgletal for de

seks udbygningsprincipper.

Selv om de egentlige analyser kun strækker sig til 2025, er de økonomiske nøgletal vist frem til

2030/2031. Det skyldes, at det for flere af principperne er gældende, at det først er på dette

tidspunkt, den fulde effekt kan ses 42 . Udbygningsprincip E er anvendt som reference, da dette

princip svarer til den hidtil planlagte udbygningsplan for elnettet.

De økonomiske nøgletal er for alle principperne angivet for rammebetingelse 1 med hensyn til

udbygning med udvekslingsforbindelser, da en udbygning anses for væsentligt mere sandsynlig

end rammebetingelse 0, hvor der ikke foretages yderligere udbygning af udlandsforbindelser

frem til 2025.

7.10.1 Investeringsomkostninger for udbygningsprincipper

Tabellen herunder viser de forventede akkumulerede investeringsomkostninger for realisering af

hvert af udbygningsprincipperne. Som det fremgår, er investeringen i principperne A, B og C

tidligst afsluttet i 2030.

40 Et overordnet skøn, som er behæftet med stor usikkerhed. Der er regnet med en omkostning på 350 tkr. pr. km. Afledte

omkostninger til ændringer af stationer er ikke inkluderet i estimatet.

41 Tracé-km angiver længde af selve tracéet. System-kilometer angiver selve ledningslængden, som kan være større end

tracélængden, da der kan være flere systemer på samme masterække.

42 For princip A vil en fuldstændig kabellægning af 400 kV-nettet ikke kunne gennemføres på under 30-40 år. Af hensyn til

sammenligningen med de øvrige principper er det i de økonomiske analyser antaget, at også princip A er gennemført i

2030.

74


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Princip A

Princip B

Princip C

Princip D

Princip E

Princip F

Fuldstændig

kabellægning

Nye 400

kV-for-

Nye 400

kV-for-

Nye 400

kV-for-

Nye 400

kV-for-

Ingen udbygning

af

bindelser i

kabler +

bindelser i

kabler og

bindelser i

luften, hvor

bindelser i

luften

elnettet

132/150 kV

i kabler

nye master

ved ét eksisterende

der i forvejen

er luftledninger

tracé +

132/150 kV

i kabler

Samlet investering til 2025 mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr.

Investering 400 kV 24,4 8,1 5,6 3,8 2,5 0

Investering 132/150 kV 8,3 8,3 8,3 0,2 0,2 0

I alt frem til 2025 32,7 16,4 13,9 4,0 2,7 0

Samlet investering til 2030

Investering 400 kV 36,6 8,1 5,6 3,8 2,5 0

Investering 132/150 kV 11,5 11,5 11,5 0,2 0,2 0

I alt frem til 2030 48,1 19,6 17,1 4,0 2,7 0

Tabel 22 Investeringsomkostninger 2010-2030 mia. kr. (2008-priser). Omkostninger til udlandsforbindelser

og ilandføringsanlæg for havmølleparker er ikke inkluderet i priserne.

Omkostningen til fuld kabellægning af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net indgår for principperne

A til C, men det er også muligt at vælge dette til for de øvrige principper. Det ses af tabellen,

at prisen for at kabellægge hele det eksisterende 400 kV-net (1.100 km) er ca. 29 mia. kroner

(36,6 – 8,1 mia. kr.). Prisen for at kabellægge hele 132 kV- og 150 kV-nettet (3.000 km) er

ca. 11,5 mia. kroner.

Den angivne omkostning for princip A er klart den største. Dette tal er usikkert og må betragtes

som et minimum, da det endnu ikke er klart, hvilke supplerende investeringer der er nødvendige

for at kunne drive et 400 kV-eltransmisionssystem udelukkende med jordkabler med en tilfredsstillende

leveringssikkerhed. Det forudsættes beregningsmæssigt, at en kabellægning er tilendebragt

i 2030, hvilket med nuværende viden ikke anses for realistisk.

7.10.2 Tarifvirkning for elforbrugerne

Nedenstående tabel viser den forventede tarifvirkning af de forskellige udbygningsprincipper. I

denne fremstilling anvendes for 400 kV og 132 kV, der er ejet af systemansvaret, den sædvanlige

afskrivningsprofil for systemansvarets anlægsaktiver (serielån) samt antagelser om forventet

kapitalomkostning (4,3 pct.) og inflation (2 pct.). For 132 kV- og 150 kV-anlæg, der er ejet af

transmissionsselskaberne, anvendes den toneangivende lange byggeobligationsrente + 1 pct.

(p.t. svarende til 6,7 pct.).

75


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

År

Princip A

Fuldstændig

kabellægning

Tarifvirkning af principper deflateret til faste priser (øre/kWh)

Princip B

Nye 400 kVforbindelser

i

kabler +

132/150 kV i

kabler

(investering og drift)

Princip C

Nye 400 kVforbindelser

i

kabler og nye

master ved ét

eksisterende

tracé +

132/150 kV i

kabler

Princip D

Nye 400 kVforbindelser

i

luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

Princip E

Nye 400 kVforbindelser

i

luften

Princip F

Ingen udbygning

af

elnettet

2015 0,5 1,2 0,8 0,3 0,3 1,0

2020 3,2 2,6 2,3 0,6 0,4 2,7

2025 6,2 3,3 3,0 0,7 0,5 4,4

2030 9,0 3,8 3,5 0,7 0,5 n.a.

2031 9,5 3,9 3,5 0,7 0,5 n.a.

Tabel 23 Forventet tarifvirkning for elforbrugerne (2008-priser).

For princip A til E stammer tarifvirkningen hovedsageligt fra afskrivninger på nyinvesteringer i

eltransmissionsnettet. Hvis man vælger et princip, der udelukkende indeholder kabler fremadrettet,

kan det som nævnt blive aktuelt at anvende jævnstrømsløsninger på udvalgte stræk i det

interne eltransmissionsnet. Disse løsninger vil give ekstra omkostninger til dækning af de elektriske

tab, der er i sådanne forbindelser. Det kan øge omkostningerne i forhold til, hvad der er angivet

i Tabel 23.

For princip F stammer tarifvirkningen for forbrugerne primært fra markedstab på grund af det

utilstrækkelige interne net. Disse vil i praksis – i henhold til de anvendte driftsprincipper – opstå

som omkostninger for systemansvaret til at foretage beordrede ændringer af forbrug og produktion

i elsystemet gennem såkaldt modhandel som følge af interne flaskehalse i nettet. Disse optræder

ikke i nævneværdigt omfang i forbindelse med de øvrige principper.

7.10.3 Samfundsøkonomisk omkostning

I ovenstående afsnit er der givet en vurdering af de sandsynlige prisvirkninger for forbrugerne af

de enkelte udbygningsprincipper. I tabellerne herunder præsenteres de samfundsøkonomiske

omkostninger, der er beregnet efter sædvanlige samfundsøkonomiske analyseprincipper.

Den væsentligste forskel er, at investeringerne her afdrages efter et annuitetsprincip, og at den

samfundsøkonomiske diskonteringsrente på 6 pct. anvendes.

76


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

År

Samfundsøkonomisk årlig omkostning af principper med reference til eksisterende retningslinjer –

princip E

(mia. kr. pr. år) inkl. forvridningstab 43

Princip A Princip B Princip C Princip D Princip E Princip F

Fuldstændig

kabellægning

Nye 400 kVforbindelser

i

kabler +

132/150 kV i

kabler

Nye 400 kVforbindelser

i

kabler og nye

master ved ét

eksisterende

tracé +

132/150 kV i

kabler

Nye 400 kVforbindelser

i

luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

Nye 400 kVforbindelser

i

luften

Ingen udbygning

af elnettet

2015 0,0 0,4 0,2 0,0 0,0 0,3

2020 1,4 1,1 0,8 0,1 0,0 1,0

2025 3,0 1,4 1,2 0,1 0,0 1,4

2030 4,7 1,8 1,5 0,1 0,0 n.a.

2031 5,0 1,8 1,6 0,1 0,0 n.a.

Tabel 24 Forventet samfundsøkonomisk omkostning pr. år.

Samlet økonomi for perioden

Princip A Princip B Princip C Princip D Princip E Princip F

2010-2025 (tilbagedi-

skonteret til år 2010)

Investering og restværdi

mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr.

400 kV

Ny 400 kV-transmission 15,8 7,1 4,5 3,2 2,2 0

Restlevetidsværdi i 2025 -10,8 -2,9 -2,1 -1,6 -1,1 0

Investering og restværdi

132 kV- og 150 kV

Investering og restværdi

132 kV og 150 kV

6,0 6,0 6,0 0,2 0,2 0

Restlevetid kabler i 2025 -3,5 -3,5 -3,5 -0,1 -0,1 0

Drift og vedligehold -0,06 -0,04 -0,02 0,02 0,02 0,00

Markedstab som følge af

intern netbegrænsning

Samlet omkostning mia.

kr. for periode ekskl.

forvridningstab

0,1 0 0 0 0 5,6 44

7,6 6,7 4,9 1,7 1,2 5,6

Effekt af forvridningstab 1,3 1,1 0,7 0,1 0,0 0,0

Samlet samfundsøkonomisk

omkostning for

periode

8,8 7,8 5,7 1,8 1,2 5,6

Samlet investering 2025 32,7 16,4 13,9 4,0 2,7 0,0

Tabel 25 Samlet samfundsøkonomi for perioden 2010-2025. Markedstabene som følge af begrænsninger

i det interne transmissionsnet er for principperne A-E beregnet til at være

ubetydelige.

43 Omkostninger til eventuel ombygning af stationer indgår ikke i økonomiberegningen. Ligeledes indgår omkostninger ved

tilslutning af havmølleparker og kabellægning af udlandsforbindelser heller ikke i økonomiberegningen.

44 Det beregnede markedstab er behæftet med forholdsvis stor usikkerhed og kan være lavere. Tallet er væsentligt afhængigt

de anvendte forudsætninger om prisforskel mellem Norden og Kontinentet.

77


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Det skal bemærkes, at miljømæssige effekter som fx landskab/visuelt miljø ikke er opgjort i kroner

og øre og derfor ikke indgår i ovenstående på lige fod med øvrige gevinster og omkostninger.

I stedet er der anvendt generaliserede effektmål (cost effectiveness-analyse) til at kvantificere de

miljømæssige effekter.

7.10.4 Omkostninger ved forskønnelse af det eksisterende 400 kV-transmissionsnet

Som et supplement til flere af principperne kan det som omtalt i afsnit 7.8 være relevant at udarbejde

en handlingsplan for forskønnelse af det eksisterende 400 kV-transmissionsnet, gennem

anvendelse af nye mastetyper, der minimerer de visuelle gener, samt ved målrettet kabellægning

af delstrækninger.

En sådan indsats kan med fordel målrettes de steder, hvor de eksisterende tracéer medfører de

største visuelle gener. Indsatsen vil endvidere kunne afstemmes efter renoveringsbehov. Det vil

reducere meromkostningen ved forskønnelsen.

Det er naturligvis ikke hensigtsmæssigt at forskønne meget korte stræk, da der vil være visse

"engangsomkostninger pr. projekt".

En forskønnelse ved udskiftning til lavere og mere tidssvarende master vurderes at kunne gennemføres

for mellem 4,5 og 6 mio. kr./tracé-km – alt efter, om det kan kombineres med et allerede

eksisterende renoveringsbehov.

En forskønnelse af 400 km af det eksisterende 400 kV-tracé (det vil sige en tredjedel af det eksisterende),

fordelt med kabellægning af 50 km og udskiftning af nye master på 350 km vil koste

ca. 2,3 mia. kr.. Det er værd at bemærke, at en del af denne forskønnelse er indregnet i princip

C, hvor der etableres nye 400 kV-luftledninger ved det eksisterende tracé gennem Midtjylland.

7.10.5 Følsomhedsvurderinger

Der er foretaget en vurdering af følsomhed for investeringspriser og diskonteringsrente.

Følsomheds-

Princip A

Princip B

Princip C

Princip D

Princip E

Princip F

element

Fuldstændig

Nye 400 kV-

Nye 400 kV-

Nye 400 kV-

Nye 400 kV-

Ingen udbyg-

kabellægning

forbindelser i

kabler +

132/150 kV i

forbindelser i

kabler og nye

master ved

forbindelser i

luften, hvor

der i forvejen

forbindelser i

luften

ning af elnettet

kabler

ét eksisterende

tracé +

er luftledninger

132/150 kV i

kabler

4 % diskonto 79 % 79 % 79 % 74 % 74 % 100 %

8 % diskonto 122 % 122 % 122 % 128 % 128 % 100 %

+25 % anlægspris

125 % 125 % 125 % 123 % 121 % 100 %

Tabel 26 Vurdering af følsomheder og robusthed for fremtidige krav til transmissionsnettet.

7.10.6 Varianter

For at sikre den nødvendige robusthed over for usikkerheder omkring udviklingen af det samlede

elsystem, er der i forbindelse med analyse af de opstillede udbygningsmodeller taget hensyn til

en række varianter af sandsynlige udviklinger af elsystemet i forhold til de definerede randbetingelser.

Et særligt fokus er rettet mod etablering af alternative samarbejdsforbindelser til naboområderne

samt udbygning af det indenlandske, centrale produktionsapparat. Derudover er de

78


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

netmæssige konsekvenser undersøgt ved at udbygge med havmølleparker ved Kriegers Flak som

et alternativ til udbygning ved Horns Rev.

Jævnstrømsforbindelse til Holland

Som et muligt udbygningsalternativ for samarbejdsforbindelserne til nabo-områder indgår en

jævnstrømsforbindelse mellem Jylland og Holland. Med en sådan jævnstrømsforbindelse skabes

der forbindelse til et attraktivt højprisområde. Ligeledes vil en jævnstrømsforbindelse til Holland

gøre det muligt at afsætte større mængder vindkraft i perioder med lokalt overskud af vindkraft i

Jylland. Denne situation er undersøgt i relation til mulighederne for at reducere det indenlandske

400 kV-netudbygningsbehov ved at afhjælpe lokale overbelastninger i Sydvestjylland ved fx eksport

af vindkraft til Holland.

Ved de udførte netanalyser er der foruden forudsætningerne fra Rammebetingelse 1 forudsat en

jævnstrømsforbindelse mellem den eksisterende 400 kV-station Endrup og det hollandske

eltransmissionsnet.

Netanalyserne viser, at etableringen af en 600 MW-jævnstrømsforbindelse ikke giver anledning til

et ændret netudbygningsbehov. Jævnstrømsforbindelsen skal også kunne udnyttes i driftssituationer

uden produktion fra vindkraften og her indgå som transitkanal mellem Norden og Kontinentet.

Dermed vil en jævnstrømsforbindelse til Holland således ikke reducere behovet for udbygning

af 400 kV-nettet i Jylland.

Udbygning af det indenlandske centrale produktionsapparat

For de udførte netanalyser er der ved opstilling af randbetingelser for produktionsapparatet taget

udgangspunkt i Energistyrelsens basisfremskrivning fra januar 2007. Denne fremskrivning forudsætter

en betydelig reduktion af det indenlandske centrale produktionsapparat.

For at sikre den nødvendige rummelighed i transmissionsnettet for de enkelte udbygningsalternativer,

herunder begrænse risikoen for "indestængt" produktionskapacitet i tilfælde af tilgang af

ny, central produktionskapacitet på eksisterende kraftværkspladser, er der udført en række supplerende

netanalyser. Konkret er de netmæssige konsekvenser undersøgt ved tilgang af op til

1.000-1.100 MW central produktion i både i Jylland/Fyn og på Sjælland med følgende geografiske

fordeling:

Jylland/Fyn:

• 600 MW ved Studstrupværket med nettilslutningspunkt i 400 kV-station Trige

• 400 MW ved Nordjyllandsværket med nettilslutningspunkt i 400 kV-station Nordjyllandsværket.

Sjælland:

• 2 x 260 MW ved Kyndbyværket med nettilslutningspunkt i den planlagte 400 kV-station ved

Kyndbyværket

• 450 MW ved Amagerværket med nettilslutningspunkt i den planlagte 400 kV-station ved

Amagerværket.

Generelt er der ikke påvist behov for et øget 400 kV-netudbygningsbehov ved etablering af ny

central produktionskapacitet på eksisterende kraftværkspladser.

I forbindelse med etablering af et tredje 400 kV-Øresundskabel mellem Amagerværket og Sydsverige

planlægges samtidig den såkaldte Københavnerring mellem 400 kV-stationerne Amagerværket

og H.C. Ørsteds Værket. Dermed er der etableret to-sidet 400 kV-nettilslutning af kraft-

79


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

værksenhederne ved Avedøre og Amagerværket. Med disse 400 kV-udbygninger opnås to-sidet

forsyning af samtlige 400 kV-stationer i Hovedstadsområdet, hvilket giver en høj forsyningssikkerhed

samt mulighed for aflastning af det eksisterende 132 kV-net i Hovedstadsområdet.

I Jylland er de undersøgte 400 kV-netstrukturer tilstrækkeligt udbygget og dermed robust over

for den forudsatte tilgang af øget central produktionskapacitet på de eksisterende kraftværkspladser.

Havmølleparker ved Kriegers Flak

I grundforudsætningerne er havmølleudbygningen efter 2012 udelukkende placeret i Vestdanmark.

For at vurdere udbygningsprincippernes robusthed har udvalget analyseret betydningen af

at flytte tre havmølleparker (3 x 200 MW) fra Horns Rev i Vesterhavet til Kriegers Flak i Østersøen.

De 6 analyserede principper er alle tilstrækkeligt robuste til også at kunne håndtere en tilslutning

af havmøller fra Kriegers Flak.

Etablering af havmølleparker ved Kriegers Flak som alternativ til Horns Rev vil ikke reducere 400

kV-netudbygningsbehovet i Jylland. Etablering af havmølleparker i Østersøen stiller øgede krav til

400 kV-netudbygningen på Sjælland. Dette søges løst ved den planlagte nordlige 400 kV-ringforbindelse

mellem Asnæsværket og Kyndbyværket.

