Ea Energianalyse a/s 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 ... - Balmorel

ea.energianalyse.dk

Ea Energianalyse a/s 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 ... - Balmorel

8.6 Fleksibelt elforbrug.........................................................................................1088.7 Vil mere vindkraft forringe elforsyningssikkerheden i fremtiden? ................109Litteratur.............................................................................................................111Bilag 1: Miljøomkostninger ved elproduktionsanlæg............................................115Bilag 2: Balmorel modellen ..................................................................................1194 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


1 ResuméEa Energianalyse a/s har i foråret 2007 i samarbejde med SEAS‐NVE gennemført etanalysearbejde for Vindmølleindustrien med fokus på at kvantificere fordele og ulemperved at udbygge vindkraften i Danmark, så den producerer en mængde svarende til50 pct. af det danske elforbrug i 2025. Denne rapport er resultatet af arbejdet.1.1 IndledningDen 19. januar 2007 offentliggjorde regeringen sit energioplæg ”En visionær danskenergipolitik”, der beskriver målene for den danske energipolitik frem mod 2025.Oplægget er et led i regeringens langsigtede målsætning om at gøre Danmark uafhængigaf fossile brændstoffer som kul, olie og naturgas, og det indeholder bl.a. etmål om, at andelen af vedvarende energi skal fordobles til 30 pct. inden 2025. Samtidigpeger oplægget på, at der i de kommende år skal gøres en indsats for at videreudvikleog kommercialisere de danske styrkepositioner inden for bl.a. store og højeffektivevindmøller.Regeringens oplæg til en energistrategi”Vedvarende energi i 2025:Opfyldelse af målet om 30 pct. vedvarende energi skal baseres på den teknologiskeudvikling.De mest omkostningseffektive VE‐former vil løbende blive søgt fremmet, bl.a.gennem støttesystemet.Væsentlige bidrag kunne komme fra:• En fordobling af vindmøllekapaciteten fra ca. 3.000 MW til ca. 6.000 MW• Ca. 50 pct. af det danske elforbrug i 2025 dækkes af vindmøller• 500‐1.000 havvindmøller vil alene producere strøm svarende til elforbrugeti alle Danmarks boliger.”I Danmarks nabolande er der også planer for udbygning med vindkraft. I Tyskland erder et mål om, at vindkraft i 2020 skal udgøre 20 pct. af elforbruget mod 4 pct. i dag.Det forventes i den forbindelse, at en stor del af udbygningen etableres som havvindmølleparkeri Nordtyskland. Sverige har et nationalt planlægningsmål for vindkraftpå 10 TWh i 2015. Norge har et mål for vedvarende energi og energieffektiviseringpå 30 TWh inden 2016. Fordelingen på teknologier er ikke specificeret, men detforventes, at en stor del af udbygningen skal foregå med vindkraft. Finland har et målfor vindkraft500 MW i 2010 og en vision om 2.000 MW vindkraft i Finland i 2025.Den 9. marts 2007 indgik stats‐ og regeringscheferne i EU tilsvarende en aftale, somhar et mål om at reducere CO 2 ‐udledningen med 20 pct. i 2020, og et bindende målom at 20 pct. af energiforbruget i EU skal dækkes af vedvarende energi i 2020. VEmåletskal omsættes til nationale målsætninger, der tager hensyn til nationale forhold.Kommissionen skal endvidere fremlægge en strategisk teknologiplan i løbet af2007 til drøftelse senest på forårstopmødet i 2008.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 5


Reference50 pct. vind7000700060006000500050004000300040003000200020001000100002015 2020 202502015 2020 2025BiomasseVindBiomasseVindFigur 1: Udbygning med kraftværkskapacitet i Danmark i de to scenarier. I referencescenariet udbyggesmed biomassefyrede kraftværker, især i starten af perioden. I 50 pct. vindkraftscenariet udbygges jævntmed vindkraft som følge af 50 pct. målsætningen. Herudover sker der en udbygning med biomasseanlæg.De øvrige investeringer i kraftværkskapacitet påvirkes kun lidt af vindmålsætningen,og elprisen i 2025 er i dette scenarie 33 øre pr. kWh i Danmark i 2025. Selvom elpriseni Danmark således er lavere end i referencen, reduceres udbygningen med termiskeværker kun med ca. 400 MW. Danmark fastholder til forskel fra i referencescenarietsin rolle som nettoeksportør af el. Alligevel reduceres den danske CO 2 ‐emission til54 pct. over perioden. I det samlede nordeuropæiske system stiger flaskehalsindtægterneyderligere til i alt ca. 5 mia. kr. årligt, hvilket er et signal om, at transmissionsforbindelsernemellem områderne kan udbygges med positiv samfundsøkonomi.Dette er dog ikke yderligere analyseret.Den fysiske indpasningSom led i analysen er de fysiske muligheder for at indpasse 50 pct. vindkraft i detdanske eltransmissionssystem vurderet. Der er ikke udarbejdet en egentlig plan for,hvor fremtidens vindkraftanlæg skal placeres, men de overordnede placeringer erskitseret, og de nødvendige infrastrukturomkostninger er vurderet.Den forudsatte stigning i elforbruget betyder, at der skal produceres knap 20 TWhvindkraft i 2025. Med et fastsat maksimum på 3.500 MW landvind og brug af tilgængeligevinddata for land‐ og havmøller viser modelberegningen, at den danske elinfrastrukturi 2025 skal håndtere i alt 6.500 MW vindkraft eller ca. dobbelt så megetvindmølleeffekt som i dag.En vigtig forudsætning for, at dette kan realiseres, er, at der gennem den kommunaleplanlægning skabes plads til de 3.500 MW landmøller. Hvis denne udbygning på landafpasses skrotningstakten for de eksisterende ca. 2.800 MW ældre og mindre møller,vurderes, at der med stor sandsynlighed ikke er behov for forstærkninger i det overordnedenet alene på grund af landmøllerne.Ud over de eksisterende og besluttede ca. 825 MW havmøller skal der etableres 2.250MW frem mod 2025. Det er i projektet besluttet, at den nødvendige infrastruktur iform af ilandføringsanlæg og netforstærkninger skal etableres uden at bygge nyeluftledninger. Det er valgt at gøre plads til ca. 1.250 MW havmøller i Vestdanmark ogca. 1.000 MW i Østdanmark. En nærmere sammenligning med analyserne i rapporten”Fremtidens havmølleplaceringer – 2025” kan vise, om mølleparkerne med fordel kanplaceres bedre ud fra en helhedsbetragtning.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 9


Det vurderes muligt at etablere ca. 2.250 MW havmøller og 3.500 MW landmøller,uden at der er behov for at forstærke det overordnede eltransmissionsnetmed luftledninger. Ilandføringen af elektriciteten fra nye havmøller foreslås somhovedregel at ske gennem nye jævnstrømskabler frem til stærke knudepunkter itransmissionsnettet.Hovedfilosofien i de løsninger, der er valgt, er så vidt muligt at anvende kabelløsningeri form af højspændt jævnstrømsteknik, såkaldt HVDC‐VSC, til at føre strømmen iland fra parkerne og frem til de eksisterende knudepunkter i nettet. Stærke punkterer Landerupgaard station i Jylland og Bjæverskov på Sjælland. Endvidere antages, atdet planlagte Skagerrak 4 kabel mellem Norge og Vestdanmark kan vælges etableretsom en multiterminal med to danske terminaler i det sydlige Jylland.Økonomiske konsekvenser af 50 pct. vindkraftVed at sammenligne de to scenarier kan de økonomiske konsekvenser af den danske50 pct. målsætning beregnes. I analyserne er disse omkostninger vurderet både forDanmark isoleret betragtet og for det samlede område (Danmark, Norge, Sverige,Finland og Tyskland).Et vigtigt resultat fra modelberegningerne er de samlede årlige energiomkostningerfor at tilfredsstille behovet for el og varme i de fem lande, der indgår i modelområdet.Omkostningerne omfatter kapitalomkostninger til nye anlæg, brændselsomkostninger,drift og vedligehold, samt reguléromkostninger for vindkraften.Udledningen af CO 2 er forskellig i de to scenarier, og en økonomisk fordel ved 50 pct.scenariet er lavere omkostninger til køb af CO 2 ‐kvoter.Merudgifter til netinfrastrukturen skyldes investeringer i ilandføringsanlæg fra havmølleparkerneog de nødvendige netforstærkninger. De samlede omkostninger fornetinfrastrukturdelen vurderes til godt 8 mia. kr. over 16 år, svarende til godt 3,6 mio.kr. pr. MW havmøllepark. Denne investering giver mulighed for at etablere 2.250 MWhavmøller og sikrer en kabelløsning uden etablering af nye luftledninger af hensyn tilvind.Reduktion i skadesomkostninger hidrører fra mindre udledning af SO 2 og NO x somfølge af, at produktion fra termiske anlæg erstattes af vindkraft uden udledninger afskadelige stoffer.I grundberegningen anvendes en samfundsøkonomisk kalkulationsrente på 3 pct.Tabel 1 viser, at der som gennemsnit over årene 2010 ‐ 2025 er et samfundsøkonomiskoverskud ved 50 pct. målsætningen sammenlignet med referencen. Vores analyseviser, at overskuddet bliver godt 20 mio. kr. pr. år for Danmark og ca. 660 mio. kr.pr. år for hele området. Hvis der alternativt anvendes en kalkulationsrente på 6 pct.,får Danmark et underskud på 215 mio. kr., mens der er et overskud på ca. 240 mio. kr.årligt for hele modelområdet.10 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Beregningerne viser også, at den gennemsnitlige danske elpris falder fra 36 øre pr.kWh i 2010 til ca. 33 øre pr. kWh i 2025 i 50 pct. scenariet.Mio. kr. pr. år Danmark Hele områdetFald i energiomkostninger 27 ‐ 287Mindre forbrug af CO 2 ‐kvoter 97 406Netinfrastruktur ‐ 236 ‐ 236Reduktion i skadesomkostninger (SO 2 og NO x ) 132 777Samlet gevinst 20 660Tabel 1: Samfundsøkonomi for 50 pct. vindkraft i Danmark. Samfundsøkonomien er den gennemsnitligeomkostning i perioden 2010‐2025. Der er regnet med 3 pct. rente.Selvom samfundsøkonomien samlet set er positiv, kan forskellige aktørgrupper blivepåvirket i positiv eller negativ retning af målsætningen. Som hovedregel vil elproducenternesamlet set tabe ved øget vindudbygning ifølge modellen, mens forbrugernevil få en gevinst som følge af de lavere elpriser og indirekte i form af øgede flaskehalsindtægter,der tilfalder systemansvaret. I praksis vil aktørøkonomien være afhængigaf de konkrete virkemidler, der vælges for at nå målsætningen, herunder hvordaneventuelle tilskud finansieres.1.4 Del II: Vilkårene for vindkraft i DanmarkI del 1 er de fysiske og samfundsøkonomiske konsekvenser af et scenarie med 50 pct.vindkraft i det danske elsystem vurderet. I del 2 behandles en række andre spørgsmålom vindkraftens indpasning i energisystemet og elmarkedet. Det drejer sig om vilkårenefor investeringer i vindkraft, samt hvordan vindkraften håndteres i elmarkedet.Endelig beskrives sammenhængen mellem vindkraften og forsyningssikkerheden ielsystemet.Vindkraft fra et investorsynspunktStørrelsen af den fremtidige vindkraftudbygning i Danmark bestemmes i praksis af,om det er attraktivt at investere i vindmøller i Danmark, sammenlignet med vilkårenei andre lande. Afregningsvilkårene er uden tvivl en afgørende parameter, men detspiller også en rolle, hvor nemt det er at etablere vindmøller.AfregningsvilkårDer er forskel på afregningsvilkårene for vindmøller på land og offshore.Ejerne af nye vindmøller på land sælger elektriciteten på elmarkedet til markedsprisog får herudover et pristillæg på 10 øre pr. kWh, indtil møllen er 20 år. Hvis den nyevindmølle erstatter en eksisterende mølle, ydes et ekstrapristillæg på 12 øre pr. kWh(skrotningsordningen). Hertil kommer et balanceringstilskud på 2,3 øre pr. kWh, somskal kompensere for vindmølleejernes udgifter til balancering af vindkraften på elmarkedet.Offshore‐vindmøller bygges efter udbud, hvor afregningsprisen fastsættes ud fratilbuddet. De to nyeste parker, som endnu ikke er etableret, får en afregningspris påhenholdsvis 49,9 og 51,8 øre pr. kWh for de første 50.000 fuldlasttimer, svarende til50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 11


ca. 14 års elproduktion. Derefter sælges elektriciteten på markedsvilkår uden tilskud.De højere afregningspriser for offshore‐anlæg sammenlignet med landmøller modsvaresaf højere investeringsomkostninger.I 2006 var den gennemsnitlige markedspris for vindmølleelektricitet ca. 31 ørepr. kWh for den danske vindkraftproduktion. Med pristillægget på 10 øre pr.kWh gav det en samlet afregningspris på 41 øre pr. kWh for en ny vindmølle påland.En sammenligning med afregningsforholdene i Tyskland, Spanien og Storbritannien,hvor vindmølleudbygningen har været i stor vækst i de senere år, viser, at den danskeafregning for landmøller er væsentlig lavere end afregningen i de øvrige lande. I de trelande ligger niveauet på omkring de 67 øre pr. kWh i dag, jf. Tabel 2.Land Støttetype Støtteniveau(øre/kWh)Gns. afregningspris2006 (øre/kWh)Tyskland Fast afregningspris 40 – 68 65 – 68SpanienFast afregningspris 51,4 51,4Markedspris + tillæg 28,5 69,6Storbritannien Grønne certifikater 67 – 75 67 – 75Danmark (nye møller) Markedspris + tillæg 10 41Tabel 2: Sammenligning af støtteniveau i Tyskland, Spanien, Storbritannien og Danmark, angivet i øre/kWh(IEA 2006: World Wind Energy Outlook 2006, BTM Consult 2007: World Market Update 2006).Set fra et investorsynspunkt er det i dag mere interessant at investere i vindmølleri Tyskland, Spanien og Storbritannien end i Danmark.PlanlægningsrammerSiden 2004 har der været en udskiftningsordning for landmøller, som skal erstattegamle, mindre effektive vindmøller (175 MW) med større, mere effektfulde vindmøller(350 MW) inden udgangen af 2009. Der er dog indtil videre kun udpeget få arealertil nye vindmøller. Efter den nye strukturreform er det kommunerne, der skal udpegearealer til opstilling af vindmøller på land, og et udvalg under regeringen er i februar2007 kommet med en række anbefalinger, som skal sætte mere gang i den langsigtedevindmølleplanlægning på land.Der er hidtil opført otte havvindmølleparker i de danske farvande. Endnu et udvalgunder regeringen har i april 2007 udgivet rapporten ”Fremtidens havmølleplaceringer2025”, som foreslår syv områder med et samlet areal på godt 1.000 km 2 , hvor der kanplaceres op til 23 havmølleparker – hver med en installeret effekt på 200 MW.12 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Det er afgørende for den fremtidige udbygning med især landvindmøller, at derkommer gang i kommunernes planlægning, og at der skabes et folkeligt engagementi udbygningen.Vindkraft i elmarkedetI det nordiske elmarked indmeldes vindkraft på lige fod med anden elproduktion tilden nordiske elbørs, Nord Pool, for det kommende driftsdøgn.De vindprognoser, der anvendes til forhåndsanmeldelsen af den forventede vindkraftproduktion,indmeldes op til 36 timer før driftstimen, og de rammer ofte vedsiden af den faktiske produktion. Dermed skabes de såkaldte ubalancer mellem indmeldtog faktisk produktion.Vindkraftens prognosefejl er dog ikke dominerende for dimensionering af reservebehovved håndtering af systemubalancer, selv i Danmark hvor vindkraften udgør ca. 20pct. af den samlede elproduktion. I ca. 40 pct. af tilfælde med prognosefejl går vindkraftensubalance i modsat retning og hjælper dermed med at genoprette systembalancen.Det er ikke kun vindkraft, der skaber ubalance i elmarkedet. Andre årsager til afvigelsermellem planlagt og faktisk drift er fejl i forbrugsprognoser, driftsproblemer påværker og transmissionslinjer.Nord Pool har forskellige handelspladser. På spotmarkedet skal salgs‐ og købstilbudmeldes ind senest kl. 12 dagen før driftsdøgnet, og markedsprisen fastsættes ud fradisse indmeldinger. Efterfølgende kan afvigelser i forhold til indmeldingerne reguleresvia handel på markedspladsen Elbas, som gør det muligt at handle ned til en time, førleveringen finder sted. Den endelige tilpasning mellem elforbrug og elproduktion, densåkaldte balancering, håndteres af systemansvaret i selve driftstimen. Dette gøresgennem et fællesnordisk regulérkraftmarked, hvor de systemansvarlige selskaber ereneopkøbere.Nord Pools markedsdesign gør det muligt at håndtere vindkraften i elmarkedet,selvom produktionen er bestemt af vindforholdene, og det derfor er vanskeligtat forudsige produktionen lang tid i forvejen. Det bør dog undersøges, om vindkraftensreguleringsomkostninger kan reduceres ved at flytte indmeldingerne tilElspot tættere på driftstimen.Systemansvarets balanceomkostninger betales af de markedsaktører, der forårsagerubalancen. Balanceringsomkostninger for vind har i de senere år i Danmark andragetca. 2 øre pr. kWh vindkraft, højest i Vestdanmark.Disse balanceomkostninger kan principielt reduceres ved øget handel på Elbas, somdog først er kommet i funktion i april 2007 i Vestdanmark. Det må forventes, at Elbas istigende grad vil blive anvendt til balancering af unøjagtige vindkraftprognoser i frem‐50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 13


tiden, da det kan blive en effektiv måde at reducere omkostningerne ved prognosefejlpå.Vindkraft og elprisenDe lave marginale driftsomkostninger ved vindkraftproduktionen betyder, at elektricitetenfra vindkraftanlæggene i princippet bydes ind på markedet til prisen nul. Vindkrafthar derfor en prissænkende effekt på elmarkedsprisen i perioder med megetvind.Figur 2: Stiliseret udbud‐/efterspørgselskurve for det nordiske og tyske elmarked.Når vindmøllerne producerer, presses de dyre værker ud af elmarkedet i den pågældendetime, hvorved elmarkedsprisen sænkes. Indfødning af vindkraft kan også føretil, at vandkraftværker i Norge og Sverige tilbageholder produktion, som så indfødes isystemet på tidspunkter, hvor elprisen er høj. Vindkraften har dermed både en direkteog indirekte prisdæmpende effekt på elmarkedsprisen.Nulpriser og eleksportVindkraft, en del af kraftvarmeanlæggene samt elproduktion, der kører af hensyn tilforsyningssikkerheden, kaldes for bunden elproduktion. Især i Vestdanmark kan denbundne elproduktion overstige elforbruget, og produktionen må eksporteres uansetpriserne i elmarkedet. Dette kan fx ske, når vinden blæser kraftigt. Siden 1999 er elpriseni Vestdanmark på denne måde faldet til nul i ca. 200 timer. Prisforskellen mellemDanmark og naboområdet, der eksporteres til, deles mellem de to systemansvar,og den danske del indkasseres af Energinet.dk til gavn for de danske forbrugere.Det danske samfund får også i nulpristimer indtægter ved eleksport. Det vil dogalligevel være en fordel for det samlede system, hvis den bundne elproduktionfra kraftvarmeanlæg og regulerende anlæg reduceres. Det kan fx ske ved atdække fjernvarmebehovet ved ren varmeproduktion eller ved elpatroner ogvarmepumper i perioder med lave elpriser. Sådanne tiltag vil også øge værdienaf en yderligere udbygning med vind.14 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Stormen ”Gudrun” ramte Danmark i januar 2006, og de danske vindkraftanlæg reduceredeproduktionen fra godt 2.000 MW til under en tiendedel over ca. 8 timer. Detstørste fald i vindkraftproduktionen skete dog over ca. 3 timer, hvor produktionenfaldt med mere end 400 MW/time. Med god planlægning, kommunikation og geografiskspredning af vindmøllerne er den hurtige ændring i produktionen fra vindmøllerikke et problem for systemsikkerheden. Episoden i januar 2006 illustrerer dog, atstørre mængder vindmøller, der er koncentreret på ét sted, måske med fordel kanindstilles til at stoppe ved forskellige maksimale vindhastigheder.Selv om den fluktuerende produktion fra vindmøller ikke er et problem for systemsikkerheden,kan den være et problem for systemtilstrækkkeligheden, som udtrykker, ihvilket omfang der er nok elproduktionskapacitet og elnet til at dække elforbruget tilenhver tid.Inden for et større geografisk område som for eksempel Norden vil elkapacitet iét land gennem udlandsforbindelserne kunne bidrage til tilstrækkeligheden inabolandene. Eksempelvis er Finland i dag afhængig af import for at opfyldetilstrækkelighedskravet.Vindkraftens værdi for systemtilstrækkeligheden er især afhængig af, hvor meget detblæser i de timer, hvor elforbruget er højest. I 2006 ydede de danske vindkraftværkeri gennemsnit ca. 35 pct. af deres maksimale ydeevne i de 100 timer, hvor elbehovetvar allerstørst. Hvis disse 35 pct. kunne garanteres med rimelig høj sikkerhed, kunnevindkraften tillægges en effektværdi på 35 pct. I dag indgår den danske vindkraftsbidrag til tilstrækkeligheden med en effektværdi på nul.MW3000Vindproduktion250020001500100050000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100TimerFigur 5: Varighedskurve over vindkraftproduktion i de 100 timer, hvor det danske elforbrug var højest i2006. I ni af timerne var produktionen under 300 MW. Den gennemsnitlige effekt var 1.070 MW.Vindkraftens effektværdi vil også være afhængig af, hvor fleksibelt det øvrige systemer. I et mere dynamisk energisystem vil elforbruget med hjælp af automatik og kommunikationsudstyrvære styret af elprisen i hver time, og når der er knaphed på effektvil forbruget falde som følge af de høje elpriser. Når det ikke blæser på en vinterdag,16 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


vil elpriserne derfor stige, men forsyningssikkerheden vil være intakt, fordi forbrugetfalder – vel at mærke, hvis markedet fungerer effektivt. Udviklingen af et prisfleksibeltelforbrug er et vigtigt led i det fremtidige energisystem.Vindkraft udfordrer principielt forsyningssikkerheden, når ændringer i vindenikke er forudset, og når der mangler vind ved højt elforbrug. I Norden kan samspilletmellem vindkraft og vandkraft øge forsyningssikkerheden i alle lande vedat sikre Norge mod elmangel i tørår og ved at sikre Danmark mod effektmangel ivindstille perioder. Effektiv samhandel over et stort geografisk område kan ogsåsikre, at vindkraften med meget stor sandsynlighed leverer et bidrag større endnul til ethvert tidspunkt. Endelig vil prisfleksibelt elforbrug skulle spille en størrerolle ved større mængder vindkraft.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 17


18 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


EU kommissionen vurderer i sin køreplan for vedvarende energi fra januar 2007, atvindkraften er et af de mest økonomiske VE‐teknologier i dag, og at den vil kunnedække 12 pct. af EU’s elbehov inden 2020.OpfølgningUdbygning med vindkrafti DanmarkDe politiske visioner som er udtrykt i den danske regerings energioplæg og i EUledernesaftale skal i den kommende tid udmøntes i mere konkrete retningslinjer oghandlinger. Det sker både som en del af EU kommissionens arbejde med en fællesenergistrategi og i Danmark i form af en politisk aftale som udmønter energioplæggetfra januar.I den forbindelse rejser der sig en række spørgsmål om den fremtidige udbygning medvindkraft i Danmark:• Hvordan er det muligt at indpasse en større mængde vindkraft rent fysisk i detdanske elsystem?• Hvilke konsekvenser vil det få for elmarkedet og for forsyningssikkerheden?• Hvilke drivkræfter og barrierer oplever investorer i Danmark?• Hvad er fordele og ulemper ved en målsætning om 50 % vind‐elektricitet i2025?Det er disse spørgsmål, som er udgangspunktet for den analyse, som er afrapporterether.I rapportens del 1 gennemgås to scenarier for det nordeuropæiske elmarked – Danmark,Norge, Sverige, Finland og Tyskland frem mod 2025. I det ene scenarie, referencescenariet,styres udbygningen med vindkraft i Danmark af markedet, i det andetscenarie, 50 pct. vindscenariet, fastlægges udbygningen ud fra en målsætning om, atder gradvis skal opbygges til 50 pct. vind‐elektricitet i det danske elnet i 2025. Forudenmodelanalyser af det samlede elsystem er det vurderet, hvordan infrastrukturenvil skulle tilpasses i Danmark for 50 pct. vindscenariet.I del 2 behandles en række andre spørgsmål om vindkraftens indpasning i energisystemet,den fysiske planlægning og i elmarkedet. Det drejer sig om vilkårene for investeringeri vindkraft, samt hvordan vindkraften håndteres i elmarkedet. Endelig beskrivessammenhængen mellem vindkraften og forsyningssikkerheden i elsystemet.20 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Del 1: 50 pct. vind i 2025 – en scenarieanalyse3 Analyse af 50 pct. vindkraft i DanmarkI kapitlet beskrives metode, model og forudsætninger til beregning af den samfundsøkonomiskeværdi af 50 % vindkraft i Danmark i 2025. Følgende hovedspørgsmålundersøges i kapitlet:• Hvordan vil investeringer i vindkraft spille sammen med øvrige investeringer ielmarkedet i Norden og Tyskland?• Hvordan udvikler produktionsmønster, udveksling over grænser og elpriser sig idet nordeuropæiske marked, hvis der sættes en målsætning om 50 % vindkrafti Danmark?• Hvad er den samfundsøkonomiske værdi af 50 % vindkraft for systemet?• Hvordan fordeler den samfundsøkonomiske værdi sig på forskellige aktørgrupper,herunder elproducenter, elforbrugere og systemansvaret?I kapitlet redegøres bl.a. for systemanalyserne med elmarkedsmodellen Balmorel.Kapitlet beskriver metodik, model og forudsætninger i energisystemanalyserne. Endvidereer der inkluderet beregninger, som viser resultater af energisystemanalyserne.Forudsætninger i analysen3.1 Analysens konklusionerAnalysen er gennemført for det samlede el‐ og kraftvarmesystem i Norden og Tysklandi to scenarier for 2010 til 2025, et referencescenarie og et scenarie med en målsætningom 50 % vindkraft i Danmark. Den kvantitative analyse er gennemført ved atlade en Balmorel foretage optimale investeringer i kraftværker i årene 2010 – 2025med og uden målsætninger for vind, og under en række antagelser om prognosepriserfor gas, olie, kul, biobrændsler og CO 2 . I begge forløb forudsættes en udvikling ibrændselspriserne i overensstemmelse med IEA’s World Energy Outlook 2006. Dettebetyder, at olieprisen gennem hele perioden ligger på ca. 50 US$/tønde. Der regnesendvidere med, at kvoteprisen på CO 2 er 150 kr./ton over hele perioden.I begge scenarier er det udgangspunktet, at der sker en elforbrugsstigning på lidtunder 1 % pr. år. samtidig med, at 30 – 40 % af den eksisterende termiske kraftværkskapacitettages ud af drift. I Tyskland udfases den eksisterende atomkraftkapacitetfrem mod 2025. I landene omkring Danmark er det forudsat, at der sker en ret markantudbygning med vindkraft som følge af politiske initiativer. Sverige, Norge ogFinland øger vindkapaciteten til ca. 13.000 MW i 2025, mens Tyskland i alt når 48.000MW i 2025. I modelberegningerne er det ikke muligt at investere i vindkraft udoverdisse forudsatte investeringer i andre lande end Danmark.ReferencescenarietStigningen i elforbruget og skrotningen af en betydelig del af den eksisterende kraftværkskapacitetbetyder, at Balmorel i referencescenariet investerer i ca. 49.000 MWny kapacitet i det samlede område. Heraf er størsteparten ny termisk, gas‐ og kulfyretkraftværkskapacitet i Tyskland, der erstatter atomkraft og skrottede, termiske værker.I Finland og Norge investeres i samlet ca. 1.900 MW ny gaskraft, mens der ikke kom‐50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 21


mer ny kraft i Sverige. I Danmark bliver der investeret i ca. 1.300 MW nye, centraletermiske kraftvarmeværker fyret med træ. Centrale biomassefyrede kraftvarmeværkerbliver dermed konkurrencedygtige, hvilket bl.a. skyldes den danske afgiftsstrukturfor varmeproduktion.I referencescenariet stiger elprisen til niveauet for de langsigtede marginalomkostningerfor nye kraftværksteknologier. I Norden stiger elprisen fra omtrent 32‐33 øre/kWhi 2010 til 35‐36 øre/kWh i 2025, mens den i Tyskland falder fra ca. 39 øre/kWh til 36øre/kWh. Faldet i den tyske pris skyldes den markante udbygning med ny vindkraftsammen med udskiftningen af den termiske kraftværkspark med nye og mere effektivekraftværker. Udbygningen med vindkraft i Tyskland betyder samtidig, at Tysklandgennem perioden går fra at være nettoimportør fra Norden til at være nettoeksportør.Danmark bliver i den forbindelse transitland for strøm fra kontinentet med nord.Finland og Sverige øger deres nettoimport over perioden, mens Danmark går fra enrelativt stor nettoeksport på 11 TWh i starten af perioden til en nettoimport på 2 TWhi 2025.50 pct. vind scenarietI 50 pct. vind scenariet sker der investeringer i vindkraft i Danmark, således at der i2025 er ca. 6.400 MW vindkraft i Danmark. Der udbygges først med landmøller iDanmark, således at der totalt er 3.500 MW vindkraft på land, og derefter udbyggesmed havvind. Der er fortsat investeringer i centrale, træfyrede kraftværker i Danmark,mens kapaciteten af disse reduceres fra ca. 1.300 MW til ca. 900 MW. Målsætningenom 50 pct. vindkraft i Danmark betyder samtidig, at kraftværksinvesteringerne i deøvrige lande reduceres med ca. 1.000 MW.Den kvantitative analyses resultater kan sammenfattes i følgende hovedpunkter:• I 50 pct. vind scenariet stiger flaskehalsindtægterne til de systemansvarligeselskaber i det samlede område til ca. 5 mia. kr./år. Dette viser et kraftigt behovfor udbygning af transmissionsnettet internationalt, som følge af densamlede vindmængde.• Modelberegningerne indikerer, at det vil være nødvendigt med et incitament,som for eksempel et produktionstilskud, på ca. 8 øre/kWh til landvindog 13‐18 øre/kWh til havvind afhængig af placering for at opnå den ønskedemålsætning. Usikkerhed om markedsprisen på el og de fremtidige møllepriserkan øge tilskudsbehovet i praksis.• Prisen på el i Danmark falder fra 361 kr./MWh til 330 kr./MWh i 2025, hvismålsætningen gennemføres. Elprisfaldet skyldes hovedsageligt flere lavpristimer,specielt i Vestdanmark.• CO 2 ‐udslippet i Danmark reduceres med 1,4 millioner tons og i Norden ogTyskland sammenlagt med ca. 7 millioner tons i 2025 i 50 pct. scenariet i forholdtil referencescenariet. Med den forventede kvotepris på 150 kr./ton harkvoterne en samlet værdi på 1.050 millioner kr. i det år.• Danmarks årlige nettoeleksport er 10‐11 TWh højere i 50 pct. vind scenariet i2025, især til Sverige.Analysen af konsekvenser for systemøkonomien af en 50 pct. målsætning for vindkrafti Danmark kan sammenfattes i følgende hovedpunkter:22 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


