Klima-, Energi- og Bygningsudvalget 2014-15 (1. samling)
KEB Alm.del Bilag 37
Offentligt
1415963_0001.png
Ea Energianalyse
Vindintegration i Danmark
Vindens værdi - og tiltag for at sikre den
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
1
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0002.png
Denne rapport er udarbejdet af Ea Energianalyse a/s for Danmarks
Vindmølleforening og Vindenergi Danmark, november 2014.
Indhold
1.
–
–
Introduktion og sammenfatning
Metode
Resultater
2.
3.
4.
5.
–
–
Overblik over elmarkedet
Elementer i integrationsomkostningen
Modellering og forudsætninger
Centralt scenario
Kapacitetsudvikling
Nøgleparametre
•
Prisudvikling
•
Vindens værdi
6.
7.
Udarbejdet af:
Hans Henrik Lindboe, János Hethey
Ea Energianalyse
Frederiksholms Kanal 4, 3. th.
1220 København K
T: 88 70 70 83
F: 33 32 16 61
E-mail: [email protected]
Web:
www.eaea.dk
Integrationstiltag
Elproduktionsomkostninger
Ea Energianalyse a/s har udarbejdet rapporten som uafhængig konsulentvirksomhed og anser indholdet i
denne rapport for at være velfunderet. Aktører bør dog basere sig på deres egne vurderinger, når
resultater fra denne rapport anvendes. Fremskrivninger er i deres natur behæftet med stor usikkerhed og
baseret på interne og eksterne antagelser på fremtidige udviklinger, som vil falde anderledes ud i
realiteten.
Ea Energianalyse a/s kan ikke gøres ansvarlig for tab som følge af anvendelse af indholdet i denne rapport.
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
2
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0003.png
Introduktion
Denne rapport er udarbejdet af
Ea Energianalyse for Danmarks
Vindmølleforening og Vindenergi
Danmark.
Siden midten af 1990’erne, er vindkraften i Danmark steget fra at udgøre knap 5% til
ca. 33% af den indenlandske elforsyning i 2013. Energiaftalens målsætninger om at
nå 50% inden 2020 vil ifølge Energinet.dk’s forudsætninger for udbygning af
vindkraft blive overopfyldt, og udviklingen ventes at fortsætte frem mod 2035, hvor
vindkraft vil udgøre op til 84% af det klassiske elforbrug (eksklusiv elforbrug til
fjernvarme, individuelle varmepumper og elbiler). Samtidig viser de såkaldte
nationale handlingsplaner for vedvarende energi
en markant VE udbygning i landene
omkring os.
Elproduktionen fra vindkraftanlæg afhænger af, hvor meget det blæser, og det er
velkendt, at udfordringerne ved at integrere vindkraften i elsystemet stiger
efterhånden som vindkraftandelen øges.
Integration af vindkraft stiller krav om et fleksibelt elsystem med tilstrækkelige
kapacitet til, at efterspørgslen efter elektricitet også kan dækkes med høj sikkerhed
når det ikke blæser. Omkostningen til integration af vindkraft kan bl.a. udtrykkes
ved, at vindmøllerne får en lavere afregningspris i markedet end de øvrige
elproducenter får som gennemsnit.
MW
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1990
'95
'00
'05
'10
'12
Kapacitet, havvindmøller [MW]
Kapacitet, landvindmøller [MW]
Vindkraft i pct. af indenlandsk elforsyning
15%
10%
5%
0%
35%
30%
25%
20%
Kilde: Energistyrelsen
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
3
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0004.png
Beregninger og analyser er hovedsageligt udført med el- og varmemarkedsmodellen
Balmorel. Modellen omfatter en repræsentation af el- og fjernvarmesystemet i
Norden, Tyskland og Holland. Modellen beregner bl.a. produktion, transmission og
elpriser baseret på forudsætninger for udviklingen af brændselspriser, udbygning
med vedvarende energi og andre vigtige parametre.
Metode
Modelberegninger
Analysen er struktureret omkring et centralt scenarie, der beskriver en sandsynlig
udvikling for el- og fjernvarmesystemerne. I dette centrale scenarie beregnes
udbygningen af produktionsapparatet i en simulering med aggregeret tidsopløsning. I
en række øvrige scenarier gennemføres integrationstiltag i Danmark, hvor
investeringsforløbet i det øvrige energisystem fastholdes.
1. Centralt scenarie
Sandsynlig udvikling af el- og fjernvarmesystemerne under hensyntagen til
planlagt og aftalt energipolitik. Tilgangen svarer i store træk til tankegangen bag
IEAs New Policy Scenario, som anvendes i den årlige publikation World Energy
Outlook (WEO).
2. Analyse af integrationstiltag
Integrationstiltag
Værdi af transmissionsforbindelser til
udlandet
Fleksible kraftværker
(bypassdrift eller elpatroner)
Scenarioanalyse
•
•
Scenarieberegning uden Cobra-kablet på 700 MW
Installation af 500 MW elpatroner i de fire største
centrale områder i Vestdanmark
Installation af 500 MW (1500 MW varme)
varmepumper i fjernvarmeområderne i
Vestdanmark. Fordelt efter varmeforbrug.
Øget driftsincitament ved at fjerne afgiftsbetaling
Installation af 500 MW potentielt elforbrug i
industrien, som kan erstatte varme fra
naturgaskedler
Øget driftsincitament ved at fjerne tarifbetaling
•
Udbygning med varmepumper
•
•
Øget forbrugsfleksibilitet ved lave
elpriser
•
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
4
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0005.png
Resultater
Elprisfremskrivning
Med centrale prisforudsætninger fra IEA ses en tendens til stigende
gennemsnitselpriser i Danmark og nabolande frem mod 2035. I Danmark stiger
elpriserne fra ca. 23 øre/kWh i 2014 til godt 36 øre/kWh i 2035. Det er især
forudsætningen om stigende priser på kul, naturgas og CO2 kvoter, der trækker
elpriserne opad. Såfremt kul, naturgas- og CO2 priser fortsætter på et lavt niveau,
viser beregninger i et lavprisscenario (2014 – 2020) at elprisen stagnerer.
Den markant øgede vindkraftproduktion i hele modelområdet vil påvirke elpriserne i
høj grad, således at elpriserne mere end i dag svinger afhængigt af, hvor meget det
blæser. Derfor vil vi se flere og flere timer med meget lave elpriser, især i de vindrige
timer. Vandkraftanlæggene især i Norden, vil dog have en prisudjævnende effekt.
Forskellen mellem den gennemsnitlige elpris og den gennemsnitlige afregningspris
for dansk vindkraft vil, ifølge analysen, stige til op imod 35% 2020.
I et velfungerende og åbent elmarked vil elprisen udtrykke den samfundsøkonomiske
værdi af elektricitet i hver enkelt time. Der kan argumenteres for, at forskellen
mellem den forbrugsvægtede gennemsnitspris, og vindkraftens afregningspris, er et
udtryk for omkostningerne ved integration af vindkraft. Hertil skal dog lægges de
integrationsomkostninger, der ikke betales gennem elprisen, men fx betales over
systemtariffen.
Elspotpris
og
afregningspris for vindkraft
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2000
DKK/MWh
2005
2010
Statistik Gns. Elpris
Reference Gns. Elpris
Lavprisscenario Gns. Elpris
2015
2020
2025
2030
2035
Statistik Vindafregningspris
Reference Vindafregningspris inkl. møllestop
Lavprisscenario Vindafregningspris inkl. møllestop
5
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0006.png
Resultater
Samfundsøkonomiske
omkostninger ved
elproduktion
Analyserne viser, at vindmøller på gode placeringer på land kan producere elektricitet
til godt 30 øre/kWh, imens kraftvarmeværker på kul, naturgas og biomasse, har
samfundsøkonomiske omkostninger på 55 – 90 øre/kWh, når brændsels- og CO
2
priser m.m. baseres på seneste fremskrivninger fra IEA og Energistyrelsen.
Analyserne viser også, at vindkraftens integrationsomkostninger udgør mere end 10
øre/kWh i perioden 2020 – 2035 (forskellen mellem vindens afregningspris og den
gennemsnitlige elpris). Hertil skal lægges balanceringsomkostninger, øgede
netomkostninger m.m. Disse tillægsomkostninger er anslået til under 5 øre/kWh frem
mod 2035.
Selv med et samlet tillæg på 15 øre/kWh for omkostninger til vindintegration frem
mod 2035, er landvind stadig den billigste VE-teknologi set fra samfundets
perspektiv.
1.000
800
DKK-2014/MWh
600
400
200
0
-200
Landvind
Havvind
150
585
735
Solceller
58
768
826
Træflis KV
-50
815
765
Halm KV
-50
924
874
Naturgas
SC
-50
670
620
Træpiller
KV
-50
814
764
Kul KV
-50
532
483
Træpiller
Naturgas
KV
CC
ombygget
-50
618
569
-50
625
575
Integrationsomkostninger
Elproduktionsomkostninger
Total
150
316
466
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
6
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0007.png
Resultater
Reducere
integrations-
omkostningerne
Såfremt el kan udnyttes bedre i perioder med høj vindproduktion, enten ved ændret
anvendelse af el, eller ved forbedrede transmissionsmuligheder, kan samfundet potentielt
spare penge samtidig med at vindmøllerne får øget indtjening. Dette kræver dog, at den
samfundsøkonomiske omkostning ved at ændre elforbruget eller øge transmissionskapaciteten
er lavere end gevinsten ved bedre vindintegration.
Den samfundsøkonomiske værdi af et udvalg af integrationstiltag er vurderet. I analysen af
fleksibelt elforbrug er der kun set på øget elforbrug ved lave elpriser, som erstatter andet
brændselsforbrug, men ikke påvirker elforbruget ved høje elpriser. Den samfundsøkonomiske
værdi er baseret på sparede eller øgede omkostninger i det samlede energisystem i Norden,
Tyskland og Holland og er beregnet som nutidsværdi over den analyserede periode fra 2014 til
2035 ved en rente på 5%. De analyserede omkostninger inkluderer brændsels- og CO
2
-
omkostninger, drift- og vedligeholdelsesomkostninger, samt investeringsomkostninger.
Resultaterne viser, at især eltransmission og varmepumper har positiv samfundsøkonomi for
det samlede system. For varmepumper er det dog en forudsætning for god samfundsøkonomi,
at elafgifter og nettariffer ikke ødelægger incitamentet til effektiv drift.