De systemmæssige fordele ved en mere distribueret placering af fremtidige havmølleparker er

ikke undersøgt i denne sammenhæng.

7.11 Robusthed

Til vurdering af robustheden af beslutninger i forbindelse med den langsigtede planlægning af

elinfrastrukturens udbygning anvender Energinet.dk fire scenarier. Scenarierne beskriver fire

mulige udviklinger frem til 2030 for de omgivende faktorer, der påvirker investeringer i elnettet.

Scenarierne udspænder samlet et udfaldsrum for energiforsyningen frem til 2030. Det er valgt at

anvende de fire scenarier til en overordnet vurdering af de seks udbygnings- og kabellægningsprincippers

robusthed og fleksibilitet i forhold til forskellige udviklinger af omverden.

Ved formuleringen af scenarierne er der taget udgangspunkt i to dimensioner for fremtiden. En

miljødimension og en international dimension. Disse to dimensioner er illustreret i Figur 30, hvor

den vandrette akse udgør graden af internationalisering, og den lodrette akse udgør graden af

miljøprofilen. Hver af de fire kvadranter danner udgangspunkt for et scenarie. Scenarierne betegnes

Greenville, Grønnevang, Blueville og Blåvang.

80


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Miljø – et højt prioriteret hensyn

4 - Grønnevang

1 - Greenville

Primært

nationalt

fokus

3 - Blåvang

2 - Blueville

Primært

internationalt

fokus

Miljø – et lavere prioriteret hensyn

Figur 30 Illustration af miljødimension og international dimension i de fire scenarier.

De 4 scenarier er tilstræbt formuleret sådan, at de principielt har samme sandsynlighed for at

indtræffe i 2030. Definition af scenarierne er beskrevet i dokumentet "Scenarierapport, fase 1"

45 .

Greenville

I dette scenarie er der høj fokus på udbygning med vedvarende energi. Storskalaløsninger anvendes

både på vindkraftområdet og i store centrale biomasseværker med kombineret produktion

af el, varme og biofuel. Vindkraft udbygges kraftigt som store offshoreanlæg.

Der lægges vægt på et tæt samspil med udlandet (kraftige udlandsforbindelser) til at få den fluktuerende

produktion fra vindkraft balanceret med forbruget. Udbygning med en kraftig elinfrastruktur

er en forudsætning for dette scenarie. Der er accept af, at transportkorridorer med luftledninger

kan være nødvendige for at indpasse den megen fluktuerende produktion. Samlet set

medfører dette, at omkostningen på overordnet infrastrukturkapacitet er væsentlig for økonomien

i dette scenarie. Herunder omkostningen til transmission på tværs af Danmark og udveksling

med udlandet.

Grønnevang

I dette scenarie er der høj fokus på udbygning med vedvarende energi. I modsætning til Greenville

er der et ønske om, at løsningerne skal være lokalt forankrede, og at energibalanceringen i

højere grad løses med lokale virkemidler. Dette princip medfører, at enhedsomkostningen på

transmissionskapacitet i mindre grad belaster udbygningsstrategien.

45 "Scenarierapport, fase 1" kan downloades på www.energinet.dk (/Planlægning/Scenarier).

81


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

De visuelle belastninger i nærmiljøet værdisættes relativt højt, og en høj grad af kabellægning er

naturligt i denne løsningsmodel.

Blueville

I dette scenarie er udbygning med en meget kraftig international naturgasinfrastruktur bærende i

den fremtidige danske energiforsyning. Med den stærke satsning på naturgas fastholdes en stor

decentral naturgasbaseret produktion af el og varme i de danske byer og endvidere en væsentlig

produktion af mikrokraftvarme. Gasinfrastrukturen udgør således et både stærkt og finmasket

energinet, som kan supplere energidistribution i elnettet.

De visuelle belastninger fra luftledninger værdisættes forholdsvis lavt i dette scenarie.

Blåvang

I dette scenarie udgør elproduktion fra rene kulkraftteknologier (CCS – Carbon Capture and Storage)

rygraden i den danske elforsyning. Da kul kan leveres fra et stort antal lande, gør denne

produktionsteknologi Danmark uafhængig af internationalt samarbejde for at sikre en stabil national

el- og gasforsyning. Produktionen leveres fra nogle få store danske værker med CCS-anlæg,

der forsyner hele landet. Teknologien drager fordel af, at Danmark kan levere den konkurrencedygtige

CO 2 -fri kulkraft til omgivende lande. Med god adgang til kølevand og deponering af CO 2 i

Nordsøen har Danmark en konkurrencefordel i forhold til værker med CCS-anlæg på det europæiske

kontinent, som ikke har tilsvarende muligheder.

Lave omkostninger til elinfrastruktur er i dette scenarie væsentligt for at gøre værkerne med

CCS-anlæg konkurrencedygtige. Da de visuelle belastninger fra luftledninger værdisættes forholdsvis

lavt i dette scenarie, betyder det, at kabellægning ikke er ønsket i dette scenarie.

7.11.1 De seks udbygningsprincippers robusthed og fleksibilitet i scenarierne

Tabel 27 sammenligner princippernes anvendelighed i forhold til scenarierne og giver på denne

baggrund et udtryk for robustheden af det enkelte udbygningsprincip.

Blåvang Blueville Greenville Grønnevang SUM

A -1 1 -1 2 1

B -1 1 1 2 3

C 1 2 2 1 6

D 2 2 2 -1 5

E 2 2 2 -1 5

F -1 -1 -1 1 -2

Tabel 27 Scenariebaseret robusthedssammenligning af udbygningsprincipper.

Score: -1 = ikke hensigtsmæssigt i scenariet; 1 = anvendeligt i scenariet; 2 = anvendeligt

i scenariet og understøtter scenariet.

Ud fra Tabel 27 vurderes det, at udbygningsprincipperne A og F ikke er tilstrækkeligt robuste i

forhold til de i scenarierne beskrevne mulige udviklinger af omverden. Princip B, C, D og E opnår

de højeste scorer. Princip C scorer lidt højere end B, D og E. Baggrunden for dette er, at princip C

er det mest fleksible af principperne. Princip C er således det eneste af principperne, som ikke

vurderes som uhensigtsmæssigt i et eller flere scenarier.

82


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Princip C vurderes som det mest fleksible udbygningsprincip og får i den forbindelse den højeste

score. Princip C er også det eneste af principperne, som ikke vurderes som direkte uhensigtsmæssigt

i et eller flere scenarier.

7.12 Leveringssikkerhed for udbygningsprincipperne

Vurderingen af leveringssikkerhed for udbygningsprincipperne er primært baseret på deterministiske

analyser af systemtilstrækkelighed suppleret med enkelte probabilistiske beregninger for

de konkrete udbygningsmodeller.

Ved de probabilistiske analyser indgår den statistiske sandsynlighed for, at de enkelte produktionsanlæg

og transmissionsforbindelser ikke er tilgængelige. Ved den probabilistiske analyse foretages

der en beregning af den statistiske sandsynlighed for, at et udfald af produktionsanlæg

og/eller transmissionsforbindelser medfører, at systemet ikke kan forsyne alle forbrugspunkter

med den efterspurgte effekt.

Ud fra de gennemførte analyser af de forskellige udbygningsprincipper med både deterministiske

og probabilistiske værktøjer vurderes det, at de beskrevne udbygningsprincipper overordnet set

er sammenlignelige med hensyn til systemtilstrækkelighed.

Princip A og F er ikke analyseret med hensyn til leveringssikkerhed, idet disse principper ud fra

andre hensyn ikke anses for anvendelige.

De principper, hvor det underliggende 132 kV- og 150 kV-net kabellægges og ombrydes fra den

nuværende paralleldrift med 400 kV-nettet til ringstrukturer i 132 kV- og 150 kV-nettet (princip B

og C), udviser en statistisk lidt højere mængde "ikke-leveret energi" end referencen (princip E).

Det vurderes, at de relativt små forskelle, der optræder i "ikke-leveret energi", ligger indenfor en

margin, der kan imødegås ved den mere detaljerede projektering, som finder sted ved udmøntningen

af principperne. Eksempelvis ved, at der på visse strækninger lægges to parallelle systemer

eventuelt med mindre kapacitet pr. system. Hermed øges leveringssikkerheden. Driftsstrategien

af det kabellagte 132 kV- og 150 kV-net har også betydning i denne forbindelse, eksempelvis

kan man forestilles sig, at man ved et længerevarende udfald af en 400 kV-strækning omkobler

en del af 132 kV- og 150 kV-nettet til at udgøre en midlertidig netreserve.

Det skal understreges, at leveringssikkerheden på spændingsniveauet over 100 kV i dag er meget

høj og udgør en relativ lille andel af de leveringsudfald, der registreres ved slutforbrugeren.

Energinet.dk har taget initiativ til et længerevarende projekt, der forløber i perioden 2008-2010,

hvor forsyningssikkerheden probabilistisk kvantificeres, og der fastlægges et ønsket dimensioneringsniveau

for forsyningssikkerheden. Udmøntningen af udbygningsprincipperne i den mere detaljerede

projekteringsfase vil ske under hensyntagen til det niveau for forsyningssikkerhed, som

vurderes hensigtsmæssigt ud fra en samlet betragtning af omkostninger ved at øge forsyningssikkerheden

og en vægtning af omkostningen ved ikke-leveret energi.

Beregning på systemsikkerhed er særdeles kompleks. Dynamiske hændelser i elnettet kan medføre

stabilitetsproblemer, som afstedkommer en kaskade af reaktioner i elnettet. Ved detailprojekteringen

foretages dynamiske simuleringer af elnettet ved driftsudfald af komponenter med

videre for at vurdere, om kritiske hændelser kan opstå. En større anvendelse af nye typer af

komponenter, eksempelvis 400 kV-vekselstrømskabler kan ændre dynamikken i elsystemet markant.

Det er derfor nødvendigt at lave omfattende vurderinger af disse forhold. Se endvidere

nedenstående afsnit om teknisk realiserbarhed for de enkelte udbygningsprincipper.

83


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

7.13 Teknisk realiserbarhed for udbygningsprincipperne

Ved teknisk realiserbarhed forstås evnen til at realisere de tekniske løsninger uden elsystemmæssige

komplikationer indenfor tidsrammen og indenfor den angivne økonomi.

Princip A - en total kabellægning af det danske 400 kV-net vil være en meget omfattende og

teknisk krævende opgave. En kabellægning af hele 400 kV-nettet er ikke mulig i dag. En række

teknologiske udfordringer vedrørende overspændinger og risiko for resonanssvingninger skal

være løst først.

For princip B gælder, at de teknologiske løsninger, som vil skulle tages i anvendelse ved denne

model, ikke er afprøvet i det omfang, som de forudsættes anvendt her. Risikoen for væsentlige

udfordringer af teknisk og tidsmæssig karakter er betydelig, som beskrevet i afsnit 4. Udbygningsmodellen

er derfor væsentligt risikobetonet, og modellens tekniske realiserbarhed vurderes

som 'lav'.

Princip C er en international markant, men national kontrolleret og målrettet udvikling mod flere

400 kV-kabler i transmissionsnettet. Udviklingen kan byde på overraskelser af teknisk og

tidsmæssig karakter, men det anses for håndterbart. Realiserbarheden er derfor vurderet til

'mellem'.

Princip D og E bygger videre på den nationale og internationale udvikling af

luftledningsteknologien. Derfor er den tekniske realiserbarhed 'høj'.

7.14 Markedstab ved udbygningsprincipper

Markedstabet udtrykker værdien af de produktionsomlægninger, der sker som følge af netbegrænsninger.

Beregningerne af markedstab for udbygningsprincipperne foretages ved hjælp af analyser, hvor

de netmæssige begrænsninger og produktionsoptimeringerne kombineres. I beregningerne omlægges

herefter produktionen på kraftværker samt import og eksport, indtil flowet på de enkelte

netstrækninger respekterer de givne begrænsninger under n-1 antagelsen. De omkostninger,

som identificeres ved de nødvendige produktionsomlægninger, kan i hvert tilfælde tilskrives de

netmæssige begrænsninger.

Det antages at nettet i udgangspunktet altid er fuldt til rådighed, hvilket ikke er helt korrekt, da

der løbende er både planlagte og uplanlagte afbrydelser på grund af vedligeholdelse og fejl i

transmissionsnettet. Det vurderes dog, at denne antagelse ikke har større betydning for sammenligningen

mellem modellerne.

Antagelsen medfører en betydelig underestimering af de reelle omlægningsomkostninger for alle

modellerne. Det præcise omfang heraf er det ikke muligt at vurdere ud fra de tilgængelige data,

idet det kræver relativt eksakt viden om den forventede rådighed af de enkelte transmissionsforbindelser

i hver enkelt udbygningsmodel. Herunder vil det være nødvendigt at have kendskab til

fordelingen mellem planlagte og uplanlagte afbrydelser. Det skyldes, at de planlagte afbrydelser i

vidt omfang kan placeres, så omkostningerne til produktionsomlægning minimeres, mens dette

ikke er muligt for de uplanlagte afbrydelser, der skyldes deciderede fejl. Generelt er det forventningen,

at forekomsten af planlagte afbrydelser er markant højere for luftledninger end for kabler.

Omvendt er det også forventningen, at forekomsten – og specielt varigheden – af uplanlagte

afbrydelser er betydeligt højere for kabler.

84


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

De samlede markedsmæssige omkostninger ved begrænsningerne i en given udbygningsmodel

findes ved at tilbagediskontere de årlige omkostninger til produktionsomlægninger til en nutidsværdi.

For princip F stammer tarifvirkningen for forbrugerne primært fra markedstab på grund af det

utilstrækkelige interne net. Disse vil i praksis – i henhold til de anvendte driftsprincipper – opstå

som omkostninger for systemansvaret til at foretage beordrede ændringer af forbrug og produktion

i elsystemet gennem såkaldt modhandel som følge af interne flaskehalse i nettet. Disse optræder

ikke i nævneværdigt omfang i forbindelse med de øvrige principper.

7.15 Miljøpåvirkning ved udbygningsprincipper

Et eltransmissionsanlægs påvirkninger på miljøet er af forskellig karakter og omfang. Miljøparametrene

behandlet i dette arbejde omfatter de visuelle forhold, støjgener, og magnetfelter omkring

luftlednings- og kabelanlæg. Derudover er berørte ejendomme, landskaber og naturområder

samt kulturhistoriske lokaliteter analyseret ved brug af elektronisk kortmateriale.

Udvalgets redegørelse af miljøpåvirkningerne består af:

• optælling af de områder, tracéerne passerer i det eksisterende net

• kvantificering af den positive miljøpåvirkning ved at fjerne luftledninger og den negative miljøpåvirkning

ved kabellægning af det eksisterende luftledningstracé

• redegørelse for støj og visuelle gener ved anlæggene

• vurdering af de landskabelige påvirkninger ved udbygning af eltransmissionsanlægget

• redegørelse for påvirkninger på natur, dyr og planter

• beskrivelse af problematikken omkring magnetfelter.

Konklusionerne fra de enkelte redegørelser er sammenfattet nedenfor. Detaljerede beskrivelser

af arbejdet kan læses i afsnittene 5 og 6.4.2.

Ved en normal planlægningsprocedure for anlæggelse af et nyt tracé udarbejdes detaljerede miljøundersøgelser,

miljøvurderinger og eventuelt VVM-analyser. Miljøpåvirkninger forårsaget af de

forskellige udbygningsprincipper er vanskelige at angive konkret, idet de angivne tracéforløb er

foreløbige. De fremtidige strækninger er ikke detaljeret fastlagt, men blot angivet som en lige

linje mellem to punkter. Detailplanlægning af fremtidige tracéer er udenfor udvalgsarbejdets

rammer. Det er derfor alene muligt at vurdere miljøproblemstillingerne på et generelt plan.

I de udbygningsprincipper, hvor luftledninger foreslås kabellagt, er det antaget, at kabellægning

vil ske i det samme tracé, som den eksisterende luftledning står i. Ved konkret planlægning af

anlægget kan der ofte blive valgt et lidt anderledes og mere optimalt tracéforløb for kabellægningen,

sådan at der tages bedst muligt hensyn til miljøet og de berørte ejendomme.

De overordnede forskelle på luftledningsanlæg og kabelanlæg er, at strækninger med luftledninger

påvirker omgivelserne i en bred zone omkring tracéet, da master og ledninger kan ses langt

væk. Derimod påvirker kabellægning primært omgivelserne i et udgravningsbælte under anlægsfasen.

Udvalgets arbejde på miljø giver følgende konklusioner og hovedbudskaber. Detaljerede beskrivelser

af de enkelte delanalyser kan læses i afsnittene 5 og 6.4.2.

85


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

• En optælling af berørte områder i det eksisterende net samt i nye tracéer viser, at antallet af

berørte ejendomme langs 400 kV-tracéerne er forholdsvis ens i Principperne B til F. I princip

A, hvor hele transmissionsnettet kabellægges, er der næsten ingen berørte ejendomme.

Modsat ser det ud for de landskabs-, natur og øvrige områder tracéerne passerer igennem.

Optællingerne viser, at et større areal skal bruges til tracéanlæg, når man bevæger sig fra

Princip F med det mindste areal til Princip A med det største areal. Især landbrugsområder

vil blive berørt af nye anlæg.

• De foretagne undersøgelser og analyser viser, at der også er negative miljøpåvirkninger ved

kabellægning af elnettet. Følsomme naturområder, vandløb og arter knyttet til det åbne land

berøres for eksempel i større omfang af kabellægning end anlæg af luftledninger. Det er således

ikke miljøneutralt at kabellægge.

GIS-analysen af det eksisterende 400 kV-luftledningsnet viser, at en række områder/lokaliteter

vil opnå særlige visuelle og landskabelige fordele, hvis de eksisterende luftledninger

fjernes. Det kan gøres enten ved kabellægning eller ved alternativt at finde et mere

velegnet tracé, hvor der kan opsættes en ny, enklere og lavere mast. Begge løsninger vil

bidrage til en samlet landskabelig forskønnelse, dog vil kabellægningen samlet give den største

gevinst. Det vil kræve en mere dybtgående analyse at foretage en prioritering af de enkelte

områder.