• Der er en samfundsøkonomisk gevinst ved at gennemføre denne ambition.Ifølge modelberegningerne udgør denne 124 mio. kr. årligt for Danmark. Forhele Norden og Tyskland er den samfundsøkonomiske gevinst 119 mio.kr./år. Heri er indregnet gevinster ved reduceret CO 2 ‐udledning, men ikkegevinster ved reduceret luftforurening og omkostninger til infrastruktur.• Generelt vil elproducenterne tabe på, at der indføres en målsætning om 50pct. vindkraft i Danmark i 2025, mens elforbrugerne, vil få en gevinst somfølge af lavere elpriser. Dette gælder såvel for Danmark som for det samledesystem.• De reducerede skadesomkostninger fra SO 2 og NO x i 50 pct. vind scenariet eropgjort til 132 mio. kr. årligt for Danmark og til 777 mio. kr. for det samledeområde.Samfundsøkonomi er beregnet med diskonteringsrente på 3 pct. Omkostninger tilinfrastruktur er opgjort i kapitel 4, mens de samlede samfundsøkonomiske konsekvenserer samlet i kapitel 5.3.2 MetodeFor at belyse systemomkostningerne ved at indpasse op til 50 pct. vindkraft i det danskeenergisystem i 2025 opstilles et scenarie med 50 pct. vindkraft i Danmark samt etreferencescenarie. Ud fra dette vurderes den samfundsøkonomiske værdi af vindkrafti 2025. Den samfundsøkonomiske værdi beregnes ved at lade en elmarkedsmodelforetage optimale investeringer i kraftværker i årene 2010 – 2025 med og uden målsætningerfor vind, og under en række antagelser om prognosepriser for gas, olie, kul,biobrændsler og CO 2 . Der ses på en sammenligning af udvikling i det nordiske og tyskeelsystem med og uden en målsætning om 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025.Beregningerne udføres ved anvendelse af elmarkedsmodellen Balmorel, som beskriverel‐ og kraftvarmesystemerne i det analyserede område. Balmorel modellen erbeskrevet nærmere i bilag 2.Figur 6: Beregningsmetodikken i beregningerne af den samfundsøkonomiske værdi af vindkraft 2010‐2025.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 23


Beregningsmetodikken er vist i ovenstående figur. Grundberegningsforløbet opstillessom følger.• Opstilling og verificering af system 2007• Simulering af optimal drift og investeringer under de givne forudsætningerog rammebetingelser i elsystemet i perioden 2010 ‐ 2025 med og uden danskvindmålsætning. Der beregnes på årene 2010, 2015, 2020 og 2025. Samfundsøkonomienberegnes.Der beregnes et tidsmæssigt investeringsforløb for perioden 2007 til 2025, bl.a. for atbelyse aspekter omkring timingen af de nødvendige investeringer. Dette gøres ved atlade modellen foretage investeringer i 3 udvalgte år, 2015, 2020 og 2025 på vej modopnåelse af målsætningen i 2025. Investeringer i ny kapacitet i år 2015 antages atrepræsentere investeringer i perioden 2011‐2015, investeringer i 2020 repræsentererperioden 2016‐2020, og 2025 repræsenterer 2021‐2025. En beregning for 2010 inkluderesogså, men der kan modelmæssigt ikke investeres i dette år. Det forudsættes iudgangspunktet, at målsætningen om 50 pct. vindkraft i 2025 nås gennem en lineærforøgelse af den nuværende vindkraftandel op til 50 pct. i 2025. Samfundsøkonomienbelyses ved en sammenligning af de samlede systemomkostninger i referenceforløbetog i forløbet med 50 pct. vindkraft i 2025.I dette projekt er en målsætning om 50 pct. vindkraft i 2025 opfattet som, at vindkraftskal dække 50 pct. af bruttoelforbruget i 2025. Det er her valgt at tage udgangspunkti, at produktionen skal stige procentvist lineært fra den forventede andel i 2010 til2025, hvilket vil sige, at i hver femårsperiode skal produktionsandelen stige med 9procentpoint.Historisk udbygning og målsætning for vindkraftudbygning i Danmark60%50%Procent af bruttoforbruget40%30%20%10%0%1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025Historisk udbygning Planlagt udbygning Målsætning i modellenFigur 7: Den anvendte målsætning går fra 32 pct. i 2015, 41 pct. i 2020 til 50 pct. i 2025. I figuren ses endvidereden historiske udvikling for andel af vindkraft i den danske elforsyning.3.3 HovedforudsætningerBalmorel modellen skal forsynes med forudsætninger, som beskriver det system, deranalyseres. Der trækkes som udgangspunkt på en datamæssig beskrivelse af syste‐24 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


merne i dag, som er udviklet igennem en række tidligere projekter. Dette er bl.a.forskningsprojekter under Energiforskningsprogrammet og EU’s rammeprogrammersamt projekter gennemført af den tidligere systemansvarlige for Østdanmark, ElkraftSystem. Det er en del af filosofien bag Balmorel, at data i videst muligt omfang skalvære offentligt tilgængelige (se www.balmorel.com).Data er i dette projekt opdateret med ny information, eksempelvis nye kraftværkeretc. Hertil kommer en fremskrivning af energibehovet, specifikt el og fjervarme,brændselspriser mv. I det følgende gennemgås i detalje de datamæssige forudsætninger.Modellens geografiske områdeDanmark er en del af det nordiske elmarked, men også forbindelsen til det tyske elsystemhar væsentlig betydning for udviklingen af det danske elsystem. Derfor er detvalgt i dette projekt at arbejde med Norden og Tyskland som det overordnede geografiskeområde. I modellen er lande opdelt i regioner, der er adskilt af transmissionskapacitet.Denne opdeling afspejler de mest relevante begrænsninger i transmissionsnettet.Tyskland er trods sin størrelse kun inddelt i 3 regioner.Figur 8: Modellens geografiske område. Der regnes med 3 el regioner i Tyskland samt 10 regioner i Norden.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 25


ProduktionskapacitetNedenstående tabel viser produktionen på kraftværker i Norden og Tyskland i 2005.Danmark Finland Norge Sverige TysklandTotal produktion 34,353 67,862 137,948 154,729 579,300‐ A‐kraft ‐ 22,334 ‐ 69,461 155,000‐ Andet termisk 27,715 31,764 976 12,195 343,900‐ Vandkraft 23 13,597 136,465 72,143‐ Vindkraft 6,615 167 507 93080,400Nettoimport fra nordiske11,175 5,832 ‐12,255 ‐4,752lande‐8,500Nettoimport fra andre lande ‐9,800 11,312 215 ‐2,645Totalt forbrug (inklusivnettab og elkedler) 35,728 85,006 125,908 147,332Tabel 5: Kraftbalance i 2005, GWh (Nordel 2005 og Eurostat 2005).561,500pumpe‐(9,400)Fremskrivning af produktionskapacitettil 2025Scenariebillederne for produktionskapacitet i 2015 og 2025 tager udgangspunkt i dennuværende kapacitet i det nordiske system. Fremskrivning af produktionskapacitetenbaseres på nedenstående punkter:• Eksisterende produktionskapacitet (givet eksogent)• Skrotninger af eksisterende produktionskapacitet (givet eksogent)• Nye planlagte investeringer, som er vedtaget og kendt (givet eksogent)• Andre, nye investeringer (beregnet endogent i modellen)Eksisterende produktionskapacitetTabel 6 viser de anvendte grundforudsætninger om elproduktionskapaciteten i Nordenog Tyskland i 2005.Danmark Finland Norge Sverige Norden TysklandElkapacitet i MW 13.585 16.410 27.945 32.132 90.072 114.900‐ Vandkraft 0 2.981 27.607 15.129 45.717 8.700‐ Kernekraft 0 2.656 0 8.822 11.478 20.700‐ Naturgas 2.858 2.002 0 591 5.451 11.300‐ Kul (inkl. brunkul) 5.593 3.649 0 1.000 10.242 49.600‐ Tørv 0 2.272 0 560 2.832 0‐ Olie 1.113 1.608 188 4.590 7.499 10.360‐ Affald 299 0 20 138 457800‐ Biomasse 566 1.202 30 903 2.701‐ Vind 3.156 40 100 399 3.695 16.660Tabel 6: Grundforudsætning om produktionskapacitet i Norden 2005, nominel kapacitet. Tyske data er herbaseret på information fra Power In Europe 2005.Den samlede kapacitet i det nordiske system nedskrives i modellen for at tage hensyntil driftsreserver og revisioner. Den tilgængelige kapacitet varierer således uge for ugehen over året. Om vinteren antages for de termiske værker, at mellem 10 og 15 pct.ikke er tilgængelig for spotmarkedet, mens det om sommeren er mellem 20 og 40 pct.afhængig af område og tidspunkt. I Tyskland er den termiske kapacitet nedskrevet50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 27


med ca. 10 pct. For vandkraften antages, at 15 pct. af produktionskapaciteten ikke ertilgængelig. Dette gælder hele året og for alle systemområder.SkrotningerDer er indlagt en vis mængde skrotning af den termiske kapacitet (3 pct. årligt i perioden2010 ‐ 2025). Skrotningen foretages ved årligt at nedskrive kapaciteten på deneksisterende termiske kraftværkspark (dvs. ekskl. vandkraft og kernekraft). Dettebetyder, at den samlede kapacitet af eksisterende termiske anlæg reduceres med ca.37 pct. i perioden 2010 – 2025. I Danmark er det endvidere valgt at skrotte den eksisterendelandvind gradvist frem til 2025.Det forudsættes, at de tyske atomkraftværker skrottes ved udtjent levetid i overensstemmelsemed de politiske aftaler, der er indgået. I Sverige derimod antages detikke, at den eksisterende kapacitet skrottes, trods at svenskerne vedtog dette ved enfolkeafstemning i 1980. Ræsonnementet for denne antagelse er todelt. Dels er derikke tegn på, at svenskerne forbereder sig på afviklingen af deres atomkraft (medundtagelse af lukningen af Barsebäck). Dels forestår en opgradering af de svenskeatomkraftværker (Vattenfall, 2006).Nye, planlagteinvesteringerSom planlagte investeringer indgår allerede besluttede værker, samt forventningerom politisk bestemte investeringer i vindkraftanlæg i perioden frem til 2025. Denvæsentligste enkeltinvestering er det nye kernekraftværk i Finland på 1.600 MW, derforventes idriftsat i 2010. De øvrige finske atomkraftværker antages levetidsforlænget.Tabel 7 nedenfor viser investeringer i konventionelle kraftværker i perioden.Elkapacitet i MW Danmark Finland Norge Sverige Tyskland‐ Kernekraft 1.600‐ Naturgas 600(Norge Syd)670(Malmø ogGöteborg)Tabel 7: Nye planlagte investeringer i Norden og Tyskland fra 2005‐2025.Det er valgt metodisk at lægge investeringer i vindkraft ind eksogent i alle andre landeend Danmark. Dog er de nuværende kendte investeringer i vindkraft lagt ind i Danmark,herunder 2 nye havmølleparker (400 MW) og ny landvind som følge af skrotningsordningen(175 MW).Investeringer i vindkraft i de øvrige lande er baseret på Nordels forventninger (Nordel,2007) og for Tyskland på DENA studiet (DENA, 2005). Der sker en udbygning frem til2020, men ikke herefter, se tabellen nedenfor.Elkapacitet i MWFinlandtotalNorgetotalSverigetotalTysklandlandvindTysklandHavvind2010 410 1275 2000 22.248 5.4002015 610 3250 4000 26.200 9.8002020 860 6000 6000 27.900 20.4002025 860 6000 6000 27.900 20.400Tabel 8: Udvikling installeret vindkraftkapacitet i Finland, Norge, Sverige og Tyskland fra 2010 ‐ 2025.28 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Som det fremgår af tabellen, sker der særligt i Tyskland en stor udbygning med vindkraft.Udbygningen med tysk havvind sker helt overvejende i Nordsøen, og såledesforventes 18,7 GW ud af den samlede udbygning med havvind i Tyskland at ske iNordsøen. Figuren nedenfor viser, hvor stor en andel af elforbruget vindkraft udgør iårene 2010 – 2025 i landene omkring Danmark med de anvendte forudsætninger.Vindkraftandel i landene omkring Danmark20%18%16%14%12%10%8%20102015202020256%4%2%0%Finland Norge Sverige TysklandFigur 9: Forudsat vindkraftudbygning i landene omkring Danmark.Investeringsmuligheder imodellenDer regnes i modellen med endogene investeringer. Der kan investeres i følgendeteknologier:• Gasturbiner combined cycle, kondens og kraftvarme (gasfyret)• Gasturbiner, single cycle, kondens (gas‐ eller oliefyret)• Decentrale dampturbineanlæg, kraftvarme (olie, gas, biomasse)• Centrale dampturbineanlæg, kondens og kraftvarme (kul, biomasse, olie, gas)• Land‐ og havbaseret vindkraft (kun i Danmark)• Varmekedler (olie, gas, biomasse)• VarmepumpeanlægTeknologidata for nye teknologier er baseret på Teknologikataloget, som blev udarbejdetaf Energistyrelsen, Elkraft System og Eltra i 2005.Som nævnt kan der kun investeres i vindkraft i Danmark. I de øvrige lande antagesvindkraftudbygningen at være drevet af de politiske rammebetingelser, og der antagesderfor ikke investeringer på markedsvilkår. For vindmøller fremgår investeringsdataaf figuren nedenfor.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 29


14Investeringspriser (Mio. kr./MW)1210864202005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Landvind - modelinput Havvind - modelinput Landvind frem til 2007 Havvind frem til 2007Figur 10: Investeringsdata for vindmøller. Der er antaget et lineært fald fra prisniveauet i 2005 til en estimeretpris i 2025. Estimatet i 2025 er baseret på Teknologikataloget og IEA’s ”Projected costs of generatingelectricity – 2005 update”. Figuren viser endvidere den prisstigning, som er sket fra 2005 til 2007 (BTMConsult 2007, IEA 2005 og Energistyrelsen, Elkraft System og Eltra 2005).For vindkraft er priserne i dag, specielt for landvind, højere end de priser, som erfremlagt i Teknologikataloget. Ifølge BTM Consult var vindmølleinvesteringspriser forlandvind for nogle år siden 1 mio. euro/MW, mens de i 2007 er steget til 1,26 mio.euro pr. MW. Det vurderes, at det er den stigende efterspørgsel efter vindkraftanlæg,som har drevet priserne op, og at denne prisstigning ikke er blivende. Det er derfor idenne analyse valgt at tage udgangspunkt i prisniveauet i 2005 og derfra antage, atprisen vil falde lineært til et estimat, som er baseret på Teknologikatalogets (Energistyrelsen,Elkraft System og Eltra 2005) estimat i 2025 og på IEA’s publikation ”Projectedcosts of generating electricity – 2005 update” (IEA, 2005).De samlede drift og vedligeholdelsesomkostningerne for ny landvind forventes atfalde fra omtrent 7 øre/kWh i dag til 5 øre/kWh i 2025. For ny havvind forventes derikke et fald i de samlede drift og vedligeholdelsesomkostninger, da møllerne forventesat blive placeret længere og længere ude på havet. I hele perioden regnes havvind athave en samlet omkostning til drift og vedligehold på 10 øre/kWh.Potentiale for vindkrafti DanmarkDer er i beregningerne forudsat at der i Danmark maksimalt kan investeres i 8.000MW vindkraft. Disse er fordelt således at der maksimalt kan installeres 6.000 MW iVestdanmark og 2.000 MW i Østdanmark. Den maksimale kapacitet er endviderebegrænset således at der ikke kan være over 3.500 MW installeret effekt i form aflandmøller. Disse er fordelt således, at der maksimalt kan være 2.778 MW landvind iVestdanmark og 722 MW landvind i Østdanmark, svarende til den procentvise fordelingaf landvind mellem Øst‐ og Vestdanmark i dag. Endvidere er det i modellen antaget,at der maksimalt kan bygges 500 MW ny vindkraft om året i Danmark.30 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Fuldlasttimer og profilerNedenstående tabel viser antallet af fuldlasttimer for vindkraft i de forskellige lande imodellen.Danmark Finland Norge Sverige TysklandØst Vest NV NØ CentralLandvind 1702 1986 2650 3000 2800 1986 1702 1702Havvind 3333 41503333 3333 ‐Tabel 9: Fuldlasttimer for vindkraft i landene i modellen. For Danmark er det alene for eksisterende landvind– ny landvind antages at have 2.500 fuldlasttimer i både Øst‐ og Vestdanmark.Fuldlasttimer for Norge, Sverige og Finland er baseret på den forventede elproduktionfra vind i Nordels fremskrivning (Nordel, 2007). Der skelnes ikke her mellem land‐ oghavvind, og fuldlasttimerne må derfor opfattes som et gennemsnit mellem land oghav. Fuldlasttimer for Tyskland er baseret på den forventede elproduktion fra vind iDENA‐studiet (DENA, 2005).De i tabellen viste fuldlasttimer for Danmark er et gennemsnit for eksisterende landmøller,som dækker over et bredt spænd af størrelser og placeringer. For nye landmølleri Danmark er der antaget 2.500 fuldlasttimer i såvel Øst‐ som Vestdanmark.Profiler for vindkraftproduktion henover året er baseret på profiler fra 2001. For ØstogVestdanmark er der anvendt profiler fra Balmorels database. Disse profiler er baseretpå måledata leveret af Eltra og Elkraft System (nu Energinet.dk). For Norge, Sverigeog Finland er der anvendt særskilte profiler, som stammer fra det EU‐finansieredeprojekt WILMAR. For Tyskland er der anvendt danske profiler, da særskilte profilerikke har været tilgængelige.Vindkraftens reguleringsomkostninger er indregnet som en eksogen variable omkostningved produktion som afholdes af vindmølleejeren. Der er anvendt en simpel antagelseom at reguleringsomkostninger for vindkraft er ca. 2 øre/kWh i starten af perioden(svarende til dagens niveau) og 4 øre/kWh i slutningen af perioden. Stigningenskyldes udviklingen i vindkraft i systemet.EltransmissionI modellen er lande opdelt i regioner, hvorimellem der er begrænsninger i eltransmissionskapaciteten.Denne opdeling afspejler de mest relevante begrænsninger i transmissionsnettet.Tyskland er trods sin størrelse kun inddelt i 3 områder, mens Nordener inddelt i 10 områder. Eksisterende transmissionsbegrænsninger mellem områderneer inkluderet. Begrænsninger i distributionssystemet er ikke repræsenteret.Nordels prioriterede snitYderligere udbygningerInternt i Norden forudsættes, at alle fem prioriterede snit er udbygget i 2015. Der ertale om følgende fem snit; Storebæltsforbindelsen, Snit 4 internt i Sverige, Nea‐Järpströmmen mellem Norge og Sverige, Fennoskan mellem Sverige og Finland ogSkagerrak 4 mellem Vestdanmark og Norge.Der regnes med, at NorNed kablet mellem Norge og Holland på 700 MW er etableret.I Norge regnes der med, at forbindelserne mellem Norge Syd og Norge Midt og mel‐50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 31


lem Norge Midt og Norge Nord hver udbygges med 600 MW i begge retninger for atkunne håndtere den stigende mængde vindkraft. I Tyskland antages det, ateltransmissionskapaciteten fra Nordvest mod det centrale område øges med 4.000MW i forhold til i dag, som konsekvens af den omfattende tyske vindkraftudbygning iNordvesttyskland. Dette er i tråd med DENA‐studiet, som forventer en udbygning afdet tyske transmissionsnet.Det er antaget, at kun 90 pct. af den nominelle kapacitet for transmissionsforbindelserneer tilgængelig, da kapaciteten ofte er reduceret af forskellige årsager.Figur 11: Eltransmissionskapaciteter i modellen. Beregningerne tager udgangspunkt i det nordiske systemsom beskrevet i Balmorel databasen, dog efter udbygningen af Nordels 5 prioriterede snit. Det tyske systemtager udgangspunkt i EU projektet Wilmar’s opdeling af det tyske net. Der er her foretaget en skønsmæssigforstærkning af forbindelsen fra Nordvesttyskland til det centrale område. Den svenske forbindelse til Polener ikke medtaget.Forbindelser til lande udenfor modelområdetForbindelserne mellem Finland og Rusland og Finland og Estland håndteres som fasteudvekslingsmængder, som specificeres i hvert tidsafsnit. Der antages en samlet årligimport til Finland på i alt 11 TWh i alle år.32 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


BrændselspriserBrændselspriserne for fossile brændsler er fastsat ud fra prognoser i IEA’s WorldEnergy Outlook 2006. Nedenstående tabel viser de anvendte brændselspriser i 2005,2015 og 2025 for de nordiske lande og Tyskland (omregnet fra IEA’s World EnergyOutlook 2006).Omregningen fra grundpriser for fossile brændsler til priser for brændsler an kraftværker baseret på metoden fra Energistyrelsens beskrivelse af brændselsprisforudsætninger(Appendiks: forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet).KulDKK06/GJ Letolie FuelolieNaturgasHalmTræ2005 67,0 37,5 15,4 36,6 33,8 33,12015 67,2 37,6 13,7 37,8 33,8 33,12025 69,4 38,9 14,3 39,7 33,8 33,1Tabel 10: Brændselspriser.I Norge antages gaspriserne at være 10 pct. lavere for at afspejle den direkte tilgang tilog distancen til de alternative afsætningsmuligheder. Modsat, antages svenske gaspriserat være 10 pct. højere pga. transitomkostninger.CO 2 ‐kvoteprisMiljø og afgiftsforholdDet antages, at EU’s CO 2 ‐kvotehandelssystem omfatter hele det nordiske elsystem.Endvidere antages, at alene kvoteprisen har indflydelse på elmarkedet. Der tagessåledes ikke stilling til kvotetildelingsprincipperne (fx til nye værker) og den samledemængde tildelte kvoter.Kvoteprisen lægges ind som en eksogen variabel, der antages at være konstant 150kr./ton i perioden frem til 2025. Det svarer omtrent til dagens prisniveau, som er højereend forventet af de fleste eksperter, og afspejler samtidigt Energistyrelsens forventningertil den langsigtede kvotepris (Energistyrelsen, januar 2007 – Appendiks:forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet).Der er ikke i analyserne regnet med gratistildeling af kvoter til nye anlæg.På grund af de store usikkerheder, der er forbundet med resultater fra klimamodeller,anbefaler ExternE at bruge et ”avoidance cost”‐princip ved prissætningen af drivhusgasemissioner,dvs. et skøn over omkostningerne ved at reducere udledningen afdrivhusgasser (se i øvrigt bilag 1). I dette projekt er der derfor anvendt 150 kr./tonsom et centralt skøn for såvel for CO 2 ‐prisen for såvel udgiften for markedsaktørersamt for miljøomkostningen ved CO 2 .Afgifter på NO x og SO 2Der regnes i hele forløbet med en SO 2 ‐afgift i Sverige på 12,3 kr./kg SO 2 , i Danmark på10 kr./kg SO 2 og i Norge på 15 kr./kg SO 2 . I Finland er der ingen afgift på SO 2 .50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 33


Disse afgifter afspejler ikke til fulde de skadesvirkninger for miljøforurening som beskreveti bilag 1. Dermed er der ikke tale om, i en samfundsøkonomisk kontekst, atmiljøeksternaliteterne er internaliseret i markedsmodellen, og dermed er der ikkesikkerhed for, at markedet finder de samfundsøkonomisk optimale investeringer medeller uden tilskud. Disse effekter kvantificeres sidst dette kapitel. I modellen indregnesafgifter på SO 2 for at kunne simulere investeringer og drift af anlæg efter de gældenderegler. I de samfundsøkonomiske beregninger regnes denne afgift ikke som en omkostning,men blot som en omflytning af penge mellem aktører. Skadesvirkninger forSO 2 og NO x udregnes uden for modellen, på baggrund af modellens resultater foremissioner af SO 2 og NO x . Der er ikke i den samfundsøkonomiske analyse set på gevinsterved reducerede emissioner af partikler.Brændselsafgift påfjernvarmeDer er i Norge, Sverige, Danmark og Finland anvendt de gældende afgifter på varmeproduktion.Varmeafgifterne er taget fra Energistyrelsens seneste basisfremskrivning(Energistyrelsen, 2007b). For rent varmeproducerende anlæg er hele brændselsmængdenafgiftsbelagt, mens det for kraftvarmeanlæg kun er den del, som går tilvarmeproduktion. Der er i den forbindelse regnet med en varmevirkningsgrad på 125pct. Den nye, danske lov (L81), som ændrer beskatningen af rent varmeproducerendeanlæg i kraftvarmeområder (inkl. elvarme og varmepumper) forventes vedtaget ogsenere forlænget gennem perioden og er derfor lagt ind i modellen.3.4 ReferencescenarietDet beregningsmæssige udgangspunkt for analysen er et grundscenarie som forudsætningsmæssigter fremkommet ved et centralt skøn på randbetingelser og vilkår.Dette scenarie, som efterfølgende betegnes referencescenariet, er funderet i en beskrivelseaf dagens el‐ og kraftvarmesystem, kendte og forventede planer for udbygningersamt forventede udviklinger i brændselspriser, forbrug mv. Markedet er kendetegnetved fuldkommen konkurrence og et afbalanceret investeringsklima.For investorerne i modellen betyder dette, at de i udgangspunktet har tillid til denfremtid som simuleres, men at de har en rationel aversion imod risiko. Det afbalanceredeinvesteringsklima betyder her, at investorer anvender den samme risikopræmieog forventning til levetid på investeringer på alle projekter.I dette afsnit gives en gennemgang af resultaterne, som fremkommer ved simuleringaf referencescenariet. Denne gennemgang har til formål at skabe en fortrolighed medmodellens resultater, måde at regne på foruden at gøre det klart, hvilke beslutningersom realiseres af modellen i referencen. Med denne referenceudvikling som udgangspunktkan påvirkninger ved en 50 pct. national vindmålsætning efterfølgendevurderes.I det følgende gennemgås indledningsvis land for land den udvikling, der ses i referencescenariet,samt forklaring af forholdene, der motiverer denne udvikling.DanmarkDet danske elsystem er i dag overvejende termisk baseret, og energikilderne er fortrinsvisfossile brændsler, især gas og kul. Der en høj andel af elproduktionskapaciteten,der er kraftvarme, og der er desuden i udgangspunktet (2010) 3.718 MW vind‐34 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


kraft på land og hav. Over perioden er det lagt som forudsætning, at dele af kraftværksparkenskal udskiftes. Dette betyder, at fra 2007 og frem skrottes der 3 pct. afden termiske kraftværkskapacitet om året. De fleste danske vindmøller på land harallerede været i drift i længere tid og på baggrund både af en levetidsforventning,samt udviklingsforventning i alternative møller, forventes det, at alle danske landvindmøllertages ud af drift i perioden fra 2010 til 2025. Der sker en lineær afvikling afde eksisterende landmøller i Danmark, så en tredjedel af den oprindelige park skrottesover perioden 2010‐2015, endnu en tredjedel mellem 2015‐2020 og de sidsteforsvinder imellem 2020‐2025.Investeringer i DanmarkMed dette udgangspunkt præsenteres de endogene investeringer, der foretages ielproduktionskapacitet i det følgende:Figur 12: Akkumulerede investeringerne i Danmark i referencescenariet omfatter en etablering af centraletræfyrede kraftvarmeanlæg. ST‐E0‐WOsn er den benævnelse for en træfyret dampturbine med dampudtagtil kraftvarme, en teknologi som ligner Avedøre II blokken.De første investeringer, der foretages i 2015, er investeringer i træfyrede suspensionsanlægi de centrale kraftvarmeområder i både Øst‐ og Vestdanmark. Der etableresi 2015 486 MW i vest og 431 MW i øst. Denne kapacitet stiger frem til 2025 til 702 ivest og 610 MW i øst, i takt med skrotningen af øvrigt termisk kapacitet, og elforbrugsstigningen.Den biomassefyrede kraftvarmekapacitet er attraktiv pga. afgifterne i det danskesystem. Kraftvarme, produceret på fossile brændsler, skal betale en afgift på omkring50 kr./GJ brændsel. Biomasse er dog fritaget for denne afgift og derfor konkurrencedygtigtrods højere brændselspriser på træ i forhold til eksempelvis kul.På decentralt niveau er det også biomasse, der er attraktivt. I takt med skrotningen afdecentrale kraftvarmeværker, som hovedsageligt er gasfyrede, opstilles der storemængder af biomassefyrede kedler. Den største motivation for dette er igen afgiftsfritagelsenpå varmeproduktionen. Samlet set bliver der installeret træfyrede fjernvar‐50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 35


mekedler med kapacitet til at producere 1.790 MW varme i både centrale og decentraleområder.Elproduktion i DanmarkSammensætningen af elproduktionen i forhold til anvendt brændsel ændres åreneigennem som konsekvens af især skrotninger og investeringer. Dette fremgår af figurennedenfor.Figur 13: Udviklingen i dansk elproduktion opdelt per brændsel.Den tydelige udvikling i referencescenariet er, at en større og større andel elektricitetenbliver produceret på biomasse på bekostning af naturgasfyret elproduktion. Dettestemmer overens med de investeringer, som sås tidligere. Andelen af kulfyret kraftfalder også gradvist, men her er tale om skrotning af værker, hvori der ikke geninvesteresi kulkraft. Naturligvis er andelen af el som produceres som vindkraft faldendeover perioden, i takt med skrotningen af landvind. Den samlede produktion går fra atoverstige forbruget på nationalt niveau i 2010 til en situation i 2025 hvor Danmark ernetto importør. I denne periode, er der antaget en kraftig udbygning af især vindkrafti vores nabolande, hvilket er en del af forklaringen.Brændselsforbrug til el ogfjernvarmeDenne tendens giver sig også til udtryk i det samlede brændselsforbrug til el, kraftvarmeog fjernvarme i kedler i forbindelse med kraftvarme.36 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Figur 14: Udviklingen i brændselsforbruget til elproduktion og fjernvarmeproduktion i kraftvarme eller iforbindelse med kraftvarme i Danmark.Der er især et markant fald i anvendelsen af naturgas på baggrund af især omlægningentil træfyring i produktionen af fjernvarme. Denne udvikling bør i teorien lægge etpres på de danske naturgaspriser, men adgangen til naturgas i fremtiden er usikker ogafhænger af hvilke udbygninger af gasinfrastrukturen, der foretages over perioden.Her ligger i sig selv et interessant og omfattende analysearbejde, som dog ligger udenfor rammerne af dette projekt. Reduktionen i forbrug af naturgas svarer ca. til 1,5 mia.m 3 /år i 2025.TysklandDet tyske elsystem er på nuværende tidspunkt kendetegnet ved en kombination afforskelligt stenkul, brunkul og naturgasfyret kraft og kraftvarme, samt et væsentligtantal atomkraftværker. Ligesom i Danmark er det antaget, at der årligt skrottes 3 pct.af den termiske elproduktionskapacitet. Den tyske atomkraft, antages skrottet i 2025 itakt med, at atomkraftværkerne udlever deres tekniske levetid. Dette efterlader Tysklandmed et udgangspunkt, hvor der er behov for ny grundlastkapacitet til at erstatteden afviklede termiske kraft og atomkraft.Udbygning med vindkraftEndogene investeringeri TysklandForuden skrotningen af kraft er der antaget en kraftig udbygning af tysk vindkraft medudgangspunkt i DENA studiet (DENA, 2005). Over perioden udbygges tysk vindkraftmed 20.400 MW på havet samt 27.900 MW vindkraft på land. Hovedparten af udbygningensker i Nordsøen og i Nordvesttyskland, hvor vindforholdende er mest gunstige.Den omfattende mængde vindkraft kan ikke indpasses i det nordvesttyske områdeuden infrastrukturudbygninger, hvilket også ræsonneres i DENA studiet. Der er dogikke klarhed om, hvilke kapacitet disse forstærkninger vil have. I dette projekt er detantaget, at forbindelsen fra Nordvesttyskland til det centrale tyske område, udbyggesmed 4000 MW, således at den samlede kapacitet af denne forbindelse er 7.330 MW.Disse to forhold – vindkraftudbygningen, og skrotningen af især grundlastkapacitet –er baggrunden for de endogene investeringer, der gennemføres i reference scenariet.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 37


