EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Energi-, Forsynings- og Klimaudvalget 2014-15 (2. samling)
EFK Alm.del Bilag 34
Offentligt

B E R E G N I N G AF E F F E K T T I L S T R Æ K K E L I G H E D P Å

18-06-2015

SISYFOS-MODELLEN

J.nr. 2014/7849

Ref. SLP

Side 1

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Indhold

Resumé.

.................................................................................................................................... 3

SISYFOS modellen.

................................................................................................................ 7

Datagrundlag............................................................................................................................

Geografisk opløsning.

......................................................................................................... 8

Produktionskapacitet.

....................................................................................................... 10

Ledninger.

........................................................................................................................... 15

Forudsætninger vedrørende havari, revision og varmebinding.

................................ 16

Forudsætninger vedr. lande uden for modellen.

.......................................................... 17

Timeværdier.

...................................................................................................................... 19

Effekttilstrækkelighed 2015-2025 (regionale beregninger på Data16).

........................ 20

Effekttilstrækkelighed 2015-2025 (regionale beregninger på Data9).

.......................... 23

Effekttilstrækkelighed 2015-2025 (nationale beregninger på Data2).

.......................... 25

Sammenligning af regionale og nationale beregninger af effektmangel.

..................... 30

Følsomhedsberegninger.

..................................................................................................... 31

Hurtig kapacitetslukning i udlandet (regional beregning).

........................................... 31

Hurtigere lukning af Ringhals 1 og 2 (regional beregning).

........................................ 32

Ændret sandsynlighed for, at udlandet ikke kan levere (national beregning).

........ 32

Havarisandsynlighed på udlandsforbindelser (national beregning).

......................... 32

Lukningstempo for centrale værker (national beregning).

.......................................... 33

Hurtigere lukning af decentrale kraftvarmeværker (national beregning).

................. 33

Afkobling af varmebinding på decentrale værker (national beregning).

................... 34

Ekstra storebæltsforbindelse (national beregning).

..................................................... 35

Elforbindelse til Storbritannien (national beregning).

................................................... 35

Vindkraftens betydning for effekttilstrækkeligheden (national beregning).

.............. 36

Øget forbrugsfleksibilitet (national beregning).

............................................................. 37

Betydning af forskellige tidsserier (national beregning).

............................................. 38

Bilag A. SISYFOS-modellen.

............................................................................................... 39

Bilag B. Timeserier.

............................................................................................................... 44

Bilag C. Effektbalancer og histogrammer.

......................................................................... 49

Side 2

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Resumé.

Dette dokument udgør et baggrundsnotat til rapporten ”Elforsyningssikkerhed i Dan-

mark”. I notatet foretages beregninger af den danske effekttilstrækkelighed i perioden

2015 til 2025 på Energistyrelsens model, SISYFOS. Effekttilstrækkeligheden (sand-

synligheden for at der er værker og udlandsforbindelser nok) er en del af elforsy-

ningssikkerheden (sandsynligheden for at der er el til rådighed, når den efterspør-

ges). Beregningerne udgør blandt andet en opdatering af effekttilstrækkelighedsbe-

regningerne i Elanalysen

Der er foretaget beregninger på Danmark alene og regionale beregninger omfattende

Danmark, Norge, Sverige, Finland, Tyskland, Holland og Storbritannien, dvs. lande

som Danmark er elmæssigt forbundet med eller kan blive forbundet med. I den nati-

onale beregning er udlandet repræsenteret som punktleverandører. I den regionale

beregning er lande uden for modellen med forbindelse til lande i modellen også re-

præsenteret som punktleverandører.

Der er regnet på et sæt basisdata samt et antal følsomheder. For danske kraftværks-

anlæg er benyttet Energinet.dk’s analyseforudsætninger. For decentrale kraftvarme-

værker er benyttet Dansk Fjernvarmes spørgeskemaundersøgelse

. For dansk vind-

kraft, solceller og elforbrug er benyttet data fra Energistyrelsens Basisfremskrivning

2014. For udlandet er benyttet Entso-e data, Energinet.dk data samt data konstrueret

ud fra Platts databasen over europæiske kraftværker.

Den probabilistiske model SISYFOS er benyttet til beregningerne. SISYFOS bereg-

ner hyppigheden af forventet effektmangel (Loss-of-load-probability; LOLP) samt for-

ventet ikke-leveret energi (expected unserved energy; EUE). Begge mål for effekttil-

strækkeligheden omregnes til et antal minutter pr. år. SISYFOS beregner desuden

gennemsnitlig effekttilgængelighed, importafhængighed og en række andre nøgletal.

Det understeges, at beregninger af denne type er meget usikre. Dels er en række af

de anvendte data usikre (fx antagelser om fremtidige lukninger af værker både i

Danmark og udlandet), dels er der statistisk usikkerhed på beregningsresultaterne.

Datausikkerhed er håndteret ved følsomhedsberegninger. Statistisk usikkerhed ved

at ”regne længe nok”.

Hovedkonklusioner fra beregningerne:



Den beregnede effekttilstrækkelighed i dag er god, hvilket er konsistent med,

at mangel på effekt ikke er konstateret i historisk tid.



Det danske elsystem gennemgår en udvikling, hvor der bliver flere udlands-

forbindelser, mere vindkraft og solcelleproduktion og mindre central og decen-

tral kapacitet. Derfor bliver afhængigheden af udlandet større over tid. Dette er

ikke i sig selv et problem for forsyningssikkerheden, men det bliver mere afgø-

Analyse af elnettes funktionalitet. Energistyrelsen 2014.

Resultater fra rundspørge blandt decentrale kraftvarmeværker. Grøn Energi 2013.

Side 3

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet



rende at sikre tilgængeligheden af udlandsforbindelserne og den kapacitet,

der findes på den anden side af forbindelserne. Danmark har mere kapacitet i

udlandsforbindelser omkring 2020 end det maksimale danske elforbrug og er

på dette punkt langt bedre stillet end nabolandene.

Der forekommer i den nationale beregning tilfælde med effektmangel i DK2 i

hele perioden. Hyppigheden af effektmangel får dog først en væsentlig

størrelse efter 2020. Ved ”væsentlig størrelse” forstås, at antallet af minutter

med effektmangel bliver ikke-forsvindende i forhold til det samlede antal

afbrudsminutter, der skyldes lavspændings- og transmissionsnettet (ca. 50

minutter/år). Der forekommer først effektmangel i DK1 omkring 2025, dog af

en meget begrænset størrelse. Effektmangel er opgjort i minutter på to

forskellige måder. LOLP-minutter angiver den forventede hyppighed af

effektmangel uden hensyntagen til, hvor omfattende den bliver. EUE-minutter

estimerer den forventede forekomst af ikke-leveret energi og omregner den til

minutter, så disse i princippet kan sammenlignes med de historiske

minutangivelser. Se Tabel 1.

Disse niveauer af forekomsten af effektmangel er i rimelig overensstemmelse

med Elanalysen fra 2014.

Den beregnede hyppighed af effektmangel i Danmark i de regionale

beregninger er mindre end i de nationale beregninger. Ideelt burde de

nationale og de regionale beregninger give tilnærmelsesvist samme

sandsynlighed for effektmangel i Danmark, såfremt de indgåede data er

korrekte. Det kunne derfor tyde på, at de forudsatte sandsynligheder for, at

nabolandene ikke kan levere til Danmark, er overvurderede i den nationale

beregning. Beregningerne antyder således blandt andet, at

tidsforskydningerne mellem de forskellige nabolande i elforbrug,

vindkraftproduktion og solcelleproduktion giver mulighed for i betydeligt

omfang at ”dele forsyningssikkerhed”.

Der er ikke i beregningerne taget hensyn til andre begrænsninger på

udlandsforbindelserne end de rent fysiske. I virkeligheden kan der imidlertid

forekomme begrænsninger på udlandsforbindelserne, som er markeds-

relaterede snarere end fysiske. Det kan derfor være relvant at anlægge en lidt

konservativ vurdering af udlandets evne til at levere til Danmark.

Det vurderes som relevant at fortsætte med både regionale og nationale

beregninger af effekttilstrækkeligheden, da begge typer af beregning kan

belyse hver deres aspekter af elforsyningssikkerheden.

Den gennemsnitlige effektreserve (gennemsnitlig effekt til rådighed i området

forhold til maxforbrug) i DK1 er større end i DK2 i hele perioden.

Effektmangel forekommer ikke kun under spidslastforbrug og vindstille. Derfor

er traditionelle effektbalancer ikke særligt gode til at sige noget om

effekttilstrækkeligheden (eller forsyningssikkerheden).

Side 4

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

(minutter/år)

DK1

DK2

2015

<~0,02

0,27

0,15

2020

<~0,02

3,3

1,5

2025

1,3

0,7

Tabel 1 Beregnet effektmangel (national beregning).

Blå tal: LOLP omregnet til antal minutter

pr. år med effektmangel.

Røde tal: Forventet ikke-leveret energi (EUE) omregnet til vægtede

minutter/år.

Der er udført en række følsomhedsanalyser. Resultatet af disse omtales kort her:



Hvis der ikke i omverdenen (navnlig Tyskland) i et vist omfang bygges termisk

kapacitet til erstatning af lukket kernekraft og anden termisk kraft, kan sand-

synligheden for effektmangel i Tyskland stige markant. Dette vil reducere den

danske effekttilstrækkelighed. En sådan udvikling i Tyskland vil næppe finde

sted i praksis, men beregningen understreger vigtigheden af at følge med i

udviklingen af kapaciteten i Tyskland.



Øget havarihyppighed på udlandsforbindelserne og øget sandsynlighed for, at

nabolandene ikke kan levere til Danmark reducerer effekttilstrækkeligheden

markant.



Lukning af kernekraftværkerne Ringhals 1 og 2 ser ikke ud til at have markant

virkning på effekttilstrækkeligheden i Danmark.



Hurtigere og mere omfattende lukning af decentrale og centrale værker end

forudsat i basisberegningen reducerer effekttilstrækkeligheden i både DK1 og

DK2. Mest markant i DK2 og mest markant efter 2020.