Især når varmepumper installeres i fjernvarmeområder hvor der konkurreres med
biomassefyret kraftvarme, er de eksisterende afgifter og tilskud en hindring for at opnå god
samfundsøkonomi.
Tiltag
Total investering
Samfunds-
økonomisk
nutidsværdi
900 mio. kr.
500 mio. kr.
-3.200 mio. kr.
1.420 mio. kr.
40 mio. kr.
390 mio. kr.
700 MW kabel til Holland
(COBRA)
Øget fleksibilitet på kraftværker
(500 MW elpatroner på store kraftværker)
500 MW varmepumper i Vestdanmark
(eksisterende tariffer og afgifter)
500 MW varmepumper i Vestdanmark
(uden tariffer og afgifter)
Fleksibelt elforbrug ved lave priser
(eksisterende tariffer og afgifter)
Fleksibelt elforbrug ved lave priser
(uden tariffer og afgifter)
4.400 mio. kr.
300 mio. kr.
7.200 mio. kr.
7.200 mio. kr.
330 mio. kr.
330 mio. kr.
De beregnede samfundsøkonomiske nutidsværdier i tabellen indeholder ikke skatteforvridningstab.
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
7
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0008.png
Resultater
Ændrede
markedspriser
Priserne i elmarkedet påvirkes af de integrationstiltag, som er analyseret, hvilket har
en positiv effekt for vindmøllernes afregningspris. Beregningerne viser, at etablering
af 500 MW-el varmepumper i fjernvarmeområder kan øge de danske vindmøllers
afregning med godt 6% i 2020, svarende til over 250 mio kr om året.
Forudsætningen er, at varmepumperne drives samfundsøkonomisk efficient, altså
hvor elafgifter, eltilskud og nettariffer ikke ødelægger driftsincitamentet.
På længere sigt har etablering af eltransmission (eksemplificeret ved COBRA-kablet)
endnu større betydning for elprisen i de scenarier, som er analyseret. Etablering af
COBRA vil øge vindmøllernes elpris med knap 8%, svarende til en øget indtægt for
vindmøllerne i Danmark på ca. 550 mio kr i 2035.
Yderligere udbygning med eltransmission er ikke analyseret.
Tiltag
Ændret indtægt fra elsalg
ift. referencen
(mio.kr./år)
2020
2035
157
84
50
264
9
13
549
80
109
261
6
133
Ændret indtægt fra elsalg
ift. referencen (% af årlig
indtægt)
2020
2035
3.7%
2.0%
1.2%
6.2%
0.2%
0.3%
7.9%
1.1%
1.6%
3.8%
0.1%
1.9%
700 MW kabel til Holland
(COBRA)
Øget fleksibilitet på kraftværker
(500 MW elpatroner på store kraftværker)
500 MW varmepumper i Vestdanmark
(eksisterende tariffer og afgifter)
500 MW varmepumper i Vestdanmark
(uden tariffer og afgifter)
Fleksibelt elforbrug ved lave priser
(eksisterende tariffer og afgifter)
Fleksibelt elforbrug ved lave priser
(uden tariffer og afgifter)
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
8
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0009.png
OVERBLIK OVER ELMARKEDET
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
9
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0010.png
Det Nordiske Elektricitetsmarked
Nord Pool Spot-marked
Auktionen på elbørsen Nord Pool Spot fastlægger hver dag lkl. 12:00
elpriserne for den efterfølge dag (24 timer). Priser bestemmes for alle
budgivende regioner (se figur), ligesom der beregnes er en
overordnet 'system pris'.
Et prisbud bliver givet på en vis mængde (MWh) til en specifikt
region.
Regionspriserne er forskellige fra 'systemprisen' pga.
kapacitetsbegræsninger i transmissionskablerne mellem regionerne.
Nord Pool Spot dækker de nordiske (ekskl. Island) samt de tre
baltiske lande.
700
Kilde: nordpoolspot.com
600
DKK/MWh
Kontinentale forbindelser
Det nordiske marked er forbundet med det kontinentale
Europa.
Elektricitet bliver solgt mellem Nord Pool landene og de
nordvesteuropæriske markeder gennem interaktive
priseudregninger - 'market coupling'.
I det tilfælde hvor der ikke er flaskehalse i systemet, betyder
'market coupling' at vandkraft i Norge konkurrerer med
atomkraft i Frankrig.
500
400
300
200
100
0
1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2 7 12 5 10 3 8 1 6 11 4 9 2
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 20132014
DK-Vest
DE
Kilde: Energinet.dk. Nominelle priser.
SYS
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
10
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0011.png
Prisdannelse
Udbudskurve
Elproducenter byder ind i markedet til deres kortsigtede
marginalomkostninger: Brændselsomkostninger,
variable D&V, CO
2
-omkostninger, fratrukket subsidier.
Faste eltilskud kan føre til, at producenter byder ind til
en elpris under de kortsigtede marginalomkostninger,
herunder også til negative priser.
Kraftvarmeværker fratrækker værdien af varmesalg,
eller tilbyder varmebunden elproduktion til en lav pris.
Vind og sol byder ind til en pris tæt på nul og forskyder
derved udbudskurven til højre.
Vandkraft med reservoir byder afhængigt af
forventninger til fremtidige elpriser, som vandkraften
alternativt vil kunne afsættes til.
Skitse af markedsclearing
Kilde: Risø DTU
Efterspørgsel og markedsclearing
Udbud og efterspørgsel matches ved at vælge det laveste udbud og den højeste
efterspørgsel, indtil den marginale forsyningspris er lig den marginale
betalingsvillighed.
Forbrugssiden er forholdsvis uelastisk i forhold til prisen på kort sigt. Der er dog
enkelte industrielle forbrugere, som kan undgå elforbrug ved at forskyde forbruget
eller skifte til alternative brændsler, afhængigt af elprisen.
Ved dayahead udbuddet er forsyningskapaciteten begrænset til det faktiske udbud.
Hvis udbuds- og efterspørgselskurven ikke mødes, bliver budene reduceret på pro-
rata basis. Prisen bliver herved sat af hhv. prisbunden (-500 EUR/MWh) og
prisloftet (3000 EUR/MWh).
Eksempel på timebaseret markedsclearing på baggrund af
aggregerede udbuds- og efterspørgselskurver.
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
11
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0012.png
Historiske elspotpriser
700
600
500
Tørår
Tørår
Høje CO
2
og
brændselspriser
Finanskrisen.
CO
2
- og
brændselspriser
styrtdykker
DK-Vest
Tørår
Faldende efterspørgsel
Vådår
DE
SYS
DKK/MWh
400
300
200
100
0
1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
100
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Datakilde: Energinet.dk. Nominelle priser
•
•
I tørre år øger Sverige, Finland og Norge netto-importen for
at kompensere for lavere vandkraftproduktion.
I våde år betyder overskuddet af vandkraftproduktion, at
udbudspriserne og dermed elpriserne bliver lavere.
Fyldningsgrad (%)
Nedbørsforholdene i Norden har stor indflydelse på
vandkraftproduktionen og dermed elpriserne
80
60
40
20
0
1 26512449224719441742154013381136 8 33 6 31 4 29 2 275225
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
2014
Udover tilgængeligheden af vandkraftproduktion har især
brændsels- og CO
2
-priser indflydelser på kortsigtede variationer
i markedsprisen. Dertil kommer at enkelte områder kan være
påvirket af tilgængeligheden af transmissionskapacitet.
Fyldningsgrad i norske vandkraftmagasiner (% af kapaciteten). Kilde: NVE.no
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
12
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0013.png
Elpriser for forskellige producenter
700
600
500
400
300
200
100
0
1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7 10 1 4 7
2002
2003
2004
DK-Vest: Tidsvægtet
2005
2006
DK-Vest: Central
2007
2008
2009
DK-Vest: Decentral
2010
2011
DK-Vest: Vind
2012
2013
DK-Vest: Forbrug
2014
DKK/MWh
Det simple gennemsnit af elprisen på timebasis giver en første indikation af
markedspotentialet for salg af el. Da elpriserne varierer time for time vil den
gennemsnitlige afregningspris på måneds eller årsbasis for forskellige producenter
dog variere - afhængigt af produktions- og elprisprofil.
•
•
Regulerbar produktion med høje kortsigtede marginalomkostninger byder ind til
høje priser og opnår en forholdsvis høj afregningspris i relativt færre timer.
Regulerbare teknologier med lave kortsigtede marginalomkostninger opnår
lavere afregningspriser i gennemsnit, men producerer i flere timer.
Datakilde: Energinet.dk. Nominelle priser
5
4
DK-Vest
DK-Øst
øre/kWh
3
2
1
•
0
Afregningsprisen for fluktuerende produktion afhænger af sammenfald mellem
tilgængelighed af ressourcen (vind eller sol) og elprisernes variation. Vind opnår
generelt lavere priser, da der på samme tid er et højt udbud af vindproduktion i
Årlig afvigelse imellem gennemsnitlig markedspris og
afregningspris for vindkraft. Kilde: Beregninger på baggrund af
et større område. Variationen af solproduktion har fordel af større sammenfald
data fra Energinet.dk
med forbrugsspidser.
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
13
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0014.png
Elpriser for forskellige producenter
Lavere priser for vind
Afregningspris for forskellige producenter
Afregningsprisen for vindkraft påvirkes af mængden af vindkraft i systemet (nationalt
og internationalt), transmissionsmulighederne, samt systemets evne til at tilpasse
produktion og forbrug til vindkraftproduktionen. Manglende evne til at tilpasse forbrug
eller produktion til vindkraftproduktion fører til lavere markedspriser for alle aktører i de
pågældende timer og er derfor ikke kun et emne for vindkraftproducenter.
Afvigelserne imellem den gennemsnitlige markedspris og den produktionsvægtede
markedspris for forskellige producenter varierer fra år til år. Siden 2002 har vindkraft
haft en afregningspris under den gennemsnitlige markedspris:
•
•
4 - 15 % lavere i Vestdanmark
0 - 10 % lavere i Østdanmark
20%
15%
10%
5%
0%
Vindkraftproduktion (% af bruttoforbrug) højre akse
Årlig afvigelse DK-Vest (% af tidsvægtet pris)
Afregningspris og årlig vindkraftproduktion for Vestdanmark.