Figur 15: Investeringer i elproduktionskapacitet i Tyskland. Der investeres i kulkraft og gaskraft, hovedsageligti det store centrale tyske område.I Tyskland investeres der i kulkraft og naturgasfyret elkapacitet. Kulkraften erstatterprimært behovet for grundlastkapacitet, imens gaskraften fungerer i samspil medvindkraftproduktionen og flaskehalse igennem det tyske system.Elproduktion i TysklandDen samlede elproduktion i systemet udvikler sig som vist i figuren nedenfor.Figur 16: Udvikling i den tyske elproduktion. Der sker en markant forøgelse af mængden af kul‐ og naturgasfyretkraft, samt en forøgelse af vindkraften.Det årligt aggregerede produktionsbillede på Figur 16 viser, hvordan tysk atomkraftbliver erstattet af kul, naturgas og vind. Der er ikke indlagt afgifter på varme eller38 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


ændsler og tilskud til vedvarende energi i Tyskland – bortset fra at vindkraften erbetinget af politisk støtte, og det vil sige, at det ikke er attraktivt at bygge fx biomasse.NorgeDet norske elsystem er i udgangspunktet forsynet af vandkraft. Skønt effekten her ertilstrækkelig, er det norske system afhængige af nedbør, og af muligheden for at importereenergi i år, hvor der er mangel på vand.Som forudsætning bliver der praktisk talt ikke skrottet kapacitet i Norge, men derbliver etableret 600 MW gaskraft i Sydnorge.Norsk vindkraftTransmissionsforstærkningerLangs Norges kyst er der desuden gode muligheder for hav‐ og kystvindmøller, og derer antaget en udbygning med 6.000 MW vindkraft over perioden, på baggrund afNordels forventninger (Nordel, 2007). Det er valgt at fordele disse således at 40 pct.placeres i Norges nordlige region, 40 pct. i Midtnorge og de sidste 20 pct. i Sydnorge.Dette betyder en omfattende belastning af transmissionsforbindelserne internt i Norgeog ville medføre en prismæssig afkobling af Nord‐ og Midtnorge fra den sydligeregion og Oslo området, hvis ikke der sker en styrkelse af infrastrukturen. På dennebaggrund er det antaget, at forbindelsen imellem Nord‐ og Midtnorge og videre imellemMidt‐ og Sydnorge udbygges med 600 MW.Figur 17: I Norge udbygges med gaskraft især i perioden 2020‐2025.Investeringer i kraftværkeri NorgeModellen investerer i referencescenariet kun i begrænset omfang i Norge frem til2020. Norge har i forhold til de andre lande billigere gas (10 pct. under danske, tyskeog finske priser og 20 pct. under de svenske priser). Dermed bliver alle nye investeringersom, foretages endogent, gaskraft. I 2010‐2015 er der tale om kraftvarme i mindreomfang i Nordnorge, imens der i 2020‐2025 bliver investeret i 680 MW kondensanlægi Sydnorge.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 39


SverigeDen svenske elsystem er domineret af en kombination af vandkraft og atomkraft. Derer forudsat etablering af 670 MW gasfyret kraftvarme i Malmö og Göteborg og 6.000MW vindkraft. Vindkraften kommer hovedsageligt i Sydsverige. Modsat Tysklandantages det, at svenskerne bevarer resten af deres atomkraft, efter lukningen af Barsebäck,og endda opgraderer den eksisterende atomkraft. Den samlede mængdevandkraft antages uændret over perioden. Hermed bliver der skrottet meget lidt iSverige over perioden, hvilket medfører, at der ikke er behov for investeringer i nykraftværkskapacitet.Figur 18: Elproduktionen i det svenske system (TWh). Sverige er inddelt i tre elregioner, Nord‐, Midt‐ ogSydsverige. Adskillelsen er defineret på de såkaldte snit 2 og snit 4.Det svenske system er et aflangt system i en central position med forbindelse til allelande i modelområdet. Vandkraften ligger i Nordsverige, mens hovedparten af forbrugetsker i Midt‐ og Sydsverige. Kernekraften ligger i Midtsverige med undtagelse afOskarshamn 1, som føder ind i systemet i Sydsverige syd for snit 4.FinlandDet finske elsystem er i udgangspunktet drevet af mange forskellige brændsler. I udgangspunktet2010 er den effektmæssigt største andel kernekraft med 23 pct. af densamlede installerede effekt. Herefter kommer kul (19 pct.), vandkraft (16 pct.), gas(11pct.), træ‐ og træaffald (11 pct.). De sidste 20 pct. omfatter vind, tørv og olie.Denne opgørelse indeholder det store 1.600 MW atomkraftanlæg, som er under opførelse,og 410 MW vindkraft. Over perioden antages igen på basis af Nordels forventninger(Nordel, 2007), at der etableres 860 MW vindkraft.40 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Figur 19: Elkapacitet i det finske system som udgangspunkt for modellen.Investeringer i FinlandI simulering af reference scenariet investeres der i Finland i gasfyret kraftvarme somillustreret på Figur 20.Figur 20: I Finland udføres endogene investeringer i gasfyret kraftvarme.ElprisudviklingenNedenstående Figur 21 viser udviklingen i elpriser i referencescenariet. Det fremgår,at prisen stiger løbende gennem perioden op til 35‐36 øre/kWh.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 41


Figur 21: Forbrugsvægtede årlige gennemsnitselpriser i referencescenariet.Handel imellem landeneDer sker i referencescenariet en udvikling i handlen imellem landene fra 2010 til 2025.I 2010 er Danmark eksportland. De danske kraftværker dækker mere end det danskeforbrug, og den ekstra produktion sælges over grænsen. Der er positiv nettoeksportimod alle lande, som vi har elforbindelser til. Danmark har sammen med Finland delaveste priser i udgangspunktet i 2010. Tyskland ligger absolut højest.I 2025 er Norges gennemsnitspriser lavere end alle andre og det kommer til udtrykisær i omfattende eksport til Sverige.Finland går fra at eksportere til det øvrige Norden til at importere. Det er tilsyneladendeSverige, der leverer transitkapacitet til billig norsk el fra Nord‐ og Midtnorge.Tyskland er indledningsvist importland, men dette skifter drastisk i takt med at denfastlagte vindkraftudbygning kommer i spil. Danmark optræder som transitland fortysk el, og selv om produktionen i Danmark er mindre i 2025 end i 2010, og selv omDanmark er netto importør i 2025 så er der fortsat positiv nettoeksport samlet setimod Norge og Sverige. Det skyldes at nettostrømmen skifter retning imellem Danmarkog Tyskland.42 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


2010 2025Figur 22: Årlig eltransmission imellem lande i referencescenariet. Til venstre: 2010. Til højre: 2025. Transmissionover Nord‐Ned er ikke angivet.3.5 Den komparative analyseReferencescenariet er udgangspunktet for den komparative analyse. Der er i de tidligereafsnit fremhævet væsentlige forudsætninger, resultater og fortolkninger af denudvikling der finder sted i referencescenariet. Der er en væsentlig opdeling af investeringeri endogene og eksogene investeringer, som går igen i den efterfølgende beregningmed vindmålsætning.I denne forbindelse er det vigtigt at holde følgende for øje:• De eksogene investeringer og udvidelser, der foretages i referencen går igen i50 pct. scenariet. Det er derfor ikke muligt i kontekst af denne beregning, at seden ellers logiske konsekvens, at øgede investeringer i eksempelvis vindkraft iDanmark fortrænger de eksogene investeringer i nabolandende.• Der beregnes i 50 pct. vind scenariet nye endogene investeringer, og dermedkan den politiske målsætning i Danmark påvirke de resulterende investeringer ivores nabolande, hvilket kan betyde, at de investeringer i kul‐ og gaskraft, derblev udmøntet i nabolandende, potentielt kan fortrænges eller forøges.• Der beregnes et nyt driftsmønster for alle teknologier i det modellerede område.Dette vil sige, at selv om nogle investeringer og den eksisterende kraftværksparkmuligvis er uændret, kan driften af disse anlæg påvirkes af de økonomiskesignaler, som fremkommer som funktion af den danske vindmålsætning.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 43


• Priser på CO 2 ‐kvoter og brændsler ligger fast, hvilket vil sige uanset om efterspørgselaf forskellige brændsler, som kul, gas og træ kan ændres som konsekvensaf den nye konfiguration af energisystemet, giver dette i modellen ikkenogen prismæssig påvirkning på inputpriser.• Priser på el og fjernvarme dannes endogent i modellen, og dermed kan dissepåvirkes af indførelsen af en målsætning, hvilket igen resultater i ændringer iprofitter for elproducenter og omkostninger for elforbrugerne.• Udnyttelsesgraden, og dermed værdien, af transmissionslinier kan påvirkes, ogderfor kan der fremkomme en ændring i investeringssignaler og flaskehalsindtægterfor systemansvaret i de forskellige lande.• Handel imellem regioner og over grænser påvirkes af prissignalerne, somfremkommer af modellen, og hermed er det muligt, at roller som nettoimportørerog ‐eksportører byttes rundt imellem landene.I de følgende præsenteres resultatet af den komparative analyse. Følgende resultaterpræsenteres:• Investeringer i energisystemet• Udvikling i elpriser• Samfundsøkonomi• Nødvendige investeringstilskud• CO 2 ‐udledning• Grænseoverskridende handelInvesteringer i energisystemetInvesteringerne i det danske elsystem fremgår af figuren nedenfor for referenceforløbetog forløbet med en vindkraftmålsætning på 50 pct. i Danmark i 2025.Figur 23: Investeringer i elproduktionskapacitet i referencescenariet og 50 pct. vindkraftscenariet i perioderne2011‐2015, 2016‐2020 og 2021‐2025 i Danmark. I begge scenarier investeres i centrale træfyredeværker og vindkraft over perioden. Dog er der en jævn vindkraftudbygning i 50 pct. scenariet, for hermed atopfylde delmålene i alle perioder. Der udbygges i 50 pct. scenariet først med landvind og derefter medhavvind.44 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


I begge scenarier investeres i centrale træfyrede værker fra 2011 og frem til 2025giver dette ca. 1.310 MW i referencen og 890 MW i vindkraftscenariet, hvilket svarerca. til 2 nye Avedøre II blokke. I 50 pct. vind scenariet bliver der for at opfylde delmåletpå 32 pct. i 2015 udbygget med 2.145 MW vindkraft på land. I 2016‐2020 bliver derendvidere opstillet 1.355 MW landvind, og hermed er der fuld udbygning af landvind iforhold til de forudsatte pladsmæssige begrænsninger. Der suppleres med 591 MWhavvind også i 2016‐2020 for dermed at kunne opnå delmålet på 41 pct. Endelig investeresder i 2021‐2025 i yderligere 1.579 MW på havet. Det bemærkes, at vindkraftudbygningenpå havet først finder sted i Vestdanmark op til grænsen på 1.250 MW,som er sat af udbygningen med infrastruktur. Det er altså mere fordelagtigt med deekstra fuldlasttimer i Vesterhavet trods den prissænkende effekt.Af figuren nedenfor ses forskellene i de endogene investeringer, der foretages i voresnabolande, som konsekvens af 50 pct. målsætningen.Figur 24: De andre lande i simuleringen udbygger foruden de eksogent specificerede investeringer i kul‐ ognaturgasfyrede anlæg.I Norge fortrænges investeringen i et gasfyret kondensanlæg i 2025 af udbygningenmed vindkraft i Danmark. I Finland reduceres størrelsen af de naturgasfyrede kraftværksinvesteringeren smule. Samlet set reduceres investeringerne i termisk kapacitetmed ca. 1.460 MW som følge af den danske vindudbygning. Heraf er der en reduktionpå ca. 420 MW i Danmark og ca. 1.040 MW i de øvrige lande.Udveksling af el over landegrænserI 50 pct. scenariet er der en større eksport af el fra Danmark. Danmark fungerer stadigsom transitland for den tyske vindmøllestrøm, men ikke lige så meget som ellers. Enøget efterspørgsel på eltransmissionskapacitet medfører, at Danmarks flaskehalsindtægterer højere end i referencen. Dette kunne muligvis udløse investeringer i internationaleeltransmissionsforbindelser; en mulighed ikke er omfattet af beregningerne.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 45


Reference50 pct. vindkraftFigur 25: Årlig eltransmission imellem lande i 2025. Til venstre: Referencescenariet. Til høre: 50 pct. vindscenariet.Transmission over Nord‐Ned er ikke angivet.46 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


ElpriserNedenfor er vist udviklingen i elpriser i de fem lande i perioden 2010 til 2025.Figur 26: Her ses den simulerede udvikling i (forbrugsvægtede) elpriser fra 2010 til 2025, med og udensærlig indsats for 50 pct. vind i Danmark. I Danmark kan man se den ekstra vindkrafts prissænkende effektover forløbet. Disse priser eksporteres i en vis grad til vores nabolande (med undtagelse af Tyskland), hvorder jo udbygges med vind i begge scenarier.Prisen på el falder i Danmark fra 361 kr./MWh til 330 kr./MWh i 2025, hvis målsætningengennemføres. Dette gavner i forbrugerne, hvis man ser bort fra, at det incitament,som er givet til investeringer i vindkraft, sandsynligvis vil skulle finansieres afforbrugerne. Det er til gengæld sikkert, at det er til ugunst for økonomien for eksisterendeværker, som bliver fortrængt fra markedet.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 47


Nedenfor er vist elprisvarighedskurven for Danmark i 2010, hvor prisen er den sammei de to scenarier samt i 2025 i referencescenariet og i vindkraftscenariet.Varighedskurve for elprisen i 2010 og 2025700600500kr/MWh400300200100011693375056738411009117713451513168118492017218523532521268928573025319333613529369738654033420143694537470548735041520953775545571358816049621763856553672168897057722573937561772978978065823384018569Timer2010 Reference ‐ 2025 50 pct. vind ‐ 2025Figur 27: Elprisvarighedskurver i Danmark i referencescenariet.Det fremgår, at den stigende udbygning med vind giver en større andel af timer medlave priser i 2025. Antallet af lave elpriser stiger i forhold til referencescenariet, hvorder ikke sker en så markant vindudbygning i Danmark. Det skal bemærkes at der iprisvarighedskurverne er tale om simple gennemsnitspriser imellem Øst‐ og Vestdanmark,og eftersom de fleste vindinvesteringer lokaliseres i vest, er der her fleretimer med lave elpriser.Konsekvenser for CO 2 ‐udledningenFiguren nedenfor viser den løbende indvirkning på CO 2 ‐udslippet fra el og fjernvarmeproduktioneni Danmark. Fra 2010 falder udslippet i begge scenarier i kraft af, atder i begge kommer øgede mængder CO 2 ‐fri produktionskapacitet ind i systemet.48 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Figur 28: Figuren viser den løbende indvirkning på CO 2 ‐udslippet fra el og fjernvarmeproduktionen i Danmark.Året 2010 er forudsætningsmæssigt identiske i de to scenarier, og har dermed også samme resulterendeCO 2 ‐udslip. Herefter falder udslippet i begge scenarier i kraft af at der i begge kommer øgede mængderCO 2 ‐fri produktionskapacitet ind i systemet.CO 2 ‐reduktion i DanmarkSamlet CO 2 ‐reduktionDen relativt større mængde vindkraft i systemet i betyder, at der i 2025 udledes 1,4million tons mindre CO 2 end i referencescenariet i Danmark. Det er bemærkelsesværdigt,at samlet set over perioden betyder dette en halvering af det årlige CO 2 ‐udslip,fra 28 millioner tons/år til 14‐16 millioner tons/år. I referencescenariet reduceresemissionen til 57 pct. af 2010 emissionen, mens den i vindkraftscenariet reduceres til55 pct. Men eftersom Danmarks eksport stiger som følge af vindkraftmålsætningen erden samlede reduktion endnu større.Dette kan ses af figuren nedenfor, som viser udledninger for hele modelområdet. Detfremgår, at den samlede mængde CO 2 , der udledes fra el og fjernvarmeproduktionstiger over perioden. Hovedårsagen til dette er, at man i Tyskland erstatter den afvikledeatomkraft med omfattende mængder af kul‐ og naturgasfyrede anlæg. Det skalher bemærkes, at der ikke foruden den antagne udbygning af vindkraft er indregnetnogen form for støtte til vedvarende energi i Tyskland, hvilket betyder at der ikkeinvesteres i vedvarende energi ud over de eksogent givne investeringer.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 49


Figur 29: Udledninger for hele modelområdet vises her. Her øges den samlede mængde CO 2 der udledes frael og fjernvarmeproduktion. Hovedårsagen til dette er, at man i Tyskland erstatter den afviklede atomkraftmed omfattende mængder af kul‐ og naturgasfyrede anlæg.Den samlede reduktion af CO 2 , når man sammenligner referencescenariet og 50 pct.scenariet bliver ca. 7 millioner tons. Altså bliver en del af CO 2 reduktionen som følgeaf den danske vindsatsning realiseret i vores nabolande. Skal man sætte tal på værdienaf denne reduktion med udgangspunkt i den anvendte kvote‐pris på 150 kr./tongiver dette 1.050 millioner kr. – et resultat som er internaliseret i beregningerne.Det marginale tilskudsbehovMålsætningen om 50 pct. vindkraft kommer ikke af sig selv på frie markedsbetingelser.Der er behov for, at samfundet understøtter udviklingen økonomisk. Dette fremgåraf nedenstående graf, som viser størrelsen af det marginale tilskud i 2015, 2020,og 2025, som kræves for, at modellen realiserer denne målsætning. Der er ikke gjortforudsætninger omkring sammensætningen af tilskuddet, og resultatet kan fortolkespå forskellige måder. En mulig fortolkning er som et tilskud, der lægges oven på markedsprisen,eller som den pris der ville dannes i et marked for vindcertifikater. Usikkerhedom markedsprisen på el og de fremtidige møllepriser kan øge tilskudsbehoveti praksis.Endvidere kan det bemærkes, at tilskuddet er udtryk for behovet i forhold til de markedsbetingelsersom er beskrevne i modellen. Hvis markedsfejl, set i kontekst af samfundsmæssigeudgifter/skadesvirkninger ikke er tilstrækkeligt internaliseret, kan dissevære motivationen for at samfundet vælger et sådan tilskud.50 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Figur 30: Grafen viser størrelsen af det marginale incitament i 2015, 2020, og 2025, der vil indfri målsætningen.Det kan ses af Figur 30, at det nødvendige tilskud for investering ligger omkring 8‐9øre/kWh i 2015. Her kunne målsætningen opnås alene ved landvind, og dermed afspejlerpunktet her det nødvendige tilskud til landvind, med den teknologiudviklingsom er forudsat i 2015. I 2020 ligger tilskuddet marginalt omkring 13 øre/kWh, og i2025 vokser det til 18 øre. Baggrunden for disse tre niveauer er, at det er forskelligevindmølleplaceringer og typer, der er marginale i hvert simuleringsår. I 2015 udbyggesder kun med landvind. Her er det landvind i Østdanmark, der er marginalt. I 2020udvides med landvind i Østdanmark og havvind i vest, hvor havvinden i Vesterhavet ermarginal. I 2025 bygges der fuldt ud på havet i vest i forhold det tilladte af infrastrukturen.Derefter etableres der havvind i øst, og dette bliver marginalt. Det resulterer,skønt faldende investeringspriser over perioden, i et stigende behov for tilskud.3.6 Samfundsøkonomiske konsekvenserI analyserne opgøres den samfundsøkonomiske forskel på to beregningsforløb. Hervedkan fx den samfundsøkonomiske omkostning eller gevinst ved en dansk vindkraftmålsætningbestemmes. Med samfundsøkonomi menes i denne sammenhængde samlede omkostninger i el‐ og fjernvarmesystemet til brændsel, drift og vedligeholdelse,investeringer, etc. Der ses ikke på afledte effekter for resten af samfundet,og den samfundsøkonomiske analyse er derfor en partiel analyse af el‐ og varmesektoren.For hvert enkelt år i et beregningsforløb med Balmorel kan de samlede omkostningerfor systemet opgøres. I de konkrete beregninger udregnes de samlede omkostninger i2010, 2015, 2020 og 2025 for hvert scenarie. Disse omkostninger omsættes dereftertil en gennemsnitlig årlig omkostning for hvert af årene i perioden 2010 – 2025 vedlineær interpolation mellem de fire beregningsår. De årlige omkostninger i hvert årtilbagediskonteres herefter til 2007 med en given diskonteringsrente (3 pct.), og derefterudregnes gennemsnittet for perioden 2010 – 2025.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 51


Selv om investeringer i modellen foretages med en 10 pct. rente, bliver den samfundsøkonomiskeværdisætning af investeringen beregning på baggrund af den samfundsøkonomiskediskonteringsrente. Investeringsbeløbet annuiseres over 20 år til 3pct., og diskonteres igen med 3 pct. Dette betyder, at investeringsomkostningen til eninvestering som foretaget i første år ville have en nutidsværdi svarende til den totaleinvesteringsomkostning.1.210.80.60.40.20200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023202420252026202720282029203020312032203320342035Investering Annuitet inden for modelhorisont Annuitet efter modelhorisont Fulde nutidsværdi Nutidsværdi inden for modelhorisontFigur 31: Diskontering af investeringer. Når der investeres 1 kr. i 2015 (rød) laves en annuitet over 20 år,den forventede levetid, til diskonteringsrenten 3 pct. Den fulde værdi af investeringen kan tilbagediskonterestil 2006 (blå), men i den vældfærdsøkonomiske sammenligning indgår kun nytteværdien af investeringeni perioden 2015‐2025 og derfor indgår kun ydelserne i denne periode, når nutidsværdi af investeringenberegnes (grøn).Figur 31 illustrer, hvorledes der i den samfundsøkonomiske beregning af resultaternetages hensyn til det faktum, at modellen kan foretage investeringer, hvor en del afnytteværdien ligger uden for modelhorisonten. Den nutidsværdi, der anvendes, svarerher til en tilbagediskontering af de ydelser på en annuitet på 3 pct. over 20 år, derligger inden for modelhorisonten. Filosofien i dette er, at afkastet på en investeringskal stå mål med den årlige omkostning, år for år. Dette svarer effektivt til at beregneen scrap‐værdi ved afslutningen af forløbet.52 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Resultatet af beregningerne fremgår af figuren nedenfor.Samlet119Finland35Norge- 5DanmarkDanmark 124216Sverige56Tyskland– 91Figur 32: Effekter på samfundsøkonomien i mio. kr. pr. år fordelt på lande under en dansk målsætning forvindkraft.Det fremgår af figuren ovenfor, at der er en total årligt diskonteret gevinst på 119mio. kr. pr. år. For Danmark er der en gevinst på 124 mio. kr. pr. år. Dette er dog førafholdelse af de danske infrastrukturomkostninger.Det vil være producenterne, der vil tabe på indførelse af en målsætning om 50 pct.vindkraft i Danmark i 2025. Her er der ikke taget hensyn til, hvem der skal finansiereden ekstra omkostning ved vindkraftudbygning. Som følge af de lavere elpriser bliverder, isoleret set, en betydelig gevinst for elforbrugerne.3.7 Konsekvenser for udledning af NO x og SO 2Der udledes i de to scenarier forskellige mængder af NO x og SO 2 . En udvikling imod 50pct. vindkraft giver samlet set en reduktion i de miljøskadelige stoffer. I modellenindregnes en beskatning af udledninger af SO 2 , men i de samfundsøkonomiske beregningerer afgiften ikke indregnet som en udgift, men blot som en omflytning af pengemellem aktører.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 53


Der er derfor uden for modellen gennemført en opgørelse af de sparede skadesomkostningerved reduktion af SO 2 og NO x . Reduktion af emissionen af partikler er ikkeindregnet. På baggrund af Balmorels teknologikatalog for kraftværksteknologierne imodellen udregnes de samlede emissioner af SO 2 og NO x i de to scenarier. Ved sammenligningaf scenarierne kan reduktion i emissioner som følge af den ekstra udbygningmed vindkraft i Danmark beregnes. De to nedenstående tabeller viser reduktioneni udledninger landene i modellen. Der er vist resultater for 2015, 2020 og 2025,da 2010 beregningerne er ens i de to scenarier.Tusind tons SO 2 /år Danmark Finland Tyskland Norge Sverige Total2015 0,22 4,61 0,27 0 0,14 5,232020 0,57 7,15 0,19 0 0,34 8,242025 0,96 7,80 ‐0,04 0 0,23 8,96Tabel 11: Reduktion af udledninger af SO 2 som følge af opnåelsen af målsætningen for vindkraft.Tusind tons NO x /år Danmark Finland Tyskland Norge Sverige Total2015 1,98 3,51 4,18 0,01 0,31 9,992020 4,08 5,90 6,26 0,02 0,78 17,042025 4,27 5,62 3,44 2,10 0,32 15,75Tabel 12: Reduktion af udledninger af NO x som følge af opnåelsen af målsætningen for vindkraft.Det fremgår af tabellerne, at 50 pct. vind scenariet i Danmark påvirker emissionerne iDanmark, men også i betydeligt omfang i vores nabolande. Finland reducerer udledningernemest.Gevinst ved reduceredeskadesomkostningerDe reducerede udledninger omsættes til en gennemsnitlig, årlig samfundsøkonomiskgevinst på samme vis som de øvrige samfundsøkonomiske omkostninger. Der er ogsåher anvendt en diskonteringsrente på 3 pct. Endvidere er der anvendt en middelværdiaf det lave og det høje estimat for skadesomkostninger fra bilag 1. Der er såledesanvendt en skadesomkostning på 62 kr./kg for NO x og 76 kr./kg for SO 2 . Resultaterfremgår af nedenstående tabel.Mio. kr. pr. år Danmark Finland Tyskland Norge Sverige TotalSO 2 21 262 8 0 10 301NO x 111 167 166 15 17 476Samlet 132 429 174 15 27 777Tabel 13: Kvantificering af den reducerede skadesvirkning af SO 2 og NO x som følge opnåelsen af målsætningenfor vindkraft. Der er vist omkostninger for dér, hvor emissionen reduceres. Det er således antaget, atgevinsten af den reducerede emission også finder sted dér, hvor emissionen reduceres.54 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


4 Omkostninger til elinfrastrukturI dette kapitel præsenteres et scenarie for udbygning af den elinfrastruktur, der kantilfredsstille en udbygning med 50 pct. vindkraft i Danmark. Der peges på, hvilkenfysisk infrastruktur, der skal udbygges med, og hvad omkostningerne er.4.1 Konklusioner og fokuspunkterKapitlets konklusioner og fokuspunkter vedr. den danske elinfrastruktur er:• Såfremt nye landmøller etableres i takt med at ældre udtjente møller skrottes,er det vores vurdering, at landmøller ikke vil kræve nye forstærkninger i detoverordnede net.• Det vurderes, at 50 pct. vindkraft kan indpasses i Danmark uden etablering afnye højspændingsledninger til en samlet infrastrukturomkostning på ca. 3,6mio. kr./MW havvind.• Det bør hurtigt overvejes af Energinet.dk om den planlagte 400 kV jævnstrømsforbindelsetil Norge med fordel kan etableres som HVDC‐VSC med terminallængere sydpå i Jylland.• Jævnstrømsløsninger i form af HVDC – VSC teknologi synes særlig interessanteved indpasning af store mængder vindkraft. Ved etablering af multiterminalanlægkan der kan løse flere opgaver i elsystemet og ved opsamlingsnet på havet.Multiterminalanlæg er endnu ikke demonstreret i praksis, og perspektiv og risikoved et rent dansk, et dansk/norsk eller eventuelt et dansk/svensk/tyskdemonstrationsanlæg bør overvejes.• Placeres de fremtidige mølleparker længere fra land bliver det særlig vigtigt, atmøllerne kan køre med høj driftssikkerhed og få montørbesøg. Dette kan væreen anledning til at placeringer længst fra land udbygges sidst i forløbet når”vedligeholdelsesfrie” mølletyper forventes udviklede.• Med stigende mængder af vindkraft øges den gensidige afhængighed mellemlandene. Dette gælder både i planlægningsfasen af nye mølleparker (og i driftsfasenaf hensyn til indpasning og til forsyningssikkerheden).En langsigtet udbygningsplan kan reducere de samlede omkostninger for samfundettil infrastruktur og tilskud til investorer. En sådan udbygningsplan bør koordineresmed de relevante nabolande, herunder især Sverige og Tyskland. Der bør i den forbindelsesnarest etableres et fælles perspektivarbejde for udbygning og ilandføring påKriegers Flak til gavn for alle tre involverede lande.4.2 Rammer for udbygning af den danske elinfrastruktur”Et velfungerende og tilstrækkeligt el‐transmissionssystem er en forudsætning for atsikre forsyning, betjene markedet, indpasse vedvarende energi og varetage elforsyningensberedskabsmæssige opgaver.” (Energinet.dk, 2006).50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 55


Energinet.dk er ansvarlig for drift og planlægning af den overordnede el‐infrastruktursom en samlet helhed. Danmark er et af de lande i Europa med de relativt set stærkesteel‐forbindelser til nabolandene, og en stor og stigende handel med omverdenen.Placeringen imellem det vandkraftdominerede Norden og det kontinentale systemi Tyskland og Polen har især i de seneste år givet landet en betydelig rolle somtransitland.Figur 33: Danmark med forbindelser til Norden og Tyskland (Nordel).Transport af store energimængder foregår normalt på højspændingsniveau for atreducere tabene i systemet. Hvis højspændt vekselstrøm på f.eks. 220 Kilo Volt niveautransporteres i kabler opstår der dog særlige virkninger der medfører, at der skaletableres knudepunkter for hver 80 ‐ 120 km. Ved 400 kV vil denne afstand væreendnu kortere. Derfor kan længere kabelforbindelser på højspændingsniveau i praksiskun udføres som jævnstrømforbindelser, de såkaldte HVDC forbindelser (High VoltageDirect Current).Det stigende behov for transitkapacitet i nord‐sydgående retning udgør sammen medden forventede stigning i elproduktion fra vindkraft sandsynligvis de mest betydeligebegrundelser for yderligere udbygninger af det overordnede transmissionsnet.Transmissionsnettet på Sjælland kan anses for særdeles veludbygget, hvor der kun påforbindelsen til Tyskland (Kontek) i visse situationer opstår begrænsninger i transmissionsbehovet.Efter den seneste udbygning af 400 kV nettet fra Århus til Aalborg, sesder også sjældent interne begrænsninger i det jysk‐fynske net. Til gengæld er de jyskeudlandsforbindelser ofte begrænsende for transitstrøm mellem Norden og Tyskland.56 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