• Både luftledninger og stationer (transformer-, omformer- og overgangsstationer) udsender

akustisk støj under almindelig drift. Et jordkabel udsender ikke hørbar akustisk støj, men der

vil være støj fra de tilknyttede overgangsstationer og transformerstationer. Den vejledende

grænseværdi for støj fra elanlæg er 40 dB. I tørt vejr kan luftledninger overholde grænseværdien,

men i vådt og fugtigt vejr kan støjniveauet overskrides. Både for luftledninger og

stationsanlæg etableres afværgeforanstaltninger for at dæmpe støjniveauet. Kabler udsender

ikke støj, men stationsanlæg i tilknytning til kabelanlæg vil udsende støj.

• Vurderingen af de landskabelige påvirkninger ved udbygning af eltransmissionsnettet viser,

at den primære påvirkning af et 400 kV-luftledningsanlæg sker inden for en afstand af ca. 1

km, og landskabet påvirkes inden for en afstand af ca. 2,5 km. Slettelandskaber og storbakkede

morænelandskaber er mest robuste over for luftledningstracéer, hvorimod kystlandskaber

og småbakkede morænelandskaber er mest sårbare over for placering af luftledninger.

• Luftledninger udgør en risiko for fugle, til gengæld betyder opsætning af master og luftledninger

kun relativt mindre indgreb i naturen. Anlæggelse af kabelgrave er derimod et større

indgreb i naturen, idet gravearbejdet betyder forstyrrelser af dyrelivet og ødelæggelse af vegetationsdækket.

Til gengæld kan kabler ofte bugte sig udenom følsomme områder, eller der

kan laves styrede underboringer, så området ovenover kablet friholdes. Den bedste beskyttelse

af naturen er, at der i planlægningsfasen foretages grundige miljøvurderinger, blandt

andet VVM, så et tracéforløb kan planlægges med mest muligt hensyn til omgivelserne.

• De senere års forskning har ikke kunnet påvise, at magnetfelter udgør en sundhedsrisiko,

men det har heller ikke været muligt endegyldigt at udelukke det. Magnetfeltet midt over et

kabel er større end magnetfeltet midt under en tilsvarende luftledning. Til gengæld aftager

feltet fra kablet mere med afstanden.

7.15.1 Optælling af berørte områder i det eksisterende net samt i nye tracéer.

For det eksisterende transmissionsnet er det ved brug af data fra Danmarks Miljøportal og Dansk

Vej- og Adressedatabase optalt, hvor mange km tracé, der passerer igennem forskellige land-

86


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

skabs- og naturområder, samt hvor mange ejendomme der berøres. Analysen kategoriserer de

områder, som transmissionsnettet løber igennem. Data er baseret på en kortlægning af det eksisterende

net. For nye tracéer i netudbygningsprincipperne er data estimeret ved brug af erfaringstal,

der er udledt af analyserne for det eksisterende transmissionsnet. Erfaringstallene

kommer fra analyse af de nyeste tracéer, der er anlagt i det eksisterende net.

I de udbygningsmodeller, hvor luftledninger foreslås kabellagt, er der gjort den antagelse, at

kabellægning vil ske i det samme tracé som luftledningen. Denne antagelse repræsenterer flere

problemstillinger. Ved sanering af eksisterende luftledninger og omlægning til jordkabler vil det

normalt skulle foregå inden for deklarationsbæltet, der er udlagt om luftledningerne. Det giver

visse begrænsninger for, hvor meget jordkablet kan "sno sig udenom" naturområder, kulturminder

og boliger m.v., som ligger under luftledningen. Ofte er det derfor nødvendigt at vælge et

andet og mere optimalt tracéforløb for kabellægningen og på den måde tage bedst hensyn til

området og ejendommene.

Før man gennemfører en sanering af et eksisterende luftledningsanlæg og anlægger et jordkabel,

skal det undersøges, hvilke miljøforhold der ligger i deklarationsbæltet, så der kan tages hensyn

til disse fx ved underboring eller justeringer af tracéforløbet.

Diagrammerne nedenfor tjener primært til sammenligning af principperne. De absolutte tal angivet

på figurerne er estimater og er behæftet med forholdsvis stor usikkerhed.

På Figur 31 er antallet af ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger angivet for hvert udbygningsprincip.

Antallet af berørte ejendomme er talt ud til 290 m fra 400 kV-tracéer og ud til 190

m fra 132 kV- og 150 kV-tracéer 46 . For kabler er ejendommene optalt ud til 50 m for 132 kV- og

150 kV-tracéer og ud til 100 m for 400 kV-kabeltracéer.

stk

10000

B

C

D

E

F

8000

6000

4000

2000

A

0

Ejendomme berørt af 400kV-luftledninger

Figur 31 Antal ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger.

Optællingen af antal ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger i hvert enkelt princip viser, at

stort set ingen ejendomme berøres ved en fuldstændig kabellægning som i Princip A. Princip E

medfører, at nye 400 kV-forbindelser bygges som luftledninger, hvilket vil betyde ca. 700 flere

berørte ejendomme end for de øvrige principper B, C, D og F. Antallet af ejendomme berørt af de

eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledninger er optalt til ca. 11.500 ejendomme.

46 Svarende til den gældende erstatningszone.

87


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Estimering af omfanget af berørte områder og elementer i hvert udbygningsprincip er angivet i

Figur 32 nedenfor. Søjlediagrammerne viser, hvor stor en del af tracéet der gennemløber et område

i hvert af udbygningsprincipperne.

Diagrammet for "landskaber" viser, hvor mange km tracé der findes inden for de forskellige beskyttelseslinjer

ifølge naturbeskyttelsesloven. Det kan blandt andet omfatte kirkebeskyttelseslinjer,

skovbyggelinjer, sø- og åbeskyttelseslinjer osv. Ofte overlapper områderne, men i analysen

er de kun talt med én gang.

"Natur" angiver, hvor mange km tracé der findes i områder, som kan beskrives som EF-habitatog

fuglebeskyttelsesområder, § 3-områder (beskyttede naturtyper) og potentielle vådområder.

Som ved "landskaber" er data optalt, så overlap undgås.

km

5000

A

C

4500

B

4000

3500

D

E

F

3000

2500

2000

A

B

C

1500

D

E

F

1000

A

B

C

D

E

F

500

0

Landskaber Natur Øvrige, primært landbrug

Figur 32 Kilometer 132 kV-, 150 kV- og 400 kV-tracé, der passerer forskellige områdetyper.

Figur 32 viser en generel tendens til, at et større areal benyttes til tracéanlæg fra Princip F mod

Princip A, hvor det største areal er nødvendigt for transmissionsnettet. Især øvrige områder,

primært landbrugsområder vil være berørt af nye anlæg.

88


Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

km

2500

A B C

2000

A

1500

1000

500

B

C

D

F

E

D E F

0

Undgået luftledning 400 kV

Undgået luftledning 132/150 kV

Figur 33 Kilometer undgået luftledning ved de seks udbygningsprincipper. Princip E er anvendt

som reference.

Figur 33 viser forskellen på omfanget af luftledninger i de enkelte principper. I Princip A undgås

ikke overraskende flest luftledninger. I Princip B anlægges nye forbindelser som kabler, så nye

luftledninger undgås. Det samme gælder principperne C og D, idet nye luftledninger her udelukkende

anlægges, hvor der i forvejen er luftledninger (eksisterende tracéer). I Princip E, som er

anvendt som reference, bygges luftledninger, uden at nogen nedtages. Der undgås derfor ikke

luftledninger i dette princip.

89


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Bilag 1

Analyse af konkrete netudbygningsmodeller

For at kunne kvantificere og kvalificere de samfundsøkonomiske, markedsmæssige, forsyningssikkerhedsmæssige

og miljømæssige karakteristika ved forskellige udbygninger af elnettet med

større eller mindre grad af kabellægning, er en række konkrete udbygningsmodeller for

eltransmissionsnettet analyseret. Udbygningsmodellerne er analyseret ved hjælp af de i redegørelsens

afsnit 6.3 beskrevne metode.

I dette bilag præsenteres de otte konkrete udbygningsmodeller, resultatet af de udførte netanalyser

og de økonomiske hovedresultater for modellerne. Derudover er det kort ridset op, hvilke

særlige fordele og ulemper der er for hver enkelt af modellerne.

Nedenstående figur illustrerer sammenhængen mellem de otte konkrete udbygningsmodeller og

de seks generaliserede udbygningsprincipper, som er præsenteret i den tekniske redegørelse.

Fuldstændig

kabellægning

Udbygningsprincip A

Fuldstændig kabellægning

Model 8

Fuldstændig kabellægning

Nybyggeri

i kabler

Udbygningsprincip B

Nye forbindelser i kabler

Udbygningsprincip C

Nye forbindelser i kabler og nye master

ved ét eksisterende tracé

Model 7

Vindmølleindustriens forslag

Model 6

Jævnstrømsring i Vesterhavet

Model 5

Jævnstrømsforbindelser i 400 kV nettet

Model 4

Nye 400 kV kabler på land

Gældende

retningslinjer

Udbygningsprincip D

Nye forbindelser i luften, hvor der

i forvejen er luftledninger

Udbygningsprincip E

Nye forbindelser i luften

Model 3

Nye 400 kV luftledninger ved eks. traceer

Model 2

Nye 400 kV luftledninger i nye traceer

Ingen

netudbygning

Udbygningsprincip F

Ingen udbygning af elnettet

Model 1

Ingen netudbygning

Figur 34 Sammenhæng mellem udbygningsprincipper og de analyserede, konkrete netudbygningsmodeller.

1.1 Forudsætninger for analyserne

De valgte konkrete netudbygningsmodeller skal opfylde sammenlignelige krav til forsyningssikkerhed,

markedsudbygning og integration af store mængder vedvarende energi.

Forudsætningerne angivet i Energistyrelsens basisfremskrivning fra januar 2007 er anvendt. Siden

har Energistyrelsen revurderet denne basisfremskrivning. Det har af tidsmæssige hensyn

ikke været muligt at opdatere de mange og meget omfattende beregninger og analyser i forhold

90


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

til denne nye fremskrivning. Det vurderes, at de analyserede udbygningsmodeller er robuste og

dermed også tilstrækkelige i forhold til ændringerne.

Ud over Energistyrelsens basisfremskrivning, januar 2007, er Finansministeriets retningslinjer for

samfundsøkonomiske beregninger lagt til grund for analyserne.

Brændselspriserne svarer til Energistyrelsens beregningsforudsætninger af januar 2007. Det vil

sige en langsigtet råoliepris på 55 $ pr. tønde og en CO 2 -pris på 150 kr./ton.

Elprisen beregnes frem til 2011 på grundlag af priserne på Nord Pools spot- og forwardmarkeder

og antages i perioden 2012 til 2016 at stige til 49,3 øre/kWh svarende til realpris på 40 øre/kWh

i 2006-priser, hvorefter den fastholdes realt.

Der er anvendt en kalkulationsrente på 6 pct. (realrente). Som følsomhedsanalyse laves der en

gennemregning med en kalkulationsrente på 4 pct. og 8 pct.

For øvrige forudsætninger anvendt i analyserne, herunder vindmølleudbygning og variationer af

udbygning af udvekslingsforbindelser, henvises til redegørelsens afsnit 6.1.

Det skal bemærkes, at investeringsomkostningerne ved udbygning af udvekslingsforbindelserne

og ilandføring af havmølleparker ikke indgår i modelberegningerne – det gør kun investeringerne

i interne transmissionsforbindelser.

1.2 Modellerne

Følgende, konkrete netudbygningsmodeller er analyseret:

1. Ingen netudbygning

2. Nye 400 kV-luftledninger i nye tracéer

3. Nye 400 kV-luftledninger ved eksisterende tracéer

4. Nye 400 kV-kabler på land

5. Jævnstrømsforbindelser i 400 kV-nettet

6. Jævnstrømsring i Vesterhavet

7. Jævnstrømsforbindelse som multiterminalløsning (Vindmølleindustriens forslag)

8. Fuldstændig kabellægning.

I de efterfølgende otte afsnit er modellerne og hovedresultater af analyserne beskrevet.

Generelt er modellerne – undtaget model 1 - beskrevet ud fra en forudsætning om rammebetingelse

1, det vil sige en udbygning med Skagerrak IV, Storebælt II og 2.500 MW mellem Jylland

og Tyskland. Betydning af ændringer i disse rammebetingelser henvises til afsnittene 7.10.5 og

7.10.6 vedrørende følsomheder og varianter for udbygningsprincipperne.

Derudover er der ved økonomiberegningerne illustreret omkostninger ved rammebetingelse 0 for

enkelte af modellerne. Ved denne rammebetingelse antages etablering af den planlagte Storebælt

I-forbindelse, men i øvrigt ingen udbygning af de eksisterende udlandsforbindelser.

91


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1.3 Model 1: Ingen netudbygning

Figur 35 Netudbygningsmodel 1 – ingen netudbygning.

I denne model forudsættes ingen udbygning af det interne transmissionsnet. I stedet søges udnyttelsen

af det eksisterende eltransmissionsnet maksimeret ved fx opgradering af eksisterende

forbindelser med højtemperaturledere og anvendelse af systemværn til automatisk nedregulering

af produktionen af havmølleparker og udvekslingsforbindelser.

Formålet med dette netudbygningsalternativ er at undersøge rummeligheden af det nuværende

transmissionsnet. Modellen er anvendt til kortlægning af eventuelle begrænsninger for udnyttelsen

af elsystemet, hvor eventuelle produktionsbegrænsninger for havmølleparker og forbindelser

til nabolande kvantificeres og kapitaliseres.

Modellen har ikke den samme status som de øvrige modeller i analysen, hvor der i varierende

grad er forudsat udbygning og forstærkning af nettet for at imødekomme behov for øget transmissionskapacitet.

Netudbygningsmodellen anses ikke for hensigtsmæssig, da den ikke vil kunne

understøtte de miljø- og energipolitiske målsætninger i det nødvendige omfang.

1.3.1 Netundersøgelser

Der er gennemført en række netanalyser for udbygningsmodellen. Resultater og overvejelser i

forbindelse med disse analyser er gennemgået nedenfor for henholdsvis Øst- og Vestdanmark.

Alle overvejelserne vedrørende netanalyser er relateret til beregninger under forudsætning af

rammebetingelse 0 – etablering af den planlagte Storebæltsforbindelse, men i øvrigt ingen udbygning

af udvekslingsforbindelserne til nabolande – idet rammebetingelse 1 ikke er realistisk for

92


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

denne model. Markedstab for modellen er dog beregnet også for rammebetingelse 1 af hensyn til

modellens sammenligning med de øvrige udbygningsmodeller, se Tabel 28.

Østdanmark

På grund af vindkraften på Sydsjælland og Lolland/Falster opstår der kritisk overbelastning af

enkelte 132 kV-forbindelser i området. Overbelastning kan opstå i situationer med stort produktionsbidrag

fra vindkraften, hvor hovedparten af denne effekt skal bortledes fra Sydsjælland og

videre mod forbrugscentrene i hovedstadsområdet.

I forbindelse med nettilslutningen af Rødsand 2 havmøllepark gennemføres forstærkninger 47 af

132 kV-nettet omkring Lolland/Falster. Disse forstærkninger vil kunne fjerne overbelastninger

forårsaget af den planlagte havmøllepark, men med de anvendte forudsætninger for yderligere

vindkraft på land vil det blive nødvendigt med yderligere forstærkninger af 132 kV-nettet nord for

Masnedsund. Da behovet for netforstærkninger primært er afledt af vindkraften i området, forventes

disse at kunne udføres ved opgradering af de eksisterende 132 kV-forbindelser ved anvendelse

af højtemperaturledere.

Der kan påvises overbelastning af 400 kV- og 132 kV-forbindelserne til Sverige. Overbelastningen

opstår ved udfald af ét af de parallelle Øresundskabler. Øresundskablerne er dimensioneret

for den nuværende udvekslingskapacitet, hvor der i tilfælde af overbelastning af 400 kV- og 132

kV-forbindelserne skal ske hurtig aflastning af de øvrige intakte søkabler. Denne driftsstrategi

påvirker markedsfunktionen og stiller krav til opretholdelse af effektreserver på Sjælland.

132 kV-forbindelserne til Sverige har en begrænset restlevetid. Det er derfor nødvendigt, at der

undersøges alternativer til 132 kV-kablerne, fx i form af et 400 kV-kabel mellem København og

Malmø-området (fx Barsebäck).

Etablering af den planlagte elektriske Storebæltsforbindelse giver ikke umiddelbart et forstærkningsbehov

for det sjællandske 400 kV-eltransmissionsnet.

Vestdanmark

Produktionsbidraget fra havmølleparkerne ved Horns Rev og den øvrige produktion i Vestjylland

overstiger i størstedelen af tiden forbruget i lokalområdet. Der er lokalt set en overskydende

elektrisk effekt, som skal benyttes i de store forbrugscentre mod nord og langs den jyske østkyst.

Effekten skal altså transporteres på tværs af Jylland og mod nord.

Det er således koncentrationen af havmøller ved Horns Rev kombineret med udveksling med

nabolandene, som skaber behovet for forstærkning og udbygning af transmissionsnettet i Jylland.

Det overordnede billede er, at det primært er vindkraften, der medfører overbelastninger i østvestgående

retning. I nord-sydgående retning er det, ud over vindkraften, også udvekslingen af

effekt via forbindelserne til nabolandene, som forårsager overbelastninger i nettet.

Der er for denne model, hvor nettet ikke udbygges, beregnet moderat overbelastning af 400 kVforbindelserne

gennem Midtjylland samt enkelte 400 kV-forbindelser i Østjylland. Desuden er der

påvist moderat overbelastning af 150 kV-nettet i Vestjylland.

Nettilslutning af havmølleparker ved Anholt og ved Jammerbugten giver ikke behov for forstærkninger

af det interne eltransmissionsnet, hvorimod havmølleparker ved Horns Rev vil kræve forstærkning

af 400 kV-forbindelserne i Midt- og Østjylland samt 150 kV-nettet i Vestjylland.