Kilde: Beregninger på baggrund af data fra Energinet.dk
Afvigelse fra markedspris
(abs %)
40%
30%
20%
10%
0%
Central Decentral
DK-Vest
DK-Øst
7%
8%
9%
8%
Vind
-9%
-6%
Sol
8%
9%
Export
-7%
-13%
Import
0%
2%
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
14
Vindkrafts andel af
bruttoforbruget
Den gennemsnitlige årlige afvigelse i forhold til den
tidsvægtede markedspris for forskellige producenter siden
2002 fremgår af tabellen nedenfor.
50%
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0015.png
Integration af vindkraft
Systemets tilpasningsevne
Produktion soma ndel af
bruttoforbruget
Udvikling i retning af bedre tilpasning
160%
120%
80%
40%
0%
-40%
-80%
Figuren nedenfor illustrerer sammensætningen af produktion og import/eksport ved
forskellige prisintervaller for Vestdanmark i hhv. 2002 og 2013. Det fremgår, at andelen
af termisk produktion ved lave priser var forholdsvis høj i 2002. I 2013 er både de
centrale og de decentrale værkers produktion som andel af bruttoforbruget betydelig
mindre i de lave prisintervaller. I Østdanmark ses lignende tendenser, som dog ikke er
helt så tydelige.
Produktion som andel af bruttoforbruget
160%
120%
80%
40%
0%
-40%
-80%
Figuren ovenfor viser udviklingen af
produktionssammensætningen fra 2002 ved
spotpriser på under 50 DKK/MWh. Der fremgår
en stigende andel vindproduktion, som også er
steget i absolutte tal, samt en faldende andel
af central og decentral produktion. Vigtige
faktorer for denne udvikling vurderes at være
bl.a. kraftværkernes markedsforhold, herunder
overgang fra treledstarif til spotprisafregning,
samt større incitament til varmeproduktion på
kedler for at undgå varmebunden elproduktion
(som følge af elpatronloven fra 2009).
2002
2013
Elpris (DKK/MWh)
DK-Vest: Gns. import DK-Øst
DK-Vest: Gns. solcelle produktion
DK-Vest: Gns. decentral produktion
Produktionssammensætning ved forskellige prisintervaller.
Kilde: Beregninger på baggrund af data fra Energinet.dk
DK-Vest: Gns. import udland
DK-Vest: Gns. Vindproduktion
DK-Vest: Gns central produktion
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
15
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0016.png
Finansielle markeder
Aktuelle forwardpriser
Elpriser i Vestdanmark
De finansielle markeder på NASDAQ OMX giver et indblik i markedet forventning til de
fremtidige elpriser.
Forwardkontrakter kan kun tegnes for den nordiske systempris på månedlig,
kvartalsvis eller årlig basis (Monthly SYS, Quarterly SYS, Yearly SYS). Forwardprisen
for Vestdanmark kan afspejles ved at tillægge en CfD (Contract for difference) for
Vestdanmark til systemprisen. Denne er dog kun tilgængelig til udgangen af 2017.
Figuren nedenfor viser markedsdata for den 31.08.2014.
System price forwards and system price forwards + CfD
300
250
De årlige forwardpriser for systemprisen i
DKK/MWh fremgår af tabellen nedenfor.
DKK/MWh*
2015
245
2016
237
2017
227
2018
225
2019
231
2020
234
2021
255
2022
261
2023
268
2024
275
* Closing prices 2014-08-31
DKK/MWh
200
150
100
50
0
Monthly SYS
Monthly DK1
Quarterly SYS
Quarterly DK1
Yearly SYS
Yearly DK1
Forwards for systemprisen og systempris + CfDs før Vestdanmark. Nominelle priser. Kilde: nasdaqomx
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
16
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0017.png
Vindkraft i energisystemet
INTEGRATIONSOMKOSTNINGER
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
17
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0018.png
Integration af vindkraft
Et effektivt elsystem
Fem udfordringer ved vindkraft
Når mængden af vindkraft øges i elsystemet er der følgende fem integrationsudfordringer, der skal
håndteres:
a.
Spidsplast
Mellemlast
Mellemlast
Grundlast
Integrationsomkostninger
Der skal være et tilstrækkeligt stærkt net til at transportere vindkraften dertil, hvor
efterspørgslen er, samt til teknisk håndtering af vindkraften (selve nettet, samt
netkomponenter til teknisk håndtering af vindkraft, herunder spændingsstabilitet og
kortslutningseffekt)
b.
c.
d.
Der skal være tilgængelige reguleringsressourcer, der håndterer vindens uforudsigelighed
(balancering).
Der skal være tilstrækkelig fleksibilitet i elsystemet for at håndtere vindkraftens fluktuationer
(ramp-rates).
Elforsyningen skal også fungere i perioder, hvor det ikke blæser (effekttilstrækkelighed)
Vindkraften skal have højest mulig værdi, også i perioder hvor det blæser (nyttiggøre vinden)
Et elsystem består af forskellige
elproduktionsteknologier med forskellige
karakteristika. Traditionelt opdeles i grundlastanlæg,
mellemlastanlæg, spidslastanlæg og reserver.
e.
Punkterne c-d vil i et vist omfang være internaliseret i elprisen. En udtømmende vurdering af
vindkraftens integrationsomkostninger vil kræve gennemregning af scenarier henholdsvis med
vindkraft og uden vindkraft.
Men forskellen mellem vindmøllernes indtjening i et effektivt elmarked, der er i langsigtet balance,
og den gennemsnitlige elpris i dette marked, giver efter vores vurdering et retvisende billede af
omkostningerne ved punkterne c-d.
Ved anvendelse af Balmorel-modellen, findes ikke omkostningerne ved punkt b. (balancering),og
kun delvist ved punkt a. (net) og c (fleksibilitet i systemet). Modelresultaterne skal derfor justeres
med anslåede omkostninger hertil. Det anslås, at omkostninger til punkt b og c kan estimeres ud
fra de aktuelle balanceringsomkostninger til vindkraft, da det er de samme typer kraftværker, der
kan levere de to typer ydelser.
I et velfungerende elmarked i balance, indstiller der
sig en ligevægt, således at de marginale teknologier,
over elprisen, lige præcis får dækket deres faste og
variable omkostninger.
Vindkraft påvirker elmarkedet således, at de
”traditionelle” teknologier skal indstille sig i en ny
balance. Omkostningerne hertil, samt til øgede
netinvesteringer, kan defineres som vindkraftens
integrationsomkostninger.
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
18
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0019.png
Balmorel modellen
MODELLERING,
FORUDSÆTNINGER OG INPUT
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
19
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0020.png
Balmorel-modellen
Balmorel er en markedsmodel der anvendes til
analyser af internationalt forbundne el- og
kraftvarmesystemer. Anvendelser af modellen
inkluderer såvel langsigtede
planlægningsscenarier, som kortsigtede
driftsanalyser.
Modellen beregner produktion, transmission og
forbrug af el og varme
El- og varmepriser kan analyseres ud fra de
marginale omkostninger i systemet, under
forudsætning af optimal konkurrence og
markedsclearing.
Modellering af el- og fjernvarmesystemer
•
•
•
Driftsoptimering på timebasis
Optimale investeringer i produktions- og
transmissionskapacitet.
Prisdannelse ud fra partiel
ligevægtsmodellering, som muliggør
markeds og aktøranalyser.
Modelforudsætninger
•
•
•
•
•
Eksisterende produktionskapaciteter og tilhørende
tekniske og økonomiske data,
investeringsmuligheder (inkl. ombygning af
eksisterende kraftværker) og teknologiudvikling.
Data om transmissionssystemet og muligheder og
omkostning for etablering af ny kapacitet.
Prognoser for udvikling af el- og
fjernvarmeforbrug.
Prognoser for brændsels- og CO
2
-priser.
Energipolitikker, afgifter og tilskud
Tidligere anvendelser af modellen inkluderer emner
som:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
International elmarkedsudvikling
Analyser af vindintegration
Analyser af forsyningssikkerhed
Betydningen af forbrugsfleksibilitet
Betydningen af naturgas
Udbygningen af eltranmissionskapaciteten
Marked for grønne certifikater
Elbiler i elsystemet
Evaluering af miljø- og energipolitiker.
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
20
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0021.png
Internationalt perspektiv
Modellering af transmissionsbegrænsninger
Udviklingen i det internationalt forbundne el- og energisystem
har væsentlig betydning for udviklingen i enkelte områder.
•
•
Modelberegningerne i denne rapport omfatter Norden,
Tyskland og Holland.
De enkelte lande er opdelt i regioner, som afspejler de
væsentligste transmissionsbegrænsninger. Det giver
forskellige elpriser i forskellige regioner, såfremt
transmissionen imellem regionerne udgør en flaskehals.
Modellering af priszoner svarer til det nordiske elmarked.
Elmarkedet i Tyskland er i realiteten kun opdelt i én
priszone. Transmissionsbegrænsninger håndteres
efterfølgende af TSO’erne, bl.a. vha. modhandel imellem
regioner og ved justering af handelskapacitet til nabolande.
Modellens elpriser for forskellige regioner vil derfor ikke
kunne oversættes direkte til tyske markedspriser.
Produktionsfordeling og transmission til nabolande er dog
sammenlignelige, såfremt TSO’ernes modhandel og
begrænsning af handelskapaciteter håndteres optimalt.
Modellering af Tyskland som én priszone uden
repræsentation af TSO’ernes modhandel og begrænsning af
handelskapaciteter ville give urealistiske resultater, da der
ikke ville tages højde for flaskehalse i det interne tyske net.
•
•
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
21
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0022.png
Elpriser og marginale produktionsomkostninger
Balmorels resultater inkluderer marginale omkost-
ninger ved modellens ligninger. Marginal værdien
på ligningen der sikrer at elforbruget forsynes kan
fortolkes som elprisen i et ideelt marked. Niveauet
opstår som en ligevægt med de marginale produk-
tionsomkostninger, som emulerer markeds-
aktørernes incitamenter for budgivning i markedet,
samt mekanismen for markedsclearingen.
I en såkaldt investeringskørsel dannes priserne i
en ligevægt, hvor indtægten på nyinvesterede
anlæg kan dække de fulde omkostninger inklusiv
kapitalomkostninger. Dermed kan priserne i
perioder med anstrengt effektbalance ligge væ-
sentligt over de kortsigtede marginale produktions-
omkostninger. På sigt må det forventes, at priserne
svinger over og under den langsigtede ligevægt.