De systemansvarlige selskabers samarbejdsorganisation Nordel, har anbefalet at detnordiske elsystem udbygges med nye forbindelser, de såkaldt 5 prioriterede snit.Disse investeringer vurderes samlet set at give positiv nytte for det nordiske elmarked.På Figur 33 er tre af disse forbindelser indtegnet, Storebælt, Snit 4 i Sverige samtSkagerrak 4 mellem Danmark og Norge. De to sidste forbindelser er Fennoskan mellemSverige og Finland samt Nea‐Järpströmmen mellem Norge og Sverige.Den fremtidige vækst i vindmølleudbygning i Danmark forventes primært at ske tilhavs. Ifølge Energinet.dk har ”Vindkraftudbygningen […] stor betydning for kravene tilelsystemet og dermed for den samlede, langsigtede planlægning af eltransmissionsnettet”3 .Videre hedder i det Systemplan 2006 fra Energinet.dk, at ”En langsigtet planlægningog samfundsøkonomisk optimering af investeringer i elinfrastrukturen besværliggøresi den nuværende situation af den manglende mulighed for indarbejdelse af fremtidige,endnu ikke besluttede havmølleparker i planlægningsgrundlaget”.Det fremgår af Systemplan 2006 og anlægsrapporter fra Energinet.dk, at der i de foreløbigeplaner for ”den langsigtede netstruktur” indgår etablering af 400 kV ringforbindelseri både Jylland og på Sjælland. Herunder indgår etablering af en nord‐sydgående400 kV to‐system ledning i det vestlige Jylland.Lovgrundlag fornetudbygningPlacering af vindmøllerHidtil har grundlaget for den overordnede netplanlægning været, at netudvidelser på400 kV niveau overvejende udføres som luftledninger 4 af hensyn til økonomi såvelsom tekniske grunde. Ifølge lovbekendtgørelse 1463 af 19. december 2005 skal Energinet.dki forbindelse med etablering af nye 400 kV luftledninger tilstræbe kompenserendekabellægninger på lavere spændingsniveauer, så det samlede luftledningsnetover 100 kV reduceres.Til at fremskynde udpegningen af nye områder til udbygning med vindkraft har derværet nedsat tre udvalg, som afrapporterede deres arbejde i foråret 2007. Senestkom rapporten ”Fremtidens havmølleplaceringer – 2025” den 24. april 2007. Dennerapport kortlægger en række muligheder på havet omkring Danmark, der vil kunnerumme havvindmøller med en samlet kapacitet på omkring 4600 MW og en forventetproduktion på ca. 18 TWh årligt. Det svarer til 50 % af det danske elforbrug. Udvalgethar samtidig anbefalet en prioriteret udbygningstakt.3 Systemplan 2006 (Energinet.dk 2006).4 De aktuelle rammer for netplanlægningen er blandt andet fastlagt i Miljø‐ og Energiministerietsrapport "Principper for etablering og sanering af højspændingsanlæg" fra 1995.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 57


Figur 34: Placeringsforslag fra havmølleudvalgets rapport ”Fremtidens havmølleplaceringer”, april 2007.Oversigt over placeringsområderne, middelværdi for områderneInstalleretkapacitetNET udgiftAnlægsudgiftSamletInvesteringVindressourceFuldlasttimer (5MW mølle)SamletInvesteringpr. kWh/årMW Mio.kr/MW Mio.kr/MW Mio.kr/MW m/s Timer kr./kWh/årDjursland 2*200 3,3 12,7 16,0 9,7 4008 3,98Horns Rev 5*200 4,4 12,8 17,2 10,2 4279 4,01Jammerbugt 4*200 4,9 13,3 18,2 9,8 4097 4,42Ringkøbing 5*200 4,2 15,3 19,5 10,3 4298 4,52Store Middelgrund 200 3,3 16,1 19,4 9,7 4032 4,80Kriegers Flak 4*200 5,6 14,9 20,5 9,7 4044 5,10Rønne Banke 2*200 4,3 18,1 22,4 9,8 4056 5,50For en beskrivelse af de anvendte forudsætninger henvises til kapitlerne 4 (vindmølleøkonomi), 6 (netforhold) og 8 (udbygning i etaper). Investeringstallenekan ikke lægges ukritisk sammen. Visse transmissionsanlæg ville i så fald komme med flere gange, og der ville mangle andre netforstærkninger,som kunne indgå i en samlet transmissionsnetplan af andre årsager end havmølleudbygning.Tabel 14: Udbygningstakt og netinvesteringer vist i havmølleudvalgets rapport (Energistyrelsen 2007e).Tabellen viser den udbygningstakt der foreslås i rapporten, hvor de første parker foreslåsplaceret ved Djursland, de næste to ved Horns Rev etc. Omkostningerne til net‐58 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


forstærkninger og ilandføring har rapportens forfattere vurderet til at udgøre 3,3 – 5,6mio. kr./MW møllepark, størst ved Kriegers Flak.4.3 Forudsætningerne i denne rapportHovedforudsætningen er, at der skal etableres ny vindkraft både på land og på havet,eftersom landvind vurderes at være betydeligt billigere for samfundet end etableringaf havmølleparker og ilandføringsanlæg. Det antages, at der udover de eksisterendeog besluttede havmølleparker kan etableres yderligere godt 2200 MW på havet, såledesat den samlede kapacitet på havet i 2025 er i alt ca. 3000 MW.Valg af placeringer i nærværende rapport blev besluttet inden udspillet fra havmølleudvalgetvar kendt, og skal derfor opfattes som et udspil til videre analyse. Udgangspunktetvar derfor især de mulige arealer for udbud af havvindmøller, som indgikrapporten ”Screening af mulige arealer for udbud af havvindmøller” fra 2003 (seFigur 35).Afhængig af møllestørrelser og placeringer vil der så være behov for ca. 3500 MWlandmøller for at dække 50 pct. af elforbruget i 2025 som i dette arbejde er vurderettil 39,4 TWh. Kapaciteten på land udgør i dag ca. 2800 MW. Såfremt udbygning påland nogenlunde afpasses skrotningstakten for de eksisterende ældre og mindre møller,er det vurderingen, at der ikke bliver behov for forstærkninger i det overordnedenet af hensyn til den øgede kapacitet på i alt ca. 700 MW møller på land. Der kan dognogle steder være behov for lokale netforstærkninger afhængig af hvor de nye møllervælges placeret.På den baggrund analyseres i dette arbejde udelukkende de netudbygninger derskønnes nødvendige som følge af tilslutningen af de godt 2200 MW nye havmølleparker.I den forbindelse er der lagt vægt på at opnå en vis geografisk spredning af vindkraftenover hele landet for at reducere konsekvenserne af lokale fluktuationer.Det er valgt at skitsere et scenarie med i alt 2250 MW i Danmark, fordelt med 1250MW i Vestdanmark og 1000 MW i Østdanmark.Som udgangspunkt for vurderingen antages det konservativt, at der i perioden ikkeforetages forandrende investeringer i det overordnede transmissionsnet frem mod2025, bortset fra at Nordels prioriterede snit er etableret. Det foreslås dog at ét af deprioriterede snit, Skagerrak 4 får ændret linieføring af hensyn til indpasning af vindkrafti Danmark. Denne ændrede linieføring vurderes at være fordelagtig af hensyn tilen tredje hovedforudsætning i dette arbejde, nemlig at der ikke skal etableres nyeluftledninger af hensyn til målsætningen om 50 pct. vindkraft.SystemtjenesterUd over den grundlæggende transport af elenergi fra vindmøller og kraftværker tilelforbrugerne, skal det overordnede transmissionsnet også være i stand til at transporterede systemtjenester, der er nødvendige for at opretholde forsyningssikkerhedenog stabiliteten i elsystemet. En del af disse tjenester i form af automatiske reserverog spændingsregulering leveres i dag fra centrale kraftværker der derfor skal værei drift på ethvert tidspunkt. Med meget vindkraft i systemet kan kravet om flere centraleværker i drift vise sig at være en relativt dyr løsning for elsystemet, idet dettekan bidrage til elproduktion, der ikke er behov for, når det blæser meget.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 59


JævnstrømskablerØnsket om, at den stigende mængde vindkraft ikke må medføre flere luftledningerstiller krav om kabellægning, og derved bliver jævnstrømsteknik interessant. En afgørendekomponent her er konverterstationerne, der etableres i forbindelse med jævnstrømskabel.Her konverteres strømmen frem og tilbage mellem jævnstrøm og vekselstrøm.Med den såkaldte VSC teknologi (Voltage Source Converter) der kom på markedet i1990’erne, blev det muligt at lade jævnstrømsforbindelserne indgå langt mere aktivt istyring og regulering af elsystemet. Blandt andet kan VSC anlæggene anvendes tilaktiv spændingskontrol, transmission af automatiske reserver og genopstart af elsystemetfra dødt net. En del af den reguleringsopgave der i dag foretages af de centralekraftværker kan således overtages af eventuelle jævnstrømsforbindelser i fremtiden.Derfor tænkes HVDC VSC anlæg ind i de skitseforslag der er fremlagt i dennerapport. Andre forslag kan vise sig bedre ved en nøjere analyse af de enkelte lokaliteterog ved. Det har imidlertid ligget uden for dette projekt at vurdere dette.60 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Figur 35: 10 potentielle havvvindmølleområder (Energistyrelsen, 2003).4.4 Valg af havmølleplaceringerDe største potentialer i Danmark med plads til flere vindmølleparker vurderes at værelangs den jyske vestkyst, ved Rødsand og ved Kriegers Flak i Østersøen. Det størsteantal fuldlasttimer forventes dog at kunne opnås langs Vestkysten. Det er en fordelfor elsystemet med en geografisk spredning af vindkraftanlæggene, idet der hervedopnås en betydelig udligning af effekten fra vindens variationer.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 61


Figur 36: Antaget udbygning i øst og vest med 1250 ekstra MW i Vestdanmark og 1000 MW i Østdanmark.På den baggrund er der i søgt en vis geografisk spredning af hensyn til indpasning isystemet, men dog med de fleste parker lagt i de mest vindrige områder i Vestdanmark.Samtidig er placeringerne valgt under hensyn til de investeringer i netforstærkninger,som vurderes at være nødvendige. Ved det endelige valg af placeringer børder også lægges vægt på at optimere vilkårene for driften af anlæggene, herunder vedat minimere afstanden til land og til mulig servicehavn. Endvidere kan det analyseres,om en endnu større del af udbygningen bør flyttes til fx Kriegers Flak for at øge dengeografiske afstand til de områder hvor en stor del af den tyske vindudbygning i Vesterhavetforventes at foregå.62 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Placering Størrelse Tilslutning Sø Land TeknikMW Km KmHorns Rev 3 250 Galtho 30 31 AC – 150 kVHorns Rev 4 250 Galtho 30 31 AC – 150 kVVestkyst 1 250 Galtho 21 31 AC – 150 kVVestkyst 2 250 Idomlund 21 31 AC – 150 kVJammerbugt 250 Aalborg 21 50 AC – 150 kVRødsand 3 250 Bjæverskov 15 120 HVDC – VSCRødsand 4 250 Bjæverskov 15 120 HVDC – VSCKriegers Flak 350 Bjæverskov 40 34 HVDC – VSCSt.Middelgrund150 Fr.Sund 62 10 AC – 132 kVTabel 15: Oversigt over valgte placeringer af op til i alt 2250 MW ny havmøllekapacitet. Sandsynligvis kander placeres yderligere kapacitet ved Kriegers flak uden yderligere investeringer i ilandføring m.v. detskitserede Ilandføringsanlæg kan håndtere i alt 550 MW.Den jyske vestkystVestjylland og Skagerrak 4Det ses i Systemplan og anlægsrapporter fra Energinet.dk, at der i de foreløbige planerfor ”den langsigtede netstruktur” indgår etablering af 400 KV ringforbindelser ibåde Jylland og på Sjælland. Herunder indgår etablering af en nord‐sydgående 400 KVto‐system ledning i det vestlige Jylland. Såfremt disse netstrukturer etableres, vil deekstra 1250 MW havvind i Jylland sandsynligvis kunne indpasses uden yderligere forstærkningeri det overordnede net. Såfremt disse forstærkninger ikke etableres bliverdet nødvendigt med alternative investeringer.I denne skitseplan etableres ud over den besluttede Horns Rev 2, ekstra to parker iområdet (500 MW) samt yderligere 500 MW op langs kysten. Den nordligste af disseparker forbindes direkte til 400 kV systemet i Idomlund (se Figur 36).I Energinet.dk’s planer for udbygning af nettet med henblik på tilslutning af Horns Rev2, indgår muligheden for at etablere en ny 400 KV station ved Tistrup nord for Esbjerg(Galtho). Det antages i denne rapport, at stationen faktisk etableres, og at i alt 1000MW vindkraft tilsluttes denne nye station, der hermed bliver et centralt indfødningspunkti Jylland.Med dette udgangspunkt ledes vindkraften ud i det danske (og norske) elnet ad treveje (se Figur 36):• Tilslutning til det eksisterende 400 KV net i Endrup med et 400 kV kabel, derdog drives ved 150 kV indtil de næste mølleparker tilsluttes. Herved bliver detmuligt at opgradere forbindelsen når behovet opstår. Endvidere kan der etableresreaktorer i begge ender af kablet for at kompensere for kablets reaktiveeffekt. Overføringsevnen af vindkraft kan antages forøget med ca. 10 % i forholdtil kontinuert last.• Skagerrak 4 etableres som en multiterminal med 2 danske terminaler i henholdsvisGaltho og Landerupgård og måske endda med en 4. terminal i f.eksIdomlund. Denne forbindelse tænkes her lavet som en VSC HVDC på 550 MW.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 63


Derved skabes en god og direkte transmission til Norge, aflastning af nettet inord, samt• Direkte forbindelse til det østjyske 400 kV net og dermed Østdanmark. MedVSC HVDC opnås mulighed for gennem forskellige koblinger at skabe kontrollerbareparallelle transmissionveje. 5Ved de skitserede projekter vil der samlet kunne transporteres 770 MW (AC‐linie) +550 MW + 550 MW = 1870 MW ind i nettet. Dette er betydeligt mere end krævet, ogmultiterminalløsningen er derfor ikke absolut påkrævet. Falder HVDC terminalen iGaltho ud vil der være nødvendigt med en produktions begrænsning.Såfremt Skagerrak 4 ikke etableres, kan det i stedet overvejes at etablere Horns rev 3og 4 med HVDC‐VSC forbindelse til Landerupgård.JammerbugtenRødsandDer placeres en møllepark ved Jammerbugten af hensyn til den geografiske spredning.Tilslutning forventes at blive på 400 kV ved Nordjyllandsværket da de eksisterende150 kV linier sandsynligvis bliver belastet med eksisterende og ny landvind.Der findes to muligheder for en større udbygning med vindmøller i det østlige Danmark,Rødsand og Krigers Flak. Løsningerne kan nok forstærkningsmæssigt sidestilles.Yderligere udbygning ved Rødsand foreslås tilsluttet enten i Bjæverskov eller Herslev(Bjæverskov er valgt her). Det skyldes at 132 kV nettet på Sydsjælland med udbygningenaf Rødsand 2 og det nye kabel Vestlolland ‐ Stigsnæs er hårdt belastet og såledesikke forventes at kunne bære væsentligt mere vindkraft. Både Krigers Flak og Rødsandnår afstande, hvor det vil være interessant at overveje HVDC Light i stedet for konventionelAC teknologi.En grund til at vælge Rødsand frem for Kriegers Flak er desuden, lavere vanddybde,forventet større tilgængelighed i beskyttet farvand samt at der er en eksisterendevedligeholdelses infrastruktur til stede. Disse tre forhold kan sandsynligvis reducerede samlede investeringer og omkostninger til drift og vedligehold af parkerne.Kriegers flakKrigers Flak deles mellem Danmark, Sverige og Tyskland. I den svenske del er potentielt500‐660 MW og den tyske del ca. 330 MW, hvor en forholdsmæssig betragtning afden danske del ses at kunne rumme tilsvarende del vindmøller. Der er dog andreforhold som råstoffer, der eventuelt kan gøre dele af Krigers Flak uegnet til vindkraftproduktion.Det foreslås at tilslutte Kriegers flak med HVDC forbindelse. Dette giver mulighed forat øge den tilsluttede effekt op til 550 MW uden yderligere investeringer i ilandføringsanlæg.En særlig fordel ved VSC HVDC i dette tilfælde vil være, at forbindelsen vedblackout på Sjælland vil kunne medvirke til at opstarte både Storebælt samt KONTEK.Derved mindskes den tid, som forbrugerne er uden strøm ved et eventuelt strømsvigt.5 Der er etableret flere VSC anlæg i verden, dog ikke som multiterminal løsninger. Konceptet er dogsærdeles interessant fremadrettet, såfremt der ikke kan etableres højspændingsledninger og ligeledesved eventuelle opsamlingsnet på havet. Det største uafklarede problem ved multiterminal VSC HVDCer adskillelse af fejl på DC siden, således at kun den fejlramte linie og ikke hele HVDC nettet kobles ud.64 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Endvidere mindskes, som tidligere nævnt, afhængigheden af central kraftværkskapacitettil reserve og spændingsregulering.Figur 37: Potentialet ved Kriegers flak fordelt på Danmark, Sverige og Tyskland.Ved tilslutning til Krigers Flak er det nærliggende at forbinde den danske, svenske ogtyske del (røde linier) for derved at lave en transmission mellem landende.Fra stationen Bjæverskov på Sjælland går der 600 MW jævnstrømskabel sydpå tilTyskland og der er en to‐system 400 kV ledningsforbindelse der går østpå mod Københavnog tilsvarende vestpå mod Asnæsværket. I intakt net er der derfor rigeligtransportkapacitet til at optage vindproduktionen fra alle havmølleparker, der tænkesplaceret på Sjælland, og der er i mange tilfælde plads til import fra den svenske ogtyske del, hvis der laves transmission mellem landene. Under revisioner af nettet kandet i visse tilfælde blive nødvendigt med produktionsbegrænsninger enten fra vindkrafteneller fra andre værker, afhængig af den konkrete driftssituation.Store MiddelgrundNøgletalEndelig foreslås det, at de sidste 150 MW havmøllepark etableres ved Store Middelgrund.Det bedste tilslutningspunkt er sandsynligvis Valseværket på Sjælland (AlternativtÅstrup i Jylland). En af årsagerne til at Store Middelgrund er interessant er, at dertil området, ligesom Krigers Flak, eventuelt sammen med svenskerne kan aftales enforbindelse. Denne kan i givet fald med fordel gå nord om snit fire.4.5 ØkonomiØkonomiforudsætninger for ilandføring bygger på offentliggjorte erfaringsdata fratidligere gennemførte projekter kombineret med konkrete tilbud og egne vurderinger.Disse erfaringsdata er her omsat til nøgletal for de komponenter der indgår i ilandføringsanlægsamt netforstærkninger.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 65


Kabeltype Overføringsevne Pris havMio kr/kmPris landMio kr/kmAC 132/150 kV 200/250 MW 11 4,5AC 400 kV 700 MW 20 8DC 400 kV 600 MW 4,2 2,8DC (VSC) 400 kV 550 MW 2,2 1,8Tabel 16: De anvendte økonomiske nøgletal for etablering af vekselstrøms‐ og jævnstrømskabler på søbundog på land.KomponenttypePrisMio. krPlatform 150Mérpris HVDC‐VSC platform 50260 MVA transformer (150 kV) 14160 MVA transformer (150 kV) 10HVDC konverter (600 MW) 480HVDC‐VSC konverter (550 MW) 550Tabel 17: De anvendte økonomiske nøgletal for anlægskomponenter til etablering af havmølleparker ognetforstærkninger.Ved brug af ovenstående nøgletal ses, at jævnstrømskabler (DC) er betydeligt billigereat lægge end vekselstrømskabler (AC). Dette skyldes især, at vekselstrømskabler skallægges med indbyrdes afstand mellem de tre faser. Alligevel skal man op på betydeligeafstande før HVDC kan konkurrere direkte med kabellagt vekselstrøm på grund afomkostninger til konverterstationer. De Østdanske parker ved Kriegers Flak og Rødsander over dette break‐even punkt med de løsninger der er valgt. Da HVDC Lighteller DC (VSC) er en samlet løsning, skal tallene i Tabel 16 og Tabel 17 ses som ensamlet investering, hvor prisen ud fra kendte projekt priser er forsøgt estimeret. Såledeskan kabelpriserne vise sig højere, ligesom konverteren kan vise sig billigere.Lokalitet Teknik KonvertereMio kr.PlatformMio krHavMio kr.LandMio kr.I altMio kr.Horns Rev 3 AC 165 330 140 635Horns rev 4 AC 165 330 140 635Vestkyst 1 AC 165 230 140 535Vestkyst 2 AC 165 230 140 535Jammerbugt AC 165 230 225 620Rødsand 3+4 DC 1100 250 45 240 1635Kriegers Flak DC 1100 250 120 70 1540St.Middel AC 150 560 35 745grundI alt 6880Tabel 18: Samlet omkostning for ilandføring af 2250 MW havmøller. (Med mulighed for ilandføring afyderligere 300 MW ved at øge parkstørrelserne i Østdanmark).66 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Lokalitet StationMio. kr.KabelMio. kr.KommentarerLanderupgård 1100 880 Forbindelsen etableres med tracé– Norgegennem Galtho. 330 km land og130 km søSkagerrak 4 ‐960 ‐850 Planlagt forbindelse dog prissat af(Norge – Tjele)Nordel til 260 m Euro = ca. 1970mio kr. (Nordel 2006)Galtho – 112 228 Galtho AC station og 28 km, 400 kVEndrupAC kabel til EndrupGaltho 550 Galtho station som multiterminalkobles til Skagerrak 4I altMio. kr.1980‐1810340550I alt 1060Tabel 19: Samlet omkostning til netforstærkninger i Vestdanmark. Ved valg af HVDC til ilandføring helt fremtil Bjæverskov vurderes det ikke nødvendigt med egentlige netforstærkninger i Østdanmark.Samlet investeringAf Tabel 19 ses, at den samlede investering til ilandføring af 2.250 MW havvind udgørknap 6,9 mia. kr. Det skal dog bemærkes, at denne investering giver rum for ilandføringaf yderligere op til 300 MW landvind i Østdanmark. Såfremt det vælges ikke atetablere en møllepark ved Store Middelgrund kan der således spares 745 mio. kr.Disse 150 MW vil kunne flyttes til Kriegers flak uden yderligere netinvesteringer. Fordelenved at bibeholde Store Middelgrund er den geografiske spredning samt mulighedenfor etablering af et fælles projekt med Sverige med ilandføring i begge lande.I Vestdanmark etableres et multiterminalanlæg med to danske stationer. Det er antaget,at dette anlæg kan erstatte det planlagte Skagerrak 4. Såfremt dette ikke vurderesmuligt af andre grunde og Skagerrak 4 gennemføres som tidligere planlagt, bliverdet nødvendigt med yderligere investeringer. I dette tilfælde bør det overvejes atforbinde Horns Rev 3 og 4 direkte til den eksisterende station i Landerupgård medendnu en HVDC‐VSC forbindelse. For det samlede regnskab vil dette alternativ betydeen méromkostning på godt en milliard kr. samt en besparelse på 170 mio. kr., altså ennettomkostning på ca. 0,9 mia. kr.Det valgte scenarie vil kræve en investering på i alt 6,9 + 1,1 = 8,0 mia. kr. med deanvendte investeringsnøgletal. Som ovenfor nævnt er der mulighed for besparelserved at fravælge Store Middelgrund. Omvendt kan det samlede projekt blive dyreresåfremt Skagerrak 4 ikke gennemføres som skitseret i denne rapport, men tilsluttesved Tjele som tidligere planlagt.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 67


68 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


5 Samlet vurdering af samfundsøkonomiDette afsnit samler op på de økonomiske analyser af en målsætning om 50 pct. vindkrafti Danmark i 2025. Hermed beregnes den samlede økonomiske omkostning vedat sætte en målsætning om 50 pct. vindkraft i 2025. Udover resultatet fra modelberegningerneinkluderes de øvrige omkostninger til infrastruktur, som er opgjort i deøvrige kapitler.Ved at sammenligne de to scenarier kan de økonomiske konsekvenser af den danske50 pct. målsætning beregnes. I analyserne er disse omkostninger vurderet både forDanmark isoleret betragtet og for det samlede område (Danmark, Norge, Sverige,Finland og Tyskland).EnergiomkostningerCO 2Merudgifter tilnetinfrastrukturReduktion i skadesomkostningerEt vigtigt resultat fra modelberegningerne er de samlede årlige energiomkostningerfor at tilfredsstille behovet for el og varme i de fem lande, der indgår i modelområdet.Omkostningerne omfatter kapitalomkostninger til nye anlæg, brændselsomkostninger,drift og vedligehold, samt reguléromkostninger for vindkraften.Udledningen af CO 2 er forskelligt i de to scenarier, og en økonomisk fordel ved 50 pct.scenariet er lavere omkostninger til køb af CO 2 ‐kvoter.Merudgifter til netinfrastrukturen skyldes investeringer i ilandføringsanlæg fra havmølleparkerneog de nødvendige netforstærkninger. De samlede omkostninger fornetinfrastrukturdelen vurderes til godt 8 mia. kr. over 16 år, svarende til godt 3,6 mio.kr. pr. MW havvind. Denne investering giver mulighed for at etablere 2.250 MW havmøllerog sikrer en kabelløsning uden etablering af nye luftledninger af hensyn tilvind. I de samfundsøkonomiske analyser er det forudsat, at infrastrukturen udbyggesløbende i perioden 2011‐2020, og at den er fuldt udbygget i 2020.Reduktion i skadesomkostninger hidrører fra mindre udledning af SO 2 og NO x somfølge af at produktion fra termiske anlæg erstattes af vindkraft uden udledninger afskadelige stoffer. Der er anvendt en middelværdi af det lave og det høje estimat forskadesomkostninger (se bilag 1).I grundberegningen anvendes en samfundsøkonomisk kalkulationsrente på 3 pct.Tabellen viser, at der som gennemsnit over årene 2010 ‐2025 er et samfundsøkonomiskoverskud ved 50 pct. målsætningen sammenlignet med referencen. Analysenviser, at overskuddet bliver godt 20 mio. kr./år for Danmark og ca. 660 mio. kr. pr. årfor hele området. Hvis der alternativt anvendes en kalkulationsrente på 6 pct., fårDanmark et underskud på 215 mio. kr. , mens der er et overskud på ca. 240 mio. kr.årligt for hele modelområdet.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 69


Mio. kr. pr. år Danmark HeleområdetEnergiomkostninger (investeringer, driftog vedligehold, brændsel og balanceringsomkostningerfor vindkraft)27 ‐ 287Mindre forbrug af CO 2 ‐kvoter 97 406Netinfrastruktur ‐ 236 ‐ 236Reduktion i skadesomkostninger (SO 2 ogNO x )132 777Samlet gevinst 20 660Tabel 20: Opsamling på de økonomiske analyser af en målsætning om 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025.Tabellen viser de gennemsnitlige, årlige gevinster for perioden 2010 – 2015. Der er anvendt en diskonteringsrentepå 3 pct.Udover de her opgjorte omkostninger kan der være andre samfundsøkonomiskegevinster og omkostninger ved at satse på 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025. Det kanvære beskæftigelseseffekter, værdi af reduceret afhængighed af importeredebrændsler, øvrige miljøeffekter som støj og visuelle gener mm. Det falder uden fordenne rapports rammer at kvantificere disse effekter.Selvom samfundsøkonomien samlet set er positiv kan forskellige aktørgrupper blivepåvirket i positiv eller negativ retning af målsætningen. Som hovedregel vil elproducenternesamlet set tabe ved øget vindudbygning ifølge modellen, mens forbrugernevil få en gevinst som følge af de lavere elpriser og indirekte i form af øgede flaskehalsindtægterder tilfalder systemansvaret. I praksis vil aktørøkonomien være afhængig afde konkrete virkemidler der vælges for at nå målsætningen, herunder hvordan eventuelletilskud finansieres.70 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Del 2: Vilkårene for vindkraft i DanmarkI del 1 er de fysiske og samfundsøkonomiske konsekvenser af et scenarie med 50 pct.vindkraft i det danske elsystem vurderet. I del 2 behandles en række andre spørgsmålom vindkraftens indpasning i den fysiske planlægning og energisystemet, herundervilkårene for investeringer i vindkraft, hvordan vindkraften håndteres i elmarkedetsamt sammenhængen mellem forsyningssikkerhed og vindkraft i elsystemet.6 Rammer for vindkraftudbygningStabile rammebetingelser er afgørende for at sikre nye investeringer i vindkraft. Medrammebetingelser menes de politiske rammer i form af lovgivning, målsætninger ogudmeldinger, de planlægningsmæssige i form af godkendelsesprocedurer og arealudpegning,vilkår for forskning, udvikling og demonstration af ny teknologi samt deøkonomiske vilkår i form af afsætningsmuligheder og ‐priser. I dette kapitel beskriveskort de politiske, planlægningsmæssige og økonomiske rammer for vindkraftudbygningi Danmark.I 2006 udgjorde produktionen af el fra vindmøller med ca. 3137 MW installeret kapacitetca. 17 pct. af elforbruget i Danmark 6 . Langt den største andel af den installeredevindkapacitet blev etableret fra midten af 1990’erne og frem til 2003. I perioden2004‐06 er der imidlertid kun blevet opstillet 49 MW ny kapacitet. I Figur 38 ses udviklingeni den årligt installerede vindkapacitet i Danmark de seneste ti år samt vindkraftensandel af det samlede danske elforbrug.MW70060050040030020010001996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 200620%18%16%14%12%10%8%6%4%2%0%Årlig opstilling (MW)Andel af elforbruget (pct.)Figur 38: Årligt etableret vindkraftkapacitet og andel af elforbruget i Danmark 1996‐2006 (Energistyrelsen2006).6 Energistyrelsens Energistatistik 2005.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 71