47

Forstærkning af sundkrydsninger ved Guldborgsund og Masnedsund.

93


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Særligt kritisk er nettilslutningen af op til 5 fremtidige havmølleparker ved Horns Rev, foruden

den besluttede Horns Rev 2. Med den aktuelle netstruktur vil udfald af 400 kV T-afgreningen ved

Revsing ville medføre udfald af op til 1.200 MW vindkraft, der momentant skal importeres via

Tysklandsforbindelsen. En så stor effektreserve (momentanreserve) – ca. dobbelt så stor som i

dag – vurderes som både teknisk og økonomisk uacceptabel.

Problemstillingen omkring overbelastning af 400 kV-nettet samt størrelsen af momentanreserven

kan i nogen grad reduceres ved at anvende et HVDC VSC-kabel og flytte netttilslutningspunktet

for parkerne på tværs af Jylland til Landerupgård ved Kolding. Det udestår at vurdere, om dette

er teknisk, driftsmæssigt og forsyningssikkerhedsmæssigt hensigtsmæssigt – specielt hvad angår

offshoreanlægget, er der begrænsede erfaringer med HVDC VSC-jævnstrømsteknologien. Nettilslutning

af havmølleparker i 400 kV-station Landerupgård kræver, at ilandføringsanlægget

etableres som jævnstrømsforbindelser på grund af de lange kabelforbindelser. Etablering af en

jævnstrømsforbindelse vil øge nettilslutningsomkostningerne betydeligt.

150 kV-nettet i Vestjylland er vigtigt af hensyn til forsyningssikkerheden i området samt i forbindelse

med opsamling af betydelige mængder decentral produktion. Desuden indgår de vestjyske

150 kV-forbindelser i forbindelse med udnyttelsen af udvekslingskapaciteten via samarbejdsforbindelserne

til nabo-områderne. I denne sammenhæng kan der opstå overbelastning ved udfald

af den vitale 400 kV-forbindelse gennem Midtjylland, hvormed 150 kV-forbindelserne i Vestjylland

skal overføre en betydelig andel af effekttransporten mellem Norden og Kontinentet. 150

kV-nettet i Vestjylland vil ikke kunne aflastes tilstrækkeligt ved at flytte nettilslutningspunktet for

havmølleparker til 400 kV-station Landerupgård. Disse 150 kV-forbindelser vil kræve forstærkning,

fx med anvendelse af højtemperaturledere.

De udførte analyser af effekt- og energibalancerne ved øget integration af vindkraft uden samtidig

udbygning af udvekslingskapaciteten viser et betydeligt kritisk eloverløb og dermed ubalance

i systemet, som skal kompenseres ved brug af andre virkemidler.

1.3.2 Nøgletal – analyseresultater

En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 28.

Opstillingen er opstillet relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med

luftledninger efter de gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af netudbygningsmodel 2). Et negativt

beløb angiver således en omkostning, der undgås ved valg af denne model set i forhold til

referencen.

94


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Samfundsøkonomi

Ramme 0:

Eksisterende udlandsforbindelser

+ SB1

Ramme 1:

Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500

Omkostninger i alt

(for perioden 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010)

Mia. kr.

2010

Mia. kr.

Investering 400 kV i 2025 -2,0 -2,2

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 1,0 1,1

Investering 132 kV og 150 kV -0,1 -0,2

Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 0,0 0,1

2010

Drift og vedligehold -0,02 -0,02

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning 48 1,0 5,6

Samlet samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvridningstab

0,0 4,4

Effekt af forvridningstab 0,0 0,0

Samlet samfundsøkonomisk omkostning for periode 2010-

2025 tilbagediskonteret til 2010 0,0 4,4

Samlet investering (ikke tilbagediskonteret)

Samlet investering i 2025 0,0 0,0

Samlet investering i 2030 0,0 0,0

Tabel 28 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel 1 – ingen netudbygning.

En væsentlig omkostning ved denne model er et markedstab som følge af begrænsninger i det

interne (indenlandske) transmissionsnet. Denne udbygningsmodel vil medføre, at en del af vindkraftproduktionen

i spidslastperioder ikke vil kunne indfødes i nettet.

De samlede omkostninger for denne model er på niveau med referencen, hvis udlandsforbindelserne

ikke udvides. Der forudsættes alene etablering af Storebæltsforbindelsen (pol 1). Hvis der

derimod foretages en udbygning af udlandsforbindelserne med Skagerrak 4, en udvidet overføringskapacitet

på den jysk-tyske grænse og Storebælt (pol 2), har denne model et meget højt

omkostningsniveau, og den vil ikke være økonomisk attraktiv.

1.3.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 1

Fordele ved modellen:

• Lave anlægsomkostninger til transmissionsnet.

• Ingen udfordringer i forbindelse med myndighedsbehandling.

Udfordringer/barrierer ved modellen:

• Ringe mulighed for markedsmæssigt samspil med udlandet ved ramme 0.

• Store samfundsøkonomiske omkostninger ved ramme 1 på grund af markedsmæssige begrænsninger

og nødvendig reduktion af havmølleproduktion.

• Kritisk eloverløb vil kræve brug af andre virkemidler, og det kan i perioder være nødvendigt

at stoppe vindmølleparkerne.

• Ingen forbedring af visuelt miljø.

48 Der er ved denne markedsvurdering ikke indregnet effekt af opgradering med højtemperaturledere. Det beregnede

markedstab er behæftet med forholdsvis stor usikkerhed og kan være lavere. Tallet er væsentligt afhængigt af de anvendte

forudsætninger om prisforskel mellem Norden og Kontinentet.

95


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

• Snæver, ikke robust og ikke langsigtet løsning. Løsningen er ikke umiddelbart sammenlignelig

med de øvrige alternativer.

• Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

1.3.4 Teknisk realiserbarhed

Eksisterende luftledninger kan i mange tilfælde opgraderes til at kunne overføre mere effekt. Det

er en velkendt metode, og modellens tekniske realiserbarhed vurderes som høj. Generelt vurderes

opgradering af eksisterende ledninger som en velegnet løsning for ledninger, hvor der kan

påvises moderat overbelastning, og hvor ledningens tabstid er lav eller moderat. Dermed kan

overbelastninger af begrænset varighed effektivt elimineres, uden at det medfører betydeligt

øgede samlede nettab. Øget effektoverføring via opgraderede ledninger giver dog generelt større

aktive tab samt behov for større reaktive ressourcer.

Opgradering af eksisterende ledninger vil ofte kunne udskyde etablering af nye ledninger i en

række år. I andre tilfælde vil netforstærkningsbehovet være så stort, at det ikke er muligt at

eliminere eventuelle flaskehalse gennem opgradering af eksisterende ledninger, hvorfor der alligevel

vil være behov for at etablere nye forbindelser.

1.4 Model 2: Nye 400 kV-luftledninger i nye tracéer

Figur 36 Netudbygningsmodel 2 – nye 400 kV-forbindelser i nye tracéer.

I denne model udbygges højspændingsnettet i overensstemmelse med de nugældende retningslinjer

for udbygning med kabler og luftledninger. Det vil sige, at der sker udbygning med 400 kVluftledninger

i nye tracéer (men i eksisterende arealreservationer).

96


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

I denne version af modellen forudsættes ikke kabellægning af det eksisterende 132 kV- og 150

kV-net. Nye 132 kV- og 150 kV-forbindelser etableres som jordkabler.

Overbelastninger af nettet søges elimineret gennem etablering af nye forbindelser kombineret

med sanering og opgradering af eksisterende luftledninger.

Modellen kan betragtes som en ”business as usual” model, hvor udviklingen er fremskrevet med

et uændret administrationsgrundlag.

Ved de udførte netundersøgelser etableres successivt følgende nye anlæg:

Sjælland:

• Den planlagte nordlige 400 kV-ringforbindelse mellem Asnæsværket og Kyndbyværket

• En 400 kV Øresundsring (Glentegård forbi Amagerværket til Barsebäck)

• En 400 kV Københavnsring (Glentegård-Amagerværket-H.C. Ørsted Værket).

Jylland/Fyn:

• Forstærkning af Tysklandsforbindelsen, herunder afvikling af 220 kV-forbindelserne fra

Kassø/Ensted og sydpå.

• Ombygning af den eksisterende 400 kV-forbindelse mellem Kassø og Revsing til to systemer.

• Etablering af en kombineret 400/150 kV-luftledningsforbindelse mellem Endrup og Idomlund

(Vestkystforbindelsen).

• Etablering af en 400 kV-koblingsstation ved Revsing, hvorfra der afgår forbindelser mod

Endrup, Askær og Kassø (to systemer for sidstnævnte).

• Etablering af en 400 kV-tværforbindelse mellem Landerupgård og Revsing.

1.4.1 Netundersøgelser

Der er gennemført en række netanalyser for udbygningsmodellen. Resultater og overvejelser i

forbindelse med disse analyser er gennemgået nedenfor for henholdsvis Øst- og Vestdanmark.

Østdanmark

Behovet for forstærkning af 132 kV-nettet på Sydsjælland og Lolland/Falster – ud over hvad der

allerede er planlagt i forbindelse med tilslutningen af Rødsand 2 – er primært afledt af vindkraften

i området. Disse forventes at kunne udføres ved opgradering af de nødvendige 132 kVforbindelser

ved anvendelse af højtemperaturledere.

Ved udfald af ét af de parallelle Øresundskabler opstår der overbelastning af 400 kV- og 132 kVforbindelserne

til Sverige. Øresundskablerne er dimensioneret for det nuværende udvekslingsbehov,

hvor der i tilfælde af overbelastning af 400 kV- og 132 kV-forbindelserne skal ske hurtig

aflastning af de øvrige intakte søkabler. Denne driftsstrategi påvirker markedsfunktionen samt

stiller krav til opretholdelse af effektreserver på Sjælland.

Den korte restlevetid og den generelle tilstand for 132 kV-forbindelserne til Sverige gør det nødvendigt

at overveje alternativer til 132 kV-kablerne, fx i form af et 400 kV-kabel mellem København

og Malmø-området (fx Barsebäck). Denne løsning er undersøgt og fundet hensigtsmæssig.

En 400 kV-forbindelse mellem Amagerværket og Barsebäck vil medføre en betydelig forbedring

af forsyningssikkerheden for hovedstadsområdet. Den vil desuden give bedre udnyttelse af kraftværkskapaciteten

i København og øge driftsfleksibiliteten i forbindelse med afbrydelseskrævende

drifts- og vedligeholdelsesarbejder.

97


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Vestdanmark

Produktionsbidraget fra havmølleparkerne ved Horns Rev og den øvrige produktion i Vestjylland

overstiger i størstedelen af tiden forbruget i lokalområdet. Der er lokalt set en overskydende

elektrisk effekt, som skal benyttes i de store forbrugscentre mod nord og langs den jyske østkyst.

Effekten skal altså transporteres på tværs af Jylland og mod nord.

Det er således koncentrationen af havmøller ved Horns Rev, kombineret med udveksling med

nabolandene, som skaber behovet for forstærkning og udbygning af transmissionsnettet i Jylland.

Det overordnede billede er, at det primært er vindkraften, der medfører overbelastninger i østvestgående

retning. I nord-sydgående retning er det, ud over vindkraften, også udvekslingen af

effekt via forbindelserne til nabolandene, som forårsager overbelastninger i nettet.

I forhold til model 1 (ingen netudbygning) forstærkes problemstillingen med overbelastning af

400 kV- og 150 kV-nettet, idet den udbyggede udvekslingskapacitet via samarbejdsforbindelserne

mod Norden og Kontinentet (rammebetingelse 1) kombineret med indfødning af vindkraft fra

havmøller ved Horns Rev forøger det nord- og sydgående effekttransporter gennem eltransmissionsnettet.

Dermed øges omfanget af overbelastning (hyppighed og amplitude). Desuden medfører

den forudsatte udbygning af udvekslingskapaciteten via Storebæltsforbindelsen en betydelig

forøgelse af overbelastningen af 400 kV-nettet i Østjylland – særligt kritisk er strækningen mellem

Kassø og Landerupgård.

For 400 kV-forbindelsen gennem Midtjylland beregnes der ved n-1 49 situationer overbelastning på

op til 160 pct. af luftledningens nominelle overføringsevne. Der påvises også overbelastning ved

intakt net.

For 150 kV i Vestjylland nettet viser beregningerne kritisk overbelastning. Overbelastningerne

opstår ved udfald af den vitale 400 kV-forbindelse gennem Midtjylland, hvormed 150 kVforbindelserne

i Vestjylland skal overføre en betydelig andel af effekttransporten mellem Norden

og Kontinentet. Den lokale produktion (decentral/central) påvirker også belastningsforholdene.

Det skal bemærkes, at situationerne med overbelastninger i det omfang, som er beskrevet ovenfor,

aldrig vil kunne forekomme i praksis. Der vil blive sat ind med modforanstaltninger, før de

finder sted. Overbelastningerne har et omfang, som eltransmissionsnettet fysisk ikke kan bære –

der vil være stor risiko for systemnedbrud samt permanente skader på ledninger og øvrige anlæg.

Det kan konstateres, at overbelastningen af de vitale 400 kV-forbindelser gennem Midtjylland og

Østjylland kun kan undgås ved udbygning af 400 kV-nettet i form af en tredje 400 kV-forbindelse

i nord-sydgående retning. I denne model 2 foreslås dette løst ved en 400 kV-ringforbindelse

(Kassø-Revsing-Endrup-Idomlund). Der opstår også et behov for etablering af en 400 kVforbindelse

mellem Revsing og Landerupgård, som sikrer en tæt elektrisk forbindelse mellem 400

kV-stationerne Endrup og Landerupgård. Dermed kan produktionsbidraget fra havmølleparker

ved Horns Rev effektivt overføres til de store forbrugscentre langs den jyske østkyst samt mod

Sjælland via Storebæltsforbindelsen. Endeligt kan det blive nødvendigt med opgradering 50 af 400

kV-luftledningsforbindelserne mellem Kassø og Tjele og mellem Kassø og Landerupgård.

49 Eltransmissionsnettet dimensioneres og drives efter det såkaldte n-1 (n minus en) princip, der betyder, at driften af

elsystemet skal kunne opretholdes ved et udfald af en vilkårlig netkomponent (ledning, transformer eller generator).

50 Opgradering af eksisterende luftledninger betyder, at luftledningens overføringsevne forøges fx ved at anvende højtemperaturledere,

der tåler en højere strøm gennem lederen. Opgradering af luftledninger kan anvendes som kortsigtede tiltag

og bør kun anvendes på forbindelser, hvor der kan opstå begrænset overbelastning med en begrænset hyppighed.

98


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Ved etablering af den forudsatte kombinerede 400/150 kV-luftledningsforbindelse i Vestjylland

mellem 400 kV-stationerne Endrup og Idomlund afhjælpes hovedparten af overbelastningerne af

150 kV-nettet i Vestjylland. For de resterende 150 kV-forbindelser kan overbelastning elimineres

ved opgradering 50 .

1.4.2 Nøgletal – analyseresultater

Udbygningen med luftledninger efter de eksisterende retningslinjer (model 2) udgør en reference

for vurderingen af de alternative udbygningsmodeller. De samfundsøkonomiske omkostninger for

de øvrige modeller opstilles i forhold til denne reference, der således pr. definition vil have nulomkostninger

for de enkelte delposter. Det er derfor valgt at vise nærværende model, som er

referencemodel, med de reelle omkostninger, som udvidelsen med luftledninger har.

En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 29.

Samfundsøkonomi

Ramme 0:

Eksisterende

udlandsforbindelser

+ Storebælt 1

Ramme 1:

Ramme 0 +

SK4+SB2+D250

0

Omkostninger i alt

(for perioden 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010)

Mia. kr.

2010

Mia. kr.

Investering 400 kV i 2025 2,0 2,2

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 -1,0 -1,1

Investering 132 kV og150 kV 0,1 0,2

Restlevetidsværdi 132 kV og150 kV i 2025 0,0 -0,1

Drift og vedligehold 0,02 0,02

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning 51 0,0 0,0

Samlet samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvridningstab

1,0 1,2

Effekt af forvridningstab 0,0 0,0

Samlet samfundsøkonomisk omkostning for periode 2010-

2025 tilbagediskonteret til 2010 1,0 1,2

2010

Samlet investering (ikke tilbagediskonteret)

Samlet investering i 2025 2,5 2,7

Samlet investering i 2030 2,5 2,7

Tabel 29 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel.

Den væsentligste omkostning for denne model er investering i nye 400 kV-luftledninger.

Udbygning af den interne kapacitet, sådan at den modsvarer udbygning af udlandsforbindelserne,

kræver en relativt begrænset merinvestering. Det skyldes primært, at kapaciteten i luftledningerne

er relativt "rummelige".

Ud fra en tabsmæssig betragtning bør opgradering kun foretages for forbindelser med en lav benyttelsestid, da øget effektoverføring

vil medføre øgede overføringstab.

51 Udbygningen foretages, så markedstab som følge af interne netbegrænsninger begrænses til et minimum. Med udbygningen

vil der under normale driftsforhold kun være meget begrænsede markedstab som følge af interne netbegrænsninger.

Der er set bort fra markedstab ved revision og særlige driftsforhold i denne relative sammenligning mellem

udbygningsmodellerne.

99


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1.4.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 2

Fordele ved modellen:

• Lave samfundsøkonomiske omkostninger i forhold til kabelløsninger.

• Rummelig og fleksibel løsning i forhold til fremtidig markedsbetjening og udbygning med

vedvarende energi.

• Baseret på velkendt teknologi.

• Påvirker kun i begrænset omfang driften af de eksisterende forbindelser i etableringsfasen.

Udfordringer/barrierer ved modellen:

• Visuelle gener ved nye 400 kV-luftledninger i nye tracéer.

• Andre miljøgener ved luftledningsanlæg, se rapportens afsnit 5.

• Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

• Omfattende og langvarig myndighedsbehandling.

1.4.4 Teknisk realiserbarhed

Udbygning med luftledninger i nye tracéer er en velkendt teknologi og metode. Modellens tekniske

realiserbarhed vurderes som høj. De eksisterende ledninger kan holdes i drift, mens den nye

ledning etableres. Det er derfor også driftmæssigt en sikker udbygningsmetode.