Fortolkning af modelresultater
•
Beregning med mulighed for investering i
produktions- og transmissionskapacitet
Elpriser svarer til langsigtede marginale
produktionsomkostninger
•
Beregning med kun givne produktions- og
transmissionskapaciteter
Elpriser svarer til kortsigtede marginale
produktionsomkostninger i hver time
I et marked med tilstrækkeligt fleksibelt forbrug
konvergerer de langsigtede og kortsigtede
marginalomkostninger.
Vandkraft
Vandkraft med reservoir fungerer som et ellager.
Budgivningen fra vandkraftanlæg afhænger af fremtidige
indtjeningsmuligheder, hvilket giver ligevægt over tid.
Mulige koblinger imellem kørsler m/u investering:
•
Fastholdt vandmængde: Ligevægten beregnet i en
investeringskørsel forstyrres, med den konsekvens at
elprisen er udtryk for et marked i uligevægt.
Fastholdt budpris fra vandkraftproduktion, med mindre
ændringer i årlig vandkraftproduktion. Dog mere
repræsentativ for langsigtet ligevægt.
Forskellige typer kørsler
•
Elpriser beregnet i modelkørsler uden endogene investeringer er typisk lavere end i
en modelkørsel med endogene investeringer. Dette gælder også selvom el- og
varmeproduktionen fordelt på brændsler og teknologier og dermed også de samlede
omkostninger for at drive systemet er uændrede.
Modelberegnede investeringer i produktions- og transmissionskapacitet kan
overføres til en modelkørsel uden endogene investeringer. Hermed kan isolerede
tiltag analyseres. Hvis tiltaget rykker væsentligt ved ligevægten fra
investeringskørslen, modellens elpris ændre sig markant - især i vandkraftintensive
systemer hvor lagring medfører tæt sammenhæng imellem priser over tid.
•
•
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
22
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0023.png
Hoveddrivere og principper
Markedsdrivere
•
•
Elforbrug:
Flad udvikling
Udfasning af kapacitet:
•
Eksogen fastlagt afvikling af kapacitet erstattes af modelbestemte investeringer
•
Modellen har muligheder for at afvikle urentabel kapacitet
Brændselsprisudvikling:
Konvergens fra aktuelle priser til WEO 2013 ‘New Policies Scenario’
CO
2
-priser:
Konvergens fra nuværende prisniveau til WEO 2013 ‘New Policies Scenario’
Udvikling af vedvarende energi:
•
Danmark: Afgifter + tilskud. Vind og sol frem til 2035 baseret på Energinet.dk
•
Tyskland: Udvikling baseret på TSO’ernes rammeforudsætninger for netudviklingsplanen
2015. Kraftig udbygning frem til 2035.
•
Øvrige nabolandende: Nationale VE-handlingsplaner frem til 2020. Efter 2020 er
udviklingen baseret på et generelt eltilskud svarende til det danske biomasseeltilskud.
(150 DKK/MWh i 2014 faldende til 100 DKK/MWh i 2015 pga. inflation)
Atomkraft:
Afvikling af atomkraft i Tyskland, bevarelse af eksisterende kapacitet i Sverige,
yderligere udbygning i Finland
1,80
1,60
1,40
1,20
1,00
0,80
0,60
0,40
0,20
0,00
•
•
•
Politiske drivere
•
•
•
•
•
Prisindex 2012 = 1
Teknologiudvikling i form af omkostningsreduktion og højere
effektivitet: Energistyrelsens og Energinet.dk’s teknologikatalog.
Kapitalomkostninger: 5% real-rente og økonomisk levetid på 20 år for
nye produktionskapacitet
Priser vises generelt i faste 2014-DKK, med mindre andet er angivet
Omregning af priser fra andre kilder i nominelle priser omregnes vha.
Energistyrelsens forudsætninger for inflationen (BVT-deflator) på
omkring 2% per år.
Energistyrelsens BVT-deflator
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
23
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0024.png
Overblik forudsætninger
Forudsætninger
Politiske målsætninger
2020
Elproduktion fra vind udgør
mindst 50 % af det endelige
elforbrug
64-70 kr./GJ brændsel
2035
Kul udfaset i 2030.
Naturgas tilladt, men
anvendelse stærkt
reduceret i 2035.
64-70 kr./GJ brændsel
Afgifter på fossile brændsler
Afgift el
PSO el
CO
2
-kvoter
34 øre/kWh el
13 øre/kWh el
44 kr./ton
34 øre/kWh el
13 øre/kWh el
237 kr./ton
Brændselspriser
DKK/GJ
Kul
Brunkul
Naturgas
Fuelolie
Letolie
Halm
Træflis
Træpiller
2014
21
10
65
98
127
42
49
67
2020
25
13
72
110
139
45
53
69
2035
26
13
77
126
155
51
60
74
Energistyrelsens BVT-deflator
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
24
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0025.png
Forudsætninger for kapacitetsudvikling i elmarkedet
Omstilling af elsystemet
7
6
Oil
Biogas
Biomass
MSW
Natural gas
Coal
2014
2020
2035
Eksogen og endogen fastlæggelse af kapacitet
5
4
3
2
1
0
Udviklingen af den eksisterende elkapacitet for
termiske værker i Danmark. Eksogen fastlagte
forløb samt endogen udfasning, ekskl. endogene
nye investeringer
Udviklingen for kapaciteten i elmarkedet læner sig op da Energinet.dks
analyseforudsætning, som er udgivet i maj 2014 og opdateret i september
2014. Der forudsættes en omstilling af centrale kraftværker til
biomassefyring, som hovedsageligt er baseret på officielle udmeldinger fra de
involverede aktører. Udviklingen for især Nordjyllandsværket, Fynsværket og
Esbjergværket er i dag usikker og er her baseret på en modelberegning for
økonomien ved omstilling til biomasse. For de decentrale værker regnes med
en delvis udfasning af eksisterende kapacitet, som til dels bliver erstattet
med varmepumper. Dette forløb er beregnet med Balmorelmodellen (se figur
til venstre), men viser de samme tendenser, som Energinet.dks
analyseforudsætninger.
250
200
Elkapacitet (GW)
For de omkringliggende lande er der forudsat en gradvis
udfasning af den eksisterende kapacitet efter endt teknisk
levetid. Samtidig forudsættes en opnåelse af de udmeldte
målsætninger for andelen af VE-produktion (nationale
handlingsplaner). Specielt forudsættes i Tyskland en
gennemførelse af udfasningen af atomkraft og kraftig
udbygning med vindkraft i tråd med de seneste aftaler af
den store koalition (Energiewende).
150
100
50
0
2014
2020
2035
Oil
Other
Biogas
Biomass
MSW
Natural gas
Coal
Lignite
Nuclear
Hydro
Udviklingen af den eksisterende elkapacitet for termiske værker og vandkraft
i Norden, Tyskland og Holland (ekskl. pumped storage). Eksogen fastlagte
forløb samt endogen udfasning, ekskl. endogene nye investeringer
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
25
Elkapacitet (GW)
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0026.png
Udvikling af VE i systemet
VE i Danmark
12
10
Solar
8
6
4
2
0
2014
2020
2035
MSW= Municipal solid waste (Affald)
Forudsætninger
Forudsætningerne for udviklingen af kapaciteten for vind og sol er bl.a. baseret på
udmeldinger fra Energinet.dk (se figur på venstre side). Den viste kapacitet for
biomasse inkluderer de eksisterende værker, samt ombygninger af eksisterende værker
(endogene og eksogene). Endogene nyinvesteringer er ikke vist.
Elkapacitet (GW)
Wind
Biogas
Biomass
MSW
For de øvrige nordiske lande er udviklingen af
VE baseret på de nationale handlingsplaner for
VE (NREAPs). Her angives den ønskede
elproduktion fra forskellige VE-kilder. Figuren
til højre viser de estimerede kapaciteter, der
er nødvendige for at opfylde landenes NREAPs.
Antallet af fuldlasttimer er bestemt endogen i
modellen, og NREAPs kan således også
opfyldes med højere eller lavere produktions-
kapaciteter (især biomasse). Efter 2020 drives
udviklingen af VE af et elpristilskud.
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2014
2020
FINLAND
2035
2014
2020
NORWAY
2035
2014
2020
SWEDEN
2035
2014
2020
HOLLAND
2035
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
26
Elkapacitet (GW)
Solar
Wind
Biogas
Biomass
MSW
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0027.png
Udvikling af VE i systemet
VE i Tyskland
Energiewende
Udviklingen af VE i Tyskland er bestemt af den såkaldte Energiewende, der sigter mod en
omstilling af systemet fra kul og atomkraft til at være baseret på 80% VE i 2050.
Forudsætningerne, der anvendes i denne analyse, er baseret på analyserammen for den
tyske netudviklingsplan for 2015, udviklet af de transmissionsansvarlige, hvor der tages
højde for de politiske målsætninger. Analyserammen er dog endnu ikke blevet godkendt af
regulatoren.
I Tyskland er støtten til VE fastlagt i loven for fornybar energi, som har til formål at øge
andelen af VE i elsystemet til 40-45% i 2025 og 55-60% i 2035.
Installed capacity (GW)
200
150
100
50
0
2000
0
6
0
0
0
4
6
1
0
2005
2
18
0
1
1
4
6
1
0
2013
35
33
1
2
4
5
6
2
0
2015
40
39
3
2
4
5
7
2
0
2020
52
49
7
3
4
5
8
2
0
2025
56
60
11
3
5
5
9
2
1
2030
58
71
15
3
5
5
11
2
1
2035
61
82
19
3
5
5
13
2
1
Målsætninger i den tyske VE-lov:
•
•
•
•
Offshore vindkraft: 6,5 GW for 2020 and 15 GW
for 2030.
Nettoudbygning med onshore vindkraft på 2500
MW per år.
Udbygning af biomasse kraftværker med 100
MW per år.
Udbygning af solceller med maximalt 2500 MW
pr. År. Ved 52 MW total kapacitet forventes
udviklingen at blive bremset.
Solar
Wind onshore
Wind offshore
Biomass
Biogas (and other RE gases)
Hydro RoR + Res
Hydro pumped storage
Municipal solid waste
Geothermal
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
27
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0028.png
Elforbrug
1.200
•
•
•
Udviklingen af elforbruget er baseret
på de nationale handlingsplaner for
vedvarende energi (NREAPs) indtil
2020.