En ekstra storebæltsforbindelse eller en forbindelse til Storbritannien vil begge

forbedre effekttilstrækkeligheden. En ekstra storebæltsforbindelse vil dog have

langt den største effekt, da effekttilstrækkeligheden er lavest i DK2. Denne

vurdering omfatter alene effekttilstrækkeligheden og ikke evt. andre fordele

ved forbindelserne.



Vindkraften bidrager til forsyningssikkerheden – i den forstand, at hvis vind-

kraften ikke havde været der, ville effekttilstrækkeligheden være langt ringere,

og hvis der bygges mere vindkraft, vil effekttilstrækkeligheden forbedres.



Omkring 200 MW (perfekt) fleksibelt forbrug i både DK1 og DK2 ville kunne

fjerne ca. halvdelen af de gange effektmangel forekommer (beregningsmæs-

sigt) i 2025.

Side 5

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Indledning.

Notatet beskriver regionale og nationale beregninger af den danske effekttilstrække-

lighed for 2015, 2020 og 2025, foretaget på Energistyrelsens Monte Carlo simule-

ringsmodel SISYFOS.

Effekttilstrækkeligheden er et delelement i elforsyningssikkerheden, der forstås som:

Sandsynligheden for, at der er el til rådighed, når den efterspørges.

Afbrud af elfor-

syningen i Danmark på grund af manglende effekttilstrækkelighed er endnu ikke fo-

rekommet. Der er således tale om beregninger af en størrelse, der i dag er ubetyde-

lig, men som i fremtiden måske kan få betydning. Elforsyningssikkerheden har i en

årrække ligget omkring 99,99 %, svarende til en gennemsnitlige afbrudstid for en al-

mindelig forbruger på omkring 50 minutter om året. Heraf har manglende effekttil-

strækkelighed bidraget med nul minutter historisk. Formålet med beregningerne i

nærværende papir at danne bagrund for at vurdere, om bidraget fra manglende ef-

fekttilstrækkelighed også fremover kan forventes at være lille (uden at der her tages

eksplicit stilling til, hvad der skal forstås ved ”lille”).

Der ses i beregningerne af effekttilstrækkeligheden bort fra de interne elnet (distribu-

tionsnet, fordelingsnet og transmissionsnet) og medregnes kun elproduktionsanlæg

samt overordnede elforbindelser mellem elområder (udlandsforbindelser, Storebælts-

forbindelsen samt forbindelser mellem områder, hvor der er væsentlige flaskehalse).

Der kan være situationer, hvor fx. lukning af et kraftvarmeværk har konsekvenser for

elforsyningssikkerheden i et lokalområde. Sådanne lokale fænomener belyses ikke i

beregningerne.

Der er i analysen ikke regnet eksplicit på varmeforsyningssikkerheden, selv om luk-

ning af kraftvarmekapacitet kan have konsekvenser for denne. Der vil som regel væ-

re betydelig reservekapacitet i varmekedler, således at det med rimelig tilnærmelse

kan antages, at den tekniske varmeforsyningssikkerhed ikke påvirkes væsentligt af

tidligere eller senere lukninger af kraftvarmeværker (uanset at varmeprisen kan på-

virkes væsentligt).

Side 6

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

SISYFOS modellen.

SISYFOS er en Monte Carlo simuleringsmodel der ved ”terningkast” simulerer

forskellige udfald af kraftværker og/eller ledninger i et større sammenhængende

elsystem. Ved hjælp af timeserier for elforbrug, vindkraft, solceller m.m. søges efter

(sjældne) kombinationer af begivenheder, der kan medføre effektmangel. Der

beregnes såkaldt Loss-Of-Load-Probability (LOLP), der omsættes til et antal minutter

pr. år med effektmangel. Der beregnes også forventet ikke-leveret energi efter en

metode udviklet af Energinet.dk samt dertil hørende gennemsnitlige afbrudsminutter

(som i princippet kan sammenlignes bagud med de historiske afbrudsminutter).

SISYFOS benytter en række data for produktionsanlæg og ledninger (geografisk

placering, kapacitet, havarisandsynlighed, revisionshyppighed, etablerings-

/skrotningstidspunkt og varmebinding). Desuden benyttes data for årlige elforbrug,

vindproduktion og solcelleproduktion samt timeserier til at fordele disse.

SISYFOS er nærmere beskrevet i bilag A.

Der er betydelige usikkerheder på LOLP-beregninger. Dels er en del af de anvendte

data usikre, dels er der statistisk usikkerhed på resultaterne på grund af ”terningkast-

metoden”. Blandt andet derfor er der gennemført et antal følsomhedsberegninger.

Den statistiske usikkerhed kan reduceres ved at regne ”længe nok”.

Side 7

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Datagrundlag.

Der opereres af praktiske grunde med et sæt basis-data, suppleret med et antal

følsomhedsanalyser. De anvendte forudsætninger beskrives nedenfor. Det er søgt så

vidt muligt at anvende offentligt tilgængelige data. Der er dog enkelte undtagelser,

hvor data er fortrolige.

Geografisk opløsning.

Der arbejdes med tre datasæt med forskellig geografisk opløsning.

Det ene (Data2) dækker kun Danmark (fordelt på to elområder: DK1 og DK2). Det

andet (Data16) dækker Danmark (2 områder), Norge (5 områder), Sverige (4 områ-

der), Finland (ét område), Tyskland (2 områder), Holland (ét område) og Storbritan-

nien (ét område). Se evt. Figur 1 og Figur 2. Det tredje (Data9) er en forenklet versi-

on af Data 16 med kun 9 elområder: Danmark (2 områder), Norge (ét område), Sve-

rige (3 områder), Finland (ét område), Tyskland (ét område) og Holland (ét område).

Der er 4 årsager til, at Data9 er blevet udarbejdet:

1. Regnetiden i SISYFOS vokser med antallet af knudepunkter.

2. Interne flaskehalse i Norge og Nordsverige vurderes at være mindre interessante

for den danske effekttilstrækkelighed. Fx er der i Data16 flaskehalse ved levering

til Trondheim-området (Norge3)

3. Flaskehalse i Nordtyskland vurderes ligeledes at være mindre interessante for

den danske effekttilstrækkelighed. Flaskehalsene har især betydning for mulighe-

den for at sende dansk el sydpå, mens effekttilstrækkeligheden i Danmark især

afhænger af muligheden for at sende strøm nordpå fra Tyskland til Danmark.

4. Data16 indeholder Storbritannien, idet en forbindelse fra DK1 hertil som ud-

gangspunkt vurderedes som interessant. Imidlertid viser analyserne, at effekttil-

strækkeligheden i DK1 er relativt god, hvorfor en elektrisk forbindelse til Storbri-

tannien næppe alene kan begrundes med hensynet til effekttilstrækkeligheden.

Se også under følsomhedsberegninger.

Forbindelser til lande uden for datasættet repræsenteres ved et antal forbindelser til

lande, der kan ”havarere” med en vis sandsynlighed (ud over at forbindelserne også

kan havarere). Dvs. at lande uden for datasættet beskrives som ”kraftværker” med en

vis havarisandsynlighed (der afhænger af kapacitetssituationen i landet).

Side 8

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 1 Opdeling på elområder i Norden.

Figur 2 Entso-e medlemmer. Kilde: www.entsoe.eu.

Side 9

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Produktionskapacitet.



Danmark: For danske kraft- og kraftvarmeværker er for 2015 taget udgangs-

punkt i Energistyrelsens Energiproducenttælling fra 2013. For perioden 2020-

2025 er taget udgangspunkt i Energinet.dk’s analyseforudsætninger 2015-

2035. Der er dog enkelte undtagelser. For gasfyrede decentrale værker er ta-

get udgangspunkt i Dansk Fjernvarmes rundspørge hos decentrale værker

november 2013. For vind og sol er benyttet forudsætninger fra Energistyrel-

sens basisfremskrivning 2014.



Norge: Energinet.dk data opdelt på 5 områder (NO1 (Oslo og omegn), NO2

(Sydnorge), NO3 (Trondheim og omegn), NO4 (Nordnorge) og NO5 (Bergen

mm)).



Sverige: Energinet.dk data opdelt på 4 områder (SE1 (Nordsverige), SE2

(Mellemsverige med Sundsvall mm), SE3 (Göteborg, Stockholm m.m.) og SE4

(Sydsverige).



Finland: Scenario Outlook and Adequacy Forecast 2014 fra Entso-e (scenarie

B (”best estimate”). I det følgende kaldt SO&AF-B. Der er tale om en

publikation fra Entso-e, der for perioden frem mod 2025 opgør forventningerne

til effekttilstrækkeligheden ud fra en standard-metodik med input fra de enkelte

landes systemoperatører. Effekttilstrækkeligheden opgøres ud fra kapaciteten

fordelt på typer i forhold til elforbruget i højlast ud fra et ”best estimate” og et

”conservative estimate”. For 2030 opereres med et antal scenarier.

Opgørelsesmetoden kan bedst karakteriseres som ”avancerede

effektbalancer”. Der er ikke tale om en probabilistisk analyse.



Tyskland: Energinet.dk data opdelt på to områder: Schleswig-Holstein

(SWHO) og rest-Tyskland (RDE).



Holland: SO&AF-B, jf. ovenfor.



Storbritannien: SO&AF-B, jf. ovenfor.

I Figur 3 - Figur 9 illustreres kapacitetsbalancen 2020 for de 7 lande, der modelleres

eksplicit i SISYFOS.

De antagne kapaciteter i SISYFOS sammenlignes med 4 andre opgørelser:

1. Pentalateral Energy Forum: Generation Adequacy Assessment. 05-03-2015.

AT, BE, CH, DE, FR, LU, NL, (IT, ES, GB).

2. SO&AF-B.

3. ENTSO-E: Scenario Outlook And Adequacy Forecast 2014-2030 scenario A

(“conservative”). I det følgende kaldt SO&AF-A.