Yderligere reduktion af den visuelle påvirkning kan ske ved at gå over til at anvende master i et

mere enkelt og tidssvarende design. Højden af masten kan reduceres væsentligt i forhold til de

tidligere anvendte gittermaster. Se rapportens afsnit 7.8.

100


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1.5 Model 3: Nye 400 kV-forbindelser ved eksisterende tracéer

Figur 37 Netudbygningsmodel 3 – nye 400 kV-forbindelser ved eksisterende tracéer.

I denne model udbygges højspændingsnettet, ligesom i model 2, i overensstemmelse med de

gældende retningslinjer for udbygning med kabler og luftledninger. Men i stedet for at anvende

nyt tracé bruges eksisterende tracéer. Det vil sige, der udbygges kun, hvor der allerede i dag

findes luftledninger. Disse erstattes enten af nye eller opgraderes til et højere spændingsniveau

eller flere systemer på samme masterække.

Konkret er forskellen mellem denne model og model 2, at der etableres en tosystemsmasterække

ved eksisterende tracé gennem Midtjylland frem for en masterække i nyt tracé langs den jyske

vestkyst.

Som i model 2 sker der ikke i denne version af modellen kabellægning på 132 kV- og 150 kVniveau.

Ved de udførte netundersøgelser etableres successivt følgende nye anlæg:

Sjælland:

• Den planlagte nordlige 400 kV-ringforbindelse mellem Asnæsværket og Kyndbyværket

• En 400 kV Øresundsring (Glentegård forbi Amagerværket til Barsebäck)

• En 400 kV-ring i København (Glentegård-Amagerværket-H.C. Østed Værket).

101


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Jylland/Fyn:

• Forstærkning af Tysklandsforbindelsen, herunder afvikling af 220 kV-forbindelserne fra

Kassø/Ensted og sydpå.

• Ombygning af eksisterende 400 kV-forbindelse mellem Kassø og Revsing til to systemer.

• Etablering af to 400 kV-systemer gennem Midtjylland – på ny masterække ved eksisterende

tracé.

• Etablering af tosidet forsyning af stationerne Endrup og Idomlund ved udnyttelse af de eksisterende

Donaumasterækker.

• Etablering af en 400 kV-tværforbindelse mellem Landerupgård og Revsing.

1.5.1 Netundersøgelser

Der er gennemført en række netanalyser for udbygningsmodellen.

Da modellen i vid udstrækning er identisk med model 2 – Nye 400 kV-luftledninger i nye tracéer

– er alene forskelle i vurderinger og resultater beskrevet for nærværende model. Vedrørende

øvrige resultater og overvejelser i forbindelse med disse analyser henvises til beskrivelsen af

model 2.

Østdanmark

Der henvises til beskrivelsen for udbygningsmodel 2.

Vestdanmark

Det kan konstateres, at de beskrevne overbelastninger af de vitale 400 kV-forbindelser gennem

Midtjylland og Østjylland kun kan elimineres ved udbygning af 400 kV-nettet i form af en tredje

400 kV-forbindelse i nord-sydgående retning. I denne model 3 foreslås dette løst ved en ringforbindelse

(Kassø-Revsing-Askær-Tjele).

Ved ombygning af den eksisterende 400 kV-luftledning mellem Kassø og Tjele til en tosystemsledning

opnås en tilfredsstillende aflastning af 150 kV-nettet i Vestjylland, der dog kræver

supplerende opgradering, fx med højtemperaturledere.

I forhold til udbygningsmodellen med nye 400 kV-luftledninger i nye tracéer indeholder denne

udbygningsmodel en række udfordringer i relation til etableringsfasen samt den efterfølgende

driftsmæssige afhængighed af den forudsatte 400 kV-tosystemsledning gennem Midtjylland.

Det har afgørende indflydelse på etableringstiden og omkostningerne forbundet med udetid for

den nuværende 400 kV-forbindelse, hvorvidt den nye masterække placeres præcist i samme

tracé, eller om tracéet mere fleksibelt kan flyttes lidt. Ofte vil de miljømæssige fordele ved justeringer

af tracéet være betydelige.

Ved at etablere en tosystemsledning indbygges en større afhængighed samt sårbarhed i forhold

til udbygningsmodel 2 med en ny 400 kV-luftledning i Vestjylland. Ud fra en beredskabsmæssig

betragtning er denne udbygningsmodel 3 således ringere i forhold til alternativet med en vestlig

400 kV-forbindelse.

1.5.2 Nøgletal – analyseresultater

En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 30.

Opstillingen er opstillet relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med

luftledninger efter de gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af netudbygningsmodel 2). Et negativt

beløb angiver således en omkostning, der undgås ved valg af denne model set i forhold til

referencen.

102


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Samfundsøkonomi

Ramme 1:

Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500

Omkostninger i alt

(for perioden 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010)

Mia. kr.

2010

Investering 400 kV i 2025 1,0

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 -0,5

Investering 132 kV og 150 kV 0,0

Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 0,0

Drift og vedligehold 0,01

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning 0,0

Samlet samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvridningstab

0,5

Effekt af forvridningstab 0,1

Samlet samfundsøkonomisk omkostning for periode 2010-

2025 tilbagediskonteret til 2010 0,6

Samlet investering (ikke tilbagediskonteret)

Samlet investering i 2025 4,0

Samlet investering i 2030 4,0

Tabel 30 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel 3. De samfundsøkonomiske omkostninger

er præsenteret relativt set i forhold til en reference, hvor der udbygges i

henhold til eksisterende retningslinjer, jf. model 2.

1.5.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 3

Fordele ved modellen:

• Lave samfundsøkonomiske omkostninger i forhold til kabelløsninger.

• Rummelig og fleksibel løsning i forhold til fremtidig markedsbetjening og udbygning med

vedvarende energi.

• Udnyttelse af eksisterende tracéer betyder, at det visuelle miljø ikke forringes i nye områder

og for nye lodsejere.

• Baseret på velkendt teknologi.

Udfordringer/barrierer ved modellen:

• Kræver omfattende og præcis planlægning i etableringsfasen af hensyn til opretholdelse af

driften i eksisterende anlæg.

• Begrænsninger i markedsfunktion og udnyttelse af VE i ombygningsperioden.

• Beredskabsmæssigt mere sårbar end model 2, idet der samles flere 400 kV-systemer på

samme masterække.

• Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

1.5.4 Realiserbarhed

Etablering af nye 400 kV-luftledninger i eksisterende tracéer betyder, at den eksisterende ledning,

der skal erstattes, skal udkobles i perioder under bygning af den nye ledning. Selv om der

indføres særlige restriktioner under arbejdets udførelse, kan det ikke undgås, at den eksisterende

ledning skal udkobles i længere perioder ad gangen. Det medfører en svækkelse af elnettet i

byggeperioden. Ligeledes vil udkobling af eksisterende ledninger kunne betyde betydelige begrænsninger

i eltransmissionsnettets overføringskapacitet, og det vil dermed kunne begrænse

103


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

mulighederne for at udnytte samarbejdsforbindelserne til nabo-områderne samt de centrale

kraftværker. Selve teknologien er velkendt, og den tekniske realiserbarhed vurderes som høj.

Når der tales om luftledninger i eksisterende tracéer, menes der, at ledningen forløber i samme

tracébælte. Det vil kun være muligt i særlige tilfælde at udnytte de eksisterende fundamenter. Fx

er 400 kV-ledningen op gennem Midtjylland bygget med master, der kræver to fundamenter. De

fleste nyere master kræver ét fundament. Fundamentstørrelsen vil også ofte afvige fra det, der

er behov for i dag.

1.6 Model 4: Nye 400 kV-kabler på land

Figur 38 Netudbygningsmodel 4 – nye 400 kV-kabler på land.

Denne udbygningsmodel omfatter etablering af fremtidige 400 kV-forbindelser som 400 kV ACkabler

samt fuldstændig kabellægning af alle eksisterende 132 kV- og 150 kV-forbindelser.

De eksisterende 400 kV-luftledninger forudsættes bevaret.

En strategi med fuldstændig kabellægning af 132 kV- og 150 kV-transmissionsnettet vil stille

øgede og ændrede krav til 400 kV-nettet. Derudover forudsætter et rent kabelnet på 132 kV- og

150 kV-niveau en anderledes netstruktur end den eksisterende luftledningsstruktur, da overføringsevnen

for 132 kV- og 150 kV-nettet skal tilpasses fordelingsformål i stedet for transmissionsformål.

104


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

I denne udbygningsmodel forudsættes ringstrukturer i 132 kV- og 150 kV-nettet, som tilsluttes

relevante 400 kV-knudepunkter. Ved valg af denne struktur sikres 132 kV- og 150 kV-nettet mod

at skulle indgå i de overordnede effekttransporter, der efterfølgende varetages af 400 kV-nettet.

Det kræver en større overføringsevne for 400 kV-nettet, som dermed alene skal varetage opgaven

som transitkanal. Derudover skal 400 kV-nettet varetage transmissionsnettets opgave som

nettilslutningspunkt for produktionsenheder og udlandsforbindelser samt sikre den nødvendige

distribution af elektrisk effekt mellem de enkelte netregioner.

132 kV- og 150 kV-ringstrukturen etableres med fuld stationsreserve, idet der etableres mindst

to 400/132-150 kV-transformere, for at sikre fuld redundans. Ligeledes etableres minimum tosidet

forsyning af hver 132 kV- og 150 kV-station. For knudepunkter med et maksimalforbrug

større end 100 MW tilstræbes tre-sidet forsyning af hensyn til den lokale forsyningssikkerhed.

Mellem 132 kV- og 150 kV-ringene er der enkelte steder etableret reserveforbindelser for at kunne

nødforsyne 52 stationerne i en 132 kV- eller 150 kV-ring ved udfald af 400 kV-forbindelser

samt ved regionale driftsforstyrrelser. Endvidere kan reserveforbindelserne benyttes til at opretholde

forsyningen af de enkelte 132 kV- og 150 kV-ringe i forbindelse med revisioner i 400 kVnettet

og 132 kV- og 150 kV-forbindelserne i de enkelte ringe.

Ved de gennemførte netundersøgelser analyseres kun udbygningsbehovet for 400 kV-nettet, idet

planlægning af hvert enkelt 132 kV- og 150 kV-ringnet kræver indgående kendskab til lokale

forhold. Disse forhold vil først kunne kortlægges og inddrages i forbindelse med en konkret planlægningsfase.

For de eksisterende 132 kV- og 150 kV-stationer er belastninger samt decentral produktion m.m.

modelleret som aggregerede størrelser. De resulterende belastninger og produktioner er ved

etablering af 132 kV- og 150 kV-ringstrukturer tilsluttet det nærmeste 400/132-150 kVindfødningspunkt.

Eftersom den nuværende netreserve i 132 kV- og 150 kV-nettet afvikles, skal der af hensyn til

den samlede forsyningssikkerhed etableres minimum to-sidet 400 kV-forsyning af de enkelte 400

kV-stationer. For vitale 400 kV-knudepunkter kan det være nødvendigt med tre-sidet forsyning.

1.6.1 Netundersøgelser

Østdanmark

Den geografiske placering af centrale produktionsanlæg, forbrugscentre samt placeringen af nettilslutningspunkterne

for samarbejdsforbindelserne til nabo-områderne på Sjælland bevirker, at

132 kV-nettet på Sydsjælland og Lolland/Falster ikke indgår i de primære effekttransporter på

Sjælland. 132 kV-nettet i dette område har karakter af regionalt fordelingsnet samt opsamlingsnet

for decentral produktion.

Ved kabellægning af 132 kV-nettet på Sydsjælland og på Lolland/Falster bør det overvejes at

drive dette netområde som et sammenhængende 132 kV-maskenet bestående af én eller flere

sammenkoblede 132 kV-ringe. Denne netstruktur skal dimensioneres til at kunne forsyne området

samt optage den decentrale produktion.

På grund af havmølleparkerne ved Rødsand samt den landbaserede vindkraft på Sydsjælland bør

der foretages en nærmere analyse af behovet for en 400 kV-radialforbindelse mellem et 400 kVknudepunkt

på Midtsjælland (fx Bjæverskov) og et nyt 400 kV-knudepunkt på Sydsjælland (fx

52 Ved nødforsyning skal det aktuelle områdes forbrug kunne dækkes. Hvis størrelsen af den decentrale produktion overstiger

det maksimale forbrug, oprettes der ikke fuld reserve for denne produktion.

105


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Radsted). Denne 400 kV-forbindelse vil effektivt kunne bortlede det lokale produktionsoverskud

mod de store forbrugscentre i hovedstadsområdet og dermed reducere udbygningsbehovet for

132 kV-nettet.

400 kV-nettet på Sjælland består p.t. af en 400 kV-tosystemsledning med flere afgreningspunkter.

Som en konsekvens af den manglende ringstruktur i 400 kV-nettet er det nødvendigt at

etablere en række 400 kV-forbindelser, hvormed der opnås den nødvendige formaskningsgrad,

som muliggør etablering af ringstrukturer i 132 kV-nettet

Ud fra disse hensyn etableres som udgangspunkt et 400 kV-kabel mellem Asnæsværket og

Kyndbyværket. Samtidig med dette omlægges den eksisterende 132 kV-luftledningsforbindelse 53

fra Hovegård til Kyndbyværket til 400 kV-drift.

For at opnå to-sidet 400 kV-forsyning i hovedstadsområdet (stationerne Avedøreværket, H.C.

Ørsted Værket og Glentegård) er det nødvendigt med en 400 kV-ringforbindelse i København

(Københavnerringen). Denne ringforbindelse etableres som et 400 kV-kabel fra station Glentegård

via Amagerværket til H.C. Ørsted Værket.

I erkendelse af restlevetiden og den generelle tilstand for 132 kV-forbindelserne til Sverige er det

nødvendigt, at der undersøges alternativer til 132 kV-kablerne, fx i form af et 400 kV-kabel mellem

København og Malmø-området, fx Barsebäck. Denne løsning er undersøgt og fundet hensigtsmæssig

som en fremtidig erstatning for 132 kV-Øresundskablerne. En 400 kV-forbindelse

mellem Amagerværket og Barsebäck vil medføre en betydelig forbedring af forsyningssikkerheden

for hovedstadsområdet samt give bedre udnyttelse af kraftværkskapaciteten i København, fx

ved udbygning på Amagerværket. Ligeledes vil dette 400 kV-kabel øge driftsfleksibiliteten i forbindelse

med afbrydelseskrævende drifts- og vedligeholdelsesarbejder på den vitale 400 kVdobbeltledning

på Sjælland mellem Hovegård og Söderåsen i Sverige.

Vestdanmark

Med udgangspunkt i det eksisterende 400 kV-net skal der af hensyn til forsyningssikkerheden

samt krav til den samlede overføringskapacitet i transmissionsnettet, som udgangspunkt etableres

to-sidet forsyning af de to 400 kV-stationer Endrup og Idomlund, eftersom disse for nuværende

kun har en-sidet 400 kV-forsyning. Med denne 400 kV-forbindelse etableres en tredje 400

kV-ringforbindelse i Jylland (Vestkystforbindelsen).

Den nuværende 400 kV T-afgrening ved Revsing forudsættes afviklet, idet der ved Revsing (Vejen)

etableres en 400 kV-koblingsstation.

Foruden Vestkystforbindelsen skal der i Jylland udbygges med 400 kV-kabelforbindelser mellem

Endrup og Kassø, mellem Landerupgård og Revsing, mellem Kassø og Landerupgård samt mellem

Tjele og Trige.

1.6.2 Nøgletal – analyseresultater

En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 31.

Opstillingen er opstillet relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med

luftledninger efter de gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af netudbygningsmodel 2).

53 Luftledningen er oprindelig bygget for 400 kV, men drevet ved 132 kV. Omlægningen medfører ikke visuelle ændringer af

masterækken.

106


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Samfundsøkonomi

Ramme 0:

Eksisterende

udlandsforbindel

ser + Storebælt

1

Ramme 1:

Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500

Omkostninger i alt

(for perioden 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010)

Mio. kr.

Investering 400 kV i 2025 2,9 5,0

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 -1,0 -1,8

Investering 132 kV og 150 kV 5,9 5,8

Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 -3,4 -3,4

2010

Drift og vedligehold -0,06 -0,06

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning 0,0 0,0

Samlet samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvridningstab

4,3 5,5

Effekt af forvridningstab 0,9 1,1

Samlet samfundsøkonomisk omkostning for periode 2010-

2025 tilbagediskonteret til 2010 5,2 6,6

Samlet investering (ikke tilbagediskonteret)

Samlet investering i 2025 13,9 16,4

Samlet investering i 2030 17,0 19,6

Tabel 31 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel. De samfundsøkonomiske omkostninger

er præsenteret relativt i forhold til en reference, hvor der udbygges i henhold til

eksisterende retningslinjer, jf. model 2.

Som det fremgår, er udbygningen af den nødvendige 400 kV-transmission i kabel væsentlig dyrere

ved udvidelsen af udlandsforbindelser (rammebetingelse 1). Det skyldes primært, at udbygningen

af 400 kV-nettet skal være kraftigere, men også at den skal ske tidligere i forløbet.

1.6.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 4

Fordele ved modellen:

• Forbedring af visuelt miljø: Ingen nye 400 kV-luftledninger og gradvis fjernelse af luftledninger

på 132 kV- og 150 kV-niveau.

• Der kan "ryddes op" i uhensigtsmæssigheder i det eksisterende luftledningssystem ved, at

de historiske bindinger på 132 kV- og 150 kV-niveau fjernes.

• Modellen er en mulig fase 1 i en senere total kabellægning af hele 400 kV-nettet – model 8.

Udfordringer/barrierer ved modellen:

• Høje samfundsøkonomiske omkostninger og høje anlægsomkostninger i forhold til luftledningsløsninger.

• Lange vekselstrømskabler i 400 kV-nettet er ikke afprøvet i praksis.