Udviklingen efter 2020 er baseret på et
studie for BASREC* med bidrag fra de
involverede lande.
Udviklingen i Danmark er baseret på
Energinet.dk’s analyseforudsætninger
–
Inkluderer moderat introduktion af elbiler og
individuelle varmepumper
1.000
Brutto elforbrug (TWh)
800
600
400
200
0
DENMARK
FINLAND
SWEDEN
NORWAY
HOLLAND
GERMANY
2014
35
88
143
132
111
554
2020
37
94
144
138
116
553
2035
43
94
150
123
122
552
•
I alt er udviklingen af elforbruget i de
lande, der er inkluderet i analysen,
forholdsvis konstant.
–
Dækker over både elbesparelser i konventionelt
elforbrug og introduktion af nyt elforbrug til
elbiler og individuelle varmepumper
*Baltic Sea Region Energy Cooperation
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
28
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0029.png
Modellering af fjernvarme og kraftvarme i Danmark
I Danmark er der ca. 420 forskellige fjernvarmeområder med adskillige
produktionsenheder i hvert område.
11 centrale områder står for ca. 62% af det totale fjernvarmeforbrug, ca.
10 % af fjernvarmeforbruget er i mellemstore områder med et årligt forbrug
over 1 PJ, og ca. 28 % af fjernvarmeforbruget er i mindre decentrale
områder.
De centrale og mellemstore områder er repræsenteret individuelt i
modellen, mens de små decentrale områder er aggregeret efter typen af de
primære produktionsenheder i områderne. Alle områder med
affaldsforbrænding er dog repræsenteret individuelt, uanset det årlige
varmeforbrug.
Kraftværker i central kraftvarmeområder i Danmark
DH demand (PJ/year)
Udover fjernvarmeområderne og de tilknyttede
produktionsenheder er industriel kraftvarme
repræsenteret i to separate områder i hhv. Øst
og Vestdanmark.
Data for de eksisterende kraftværker og
fjernvarmeforbrug er baseret på producenternes
indberetning
til
Energistyrelsen
i
2011
(Energiproducenttællingen). Kendte ændringer
siden 2011 er også inkluderet.
120
100
80
60
40
20
0
2013 2020 2025 2035
Centralised areas
Small areas
Medium scale
Kraftværker i mellemstore kraftvarmeområder i
Danmark
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
29
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0030.png
Scenariosetup
Centralt scenario
Beregninger i dette studie er baseret på et centralt scenario, der anvendes til at bestemme den generelle udvikling af
el- og fjernvarmesystemet i form af investeringer i produktions- og transmissionskapacitet. De beregnede
investeringer fastlåses efterfølgende, og beregninger på alternative scenarier foretages således under forudsætning af
uændrede investeringer i produktions og transmissionskapacitet, bortset fra de eksplicit ændrede forudsætninger.
Elpriser vist i denne rapport, er baseret på kørslerne uden endogene investeringer og fortolkes derfor som de
kortsigtede marginale produktionsomkostninger i systemet.
Sammenhængen mellem investeringskørslen og
scenarieberegningerne:
•
Modelkørsel med endogene investeringer:
•
Investeringer fastlægges
•
Værdien af vandkraft beregnes
Modelkørsel uden endogene investeringer:
Investerings-
kørsel
Modelkørsler
uden endogene
investeringer
Sammenligning
af scenarier
Produktion
Reference
Elpriser
Økonomi
Produktion
•
•
•
Investeringer og værdi af vandkraft fra ovenstående
modelkørsel anvendes.
Resultater for elproduktion, elpriser og økonomi
-Produktions-
og
transmissions-
kapacitet
-Værdien af
vandkraft
Scenario 1
Elpriser
Økonomi
Scenario 2
Produktion
Elpriser
Økonomi
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
30
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0031.png
Scenariosetup for transmissionsanalyser
Påvirkning af systembalance
Ændringer i transmissionssystemet kan potentielt rykke balancen i det system, som blev bestemt vha. investeringskørslen.
Dette kan føre til, at den marginale værdi af elproduktion forskydes væsentligt, selvom systemets produktionsmix og
dermed de samlede omkostninger for at drive systemet er forholdsvis upåvirkede. Denne risiko gælder især, når den
samlede årlige vandkraftproduktion tvinges fastholdt. Det er derfor i analyserne valgt at overføre værdien af vandkraft fra
investeringskørslen til scenariekørslerne. Dette fører til at den samlede vandkraftproduktion på årsbasis ændres lidt, men
systemet er fortsat i økonomisk ligevægt. Den ændrede vandkraftproduktion tages der højde for, når økonomien for
forskellige scenarier beregnes og sammenlignes.
Ved større ændringer af transmissionssystemet, vil værdien af vandkraft dog også ændres. For scenarieberegningen uden
Cobrakablet, er der derfor taget højde for den ændrede værdi af vandkraft. Nedenstående fremgangsmåde sikrer, at
beregningerne kan sammenlignes (samme produktionssystem), samtidig med at systemet er i balance, og elpriserne
afspejler de marginale produktionsomkostninger i dette system.
Sammenhæng mellem kørsler for scenarieberegning uden Cobra-kabel:
•
Modelkørsel med endogene investeringer (Kørsel 1):
•
•
Investeringer fastlægges
Investerings-
kørsel
Modelkørsel med endogene investeringer, men fastlåst transmissions-
system (uden Cobra) (Kørsel 2):
•
Der beregnes en ny ligevægt (ændrede investeringer i
produktionskapacitet i forhold til første investeringskørsel). Værdi af
vandkraft beregnes. Resultater for elproduktion, elpriser og økonomi
Investering i
transmissions-
systemet
Investerings-kørsel
med fastlåst
transmissions-
system (uden
Cobra)
•
Modelkørsel uden endogene investeringer:
•
•
Transmission og produktionskapacitet som i kørsel 1.
Vandværdier som i kørsel 2.
Investering i
transmissions og
produktions-
kapacitet
Scenarie-
beregning.
Ingen
investeringer.
Uden Cobra.
Værdi af
vandkraft
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
31
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0032.png
Beregningsresultater
CENTRALT SCENARIO
KAPACITETSUDVIKLING
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
32
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0033.png
16
Kapacitets-
udvikling
Denmark
•
Kul udfases inden 2030,
ingen nye investeringer
•
Ombygning af centrale
værker til biomasse
•
Ny biomasse KV (primært
central)
•
Naturgas
•
Delvis udfasning af decentrale
værker
•
Eksisterende værker bruger
delvist biogas
•
Alle værker kan bruge
opgraderet biogas
•
Stigningen i naturgaskapacitet
fra 2020 til 2035 skyldes
investering i gaskapacitet til
anvendelse af opgraderet
biogas.
14
12
Solar
Wind
10
Oil
Biogas
Biomass
Elkapacitet (GW)
8
MSW
Natural gas
6
Coal
4
•
Udvikling af sol og vind er
bestemt eksogent
2
0
2014
2020
2035
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
33
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0034.png
Tyskland
250
50
Norge
45
Elkapacitet (GW)
Elkapacitet (GW)
Kapacitets-
udvikling
Tyskland
•
Atomkraft udfases
•
Mindre reduktion i kul og
brunkulskapacitet
•
Sol og vind ifølge
energipolitik
Norge
•
Udbygning med vindkraft
•
Udbygning af vandkraft
Sverige
•
A-kraft fortsætter på
nuværende niveau
•
Udbygning med vind og
biomasse
Finland
•
Udvidelse af akraft i 2017
og mellem 2020 og 2030.
•
Udfasning af kul
•
Udbygning med vind
200
40
35
30
25
20
15
10
5
150
100
50
0
2014
2020
2035
0
2014
2020
2035
Sverige
45
40
35
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2014
2020
2035
2014
Finland
Elkapacitet (GW)
30
25
20
15
10
5
0
Elkapacitet (GW)
2020
2035
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
34
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0035.png
Holland
35
30
Elkapacitet (GW)
Kapacitets-
udvikling
Holland
•
Øget andel vindkraft
Systemet
•
Kan betyde faldende kapacitet på
termiske værker. Der er ikke
indlagt eksplicitte kapacitetskrav.
•
Der er taget højde for
kraftværksudfald ved at tage
hensyn til gennemsnitlige
rådighedsdata
•
Der er taget højde for
gennemsnitlig rådighed på
transmissionsforbindelser
•
Markant overgang til større andel
vind og solkapacitet, som udgør
over 55 % i 2035.
•
Termisk kapacitet falder
•
Udviklingen af A-kraft er usikker.
På det seneste har den svenske
regering meldt ud, at man
forventer faldende A-
kraftkapacitet som følge af øgede
sikkerhedskrav. Også i Finland er
der usikkerhed om, om og hvor
mange nye a-kraftværker der
kan forventes efter 2020.
25
20
15
10
5
0
2014
2020
2035
Norden, Tyskland, Holland
400
350
300
Solar
Wind
Oil
Other
Biogas
Elkapacitet (GW)
250
200
150
100
50
0
2014
2020
2035
Biomass
MSW
Natural gas
Coal
Lignite
Nuclear
Hydro
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
35
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0036.png
Elproduktion
Modelområde
•
•
Voksende andel VE. Vind og sol står for ca. 40% af
produktionen i 2035, mens VE i alt udgør over 70 % (inkl.
vandkraft), mod lidt over 40 % i dag.
Tysklands VE-målsætning er dominerende. Over 2/3 af den
samlede elproduktion fra sol og vind kommer fra Tyskland i
2035, I 2014 er andelen endnu højere (knap 80 %)
Produktionen vil i praksis påvirkes af f.eks. vådår og tørår
Danmark
•
Stigende VE-andel
–
–
Vind og sol: Knap 50% af produktionen i 2020. Over
60% i 2035.
VE i alt: > 80% i 2020, 95% i 2035
•
•
•
•
50
Massivt voksende produktion fra biomasse
Stærk faldende produktion fra naturgas
Kul udfases inden 2030
Danmark
Norden, Tyskland, Holland
1.200
1.000
Solar
Wind
Hydro
Biomass
800
600
400
200
0
2014
2020
2035
45
40
Solar
Wind
Biomass
Biogas
Natural gas
MSW
Coal
Elproduktion (TWh)
Biogas
Natural gas
MSW
Lignite
Other
Oil
Coal
Nuclear
Elproduktion (TWh)
35
30
25
20
15
10
5
0
2014
2020
2035
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
36
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0037.png
2020
Elpriser og
transmission
•
Stigende elpriser i
systemet
•
Tyskland og Holland er
højprisområder
•
Overordnet flow fra Nord
mod Syd.