4. Dansk Energi har stillet en teoretisk kapacitetsopgørelse til rådighed, hvor

man er startet med de eksisterende kraftværker (fra Platts databasen) og ved

hjælp af faste levetider for forskellige kraftværksteknologier

beregnet

kapaciteten fremover uden nye investeringer i termisk kapacitet. Denne

beregning repræsenterer ikke Dansk Energi’s forventninger – men skal blot

illustrere den (ekstreme) situation, at der ikke foretages nybygning eller

renovering af termisk kapacitet men alene udbygges med vind og sol.

Dampturbineanlæg: 45 år, gasturbiner (OCGT og CCGT): 30 år, motoranlæg: 25 år.

Desuden er der regnet med lukning af specifikke værker f.eks. i GB som følge af IED direktivet.

Side 10

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Der er i figurerne vist to opgørelser af elforbruget. Den ene (Load Jan 19:00) er

forbruget kl 19 i januar, således som Entso-e opgør det. Den anden (MaxLoad) er

årets maksimale timeforbrug med brug af 2013-timekurver og de forudsatte

årsforbrug.

Figur 3 Kapacitetsbalance 2020 for Danmark i forskellige opgørelser.

Figur 4 Kapacitetsbalance 2020 for Norge i forskellige opgørelser.

Side 11

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 5 Kapacitetsbalance 2020 for Sverige i forskellige opgørelser.

Figur 6 Kapacitetsbalance 2020 for Finland i forskellige opgørelser.

Side 12

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 7 Kapacitetsbalance 2020 for Tyskland i forskellige opgørelser.

Figur 8 Kapacitetsbalance 2020 for Holland i forskellige opgørelser.

Side 13

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 9 Kapacitetsbalance 2020 for Storbritannien i forskellige opgørelser.

Det bemærkes, at der generelt er anvendt lidt forskellige kategoriseringer i de for-

skellige opgørelser, hvilket vanskeliggør sammenligningerne lidt. Fx. er der i SISY-

FOS ingen opdeling af vindkraften på land- og havvind (al vind er i grafen kaldt land-

vind). Vindkapaciteten er desuden i SISYFOS regnet ”baglæns” ved at starte med

årsenergien og så beregne kapaciteten ud fra timekurvens maxværdi. Endelig er der

i visse tilfælde forskellige kategoriseringer af den termiske kapacitet.

Det samlede indtryk af de forskellige opgørelser af den fremtidige kapacitet – og det

maksimale forbrug - er, at der er ret stor usikkerhed, selv på det relativt korte sigt.

Dette er blandt andet illustreret ved en følsomhedsberegning på en anden (væsent-

ligt lavere) kapacitetsudbygning i nabolandene end forudsat af Entso-e.

Side 14

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Ledninger.

I Tabel 2 nedenfor ses forudsætningerne vedr. ledninger internt i modellen (eksterne

ledninger betragtes som ”kraftværker”, se nedenfor).

Linje

Storebælt

Skagerrak

Kontiskan

Tysklandsforbindelse

Kontek

Söderåsen

Mörarp

Borrby (Bornholm-Sverige)

NO4_SE1

NO4_SE2

NO3_SE2

NO1_SE3

Ivalo-Varangerbotn

SE1_FI

SE3_FI

V.Kärrstorp-Herrenwyk

SWHO-RDE

NO_GB

BritNed

NorNed

NL_RDE

DK_GB

Cobra

Fra

DK1

DK2

NO4

NO3

NO1

NO4

SE1

SE3

SE4

SWHO

NO2

DK1

Til

DK2

NO2

SE3

SWHO

RDE

SE4

SE1

SE2

SE3

SWHO

RDE

DK1

Kap. fra

590

1532

740

1780

600

1000

700

250

600

2145

100

1500

1200

600

6870

1000

700

3500

700

Kap. til

600

1532

680

1500

600

1000

300

600

300

1000

2095

100

1100

1200

600

6870

1000

700

3500

700

Antal

Type

HVDC

HVDCi

ACi

HVDCi

ACi

HVDCi

ACi

HVDCi

Udetid

8,0 %

5,0 %

8,0 %

5,0 %

8,0 %

5,0 %

8,0 %

5,0 %

8,0 %

Tabel 2 Eksisterende elforbindelser (interkonnektorer).

Kilderne til disse kapaciteter er: Energinet.dk, Entso-E samt en konsulentundersø-

gelse fra det tyske firma B.E.T., der blev udarbejdet til Elanalysen.

Ud over de eksisterende ledninger antages følgende etableret i perioden frem til

2030:



Øget kapacitet mellem Jylland og Tyskland før 2020 (1000 MW).

Ny forbindelse mellem Sjælland og Tyskland via Kriegers Flak 2019 (400

MW).

Nordlink (Norge-Tyskland) 2019 (1400 MW)

Intern forstærkning mellem Schleswig-Holstein og det øvrige Tyskland før

2020 (8000 MW) og før 2025 (yderligere 6000 MW).

Cobra 700 MW mellem Holland og DK1 2019.

Forbindelse til Storbritannien (1400 MW; ikke besluttet; regnes ikke med i

grundberegningen).

Side 15

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Forudsætninger vedrørende havari, revision og varmebinding.

Der benyttes en række faktorer, som bestemmer sandsynligheden for, at værker og

ledninger er til rådighed i det enkelte tidsskridt. To parametre beskriver

varmebindingen: DH_constant er den andel af kapaciteten, som ikke er

temperaturafhængig og derfor er til rådighed året rundt (med undtagelse af havari og

revision). DH_variable er den temperaturafhængige andel af kapaciteten, som

betyder mindre rådighed om sommeren. Se Tabel 3.

Type

CHP

CHPwaste

CHPg

ICHP

ICHPg

Nuclear

HydroReg

Reserve

CKVmbio

Beskrivelse

Unplanne

d Outage

8,0%

5,0%

8,0%

Planned

Outage

9,6%

7,7%

0,0%

1,9%

7,7%

9,6%

0,0%

9,6%

0,0%

DH_const

ant

0,3

0,9

0,8

0,3

DH_variab

0,7

0,1

0,2

0,7

Dec. KV (uspecificeret)

Dec. KV (affald)

Dec. KV (gas)

Industriel KV

Industriel KV (gas)

Kernekraft

Regulerbar vandkraft

Reservekraft

Central KV

(biomassemodtryk)

CKVcoal

Central KV (kul,

kondens eller udtag)

CKVlignite Central KV (brunkul,

kondens eller udtag)

CKVgas

Central KV (gas,

kondens eller udtag)

CKVoil

Central KV (olie,

kondens eller udtag)

CHPbio

Dec. KV (biomasse)

AC-ledning

OtherRE

Uspec. VE-anlæg

HVDC

HVDC-ledning

Tabel 3 Havarital og varmebinding for anlæg og ledninger.

Vindkraft, solceller og uregulerbar vandkraft modelleres ved en årsenergimængde og

en timeserie. Der optræder derfor ikke havarital m.m. for disse teknologier.

Side 16

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Forudsætninger vedr. lande uden for modellen.

For både Data16, Data9 og Data2 er der en række forbindelser mellem områder i

modellen og områder uden for modellen. Disse modelleres ved tilfældige havarier af

ledningerne til disse områder/lande kombineret med tilfældige ”havarier” af de

områder/lande, hvorfra ledningerne kommer – i det følgende kaldet ”landehavarier”

og forkortet LH. Der benyttes kun en LH-værdi for lande uden for modellen.

I den regionale beregning på DK, NO, SE, FI, DE, NL og GB benyttes LH for landene

Rusland, Polen, Frankrig, Estland, Litauen, Tjekkiet, Schweitz, Belgien, Østrig, Irland,

Nordirland og Luxembourg.

For den nationale beregning benyttes LH for de lande, Danmark er forbundet til eller

bliver forbundet med, dvs. Norge, Sverige, Tyskland, Holland og (måske)

Storbritannien.

Størrelsen af LH vurderes ud fra en beregning af landenes ”available reserve”,

således som den angives i SOAF-B. Der antages en funktionel sammenhæng

mellem available reserve og landehavaritallet som vist i Figur 10.

Figur 10 Den antagne sammenhæng mellem LH og ”Reliable reserve” fra SO&AF-B.

Man kunne evt. forvente, at et elområde placeret øst eller vest for Danmark alt andet

lige ville have større værdi for den danske elforsyningssikkerhed end et elområde

placeret nord eller syd for Danmark, fordi der er mindre korrelation mellem vindkraft,

solcelleproduktion og elforbrug. Der er dog ikke indregnet en effekt heraf i

forudsætingerne om landehavari. Den geografiske spredning – herunder øst-vest /

nord-syd problematikken indgår implicit i den regionale beregning – men altså ikke i

den nationale.

Side 17

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Ovenstående funktinelle (og i sagens natur meget usikre) sammenhæng betyder, at

LH ændrer sig over tid. De resulterende LH-værdier ses i Tabel 4.

Land

Østrig

Belgien

Schweiz

Tjekkiet

Tyskland

Estland

Finland

Frankrig

Storbritannien

Irland

Litauen

Luxembourg

Holland

Norge

Polen

Sverige

SE3

SE4

2015

0,25 %

1,50 %

0,75 %

0,25 %

1,00 %

0,75 %

5,00 %

0,75 %

0,50 %

0,25 %

0,75 %

0,25 %

0,75 %

1,50 %

2020

0,25 %

1,50 %

1,00 %

0,25 %

1,50 %

2,50 %

1,50 %

1,00 %

0,75 %

0,25 %

1,50 %

0,25 %

1,00 %

0,50 %

0,75 %

1,50 %

2025

0,25 %

1,00 %

2,50 %

5,00 %

10,00 %

1,50 %

0,50 %

0,75 %

0,25 %

1,00 %

0,50 %

0,75 %

1,00 %

Tabel 4 LH (”landehavarital” for forskellige elområder).

Der kan knyttes en række bemærkninger til disse tal:



Som hovedregel stiger LH over tid, fordi de fleste lande får lavere ”reliable

reserve” fremover.