• Kabel på kabelproblematikken. Ét kabel kan indpasses, men flere kabler skaber yderligere

kompleksitet i systemet. Behovet for omfattende og komplekse systemanalyser kan forsinke

udbygningen af eltransmissionsnettet.

• Kabler kan have lang udetid ved kabelfejl. Dette stiller øgede krav til "formaskningen" af 400

kV-nettet samt øgede krav til netreserverne i 132 kV- og 150 kV-nettet.

• Høj miljøbelastning i anlægsfasen ved kabler og kabelstationer.

• Støj og visuelle gener ved stationerne.

• Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

107


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1.6.4 Teknisk realiserbarhed

De teknologiske løsninger, som vil skulle tages i anvendelse ved denne model, er ikke afprøvet i

det omfang, som de forudsættes anvendt her. Udbygningsmodellen er derfor risikobetonet, og

modellens tekniske realiserbarhed vurderes som mellem.

Levering af 400 kV-kabler

Der er i dag kun få leverandører af 400 kV-kabler. Kontrakter med leverandører skal derfor indgås

flere år i forvejen, så der er sikkerhed for, at kablerne kan leveres.

En markedsundersøgelse vedrørende produktionskapacitet og efterspørgsel for højspændingskabler

viser, at den totale årlige produktionskapacitet for 400 kV-kabler pt. svarer til 100 km 400

kV-kabel. Skal der anlægges en 100 km lang 400 kV-kabelforbindelse, betyder det, at Danmark

lægger beslag på den samlede produktionskapacitet i Europa. Det er ikke realistisk. Derfor vurderes

det, at det vil blive nødvendigt at strække produktionen over flere år. Det vurderes, at det

tager 2-3 år at få igangsat en ny produktionslinje for avancerede højspændingskabler.

System- og komponentmæssige udfordringer

Indførelse af lange 400 kV-vekselstrømskabler i elsystemet medfører risiko for overspændinger,

som dels kan være ødelæggende for komponenterne (kabler, transformere, reaktorer), dels kan

udgøre en risiko for det samlede system. Optræder der lange kabler i 400 kV-nettet, skal der

gennemføres detaljerede analyser af forholdene hver gang, der sker en større ændring (fx etablering

af et nyt kabelanlæg).

Der er risiko for, at der vil optræde spændingssvingninger med frekvenser, der under specielle

forhold kan blive lig med nettets egenfrekvens. Det kan medføre ustabilitet i det samlede elsystem.

Det skal undersøges, hvorvidt sådanne forhold vil indtræffe, og det skal undersøges,

hvilke modforholdsregler der i givet fald kan træffes.

Se i øvrigt afsnit 4.1 i rapporten.

108


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1.7 Model 5: Jævnstrømsforbindelser i 400 kV-nettet

Figur 39 Netudbygningsmodel 5 – jævnstrømsforbindelser i 400 kV-nettet.

Som et alternativ til udbygning med 400 kV-vekselstrømsforbindelser undersøges i denne model

mulighederne for at anvende jævnstrømsforbindelser (HVDC VSC) i det interne transmissionsnet.

Jævnstrømsforbindelserne vil i givet fald skulle etableres som kabelforbindelser.

De eksisterende 400 kV-luftledninger er forudsat bevaret.

I denne udbygningsmodellen forudsættes fuldstændig kabellægning af 132 kV- og 150 kVtransmissionsnettet,

hvilket stiller øgede og ændrede krav til 400 kV-nettet. Derudover forudsætter

et rent kabelnet på 132 kV- og 150 kV-niveau en anderledes netstruktur end den eksisterende

luftledningsstruktur, da overføringsevnen for 132 kV- og 150 kV-nettet skal tilpasses fordelingsformål

i stedet for transmissionsformål.

I denne udbygningsmodel forudsættes ringstrukturer i 132 kV- og 150 kV-nettet, som tilsluttes

relevante 400 kV-knudepunkter. Ved valg af denne struktur sikres 132 kV- og 150 kV-nettet mod

at skulle indgå i de overordnede effekttransporter, der efterfølgende varetages af 400 kV-nettet.

Det kræver en større overføringsevne for 400 kV-nettet, som dermed alene skal varetage opgaven

som transitkanal. Derudover skal 400 kV-nettet varetage transmissionsnettets opgave som

nettilslutningspunkt for produktionsenheder og udlandsforbindelser samt sikre den nødvendige

distribution af elektrisk effekt mellem de enkelte netregioner.

109


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Forudsætningerne for opbygningen af 132 kV- og 150 kV-nettet er identiske med udbygningsmodel

4.

Ved de gennemførte netundersøgelser analyseres kun forstærkningsbehovet/udbygningsbehovet

for 400 kV-nettet, idet planlægning af hvert enkelt 132/150 kV-ringnet kræver indgående kendskab

til lokale forhold. Disse forhold vil først kunne kortlægges og inddrages i forbindelse med en

konkret planlægningsfase.

For jævnstrømsforbindelser er der ikke de samme uafklarede spørgsmål omkring tekniske og

forsyningssikkerhedsmæssige problemstillinger, som det er tilfældet med lange 400 kVvekselstrømskabler.

Jævnstrømsforbindelser anvendes typisk til specielle formål fx ved sammenkobling af store synkrone

elsystemer, i forbindelse med lange søkabelforbindelser samt som "transportkorridorer" for

meget store effekt- og energimængder over lange afstande. Jævnstrømsforbindelser vil i nogen

grad kunne indgå som en integreret del af en fremtidig 400 kV-netstruktur, forudsat at der er

etableret en tilstrækkelig ringstruktur i eltransmissionsnettet.

1.7.1 Netundersøgelser

Østdanmark

Der henvises til beskrivelsen for udbygningsmodel 4.

Vestdanmark

Det er vurderet relevant at undersøge muligheden for etablering af en jævnstrømforbindelse som

alternativ til en ca. 100 km 400 kV-vekselstrømsforbindelse i Vestjylland. For de øvrige nødvendige

400 kV-forbindelser er det tale om kortere kabelforbindelser, hvor etablering af de relativt

kostbare jævnstrømsforbindelser ikke kan motiveres ud fra økonomiske og tekniske kriterier.

Disse foreslås etableret som 400 kV-vekselstrømskabler.

Den vestjyske 400 kV-forbindelse vil skulle indgå som en "transportkorridor", der skal bortlede

store mængder vindkraft fra Vestjylland mod forbrugscentre på Østkysten. Desuden vil forbindelsen

skulle indgå ved transitudvekslinger via samarbejdsforbindelserne til udlandet.

Anvendelsen af jævnstrømsforbindelser adskiller sig markant fra anvendelsen af vekselstrømsforbindelser,

idet effektoverførselen via jævnstrømsforbindelser kan styres meget præcist alt

efter det aktuelle overføringsbehov. For vekselstrømsforbindelser sker effektoverførselen efter de

aktuelle belastningsforhold i det samlede transmissionsnet, hvorfor der kræves særlige komponenter

fx tværspændingstransformere for at kunne styre effektfordelingen.

Foruden styring af den overførte effekt kan moderne jævnstrømsforbindelser af typen Voltage

Source Converters (HVDC VSC) bidrage til spændingsregulering af transmissionsnettet. Netop

spændingsreguleringen er en udfordring for elsystemer med stor variation i elproduktionen, fx

vindkraft, samt store transporter af effekt hidrørende fra transit til nabo-områderne.

For den aktuelle udbygningsmodel indgår den forudsatte jævnstrømsforbindelse mellem Endrup

og Idomlund som en parallelforbindelse med 400 kV-forbindelsen gennem Midtjylland og på Østkysten.

Jævnstrømsforbindelsen forudsættes etableret med en overføringsevne på ca. 1.000-

1.200 MW svarende til et tilsvarende vekselstrømskabel, hvormed der opnås en sammenlignelig

virkning i forhold til udbygning med en 400 kV-vekselstrømsforbindelse i Vestjylland (model 4).

110


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Muligheden for regulering af jævnstrømsforbindelsens effektoverførsel gør det muligt at styre

belastning af de øvrige 400 kV-forbindelser og dermed be- og aflaste disse efter behov. Dermed

er det muligt at sikre en optimal lastfordeling mellem de parallelle 400 kV-forbindelser.

Integration af jævnstrømsteknik (HVDC VSC) i et eksisterende vekselstrømsnet er en interessant

teknisk udfordring, der rummer en række muligheder, men som samtidig introducerer en række

begrænsninger. Blandt andet er effektoverførsel via jævnstrømsforbindelser forbundet med større

overføringstab, der både har en miljømæssig og en økonomisk konsekvens.

Indledende netundersøgelser viser, at det er muligt at regulere effektfordelingen mellem de parallelle

400 kV-forbindelser gennem Jylland. Det skal dog understreges, at anvendelse af jævnstrømsforbindelser

fortsat kræver omfattende studier af statiske og dynamiske forhold i transmissionsnettet.

Foruden jævnstrømsforbindelsen skal der i Jylland udbygges med 400 kV-kabelforbindelser mellem

Endrup og Kassø, mellem Landerupgård og Revsing, mellem Kassø og Landerupgård samt

mellem Tjele og Trige – analogt til udbygningsmodel 4.

1.7.2 Nøgletal – analyseresultater

En oversigt over samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 32.

Modellen er økonomisk set på niveau med udbygningsmodel 4. Den væsentligste forskel er investeringen

i HVDC-anlægget på strækningen Endrup-Idomlund i stedet for et vekselstrømskabel.

En strækning af denne længde (106 km) ligger dog i denne foreløbige vurdering omkring punktet

for break-even mellem en vekselstrømskabelløsning og en HVDC-løsning.

Værdien af HVDC-løsningens særlige driftsmuligheder med hensyn til effektstyring er ikke kvantificeret

i denne foreløbige opstilling, ligesom omkostninger ved effekttab heller ikke er kvantificeret

i opstillingen.

Opstillingen er relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med luftledninger

efter gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af model 2).

111


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Samfundsøkonomi

Ramme 1:

Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500

Omkostninger i alt

(for perioden 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010)

Mia. kr.

2010

Investering 400 kV i 2025 5,3

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 -1,8

Investering 132 kV og 150 kV 5,8

Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 -3,4

Drift og vedligehold -0,03

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning 0,0

Samlet samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvridningstab

5,8

Effekt af forvridningstab 1,2

Samlet samfundsøkonomisk omkostning for periode 2010-

2025 tilbagediskonteret til 2010 7,0

Samlet investering (ikke tilbagediskonteret)

Samlet investering i 2025 16,5

Samlet investering i 2030 19,7

Tabel 32 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel. De samfundsøkonomiske omkostninger

er præsenteret relativt set i forhold til en reference, hvor der udbygges i henhold

til eksisterende retningslinjer, jf. model 2.

1.7.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 5

Fordele ved modellen:

• Forbedring af visuelt miljø – ingen nye 400 kV-luftledninger og gradvis fjernelse af luftledninger

på 132 kV- og 150 kV-niveau.

• Effektflow i HVDC-forbindelser kan styres, hvilket giver mulighed for at styre effektflow i

transmissionsnettets øvrige vekselstrømsledninger, som ellers ikke kan styres.

• HVDC VSC-anlæg kan benyttes til at regulere spændingen i vekselstrømsnettet.

Udfordringer/barrierer ved modellen:

• Høje samfundsøkonomiske omkostninger og høje anlægsomkostninger i forhold til luftledningsløsninger.

• Større tab i HVDC VSC-forbindelser end i vekselstrømsluftledninger og -kabler.

• Der er flere komponenter og mere komplekse systemer i jævnstrømsanlæg og derfor mere

vedligeholdelse af jævnstrømsstationer end for vekselstrømsstationer.

• Den lavere rådighed for HVDC VSC-forbindelser stiller øgede krav til "formaskningen" af 400

kV-nettet samt øgede krav til netreserverne i 132 kV- og 150 kV-nettet.

• HVDC stiller krav til særlig kontrol ved styring af effektflow. Det kan være en udfordring ved

pludselig opståede fejl i nettet og kan medføre kritiske driftssituationer.

• HVDC-stationer fylder typisk 10 ha til 15 ha (ved ca. 600 MW).

• Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

1.7.4 Teknisk realiserbarhed

Det vil være muligt at bygge en enkelt HVDC-forbindelse inden for eget netområde (ikke som

udvekslingsforbindelse mellem forskellige synkrone net). Men det anbefales, at der ikke etableres

flere konventionelle forbindelser i samme net, da HVDC-forbindelser af den konventionelle type

112


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

er sårbare over for netfejl (spændingsdyk). Det kan i værste fald betyde, at en fejl på en parallel

400 kV-vekselstrømsforbindelse, der medfører udkobling af den fejlramte ledning, også fører til

udkobling af den parallelle HVDC-forbindelse. På den baggrund vurderes modellens tekniske realiserbarhed

som mellem.

Konventionelle (masseimprægnerede) jævnstrømskabler på land til konventionelle HVDC-anlæg

er forholdsvis dyre. Det vil sandsynligvis være billigere at anvende ekstruderede jævnstrømskabler

til konventionelle anlæg. Der er endnu ingen driftserfaringer med denne type kabler til konventionelle

HVDC-anlæg. Det vil være muligt at få driftserfaringer inden for de nærmeste år og

dermed skabe mulighed for at anvende ekstruderede kabler på land.

Med hensyn til anvendelse af 400 kV-vekselstrømskabler i elnettet henvises til afsnit 1.6.4 vedrørende

model 4.

1.8 Model 6: Jævnstrømsring i Vesterhavet

Figur 40 Netudbygningsmodel 6 – jævnstrømsring i Vesterhavet.

Med anvendelse af jævnstrøm (HVDC VSC) er der etableret et offshore eltransmissionsnet (en

tredje 400 kV-forbindelse nord-syd i Jylland), hvor jævnstrømsforbindelser indgår dels som nettilslutning

af fremtidige havmølleparker og dels som forstærkning af 400 kV-nettet på land.

De eksisterende 400 kV-luftledninger på land er bevaret, og det eksisterende 132 kV- og 150 kVnet

kabellægges.

113


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Etablering af et offshore eltransmissionsnet baseret på jævnstrømsforbindelser rummer et internationalt

perspektiv ved en mulighed for at sammentænke nettilslutning af fx danske og tyske

havmølleparker med etableringen af fremtidige udvekslingsforbindelser mellem nabo-områderne.

Især en forbindelse mellem Norge, Jylland og Tyskland/Holland kan være interessant. Tilsvarende

forhold gør sig gældende i forbindelse med nettilslutning af eventuelle fremtidige havmølleparker

ved Kriegers Flak.

Det skal understreges, at der kun er begrænsede erfaringer med HVDC VSC-teknologien i forbindelse

med offshoreanlæg. Det er særligt kritisk for denne udbygningsmodel, hvor jævnstrømsforbindelser

indgår som en vital del af den overordnede elinfrastruktur.

Endelig vil sådanne jævnstrømsforbindelser skulle udlægges i internationalt farvand, hvilket er

forbundet med øget risiko for kabelskader (primært ankerskader) og afledte lange udetider på

kablerne.

1.8.1 Netundersøgelser

Denne model er netmæssigt stort set identisk med udbygningsmodel 5 med jævnstrømsforbindelse

langs Vestkysten på land. Der henvises derfor til beskrivelsen for model 5.

1.8.2 Nøgletal – analyseresultater

En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 33.

Opstillingen er opstillet relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med

luftledninger efter de gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af netudbygningsmodel 2).

Samfundsøkonomi

Ramme 1:

Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500

Omkostninger i alt

(for perioden 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010)

Mia. kr.

2010

Investering 400 kV i 2025 54 7,7

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 -2,8

Investering 132 kV og 150 kV 5,8

Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 -3,4

Drift og vedligehold 0,1

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning 0,0

Samlet samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvridningstab

7,5

Effekt af forvridningstab 1,5

Samlet samfundsøkonomisk omkostning for periode 2010-

2025 tilbagediskonteret til 2010 9,0

Samlet investering (ikke tilbagediskonteret)

Samlet investering i 2025 19,4

Samlet investering i 2030 22,5

Tabel 33 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel. De samfundsøkonomiske omkostninger

er præsenteret relativt set i forhold til en reference, hvor der udbygges i henhold

til eksisterende retningslinjer, jf. model 2.

54 Ved investeringsvurderingen er der modregnet sparede omkostninger til ilandføringsanlæg.

114


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1.8.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 6

Fordele ved modellen:

• Forbedring af visuelt miljø – ingen nye 400 kV-luftledninger og gradvis fjernelse af luftledninger

på 132 kV- og 150 kV-niveau.

• Effektflow i HVDC-forbindelser kan styres, hvilket giver mulighed for at styre effektflow i

transmissionsnettets øvrige vekselstrømsledninger, som ellers ikke kan styres.

• HVDC VSC-stationerne kan benyttes til at regulere spændingen i vekselstrømsnettet.

• Modellen rummer perspektiv for forstærkning af eltransmissionsnettet kombineret med nettilslutning

af fremtidige havmølleparker. Ligeledes rummer modellen et vist perspektiv for

etablering af fremtidige udvekslingsforbindelser til nabo-områder og eventuel mulighed for

etablering af et internationalt offshore transmissionsnet i Nordsøen for tilslutning af havmølleparker.

Udfordringer/barrierer ved modellen:

• Høje samfundsøkonomiske omkostninger og høje anlægsomkostninger i forhold til luftledningsløsninger.

• Større tab i HVDC VSC-forbindelser end i vekselstrømsluftledninger og kabler.

• HVDC stiller krav til særlig kontrol ved styring af effektflow. Det kan være en udfordring ved

pludselig opståede fejl i nettet og kan medføre kritiske driftssituationer.

• Anlæg på havet er generelt forbundet med større sårbarhed over for eksterne påvirkninger.

Dette er særligt kritisk, når det involverer vitale dele af transmissionssystemet. Lavere levetid,

sværere tilgængelighed, højere omkostninger til drift og vedligehold, begrænsninger for

udnyttelse af søterritoriet til andre erhverv m.v.

• Offshoreanlæg er ved fejl forbundet med betydeligt længere udetid end anlæg på land på

grund af de vanskelige adgangsforhold. (vejrlig, ved kabelfejl skal der forventes ventetid på

nødvendige kabelreparationsskibe m.m.).