•
Norden er betydelig
nettoeksportør af strøm
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
DENMARK
FINLAND
GERMANY
HOLLAND
NORWAY
SWEDEN
Elpriser DKK/MWh
2014
293
254
320
387
264
270
2020
336
324
340
378
290
303
2035
367
315
408
467
297
316
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
37
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0038.png
2035
Transmissions
kapacitet
•
Udbygning af
transmissionssystemet
frem til 2020 er fastlagt
eksogent.
•
I 2035 kan modellen
investere i yderligere
transmissionskapacitet ud
fra omkostninger på de
specifikke forbindelser og
under visse maksimale
udbygninger.
•
Investeringsomkostning i
transmissionforbindelser
tager højde for, at
forbindelser skal fremføres
længere ind i de forskellige
regioner, og ikke kun ”over
grænsen” mellem to
regioner.
•
Der udbygges især mellem
Tyskland og Norden, samt
internt i Tyskland
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
38
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0039.png
Endogene
investeringer
i transmission
Investeringer, der
ikke er fastlagt,
eksogent, men et
resultat af
modeloptimeringen
2035
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
39
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0040.png
Elpriser Vestdanmark
•
•
•
Forventning om stigende elpriser
i perioden frem til 2035
Udviklingen afhænger især af
Følsomheder
–
–
–
Brændsels- og CO
2
-priser
Introduktion af kapacitetsmekanismer
450
400
350
300
–
•
Udgangsår
–
Lavprisscenariet afspejler en udvikling,
hvor de lave brændsels- og CO
2
-priser
fra forwardmarkederne fortsætter.
Lavprisscenariet er ikke beregnet for
2035, da udbygningen af VE ved meget
lave brændsels- og CO
2
-priser er noget
usikker.
Højprisscenariet angiver en situation,
hvor der opnås en CO
2
-pris på ca. 120
kr./ton i 2020 (svarende til IEAs New
Policies scenario).*
DKK/MWh
250
200
150
100
50
0
2000
Beregningerne viser en højere pris for
2014, end der er set i markedet i
2014**. Det skyldes bl.a. at 2014 har
været en mild vinter, med lavere
elforbrug i både Norden og Tyskland.
* Den viste elpris er baseret på en vurdering af effekten på den
marginale elproduktionspris på gas- og kulkraftværker. Der er
ikke gennemført en beregning med Balmorel-modellen på dette
scenario.
**Første 10 måneder
2005
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
Statistik
Reference
Lavprisscenario
Højprisscenario
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
40
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0041.png
Vind-
integration
Stop af vindmøller
•
Når elproduktionen fra vindmøller
ikke kan afsættes og alle
muligheder for transmission og
for at stoppe produktion på
regulerbare anlæg er udnyttet,
stoppes en del af vindmøllerne.
Den geografiske fordeling af stop
af vindmøller afhænger bl.a. af,
om vindmøller får tilskud ved
lave elpriser. Dette er ikke
tilfældet i Danmark, hvor
vindmøllerne derfor stoppes
først. Den geografiske fordeling
skal dog tages med forbehold, da
tilskudsordningerne i
nabolandende måske ikke er
korrekt repræsenteret.
Vindmøllernes produktions som
andel af bruttoforbruget ved lave
elpriser stiger over tid, samtidig
med at produktionen fra termiske
anlæg i disse afsnit reduceres.
Stop af vindmøller
DENMARK
2014
2020
2035
3.4%
7.4%
7.8%
FINLAND
0.0%
0.0%
0.0%
SWEDEN
0.0%
0.0%
0.0%
GERMANY
0.0%
0.9%
1.1%
NORWAY
0.0%
0.0%
0.0%
HOLLAND
0.0%
0.0%
0.0%
Total
0.4%
1.3%
1.3%
Gennemsnitlig produktionsfordeling i prisintervaller i Danmark
Produktion som andel af bruttoforbruget (%)
350%
300%
250%
200%
150%
100%
50%
0%
-50%
-100%
-150%
-200%
-250%
Produktion ved lave priser
•
2014
2020
2035
DKK/MWh
Gns. af termisk %
Gns. af vind %
Gns. af import %
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
41
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0042.png
DKK/MWh
Afregnings-
priser
vindkraft
Afregningspriser for vind i
Vestdanmark
•
Let faldende
afregningspriser frem mod
2020 (ift. 2013), men
stigende mod 2035.
•
Forskel mellem vindkraft
og markedspris øges
•
Statistikken viser
afregningsprisen uden
hensyntagen til evt. stop af
vindmøller.
•
For modelberegningerne er
der vist indflydelsen, når
der også tages hensyn til,
at noget af vindkraften
ikke leveres. Det svarer til
at der opnås en pris på
nul. Betydningen af dette
bliver større i 2020 og
2035, pga. stigende stop af
vindmøller.
Andel vindkraft af total produktion
Danmark
Modelområdet
2014
34%
10%
2020
45%
18%
2035
59%
35%
500
400
300
200
100
0
2000
2005
2010
Statistik Gns. Elpris
Reference Gns. Elpris
Lavprisscenario Gns. Elpris
Elpris DKK/MWh
2015
2020
2025
2030
2035
Statistik Vindafregningspris
Reference Vindafregningspris inkl. møllestop
Lavprisscenario Vindafregningspris inkl. møllestop
Forskel øre/kWh
Forskel %
Vindafregningspris DKK/MWh
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Model 2014
Model 2020
Model 2035
189
250
214
277
329
241
420
269
346
357
271
290
232
258
336
362
171
214
202
245
302
213
381
257
332
337
243
248
207
226
218
236
1,8
3,6
1,2
3,2
2,7
2,8
3,9
1,2
1,5
2,1
2,8
4,2
2,5
3,2
11,7
12,6
-9%
-14%
-6%
-12%
-8%
-12%
-9%
-4%
-4%
-6%
-10%
-15%
-11%
-12%
-35%
-35%
42
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0043.png
Afregnings-
priser termisk
produktion
Afregningspriser for termiske
kraftværker i Vestdanmark
•
De viste afregningspriser
gælder for gennemsnittet af
træflis, halm og kulkraft.
•
Alle typer værker fungerer
som grundlast med mellem
4000 og 6000 fuldlasttimer
•
I praksis kan der være mindre
forskelle på kraftværkernes
afregningspris, bl.a. afhængig
af placering ift.
varmemarkedet, samt
muligheder for udtagsdrift
m.m.
•
Naturgasværker er ikke vist,
da de fungerer som
spidslastværker i 2020, hvor
de opnår gennemsnitlige
afregningspriser op til 600
DKK/MWh med under 1000
fuldlasttimer. Stort set ingen
drift i 2035.
•
De termiske kraftværker har
derudover indtægter fra
varmesalg
500
450
400
350
DKK/MWh
300
250
200
150
100
50
0
2014
Gns. Elpris
Vindafregningspris
Elpris DKK/MWh
2020
Termisk afregningspris
2035
Solafregningspris
Forskel sol øre/kWh
Forskel vind øre/kWh
Forskel termisk øre/kWh
Model 2014
Model 2020
Model 2035
258
336
362
-3,2
-11,7
-12,6
0.9
4.4
7.4
0.2
-1.8
-2.4
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
43
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0044.png
Integrationsomkostninger
Integrationsomkostningerne ved vindkraft vurderes på baggrund
•
•
•
Gennemførte modelberegninger (systemfleksibilitet (delvist), backup, markedsværdi)
Vurdering af balanceringsomkostninger til håndtering af uforudsigelighed og fluktuation
Vurdering af omkostninger til net (selve nettet, samt netkomponenter til teknisk håndtering af vindkraft, herunder
spændingsstabilitet og kortslutningseffekt)
Balancering
Balanceringsomkostninger til håndtering af vindkraften uforudsigelighed vurderes til at ligge på ca. 1,5 øre/kWh baseret på aktuelle
erfaringer med de faktiske balanceringsomkostninger for vind i Danmark. Der er ikke grundlag for at antage en væsentlig ændring
fremover. Der er ikke gennemført nærmere analyser af balanceringsomkostninger til solceller, som derfor antages at være
sammenlignelige. Det antages, at omkostninger til håndtering af vindkraftens (forudsigelige) fluktuationer også er dækket af denne
omkostning.
Omkostninger til net
Omkostninger til nettet vurderes ud fra en antagelse om investeringer til ca. 1 mio. DKK/MW vindkraft. Ved 3000 fuldlasttimer og en
samfundsøkonomisk rente på 4% kan dette omsættes til ca. 25 DKK/MWh vindkraft. Omkostninger til solceller antages at være
sammenlignelige. På grund af det lavere antal fuldlasttimer, svarer det til en lavere investering til pr. MW solceller.
Andre integrationsomkostninger
Vurderes på baggrund af den opnåede afregningspris i forhold til markedsprisen i de gennemførte modelberegninger. Da der forventes
en væsentlig udvikling fremover, er der nedenfor vist den tilbagediskonterede værdi for perioden fra 2016 til 2035.
DKK/MWh
Balancering (uforudsigelighed)
Netomkostninger (net + komponenter)
Andre integrationsomkostninger (backup, markedsværdi m.m., baseret på modelberegninger)
Integrationsomkostninger i alt
Vind
15
25
110
150
Sol
15
25
18
58
Termisk
-50
-50
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
44
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0045.png
Modelresultater
INTEGRATIONSTILTAG
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
45
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0046.png
Integrationstiltag
Transmissionsudbygning
Fleksible kraftværker
Scenarieopsætning
•
•
Scenarieberegning uden Cobra-kablet på 700
MW (UdenCobra)
Installation af 500 MW elpatroner i de fire
største centrale områder i Vestdanmark
(CentralFlex)
Installation af 500 MW (1500 MW varme)
varmepumper i fjernvarmeområderne i
Vestdanmark. Fordelt efter varmeforbrug. (VP)
Øget driftsincitament ved at fjerne
afgiftsbetaling (VP_udenafgift)
Scenarier
Scenarierne beskriver
mulige tiltag, der kan øge
værdien af vindkraft.