For Tyskland regner Energinet.dk med 1,5 %. Det stemmer med SISYFOS

værdien i 2020. I 2025 regner SISYFOS med en større LH for Tyskland (5 %).



For Norge er LH 0,25 % gennem hele perioden. Det stemmer med den værdi,

der antages af Energinet.dk.



For Sverige i gennemsnit bliver LH 0,25 % i dag, stigende til 0,50 % fra 2020.

Da der imidlertid er forbindelse til SE3 og SE4, og da der er netbegrænsninger

i Sverige (”snit 3” og ”snit 4”), regnes med højere LH for SE3 og SE4. Her er

anvendt Energinet.dk’s værdier.



For Holland regner SISYFOS med 0,25 % i hele perioden. Det er mindre end

de 1 %, som Energinet.dk regner med.



For Storbritannien regner SISYFOS med 0,5-0,75 %. Det er mindre end de 2

%, som Energinet.dk regner med.

Under alle omstændigheder er LH en størrelse, der på den ene side er meget

vanskelig at estimere og som på den anden side har meget stor betydning. For

videre diskussion heraf henvises til senere afsnit med resultater og

følsomhedsanalyser.

Side 18

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Timeværdier.

Der er benyttet normerede timeværdier i MW/TWh af elforbrug, vindkraftproduktion,

solcelleproduktion og uregulerbar vandkraft. Timeværdierne er simultane fra året

2013 eller 2014 og opgjort i C.E.T. vintertid. Timeværdierne skaleres op og ned med

årsværdien i TWh af elforbruget, vindkraftproduktionen, solcelleproduktionen eller

den uregulerbare vandkraftproduktion. Det har p.t. ikke været muligt at skaffe

brugbare simultane sæt for alle lande af timeværdier fra tidligere år.

Det antages dermed, at de historiske variationer, som er observeret i 2013 og 2014,

indeholder de kombinationer af vindkraft, solproduktion og elforbrug, man kan forstille

sig i fremtiden. Effekterne af stormen Allan (27.-28. oktober 2013) og stormen Bodil

(4.-7. december 2013) indgår i de anvendte tidsserier.

I visse tilfælde mangler timeværdier. I disse tilfælde er benyttet timeværdier for

samme periode fra et andet, nærtliggende elområde. Herved overvurderes risikoen

for effektmangel (idet den geografiske udglatning undervurderes).

Timeværdierne for elforbrug stammer fra Energinet.dk’s markedsdata (Danmark) og

Entso-e (andre lande end Dannmark).

Timeværdier for vindkraft stammer fra Energinet.dk’s markedsdata (Danmark), Dansk

Energi (GB 2014 og Sverige),

www.pfbach.dk

(Finland 2013, Tyskland, GB 2013 ).

Timeværdier for solceller stammer fra Energinet.dk’s markedsdata (Danmark 2014),

Dansk Energi (Sverige) og

www.pfbach.dk

(Tyskland).

Timeværdier for uregulerbar vandkraft stammer fra

www.nve.no

(syntetisk timeserie

baseret på ugeværdier af tilsig i Norge; anvendes for hele Norden) og Energinet.dk

(Tyskland).

De anvendte timeværdier er beskrevet nærmere i bilag B.

Side 19

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Effekttilstrækkelighed 2015-2025 (regionale bereg-

ninger på Data16).

Der er foretaget en simulering af årene 2020 og 2025 på SISYFOS med datasættet

Data16 (Tabel

5).

Der er ikke simuleret på 2015, da denne simulering antages at give

lavere LOLP end 2020. Der forekommer kun effektmangel i Norge 3 (Trondheim-

området). Der forekommer i disse beregninger ikke effektmangel i Danmark, eller

rettere: effektmangelen er under den statistiske usikkerhed, dvs. at der er ~90 %

sikkerhed for, at den sande LOLP-værdi er lavere end 1,1 minutter/år. Se bilag A for

en beskrivelse af den statistiske usikkerhed. Der er ikke simuleret på 2015, da denne

simulering antages at give lavere LOLP end i 2020.

Område

DK1

DK2

NO1

NO2

NO3

NO4

NO5

SE1

SE2

SE3

SE4

SWHO

RDE

2015

2020

<~1,1

6,8

<~1,1

2025

<~1,1

7,7

<~1,1

Tabel 5 Sandsynligheden for effektmangel (LOLP-minutter/år) beregnet på Data16. Timekurver fra 2013.

Antal simuleringer: 1,16 mio.

Side 20

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

I Figur 11 ses den beregnede importafhængighed af de forskellige elområder, der

indgår i simuleringen. Det fremgår, at NO1 (Oslo og omegn) og SE4 (Sydsverige) er

de områder, der har størst importafhængighed. Det fremgår også, at den danske

importafhængighed stiger over tid.

Figur 11 Importafhængighed af de 16 elområder.

I Figur 12 ses den beregnede gennemsnitlige effektreserve til rådighed for 2015,

2020 og 2025 i forhold til områdets maksimale elforbrug.dvs.

(Middelproduktion til rådighed - Maxforbrug)/Maxforbrug

I modsætning til installeret kapacitet er der i den gennemsnitlige effektreserve taget

hensyn til værkernes pålidelighed. Fx indgår vindkapaciteten nu kun med omkring 33

% af den installerede kapacitet (Danmark) og 20 % af den installerede kapacitet

(Tyskland). Solceller indgår med omkring 15 % af den installerede kapacitet.

Termiske værker indgår med mellem 50 % og 85 % af deres installerede kapacitet –

afhængigt af graden af varmebinding. Udlandsforbindelser indgår ikke.

Det fremgår blandt andet, at



Den gennemsnitlige effektreserve i DK1 og DK2 aftager over tid.



Den gennemsnitlige effektreserve i DK1 er større end i DK2.



Den gennemsnitlige effektreserve er positiv i både Norge og Sverige – men

der er store forskelle mellem de enkelte prisområder. Fx har Oslo-området og

Sydsverige en væsentligt lavere gennemsnitlig efftetreserve end landene i

gennemsnit.



Den gennemsnitlige effektreserve i Finland er negativ i dag men forbedres i

takt med indfasning af mere kernekraft.



Den gennemsnitlige effektreserve i Tyskland er positiv og nogenlunde

konstant.

Side 21

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet



Den gennemsnitlige effektreserve i Holland er positiv men faldende.



Den gennemsnitlige effektreserve i Storbritannien er positiv og stigende.

Den gennemsnitlige effektreserve er

ikke

et direkte mål for effekttilstrækkeligheden

eller elforsyningssikkerheden, men den er en indikation af mulighederne for at kunne

trække på de enkelte områder.

Figur 12 Gennemsnitlig effektreserve ekskl. udlandsforbindelser.

Figur 13

nedenfor ses den installerede kapacitet i udlandsforbindelser fra de enkelte

elområder i Data 16 for året 2020, målt i forhold til årets maksimale elforbrug. DK1

har ca. 140 % af årsmax i udlandsforbindelser.

Figur 13 Installeret kapacitet i udlandsforbindelser 2020 i forhold til maximalt elforbrug for de

betragtede elområder.

Side 22

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Effekttilstrækkelighed 2015-2025 (regionale bereg-

ninger på Data9).

Der er desuden foretaget en simulering af årene 2020 og 2025 på datasættet Data9

(Tabel

6).

Der er ikke simuleret på 2015, da denne simulering antages at give lavere

LOLP end i 2020.

Område

DK1

DK2

SE12

SE3

SE4

2015

2020

<~0,7

2025

<~0,7

0,6

<~0,7

Tabel 6 Sandsynligheden for effektmangel (LOLP-minutter/år) beregnet på Data9. Timekurver for 2013

og 2014. Antal simuleringer 1,75 mio.

Effektmangelen i Norge, som optræder i Data16 (Tabel

er forsvundet, da Norge i

Data9 regnes som ét område.

Der forekommer imidlertid i denne beregning effektmangel i DK2 i 2025, hvilket der

ikke gjorde med Data16 (hvilket dog kan forklares af statistisk usikkerhed). Den

relativt lave hyppighed af effektmangel i Danmark i den regionale beregning står i

kontrast til beregningerne på Danmark alene (se næste afsnit). Dette diskuteres i

næste afsnit.

Figur 13

ses den installerede kapacitet i udlandsforbindelser i forhold til det

maksimale elforbrug i de betragtede lande. Danmark har en kapacitet i

udlandsforbindelser, der er væsentligt højere end de andre landes (relativt set),

hvilket forklarer, at Danmark kan have en forholdsvist god effekttilstrækkelighed med

en relativt begrænset indenlandsk kapacitet.

Side 23

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 14 Installeret kapacitet i udlandsforbindelser 2020 i forhold til maximalt elforbrug for de

betragtede lande.

Side 24

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Effekttilstrækkelighed 2015-2025 (nationale bereg-

ninger på Data2).

Med datasættet Data2 er der udført en række simuleringer med 2*1000*8760 timer

pr. kørsel. Dvs. knap 20 millioner timer. Beregningerne er gennemført med både

2013- og 2014 timeserier.

Den beregnede hyppighed af effektmangel for de tre modelår ses i Tabel 7. Der fore-

kommer effektmangel i DK2 i alle år. I DK1 begynder effektmangel først at optræde

2030. De beregnede afbrudsminutter er dels ”ren LOLP”, dvs. sandsynligheden for

effektmangel ganget med antallet af minutter i et år (uden hensyntagen til hvor meget

elforbrug, der kobles af), dels et antal minutter beregnet efter Energinet.dk’s metode,

hvor de beregnede tilfælde med effektmangel omsættes med en vis sandsynlighed til

totalt blackout, der sættes i relation til, hvor mange større kraftværker og HVDC-

forbindelser, der er i drift på det tidspunkt, hvor effektmangelen forekommer. For en

nærmere beskrivelse henvises til bilag A.

Resultatet i Tabel 7 bekræfter nogenlunde konklusionen fra Elanalysen 2014, men

effektmangelen i DK2 er mere udpræget her, hvilket skyldes mindre kapacitet i de

nye beregninger.