6.1 De planlægningsmæssige vilkårVindforholdI Danmark er der generelt et godt og velkendt vindregime. Der er bl.a. gennem forskningog udvikling blevet satset på at forbedre metoder til vindkortlægning.Vindmøller på landPlaceringsmulighederEfter den nye danske strukturreform er det kommunerne, der skal udpege arealer tilopstilling af vindmøller på land. Der er vedtaget en udskiftningsordning, som skalerstatte gamle, mindre effektive vindmøller (175 MW) med større, mere effektfuldevindmøller (350 MW) inden udgangen af 2009. Et udvalg nedsat af regeringen hararbejdet med at få udskiftningsordningen for gamle vindmøller til at fungere og lavetanbefalinger til udpegning af nye vindmølleområder. Udvalget kom i februar 2007med en række anbefalinger vedrørende den langsigtede vindmølleplanlægning påland. Blandt andet skal kommunerne i forbindelse med kommuneplanrevisionen i2009 udarbejde en samlet plan for den langsigtede udbygning med vindmøller medudpegning af arealer til at opstille møller på 100‐150 m i højden og vurdere den samledeanslåede kapacitet i de udpegede områder. Hertil kommer en lang række anbefalingertil de landskabsmæssige aspekter ved vindkraftudbygning, herunder en koncentrationaf møllerne i grupper, hvor det er muligt.Udvalget har tidligere anbefalet, at miljøministeren sammen med transport‐ og energiministereniværksætter en workshop for politikere og embedsmænd i foråret 2007om planlægning af vindkraft på land.Endvidere har en tværministeriel arbejdsgruppe om forsøgsmøller på land i marts2007 udpeget 8 områder til opstilling af forsøgsmøller på over 150 m. Opstillingen afforsøgsmøller i disse områder skal nu planlægges i samarbejde mellem Miljøministerietog kommunerne.Vindmøller på havetHavet er statsligt territorium, og der er hidtil opført otte havvindmølleparker i dedanske farvande. På Miljø‐ og Energiministeriets foranledning blev i 1997 udarbejdeten ”Havmøllehandlingsplan for de danske farvande”. Rapporten sandsynliggjorde etpotentiale for en storskalaudbygning med 4000 MW havvindmøller og udpegede enrække egnede hovedområder til første etape demonstrationsprojekter. Regeringenpålagde i 1998 elselskaberne at opføre 5 storskala demonstrationsprojekter på havetpå i alt 750 MW. I 2002/2003 blev to demonstrationsparker sat i drift, ved hhv. HornsRev og Nysted‐Rødsand. Regeringen ophævede den 4. juni 2002 pålægget til de daværendeelværker om etablering af de tre øvrige parker.Regeringen har haft et udvalg til at opdatere Havvindmøllehandlingsplanen fra 1997.Rapporten fra udvalget blev offentliggjort i april 2007 7 . Udvalget har vurderet desamfundsmæssige interesser indenfor nettransmissionsforhold, sejlads, natur, landskab,råstofindvinding mv. samt de tekniske, økonomiske og planlægningsmæssigemuligheder for at føre elproduktionen i land. Endvidere er scenarier for vindmøllernesteknologiske udvikling beskrevet. Det har skabt et fagligt grundlag for at planlæggeudbygningen med vindkraft på havet, så den kan koordineres med udbygningen af7 Energistyrelsen 2007e.72 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


transmissionsnettet. Efter at have vægtet disse hensyn har udvalget i enighed pegetpå syv hovedområder med et samlet areal på godt 1000 km2. Her kan der placeres optil 23 havmølleparker – hver med en installeret effekt på 200 MW.GodkendelsesprocedurerAnsøgninger om opførelse af vindmøller skal godkendes af enten de lokale, regionaleeller nationale myndigheder, jf. nedenstående beskrivelse. Bygherren skal foretage enVVM‐redegørelse (Vurdering af Virkning på Miljøet) som på baggrund af specifikkekrav skal vurdere anlæggets miljøkonsekvenser. Derudover skal den vise, hvordaneventuelle negative miljøkonsekvenser kan mindskes samt angive alternative placeringsmuligheder.VVM‐redegørelsen efterfølges af en offentlig høringsproces somomfatter offentligheden, myndighederne og relevante organisationer før den evt.godkendes af den pågældende myndighed.På landPå HavetVVM‐redegørelser for vindmøller over 150 m skal godkendes i de nye regionale miljøcentre.For mindre vindmøller, der er mellem 80 og 150 m. høje eller mindre møller,der optræder i klynger på mere end 3 er det kommunerne, der er godkendelsesmyndighed.VVM‐redegørelser for vindmøller på land skal indeholde forhold som arealanvendelsesbehov,landskabelige forhold, kulturhistorie, arkæologi, fugle, planter,grundvand mm. Ved godkendelse af vindmøller på land tillægges visuelle forhold ogkulturhistoriske hensyn stor vægt.Tilladelse til at opføre vindmøller på havet gives af Energistyrelsen, som således ogsåskal godkende VVM‐redegørelsen. Denne skal omfatte bl.a. vindforhold, havstrømme,bundforhold, og påvirkning af marinemiljøet. Den skal indeholde en beskrivelse afmiljøkonsekvenserne for fauna og flora, havbund, vand, luft, klimaforhold, arkæologiskeforhold, effekter på landskabet og kystsikkerhed. Der kræves tilladelse fra Energistyrelsentil såvel forundersøgelser og selve etableringen. Proceduren gælder ogsåved statsligt udbud af havvindmølleparker.TilslutningsforholdFor alle vindmøller gælder, at det er netvirksomheden eller transmissionsvirksomheden,som fastsætter spændingsniveauet. Der findes tekniske forskrifterfor vindmølleparker, der tilsluttes net med spændinger over 100 kV, og tekniske forskrifterfor vindmøller, der tilsluttes net med spændinger under 100 kV.De to største danske havvindmølleparker er Horns Rev (160 MW) og Nysted (165MW) – begge parker er sluttet direkte til transmissionssystemet. Parkerne skal blandtandet opfylde krav om uafbrudt drift i tilfælde af kortslutningsfejl i transmissionssystemet(”ride‐through”). Dette har blandt andet medvirket til udvikling af vindmøllersevne til at levere systemtjenester.6.2 Forskning og udviklingForskning, udvikling og demonstration er af afgørende betydning for en teknologisfortsatte udvikling og konkurrencedygtighed i forhold til andre teknologier og andremarkeder. Den danske vindenergiforskning har hidtil været tilrettelagt og gennemførti dialog mellem offentlige myndigheder, forskningsverdenen og industrien. Blandtspecielle styrkeområder kan nævnes vindmølleaerodynamik, aerolastisk dynamik,50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 73


vindressourcer og vindatlas, vindprognoser, havmøllefundamenter, last og sikkerhed,vindenergiøkonomi osv.De seneste mange års forskning og udvikling har ført til en betydelig omkostningsreduktionog forbedret vindkraftens konkurrenceevne i forhold til konventionelle teknologier.Det skyldes især designoptimering, bedre viden om vindforhold og serieproduktionaf mange møller af samme type. Det har blandt andet vist sig, at de hurtigsteomkostningsreduktioner opnås ved at gøre møllerne større.Indsatsområderne for den offentlige støtte til fremtidens danske vindenergiforskninghar bevæget sig længere væk fra egentlig teknologiudvikling, da vindkraftteknologienbetegnes som kommerciel. I stedet lægges i stigende grad vægt på emner, der vedrørervindenergiens samspil med elsystemet og omkostningsreduktion. Der læggesdesuden særlig vægt på offshore relaterede problemstillinger, hvor der stadig er behovfor både forskning, udvikling og demonstration af mølleteknologi, såfremt økonomieni havmølleprojekterne skal forbedres.Regeringen lægger i sit seneste udspil til en energiplan frem til 2025 stor vægt påetableringen af demonstrations‐ og forsøgspladser til test af ny vindmølleteknologi påland, og som nævnt har et udvalg i foråret 2007 peget på en række prøveområder tilvindmølleindustriens testmøller.Styring og regulering af store mængder vindkraft stiller krav til et mere intelligentenergisystem, hvor forbrugerne spiller en langt mere aktiv rolle for at skabe sammenhængi system end i dag, og hvor it‐teknologiernes muligheder for kommunikationmellem markedsaktører og apparater til fulde udnyttes. Vigtige komponenter erfleksible fjernvarmesystemer med eldrevne varmepumper samt aktivering af øvrigtfleksibelt forbrug hos forbrugere og industri.6.3 De økonomiske vilkårSiden liberaliseringen af elmarkedet i 1999 har de politiske intentioner gået i retningaf en markedsgørelse af vindkraften. I de første år efter liberaliseringen var strøm fravindmøller prioriteret og omfattet af en aftagepligt og en garanteret produktionspris.Siden 2005 er aftagepligten fjernet for nye vindkraftanlæg og den garanterede produktionspriserstattet af pristillæg til markedsprisen med delvist loft over det maksimaletillæg. Derudover er der i forbindelse med etableringen af nye havvindmølleparkerlavet et udbud med særlige projektafhængige tariffer.AfregningspriserStrøm fra møller opstillet efter 1. januar 2005 afregnes på markedsvilkår med et pristillægpå 10 øre/kWh i møllens første 20 leveår 8 . Hertil kommer et tilskud på 2,3øre/kWh der skal dække balanceringsomkostninger. Ældre møller får i en overgangsperiodeindtil de er 10 år gamle en fast pris (feed in tarif). I princippet kan de danskemøller opdeles på 3 kategorier afhængig af bl.a. hvor og hvornår de er etableret:8 Hertil kommer et tillæg på 12 øre /kWh i de første 12.000 fuldlasttimer, hvis der er brugt skrotningsbeviseri forbindelses med udskiftningsordningen. Møller tilsluttet i årene 1. januar 2005 til 31.december 2009 kan omfattes af udskiftningsordningen (Energistyrelsen 2007).74 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


• Ældre møller på fast tarif, der håndteres af systemansvaret. Disse møller overgårefterhånden til kategori 2 eller 3.• Ældre møller på markedsvilkår og pristillæg, der håndteres af systemansvaretpå kommercielle vilkår.• Møller på markedsvilkår og pristillæg som håndteres af ejerne. Kategorien beståraf nye møller, ældre møller der var elværksfinansierede samt møller dermed tiden overgår fra kategori 1 og 2.Overgangsordningerne forventes stort set at være afsluttet med udgangen af 2013,hvor alle møller i overgangsordningerne er mindst 10 år gamle.Prioriteret netadgangKompensationI overensstemmelse med VE direktivet har elproduktion fra decentral kraftvarmesamt VE anlæg og affaldsfyrede anlæg ifølge elforsyningslovens § 27c, stk. 5 prioriteretadgang til elforsyningsnettet. Det betyder i dansk sammenhæng, at systemansvaretikke kan ændre i disse anlægs planlagte produktion med mindre ”en reduktion fraandre anlæg ikke er tilstrækkeligt til at opretholde den tekniske kvalitet og balanceindenfor det sammenhængende elforsyningssystem.” ( § 27c, stk.5).Prioriteringen medfører endvidere, at den systemansvarlige virksomhed skal ydekompensation for omlægninger i de anmeldte planer for produktion med mindreplanerne er fejlagtige eller at omlægning er nødvendig for ikke at overskride denoffentliggjorte overføringskapacitet.Hvis den anmeldte plan for produktionen først er godkendt af systemansvaret, kander kun kræves omlægninger uden at yde kompensation ”ved overhængende risikofor netsammenbrud samt under netsammenbrud og genopbygning af nettet” (§ 27c,stk. 7).UdbudsvilkårGensidig forpligtelseVilkår for møller på havetTransport‐ og økonomiministeren kan efter elforsyningsloven give tilladelse til udbudaf elproduktionsanlæg på havet, herunder havvindmøller. Disse anlæg er underlagtsærlige vilkår og er ikke omfattet af samme regler for prioriteret netadgang som denøvrige vindmøllestrøm. Elproducenten anmelder på samme måde som ved andenelproduktion sin plan for elproduktionen for det følgende driftsdøgn til den systemansvarligevirksomhed. Den systemansvarlige virksomhed har mulighed for at nedregulereelproduktionen fra havvindmølleparkerne forud for driftsdøgnet såvel som iselve driftsdøgnet efter visse kriterier, betinget af, ”at nedreguleringen er nødvendigaf hensyn til forsyningssikkerheden eller en samfundsøkonomisk optimal udnyttelseaf det sammenhængende elforsyningssystem, herunder sikringen af et velfungerendekonkurrencemarked”. Den systemansvarlige virksomhed har pligt til at yde betaling tilelproducenten for driftstab ved nedregulering grundet fejl i nettet og manglendetransmissionskapacitet.Den pågældende elproducent, der efter en udbudsrunde har vundet retten til at opføreen havvindmøllepark, er forpligtiget til at etablere parken. Sker dette ikke, pålæggeselproducenten et erstatningsansvar for den systemansvarlige virksomheds tabi forbindelse hermed. På samme måde tilfalder der den systemansvarlige virksomhedet erstatningsansvar overfor elproducentens tab, såfremt systemansvaret ikke opfylderde i udbudsvilkårene fastsatte frister og betingelser for nettilslutning af havvindmølleparken.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 75


Afregningsvilkår forhavvindmøllerVindkraftudbygningi EuropaDer er i dag opført 423 MW havmøller i Danmark. Efter afholdelse af udbud opføresyderligere to nye havvindmølleparker ved hhv. Horns Rev og Nysted/Rødsand. Parkerneforventes at være driftsklare inden udgangen af 2009, og er underlagt ovenståendevilkår. Parkerne vil have en fast afregningspris på 51 øre/kWh for Horns Rev Bog 50 øre/kWh for Rødsand II for de første 50.000 fuldlasttimer, efterfulgt af renemarkedsvilkår.Danske afsætningsvilkår sammenlignet med Tyskland, Spanien og StorbritannienDanmark har gennem mange år haft en førerposition i Europa med hensyn til udbygningenmed vindkraft. Danmark ligger i dag med en installeret kapacitet på 3.122 MWi 2005 på femtepladsen på top 10 over lande i Verden, der har den største mængdeinstalleret vindkraft.I de seneste år har en række andre lande i Europa haft en væsentlig udbygning medvindkraft. Nedenstående tabel viser den installerede effekt og vækstraten i de senestefem år for vindkraftetablering i fire af Europas store vindmøllelande – Tyskland,Spanien, Storbritannien og Danmark:2005MW(Installeret)Vækstrate2001‐2005(årlig)Vindkraftens andelaf samlede el‐forbrug(2005)Tyskland 18.428 21 % 4,3 %Spanien 10.027 32 % 7,8 %Storbritannien 1.353 31 % 0,5 %Danmark 3.122 5 % 21 %Tabel 21: Samlet installeret vindkraft samt vækstrater for 4 europæiske lande (GWEC 2005 og IEA 2005b).Det fremgår, at Danmark er det land, hvor vindkraften udgør den største andel af detsamlede elforbrug. Imidlertid er hovedparten af den danske udbygning foregået framidten af 90’erne og indtil 2003, mens vindkraftudbygningen er forholdsvis ny i deandre top 10 lande Dette afspejler sig i den årlige vækstrate for vindkraft, som i Danmarkvar på 5 pct. i perioden 2001 – 2005, mens den var 21 pct. årligt i Tyskland, 32pct. i Spanien og 31 pct. i Storbritannien.Aftagepligt og feed‐intarifferVilkårene i TysklandI Tyskland er elproduktionen fra vedvarende energi, herunder vindkraft, prioriteretproduktion, hvilket vil sige, at netoperatørerne er forpligtigede til at tilslutte anlæggenetil nettet samt til at aftage og transmittere elektriciteten fra anlæggene.Feed‐in tariffer blev indført ved Feed‐In Loven i 1989, og blev beregnet som en procentdelaf elprisen. I 2000 blev Feed‐In Loven erstattet af loven om vedvarende energi,”Ernaubare Energien‐Gesetz”, i det følgende kaldet EEG.Med EEG gik feed‐in tarifferne over til at være en fast afregningspris på mellem 40 og68 øre/kWh garanteret i 20 år. Vindkraften fra landbaserede møller afregnes efter enstart‐rate på 65 øre/kWh for de første 5 år efter idriftsættelse – derefter følger enlavere fast rate på 41 øre/kWh. Offshore møller afregnes med en start‐rate på76 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


68 øre/kWh for de første 12 år, og herefter en lavere fast rate på 46 øre/kWh. (Ragwitz& Huber 2005)Yderligere introducerede EEG to vigtige tiltag i forhold til feed‐in tarifferne:• Støt faldende tariffer – hvilket betød at tarifferne for møller opført efter 2002faldt til et mindre beløb og tarifferne for møller opført efter 2003 faldt yderligeremed samme rate. Årsagen til indførelsen af faldende tariffer var at giveelproducenterne incitament til systematisk at reducere produktionsomkostningernehvert år.• Trinopdelte tariffer – hvilket betød, at tarifferne for de enkelte teknologierblev fastlagt ud fra udbyttet/produktionsomkostningerne for det enkelte værk.Dette tiltag fik særlig betydning for vindkraft, da størrelsen på feed‐in tariffendermed blev afhængig af placeringen af den enkelte vindmølle. Møller placereti de mest optimale områder modtager betydeligt lavere tariffer end møllerplaceret i mindre optimale områder – startende fra fem år efter møllens etablering.Årsagen til indførelsen af de trinopdelte tariffer var at sikre at prisen påtariffen afspejlede omkostningskurven for den enkelte teknologi. Tiltaget harresulteret i en lavere profit for producenten og derfor lavere omkostninger forsamfundet. Omvendt er det sandsynligt, at incitamentet til at udnytte de bedsteog mest vindrige placeringer først forringes.For alle anlæg gælder det, at feed‐in tariffen ophører 20 år efter installationen. (Ragwitz& Huber 2005)EEG gennemgik en revidering i 2004, hvor den rate, hvormed tarifferne falder, blevøget for nye vindmøller. Således falder feed‐in tariffen nu med 2 pct. årligt for vindmølleridriftsat fra og med 2005– for offshoremøller gælder dette dog først fra 2008.(Ragwitz & Huber 2005)Vilkårene i SpanienDen spanske model minder på mange punkter om den tyske. Også her er vindkraftprioriteret produktion, og suppleres med et feed‐in tarif‐system.De reguleringsmæssige tiltag til at fremme vedvarende energi i Spanien startede medgennemførelsen af Elektricitetsloven fra 1997 (Ley 54/1997, de 27 de noviembre, delSector Eléctrico), som introducerede liberaliseringen af den spanske energisektor.Loven opdeler elproduktionen i det ”almindelig system”, hvilket groft skitseret omfatterden konventionelle elproduktion, og så det ”specielle system”, som omfatterstrøm fra vedvarende energikilder, affald og kraftvarmeproduktion. Sidstnævnte kanogså benævnes ”prioriteret produktion”. Elektricitetsloven gav el fra det speciellesystem garanteret adgang til elnettet og tilførte et pristillæg til denne strøm, derskulle forbedre dens markedspris. (Ragwitz & Huber 2005)I 2004 blev resolution 436/2004 om elproduktion fra vedvarende energikilder, affaldog kraftvarmeproduktion vedtaget (Real Decreto 436/2004). Resolutionen indførte etfeed‐in tarif system for den prioriterede produktion (strøm fra vedvarende energikilder,affald og kraftvarme) og erstattede dermed den gamle resolution fra 1998, somgav pristillæg til den vedvarende energi. Som medfør af den nye resolution kan producentenaf den prioriterede produktion frit kan vælge mellem to afregningsordninger:50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 77


• At sælge elektricitet til en reguleret fast afregningspris per kWh, som er ens forhele den planlagte periode. Prisen beregnes som en procentdel af den årligegennemsnitlige elpris 9 .• At sælge elektriciteten frit på markedet til markedspris plus et tillæg for deltagelsei markedet og en vedvarende energi‐bonus, som også gives til producenterhørende under det ”almindelige system”. Markedstillægget og bonusenberegnes som procentdele af den årlige gennemsnitlige elpris. 10Det valg, producenten træffer, er gældende for en periode på minimum et år. (Ragwitz& Huber 2005)Det spanske Industriministerium har i august 2006 stillet forslag til en revision af afregningsreglerne,hvor der lægges et loft over de maksimale afregningspriser forvindmøllestrøm for begge afregningsordninger.Vilkårene i StorbritannienI Storbritannien har man ligeledes prioriteret produktion. Forsyningsselskaberne erforpligtede til at afsætte en vis andel vedvarende energi til forbrugerne. I 2005 vardet 5,5 pct. stigende til 15,4 pct. i 2015. Afregningen af strøm fra vedvarende energikildersker gennem grønne certifikater. Producenter modtager grønne certifikater forhver MWh strøm han producerer på vedvarende energikilder – certifikaterne sælgesherefter videre til forsyningsselskaberne, så disse kan opfylde deres forpligtelse til ataftage den mængde vedvarende energi de er forpligtede til. Afregningsprisen påvindmøllestrømmen i certifikatsystemet ligger på 67 – 75 øre/kWh. (IEA 2006)OpsamlingAfregningsvilkårene for vindkraftproduktion ret forskellige i de fire lande. I Danmarkafregnes vindmøllestrøm som beskrevet efter markedspris plus pristillæg. I Tysklandog Spanien afregnes vindmøllestrøm til en fast pris (feed‐in tarif), mens Storbritannienafregner efter grønne certifikater.Nedenstående tabel sammenligner afregningsforhold, støttetype og vækstrate forvindkraft i Tyskland, Spanien, Storbritannien og Danmark.9 Den regulerede tarif ligger mellem 80 og 90 pct. af den gennemsnitlige elpris (som var 51,4øre/kWh i 2006) plus et ”reaktiv power” tilskud samt et tilskud for fortsættelse af drift i situationermed effektmangel i de første fire år møllen er i drift (BTM‐Consult 2007).10 Markedstillægget beregnes som 10 pct. af den gennemsnitlige elpris for vedvarende energikilderog bonusen er på 40 pct. af den gennemsnitlige elpris. I 2005 var markedstillægget i gennemsnit 5,7øre/kWh og miljøbonussen 22,8 øre/kWh – den samlede gennemsnitspris for vindkraft solgt eftermarkedsmodellen var 69,6 øre/kWh (BTM‐Consult 2007).78 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Land Støttetype Støtteniveau(øre/kWh)Gns. Afregningspris2006(øre/kWh)Vækstrate2001‐2005(årlig)Tyskland Fast afregningspris 40‐68 65‐68 21 %Spanien 11 Fast afregningspris 51,4 51,4Markedspris + tillæg 28,5 69,632 %Storbritannien Grønne certifikater 67‐75 67‐75 31 %DanmarkMarkedspris + pristillæg10 41 5 %Tabel 22: Sammenligning af støtteniveau i Tyskland, Spanien, Storbritannien og Danmark, angivet iøre/kWh (IEA 2006 og BTM Consult 2007).Sammenlignes afregningspriser og støtteniveau mellem disse fire lande ses, at de aflandene, der yder den højeste støtte til vindkraft også oplever den højeste vækst iinstalleret kapacitet. I Tyskland og Spanien har vindkraftudbygningen for alvor tagetfart ved indførelsen af feed‐in tarifsystemerne, mens den i Danmark er stagneret itakt med afskaffelsen af faste afregningspriser.Danmark har EU’s laveste afregningspriser for vindmøllestrøm. Såfremt skrotningsordningenmedregnes, har Danmark den 3. laveste afregningspris, kun Finland ogIrland har lavere afregningspriser.90807060øre/kWh50403020100DanmarkFinlandIrlandDanmark incl 12 øreSverigePortugalHollandGrækenlandLuxembourgKommissionenSpanienBTMFrankrigØstrigTysklandItalienBelgienStorbritanienFigur 39: Afregningspriser i EU’ medlemslande for 2005 (BTM Consult 2005b og Europakommissionen).Aldrende centralkraftværkssektor6.4 Investeringer i vindkraftDanmark som Europa som helhed oplever, at den konventionelle kraftværksudbygningstort set er gået i stå, bl.a. som følge liberaliseringen af elmarkedet og de deraf11 Den samlede gennemsnitspris i 2006 for vindkraft solgt efter fast pris var 51,4 øre/kWh og eftermarkedsmodellen 69,6 øre/kWh (BTM‐Consult 2007).50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 79


følgende ændrede og mere usikre vilkår for investorerne. Hvor der tidligere var enbetydelig overkapacitet af kraftværker er der nu en strammere effektbalance. Effektbalancenskal her forstås som et udtryk for forholdet mellem maksimal produktionskapacitetog maksimalt elforbrug.Som det fremgår af Del 1 i nærværende rapport, må der forventes en ganske betydeligskrotning af de gamle produktionsanlæg i Norden og i Tyskland i perioden frem til2025. Ser man på Danmark, viser Figur 40 udviklingen i aldersfordelingen af de konventionelledanske kraftværker. Det ses, at den største andel af kraftværkspakken ermere end 16 år gammel og at knap 50 pct. er mere end 25 år gammel. Gennemsnitslevealderenfor et konventionelt kulkraftværk er 30‐40 år, afhængigt af de renoveringer,der foretages. Uanset hvordan elforbruget udvikler sig, er der således behov forinvesteringer i produktionsanlæg i de kommende år i takt med nedslidning af de eksisteredekraftværker.Figur 40: Figuren viser aldersfordelingen af de centrale værkers kraftmaskiner. I de seneste 10 år er andelenaf ”gamle” kraftværker over 25 år vokset fra godt 25 pct. til knap 50 pct.. I 2001 forøgedes andelen afhelt "unge" kraftmaskiner, idet den nye blok på Avedøreværket blev sat i drift. Af økonomiske og miljømæssigegrunde bliver der produceret mest på de nyeste anlæg (Dansk Energi 2006).I et liberaliseret marked er det op til de kommercielle aktører at foretage de investeringeri kraftværker, der er behov for. Systemansvaret har imidlertid det juridiskeansvar for, at der er tilstrækkelig kapacitet i markedet til at sikre forsyningssikkerheden.Ifølge økonomisk teori vil investorerne i elmarkedet investere i nye kraftværker, nårprisen i markedet overstiger de langsigtede marginalomkostninger for et nyt kraftværk.Dvs. brændselsomkostninger, afgifter, drifts‐ og vedligeholdelsesomkostningersamt kapitalomkostninger til forrentning og afskrivning af investeringen. Med indførelsenaf EU’s kvotehandelssystem skal omkostninger og eventuelle indtægter fraCO 2 ‐kvoter også indkalkuleres.Kraftværksinvesteringer skal bedømmes over en lang årrække og dette indebærermange usikkerhedselementer. Hvorledes vil elprisen udvikle sig på længere sigt, oghvilke brændsels‐ og CO 2 ‐priser kan der forventes? Hertil kommer spørgsmålet omeventuelle ændringer i markedsrammerne fx brændselsbeskatning, produktionstil‐80 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


skud eller miljøafgifter. De fleste elproduktionsteknologier er meget kapitalintensiveog har relativt lange tekniske levetider ‐ sædvanligvis over 20 år. Derfor er indtjeningsmulighedernemeget følsomme over fremtidige udviklinger i markedet.Før liberaliseringen af elsektoren havde elproducenterne en høj grad af sikkerhed forderes investeringer i nye anlæg, idet omkostningerne kunne indregnes i elprisen, ogstørstedelen af investeringen i et kraftværk kunne finansieres via elprisen før denegentlige etablering af anlægget (forhåndshenlæggelser). I et markedsbaseret system,hvor forbrugerne frit kan vælge leverandør, indgås aftaler mellem elkunder ogproducenter sædvanligvis for relativt kortvarige perioder. I Nord Pool regi har manetableret Eltermin, som er en børs for finansielle prissikringskontrakter.Ved investering i et nyt elproduktionsanlæg skal indtægterne i markedet derfor bådedække de marginale driftsomkostninger samt kapitalomkostninger og andre fasteomkostninger. Dette er afspejlet i figur 41 nedenfor, som viser en fiktiv varighedskurveover elprisen time for time.Værket vil, når det er bygget, byde ind til sine kortsigtede marginale produktionsomkostninger,dvs. brændsels og CO 2 ‐omkostninger samt variable drifts og vedligeholdelsesomkostninger.I de timer, hvor markedsprisen overstiger værkets kortsigtedeomkostninger, får værket et dækningsbidrag, der skal finansiere dets faste omkostninger.Når prisen i elmarkedet ligger under værkets kortsigtede marginale produktionsomkostninger,kan det ikke betale sig at producere for værksejeren.ElprisMerindtægt til dækning af anskaffelsesudgifterog andre faste omkostningerSRMCDriftstimerTimerFigur 41: Varighedskurve over elmarkedspriser. I de timer, hvor markedsprisen overstiger værkets kortsigtedeomkostninger, får værket et dækningsbidrag, der skal kunne afholde dets faste omkostninger.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 81


På grund af de risici der er forbundet med at investere i det liberaliserede elmarkedetkan det forventes, at investorer vil kræve en højere risikopræmie end under det tidligereregulerede system. Dette kan bl.a. udmønte sig i et højere forrentningskrav vedvurdering af nye projekter – hvilket alt andet lige vil give incitament til at investere iteknologier med lave kapitalomkostninger, hvor færre resurser sættes på spil. Dettevil eksempelvis alt andet lige favorisere naturgas frem for kul og vind. Sandsynligvismedfører det også en tendens til at udskyde investeringer længere tid end det ertilfældet på andre konkurrencemarkeder.6.5 Incitamenter til investeringerNår en markedsaktør skal placere en investering i ny produktionskapacitet er stabilerammebetingelser og forudsigelighed i forbindelse med ændringer heri afgørende forinvesteringsbeslutningen. Det vil sige, at investoren skal kende til de politiske, økonomiskeog planlægningsmæssige betingelser, der har betydning for den pågældendeinvestering samt have en rimelig forudsætning for at kende til disse forhold i fremtiden– over hele anlæggets levetid.Investoren foretager forud for en investering en risikovurdering, som sammenholdesmed investeringsvilkårene i andre områder eller lande. For at en privat investor skalforetage en investering, skal der således være udsigt til at investeringen giver et fornuftigtafkast og at dette afkast er forventeligt større for en investering der er risikoudsat.Ved investering i vindkraftanlæg indgår følgende vilkår i en risikovurdering:Økonomiske vilkår:• Afsætningsmarked og afregningspriser – at der er et sikkert afsætningsmarked,at afregningsprisen er kendt og attraktiv.• Konstruktionsomkostninger – at konstruktionsomkostninger (turbiner, kablermm.) er kendte og attraktive.Planlægningsmæssige vilkår:• Vindforhold og kortlægning – at vindforholdene er kortlagt og at der er gode,vindrige placeringsmuligheder• Placeringsmuligheder – at der både er godkendte onshore og offshore placeringsmulighederog at der i det hele taget er kendskab til placeringsmulighederne.• Godkendelsesprocedurer – at procedurerne er kendt på forhånd og at myndighedsgodkendelsenforegår effektivt og gnidningsfrit. (Balle 2007)82 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