• Den lavere rådighed for HVDC VSC-forbindelser stiller øgede krav til "formaskningen" af 400

kV-nettet samt øgede krav til netreserverne i 132 kV- og 150 kV-nettet.

• Begrænset driftserfaring med store offshore HVDC VSC-anlæg.

• Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

1.8.4 Teknisk realiserbarhed

Der må forventes et mindre pålideligt net, hvis en vigtig del af transmissionsnettet bliver placeret

til søs. Så længe der alene er tale om overførsel af el produceret i havmølleparker, har eventuelle

udfald mindre betydning for det overordnede net, da det kun påvirker den eller de parker, der

bliver ramt af fejl.

En jævnstrømsring i Vesterhavet er en mulighed, men det er forbundet med en større risiko for

begrænsninger i nettet end tilsvarende landbaserede jævnstrømsløsninger, og modellens tekniske

realiserbarhed vurderes som lav.

115


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1.9 Model 7: Jævnstrømsforbindelse som multiterminalløsning (Vindmølleindustriens

forslag)

Figur 41 Netudbygningsmodel 7 – Jævnstrømsforbindelse som multiterminalløsning (Vindmølleindustriens

forslag).

Vindmølleindustrien har med rapporten "50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en tekniskøkonomisk

analyse", maj 2007, præsenteret et oplæg til nettilslutning af fremtidige havmølleparker

kombineret med etablering af en fjerde jævnstrømsforbindelse (Skagerrak 4) til Norge.

Løsningsforslaget omfatter en jævnstrømsforbindelse (HVDC VSC) udført som en multiterminalløsning

med to terminaler i Vestjylland (i Galtho ved Varde og Idomlund) samt en terminal i den

eksisterende 400 kV-station Landerupgård ved Kolding. De forudsatte havmølleparker ved Horns

Rev (3 x 250 MW) nettilsluttes i station Galtho. Effekten fra havmølleparkerne søges overført

direkte til Norge og/eller mod Østjylland.

Vindmølleindustriens forudsætninger er som udgangspunkt ikke sammenlignelige med forudsætningerne

anvendt i Elinfrastrukturudvalgets analysearbejde omkring den fremtidige udbygning af

eltransmissionsnettet. I vindmølleindustriens rapport er der forudsat en anderledes udbygning

med havmølleparker (omfang og placering), hvorfor der ikke kan foretages en direkte sammenligning

mellem dette løsningsforslag og de øvrige undersøgte netudbygningsmodeller.

For at imødekomme interessen omkring det beskrevne løsningsforslag og på trods af forskellen

omkring de anvendte forudsætninger foretages en kvalitativ vurdering af forslaget. Løsningsfor-

116


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

slaget forsøgt implementeret i eltransmissionsnettet og undersøgt med de samme forudsætninger

som for de øvrige undersøgte netudbygningsmodeller – herunder udbygning med havmølleparker

samt kapaciteten via udvekslingsforbindelserne til nabo-områderne. Nødvendige og supplerende

netudbygninger af hensyn til overføringsbehovet i elnettet er identificeret og tilføjet,

hvorved det af Vindmølleindustrien præsenterede løsningsforslag er gjort sammenligneligt med

de øvrige udbygningsmodeller.

Foruden Skagerrak 4 indgår Storebælt 2 og udvidelse af kapaciteten på den jysk-tyske grænse i

modellen. Alle øvrige udvekslingsforbindelser er bevaret som i dag.

1.9.1 Netundersøgelser

Østdanmark

Der henvises til beskrivelsen for udbygningsmodel 4.

Vestdanmark

Med Vindmølleindustriens forslag sker nettilslutning af fremtidige havmølleparker kombineret

med etablering af en fjerde jævnstrømsforbindelse (Skagerrak 4) til Norge. Jævnstrømsforbindelsen

forudsættes etableret som en såkaldt "multiterminalløsning", hvor forbindelsen foruden omformerstationerne

(effektkonverter) i endepunkterne også har omformerstationer mellem disse,

som det er illustreret i nedenstående Figur 42.

Kristiansand

DC

AC

Ferslev

Idomlund

Tjele

Ferslev

AC

DC

Trige

DC

Askær

Malling

AC

Galtho

DC

AC

Endrup

Revsing

Landerupgård

Kassø

Figur 42 Multiterminalløsning.

117


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Jævnstrømsløsningen består af omformerstationer i Kristiansand (Norge), i 400 kV-station Idomlund,

i en ny station ved Galtho og endeligt i 400 kV-station Landerupgård. Ved at anvende en

multiterminalløsning er det muligt at sammenkoble flere 400 kV-knudepunkter i det eksisterende

transmissionsnet og dermed opnå en generel forstærkning af transmissionsnettet.

Det grundlæggende princip ved den aktuelle løsning er at kunne optage og bortlede produktionsbidraget

fra de forudsatte havmølleparker ved Horns Rev og overføre denne effekt til større forbrugscentre,

det vil sige i Norge og på den jyske østkyst (via 400 kV-station Landerupgård ved

Kolding). Med denne løsning er det desuden muligt at kombinere nettilslutning af havmølleparker

i Vesterhavet med etablering af øget udvekslingskapacitet mellem Jylland og Norge. Forudsætningen

for oplægget var, at der ikke skulle etableres nye 400 kV-luftledninger.

Multiterminalløsninger er teknisk mulige, men hidtil er der ikke leveret sådanne anlæg baseret på

HVDC VSC-teknologien. Multiterminalløsninger rummer en række muligheder med hensyn til

effektreguleringen i eltransmissionsnettet, herunder muligheden for at kunne styre belastningen

af de øvrige 400 kV-forbindelser og dermed be- og aflaste disse efter behov. Dermed er det muligt,

at sikre en optimal lastfordeling mellem de parallelle 400 kV-forbindelser.

For den aktuelle udbygningsmodel er der tale om en avanceret jævnstrømsforbindelse, der kræver

udvikling af meget komplekse styre- og reguleringssystemer, så jævnstrømsforbindelsen kan

indgå som en integreret del af det øvrige transmissionsnet. Særligt kritisk er reguleringsegenskaberne

under dynamiske hændelser 55 i elsystemet, hvor det er afgørende, at jævnstrømsforbindelsen

automatisk kan identificere disse driftstilstande og efterfølgende understøtte elsystemet

i disse kritiske driftssituationer.

Ud fra drifts- og systemsikkerhedsmæssige betragtninger udgør multiterminalløsninger en betydelig

risiko, idet en fejl på kabelforbindelsen mellem omformerstationerne eller fejl i en af konverterstationerne

vil medføre øjeblikkelig udkobling af hele jævnstrømsforbindelsen. Det kan

betyde udkobling af vitale forbindelser og dermed en alvorlig svækkelse af det øvrige 400 kVtransmissionsnet,

som vil medføre kritiske overbelastninger.

Integration af jævnstrømsteknik (HVDC VSC) i et eksisterende vekselstrømsnet er en interessant

teknisk udfordring, der rummer en række muligheder, men som samtidig introducerer en række

begrænsninger.

Effektoverførsel via jævnstrømsforbindelser er forbundet med større overføringstab, der både har

en miljømæssig og en økonomisk konsekvens.

Det skal understreges, at anvendelse af jævnstrømsforbindelser kræver omfattende studier af

statiske og dynamiske forhold i transmissionsnettet, før det kan afgøres, hvorvidt den beskrevne

løsning kan realiseres.

Jævnstrømsforbindelsen forudsættes etableret med en samlet overføringsevne på 600 MW, hvilket

er væsentligt mindre end de øvrige udbygningsmodeller baseret på 400 kVluftledningsforbindelser

eller 400 kV-vekselstrømskabler.

For at begrænse konsekvenserne af udfald af hele jævnstrømsforbindelsen er der etableret et

400 kV-vekselstrømskabel mellem Endrup og en ny 400 kV-station ved Tistrup, der udgør iland-

55 Her tænkes primært på netfejl, hvor fejlramte 400 kV-forbindelser udkobles, og der opstår ændrede effekttransporter i

transmissionsnettet.

118


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

føringspunktet for de forudsatte havmølleparker ved Horns Rev. I tilfælde af udfald af jævnstrømsforbindelsen

overføres produktionsbidraget fra havmøllerne til 400 kV-station Endrup og

videre mod Østkysten.

De indledende netundersøgelser viser, at det er muligt at regulere effektfordelingen mellem de

parallelle 400 kV-forbindelser gennem Jylland. Dette er dog ikke tilstrækkeligt til at kunne håndtere

overføringsbehovet i 400 kV-nettet. Foruden jævnstrømsforbindelsen skal der udbygges med

400 kV-kabelforbindelser mellem Endrup og Kassø, mellem Landerupgård og Revsing, mellem

Kassø og Landerupgård og mellem Tjele og Trige.

1.9.2 Nøgletal – analyseresultater

En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 34.

Opstillingen er opstillet relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med

luftledninger efter de gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af netudbygningsmodel 2).

Samfundsøkonomi

Ramme 1:

Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500

Omkostninger i alt

(for perioden 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010)

Mia. kr.

2010

Investering 400 kV i 2025 56 6,2

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 -2,2

Investering 132 kV og 150 kV 5,8

Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 -3,4

Drift og vedligehold 0,01

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning 0,0

Samlede samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvridningstab

6,4

Effekt af forvridningstab 1,3

Samlet samfundsøkonomisk omkostning for periode 2010-

2025 tilbagediskonteret til 2010 7,7

Samlet investering (ikke tilbagediskonteret)

Samlet investering i 2025 17,7

Samlet investering i 2030 20,9

Tabel 34 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel. De samfundsøkonomiske omkostninger

er præsenteret relativt set i forhold til en reference, hvor der udbygges i henhold

til eksisterende retningslinjer, jf. model 2.

1.9.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 7

Fordele ved modellen:

• Forbedring af visuelt miljø: Ingen nye 400 kV-luftledninger og gradvis fjernelse af luftledninger

på 132 kV- og 150 kV-niveau.

• Effektflow i HVDC-forbindelser kan styres, hvilket giver mulighed for at styre effektflow i

transmissionsnettets øvrige vekselstrømsledninger, som ellers ikke kan styres.

• HVDC VSC-stationerne kan benyttes til at regulere spændingen i vekselstrømsnettet.

56 I investeringen indgår ikke omkostninger til udbygning med Skagerrakforbindelsen fra Idomlund til Norge.

119


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Udfordringer/barrierer ved modellen:

• Høje samfundsøkonomiske omkostninger og høje anlægsomkostninger i forhold til luftledningsløsninger.

• Større tab i HVDC VSC-forbindelser end i vekselstrømsluftledninger og -kabler.

• HVDC stiller krav til særlig kontrol ved styring af effektflow. Kan være en udfordring i pludselig

opståede fejl i nettet og kan medføre kritiske driftssituationer.

• Løsningen giver større afhængighed af én jævnstrømsforbindelse. En sårbar løsning, hvilket

er særligt kritisk for vitale komponenter i transmissionsnettet.

• Multiterminalløsning giver risiko for udkobling af flere ledninger samtidig og anbefales derfor

generelt ikke, eftersom dette vil betyde alvorlig svækkelse af det øvrige transmissionsnet.

• Der er flere komponenter i jævnstrømsanlæg, mere komplekse systemer, og derfor mere

vedligeholdelse af HVDC-stationer end for vekselstrømsstationer.

• Den lavere rådighed for HVDC VSC-forbindelser stiller øgede krav "formaskningen" af 400

kV-nettet samt øgede krav til netreserverne i 132 kV- og 150 kV-nettet.

• Forventes vanskeligt realiserbar, da den er forbundet med væsentlige meromkostninger i

forhold til det planlagte fællesprojekt for Skagerrak 4 med norske Stattnet. Af miljømæssige

grunde skal den planlagte Skagerrak 4-forbindelse drives parallelt med den eksisterende

Skagerrak 3-forbindelse, hvilket forudsætter, at Skagerrak 4 etableres med klassisk jævnstrømsteknik.

• Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

1.9.4 Teknisk realiserbarhed

En multiterminalløsning sparer på konverteranlæggene, idet et anlæg er fælles for flere linjer,

der samles i et knudepunkt. Det kan sammenlignes med T-afgreninger i vekselstrømsnettet, som

indimellem etableres som midlertidige "nødløsninger". På samme måde kan en multiterminalløsning

i 400 kV-nettet heller ikke betragtes som en varig løsning, da alle ledninger knyttet til multiterminalen

vil blive bortkoblet samtidig ved fejl i anlægget.

120


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1.10 Model 8: Fuldstændig kabellægning

Figur 43 Netudbygningsmodel 8 – fuldstændig kabellægning.

Ved denne udbygningsmodel, hvor en total kabellægning af det danske eltransmissionsnet gennemføres,

forudsættes det generelt, at de tekniske udfordringer med drift af omfattende 400 kVkabelsystemer

er løst på en overbevisende måde. Der eksisterer en række tekniske og forsyningssikkerhedsmæssige

problemstillinger, som skal analyseres nærmere, før denne udbygningsmodel

vil kunne realiseres. Omkostningen til at sikre systemdriften er ukendt. Der findes

ingen referenceanlæg med kabellægning i dette omfang på 400 kV-niveau.

Eftersom kabler og luftledninger har forskellige elektriske egenskaber, skal der foretages en

komplet revurdering af strukturen for det fremtidige 400 kV-net, som forudsættes at forblive det

overordnede spændingsniveau og dermed "rygraden" i det danske elsystem.

Beredskabsmæssige forhold, herunder en vurdering af eltransmisionsnettets sårbarhed, kræver

en revurdering af den nødvendige grad af "formaskning" og dermed behovet for ringforbindelser i

400 kV-nettet. Risikoen for langvarige kabelfejl samt behovet for præventive udkoblinger af kabelnet

på grund af øvrige gravearbejder (fx i relation til fjernvarme og kloaksystemer) i nærheden

af et kabel, vil formodentligt kræve flere uafhængige forsyningsveje, især i nærheden af de

større byområder samt øvrige vitale dele af eltransmissionsnettet.

Ved udviklingen af en ny netstruktur er det tilstræbt at mindske sårbarheden for vitale 400 kVknudepunkter,

idet fx Øresundsforbindelserne tilsluttes i flere uafhængige 400 kV-knudepunkter,

hvor et større havari i et stationsanlæg kun har begrænset påvirkning på systemsikkerheden.

121


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1.10.1 Netundersøgelser

En fuldstændig kabellægning af eltransmissionsnettet giver anledning til revurdering af hele den

overordnede netstruktur. 132 kV- og 150 kV-nettet drives som ringstrukturer, der tilsluttes de

enkelte 400 kV-, 150 kV- og 132 kV-knudepunkter. Med denne ringstruktur vil der typisk kunne

anvendes kabler med en lavere overføringsevne, eftersom 132 kV- og 150 kV-nettet skal tilpasses

fordelingsformål samt opsamling af decentral produktion i stedet for transmissionsformål.

Eftersom den nuværende netreserve i 132 kV- og 150 kV-nettet afvikles, skal der af hensyn til

den samlede forsyningssikkerhed etableres minimum to-sidet 400 kV-forsyning af de enkelte 400

kV-stationer. For vitale 400 kV-knudepunkter kan det være nødvendigt med tre-sidet forsyning.

Eksisterende 400 kV-kabelforbindelser tilstræbes indpasset i den fremtidige netstruktur, dog vil

en flere af disse umiddelbart være begrænsende som følge af de forudsatte randbetingelserne for

den aktuelle udbygningsmodel. Det skal derfor vurderes nærmere, hvorvidt disse kabler skal

dubleres, afvikles eller kan indpasses i en ny 400 kV-kabelstruktur.

132 kV- og 150 kV-ringstrukturen etableres med fuld stationsreserve, idet der etableres mindst

to 400/132-150 kV-transformere for at sikre fuld redundans. Ligeledes etableres minimum tosidet

forsyning af hver 132 kV- og 150 kV-station. For knudepunkter med et maksimalforbrug

større end 100 MW etableres tre-sidet forsyning af hensyn til den lokale forsyningssikkerhed.

Mellem 132 kV- og 150 kV-ringene er der enkelte steder etableret reserveforbindelser for at kunne

nødforsyne 57 stationerne i en 132 kV- og 150 kV-ring ved et udfald af 400 kV-forbindelser

samt ved regionale driftsforstyrrelser. Endvidere kan reserveforbindelserne benyttes til at opretholde

forsyningen af de enkelte 132 kV- og 150 kV-ringe i forbindelse med revisioner i 400 kVnettet

og 132 kV- og 150 kV-forbindelserne i de enkelte ringe.

Det skal understreges, at der som følge af mere detaljerede analyser af forsyningssikkerheden

eventuelt vil kunne konstateres behov for yderligere supplerende 400 kV-forsyningsveje.

Ved de gennemførte netundersøgelser analyseres kun udbygningsbehovet for 400 kV-nettet, idet

planlægning af hvert enkelt 132 kV- og 150 kV-ringnet kræver indgående kendskab til lokale

forhold. Disse forhold vil først kunne kortlægges og inddrages i forbindelse med en konkret planlægningsfase

i samråd med det regionale transmissionsselskab.

Østdanmark

For transmissionsnettet på Sjælland er belastningsforholdene præget af øst-vestgående effekttransporter.

Det skyldes den geografiske placering af centrale produktionsanlæg, forbrugscentre

samt placeringen af nettilslutningspunkterne for udvekslingsforbindelserne til nabo-områderne.

Disse effekttransporter samt forbrugskoncentrationen i hovedstadsområdet medfører behov for

flere parallelle 400 kV-kabelforbindelser på tværs af Sjælland. Disse forbindelser indgår i et ringnet,

hvormed der opnås den nødvendige overføringsevne samt formaskningsgrad af hensyn til

forsyningssikkerheden. For at opnå en tilfredsstillende forsyningssikkerhed i hovedstadsområdet

ønskes minimum to-sidet forsyning af alle 400 kV-knudepunkter. Dette opnås ved etablering af

en 400 kV-ring mellem 400 kV-stationerne Glentegård og H.C. Ørsted Værket. Nærmere studier

af paralleldrift mellem 400 kV-kabelnet og 132 kV-kabelnet skal udføres.