Område

DK1

DK2

2015

<~0,1

0,27

0,15

2020

<~0,1

3,3

1,5

2025

1,3

0,7

Tabel 7 Simuleret hyppighed (minutter/år) af effektmangel for DK1 og DK2. 2*1000*8760 timer

(halvdelen med 2013 timeserier, halvdelen med 2014 timeserier).

Blå tal er LOLP-minutter (hyp-

pighed af effektmangel).

Røde tal er EUE-minutter (forventet ikke leveret energi omregnet til

vægtede afbrudsminutter).

Den beregnede effektmangel forekommer ikke udelukkende under spidslast og ikke

udelukkende ved lav vindkraft- og solcelleproduktion. Dette illustreres i Figur 15. der

er et simuleret resultat af effektmangel i DK2 2020. Der er simuleret 1000 år, dvs. ef-

fektmangel forekommer i gennemsnit 0,056 gange pr. år, svarende til godt 3 minut-

ter. Det ses, at de simulerede tilfælde af elmangel forekommer ved elforbrug mellem

45 % og 90 % af årsmax. Vindproduktionen ligger mellem 0 % og godt 40 % af

årsmax. Middel-vindproduktionen ligger omkring 35 % af årsmax, så vindproduktio-

nen under effektmangel er typisk en del ”under middel” – men kan altså være lidt

over middel. Solcelleproduktionen under effektmangel kan være både meget høj og

meget lav. Dette hænger sammen med, at solceller ”fylder” relativt lidt og derfor kun

har lille betydning for effektmangelen i DK2 i 2020. Det ses også, at den simulerede

effektmangel forekommer hele året og ikke kun om vinteren.

Side 25

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figuren illustrerer, hvorfor traditionelle effektbalancer, hvor installeret kapacitet (ty-

pisk vægtet) sammenlignes med årsmaxforbrug, ikke er særligt velegnede til at sige

noget om effekttilstrækkeligheden.

Figur 15 Elforbrug, vindkraftproduktion og solcelleproduktion i DK2 2020 under effektmangel

(simuleret resultat af 1000 års kørsler).

I Figur 16 og Figur 17 nedenfor illustreres effektsituationen i DK1 og DK2 i 2020 på to

forskellige måder. Figur 16 viser den installerede kapacitet inkl. forbindelser til udlan-

det og med vind og sol regnet til deres fulde kapacitet. Denne beregning viser tilsyne-

ladende en betydelig overkapacitet, men de forskellige kapacitetstyper har ikke

samme værdi for forsyningssikkerheden. Figur 17 viser i stedet det gennemsnitlige

kapacitetsoverskud. Her er hvert anlægs kapacitet talt med som det, der i gennem-

snit er til rådighed over årets timer, og summen sættes i forhold til årets forbrugs-

spids. Ingen af de to figurer siger dog noget direkte om effekttilstrækkeligheden.

i Figur 18 vises den andel af tiden, hvor hhv. DK1 og DK2 ikke kan forsyne sig selv,

dvs. den andel af tiden, hvor produktionskapaciteten til rådighed i et område er min-

dre end elforbruget i samme område. Øget importafhængighed er ikke i sig selv et

problem for effekttilstrækkeligheden, hvilket bl.a. kan ses af, at importafhængigheden

er lidt højere i DK1 end i DK2, uanset at effekttilstrækkeligheden er bedre i DK1 end i

DK2, jf.Tabel 7.

Side 26

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 16 Installeret effekt i DK1 og DK2 2020 i forhold til årets forbrugsspids (100 %).

Figur 17 Gennemsnitlig effektreserve i DK1 og DK2 over tid i forhold til forbrugsspidsen.

Side 27

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 18 Importafhængigheden.

Udviklingen i kapacitetssammensætningen 2015-2025 i Danmark i absolutte tal

illustreres i Figur 19 - Figur 21.

Figur 19 Installeret kapacitet og maxforbrug 2015.

Side 28

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 20 Installeret kapacitet og maxforbrug 2020.

Figur 21 Installeret kapacitet og maxforbrug 2025.

Side 29

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Sammenligning af regionale og nationale beregnin-

ger af effektmangel.

Beregningerne på Data16, Data9 og Data2 burde give nogenlunde samme

sandsynlighed for effektmangel i DK1 og DK2, hvis begge datasæt er ”rigtige”.

Beregningerne på Data16 og Data9 giver imidlertid lavere hyppighed af effektmangel

i Danmark end den nationale beregning på Data2.

Beregningerne kunne derfor tyde på, at det valgte niveau for LH generelt kan være

for højt. Dvs. at effekttilstrækkeligheden i DK1 og DK2 måske er bedre end det

fremgår af den nationale beregning. En mulig forklaring herpå er, at den geografiske

spredning af vindkraftvariationer m.m. evt. kan have en større positiv effekt, end man

umiddelbart skulle tro. Dette er foreløbig kun en hypotese.

Dette ræsonnement forudsætter dog, at effektsituationen i de omkringliggende lande

er korrekt vurderet. En væsentligt lavere effektudbygning i nabolandene end antaget i

basisberegningen kan få stor betydning for effekttilstrækkeligheden i Danmark (se

følsomhedsanalyserne).

De regionale beregninger er gennemført ud fra den forudsætning, at effektoverskud i

ét land stilles til rådighed for nabolandene uden forhindringer af nogen art (hvis der er

overføringskapacitet nok i den enkelte time). Dvs. at markedet eller andre faktorer

ikke lægger hindringer i vejen for, at kapaciteten kan udnyttes. Sådanne

markedsbegrænsinger eksisterer dog i praksis, og der kan derfor eventuelt være

grund til at være lidt konservativ m.h.t. antagelserne om landehavarier.

Side 30

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Følsomhedsberegninger.

Der er foretaget et antal følsomhedsberegninger. De fleste er gennemført som

nationale beregninger. Dette skyldes især regnetiden på SISYFOS, der er

betragteligt kortere med det nationale datasæt.

Hurtig kapacitetslukning i udlandet (regional beregning).

Dansk Energi har til brug for analysen stillet et datasæt til rådighed for kapacitets-

udviklingen i nabolandene. Dette er udarbejdet med udgangspunkt i Platts database

over eksisterende kraftværker i Europa kombineret med antagelser om levetider for

forskellige typer af kraftværker (se under afsnittet Produktionskapacitet). Datasættet

adskiller sig fra Entso-e’s data især ved, at der omkring 2025 er væsentligt lavere

termisk kapacitet i Tyskland (71 GW mod 99 GW) og Holland (21 mod 27 GW).

Datasættet er ikke udtryk for Dansk Energi’s forventninger - men skal blot illustrere

den ekstreme situation, at der ikke foretages nybygning eller renovering af termisk

kapacitet men alene udbygges med vind og sol.

I denne følsomhedsberegning er der en markant stigning i LOLP i DK1, Tyskland og

Holland (se Tabel 8). Der er også en stigning i LOLP i DK2 og SE4. At effekten i DK1

er markant større end i DK2, formodes at skyldes, at DK1 i 2025 har 3200 MW

udvekslingskapacitet til Tyskland og Holland, mens DK2 kun har 1000 MW. Derfor

mærker DK1 først en dårlig effektsistuation i Tyskland.

Den store effektmangel i Tyskland vil næppe få lov at indtræffe i praksis. Men

beregningen illustrerer, at effektudviklingen i bla. Tyskland bør følges nøje. Holland

har en lovbestemt grænse for forventet mangel på effekt på 3 timer (180 minutter), så

en forventningsværdi på 352 minutter ville nødvendiggøre tiltag, dvs. de 352 minutter

ville ikke få lov at indtræffe i praksis.

2020 Basis

<~0,7

2020 DE

<~0,6

2025 basis

<~0,7

0,6

<~0,7

2025 DE

119

1,1

<~1,3

1,6

<~1,3

2145

352

DK1

DK2

SE12

SE3

SE4

Tabel 8 Beregnet forskel i simpel LOLP (minutter/år) med hhv. basisberegning og ingen termisk

udbygning i Tyskland og Holland m.m.

Side 31

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Hurtigere lukning af Ringhals 1 og 2 (regional beregning).

Vattenfall udsendte en markedsmeddelelse den 28. april 2015 om at man vil lukke

Ringhals 1 og 2 før tiden, nærmere bestemt mellem 2018 og 2020 i stedet for som

tidligere forudsat i 2025. I grundberegningen er Ringhals 1 og 2 med i 2020 men ikke

i 2025. Der er lavet en følsomhedsberegning for 2020, hvor Ringhals 1+2 er lukket.

Der forekommer ikke effektmangel i Danmark i denne beregning. Beregningen er

lavet med 0,6 mio. tidsskridt, og den statistiske usikkerhed betyder derfor, at man

kun kan sige at LOLP med 90 % sandsynlighed er mindre end 1,9 minutter.

Ændret sandsynlighed for, at udlandet ikke kan levere (national

beregning).

Blandt de mest usikre antagelser er formentlig antagelserne om størrelsen af

sandsynligheden for ”landehavarier” (LH). Der er derfor gennemført en

følsomhedsberegning, hvor disse sandsynligheder hhv. halveres (�½*LH) og fordobles

(2*LH). Beregningen er lavet for 2020 (Tabel 9) og 2025 (Tabel 10).

(minutter/år 2020)

DK1

DK2

Udgangsberegning

<~0,1

3,3

�½*LH

<~0,1

1,5

2*LH

<~0,1

5,2

Tabel 9 Effekten af ændrede forudsætninger om ”landehavarier” 2020. 2*1000*8760 tidsskridt.

Rene LOLP-minutter.

(minutter/år 2025)

DK1

DK2

Udgangsberegning

1,6

�½*LH

0,3

2*LH

2,7

Tabel 10 Effekten af ændrede forudsætninger om ”landehavarier” 2025. 2*1000*8760 tidsskridt.

Rene LOLP-minutter.

Havarisandsynlighed på udlandsforbindelser (national beregning).