7 Vindkraften i elmarkedetI dette kapitel belyses, hvordan vindkraften indgår i elmarkedet, og hvilke udfordringeren indpasning af en større mængde vindkraft vil give anledning til.Der indledes med en generel beskrivelse af investeringer i nye elproducerende anlæg.Dernæst beskrives det fælles nordiske elmarked Nordpool, og vindkraftens integrationi og samspil med elmarkedet diskuteres. En række centrale begreber somnulpristimer og eloverløb gennemgås og vindkraftens rolle for prisfastsættelse påelmarkedet forklares, herunder den prissænkende effekt. Endelig foretages en vurderingaf, hvilke konkret tiltag, der kan forbedre vindkraftens vilkår på elmarkedet.Nord Pool7.1 ElmarkedetDet danske elmarked er en integreret del af det frie, nordiske elmarked. Handlen påengrosmarkedet for el foregår hovedsagligt på den nordiske elbørs, Nord Pool, sommuliggør handel mellem producenter, forbrugere og handlere 12 . Desuden handles derbilateralt.Nord Pool Spot driver tre handelspladser for elektricitet: eltermin, elspot og elbas.ElspotHandelen på Nord Pools spotmarked, Elspot, foregår efter auktionsprincippet, hvorinteresserede købere og sælgere dagligt før kl. 12 anmelder deres udbud og efterspørgseli pris og mængde til Nord Pool time for time i det følgende døgn. Kl. 12:00lukker markedet og Nord Pool Spot lægger alle bud sammen og beregner et priskryds(markedsprisen) time for time i det følgende døgn. I det nordiske elmarked planlæggeselproduktionen således i princippet for ét døgn ad gangen, men vel at mærke 12 ‐36 timer før selve driftstimen.Der eksisterer forskellige budformer på Elspot. Af hensyn til værker, som har relativtstore start‐stop omkostninger, kan man fx indgive et såkaldt blokbud, som gælderover flere timer. Kun hvis den gennemsnitlige spotpris i det angivne tidsinterval overstigerværkets bud, skal producenten producere i disse timer – ellers ikke.Den balanceansvarligehæfterNår et bud godtages på Nord Pool forpligter den balanceansvarlige part sig til at levereen vis mængde el til et bestemt tidspunkt 13 . Hvis den balanceansvarlige ikke kanlevere den aftalte mængde, eller leverer for meget i forhold til det aftalte, skal vedkommendebetale for balanceringsomkostningerne.Balancering håndteres i regulérkraftmarkedet (marked i selve driftstimen). De vigtigsteårsager til systemubalancer, dvs. afvigelser mellem planlagt og faktisk drift, er fejl iforbrugsprognoser, fejl i vindprognoser og driftsproblemer på værker og transmissionslinier(herunder udfald). Balancering af vindkraft uddybes i afsnit 7.2.12 Nord Pool er ejet af de systemansvarlige selskaber i Norden. I 2006 blev mere end 60 pct. af detsamlede elforbrug i Norden handlet via Nordpool (02‐04‐2007, www.nordpoolspot.com).13 Elforbrugere og elproducenter er tilknyttet en balanceansvarlig, som har det juridiske ansvaroverfor Nord Pool.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 83


7.2 Balancering af vindkraftVindkraft indmeldes på lige fod med anden elproduktion til Nord Pool for det kommendedriftsdøgn. Fordi vindkraft kan være vanskelig at forudsige kan en voksendemængde af vindkraft bevirke, at ubalancerne vokser. En stor systemubalance betyder,at systemansvaret skal købe eller sælge den under‐ eller overskydende elmængde iform af regulérkraft. Energistyrelsen bemærker i Eloverløbsrapporten (Energistyrelsen2001) at dette kan medfører en ringere driftssikkerhed.I Danmark modtager en stor del af vindmøllerne, som ikke er omfattet af aftagepligten,en balancegodtgørelse på 2,3 øre/kWh. Balancegodtgørelsen er en fast kompensationtil vindmølleejeren for den betaling, der skal gives, for at en udbyder af balanceydelserleverer denne ydelse. Den faktiske balancebetaling kan således afvige fra de2,3 øre/kWh og kan i øvrigt variere fra måned til måned (Energistyrelsen 2007d).Forudsigelse af vindkraftproduktionDe vindprognoser, der er anvendt til forhåndsanmeldelsen af vindkraft til Elspot afden forventede produktion, rammer ofte ved siden af og skaber ubalancer.Undersøgelser viser, at prognosefejlen kan reduceres betydeligt, når prognosen foretagestættere på driftstimen, fra ca. 35 pct. med 18‐42 timer gamle prognoser til ca.20 pct. med 1‐6 timer gamle prognoser. Det vil således være væsentligt nemmere atindpasse vindkraften i elmarkedet, hvis indmeldingerne til NordPool sker tættere pådriftstimen.Det er dog interessant, at selv i Danmark, hvor vindkraften udgør ca. 20 pct. af densamlede elpoduktion, er vindkraftens prognosefejl ikke dominerende for dimensioneringaf reservebehov ved håndtering af systemubalancer. I ca. 40 pct. af tilfælde medprognosefejl går vindkraftens ubalance i modsat retning end systemets samlede ubalance.Det nuværende markedsdesign, hvor produktionskapacitet indmeldes 12‐36 timer førselve driftstimen er således ikke ideelt for vindkraft, da det kan være vanskeligt atforudsige, hvor stor produktion møllerne vil levere med så relativt lang en tidshorisont.Et balancemarked som Elbas kan som nævnt gøre det billigere for vindmølle‐ejerneselv at handle sig i balance. Balanceringsomkostninger for vind andrager i Danmarkgennemsnitligt ca. 2 øre/kWh produceret vind. Indtil videre er der stort set ikke blevethandlet vindkraft gennem Elbas. Systemansvaret, som håndterer en stor del af vindkraftbalanceringen,anvender ikke Elbas, da det anses for at være en kommercielaktivitet. Vindenergi Danmark, som håndterer balanceringen for en stor del af devindmøller, der handler på markedsvilkår, har hidtil ventet på at Elbas skulle kommeop at køre i Vestdanmark, hvor de har 80 pct. af deres møller stående.Elbas i Vestdanmark er åbnet den 11. april 2007. I gennemsnit sidste år blev der handler100 MW/h på Elbas i hele Norden. I de første 17 dage med Vestdanmark i Elbas erder handlet 138 MW/h i hele Elbas. Det må forventes, at Elbas i stigende grad vil bliveanvendt til balancering af unøjagtige vindkraftprognoser i fremtiden, da det kan bliveen effektiv måde at reducere omkostningerne ved prognosefejl på.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 85


7.3 Vindkraften og elprisenI Danmark blev elsektoren liberaliseret i 1999 i en situation med overkapacitet. Sidenda er forbruget i Norden fortsat steget, uden at der i betydeligt omfang er etableretnye produktionsanlæg på kommercielle betingelser.Generelt stigende elpriserSom det fremgår af Figur 42, varierer elmarkedspriserne meget fra måned til måned,blandt andet stærkt influeret af mængden af vand i de nordiske vandkraftmagasiner.Den generelle tendens siden den danske elliberalisering har dog været stigende elpriser.I begyndelsen var elpriserne lave, mellem ca. 100 og 200 kr./MWh, men siden daer de steget til over 200 kr./MWh og i perioder over 300 kr./MWh.Årsagen til de generelt stigende elpriser gennem de senere år skal blandt andet findesi stigende brændselspriser og en mindre produktionskapacitet i det nordiske system,som har gjort det nødvendigt at producere fra flere dyre spidslastanlæg, der har højeremarginale omkostninger end andre værker. Desuden har indførelsen af EU’s CO 2 ‐kvotehandelssystem pr. 1. januar 2005 medvirket til at øge priserne.Figur 42: Udvikling i elmarkedsprisen i Norden i perioden 1999‐2007 (månedsgennemsnit for systemprisen).På Nordpool fastsættes markedsprisen i hver time af det marginale kraftværk, dvs.det værk, der har budt ind til den højeste pris. I timer med lavt forbrug, fx om natteneller om sommeren, vil det fortrinsvis være grundlastværker, fx kraftvarmeværker,der er prissættende, mens det i timer med højt forbrug, fx om dagen eller om vinteren,er spidslastværker, som ofte har relativt lav virkningsgrad og anvender dyrerebrændsler. Derfor er elpriserne generelt højere om vinteren end om sommeren, somdet fremgår af Figur 42, og tilsvarende højere om dagen end om natten. Elproducenternesindtjening afhænger på den måde af, hvilke muligheder de har for at tilrettelæggederes produktion i forhold til systemets behov.86 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Figur 43: Stiliseret udbud/efterspørgselskurve for det nordiske og tyske elmarked. Vindkraftværker vilsædvanligvis byde ind til de laveste omkostninger i elmarkedet, fordi de ingen brændselsomkostninger har.Det samme gælder i princippet vandkraft – dog vil vandkraftværker med lagerkapacitet have mulighed forat tilbageholde produktion og derved optimere produktion i forhold til de forventede priser i markedet.Herefter følger a‐kraft‐, kulkraft‐ og biomasseværker, som har relativt lave brændselsomkostninger ogendeligt gas‐ oliefyrede anlæg.Vindkraft sænker elprisenVindmøllerne byder, jf. Figur 43, ind til de laveste omkostninger i elmarkedet. Detteskyldes at vindkraft ikke har nogen brændselsomkostninger. Vindkraft har derfor enprissænkende effekt på elmarkedsprisen i perioder med meget vind. Når vindmøllerneproducerer presses de dyre værker så at sige ud af elmarkedet, og herved sænkeselmarkedsprisen. Indfødning af vindkraft kan også føre til, at vandkraftværker tilbageholderproduktion, som så indfødes i systemet på tidspunkter, hvor elprisen er høj.Derved kan vindkraften indirekte få en prisdæmpende effekt også i timer, hvor vindkraftproduktionener lav.Figur 44 viser sammenhængen mellem vindkraftproduktionen i Vestdanmark og dengennemsnitlige elmarkedspris i samme område i 2006. Det fremgår, at elprisen generelter lavere, når det blæser meget, hvilket skyldes at vindkraften fortrænger de dyresteværker fra markedet. Det skal dog understreges, at der er betydelig spredning idet bagvedliggende datasæt. Elprisen kan således være både høj og lav uafhængigt af,hvor meget det blæser i den enkelte time. Ved lav vindkraftproduktion (> 750 MW)var elprisen i gennemsnit ca. 33‐34 øre. Ved stor vindkraftproduktion (< 1.750 MW)falder elprisen til ca. 24 øre/kWh. Vindkraftens samlede prisdæmpende effekt vilvære større, da en del af vinden ”lagres” af de nordiske vandkraftværker og tilbageførespå tidspunkter, hvor elprisen er høj og vindkraftproduktion kan være lav.Vandkraftværker vil sædvanligvis byde ind til de laveste omkostninger i elmarkedet,fordi de ingen brændselsomkostninger har. Dog vil vandkraftværker med lagerkapacitethave mulighed for at tilbageholde produktion og derved optimere produktion iforhold til priserne i markedet.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 87


DKK/MWh400Gennemsnitlig elpris i Vestdanmark i 2006ved forskellige niveuaer af vindkraft350300250200150100500< 250 250-500 500-750 750-1000 1000-1250 1250-1500 1500-1750 1750-2000 >2000Vindkraftproduktion (MW) i VestdanmarkFigur 44: Sammenhæng mellem vindkraftproduktion og elmarkedspris i Vestdanmark. Figuren bygger påtimedata fra 2006.Vindkraft og nulpriserNulpriser og eleksportDe fleste elproducerende anlæg kan regulere produktionen i forhold til afsætningsmulighedernepå elmarkedet. Der vil dog altid være en vis mængde elproduktion, somikke kan reguleres på denne måde. Vindkraften producerer i forhold til energiindholdeti vinden, en vis mængde elproduktion vil til tider være koblet sammen med envarmeproduktion, som ikke kan reduceres, og en del kraftværker producerer af hensyntil reguleringen af elsystemet. Disse typer elproduktion kaldes for bunden elproduktion.Til tider overstiger den bundne elproduktion i et prisområde elforbruget iområdet, og produktionen må søges afsat uden for området. Dette kan fx ske, nårvinden blæser kraftigt. I disse perioder vil elprisen indenfor prisområdet falde til 0 øre,fordi bundne produktion er prissættende.Når elprisen i et prisområdet, fx Vestdanmark,er 0 øre, bliver eksportstrømmen solgt til den elpris, der gælder i nabolandet.Prisforskellen mellem Vestdanmark og naboområdet deles mellem de to systemansvar,og den danske del indkasseres af Energinet.dk til gavn for de danske forbrugere.Dette kaldes flaskehalsindtægter. Energinet.dk havde i 2006 en indtægt på 287 mio.kr. som følge af flaskehalsindtægter, hvoraf en mindre del kan tilskrives vindkraft.I Danmark er mængden af bunden produktion størst i det jysk/fynske systemområde.En analyse af elpriserne her fra 1.1.1999 til 25.1.2007 viser, at elprisen har været 0øre i alt i 177 timer, eller hvad der svarer til godt et døgn om året i gennemsnit. Medde nuværende mængder vindkraft i systemet er truende kritisk eloverløb altså etrelativt begrænset problem. En analyse af priserne i de samme 177 timer viser i øvrigt,at det har været muligt at eksportere den bundne elproduktion til relativt høje priser.Gennemsnitsprisen var således 33 øre/kWh og 38 øre/kWh i henholdsvis Sverige ogNorge. Til sammenligning var den gennemsnitlige elpris i Vestdanmark lidt over 20øre/kWh i perioden 1999‐2007.88 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


8 Vindkraft og forsyningssikkerhedStore mængder vindkraft kan udfordre elsystemets sikkerhed, ved at produktionenændres hurtigt og uventet for aktørerne, men vindkraften kan også udfordre systemetstilstrækkelighed, ved at der kan mangle kraftværkseffekt, når forbruget er højt,og der ikke er vind.Elforsyningssikkerhed udtrykker sandsynligheden for, at der er strøm i kontakten, nårforbrugeren efterspørger det (til en given pris).Teknisk set kan forsyningssikkerheden opdeles i:• Systemtilstrækkelighed• Systemsikkerhed• Energi‐ og brændselsforsyningsikkerhedVindkraft spiller en rolle i forhold til alle tre aspekter af elforsyningssikkerhed.Varetagelse af forsyningssikkerhedTidligere bestod elsektoren af vertikalt integrerede selskaber med ansvar for forsyningssikkerhed.Nu er der i overensstemmelse med EU’s eldirektiv udpeget en systemansvarlig(transmission system operator eller TSO i daglig tale) i alle EU landemed ansvaret for forsyningssikkerheden. I Danmark er ansvaret for opretholdelse afelforsyningssikkerheden placeret hos Energinet.dk.Med indførelsen af elmarkedet er det aktørerne i det kommercielle elmarked, der skalsikre, at der er tilstrækkelig kraftværkskapacitet i systemet til at forsyne elkunderne.Neden for gives en redegørelse for delelementerne i forsyningssikkerheden med særligfokus på spørgsmålet omkring systemtilstrækkelighed og herunder vindkraftenseffektværdi.8.1 SystemtilstrækkelighedSystemtilstrækkelighed beskriver elsystemets evne til at dække forbrugernes samledeelbehov til enhver tid, under hensyntagen til planlagte og rimeligt forventelige udfaldaf systemelementer. Traditionelt har effektbalancer været det primære værktøj tilvurdering af systemtilstrækkelighed. Effektbalancer er opgørelser af den samledetilgængelige produktionskapacitet i forhold til forventninger om det maksimale forbrugi et givent område. Mangel på kraftværkskapacitet vil sædvanligvis være et korttidsproblemsom strækker over et antal timer dagligt i en periode, hvor belastningenaf systemet er særlig stor.EffektbalancerEffektbalancer, der sammenligner forventet elforbrug og produktionskapacitet, er etvigtigt planlægningsværktøj i nordisk sammenhæng til at vurdere systemtilstrækkeligheden.Hvert efterår opstiller de systemansvarlige i Norden (samlet i Nordel) en balancefor den kommende vinter samt tre år ud i fremtiden.Effektbalancerne tager højde for begrænsninger i transmissionsnettet og på produktionssiden.Ifølge Nordel sker vurderingen af tilgængelig kapacitet på baggrund af erfa‐50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 89


inger fra tidligere spidslastsituationer. A‐kraft værker antages at køre på fuld kapacitet,vandkraft nedskrives med ca. 12 pct. af den installerede kapacitet og termiskeværker nedskrives ligeledes for at tage hensyn til bl.a. havarier og kraftvarmebinding.Vindkraftens effektværdi 14 vurderes forskelligt i de nordiske lande. I Norge indgår vindmed 10 pct. af den nominelle kapacitet og i Sverige med 5 pct., og i Finland og Danmarkmed 0 pct. (Nordel 2006).Effektbalancerne opstilles både for en normal vinterdag (gennemsnitlig vinter) og ensåkaldt 10‐årsvinterdag, hvor temperaturen er lav og elforbruget særligt højt (svarendetil den kolde vinter, som har 10 pct. sandsynlighed for at forekomme).I Figur 45 viser den forventede effektbalance for det nordiske elsystem i 2009/2010.Effektbalancen er bedre end fremskrivninger fra tidligere år, hvilket skyldes forventedeinvesteringer i nye kraftværker særligt i Norge og Sverige. Nordel vurderer således,at den nordiske produktionskapacitet er tilstrækkelig til at dække spidslastforbrug ialle lande samtidigt selv på en kold vinterdag. Oplever alle lande koldt vejr samtidigt(såkaldt 10‐årsvinter), kan balancen dog blive negativ og Norden bliver afhængig afimport.Figur 45: Forventet effektbalance i 2009/10 i de nordiske lande på en gennemsnitlig vinterdag (Nordel2006). Balancen vil være mere anstrengt på en såkaldt 10‐års vinterdag, men dog positiv i både Øst‐ ogVestdanmark.14 Vindkraftens effektværdi skal her forstås som den andel af konventionel kraftværkskapacitet, deroverflødiggøres med udbygning med vindkraft.90 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


”Den koldeste time”I det liberaliserede elmarked er det tanken, at markedskræfterne skal sikre tilstrækkeligproduktionskapacitet til at efterspørgslen kan tilfredsstilles med høj sandsynlighed.Teoretisk set har markedsfunktionen dog vanskeligt ved at sikre spidslastkapacitet tilat dække fx ”den koldeste time”, da det ikke umiddelbart er attraktivt for investorerat investere i et anlæg, der kun skal operere i ganske få timer årligt. Dette problem ersærligt for elmarkedet, idet elektricitet skal produceres præcis når det efterspørgesidet strøm i praksis (endnu) ikke kan lagres. Dette problem kan bl.a. afhjælpes viahandel med vores nabolande idet det ”sidste” spidslastanlæg herved får flere driftstimer.Selv om det er markedsaktørerne, som forventes at investere i produktionskapacitet,er det systemansvaret, der har ansvaret for, at sikre strøm til alle forbrugere til enhvertid.Der kan i den forbindelse være et uheldigt modsætningsforhold mellem systemansvaretsansvar for systemtilstrækkeligheden og troen på markedet: Markedskræfterneskal fremme en stigning i elprisen, der fører til investeringer i nye værker. Men nårelprisen stiger, er det netop et tegn på at systemet er anstrengt, fx fordi der er enkuldeperiode, hvor der måske kun lige akkurat er effekt nok til at dække forbruget.Dette kan være svært at acceptere for systemansvaret, som har det juridiske ansvarfor forsyningssikkerheden, og der vil derfor være en tilskyndelse til at sikre tilstrækkeligkapacitet fx gennem tilskud til reserver eller spidslastanlæg. Hvis aktørerne tror atdette sker, mister de tilliden til markedsrammerne og venter med at investere, hvilketigen vil tilskynde systemansvaret til at agere.Prisafhængigt elforbrugSystemydelserFleksibelt elforbrugDet anses som en effektiv løsning på dette dilemma ‐ med eller uden vind ‐ at elforbrugetgøres afhængig af elprisen. Forbrugerne skal frivilligt afstå fra forbrug, nårelprisen er for høj. Derved sikres, at der ikke sker nogen ufrivillig afkobling af forbrugere,og man sikrer samtidigt en optimal udbygning med kraftværker, idet denne vilblive afspejlet i forbrugernes prispræferencer 15 . Hvis elforbruget er prisfølsomt, vil detfungere som et energilager og dette vil øge vindkraften værdi og mindske risikoen foreffektmangel – selv med meget vindkraft.En af de mekanismer, systemansvaret i dag anvender for at sikre tilstrækkelig reservekapacitettil at dække effektmangel, er kontrakter og aftaler med elproducenter ogindustrien om de såkaldte systemydelser. Det vil sige, at fx elproducenterne mod enkompensation stiller kapacitet til rådighed for spidslastsituationer eller at større industrivirksomhederstiller deres nødstrømsanlæg til rådighed. Tilsvarende laves ogsåaftaler med større industrivirksomheder om fleksibelt elforbrug forstået på den måde,at virksomheden forpligter sig til at bruge mindre strøm i spidslastperioder.Netop det fleksible forbrug forventes i fremtiden at komme til at spille en større rolle iforbindelse med forsyningssikkerheden og kan være et vigtigt instrument til at kunne15 Denne problemstilling er bl.a. belyst i det EFP‐støttede projekt "Forsyningssikkerhed og økonomiskefficiens i det fremtidige elsystem". Se bl.a. rapporten ”Investering og prisdannelse på et liberaliseretelmarked” (Morthorst et al 2005). I rapporten vurderes desuden, hvilken betydning markedsmagt harfor investeringer i elmarkedet.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 91


håndtere en større indpasning af vindkraft. Det er sandsynligt, at det fleksible elforbrugvil slå igennem ikke kun blandt industrivirksomheder, men også blandt den almindeligeforbruger. Såfremt man kan få forbrugerne til at reagere på markedetssignaler og således skrue op og ned for elforbruget i takt med at prisen på strøm stigerog falder, står man med et nyt effektivt redskab til at forebygge effektmangel. Det vilsige, at når vindmøllerne står stille og elprisen dermed stiger, skruer forbrugerne nedfor forbruget og mindsker derved effektmanglen. (Fleksibelt elforbrug behandlesgrundigere i afsnit 8.6).Vindkraften og elforbrugetSom gennemsnit er vindkraftproduktion højere i de timer, hvor også forbruget erhøjest og lavest når elforbruget også er lavest (se Figur 46). Generelt producerervindmøllerne nemlig mest om vinteren og midt på dagen, når vi også bruger mest el.MWGennemsnitlig vindkraftproduktion i 2006120010008006004002000< 3000 3000-3500 3500-4000 4000-4500 4500-5000 5000-5500 > 5500Elforbrug (MW)Figur 46: Gennemsnitlig vindkraftproduktion som funktion af elforbruget. Baseret på faktiske produktionsogforbrugstal for Danmark i 2006. Der er mellem 700 og 1.700 timer i hvert af de viste intervaller.Samspil mellem nabolandeGeografisk spredning afmøllerEt godt samspil mellem elsystemerne i Danmark og vore nabolande kan rejse spørgsmåletom, i hvor høj grad sikring af forsyningssikkerheden skal være et nationalt anliggende.Et af de vigtigste instrumenter til at håndtere effektmangel kan blive importaf el fra nabolande. Normalt siger man, at det er for dyrt at lagre vindkraft, men Danmarkligger tæt ved et af verdens bedste ellagre: de norske og svenske vandmagasiner.Ved at tilbageholde produktionen på disse lagre, når det blæser kraftigt, er det ipraksis muligt at lagre vinden, så den kan leveres tilbage igen til systemet i vindfattigeperioder. Som beskrevet i ovenfor, bidrager prissætningen i elmarkedet til, at lagringensker optimalt. Begrænsninger i transmissionsnettet kan dog mindske mulighedernefor lagring af vindkraften på denne måde. Derfor er det i en vindmæssig sammenhænginteressant, at Statnett i Norge og Energinet.dk i Danmark i marts 2007 harindgået en aftale om at søge godkendelse til at bygge en fjerde elektrisk forbindelsemellem det norske og det danske elsystem (Skagerrak 4) på 600 MW. Forbindelsenventes tidligst taget i drift i 2012.Udveksling på tværs af lande kan også bruges til at udjævne vindkraftproduktionen.Sandsynligheden for at det ikke blæser i alle dele af landet på én gang er meget lille,92 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


og ser man på vindkraftproduktionen i hele Nordeuropa endnu mindre. Hertil kommer,at forbrugsspidser også vil blive udjævnet på tværs af landene. 16Udjævningen af vindkraftproduktion er afspejlet i Figur 47, som viser varighedskurverover produktion for en enkelt mølle, for den vestdanske elproduktion fra vindmøllerog for den samlede nordiske elproduktion fra vindmøller – forudsat at der er lige storvindmøllekapacitet i de fire nordiske lande. Det fremgår, at jo større område der betragtes,des mere jævn bliver elproduktionen fra vindmøller over året. Variansenmere end halveres når man sammenligner hele Norden med produktionen fra enenkelt vindmølle.Figur 47: Varighedskurver over vindkraftproduktion for en enkelt mølle, for den vestdanske vindmølleproduktionog for nordisk vindmølleproduktion (forudsat at der er lige stor vindmøllekapacitet i de fire nordiskelande: Danmark, Finland, Norge og Sverige). Baseret på vindprofiler fra år 2000 (EWEA 2005).Figur 48 viser tilsvarende, at i en situation, hvor vindkraftproduktion i den nordlige delaf UCTE 17 (Belgien, Holland, Tyskland, Danmark og Polen) er på sit allerhøjeste, erproduktionen relativt beskeden i det sydlige Europa. Optimal udnyttelse af vindkraften,vil derfor stille krav til udnyttelsen af transmissionsnettet og eventuelt øge behovetfor udbygning af nettet.16 På grund af forskel i industristruktur og tidsforskellen til Finland er der en udglatning på mellem1.000 og 2.000 MW i spidsbelastning, når man ser på hele Norden i stedet for de enkelte lande hverfor sig.17 Union for the Co‐ordination of Transmission of Electricity, Europæisk samarbejdsorganisation foreltransmission.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 93


Figur 48: Vindproduktion i UCTE i en situation med kraftig vind i Nordeuropa. Procenterne angiver hvor storen del af den samlede installerede vindkapacitet i de enkelte lande, der er i drift. Situationen er baseret påvindkrafttidsserier fra i dag, mens vindkraftproduktionskapaciteterne er fremskrevet til 2008 (ETSO 2007).Vindkrafts effektværdiI et dynamisk marked vil vindkraftens effektværdi blive afspejlet i prisdannelsen påmarkedet og dermed også i de investeringer, der foretages i øvrige kraftværker og påforbrugssiden. En stor geografisk spredning af møllerne og gode muligheder for udvekslingaf el vil sammen med øget forbrugsfleksibilitet reducere behovet for at investerei øvrig kraftværkskapacitet. Investeringer på markedsbetingelser vil desudensikre at de nye kraftværker, der udbygges, har relativt lave omkostninger for at tagehensyn til, at de vil få færre driftstimer i et system domineret af vindkraft.I det ideelle marked vil stigende markedspriser i forbindelse med effektmangel givetilskyndelser til at udbygge med øvrig kapacitet eller reduktion i elforbruget. Omvendtvil faldende elpriser, fx i forbindelse med stor vindkraftproduktion, anspore forbrugernetil at bruge mere til el, fx til varmeproduktion. Vindkraftens effektværdi vil i etmarkedsbaseret system være udtrykt som den værdi, produktionen har i markedet,altså direkte udtrykt i elprisen.Langsigtede rammerForestiller man sig, at en høj andel af vindkraft i den danske elforsyning skal ledsagesaf en konventionel kraftværkspakke til at dække blandt andet spidslastforbruget, erdet væsentligt at sikre sig, at der investeres i denne kapacitet. En tidlig politisk udmeldingom et sådant mål er derfor et væsentligt element til skabe sikkerhed for investorer.Investorerne har på den måde kendskab til de politiske mål for sammensætningenaf den fremtidige energiforsyning og kan med denne viden investere i anlæg, deregner sig bedre til at dække spidslastforbrug, end det er tilfældet for de konventionelleværker, vi kender i dag. En langsigtet planlægning af vindkraftudbygningen vil samtidigafhjælpe og billiggøre systemansvarets planlægning og investering i transmissionsnettet.94 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


8.2 SystemsikkerhedSystemsikkerhed beskriver elsystemets evne til at modstå spontane driftsforstyrrelser,uden at det medfører helt eller delvist sammenbrud af elforsyningen. Systemsikkerhedhandler især om at sikre elnettets stabilitet. Denne bestemmes primært af deproduktionsenheder, der leverer ind på nettet, og deres indbyrdes samspil. Endvidereafhænger stabiliteten af, hvor hurtigt nettet kan genoprettes efter en alvorlig fejl.Et vekselstrømssystem indeholder en række forskellige komponenter med mulighederfor fejl ved overbelastning. Derfor er der indlagt en række forskellige beskyttelsesrutinerfor at beskytte komponenter og mandskab. I særlige uheldige tilfælde kan fejlmedføre følgefejl i beskyttelsesudstyret der leder til større strømsvigt. Sammenhængendevekselstrømssystemer er således forholdsvis komplicerede og skal drives elsystemetunder nøje fastlagte procedurer, ofte kaldt ”operational codes”.Dynamiske simuleringerIngen tekniske barrierer for50 pct. vind i elsystemetSystemsikkerheden i nettet kan belyses vha. med dynamiske simuleringer af driftsforstyrrelser,hvor kraftværkernes systemydelser, den decentrale produktions dynamiskeegenskaber, vindmøllernes egenskaber, elnettets kapacitet, driftsreserverne og elforbrugetsreaktion indgår (Elkraft System 2004). På den måde er det muligt at bestemmeeksempelvis hvor meget vindkraft, det er forsvarligt at integrere i systemet, oghvilke tiltag der kan anvendes for yderligere at øge andelen.Generelt viser dynamiske studier af vindkraftindpasning, at systemsikkerhed ikkeudgør en væsentlig barriere for at udbygge med vindkraft. Naturligvis forudsat, at derforetages tilstrækkelige tiltag i systemet. Det kan fx dreje sig om spændingsregulerendeudstyr (aktiv og reaktiv effektiv) placeret enten direkte i møllerne eller i udvalgteknudepunkter i nettet (EWEA 2005).Der har været en vis bekymring for, at (mindre) fejl i transmissionsnettet kan medføreudfald af store mængder vindkraft og derved situationer med effektmangel (Nordel,2004: 160, Vulnerability of the Nordic Power System). Erfaringer fra de senere år viserimidlertid, at moderne vindmøller er tilstrækkeligt robuste til at håndtere sådanne fejli transmisssionsnettet. Sædvanligvis er det kun de møller, der er placeret i umiddelbarnærhed af den ramte transformerstation eller transmissionsforbindelse, der falder ud.Tyske studier har dog vist, at ældre møller kan skabe stabilitetsproblemer (ETSO2007).Tekniske forskrifterDet systemansvarlige selskab udarbejder tekniske forskrifter – også kaldet ”grid codes”– for tilslutning af elproduktionsenheder. I den forbindelse er der udarbejdetsærlige tilslutningsregler for vindmøller og vindmøllefabrikanter har taget bestik herafog tilpasset møllernes kontrolsystemer, så de lever op til disse.Med hensyn til reaktiv effekt indebærer forskrifterne bl.a., at nye havmølleparker iDanmark skal være neutrale i forhold til det omgivende transmissionsnet. Endvidereskal havmøllerne kunne bidrage til at opretholde balancen for aktiv effekt (Eriksen etal 2006).50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 95