Et 400 kV-kabel mellem København og Malmø-området samt 400 kV-kabel i det nuværende tracé

over Øresund er fundet hensigtsmæssig som en fremtidig erstatning for 132 kV Øresundskabler-

57 Ved nødforsyning skal det aktuelle områdes forbrug kunne dækkes. Hvis størrelsen af den decentrale produktion overstiger

det maksimale forbrug, oprettes der ikke fuld reserve for denne produktion.

122


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

ne. Det er vurderet nødvendigt at tilslutte Øresundsforbindelserne i flere uafhængige 400 kVknudepunkter,

så et større havari i et stationsanlæg kun har begrænset påvirkning på systemsikkerheden.

Det skal understreges, at en total optimering mellem 400 kV- og 132 kV-nettet i hovedstadsområdet

vil kræve meget omfattende analyser, herunder restlevetidsvurdering af eksisterende 132

kV-kabler. Ligeledes vil den nuværende paralleldrift mellem 50 kV- og 132 kV-nettet i visse områder

kræver detaljerede analyser af den optimale udbygning af transmissionsnettet (132 kV) og

distributionsnettet (50-10 kV).

Vestdanmark

For transmissionsnettet i Vestdanmark er belastningsforholdene præget af nord-sydgående effekttransporter

mellem Norden og Kontinentet, samt det betydelige produktionsbidrag fra vindkraften

i Vest- og Nordjylland. For at kunne opsamle effekten fra vindkraften i Vest- og Nordjylland

forudsættes et 400 kV-knudepunkt i Thy (fx i Bedsted). Med denne netstruktur opnås desuden

tre-sidet forsyning af 400 kV-stationerne Nordjyllandsværket og Idomlund.

De nord-sydgående effekttransporter nødvendiggør tre til fire parallelle 400 kV-kabelforbindelser

mellem Kassø og Tjele, hvor disse indgår som naturlige forbindelser i det formaskede 400 kVnet.

Kombinationen af transit samt de store forbrugscentre langs Østkysten nødvendiggør to

parallelle 400 kV-kabelforbindelser på den vitale strækning mellem Malling og Landerupgård. For

de store forbrugscentre ved Århus, Aalborg samt langs Østkysten er der opnået tre-sidet 400 kVforsyning

af 400/150 kV-indfødningspunkterne.

På Fyn er der umiddelbart to-sidet 400 kV-forsyning samt alternativ forsyning via Storebæltsforbindelsen

(jævnstrøm). For at kunne sikre optimal udnyttelse af Storebæltsforbindelsen skal det

undersøges nærmere, om der skal etableres tre-sidet forsyning af 400 kV-station Fraugde, der

forudsættes at være tilslutningspunktet for Storebæltsforbindelsen.

For de forudsatte tilslutningspunkter for fremtidige havmølleparker er der opnået tre-sidet forsyning

af de pågældende 400 kV-knudepunkter, hvormed produktionsbidraget fra havmølleparkerne

effektivt kan optages i det øvrige transmissionsnet.

Forbindelsen mellem Jylland/Fyn og Tyskland forudsættes at bestå af tre uafhængige 400 kVkabelforbindelser,

hvor to af disse tilsluttes i 400 kV-station Kassø. Den tredje tilsluttes 400 kVstation

Fraugde på Fyn. Alternativt kan den tredje Tysklandsforbindelse tilsluttes i 400 kV-station

Landerupgård. Ved dette alternativ skal der også etableres en supplerende 400 kV-forbindelse til

Fyn for at opnå to-sidet 400 kV-forsyning.

1.10.2 Nøgletal – analyseresultater

Vurderingen af samfundsøkonomien i denne model er baseret på en udbygning af 400 kVkabelnettet

på 14 år med start i 2016. Denne antagelse er gjort af hensyn til sammenligningen

med de øvrige modeller. En kabellægning af hele elnettet vil ikke realistisk kunne forventes gennemført

på under 30-40 år.

En oversigt over samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 35. Opstillingen

er opstillet relativt set i forhold til en reference-situation, hvor der udbygges med luftledninger

efter gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af model 2). Det skal bemærkes, at omkostningerne

er behæftet med stor usikkerhed.

123


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Samfundsøkonomi

Ramme 1:

Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500

Omkostninger i alt

(for perioden 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010)

Mia. kr.

2010

Investering 400 kV i 2025 13,7

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 -9,7

Investering 132 kV og 150 kV 5,8

Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 -3,4

Drift og vedligehold -0,08

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning 0,1

Samlet samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvridningstab

6,3

Effekt af forvridningstab 1,3

Samlet samfundsøkonomisk omkostning for periode 2010-

2025 tilbagediskonteret til 2010 7,6

Samlet investering (ikke tilbagediskonteret)

Samlet investering i 2025 32,7

Samlet investering i 2030 48,1

Tabel 35 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel. De samfundsøkonomiske omkostninger

er præsenteret relativt set i forhold til en reference, hvor der udbygges i henhold

til eksisterende retningslinjer, jf. model 2.

Som det fremgår, er en stor del af kabelinvesteringen modregnet som restlevetidsværdi i 2025.

Det skyldes, at levetiden for kabler er fastsat til 30 år. Da kabellægningen først påbegyndes i

2016, vil der være store restlevetider tilbage i kablerne ved 2025.

1.10.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 8

Fordele:

• Den største visuelle forbedring. Ingen luftledninger i landskabet på langt sigt.

• Mindre sårbarhed over for ydre påvirkninger som storme m.v. end et luftledningsnet.

• Der kan "ryddes op" i uhensigtsmæssigheder i det eksisterende luftledningssystem, ved at

de historiske bindinger fjernes.

Udfordringer/barrierer:

• Kan ikke realiseres her og nu, men kræver en langsigtet handlingsplan.

• Behovet for omfattende og komplekse systemanalyser kan forsinke udbygningen af

eltransmissionsnettet.

• Forudsætter, at tekniske udfordringer omkring lange kabler i nettet og samspil mellem kabler

i nettet er løst, herunder praktiske erfaringer.

• Den samfundsøkonomisk og investeringsmæssigt dyreste løsning. Betydelig usikkerhed med

hensyn til investeringstal, da de tekniske løsninger p.t. ikke er kendt.

• Lavere rådighed i et kabelsystem end i et luftledningssystem, hvilket stiller øgede krav til

"formaskningen" af 400 kV-nettet samt øgede krav til netreserverne i 132 kV- og 150 kVnettet.

• Forceret dansk kabellægning kan på grund af begrænsning i 400 kV-kabelleverandørernes

produktionskapacitet medføre væsentligt højere danske investeringer, end hvis danske og

124


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

større udenlandske transmissionsnetejere følger en koordineret strategi for skifte fra 400 kVluftledningsteknologi

til 400 kV-kabelteknologi.

• Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

1.10.4 Teknisk realiserbarhed

En total kabellægning af det danske 400 kV-net vil være en meget omfattende og teknisk krævende

opgave. En kabellægning af 400 kV-nettet er ikke mulig i dag. En række teknologiske udfordringer

vedrørende overspændinger og risiko for resonanssvingninger skal være løst først, se

afsnit 4.1. Der skal udvikles robuste teknologier, som kan imødegå og løse de aktuelle problemer.

En plan om fuldstændig kabellægning af hele transmissionsnettet forudsætter, at der forud opnås

erfaring med lange 400 kV-vekselstrømskabler i nettet, så de problemer, der måtte opstå i nettet,

bliver kendt, og så der udvikles robuste teknologier, der kan imødegå og løse de aktuelle

problemer.

125


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Bilag 2

Gældende statslige retningslinjer for etablering og

sanering af højspændingsanlæg 58

Når det overordnede transmissionsnet skal udbygges, skal der tages hensyn til både økonomiske

og landskabelige interesser. Ud fra en ren økonomisk betragtning bør luftledninger foretrækkes.

Men luftledninger skæmmer også landskabet. Der skal derfor foretages en afvejning imellem

disse to hensyn.

Hidtidigt gældende retningslinjer

De hidtil gældende retningslinjer på dette område blev fastlagt af Miljø- og Energiministeriet i

1995. I disse retningslinjer er der fastlagt principper for valg mellem luftledninger og jordkabler,

og der er dermed foretaget en generel og overordnet afvejning imellem økonomiske og landskabelige

hensyn.

De gamle principper for etablering og sanering af højspændingsanlæg indebærer blandt andet, at

nye 400 kV-forbindelser som hovedregel etableres som luftledninger, når de fremføres i åbent

land, og når det kan ske uden at komme i konflikt med særlige nationale naturinteresser. Ifølge

disse principper kunne 132 kV- og 150 kV-anlæg ligeledes etableres som luftledninger, hvor det

kan ske uden væsentlige konsekvenser i forhold til bymæssig bebyggelse eller væsentlige naturinteresser.

Senere lempelser af retningslinjerne

Der er dog sket en reduktion i kabelpriserne siden 1995. Dette er specielt tilfældet for 132 kV- og

150 kV-kabler. I mange tilfælde er der desuden ikke behov for den overføringsevne, som en luftledning

giver. Den reelle merpris ved 132 kV- og 150 kV-kabler vil derfor i de fleste tilfælde ikke

være væsentlig med de løsninger, der er behov for. Luftledninger har dog af tekniske årsager en

naturlig minimumkapacitet, og det er stadig ca. 2-4 gange så dyrt at etablere en 132 kV- og 150

kV-forbindelse som kabel, hvis der er behov for en stor overføringsevne over længere afstande.

Regeringen har i 2004 og 2005 lempet de hidtil gældende retningslinjer i retning af større muligheder

for kabellægning. Dette er gjort med dels økonomi- og erhvervsministerens udmelding fra

juni 2004 vedrørende forbedrede muligheder for kabellægning af eksisterende 132 kV- og 150

kV-luftledninger i boligområder, særlige naturområder og øvrige byområder, jf. økonomi- og erhvervsministerens

brev af 10. juni 2004 til Folketingets Energipolitiske Udvalg (Det Energipolitiske

Udvalg, Alm. del – bilag 409), dels regeringens udmelding i Energistrategi 2025 om en ny

statslig politik om at nye 132 kV- og 150 kV-forbindelser fremover som hovedregel skal etableres

som jordkabler.

400 kV-forbindelser udgør det overordnede transmissionsnet med lange ledningsstrækninger. Det

er stadig væsentligt dyrere at kabellægge 400 kV-forbindelser i sammenligning med luftledninger.

Merprisen er 3-6 gange for en tilsvarende overføringsevne. En generel politik med kabellægning

på 400 kV-niveau vil derfor være særdeles bekostelig.

Regeringen lægger i Energistrategi 2025 derfor vægt på, at nye 400 kV- og 400-132/150 kVforbindelser

også fremover etableres som luftledninger i åbent land, når det kan ske uden at

komme i konflikt med særlige nationale naturinteresser. I forbindelse med etablering af nye 400

kV-luftledninger skal der tilstræbes kompenserende kabellægninger på lavere spændingsniveauer,

så det samlede luftledningsnet over 100 kV reduceres. Herved vil der for færre midler samlet

58 Ref. Energistyrelsen.

126


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

set kunne opnås en større landskabelig forbedring, hvilket vil være i overensstemmelse med

regeringens generelle politik om mest miljø for pengene.

Prisudviklingen for 400 kV-kabler bør desuden følges nøje med henblik på at øge anvendelsen af

kabler, såfremt priserne på sigt bliver mere sammenlignelige.

Sammenfatning af de gældende statslige retningslinjer

De statslige retningslinjer for så vidt angår etablering og sanering af højspændingsanlæg er givet

ved de oprindelige retningslinjer fra 1995 suppleret med de seneste lempelser af retningslinjerne

i 2004 og 2005. De aktuelt gældende statslige retningslinjer er sammenfattet herunder.

Elselskaberne skal udarbejde en samlet, langsigtet planlægning af højspændingsnettet til sikring

af forsyningssikkerheden, sikring af velfungerende konkurrencemarkeder, indpasning af vedvarende

energi samt beredskabsmæssige hensyn. Elselskaberne bør i samarbejde med de kommunale

og statslige planmyndigheder tilrettelægge denne samlede langsigtede planlægning med en

nærmere prioritering af ændringerne i det eksisterende højspændingsnet og af den kommende

udbygning med henblik på at nedbringe generne fra luftledninger mest muligt.

Følgende principper bør danne grundlag for denne prioritering, for så vidt angår vekselstrømsforbindelser:

• Der skal tilstræbes en reduktion af det samlede luftledningsnet over 100 kV. Nye 400 kVog

150/132 kV-ledningsanlæg planlægges under hensyn hertil.

• 400 kV-forbindelser udgør det overordnede transmissionsnet og skal anvendes, når der

er behov for stor overføringsevne over lange afstande.

• 400 kV-ledningsanlæg kan normalt fremføres som luftledninger. Det bør dog i særlige tilfælde

overvejes at kabellægge 400 kV-ledningsanlæg i kortere stræk, fx i forbindelse

med indfødning til større byer, eller hvor en luftledning vil få væsentlige konsekvenser for

nationale naturinteresser, og der ikke findes acceptable alternative ledningsføringer.

• 132 kV- og 150 kV-ledningsanlæg kan etableres som luftledninger, hvor det kan ske som

kombineret 400 kV- og 150/132 kV-luftledning. Derudover etableres nye 132 kV- og 150

kV-forbindelser som hovedregel som jordkabler. Kun i ganske særlige tilfælde – som fx

første trin i en senere 400-132/150 kV-kombiledning og eventuelt i tilfælde med meget

store behov for overføringsevne på 132 kV- og 150 kV-niveau over større afstande – bør

luftledninger overvejes.

• I forbindelse med reduktionen af luftledningsnettet tilstræbes det at fjerne eller kabellægge

eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledninger, hvor ledningernes placering er

uhensigtsmæssig i forhold til bymæssig bebyggelse eller væsentlige naturinteresser. Der

vil som hovedregel blive meddelt tilladelse til kabellægninger af eksisterende 132 kV- og

150 kV-luftledninger, når de begrundes i, at de eksisterende luftledninger forløber i eller i

nærheden af boligområder samt i særlige naturområder og i øvrige byområder.

• Nye ledningsanlæg under 100 kV kabellægges.

• Eksisterende 60 kV- og 50 kV-luftledninger kabellægges, når ledningerne er uheldige i

forhold til bymæssig bebyggelse eller væsentlige naturinteresser.

• Ved større saneringsarbejder behandles eksisterende ledningsanlæg på lige fod med nyanlæg.

For så vidt angår jævnstrømsforbindelser, bør følgende principper danne grundlag for prioriteringen:

• Ledningsanlæg søges altid kabellagt uanset spændingsniveau i forbindelse med nyanlæg

og større saneringsarbejder.

127


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Bilag 3

Eksisterende eltransmissionsnet

128


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Bilag 4

Elinfrastrukturudvalgets sammensætning

Elinfrastrukturudvalget har haft følgende medlemmer:

Planlægningsdirektør Peter Jørgensen, Energinet.dk (formand)

Planchef Dorthe Vinther, Energinet.dk

Kontorchef Anders Kragsnæs Balling, Finansministeriet

Fuldmægtig Henrik Kjærgaard, Finansministeriet

Kontorchef Henrik Andersen, Klima- og Energiministeriet, indtil 1. februar 2008

Fuldmægtig Sune Thorvildsen, Klima- og Energiministeriet

Kontorchef Birgitta Jacobsen, Klima- og Energiministeriet, fra 1. februar 2008

Kontorchef Flemming G. Nielsen, Energistyrelsen

Civilingeniør Anders Højgaard Kristensen, Energistyrelsen

Kontorchef Sven Koefoed-Hansen, Miljøministeriet, By- og Landskabsstyrelsen

Centerdirektør Hans Høyer, Miljøministeriet, Miljøcenter Odense

Adm. direktør Flemming Kjærulf, Nyborg Forsyning og Service (for Kommunernes Landsforening)

Adm. direktør Søren T. Nielsen, FynsNet (for Dansk Energi), fra 4. december 2007

Afdelingschef Jørgen Christensen, Dansk Energi, fra 4. december 2007.

Projektleder Vibeke Thyge Frandsen, Energinet.dk (sekretær), indtil 1. februar 2008.

129


Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

Bilag 5

Elinfrastrukturudvalgets kommissorium

Udvalget skal udarbejde en teknisk redegørelse, der beskriver og kvantificerer det samlede udbygningsbehov

samt de opgaver, som elinfrastrukturen skal løse med hensyn til indpasning af

vedvarende energi og decentral elproduktion, opretholdelse af forsyningssikkerheden og facilitering

af elmarkedet på transmissionsniveau.

Den tekniske redegørelse skal ligeledes indeholde en analyse af mulige fremtidige netstrukturer

med udgangspunkt i forskellige langsigtede netudbygningsstrategier. Heri skal forskellige scenarier

for udviklingen af det samlede danske energisystem inddrages. Ligeledes skal der indgå analyse

af en øget kabellægning frem for luftføring af det danske 400 kV-net.

På baggrund af disse analyser skal der i den tekniske redegørelse opstilles en række konkrete

modeller for den fremtidige udbygning af elinfrastrukturen, baseret på forskellige teknologiske

muligheder.

Den tekniske redegørelse skal afdække miljømæssige/landskabsmæssige, tekniske, omkostningsmæssige

og samfundsøkonomiske konsekvenser forbundet med de individuelle udbygningsmodeller.

Ligeledes skal der indgå en vurdering af konsekvenserne for elprisen.

Det tilstræbes, at alternativerne opfylder sammenlignelige krav til forsyningssikkerhed, markedsudbygning

og integration af store mængder vedvarende energi, svarende til målsætningerne i

regeringens energistrategi. Alternativerne skal tillige vurderes ud fra mulighederne for samspillet

med udlandet. Som reference anvendes Energinet.dk's hidtidige plan for den langsigtede elinfrastruktur

baseret på de nuværende principper for udbygning af elinfrastrukturen.

130

More magazines by this user
Similar magazines