I udgangsberegningen er der regnet med 8 % udetid på HVDC- og 5 % på AC-

forbindelser. Disse udetider afspejler den tekniske rådighed. Der er udarbejdet en

følsomhed med dobbelt så store havarital, dvs. 16 % for HVDC- og 10 % for AC-

forbindelser. Der er igen grund til at forvente så høje havarital, men følsomheds-

beregningen kunne illustrere konsekvenserne af, at forbindelserne blev lukket

hyppigere af markedsmæssige årsager. Resultatet ses i

Tabel 11.

Det ses, at

udetiden for ledningene har stor betydning for den forventede effektmangel.

Side 32

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

(minutter/år 2020)

DK1

DK2

Udgangsberegning

<~0,02

3,3

1,5

2*havarifaktor på

udlandsforbindeler

0,24

0,18

5,9

Tabel 11 Følsomhedsberegning for 2020 med dobbelt havarifaktor på udlandsforbindelserne.

Blå tal er

simple LOLP-minutter.

Røde tal er EUE-minutter.

Lukningstempo for centrale værker (national beregning).

Der er udarbejdet en følsomhedsberegning for 2020 med hurtigere lukning af central

kapacitet i Danmark. Beregningsteknisk er antaget, at Esbjergværket erstattes af en

60 MW biomassfyret modtryksenhed, svarende til et tab af kapacitet på 340 MW, og

at Kyndbyværkets blok 21 lukker før 2020, svarende til et tab af kapacitet på 260

MW. Der er ikke taget stilling til realismen heri – der er udelukkende tale om

beregningsmæssige antagelser, der skal illustrere effekten af lukning af yderligere

kapacitet.

Resultatet af beregningen (se

Tabel 12)

bliver en reduceret effekttilstrækkelighed i

DK2, mens der ikke ses en tilsvarende reduktion i DK1.

(minutter/år 2020)

DK1

DK2

Udgangsberegning

<~0,02

3,3

1,5

Lukning af 600 MW

central kapacitet

<~0,02

8,8

4,5

Tabel 12

Konsekvens af yderligere lukning af central kapacitet.

Blå tal er simple LOLP-minutter.

Røde tal er EUE-minutter.

Hurtigere lukning af decentrale kraftvarmeværker (national

beregning).

I grundberegningen antages, at omkring halvdelen af de naturgasfyrede decentrale

kraftvarmeværker lukker omkring 2020 som følge af bortfaldet af grundbeløbet med

udgangen af 2018. Der er udarbejdet en følsomhed (worst case scenario), hvor al

naturgaskraftvarme lukker. Dvs. yderligere 1000 MW i 2020 (730 MW i DK1 og 270

MW i DK2). Resultatet ses i

Tabel 13

for 2020 og

Tabel 14

for 2025. Det ses, at

lukningen har størst effekt i 2025, hvor systemet er mere anstrengt.

Side 33

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

(minutter/år 2020)

DK1

DK2

Basisberegning

<~0,02

3,3

1,5

Alle NG-DKV lukker

<~0,02

3,9

2,9

Tabel 13 Betydning for effekttilstrækkeligheden i 2020 af lukning af alle decentrale kraftvarmeværker på

naturgas.

Blå tal er simple LOLP-minutter.

Røde tal er EUE-minutter.

(minutter/år 2025)

DK1

DK2

Basisberegning

1,3

0,7

Alle NG-DKV lukker

5,8

7,2

Tabel 14 Betydning for effekttilstrækkeligheden i 2025 af lukning af alle decentrale kraftvarmeværker på

naturgas.

Blå tal er simple LOLP-minutter.

Røde tal er EUE-minutter.

Afkobling af varmebinding på decentrale værker (national

beregning).

I grundberegningen antages de naturgasfyrede decentrale kraftvarmeværker at have

en høj grad af varmebinding. I de senere år, efter at de gasfyrede decentrale værker

er kommet på elmarkedet, er elproduktionen som hovedtendens gået ned på grund

af forringet forhold mellem elsalgspris og gaskøbspris. Hvis produktionen på disse

værker under alle omstændigheder kan forventes at være lille, kunne deres

varmebinding reduceres, og værkerne kunne i højere grad indgå som reserve- og

regulerkraft.

Der er udarbejdet en følsomhed, hvor varmebindingen reduceres fra 70 % til 10 % på

de decentrale naturgasfyrede krafvarmeværker. Beregningen er foretaget på 2025

for at have effekten på DK1 med (hvor de fleste anlæg ligger). Resultatet ses i Tabel

15. Der er altså en tydelig positiv effekt på effekttilstrækkelighden, hvis de decentrale

naturgasfyrede værker frigøres fra deres varmebinding. Effekten er relativt set størst i

DK1, hvor bestanden af disse værker er størst.

(minutter/år 2025)

DK1

DK2

Basisberegning

1,6

Reduceret varmebinding

0,48

Tabel 15 Effekt af reduceret varmebinding på de decentrale naturgasfyrede kraftvarmeværker.

Rene LOLP-minutter.

Side 34

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Ekstra storebæltsforbindelse (national beregning).

Da beregningerne i denne rapport viser, at effekttilstrækkeligheden i DK2 er tydeligt

lavere end i DK1, kunne en ekstra storebæltsforbindelse være værd at overveje, så

effekten i DK1 kan udnyttes bedre i DK2. Der er derfor udarbejdet en følsomhed med

dublering af storebæltsforbindelsen før 2025, således at der på det tidspunkt er 2

uafhængige forbindelser á 600 MW. Der ligger ikke heri nogen stillingtagen til en

sådan forbindelse.

Resultatet af beregningen ses i Tabel 16. Det ses, at en ekstra forbindelse vil have

stor effekt på effekttilstrækkeligheden. Der sker en lille forbedring i DK1 og en stor

forbedring i DK2. Dette skyldes, at langt de fleste tilfælde af (beregnet) effektmangel

skyldes, at storebæltsforbindelsen enten er havareret, eller at den ikke er stor nok til

at udligne effektmangelelen mellem DK1 og DK2.

(minutter/år 2025)

DK1

DK2

Basisberegning

1,3

Ekstra

storebæltsforbindelse

1,0

3,3

Tabel 16 Effekt af en ekstra storebæltsforbindelse i 2025. 2*1000*8760 tidsskridt. Rene LOLP-

minutter.

Elforbindelse til Storbritannien (national beregning).

Energinet.dk arbejder sammen med National Grid (TSO i England) med planer om at

etablere et kabel mellem Jylland og det sydlige England (Viking Link). Planen er at

etablere en jævnstrømsforbindelse på mellem 1.000 og 1.400 MW.

Der er udarbejdet en følsomhed, hvor en 1400 MW forbindelse mellem DK1 og

Storbritannien etableres mellem 2020 og 2025. Resultatet ses i

Tabel 17.

Der ligger

ikke heri nogen stillingtagen til en sådan forbindelse.

(minutter/år 2025)

DK1

DK2

Basisberegning

1,3

0,7

Med forbindelse til GB

0,06

0,08

Tabel 17 Virkning på effekttilstrækkeligheden af etablering af 1400 MW forbindelse til Storbritannien før

2025.

Blå tal er simple LOLP-minutter.

Røde tal er EUE-minutter.

Det ses, at der er en kraftig relativ forbedring af effekttilstrækkeligheden i DK1, men

det er fra et i forvejen højt niveau. Der sker også en forbedring af

effekttilstrækkeligheden i DK2, hvilket skyldes, at nogle af tilfældene med intakt

storebæltsforbindelse, hvor der ikke var overskud nok i DK1 til at dække et

underskud i DK2, nu dækkes via GB.

Side 35

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Vindkraftens betydning for effekttilstrækkeligheden (national

beregning).

Der er gennemført en beregning med en forøgelse af vindkraftkapaciteten i Danmark

i 2025. Formålet er at belyse, om mere vindkraft isoleret betragtet giver mere

effekttilstrækkelighed. I beregningen er tilføjet 2 TWh vind i både DK1 og DK2. Det

svarer til ca. 500 MW havvind i hvert område eller ca. 700 MW landvind i hvert

område. Resultatet af beregningen ses i

Tabel 18.

Det ses, at yderligere vindkraft vil

have en positiv effekt på effekttilstrækkeligheden – men at den vil være forholdsvist

beskeden.

(minutter/år 2025)

DK1

DK2

Basisberegning

1,3

0,7

+4 TWh vindkraft

1,2

1,4

Tabel 18 Betydningen af mere vindkraft på effekttilstrækkeligheden.

Blå tal er simple LOLP-minutter.

Røde tal er EUE-minutter.

Tabel 19

nedenfor vises resultatet af en (meget teoretisk) beregning, hvor al dansk

vindkraft fjernes i 2025. Beregningen illustrerer bidraget til effekttilstrækkeligheden af

den vindkraft, der allerede er installeret og den vindkraft, der er aftalt med

energiaftalen fra 2012. Beregningen illustrer, at vindkraften har givet og giver et

betydeligt bidrag til effekttilstrækkeligheden.

(minutter/år 2025)

DK1

DK2

Basisberegning

1,3

0,7

Uden vindkraft

156

103

Tabel 19 Effekten af at fjerne al dansk vindkraft 2025.

Blå tal er simple LOLP-minutter.

Røde tal er

EUE-minutter.

Det er vurderet (uden beregning), at sammensætningen af dansk vindkraft på

landvind og havvind ikke har væsentlig betydning for effekttilstrækkeligheden. Den

geografiske spreding vurderes at have større betydning.

Side 36

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Øget forbrugsfleksibilitet (national beregning).

Frivillige forbrugsafkoblinger kan på sigt give et bidrag til effekttilstrækkeligheden. I

Figur 22

Figur 23

ses den beregnede effektmangel i basisberegningen ordnet efter

størrelse. Der forekommer i DK1 22 tilfælde af effektmangel og i DK2 ca. 500 tilfælde

af effektmangel ud af de foretagene ca. 20 mio. simuleringer. Det ses, at fleksibelt

forbrug omkring 200 MW i hvert område potentielt ville kunne fjerne omkring

halvdelen af forekomsterne af effektmangel – og reducere de øvrige forekomster i

størrelse. Dette forudsætter dog, at forbrugsafkoblingen er perfekt, hvilket næppe er

opnåeligt i praksis.