8.3 Regulérkraft og reserverEt vigtigt element for systemsikkerheden er at sikre tilstrækkelige mængder regulérkraftog reservekapacitet. Der skelnes traditionelt mellem regulérkraft og driftsforstyrrelsesreserver,hvor regulérkraft dækker over resurser til håndtering af afvigelserfra planlagt produktion (balancering) og driftsforstyrrelsesreserver, over kapacitet tilhåndtering af pludselige udfald af kraftværker eller transmissionsanlæg.RegulérkraftHvis der i driftsdøgnet afviges fra den planlagte drift, kan der være omkostningerforbundet med balancering. Balancering håndteres i regulérkraftmarkedet (i selvedriftstimen).For at sikre tilstrækkelig regulérkraftkapacitet afholder Energinet.dk udbud, hvoraktører i elmarkedet kan indgå aftale om rådighedsforpligtelse og – betaling medEnerginet.dk. En sådan aftale forpligter virksomheden til at afgive regulérkraftbudmed en nærmere aftalt størrelse og med et loft/gulv for den tilbudte energibetaling.Til gengæld får aktøren en rådighedsbetaling udover energibetalingen ved aktivering.Markedsaktøren kan også undlade at indgå en sådan aftale og i stedet afgive regulérkraftbud,når han finder det attraktivt. I dette tilfælde får aktøren ikke rådighedsbetaling,men alene energibetaling ved aktivering 18 .Energinet.dk’s erfaringerI den praktiske drift i fx det Vestdanske område udarbejdes dagen før hvert driftsdøgnen effektbalance. Balancen skal vise, om der i hver time er tilstrækkelig udlandskapacitetog såkaldt ”regulérbar” produktion til rådighed til at dække forbruget og udveksling,såfremt vinden forsvinder. Er balancen positiv, vurderes situationen som OK. Påsigt vurderes dette værktøj dog ikke at være tilstrækkeligt, og Energinet.dk er i færdmed at udvikle nye værktøjer, der mere præcist kan hjælpe med at forudsige behovetfor regulérkraft. Det vil dog tage tid, at udvikle disse nye værktøjer.Vindhastigheder omkring 6‐10 m/s er en særlig udfordring, idet de små vindændringer,som ofte forekommer i dette interval, betyder relativt store ændringer i vindkraftproduktionen.I øjeblikket har Energinet.dk valgt ikke at sikre sig adgang til ekstra reserver til reguleringaf vind, men prøve at klare sig ad ”frivillighedens” vej. Dette har erfaringsmæssigtvist sig tilstrækkeligt, da man er hjulpet af, at der er flere regulerbare ressourcer tilrådighed på de konventionelle kraftværker, når det blæser meget. En fortsat udbygningmed vindkraft vil dog kræve en revurdering af disse forhold.Figur 49 viser de historiske priser på regulérkraft i Østdanmark i perioden januar 2005– marts 2007 (månedsgennemsnit). Det fremgår, at priserne på regulérkraft variererbetydeligt gennem perioden. I gennemsnit har prisen på tillæg ved opregulering liggetpå 28 kr./MWh og for frafald til nedregulering på 24 kr./MWh for nedregulering.18http://www.energinet.dk/da/menu/Marked/Om+elmarkedet/Regul%c3%a9rkraft/Deltagelse+p%c3%a5+regulerkraftmarkedet/Deltagelse+p%c3%a5+regulerkraftmarkedet.htm (03/04/2007).96 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


140120100806040Middel af Tillæg opMiddel af Fradraf ned20‐2005 2005,5 2006 2006,5 2007Figur 49: Priserne på regulérkraft 2005‐2007 som månedsgennemsnit for Østdanmark (DKK/MWh) udtryktsom strafomkostningen (ekstra betaling i forhold til spotprisen).Gennemsnitsomkostninger til regulérkraft udtrykker, at der er en omkostning, hvisder skal foretages en regulering i mod systemets eventuelle ubalance. Hvis man derimodvil foretage en regulering, som hjælper systemet med at komme i balance, erder ikke omkostninger forbundet med reguleringen. Figuren nedenfor viser en varighedskurvefor regulerkraftomkostningerne i samme periode.10008006004002000‐200‐400128936914925293609478586869487038189297013714572153731617417965187619567104681Opned‐600‐800‐1000Figur 50: Priserne på regulérkraft 2005‐2007 som varighedskurve for Østdanmark (DKK) udtrykt som strafomkostningen(ekstra betaling i forhold til spotprisen).Vindkraftens reguléromkostninger vil afhænge af, hvor godt produktionen kan forudses.Som det blev illustreret i kapitel 7, giver det nuværende markedssystem medanmelding af produktion 12‐36 timer før driftsdøgnet store prognosefejl for vindkraften.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 97


På længere sigt, hvis vindkraftandelen stiger til fx 50 pct. kan der være bekymring for,hvorfra regulérkraften skal komme. Når vindkraftandelen øges, vil grundlastanlæggenefå mindre driftstid, og man kan spørge til, om de overhovedet vil være til stede tilden tid. Det er dog næppe sandsynligt, at vindkraften ikke vil være suppleret af termiskeanlæg med gode reguleringsevner fremover. For aktørerne i elmarkedet vil dernemlig være en god forretning i at investere i kraftværker, der komplementerer vindkraften,bl.a. ved at have de efterspurgte reguleringsegenskaber. Systemansvaret vildesuden være hjulpet af, at der er flere regulerbare ressourcer til rådighed, når detblæser meget.Der vil dog givetvis fortsat ligge en betydelig ‐ og måske stigende ‐ opgave i regulérkraftmarkedetved storskala vindkraftindpasning, fordi den meteorologiske forudsigelseer meget varierende – og selv på helt kort sigt (få timer) kan vindprognoserramme betydeligt ved siden af. Storskala vindkraft kan bl.a. forventes at øge behovetfor reservering af regulérkraft hos markedsaktørerne. Studier viser dog, at så længeder er balance mellem forbrug og produktion i den koldeste time, vil der også væretilstrækkelig kapacitet til at levere regulérkraft. I de fleste tilfælde vil regulérkraftensåledes kunne leveres fra eksisterende anlæg. Desuden bliver det vigtigt at aktivereforbrugssiden ‐ også som leverandør af regulérkraft.Moderne vindmøller kan imidlertid også levere regulérkraft. De kan de levere nedreguleringved at reducere produktionen, og hvis de er nedreguleret, som kan de levereopregulering. Fx i forholdelse med kraftige storme kan det være værdifuldt at anvendedisse egenskaber for at få en mere stabil produktion.Udveksling af ubalancerEt centralt spørgsmål i forhold til fremtidens regulérkraftressourcer vedrører mulighedernefor at ”udveksle” ubalancer på tværs af nabolande.Inden for Nordel‐området, som Østdanmark er en del af, er der fokus på systemetssamlede ubalance, og der er ikke krav om, at hvert delsystem er i balance. Ubalancenhåndteres i princippet i fællesskab, og regulérkraftressourcerne købes i et fælles regulérkraftmarked(kaldet NOIS). Derved sikres konkurrence blandt leverandørerne samtadgang til store mængder regulérkraftressourcer. Omkostningerne afholdes af deaktører, som har medvirket med en ubalance i systemets retning.Vestdanmark derimod er del af det centraleuropæiske system UCTE, hvor hvert delområde(Control Area) skal holde balancen til nabosystemerne i driftstimer. I Vestdanmarkanvendes automatiske reserver til at holde balancen til Tyskland. Dette skerved automatisk regulering på et kraftværk, hvilket er en relativt dyr type reserve. Ipraksis foregår det ved, at hvert Control Area råder over en ”Load Frequency Controller”,fx et dedikeret kraftværk, der får indkodet den planlagte udveksling til naboområdet.Hvis denne udveksling ikke følges i driftstimen, regulerer controlleren op ellerned. Hvis man i driftsdøgnet kan forudsige store ubalancer kan man prøve at justereudvekslingsplanen efter aftale med nabo‐TSOén. Hvis det er muligt, genereres en nyplan til LFCén som så skal følges.Behov for fleksibilitetmellem systemområderUCTE tilgangen giver et væsentligt mere stift system, og mulighederne for at udveksleregulérkraftressourcer på tværs reduceres. Et stift system kan være særligt problematiskfor vindkraft, som nyder fordel af at vindens fluktuationer udjævnes på tværs af98 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


store geografiske områder. På længere sigt kan der derfor være både forsyningssikkerhedsmæssigeog økonomiske fordele ved at sikre en fleksibel udveksling mellemsystemdelområder, fx ved øget handel tæt på driftsøjeblikket eller, hvis det er muligt,ved at lade ubalancer flyde mellem områderne som i Nordel.ReserverDriftsforstyrrelsesreserver kan opdeles på primære reserver, der automatisk skalrespondere indenfor sekunder på udfald af enheder og sekundære reserver, som skalkunne startes op indenfor et lidt længere tidsrum fx 15 minutter, hvis det er påkrævetaf systemet.N‐1 kriteriumPrimære reserverSekundære reserverSystemet skal altid råde over reserver til at håndtere dynamiske konsekvenser af denværst tænkelige fejl på en måde, så systemet hurtigt kan bringes i sikker drift. I Danmarkanvendes et N‐1 kriterium som indebærer, at mængden af reserver er dimensionerettil at kunne udfald af største anlæg eller transmissionsforbindelse, det vil ipraksis sige udfald på op til ca. 600 MW.Da vindkraft består af mange mindre enheder, sker der ikke kraftige ændringer i vindkraftproduktioni løbet af få sekunder, som der eksempelvis kan ske, hvis en stor termiskproduktionsenhed kobler sig af nettet. En forøgelse af vindkraft i Danmark til 50pct. af elforbruget vil derfor ikke påvirke mængden af primære reserver (frekvensstyredereserver), dvs. produktionsanlæg der regulerer op eller ned for at kompenserefor pludselige ændringer i systemet, så som udfald af andre produktionsanlæg ellertransmissionsforbindelser (EWEA 2005).De sekundære reserver består af ”rullende anlæg” (fx værker der kører i dellast og erparat til at øge produktionen, hvis der skulle blive behov for det) samt stående reserver(anlæg der kan startes op på kort tid eller forbrugere ‐ der mod betaling ‐ vil koblesig af nettet). Disse ressourcer skal normalt kunne bringes i spil inden for 15 minutter.Da ændringer i vindkraftproduktion sker relativt langsomt, vil vindkraften ikke i sigselv medføre et øget behov for driftsforstyrrelsesreserver.Inden for et enkelt delområde i et system kan variationerne være større, men da vindenikke ”falder ud” på samme måde, vil formentlig ikke være nødvendigt at ændrepå dimensioneringskriterierne for driftsforstyrrelsesreserverne. Det skal dog bemærkes,at ingen større elsystemer i praksis har opereret med mere end ca. 25 pct. vindkraftpå årsbasis (Vestdanmark), og derfor har storskala integration endnu hovedsagligtværet analyseret på baggrund af teoretiske studier.Ændringer i vindkraftproduktionsker relativtlangsomtFigur 51 nedenfor viser den relative ændring i vindkraftproduktionen time for time iØstdanmark i 2004. Fluktuationerne mellem timerne er i langt de fleste af timernemindre end 10 pct. af den samlede installerede vindkraftkapacitet. Fluktuationerneinden for den enkelte time vil formentligt være mindre, men dette er ikke belyst her. Iden analyserede periode ændrede produktionen sig maksimalt med 28 pct. målt iforhold til den installerede kapacitet. Det svarer til godt 200 MW, idet den totale installeredekapacitet var knap 700 MW i Østdanmark på daværende tidspunkt. I Vestdanmarker de relative ændringer lidt mindre, hvilket bl.a. hænger sammen med, at50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 99


møllerne er spredt over et større areal. For de danske møller som helhed er ændringerneendnu mindre, og idriftsættelsen af den elektriske Storebæltsforbindelse vilyderligere begrænse ”problemet”I et stort område som det nordiske viser erfaringen, at produktionen fra vindkraftværkertime for time ikke vil ændre sig med mere end 10 pct. af installerede kapacitet(EWEA 2005).Relativ ændring i vindkraftproduktion i Østdanmark i forhold til observeret max produktion30%25%Observeret max. Produktion: 699 MWMax ændring i vindproduktionen time for time: 206 MW (28 %)20%15%10 %5%0%1 1001 2001 3001 4001 5001 600 7001 8001Figur 51: Relativ ændring i vindkraftproduktionen i Østdanmark i forhold til den maksimale produktion(analyseret for et år, 1.12.2004‐ 30.11.2004).Storm og orkanPassager af storme/orkaner kan udgøre en særlig udfordring, idet den kraftige blæstkan få møller til at koble ud, når vindstyrken når et vist niveau (for at beskytte møllen).Stormen ”Gudrun” ramte Danmark i januar 2006, og de danske vindkraftanlægreducerede produktionen fra godt 2000 MW til under en tiendedel over ca. 8 timer.Nedenstående graf viser vindkraftproduktion i Vestdanmark 8. januar 2006 underpassage af stormen. Om natten og om formiddagen er produktionen på godt 2000MW, men om eftermiddagen falder produktionen markant, fordi stormen når sit maksimum,og møllerne begynder at koble ud. Om aftenen ved 17‐18 tiden er produktionennede på ca. 130 MW. Den maksimale reduktion time for time er 600 MW fra time13 til time 14.100 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


MW2400220020001800160014001200100080060040020001 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324timeFigur 52: Vindkraftproduktion i Vestdanmark 8. januar 2006 under passage af stormen ”Gudrun”. Denmaksimale reduktion time for time er 600 MW fra time 13 til time 14.Selvom produktionen således falder drastisk, er reduktionen i produktionen time fortime ikke større end udfaldet af den største termiske enhed. Og hvad der er væsentligtat bemærke: nedgangen i produktionen sker gradvist over en længere periode.Med god planlægning, kommunikation og geografisk spredning af vindmøllerne denhurtige ændring i produktionen fra vindmøller ikke et problem for systemsikkerheden.Episoden i januar 2006 illustrerer dog, at større mængder vindmøller koncentreret påét sted måske med fordel kunne indstilles til at koble fra ved forskellige maksimalevindhastigheder.Udkobling af vindkraft kanforudsesMed en betydeligt større mængde vindkraft i det danske elsystem, vil hændelser, somden ovenfor beskrevne, udgøre end tilsvarende større udfordring for elsystemet. Detvil imidlertid være muligt at forudsige udkoblingen af vindmøllerne med timers varselud fra de prognosticerede vindforhold og dermed varsle de termiske kraftværker, atder bliver brug for deres produktion (fx gennem handler i elbas).I det nuværende design for havmølleparker kobler alle møller sædvanligvis ud påsamme tidspunkt (ca. 25 m/s), når stormen tager til. På grund af vindmøllernes geografiskekoncentration kan større mølleparker medføre en risiko for at miste storemængder produktionskapacitet pludseligt på samme vis som ved udfald af termiskekraftværker.Dette kan give anledning til spørge om man i fremtiden ved storskala investering ihavmølleparker bør opstille særlige systemkrav, der kan tage højde herfor, fx ved ladenogle møller udkoble ved lavere eller højere vindhastigheder og/eller at dimensioneremøllerne til forskellige møllehastigheder, så nogle møller er specialiseret i at udnyttede kraftige vinde. Der vil formentligt være et vist samlet produktionstab ved ikke at50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 101


designe alle møller til samme vindhastigheder, men for systemet som helhed, kan dervære betydelige gevinster i form af sparede omkostninger til reservation af driftsreserver.8.4 Energi‐ og brændselsforsyningssikkerhedEnergi‐ og brændselsforsyningssikkerhed er relateret til systemets evne til at dækkeenergiforbruget over længere tid pga. mangel på primærbrændsel (Nordel 2004).Tørår kan true forsyningssikkerhedenVindkraft reducerer omkostningertil brændselslagreEnergimangel er et særligt relevant aspekt i det Nordiske elsystem pga. af den storeafhængighed af produktion fra vandkraftværker. I Norden dækkes ca. 50 pct. elforbrugetaf vandkraft, og tørår med begrænset tilstrømning til vandkraftværkerne kanderfor være alvorlige. Særligt i Norge, hvor næsten 100 pct. af elforbruget er dækketmed vandkraft kan energimangel udgøre et akut problem. Energimangel har såledesværet en af de væsentligste drivere for de planlagte gaskraftværker og etableringen afelektriske udlandsforbindelser.Brændselsforsyningssikkerheden siger bl.a. noget om afhængigheden af fossilebrændsler og robustheden i forhold til svingende brændselspriser. Øget vindkraftreducerer følsomheden overfor svingende brændselspriser, reducerer omkostningertil brændselslagre og holder i et vist omfang prisstigninger på fossile brændsler nede.Set ud fra et beredskabsmæssigt synspunkt kan en øget andel af vindkraft i elforsyningenmindske behovet for brændselslagre. Variationerne i brændselspriser kanmedføre betydelige samfundsøkonomiske tab på grund af det usikkerhedselementsamfundsøkonomien tilføres. I dette afsnit foretages en estimering af dette samfundsøkonomisketab på baggrund af analyser og beregninger foretaget af den britiskeøkonom Shimon Awerbuch.Vindkraft kan give et væsentligt bidrag til at reducere det nordiske elsystems afhængighedaf vandkraft, især hvis de gode muligheder for samspil mellem de nordiskelande udnyttes. Herudover kan vindkraft bidrage til at reducere afhængigheden affossile brændsler og de risiko der kan være forbundet hermed i form af eventuelleleveringssvigt og prisustabilitet.Olieprisstigninger giversamfundsøkonomiske tabEn række studier bl.a. fra det internationale energiagentur IEA og IMF har vist at stigendeoliepriser reducerer den økonomiske vækst ved at øge inflation og arbejdsløshedsamt ved at sænke værdien af visse finansielle aktiver. Størrelsesordenen af detsamlede samfundsøkonomiske tab kan opgøres til omtrent 0,5 pct. af ved en olieprisstigningpå 10 pct.. Selvom der kan være gevinster i producentlande, vil disse ikkeblive opvejet af tabene i aftagerlandene. Det skal dog understreges at vurderingen aftabets størrelse er forbundet med ikke ubetydelig usikkerhed.Påvirkningernes størrelse på tværs af lande kan endvidere være betydelige og vil bl.a.afhænge af det enkelte lands importafhængighed, andelen af energiomkostningersom procent af BNP og fleksibiliteten i forhold til at kunne skifte til andre brændsler(Markandya & Hunt 2004)Prisfluktuationer er skadeligefor økonomienDer har ikke kunnet observeres en lige så stor positiv effekt på økonomien i tilfælde affaldende oliepriser, og nogle studier viser sågar, at pludselige fald i olieprisen ligeledes102 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


kan medføre samfundsøkonomiske tab. Dette asymetriske forhold er forklaret med,at det er selve fluktuationerne i olieprisen, der er skadelige for økonomien. Usikkerhedenom brændselspriser kan eksempelvis medføre at virksomheder udskyder investeringsbeslutninger– og derigennem sker en påvirkning af den samlede økonomiherunder også af arbejdsmarkedet (Awerbuch & Sauter 2005). Fx kan prissvingningerkan medføre forkerte investeringer og dermed tab.Samlet kan afhængigheden af brændsler, hvis priser fluktuerer meget, således medførebetydelige samfundsøkonomisk tab. Hidtidige undersøgelser har primært haft fokuspå olie, men nyere studier har vist at tilsvarende sammenhænge gælder for naturgas(Awerbuch & Sauter 2005).VE udbygning vil reducereBNP‐tabUdbygning med vedvarende energi eller andre tiltag, der bidrager til at reducere afhængighedenaf fossile brændsler (fx energibesparelser eller a‐kraft), vil bidrage til atundgå samfundsøkonomiske BNP‐tab da sårbarheden over for prisfluktuationer reduceres.Pointen er at vedvarende energi i energisystemet vil fortrænge naturgas ogindirekte olie, da de to brændsler i en række sammenhænge er hinandens direktesubstitutter – fx som brændsel til industrielle processer.Figur 53: Sammenhæng mellem øget VE anvendelse og undgåede olie‐BNP tab som følge af prisfluktuationer(Awerbuch & Sauter 2005).Den britiske økonom Shimon Awerbuch har været en af de fremmeste fortalere for atindregne omkostningerne ved prisfluktuationer, når økonomien for forskellige elproduktionsteknologiersammenlignes. Ifølge ham vil en øgning af den vedvarende energisandel af elforsyningen med 10 %‐point i USA og i EU føre til der undgås BNP‐tab istørrelsesordenen 29 – 53 milliarder dollar. Awerbuch har beregnet, at disse undgåedetab svarer til, at vindkraft kunne støttes med tilskud på ca. 200 $/kW ‐ eller hvadder svarer til godt 1,1 mio. kr. per MW med den aktuelle dollarkurs. Til sammenligninger investeringsomkostningen i en landmølle i dag ca. 6‐7 mio. kr. per MW.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 103


Det skal dog nævnes, at Danmark pt. er nettoeksportør af olie og gas, og den danskesamfundsøkonomi er derfor ikke lige så prisfølsom overfor prisfluktuationer som samfundsøkonomii lande der kun importerer olie. På længere sigt, efterhånden som dendanske olieproduktion falder, vil billedet vende.Forsyningssikkerhedsværdien af at udbygge med vindkraft er altså betydelig, hvis manhelt eller delvist inddrager de negative effekter af at være afhængig af brændsler medmeget fluktuerende priser. Det må vurderes, at den hidtidige investeringsstrategi medfokus på konventionelle energiproduktionsteknologier ikke har medtaget disse samfundsøkonomiskeomkostninger. Investeringernes rentabilitet har derfor ofte harværet overvurderet ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Omvendt må vindkraftvurderes at være mere konkurrencedygtig, end det hidtil er antaget.8.5 Er eloverløb et problem?I Danmark er (særligt i Vestdanmark) en relativt stor andel af elproduktionen styret afbehov for varme (kraftvarmeværker) eller af vind. Man taler om bunden elproduktion.Den bundne elproduktion nåede i 1990´erne et niveau, hvor elproduktionen i vissesituationer overstiger det lokale forbrug. Det giver anledning til tvungen eksport,såkaldt eloverløb.Eksporterbart og kritiskeloverløbEloverløb defineres altså som situationer, hvor den bundne elproduktion overstigerelforbruget i et givet systemområde. Der skelnes i den danske debat mellem to typeraf eloverløb: eksportérbart eloverløb og kritisk eloverløbI langt de fleste situationer er det i dag teknisk muligt at eksportere eloverløbet tiludlandet. I nogle tilfælde vil det imidlertid ikke være teknisk muligt at eksportere heleeloverløbet. Eloverløbet kan fx være så stort at det overstiger overføringskapacitetenpå udlandsforbindelserne. Eloverløb der ikke kan eksporteres, betegnes kritisk eloverløbI den forbindelse skal det bemærkes, at kritisk eloverløb, forstået som en mængde elder rent fysisk er til stede (og til overs), aldrig vil forekomme i praksis idet elproduktionentil ethvert tidspunkt skal være præcis lige så stor som forbruget (inkl. evt. eksport).Hvis denne balance ikke opretholdes, bryder systemet sammen. I praksis måproduktionen derfor reduceres, fx ved at stoppe kraftvarmeværker, eller øge forbruget.Kritisk eloverløb skal derfor forstås som det eloverløb, der teoretisk set ville forekomme,hvis produktion og/eller forbrug ikke blev reguleret som anført.” (Energistyrelsen2001).Nytårsstorm 2006/07For systemansvaret betyder den store mængde vindkraft, at der kan være situationer,hvor vindkraftproduktionen ændrer sig betydeligt indenfor driftsdøgnet med risiko forkritisk eloverløb. Energinet.dk har etableret en nødberedskabsplan for eloverløb, somhar eksisteret i flere år, og testes hvert år.Nytårsnat ved årsskiftet 2006‐2007 var der storm over Danmark, og Energinet.dk togfor første gang sin nødberedskabsplan for eloverløb i brug. Det betød, at der i Vestdanmarkblev nedreguleret en del bunden produktion for at holde frekvensen. Forlø‐104 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


111315171921231123bet nytårsnat kan ses på Figur 57, som er lavet på baggrund af data fra Energinet.dk’shjemmeside:Figuren viser forbrug, produktion og elpris over to døgn. Det ses hvordan dejysk/fynske centrale og decentrale kraftværker stort set hele perioden fulgte de kendtesvingninger i elforbruget uanset hvor meget det blæser. Det ses også, at den termiskeproduktion ikke kom meget under 1.000 MW selv i timerne med nulpriser. Hvadder ikke kan ses på figuren er, at importen fra Tyskland var 500‐600 MW i de sammetimer. Det skal også nævnes, at elprisen i Norge, der importerede fra Danmark underhele forløbet, var ca. 24 øre/kWh..Elproduktion og forbrug i VestdanmarkKraftværksproduktionVindproduktionMW3.0002.5002.0001.5001.0005000ForbrugElmarkedspris iVestdanmarkKr./MWh1000900800700600500400300200100011315171921357913579NytårsaftensdagNytårNytårsdagtimerFigur 54: Elproduktion og forbrug i Vestdanmark i forbindelse med nytårsstormen 2006/7. Fra kl. 4 nytårsmorgenog frem til kl. 10 blev ca. 200 MW vindkraft beordret stoppet af Energinet.dk (jf. info 1. januar påEnerginet.dk's hjemmeside). Mængden af nedreguleret produktion fremgår ikke af figuren. Det er bemærkelsesværdigtat de jysk/fynske centrale og decentrale kraftværker stort set hele perioden fulgte de kendtesvingninger i elforbruget næsten uafhængigt af, hvor meget det blæste. Det ses også, at den termiskeproduktion ikke kom meget under 1.000 MW selv i timerne med nulpriser. Hvad der ikke kan ses på figurener, at importen fra Tyskland var 500‐600 MW i de samme timer. Det skal også nævnes, at elprisen i Norge,der modtog import fra Danmark under hele forløbet, var ca. 24 øre/kWh.Eloverløb er ikke et tekniskproblemSå længe systemansvaret som en sidste mulighed har hjemmel til at nedregulere produktionenpå vindmøllerne i kritiske situationer, må eloverløb vurderes at være enproblemstilling, som ikke udfordrer elforsyningssikkerheden, og er ikke et tekniskproblem. Det centrale spørgsmål for samfundet er, hvordan der sikres den højesteværdi af strømmen i de situationer, hvor den bundne produktion overstiger elforbruget.En forøgelse af vindkraft til 50 pct. kan tænkes at give flere perioder med eloverløb.Dette vil kunne håndteres på en række måder i fremtiden:• Eksport af el til et naboområde• Reducere bunden produktion på kraftvarmeværker• Øgede anvendelsesmuligheder for el ved lave priser50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 105


• Bremse produktionen på vindmøller.• Vind til varme?Der redegøres for disse i det følgende.Samspil vand‐vind1) Eksport af elHistorisk håndteres eloverløb effektivt ved den markedsbaserede udveksling medDanmarks nabolande. Handel mellem Danmark og Norge/Sverige har fungeret i mangeår. Handel med el bidrager til at udjævne svingninger i elforbrug og produktion påtværs af lande, og bidrager som nævnt til at det altid er de billigste anlæg i Norden,der er i drift. Via elmarkedet fungerer de nordiske vandkraftværker derfor som etbilligt og effektivt energilager for vindkraft.I nordisk sammenhæng udgør vindkraft stadig et temmelig begrænset bidrag til densamlede forsyning, og mulighederne for at indpasse den via vandkraftlagring er store.I første omgang vil det formentligt være udvekslingskapaciteten mellem de nordiskelande og internt i Norge og Sverige, som vil blive begrænsende for at udnytte potentialernefor at handle vind‐ og vandbaseret el på tværs af grænserne. Vestdanmark er idag forbundet med Norge og Sverige over hhv. Skagerrak og Kattegat og Østdanmarktil Sverige via Øresund.2) Reducere varmebunden produktionEn meget stor del af den danske elproduktion er koblet sammen med varmeproduktion.Med undtagelse af få anlæg har alle kraftværker i Danmark således mulighed forat producere kombineret el og kraftvarme. Dette giver i praksisbindinger i forhold tilindpasning af vindkraft, fordi elproduktionen i et vist omfang er styret af varmebehovet.De fleste centrale anlæg er såkaldte udtagsanlæg, der kan veksle imellem kun atproducere el (såkaldt kondensdrift) og at producere el og fjernvarme. De mindre decentralekraftværker er hovedsagligt såkaldte modtryksanlæg, der producerer el ogvarme i et bestemt forhold, og de kan normalt kun producere el, når de samtidigt harmulighed for at afsætte varme.VarmelagreBy‐pass af turbinenI forbindelse med praktisk taget alle større danske kraftvarmeværker er der etableretvarmelagre. Normalt er disse lagre dimensioneret til at gemme varme til ca. 8 timersproduktion. Varmelagrene øger fleksibiliteten i elsystemet, så kraftvarmeanlæggenekan reducere eller stoppe produktionen af el og varme, når det blæser meget og forsynevarmekunderne fra varmelagrene. Større varmelagre kan være en måde at øgefleksibiliteten yderligere på i et system med stor vindkraftandel og stor andel af kraftvarme.I andre situationer kan det være nødvendigt helt at stoppe samproduktionen af el ogvarme. Produktion af kraftvarme er både miljømæssigt og økonomisk fornuftigt, sålænge alternativet er spild af varme, men for at udnytte strømmen fra vindmøllernefuldt ud kan bindingen med fordel løsnes. I kolde perioder, hvor vindmøllerne dækkerelforbruget, kan kraftvarmeværkerne fx lade dampen gå uden om turbinen direkte tilvarmeproduktion, hvis de har installeret et såkaldt ’damp by‐pass’.106 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Systemkrav om drift afkraftværker”Vind til varme”En anden barriere for nedregulering af konventionel kraftværkskapacitet er systemtekniskeforhold. Energinet.dk kræver pt. at der skal være 3 centrale kraftværksblokkei drift i hhv. Øst‐ og Vestdanmark af hensyn til reaktiv reserve og spændingsreguleringsamt for at sikre tilstrækkelig kortslutningseffekt. På længere sigt, hvis vindkraftandeleni Danmark øges yderligere, kan det blive nødvendigt at udnytte de tekniske mulighederder er for at reducere dette krav ved at indsætte spændingsregulerende komponenteri elsystemet.3) Øgede anvendelsesmuligheder for elPå kort sigt kan noget af elproduktionen bruges til at lave varme fx vha. elpatronereller højeffektive varmepumper tilkoblet fjernvarmesystemet. Varmepumpesystemerkan levere op til 4 gange mere varme målt i energienheder, i forhold til den elektricitet,de bruger og bidrager derfor til en høj samlet energiudnyttelse. Alternativt kanman anvende elpatroner. Elpatroner er mindre effektive, da én enhed el bliver til énenhed varme, men til gengæld væsentligt billigere i indkøb. Varmepumper er derforvelegnede til drift i mange timer, mens elpatroner er en bedre økonomisk løsning til fådriftstimer.Hidtil har el ikke været anvendt til varmeproduktion i det danske fjernvarmesystem,hvilket formentlig primært skyldes lovgivnings‐ og afgiftsmæssige forhold.AfgiftsreglerTransportsektorenDe danske energiafgiftsregler for kraftvarmeværker har tidligere givet en uhensigtsmæssigtilskyndelse til samtidig elproduktion, også når omkostningerne herved erhøjere end elprisen. Høje afgifter på el har desuden hindret samtidig brug af el tilvarmeproduktion, på tidspunkter hvor elmarkedsprisen har været lav. Folketingetvedtog december 2005 ændringer af afgiftssystemet, så afgiften på brændsler tilfjernvarme produktion (ren varmeproduktion) reduceres ned mod samme niveau somved kraftvarme produktion. Herved bliver de nuværende afgiftsmæssige incitamentertil en for stor elproduktion på kraftvarmeværkerne reduceret (by‐pass på turbinernekan blive interessant). Afgiften på brug af el til varmeproduktion i forbindelse medfjernvarmeproduktion bliver ligeledes nedsat. Ikrafttrædelsen af lovændringerneafventer godkendelse af EU kommissionen.På længere sigt vil et gennembrud for el‐ eller brintbiler kunne gøre det endnu lettereat indpasse vindkraft. Man vil kunne oplade bilerne om natten, eller når det blæsermest, lagre det på bilerne og forbruge det i dagtimerne. Bilparken vil derved udgøreet stort rullende ellager, som også kan bruges til korttidsbalancering af vindkraften.Hos brintbiler anvendes el til fremstilling af brint ved elektrolyse (vand + el = brint).Denne brint vil blive til et CO 2 ‐neutralt brændstof til biler, som drives af en brændselscelle,der fødes med brint.Såkaldt plug‐in hybrid‐elbiler kan blive skridtet på vej mod egentlige elbiler. Plug‐inhybrider er biler, der både kan køre på el og benzin/diesel, og som kan oplades franettet. Bilen oplades på bopælen, ved stationen eller arbejdspladsen og bruger el tilhovedparten af den daglige kørsel. Da bilen har indbygget forbrændingsmotor, vil derikke være risiko for at løbe tør for strøm. Flere bilfabrikker, bl.a. Toyota og GeneralMotors producerer eller har plug‐in hybrider på tegnebrættet. En storskala anvendelseaf elbiler i Danmark vil dog formentligt have lange perspektiver.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 107