Tiltagene er ikke medtaget
i referencen, til dels fordi
det eksisterende afgifts- og
tilskudssystem ikke
tilskynder det.
Varmepumper
•
•
Fleksibel industri
Installation af 500 MW potentielt elforbrug i
industrien, som kan erstatte varme fra
naturgaskedler (IndFlex)
•
Øget driftsincitament ved at fjerne tarifbetaling
(IndFlex_udentarif)
Ændring af elforbrug ift. reference
•
Danmark
1.618
Omverden
1.709
Total
2.000
CentralFlex
UdenCobra
UdenCobra
CentralFlex
IndFlex
IndFlex_udentarif
IndFlex
VP_udenafgifttarif
2020
2035
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
46
VP_udenafgifttarif
IndFlex_udentarif
Tiltagenes effekt er et
større elforbrug i Danmark
(bortset fra UdenCobra).
Elforbrug til
varmeproduktion i
omverdenen påvirkes i
mindre grad.
1.500
GWh
1.000
500
0
-500
VP
VP
322
13
393
150
600
295
51
216
293
137
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0047.png
Scenarieresultater
•
•
•
Afregningsprisen for vindkraft påvirkes med
maksimalt 2 øre/kWh i scenarierne.
Transmissionsmuligheden til Holland har
størst indflydelse på afregningsprisen på lang
sigt.
Varmepumper og fleksibelt forbrug i
industrien kan give en effekt på
afregningsprisen for vindkraft, såfremt der er
et øget driftsincitament (reduceret
afgifts/tarifbetaling). Især i 2020 kan
varmepumper uden afgifts og tarifbetaling
øge afregningsprisen
Scenarierne har også indflydelse på
omfanget af stop af vindmøller.
Samlet set er forskellen for indtægten fra
elsalg for vindkraft i Danmark op til 8 % af
den årlige indtægt i referencen.
Afregningspris for vindkraft (inkl. stop af vindmøller)
300
250
200
150
100
50
0
Reference
UdenCobra
CentralFlex
2020
218
209
224
222
237
219
219
2035
236
216
238
239
245
236
240
•
•
DKK/MWh
VP
VP_udenafgifttarif
IndFlex
IndFlex_udentarif
Cobra
Ændret indtægt elsalg vindmøller ift. 2020
referencen (mio.kr./år)
2035
Ændret indtægt elsalg vindmøller ift. 2020
referencen (% af årlig indtægt)
2035
157
549
3.7%
7.9%
CentralFlex
84
80
2.0%
1.1%
VP
50
109
1.2%
1.6%
VP_udenafgifttarif
264
261
6.2%
3.8%
IndFlex
9
6
0.2%
0.1%
IndFlex_udentarif
13
133
0.3%
1.9%
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
47
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0048.png
Samfundsøkonomiske beregninger
Sammenligning af samlet økonomi i scenarier
•
Samlede samfundsøkonomiske systemomkostninger
•
Brændsel, CO
2
, D&V, kapitalomkostninger, værdi af ændret vandkraftproduktion
•
Kapitalomkostninger er beregnet ud fra en antagelse om 20 års levetid og en rente på 5%, svarende til
kravene i modelberegningerne, som er baseret på forventelige investorkrav
•
Ændrede afgiftsbetalinger og tilskud er ikke inkluderet i beregningerne
•
Ændrede tarifbetalinger (betaling til drift af elnettet) er inkluderet i modeloptimeringen (afvigelser i
enkelte scenarier), men ikke i den efterfølgende økonomibereging. Det antages altså, at de
samfundsøkonomiske omkostninger til drift af elnettet ikke er påvirket af scenarierne, også selvom
elforbruget i scenarierne kan være højere.
•
Beregningen af de samfundsøkonomiske effekter
•
Sammenligning af scenarie og reference
•
Nutidsværdi af ændret økonomi over den betragtede periode 2014-2035
•
De samlede samfundsøkonomiske systemomkostninger er et retvisende udtræk fra modellen (knyttet til
modellens objektfunktion), mens fordeling mellem aktører og lande har meget stor usikkerhed og derfor
ikke er inkluderet i resultaterne.
Cobra
Samlet samfundsøkonomisk gevinst
mio. DKK (NPV)
895
CentralFlex
508
VP
-3.196
VP_udenafgifttarif
1.421
IndFlex
42
IndFlex_udentarif
391
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
48
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0049.png
Cobra
•
Scenariosetup
•
•
•
1600
1400
1200
T001
T005
T003
T001
T005
T003
T001
T005
T003
T001
T005
T003
T001
T005
T003
T001
T005
•
Scenarieresultater
•
•
•
•
Forbrugere taber på etablering af Cobra på grund af
højere elpriser (undtagelse Holland)
Producenter vinder på etablering af Cobra på grund
af højere elprier (undtagelse Holland)
Samlet samfundsøkonomisk nytte på 895 mio kr.
(NPV)
Prispåvirkning i Holland er noget usikker, da der ikke
er taget hensyn til alle Hollands nabolande, som
potentielt kan erstatte import, der ellers kom fra
Cobra.
S01 S02 S03 S04 S05 S06 S07 S08 S09 S10 S11 S12
Reference - 2035
UdenCobra - 2035
Elpriser i Vestdanmark i referencen og i scenariet uden Cobrakablet.
S01-S12 angiver måneder. Underinddelingen angiver modellens
tidsskridt
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
49
T003
•
Scenariet er gennemført som en beregning uden
Cobrakablet. Resultaterne viser effekten ved at gå
fra et system uden Cobra til et system med Cobra.
Øvrige investeringer i produktions- og
transmissionskapacitet antages uændret.
Værdien af vandkraft er dog justeret for at tage
hensyn til den lavere transmissionskapacitet i
systemet. Vurdering af værdien af vandkraft er
vurderet ud fra en investeringskørsel, som forklaret
under scenariosetup for transmissionsanalyser
Investering i Cobrakablet er værdisat til ca. 4,4 mia.
kr.
DKK/MWh
1000
800
600
400
200
0
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0050.png
CentralFlex
•
Scenariosetup
•
•
•
•
Elforbrug til nye elaptroner
180
160
140
•
•
Scenarioresultater
•
•
Der etableres elpatroner fra 2020 i de fire største
fjernvarmeområder i Vestdanmark: Aalborg, Århus,
Odense og TVIS
Den samlede kapacitet svarer til 500 MW elforbrug,
fordelt i forhold til områderne fjernvarmeforbrug.
Investeringsomkostning ca. 0,6 mio. DKK/MW
varme. I alt ca. 300 mio. DKK.
Elpatronerne antages at være installeret på de
centrale kraftværker, og kan derfor også ses som
en mulighed for bypassdrift på værkerne
(Varmeproduktion uden samtidig elproduktion).
Elpatronerne kan i modelberegningerne dog også
køre, selvom kraftværkerne ikke er i drift
Da elpatronerne i et vist omfang respæsenterer
bypassdrift, antages afgifts- og tarifbetalingen at
være 0 DKK/MWh.
I alt positiv samfundsøkonomi, også i Danmark.
Gevinsten ligger hos producenterne i form af øget
elindtægt, mens elforbrugerne taber. Dette kan
potentielt til en hvis grad udlignes ved ændrede
varmepriser for varmeforbrugerne.
Elpatronerne får mellem 600 – 900 fuldlasttimer i
både 2020 og 2035.
Elforbrug på i alt ca. 350 GWh/år
Samlet samfundsøkonomisk nytte på 508 mio kr.
(NPV)
Elforbrug (GWh)
120
100
80
60
40
20
0
Odense
TVIS
2020
2035
Aalborg
Aarhus
•
•
•
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
50
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0051.png
Varmepumper
•
Scenariosetup
•
•
•
Kortsigtet
varmeproduktionsomkostning (DKK/GJ)
•
•
Scenarioresultater
•
Etablering af varmepumper i alle vestdanske
fjernvarmeområder. I alt 500 MW el (1450 MW
varme), fordelt ifølge fjernvarmeforbruget.
Investeringsomkostning ca. 5 mio. DKK/MW
varme. I alt ca. 7,2 mia. DKK.
Varmepumper betaler en energiafgift på 34,4
øre/kWh elforbrug, samt en eltarif på i alt 31
øre/KWh elforbrug (Transmissionstarif,
distributionstarif, PSO)
Selskabsøkonomisk skal elprisen være under ca.
200 DKK/MWh, før det kan betale sig at skifte
varmeproduktion fra et flisfyret kraftvarmeanlæg
til en varmepumpe
Begrænset driftsincitament ved eksisterende
afgifter og tariffer (omkring 1000 fuldlasttimer i
gennemsnit)
Driftsbesparelser kan slet ikke opveje
investeringer
Samlet samfundsøkonomisk tab på 3,2 mia. DKK
120
100
80
60
40
20
0
0
50
100
150
200
250
Flis kraftvarme (risteanlæg)-selskabsøkonomi
Varmepumpe, eldrevet-selskabsøkonomi
Flis kraftvarme (risteanlæg)-samfundsøkonomi
Varmepumpe, eldrevet-samfundsøkonomi
300
350
400
•
•
Elpris (DKK/MWh)
Konkurrenceforhold for varmeproduktion fra varmepumper og flisfyrede
kraftvarmeanlæg i 2020. På grafen inkluderer de samfundsøkonomiske
beregninger en samfundsøkonomisk eltarif på knap 180 DKK/MWh
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
51
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0052.png
Varmepumper – øget driftsincitament
•
•
Samme ekstra kapacitet på
varmepumper ift. reference, som i
varmepumpescenariet (500 WM el)
Øget driftsincitament – Varmepumper
betaler ingen elafgifter eller tariffer.
Gælder både de VP, der er tilføjet i
scenariet, og dem der i forvejen er i
systemet (endogene investeringer,
ca.250 MW el)
Varmeproduktion (PJ/år)
•
Scenariosetup
160
140
120
100
80
60
40
20
-
Træpiller
Træflis
Sol
Halm
Naturgas
Affald
Reference
Reference
VP
VP_udenafgifttarif
VP
VP_udenafgifttarif
•
Scenarioresultater
•
•
•
•
Med øget driftsincitament stiger andelen
af elbaseret varmeproduktion af den
totale fjernvarmeporduktion til ca. 20 %
mod ca. 5 % i referencen
I gennemsnit får varmepumperne godt
3000 fuldlasttimer.