Figur 22 Beregnet effektmangel i DK1 2025 ordnet efter størrelse. 2*1000*8760 simuleringer.

Figur 23 Beregnet effektmangel i DK2 2025 ordnet efter størrelse. 2*1000*8760 simuleringer.

Side 37

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Betydning af forskellige tidsserier (national beregning).

Der er i de foregående beregninger anvendt 2013- og 2014-tidsserier. Simultane

tidsserier for elforbrug, vindkraft- og solcelleproduktion gældende for tidligere år har

været vanskelige at skaffe for alle de betragtede lande. Der er udarbejdet en følsom-

hed for Danmark alene m.h.p. belysning af effekten af at anvende tidsserier for andre

år, herunder 2010, som var et relativt koldt år.

I Figur 24 illustreres antallet af forventede afbrudsminutter med tidsserier fra hhv.

2010, 2011, 2012, 2013 og 2014. Det ses, at 2010-tidsserierne giver lidt højere af-

brudstid end de anvendte 2013- og 2014-serier, mens 2011 og 2012-serierne giver

lidt lavere afbrudstider. Den indbyrdes forskel mellem tidsserierne er dog ikke særligt

stor.

Figur 24. Beregnet effektmangel ved anvendelse af forskellige tidsserier. 1000*8760 simuleringer.

Side 38

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Bilag A. SISYFOS-modellen.

A.1 Indledning.

SISYFOS er en model udviklet 2012 til simulering af forsyningssikkerheden i et elsy-

stem

med eller uden net. På baggrund af data for et antal knudepunkter med elfor-

brug og/eller kraftværker/vindkraft/solceller samt et antal interkonnektorer, ledninger

og transformere mellem disse knudepunkter beregnes forventet ikke-leveret energi

og sandsynligheden for elmangel samt en række andre størrelser.

Modellen er programmeret i VBA under Excel og benytter sig af Monte Carlo simule-

ring af rådighedseffekten i værker og ledninger samt lineær programmering (LP) til at

beregne produktion i knudepunkter og flow i netværket.

SISYFOS består af to Excel-filer:

Modelfilen Sisyfos.xlsm, der indeholder VBA-koden og LP-problemet.

En datafil, som indeholder både inddata og resultater.

Energinet.dk har benyttet en forløber til SISYFOS uden net til at udvikle den såkaldte

FSI-model. Både FSI og SISYFOS blev anvendt i ”Elanalysen” og ”Scenarieanaly-

sen” 2014. SISYFOS har i 2013/14 desuden været udlånt til Ea Energianalyse, der

har anvendt modellen i Litauen til at vurdere det litauiske elsystems forsyningssikker-

hed.

A.2 Definition af forsyningssikkerhed og effekttilstrækkelighed.

Elforsyningssikkerheden er sandsynligheden for at der er el til rådighed, når den ef-

terspørges. Effekttilstrækkeligheden er et delelement heri, som kan defineres som

sandsynligheden for, at der er værker og ledninger nok i systemet. Effekttilstrække-

ligheden beskrives ved hjælp af de to begreber LOLP og EUE



LOLP (Loss Of Load Probability) er sandsynligheden for, at der ikke kan leve-

res den el, som efterspørges. LOLP er uafhængig af, om der mangler 1 MW

eller 1000 MW. Hvis der hver 10.000 timer mangler 1 MW én gang, bliver

LOLP det samme som hvis der hver 10.000 timer mangler 1000 MW én gang.

LOLP kan omsættes til et antal minutter/år ved at gange med antallet af minut-

ter pr. år. En LOLP på fx 10

-5

svarer til 5,3 minutter/år. Denne kaldes i andre

sammenhænge også for LOLE (Loss Of Load Expectation).



EUE (Expected Unserved Energy) er en beregnet forventningsværdi, der tager

hensyn til en forventet sandsynlighed for systemsammenbrud (blackout), når

der forekommer effektmangel. Denne metode er udviklet af Energinet.dk og er

i SISYFOS implementeret således: Når effektmangel forekommer, tælles an-

tallet af større anlæg (over 125 MW) samt HVDC-forbindelser, som er i drift,

SISYFOS er et akronym for SImulering af SYstemers FOrsyningsSikkerhed.

SISYFOS beregner også den energimængde, som ikke leveres, forudsat at alle effektmangelsituationer kan

kontrolleres. Dvs. hvis der mangler 200 MW, kan 200 MW afkobles, uden at der sker mere. Denne beregning vil

derfor i praksis undervurdere forekomsten af effektmangel, da en mindre effektmangel i visse situationer kan

medføre en større – evt. et totalt blackout.

Side 39

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

dvs. de ”systembærende enheder”. Det antages, at ethvert af disse kan hava-

rere med en ekstra sandsynlighed på 5 %, fordi elsystemet er ”stresset”. Ha-

varerer mindst én af disse enheder, antages blackout i 3 timer. Den herved

beregnede energimængde bliver i så fald 3 gange det samlede elforbrug i ti-

men med effektmangel. Denne beregning foretages i hvert elområde. EUE

kan omsættes til et antal minutter/år ved at dividere EUE med årets samlede

elforbrug og gange med antal minutter i året.

A.3 Matematisk formulering af problemet.

Der er givet et elsystem med n knudepunkter 1, …. , n. I hvert knudepunkt er der et

elforbrug D

(MW). D

antages bestemt som funktion af tiden ved brug af en belast-

ningskurve.

I hvert knudepunkt

er der en elproduktionskapacitet til rådighed P

(MW). P

antages

at være bestemt som den installerede kapacitet i en eller flere enheder multipliceret

med en havarifaktor og en revisionsfaktor. Hvor vidt en enhed er havareret eller ej el-

ler ude til revision, bestemmes ved Monte Carlo simulering og en revisionsmodel.

Den faktiske produktion i knudepunkt i på et givet tidspunkt kaldes X

(MW).

Havari forekommer tilfældigt. Der er således ikke større sandsynlighed for at et an-

læg er havareret i en time, hvis det var havareret i den foregående time. Havarier

modelleres således ”usammenhængende”. Dette har imidlertid ikke betydning for den

samlede sandsynlighed for effektmangel.

Produktion fra vindkraft, solceller og uregulerbar vandkraft bestemmes ud fra en års-

produktion og en historisk tidsserie. Se evt. bilag B.

Mellem hver to knudepunkter i og j er der på et givet tidspunkt en overføringskapaci-

tet i nettet på C

(MW). C

bestemmes i hvert tidsskridt som den installerede kapaci-

tet gange en havarifaktor og en revisionsfaktor

. Hvor vidt en ledning er havareret el-

ler ej eller ude til revision bestemmes ved Monte Carlo simulering. Der kan være for-

skellige overføringskapaciteter i hver retning. Det faktiske flow i nettet til et givet tids-

punkt kaldes F

(MW).

En forbindelse til et elområde uden for modellen specificeres som et ”kraftværk” med

den kapacitet, som er i ledningen og en havarisandsynlighed svarende til ledningens

havarisandsynlighed. Herudover kan landet bag ledningen havarere med en vis

sandsynlighed.

Opgaven er at bestemme X

, så ikke-leveret energi LOE = Σ

- X

– Σ

) minime-

res. Da Σ

= 0 og da Σ

er en konstant for et givet tidsskridt, er det nok at mini-

Det bemærkes, at et knudepunkt både kan være et aftagepunkt i fx 150 kV nettet eller et helt land eller et større

elområde som fx Danmark Vest, Sverige eller lignende.

Der kan udarbejdes en revisionsplan eller (alternativt) regnes med tilfældige revisioner. I så fald er sandsynlig-

heden for at et anlæg er revideret til tiden t (1….8760) givet ved 1 - r + r * Cos(t/8760*2π), hvor r er revisions-

tallet.

Side 40

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

mere Σ

(–X

), hvilket er det samme som at

maximere

, altså maksimere den sam-

lede elproduktion. Det samlede problem kan formuleres således i kort matematisk

form:

Maksimér Z = Σ

med bibetingelserne

1. 0 ≤ X

≤ P

2. -C

≤ F

≤ C

3. X

+ Σ

≤ D

Dvs. maksimér elproduktionen under overholdelse af begrænsninger fra forbrug samt

værkers og ledningers rådighedseffekt. Dette er et lineært programmeringsproblem

med op til n(n+1) bibetingelser i det generelle tilfælde

. I praksis vil antallet af bibe-

tingelser være væsentligt lavere, fordi der ikke er produktion i alle knudepunkter og

ikke er forbindelse mellem alle knudepunkter i et net.

Ligningssystemet løses i SISYFOS vha. OpenSolver/QuickSolve, der er en open

source add-in, der er mange gange hurtigere end Excels standardsolver. Der er des-

uden mulighed for at reducere regnetiden betydeligt ved at anvende et intelligent

startgæt på eloverføringen mellem de forskellige elområder.

SISYFOS løser netværksproblemet ved at give en

mulig

løsning på netværksflowe-

ne. Der er ikke tale om en ”optimal” eller ”retfærdig” løsning. Det sidste betyder, at

der kan opstå situationer, hvor et knudepunkt ser ud til at være mere ”velforsynet”

end et andet, blot fordi det ene knudepunkt altid beregnes først af SISYFOS.

Der bør i princippet være en sammenhæng mellem den beregnede sandsynlighed for

effektmangel i dag og den konstaterede. En beregning på 2015 bør derfor give en

sandsynlighed for effektmangel på i størrelsesordenen 10

-6

(�½ minut/år) eller lavere,

da effektmangel hidtil ikke er set.

Statistisk usikkerhed.

Der er generelt statistisk usikkerhed på beregningsresultaterne – forstået på den

måde, at hvis man gentager en beregning med samme datasæt, vil man på grund af

den probabilistiske tilgang ikke få helt samme resultat næste gang.