Lokale ellagreEn række teknologier har været diskuteret til lagring af el lokalt i Danmark, bl.a. trykluftslagre,batterier, svinghjul, vandkraftslagre og brintproduktion i kombination medbrændselsceller. Alle teknologierne er imidlertid temmelig investeringstunge, og desudener det forbundet med ikke ubetydelige energitab at lagre større mængder energi.Ved storskala vindkraftindpasning kan det muligvis blive relevant med ellagre ilokale net, især hvis lagringsteknologiernes økonomi udvikler sig gunstigt.4) Nedregulere vindkraftI kritiske situationer, hvor ovenstående muligheder er udtømte, og eloverløbet ikke erreduceret tilstrækkeligt, kan det være nødvendigt at nedregulere produktionen fravindmøller. Samlet kan det måske vise sig mest økonomisk, at dimensionere et systemmed meget høj vindkraftandel således, at 2‐3 pct. af vindproduktionen på årsbasisplanlægningsmæssigt går tabt. Alternativet kan være meget store investeringer i detomgivende system.8.6 Fleksibelt elforbrugSom redegjort for i ovenstående afsnit kan udvikling af et mere fleksibelt elforbrugblive et af de afgørende virkemidler ved indpasning af store mængder vindkraft.Fleksibelt elforbrug kan bidrage til• At sikre balance mellem udbud og efterspørgsel når det ikke blæser• At udnytte eloverløb på en hensigtsmæssig måde• At bidrage til balancering af vindkraftEnergistyrelsen fremlagde i november 2006 en ”Redegørelse om mulighederne foranvendelse af prisfleksibelt elforbrug i det danske elsystem”. Heri hedder det omfleksibelt elforbrugs potentialer i forhold til vindkraft:”I fremtidens elsystem med forventning om en endnu større andel vindkraftproduktionkan et prisfleksibelt elforbrug medvirke til indpasningen af den miljøvenlige elproduktionpå markedet. Da vindkraft har lave marginalomkostninger, kan store mængdervindkraft udløse lave spotpriser på el i området – fra tid til anden ses enddanulpriser. I det omfang elforbruget forøges ved lave priser som følge af vindkraftproduktionen,forøges nyttiggørelsen af en miljøvenlig energikilde i Danmark, og desudenimødegås faren for kritisk eloverløb, og kravene til reguleringsevnen af forsyningssystemetreduceres. Et eksempel på øget anvendelse af elektricitet ved lave priser erden kommende mulighed for brug af elektricitet til opvarmning i fjernvarmeanlæg.Elproduktionen fra vindkraft kan svinge meget fra time til time og faktisk også påendnu kortere tid.Da vindkraftens variation er vanskelig at forudse, må de øvrige kraftværker udlignevindkraftens udsving. Elforbrugerne vil også kunne bidrage til denne udligning ved atflytte forbruget ved at lade forbruget indgå som (billig) reguleringsreserve. Elforbrugeter derved ikke længere uelastisk, og behovet for reserver fra konventionelle kraftværkerreduceres.”108 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Potentialet for fleksibelt elforbrug i Danmark kan opgøres til omkring 760 MW (potentielleforbrugsreduktioner). Estimatet er dog behæftet med store usikkerheder oghvor stor en del af potentialet der kan indfris afhænger blandt andet af hvor storegevinster elforbrugerne vil kunne hente i elmarkedet ved at flytte/reducere forbrug.Potentialet i boligsektoren, bl.a. elvarme, udgør lidt mere end en tredjedel af detsamlede beregnede potentiale (Energistyrelsen 2006).8.7 Vil mere vindkraft forringe elforsyningssikkerheden i fremtiden?Figur 55 viser statistik over den gennemsnitlige afbrydelse i minutter gennem de sidste10 år for de danske elforbrugere. I de fleste år oplever langt hovedparten af dedanske elforbrugere ingen eller ganske få og kortvarige afbrud.Figur 55: Afbrydelser i minutter fordelt på årsager (Energistyrelsen 2007c).Flest afbrydelser i lokalenetLangt de fleste afbrydelser skyldes ikke mangel på elproduktionskapacitet, men derimodat nettet ikke har været i stand til at transportere el frem til forbrugerne. Detfremgår også, at i de fleste år står ”fejl i eget statistikområde”, for det største antalafbrydelser – målt i minutter. ”Fejl i eget statistik område” dækker primært over lokaleafbrydelser i distributionsnettet og kan bl.a. hænge sammen med dårlig vedligeholdelseeller nedslidning af netkomponenter. Luftledningsnettene bidrager med envæsentlig andel af de spontane afbrud i forbindelse med ekstreme vejrforhold (fxkraftigt blæsevejr).Endvidere har en række enkelthændelser været skyld længerevarende afbrydelser ihhv. 1999 (orkan), 2002 (systemfejl i Jylland), 2003 (systemfejl i Sydsverige og Sjælland)samt i 2005 (storm).Få afbrydelser i DanmarkSammenlignet med nogle af Danmarks nabolande Sverige, Norge, Storbritannien ogHolland, er der relativt få afbrydelser herhjemme. Dette skal bl.a. ses på baggrund af,at befolkningstætheden er forholdsvist høj, og at den gennemsnitlige længde af elnet‐50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 109


tene pr. forbruger derfor er tilsvarende kort, samt at en betydelig del af nettet erkabellagt (Energistyrelsen 2007c).Vindkraft har ikke givetflere afbrydelserSpørgsmålet er, om udbygningen med vindkraft har påvirket forsyningssikkerheden inettet? Gennem den analyserede periode, 1996‐2005, er den samlede vindkraftkapaciteti systemet steget fra godt 800 MW til over 3000 MW. Når der ses bort fra ovennævnteenkelthændelser, kan der imidlertid ikke spores nogen trend i form af hverkenstigende eller faldende antal afbrydelser hos forbrugerne over perioden. Afbrydelsernei forbindelse med enkelthændelserne kan heller ikke linkes til vindkraft.Stormafbrydelserne skyldes primært nedfald af luftledningerne, mens afbrydelserne i2002 og 2003 ikke var relateret til vindkraft. Vindkraften kan altså sandsynligvis frikendesfor at have skadet forsyningssikkerheden.Tværtimod bidrog vindmøllerne til at genopstarte nettet efter strømafbrydelsen i2003 – i modsætning til en del af de centrale kraftværker som havarerede som følgeaf påvirkningerne under spændingskollapset (Elkraft System 2003).110 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


LitteraturAwerbuch S & Sauter R (2005): Exploiting the Oil‐GDP Effect to Support, Awerbuch S& Sauter R, 2005Balle (2007): Oplæg på seminar hos Institut for Miljøvurdering v. Henrik Balle, Dong‐Energy, 26. januar 2007BTM‐Consult (2007): International Wind Energy Development – World Market Update2006 – Forecast 2007‐2011, BTM‐Consult, marts 2007Dansk Energi (2006): Dansk Elforsyningsstatistik 2005, dank Energi 2006.DENA (2005): Planning of the Grid Integration of Wind Energy in Germany Onshoreand Offshore up to the Year 2020 (DENA Grid study). Deutsche Energie‐Agentur (DE‐NA), 2005.Ea Energianalyse (2006): Elproduktionsomkostninger for nye, danske anlæg, Ea EnergianalyseA/S 2006.Elkraft System (2003): Strømafbrydelsen i Østdanmark og Sydsverige 23. september2003, Endelig hændelsesrapport, Elkraft System 2003Elkraft System (2004): Systemplan 2004, Elkraft System 2004Elkraft System (2005): Langsigtede udfordringer i elsystemet. Vindkraft og naturgasElkraft System 2005Energinet.dk (2006a): Systemplan 2006, Energinet.dk 2006Energinet.dk (2006b): Anlægsplan 2006, Energinet.dk 2006Energistyrelsen, Elkraft System og Eltra (2005): Technology Data for Electricity andHeat Generating Plants (Teknologikataloget). Energistyrelsen, Elkraft System og Eltra,marts 2005.Energistyrelsen (2001): Rapport fra arbejdsgruppen om kraftvarme‐ og VE‐elektricitet(”Eloverløbsrapporten”), Energistyrelsen, Oktober 2001Energistyrelsen (2003): Screening af mulige arealer for udbud af havvindmøller, Energistyrelsen2003.Energistyrelsen (2007a): Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet,Appendiks. Energistyrelsen, januar 2007.Energistyrelsen (2007b): Basisfremskrivningen til CO 2 ‐kvoteallokeringsplanen for2008‐12 og regeringens energistrategi: En visionær dansk energipolitik, Energistyrelsen,januar 2005.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 111


Energistyrelsen (2007c): Forsyningssikkerhed i lokale net, Energistyrelsen 2007Energistyrelsen (2007d): Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dkEnergistyrelsen (2007e): Fremtidens havmølleplaceringer – Udvalget for fremtidenshavmølleplaceringer 2025, Energistyrelsen 2007.ETSO (2007): European Wind Integration Study (EWIS) Towards a Successful Integrationof Wind Power into European Electricity Grids, ETSO 2007Eurostat (2005): Electricity Statistics Provisional Data for 2005, Eurostat 2005.EWEA (2005): LARGE SCALE INTEGRATION OF WIND ENERGY IN THEEUROPEAN POWER SUPPLY: analysis, issues and recommendations, EWEA 2005EU projektet WILMAR: WILMAR - Wind Power Integration in a Liberalised ElectricityMarket, Risø 2006GWEC (2005): Global Wind 2005 Report, Global Wind Energy Council 2005IEA (2005): Projected costs of generating electricity – 2005 update, IEA, 2005.IEA (2005b): Wind Energy Annual Report 2005, IEA 2005IEA (2006): World Energy Outlook 2006, IEA 2006.Markandya and Hunt (2004): ExternE‐Pol Externalities of Energy: The Externalities ofEnergy Insecurity. Markandya and Hunt, University of Bath, Bath, UK, 2004Morthorst et al. (2005): Investering og prisdannelse på et liberaliseret elmarked.Morthorst, Jensen & Meibom 2005Nordel (2004): Vulnerability of the Nordic Power System, Nordel 2004Nordel (2005): Årsrapport 2005, Nordel 2005Nordel (2006): Energy balances 2009 and power balances 2009/2010, Nordel 2006Nordel (2007): Wind power in Nordel – system impact for the year 2008, Nordel,januar 2007.Eriksen et al. (2006): Managing 23 %, Grid‐integration of wind power in Denmark,P.B. Eriksen, V. Akhmatov & A. Orths, Renewable Energy World 2006, Vol. 9, No. 4Power In Europe (2005): Issue 455, juli 2005.Ragwitz, M. and C. Huber (2005): Feed‐In systems ín Germany and Spain a comparison.M. Ragwitz & C. Huber, Fraunhofer Institut für Systemtechnik und Innovationsforschung,2005.112 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Renewables Deployment (SPRU): Electronic Working Paper Series, Paper No. 129Vattenfall (2006): Vattenfall’s views on the electricity market 2006, Vattenfall, 2006.www.balmorel.com: Hjemmeside for Balmorel‐modellen50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 113


114 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Bilag 1: Miljøomkostninger ved elproduktionsanlægDette bilag giver en kort oversigt over miljøomkostninger ved elproduktionsanlæg.Bilaget er bl.a. baseret på det arbejde, som Ea Energianalyse har gennemført forDansk Energi i studiet ”Elproduktionsomkostninger for nye, danske anlæg” i 2006.For at få et dækkende billede af de samfundsmæssige omkostninger ved energiproduktionfra forskellige typer energianlæg er det væsentligt at inddrage miljøomkostningerne.Resultater fra det fælles europæiske forskningsprojekt ExternE 19 viser, atklimaændringer og luftforurening udgør de vigtigste miljøomkostninger forbundetmed energiproduktion, og at omkostningerne primært er relateret til energiproduktionsfasen.Hertil kommer en række særlige a‐kraft‐problemstillinger.CO 2 ‐udledningen fra energianlæg er i dag omfattet af EU’s kvotehandelssystem. Desudener der i en række lande indført afgifter på udledning af SO 2 , i Danmark på 10kr./kg.EU kvotehandelssystemKvoteallokeringPolitisk fastsat prisDen langsigtede kvoteprisKlimaændringerSiden januar 2005 har de mest energiintensive virksomheder i EU været omfattet afEU’s kvotehandelssystem. Formålet med kvotehandelssystemet er at sikre reduktionaf CO 2 ‐emissioner på en markedsorienteret og økonomisk effektiv måde.Virksomhederne, der indgår i systemet, tildeles en mængde gratis kvoter og givesmulighed for indbyrdes handel med kvoter. Herved skabes der et marked og en prisfor CO 2 udledning. Allokeringen af kvoter til de omfattede virksomheder fungerersom et finansielt tilskud, der bidrager til, at opretholde deres konkurrenceevne i forholdtil konkurrerende virksomheder udenfor EU.Prisen på CO 2 ‐kvoterne er som i andre markeder bestemt af udbud og efterspørgsel.Imidlertid er tildelingen af kvoter resultatet af en politisk proces, som ikke nødvendigvisafspejler de reelle miljøomkostninger ved udledning af CO 2 i en global sammenhæng.Men kvotehandelssystem giver dog en, i det mindste delvis, internaliseringaf CO 2 ‐udledningsomkostningerne i markedsprisen for energi.Energistyrelsen har i forbindelse med Energistrategi 2025 vurderet at den internationalepris for at reducere CO 2 på lang sigt vil lægge sig på et niveau omkring 150kr./ton. Skønnet er behæftet med betydelig usikkerhed og vil blandt andet afhænge,hvor ambitiøse klimamålsætninger, der kan indgås på global plan.På grund af de store usikkerheder, der er forbundet med resultater fra klimamodeller,anbefaler ExternE at bruge et ”avoidance cost”‐princip ved prissætningen af drivhusgasemissioner,dvs. et skøn over omkostningerne ved at reducere udledningen afdrivhusgasser. I dette projekt anvendes 150 kr./ton som et centralt skøn for en langsigtetCO 2 ‐pris.19 ExternE 2005.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 115


For et nyt kulfyret kraftværk indebærer en CO 2 ‐pris på 150 kr./ton at produktionsomkostningernestiger med ca. 11 øre/kWh. For et nyt gasfyret kraftværk er CO 2 ‐omkostninger kun halvt så store, ca. 5 øre/kWh, hvilket dels skyldes gassens laverekulstofindhold dels anlæggets højere virkningsgrad, som betyder, at den relativeomkostning per produceret kilowatttime bliver lavere.I teorien vil et kvotesystem give samme incitamenter som et CO 2 ‐afgiftssystem, hvorafgiften svarer til kvoteprisen. Dette gælder uanset, om aktørerne modtager kvoternegratis, eller om de betaler for dem, idet kvoterne alternativt ville kunne sælges til denaktuelle pris på det europæiske kvotemarked. Når et kraftværk byder sin produktionind i elmarkedet, er CO 2 ‐kvoteprisen derfor at betragte som en reel omkostning.LuftforureningExternE‐analyserne viser, at udledningen af de klassiske forureningskomponenter,som SO 2 , NO x og partikler er langt mere alvorlige end andre luftforureningskomponentersom fx CO, dioxiner og furaner. I det følgende er derfor kun SO 2 , NO x og partiklerbehandlet.Luftforurening har en række negative effekter i omgivelserne som fx øget korrosion afbygninger, forringet landbrugsudbytte, skader på økosystemer og sundhedsskader påmennesker. Af disse effekter vurderes sundhedseffekterne at udgøre den størsteøkonomiske omkostning. Det skal i den forbindelse bemærkes, at det ikke har væretmuligt at fastsætte omkostningerne ved forsuring og eutrofiering (overgødskning) aføkosystemer, da der ikke foreligger pålidelige vurderinger heraf. Ser man på EU somhelhed peger foreløbige analyser peger dog på, at omkostningerne ved forsuring ogeutrofiering er beskedne sammenlignet med helbredseffekterne fra luftforurening.Imidlertid kan omkostningerne være betydelige i områder med følsomme økosystemer.En række videnskabelige og metodemæssige spørgsmål gør det problematisk at foretageen entydig og sikker vurdering af de samfundsmæssige omkostninger ved luftforureningfra en bestemt kraftværksteknologi. Blandt andet er spørgsmålet omværdisætning af tabte menneskeliv kontroversielt og har været genstand for megendebat 20 .Da der ikke er konsensus om, hvilken metode der er mest rigtig blandt miljøøkonomer,er det valgt at sideordne de to metodiske hovedretninger og præsentere resultatetaf begge tilgange (se Tabel 23).20 Det har eksempelvis stor betydning, hvordan man værdisætter merdødelighed i samfundet, specieltfor tidlig død hos ældre mennesker da hovedparten af forureningsrelaterede dødsfald sker efter60‐års‐alderen. Skal ældre menneskers død tillægges lavere værdi end dødsfald blandt yngre mennesker– og i så fald hvor meget lavere værdi? I den forbindelse ses to tilgange ‐ VSL‐tilgangen (Value ofStatistical Life), hvor ældre mennesker liv tildeles en værdi omtrent på samme niveau som yngre, ogVLYL‐tilgangen (Value of Life Years Lost), hvor de tildeles en betydeligt lavere værdi, fordi de harfærre år tilbage at leve i.116 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Skadesomkostning(DKK/kg)CAFE 2005Lavt est.(VLYL)CAFE 2005Højt est.(VSL)Partikelforurening 120 360NO x /nitrat 33 91SO 2 /sulfat 39 113Tabel 23: Skadesomkostninger for emissioner udledt i Danmark ifølge EU’s CAFE program (Clean Air forEurope).Man kan yderligere anlægge to perspektiver på vindkraftens miljøgevinst: entensammenlignes med omkostninger ved at udbygge med ny produktionsanlæg eller sepå miljøomkostningerne for den produktion møllerne vil fortrænge.En anden måde, at beregne vindkraftens miljøgevinster på, er at værdisætte miljøomkostningernefor den fortrængte produktion i det eksisterende system. Opgørelserfra Energinet.dk’s Miljørapport 2006 (Energinet.dk, 2006) viser, at den danske el‐ ogkraftvarmesektor i 2005 udledte 7,931 tons SO 2 , 40,845 tons NOx og 993 ton partikler.Luftforureningsomkostningerfor nye anlægBeregninger viser, at for et nyt kulfyret kraftværk i 2015 udgør de samlede miljøomkostningerfra luftforurening mellem ca. 2 og 4 øre/kWh afhængigt af den metodisketilgang til vurdering af tabt liv. For det gasfyrede kraftværk ligger omkostningernemellem ca. 0,25 og 1 øre/kWh. Emission af NO x er den luftforureningskomponent,som indebærer de største omkostninger for alle kraftværkstyper.Miljøomkostningerne er relativt lave sammenlignet med tidligere studier af DanmarksMiljøundersøgelser og i ExternE regi. Dette skyldes ikke, at omkostningerne ved atforurene er vurderet lavere i dette studie, men derimod at der er forudsat et højtniveau af røgrensning på de centrale værker, bl.a. for at afspejle der at anvendesbedst tilgængelige kraftværksteknologi. Desuden tages højde for de reduktionspotentialer,bl.a. for SO 2 , som allerede er opnået på eksisterende danske værker, samt atnye værker skal overholde gældende EU‐lovgivning (EU direktivet om emissioner frastore fyringsanlæg).Miljøomkostninger på det decentrale biomasseanlæg er forholdstvist høje (6‐18øre/kWh), hvilket primært skyldes, at anlægget ikke antages at være udstyret medmiljøanlæg i samme omfang som de større værker.Luftforureningsomkostningerfor eksisterendeanlægVed at anvende de samme relative skadesomkostningsestimater, som er brugt tilanalysen for nyanlæg, kan de samlede luftforureningsomkostninger for sektorenbestemmes til mellem 1,7 og 4,7 mia. kroner afhængigt af, om der anvendes et lavteller et højt estimat for luftforurenings miljøomkostninger 21 . Fordeles omkostningen21 Partikler dækker over den samlede mængde udledte partikler (TSP, Total Suspended Particles) og er ikkeopdelt på fraktioner som PM10 eller PM2.5, der angiver partiklernes størrelse. Til de videre beregninger erdet anslået, at 1/3 af partikelmængden er i størrelsen PM2.5. De termiske værker i Danmark producerede i50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 117


på de termiske værkers produktion, svarer det til miljøomkostningerne på mellem 6og 17 øre/kWh – altså betydeligt højere end for nye anlæg baseret på bedst tilgængeligteknologi. Omkostningerne ved NO x ‐udledning står ligesom for nyanlæg for langthovedparten af de samlede luftforureningsomkostninger.OpsamlingDen luftforureningsmæssige værdi af vindkraft afhænger således af, hvilke typer anlægder fortrænges produktion fra. Hvis vindkraft fortrænger nye gas‐ eller kulfyredekraftværker, er værdien relativt lav. Hvis der derimod fortrænges produktion fra deneksisterende mere beskidte produktionspark er værdien betydeligt større. Værdienafhænger desuden af, hvordan skadesomkostningerne ved emission af luftforureninger værdisat, herunder bl.a. spørgsmålet om værdisætning af statistisk liv (se Tabel24).Hvad fortrænges?Lavt estimat for skadesomkostningner(VLYLbaseret)Højt estimat for skadesomkostninger(VSLbaseret)Nyt kulkraftværk 2 øre/kWh 4 øre/KWhNyt gaskraftværk 0,25 øre/kWh 1 øre/kWhGns. værker i dag 6 øre/kWh 17 øre/kWhTabel 24: Sammenligning af værdien af vindkraft for hhv. kulfyrede og gasfyrede kraftværker beregnetefter de to forskellige metoder.alt ca. 27 TWh el i 2005. De termiske værker er baseret på kul, gas, olie og biomasse. I beregningen er allemiljøomkostninger fra kraftvarme anlæg tillagt elproduktionen.118 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


Bilag 2: Balmorel modellenBalmorel modellen er en partiel ligevægtsmodel, der beskriver et sammenhængendeinternationalt el‐ og kraftvarmesystem.Balmorel modellen er et typisk eksempel på en model, der blander bottom up elementer(klassisk teknisk/økonomisk modellering m.v.) og top down elementer (baseretpå økonometriske analyser m.v.). Modellen er en lineær programmeringsmodelog modelsproget GAMS er anvendt til implementering af modellen.Balmorel anvendes bl.a. af Energinet.dk, COWI, Forskningscenter Risø, IMM‐DTU ogEa Energianalyse. Mere information om modellen kan findes på hjemmesidenwww.balmorel.com.LigevægtsprincipI almindelighed gælder, at hvis der er fuld information, vil den anvendte målfunktiongive en løsning, der svarer til, at der produceres således, at de billigste anlæg anvendesførst. Anlæggene anvendes altså i en rangorden svarende til de marginale produktionsomkostninger,og omkostningen på det marginale (dvs., det dyreste blandtde producerende) anlæg definerer prisen (el‐, hhv. varme).Modellen afspejler således en situation med velfungerende el‐ og varmemarkedermed fuldkommen konkurrence både blandt centrale og decentrale anlæg. Der regnesikke på situationer med ufuldkommen konkurrence / markedsmagt.Idet også forholdene omkring transmission, distribution, lagring og investeringerinddrages, vil løsningen (de fysiske størrelser) og de tilhørende priser afspejle enrække ligevægte:• Ligevægt mellem forbrugernes marginale nyttefunktioner og producenternesmarginale omkostninger i ethvert tidsafsnit og ethvert geografisk delområde• Ligevægt i ethvert tidsafsnit mellem de geografiske delområder (regioner),formidlet under påvirkning af eltransmissionsforhold (tab, omkostning og kapacitet)• Ligevægt mellem de enkelte tidsafsnit inden for året, formidlet af lagre• Ligevægt mellem el‐ og varmesiderne• Ligevægt mellem de kortsigtede og de langsigtede marginale produktionsomkostninger.Input til modellenDe væsentligste input til modellen er:• El‐ og varmeprognoser (el‐ og varmeforbrug kan forudsættes at være priselastiske)• El‐ og varmeforbrugsprofiler• Tekniske og økonomiske karakteristika for produktionsanlæg, herunder produktionskapaciteter,virkningsgrader, drifts‐ og vedligeholdelsesomkostninger,brændselspriser og emissionskoefficienter• Miljøregulering i form af afgifter og kvoter50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 119


• Muligheder for transmission af el mellem regioner og lande• Vindprofiler, vandkrafttilstrømning• Geografisk specifikation, transmissionsforhold m.v.SimuleringsresultaterEn simulering med modellen fastlægger størrelsen af de variabler, der indgår i modellen,typisk:• el‐ og varmeproduktion• el‐ og varmeforbrug• eltransmission• energiforbrug• emissioner• investeringerDisse størrelser findes på de relevante tidsmæssige og geografiske niveauer.Hertil kommer, at modellen som resultat giver priser, der ligeledes er tidsmæssigt oggeografisk opdelt, og hvor den primære interesse knytter sig til:• elpriser• varmepriserPå baggrund af kendskab til de fysiske størrelser og priser kan der udledes en rækkeanalyseresultater, fx i form af beregning af samfundsøkonomiske forhold, herunderforskel i økonomien for forskellige grupper (forbrugere, producenter, mv.) underforskellige forudsætninger.Endogene og eksogene investeringerModellen tillader, at der arbejdes med eksogene (brugerspecificerede) og endogene(fundet i modellen) investeringer for produktionsteknologier.Når der arbejdes med endogene investeringer, tages der højde for investeringsomkostninger,således at investeringsprincippet afspejler en afvejning af kortsigtede oglangsigtede marginalomkostninger. Investeringsbeslutninger tages i modellen medudgangspunkt i beregninger for ét integreret år (alle årets tidsafsnit indgår i vurderingen),mens fremtiden implicit er repræsenteret som om den for investeringen er(mindst) lige så gunstig som det år, der aktuelt betragtes. Når der simuleres fremad itid gennem årene, foretages der en investering i det første år, hvor det er økonomiskattraktivt og i den størrelse, der er optimal.I de konkrete beregninger i denne rapport er der ved udregning af kapitalomkostningerneved en ny investering regnet med en økonomisk levetid på 20 år og en rente på10 pct. Renten afspejler investorens krav til forrentning og inkluderer en risikopræmie.TidsopløsningI Balmorel er det muligt at regne med en mere eller mindre grov tidsopløsning. Engrov tidsopløsning har den styrke, at der kan gennemføres hurtige beregninger ogdermed udføres mange forskellige analyser. Resultaternes nøjagtighed bliver dogreduceret. Dette kan der kompenseres for ved at regne med finere tidsopløsning,120 50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007


men dette sætter regnetiden for modellen op. Særligt når der regnes med endogeneinvesteringer i modellen, øges regnetiden ved en finere tidsopløsning.Til dette projekt er der valgt en tidsopløsning på 416 tidsskridt på et år. Hver uge errepræsenteret ved 8 passende tidssegmenter. Dermed opnås at investeringsmodellenkan regne med en acceptabel beregningstid, og at fluktuationer i forbrug og vindkraftkan opfanges på tilfredsstillende vis af modellen.En målsætning for vindkraftFor at kunne analysere en målsætning for vindkraft, er en sådan blevet indarbejdet iBalmorel. Når denne målsætning er aktiveret i modelkørslen, er det påkrævet, atmodellen finder den bedste løsning, der opfylder målsætningen. Det skal gøres klart,at målsætningen i den nuværende implementering er formuleret som minimum 50pct. elproduktion fra vindmøller i forhold til bruttoforbruget af el, som er specificereteksogent. Anvendelse af el i fjernvarmeproduktionen bestemmes endogent i modellenved minimering af omkostninger fra konkurrerende teknologier og indgår derforikke ved bestemmelse af den nødvendige mængde vindkraft til opfyldelse af målsætningen.Balmorel modellen anvender en optimeringsalgoritme til at finde den bedste løsningfor systemet som helhed under de givne forudsætninger. Når en sådan løsning skalfortolkes i kontekst af forskellige markedsaktører, leverer skyggepriser i systemetincitament til de enkelte aktører for at handle optimalt i forhold til helheden. Når derindlægges en målsætning for vindkraft, opstår der en skyggepris for vindkraftproduktion.Denne pris svarer i et frit og perfekt marked til den pris, som et vindcertifikatville få i markedet, eller som det produktionstilskud der skal gives til den sidste mølleder opstilles.Styrker og svaghederBalmorel modellens styrke ligger i, at den er i stand til at simulere et stort områdegeografisk, med et højt detaljeringsniveau. Den er i stand til både at generere resultateri kontekst af mængder og priser. Den er desuden én blandt få modeller af sin type,der tager hånd om kraftvarme på en fornuftig måde. Fordi modellen er implementereti et højniveau modelleringssprog (GAMS) er det relativt simpelt at udvide ogskræddersy modellen til konkrete analyser som denne.Modellens svaghed i forhold til visse andre modeller er, at den ikke tager højde forusikkerhed, da modellen har perfekt fremsyn et stykke ud i fremtiden. Den kan ikke isin grundform belyse markedsmagt. Hermed bliver de samlede omkostninger i systemetundervurderet. Derudover er den horisont, der betragtes, når investeringer foretageskort og, den fremadskuende metode herfra noget simpel. Dette kan betyde, atinvesteringer kan foretages for tidligt, for sent eller slet ikke burde foretages trodsmodellens resultat. Det er derfor nødvendigt at forholde sig kritisk til investeringer iforhold til antagelserne ud over horisonten.50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk‐økonomisk analyse, juni 2007 121

More magazines by this user
Similar magazines