De driftsmæssige besparelser stiger ift.
situationen uden øget driftsincitament,
mens de faste omkostninger forbliver de
samme
Samlet samfundsøkonomisk gevinst på
1,4 mia. DKK (NPV)
El
Kul
Overskudsvarme
Biogas
2020
2035
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
52
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0053.png
IndustriFlex
Scenariosetup
•
Varmeforbrugsprofiler
600
Varmeforbrug (MWh/h)
500
400
300
200
100
0
•
•
•
•
•
•
•
Årligt procesvarmeforbrug på i alt knap 9 PJ
(Vestdanmark). I referencen kan dette alene forsynes
vha. naturgas. Til sammenligning er det totale
naturgasforbrug til industri over 20 PJ i Vestdanmark*.
60 % af forbruget antages at være til proces i industrien.
Forbrugsprofilen har ingen sæsonvariation, men reduceret
forbrug i weekender og om natten, samt i industriferien.
40 % af forbruges antages at være til opvarmning i
gartnerier. Forbrugsprofilen har betydelig sæsonvariation,
og højst forbrug om natten, mens solindstråling reducerer
forbruget om dagen, især i sommerperioden.
Den kombinerede forbrugsprofil har en udnyttelsestid på
knap 5000 fuldlasttimer.
I scenariet kan varmen blive forsynet fra enten
naturgaskedler eller elkedler.
Der betales ingen afgifter af hverken naturgas eller
elforbrug. Der betales en eltarif på ca. 180 DKK/MWh)
Elkedlerne koster knap 0,6 mio. DKK/MW (i alt ca. 330
mio. DKK) i installationsomkostning, svarende til
tilslutning ved 10kV niveau.
Anvendelse af el i stedet for naturgas vil kunne betale sig
ved en elpris under ca. 110 DKK/MWh, ved en
naturgaspris på ca. 72 kr./GJ (i 2020).
Scenarioresultater
•
•
5-6 % af det samlede industrielle varmeforbrug forsynes
med el.
Samlet samfundsøkonomiskgevinst ca. 42 mio. DKK
.
*Kilde: Biogas til proces, Ea Energianalyse 2014.
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
53
1
365
729
1093
1457
1821
2185
2549
2913
3277
3641
4005
4369
4733
5097
5461
5825
6189
6553
6917
7281
7645
8009
8373
Time på året
Industri
Gartneri
Kombineret
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0054.png
IndustriFlex uden tariffer
•
Scenariosetup
•
•
Elforbrug ved fuelswitch i industrien
700
600
Elforbrug (GWh/år)
Driftsincitamentet for elkedlerne øges ved
at fjerne tarifbetalingen.
Anvendelse af el kan betale sig ved en
elpris under ca. 285 DKK/MWh (i 2020)
500
400
300
200
100
0
IndFlex
IndFlex_udentarif
•
Scenarioresultater
•
•
I 2020 forsynes godt 12 % af det
industrielle varmeforbrug med el, i 2035
stiger dette til ca. 25 %
Samlet samfundsøkonomisk gevinst 392
mio. DKK.
2020
2035
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
54
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0055.png
Vindkraftens konkurrenceevne
ELPRODUKTIONS-
OMKOSTNINGER
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
55
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0056.png
Beregning af elproduktionsomkostninger
Baseret på beregninger, som Ea Energianalyse har udført for Energistyrelsen i foråret 2014.* Metoden og forudsætninger
er såvidt muligt bibeholdt, men enkelte opdateringer er foretaget:
•
Opdatering af brændselsprisforudsætninger for biomasse
•
Opdatering af CO2-prisen svarende til prisen anvendt i Balmorel-beregningerne baseret på en vurdering af
ambitionerne for CO
2
.
•
Opdatering af D&V-omkostningerne for solceller
•
Balanceringsomkostninger for vindkraft og sol er ikke medtaget under produktionsomkostninger, men vurderet separat
•
Priser er vist i faste 2014-DKK, passende til Balmorelberegningerne
Inkluderede elementer
•
Kapitalomkostninger i løbet af teknisk
levetid
–
Byggerenter i løbet af byggeperiode
Ikke værdisatte elementer
•
•
•
•
•
•
Systemintegrationsomkostninger
Scrap-værdi
Dekommissionerings-omkostninger
Skatteforvridningstab
Andre miljøeffekter: Partikelemissioner,
visuelle effekter, støj
Upstream effekter, der ikke er afspejlet i
brændselsprisen Minedrift, produktion af
teknologien etc.
Ikke en LCA-tilgang
•
•
•
D&V
Brændsel
Klima & miljø
–
–
–
CO
2
Andre drivhusgasser: Metan, lattergas
SO
2
, NO
x
•
•
Balanceringsomkostninger
Varmeindtægter
•
*
Elproduktionsomkostninger – Samfundsøkonomiske langsigtede marginalomkostninger for udvalgte teknologier, Ea Energianalyse 2014
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
56
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0057.png
Forudsætninger
•
•
•
•
Energistyrelsens og Energinet.dk’s
teknologikatalog
Brændsels- og CO
2
-priser baseret på IEA’s
WEO2013.*
Brændsels- og CO
2
tilbagediskonteres over
betragtningsperioden
Varme værdisættes med
50 kr./GJ, som et gennemsnit mellem den
alternative produktionsomkostning på hhv.
ren varmeproducerende teknologier (ca. 80
kr./GJ på varmepumper eller træfliskedler)
eller et alternativt kraftvarmeværk (ca. 20
kr./GJ).
Den faktiske varmesalgspris afhænger af det
varmesystem, som kraftværket er placeret i.
Den kan derfor være både højere og lavere
Varmegrundlag for kraftværker svarer til
4000 FLH
Udtagsværker kører derudover 1000 FLH
kondensdrift
CO
2
-price
1400
1200
1000
DKK2011/ton
800
600
400
200
0
2012
•
•
•
2022
2032
2042
ENS 2014 - 450ppm
ENS 2014 - 450ppm diskonteret
Basisforudsætning
Basisforudsætning diskonteret
Figur: Eksempel på betydning af tilbagediskontering af
priser til 2014. Stor betydning især ved stigende priser.
* CO
2
-prisen er lavere op til 2035 baseret på en vurdering af ambitionerne for CO
2
i
EU.
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
57
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0058.png
Elproduktionsomkostninger
1.500
1.000
DKK-2014/MWh
500
-
-500
-1.000
Wind
onshore
Other emissions
CO2-cost
Fuel cost
Var O&M
Fixed O&M
Capital cost
Heat revenue
Electricity production cost
-
-
-
78
-
237
-
316
Wind
offshore
-
-
-
149
-
436
-
585
Solar
power
-
-
-
-
111
657
-
768
Medium
CHP -
wood chips
55
-
656
31
57
495
-478
815
Medium
CHP -
straw
141
-
553
50
78
548
-447
924
Medium
CHP -
natural gas
SC
23
43
666
25
-
105
-191
670
Large CHP -
wood
pellets
22
-
652
18
103
204
-185
814
Large CHP -
coal
25
137
230
18
103
204
-185
532
Large CHP -
refurb.
Wood
pellets
21
-
631
18
103
29
-185
618
Large CHP -
natural gas
CC
17
41
498
21
51
102
-105
625
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
58
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0059.png
Følsomheder
Der er gennemført en række følsomhedsanalyser for at vise betydningen af
enkelte parametre. Der henvises til rapporten
Elproduktionsomkostninger –
Samfundsøkonomiske langsigtede marginalomkostninger for udvalgte
teknologier, Ea Energianalyse 2014 for
en nærmere beskrivelse af de enkelte
parametre.
•
•
•
•
Værdi af varme er central for KV
CO
2
-pris har betydning for fossil KV
Rente kan øge omkostning for onshore vind. Påvirker dog også KV.
Offshore vind bliver mindre konkurrencedygtig ved høj rente
Central
Basisantagelse
Basis
4%
50
Grundberegning
Grundberegning
Var 1
450ppm - Scenario
-25%
2%
80
+15%
+1000 timer
Var 2
CurrentPolicy - Scenario
+25%
6%
20
-15%
-1000 timer
Parameter
Brændsel + CO
2
Teknologiomkostninger
Kalkulationsrente
Varmepris (DKK/GJ)
Fuldlasttimer VE
Fuldlasttimer termisk
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
59
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0060.png
Følsomheder
2.500
2.000
DKK-2014/MWh
1.500
1.000
500
-
Wind
onshore
Maximum
Minimum
Average
10%-fractile
90%-fractile
518
186
320
237
414
Wind
offshore
993
333
594
439
794
Solar
power
1.389
400
782
533
1.111
Medium CHP Medium CHP
-
-
wood chips
straw
1.807
198
854
502
1.225
1.936
247
950
590
1.336
Medium CHP
-
Large CHP -
natural gas wood pellets
SC
1.043
496
719
566
861
1.277
475
817
649
989
Large CHP -
coal
1.176
282
608
422
809
Large CHP -
refurb.
Wood pellets
867
396
615
499
740
Large CHP -
natural gas
CC
931
494
664
563
773
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
60
 PDF to HTML - Convert PDF files to HTML files
1415963_0061.png
Betydning af integrationsomkostninger
Nedenstående graf viser de samlede elproduktionsomkostninger inkl. vurderingen af
integrationsomkostningerne, eller gevinsten herved.
•
Onshore vind er stadig den billigste teknologi
•
Højere varmesalgspriser på de termiske kraftværker kan ændre denne vurdering
•
Resultaterne kan ikke direkte bruges til at vurdere den korrekte sammensætning af
et energisystem, da dette ville kræve en systemanalyser, der ville resultere i en
blanding af forskellige teknologier.
1.000
800
DKK-2014/MWh
600
400
200
0
-200
Landvind
Integrationsomkostninger
Elproduktionsomkostninger
Total
150
316
466
Havvind
150
585
735
Solceller
58
768
826
Træflis KV
-50
815
765
Halm KV
-50
924
874
Naturgas SC Træpiller KV
-50
670
620
-50
814
764
Kul KV
-50
532
483
Træpiller KV
Naturgas CC
ombygget
-50
618
569
-50
625
575
Ea Energy Analyses ● Frederiksholms Kanal 4, 3. th. ● 1220 Copenhagen K
61