Den statistiske usikkerhed kan illustreres ved følgende – meget forenklede –

metiode: Antag at sandsynligheden er p for effektmangel i ét tidsskridt, og at der

simuleres n tidsskridt. Hermed bliver sandsynligheden for, at der optræder e tilfælde

af effektmangel, givet ved binomialfordelingen

Sands(e) = K(n,e)

(1-p)

n-e

hvor K(n,e) er antallet af muligheder for at udtrække e af en population på n.

Med n = 100

8760 og p = 2,6

-6

bliver sandsynlighedsfordelingen som i Figur 25.

n bibetingelser fra produktionsbegrænsningen (1), n

(n-1) fra ledningsbegrænsningen (2) og n fra knude-

punktsbetingelsen (3).

Side 41

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 25 Illustration af binomialfordeling.

Har man altså simuleret 100

8760 timer uden at finde effektmangel, er man altså ”ret

sikker” på, at LOLP er under 2,6

-6

(1,4 minut pr. år), idet simuleringen med 90 %

sandsynlighed burde have givet mindst én forekomst af effektmangel.

Med n = 100

8760 og p = 8

-7

bliver sandsynlighedsfordelingen som i

Figur 26.

Figur 26

Illustration af binomialfordeling.

Har man altså simuleret 100

8760 timer uden at finde effektmangel, er LOLP altså

”sandsynligvis” under 8

-7

(0,4 minut pr. år), idet simuleringen med 50 %

sandsynlighed burde have givet mindst én forekomst af effektmangel.

I virkeligheden er p ikke den samme i alle tidsskridt (men højest under højt forbrug og

lav vindkraft), så ovenstående betragtning er meget forenklet.

Side 42

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

A.4. Inddata til SISYFOS.

Inddata ligger i en Excel-fil med et antal sider:



Knudepunktsdata ligger i datafilen på siden

Nodes.

Data omfatter knudepunk-

tets navn, nummer og elforbrug m.m. Desuden er der på siden en matrix GTR,

som angiver et gæt på eltransmissionen mellem elområderne. Hvis dette gæt

er godt, går beregningen væsentligt hurtigere end ellers, idet solveren skal

anvendes væsentligt færre gange. GTR kan med fordel udarbejdes, så det

gennemsnitlige effektoverskud efter overføring er så ens som muligt i alle om-

råder.



Nettet (interkonnektorer, linjer og transformatorer) ligger på siden

Lines.

Data

omfatter knudepunktsnavne og –numre på linjens begyndelse og slutning, ka-

pacitet i hver retning, udetid og antal ledninger pr. linje.



Anlæg ligger på siden

Plants.

Data omfatter anlægsnavn, knudepunktsnavn

og –nummer, installeret kapacitet, anlægstype, havarital, revisionstal, revisi-

onsprioritet og to størrelser, der beskriver fjernvarmebindingen

. Desuden kan

specificeres eventuelle koblede sandsynligheder. Eksempel på dette er ”lan-

dehavarier” (sandsynligheder for, at lande uden for modellen ikke kan levere).



Normerede elforbrugsvariationer, vindkraftvariationer, solcellevariationer samt

variationer for uregulerbar vandkraft på siden TVAR.



Temperaturen time for time ligger på siden

Temp.



Resultater af beregningen lægges på siden

Result.



Nettet kan tegnes. Det sker i givet fald på siden

GridDrawing.

Ved tegning af

nettet benyttes koordinaterne specificeret på siden Nodes. Se eksemplet i Fi-

gur 27.



Øvrige data, grafer mv ligger på siden

OtherData

og efterfølgende sider.

Figur 27 Netdiagram fra SISYFOS med effektmangel i DK2 fra beregning på filen Data9.

Varmebindingen modelleres ved to parametre: DHconst og DHvar. Ved beregningen af et anlægs

rådighedseffekt på et givet tidspunkt multipliceres med faktoren: DH = DHconst + DHvar * (MaxTemp -

Temperatur) / (MaxTemp - MinTemp). Temperaturen tages fra TRY (referenceåret). Anlæg uden var-

mebinding har DHconst = 1 og DHvar = 0.

Side 43

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Bilag B. Timeserier.

Der benyttes normerede historiske timeværdier for elforbrug, vindproduktion,

solcelleproduktion og uregulerbar vandkraft. Timeværdierne angives i MW pr. TWh

årsforbrug eller årsproduktion. Timeværdierne er angivet i Dansk vintertid og gælder

for årene 2013 og 2014.

Alle tidsserier, der anvendes i én kørsel, er for samme år. I enkelte tilfælde har

tidsserier ikke kunnet skaffes. Der er i disse tilfælde anvendt den tilnærmelse, som

skønnes at være mest repræsentativ.

Der mangler således tidsserier for vind i Norge, hvor der i stedet er anvendt tidsserier

for vind i DK1. Ligeledes mangler tidsserier for vind i Finland 2014, hvor der i stedet

er anvendt tidsserie for vind i Sverige. Ligeledes mangler tidsserier for vind i Holland.

Her er i stedet anvendt tidsserier for vind i Tyskland.

For solceller er kun fundet tidsserier for Sverige og Tyskland samt for Danmark 2014.

For Holland og Danmark 2013 er regnet med en syntetisk tidsserie. Der er ikke

regnet med solceller i Storbritannien, Finland og Norge, hvorfor tidsserier her ikke er

nødvendige.

De nævnte tilnærmelser undervurderer ”udglatningen” af vind og sol over større

geografiske områder og overvurderer dermed sandsynligheden for effektmangel.

Kilderne til timevariationer er Energinet.dk’s markedsdata, Entso-e’s dataportal,

www.pfbach.dk

og Dansk Energi.

Der er kraftig korrelation mellem elforbruget i DK1 og DK2. Ligeledes er forbruget i

DK1 relativt stærkt korreleret med elforbruget i Sverige og Holland og lidt svagere

med elforbruget i Norge, Finland og Storbritannien. Se Figur 28 og Figur 29.

Vindkraftproduktionen i DK1 er stærkt korreleret med vindkraftproduktionen i DK2,

moderat korreleret med vindkraften i Tyskland og relativt svagt korreleret med

vindkraftproduktionen i Storbritannien og Finland. Se Figur 30 - Figur 33.

Solcelleproduktionen i DK1 er stærkt korreleret med solcelleproduktionen i Tyskland.

Se Tabel 20.

Side 44

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

DK1

DK2

Forbrug

2013

100 %

96 %

90 %

71 %

81 %

71 %

92 %

71 %

Forbrug

2014

100 %

96 %

93 %

67 %

80 %

67 %

91 %

68 %

Vind 2013 Vind 2014

100 %

82 %

62 %

N.A.

65 %

34 %

N.A.

40 %

100 %

84 %

61 %

N.A.

62 %

N.A.

46 %

Sol 2013

N.A.

N.A

100 %

N.A.

82 %

N.A.

Sol 2014

88 %

89 %

100 %

N.A.

80 %

N.A.

Tabel 20 Korrelation mellem forbrugs- og vindtidsserier for DK1 og andre elområder/lande

samt korrelation mellem tysk og anden solcelleproduktion.

Figur 28 Elforbrugets variation uge 3, 2014 i DK1, Norge, Tyskland og Storbritannien.

Middelværdien af 1 TWh fordelt jævnt over året er 114 MW/TWh.

Korrelationskoefficient mellem variablene x og y er = Cov(x,y)/(Var(x)

Var(y))

-0,5

, hvor Cov(x,y) er middel-

værdien af sumproduktet mellem x- og y-værdiernes afvigelse fra deres middelværdi, og Var(x) er middelværdi-

en af kvadratsummen af x-værdiernes afvigelse fra deres middelværdi.

Side 45

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 29 Elforbrugets variation uge 25, 2014 i DK1, Norge, Tyskland og Storbritannien.

Figur 30 Vindkraftproduktionens variationer uge 2, 2013 i DK1, DK1 , Tyskland og

Storbritannien.

Side 46

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 31 Vindkraftproduktionens variationer uge 18, 2013 i DK1, DK1 , Tyskland og

Storbritannien.

Figur 32 Vindkraftproduktionens variationer uge 43, 2013 i DK1, DK1 , Tyskland og

Storbritannien. Stormen Allan blæser i perioden 27.-28. oktober 2013 (fra time 121).

Side 47

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 33 Vindkraftproduktionens variationer uge 52, 2013 i DK1, DK1 , Tyskland og

Storbritannien.

Side 48

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Bilag C. Effektbalancer og histogrammer.

I dette bilag vises en række effektbalancer (Figur 34 - Figur 36) for de lande, der

indgår i modelberegningen, enten eksplicit eller som ekstern udlandsforbindelse.

Desuden vises et antal histogrammer, der illustrerer sandsynlighedsfordelingen for

tilgængelig effekt. Ingen af delene siger noget direkte om effekttilstrækkeligheden,

men de giver en fornemmelse af kapacitetssammensægtningen og

importafhængigheden.

Figur 34 Installeret kapacitet (procentuelt) i forhold ti årets maxforbrug 2015.

Side 49

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 35 Installeret kapacitet (procentuelt) i forhold ti årets maxforbrug 2020.

Figur 36 Installeret kapacitet (procentuelt) i forhold ti årets maxforbrug 2025.

De følgende tre figurer (Figur 37 - Figur 39) viser histogrammer over

effektoverskuddet i Danmark 2015, 2020 og 2025. Der er fra Monte Carlo

simuleringerne talt timer op, hvor der er overskud eller underskud af effekt i forhold til

Side 50

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

det øjeblikkelige forbrug, og disse timer er fordelt i et histogram, der således angiver

en sandsynlighedsfordeling (arealet under hver kurve er 1). Kurverne for DK1 er

mere flade på grund af relativt mere vind.

Figur 37 Histogram over effektoverskud i Danmark 2015.

Figur 38 Histogram over effektoverskud i Danmark 2020.

Side 51

EFK, Alm.del - 2014-15 (2. samling) - Bilag 34: Rapport om elforsyningssikkerhed i Danmark, fra Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet

Figur 39 Histogram over effektoverskud i Danmark 2025.

Side 52