EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Energi-, Forsynings- og Klimaudvalget 2015-16
EFK Alm.del Bilag 77
Offentligt

29. oktober 2015

Smart Energy

–hovedrapport

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Indholdsfortegnelse

Sammenfatning ................................................................................ 4

Hovedkonklusioner ........................................................................... 6

Indledning ...................................................................................... 13

3.1

Baggrund for analyserapporten .............................................. 13

3.1

Formål ................................................................................ 14

3.2

Overordnede forudsætninger ................................................. 15

Overordnet metodebeskrivelse .......................................................... 18

4.1

Generelt om fleksibilitet......................................................... 18

4.2

Overblik over analysedesign................................................... 19

4.3

NWE og Danmarks energisystem-konfiguration 2025 og 2035 .... 20

4.4

Metode for behov for fleksibilitet i Danmark og NWE (kapitel 5).. 20

4.5

Metode for systemniveau analyse (kapitel 6)............................ 21

4.6

Metode for distributionsniveau analyse (kapitel 7) .................... 27

4.7

Afgrænsning samt sammenligning med Smart Grid-analysen ..... 27

Behov

5.1

5.2

5.3

for fleksibilitet ....................................................................... 30

Delkonklusioner for behov for fleksibilitet ................................ 30

Residualforbruget i Danmark og udlandet ................................ 31

Valg af residualår til systemsimulering .................................... 40

Fleksibelt elforbrug på systemniveau.................................................. 42

6.1

Delkonklusioner for systemniveau........................................... 42

6.2

Scenarier ............................................................................. 45

6.3

Elementer i værdisætning af fleksibilitet .................................. 50

6.4

Kapacitetsbehov ................................................................... 52

6.5

Værdi af øget fleksibelt elforbrug i Danmark og NWE ................ 57

6.6

Følsomhedsscenarier for 2035 ................................................ 67

6.7

Business cases ud fra gevinster på systemniveau ..................... 71

6.8

Ændring i brændselsforbrug til elproduktion ............................. 77

6.9

Elpriser med og uden fleksibelt elforbrug ................................. 79

6.10

Optimering af elforbrugsprofiler i Danmark .............................. 82

6.11

Kapacitetsbehov i forhold til sikring af effekttilstrækkelighed i

Danmark ............................................................................. 88

Fleksibelt elforbrug på distributionsniveau .......................................... 92

7.1

Delkonklusioner for distributionsniveau ................................... 92

7.2

Analysemetode for Distributionsniveau .................................... 93

7.3

Resultater - distributionsniveauet ........................................... 97

Samlet

8.1

8.2

8.3

værdi af øget fleksibelt elforbrug i Danmark ........................... 106

Samfundsøkonomisk gevinst ved øget fleksibelt elforbrug ........ 106

Selskabsøkonomisk gevinst ved øget fleksibelt elforbrug ......... 110

Omkostninger til mobilisering og drift af fleksibelt elforbrug ..... 111

Appendix – Centrale teknologiantagelser .......................................... 115

Dok. 14/21506-19

2/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

9.1

9.2

9.3

9.4

9.5

9.6

10.

Datakilder til konfiguration af energisystemet ........................ 115

Forbrug i Danmark og udlandet ............................................ 118

Antagelser for dansk termisk elkapacitet i 2025 og 2035 ......... 120

Transmissionskapaciteter og tilgængelighed........................... 121

Antagelser for investering og drift ......................................... 122

Distributionstariffer ............................................................. 123

Appendix – Antagelser om fleksibelt forbrug ..................................... 124

10.1

Elbiler ............................................................................... 125

10.2

Biobrændstofproduktion ...................................................... 128

10.3

Elektrolyse og brintlagring ................................................... 131

10.4

Individuelle varmepumper ................................................... 134

10.5

Store varmepumper og elpatroner i fjernvarmen .................... 136

10.6

Store varmepumper og elpatroner i procesindustrien .............. 138

10.7

Yderligere fleksibelt elforbrug i industri og husholdninger ........ 139

10.8

Fleksibilitetspotentialer der ikke medtages i analysen .............. 145

Appendix – Antagelser for elproduktion ............................................ 147

11.1

VE-kapaciteter og profiler .................................................... 147

11.2

Fordeling af el- og varmekapacitet i Danmark ........................ 151

11.3

Tekniske data for eksisterende værker samt antagelser for

dekommissionering i udlandet .............................................. 155

Appendix – Behov for fleksibilitet ..................................................... 156

12.1

Valg af normalår ................................................................. 156

Appendix – Resultater fra Balmorel .................................................. 163

Appendix – Sammenligning med 2010-analyse .................................. 166

Referencer .................................................................................... 167

11.

12.

13.

14.

15.

Dok. 14/21506-19

3/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Sammenfatning

I 2010 gennemførte Dansk Energi og Energinet.dk en analyse af den samfunds-

økonomiske værdi af Smart Grid ud fra den præmis, at Smart Grid var fuldt

udbygget i 2025. Forventningerne til udbredelsen af solceller, elbiler og elvar-

mepumper har ændret sig betydeligt de seneste 5 år, og derfor er analysen op-

dateret med et bredere fokus. Muligheder for fleksibilitet i hele energisystemet

via øget integration af el, varme, transport og gassystemer, samt omverdenens

grad af fleksibilitet i elforbruget inddrages i de nye analyser.

Øget prisfleksibelt elforbrug operationaliseres i analyserne i et fleksibilitetssce-

narie, hvor halvdelen af det "ny elforbrug" fra elbiler, varmepumper og elektro-

lyse agerer prisfleksibelt, og 3-4 pct. af det "klassiske elforbrug" er afbrydeligt

ved høje elpriser. Dette sammenlignes med et scenarie, hvor hverken det "ny"

eller det klassiske elforbrug er prisfleksibelt. Analysen forudsætter altså en be-

stand af elbiler, varmepumper, brintproduktion og afbrydeligt forbrug og bereg-

ner værdien af at gøre en vis andel af disse teknologier prisfleksible.

I begge scenarier er kraftværker og store varmepumper samt import og eksport

med udlandet også leverandører af fleksibilitet i både Danmark og udlandet.

Metodisk sammenlignes omkostningerne ved at drive energisystemet i de to

situationer i 2025 og 2035, og for Danmark inddrages analyser af omkostnin-

gerne til at indpasse det nye elforbrug i distributionsnettet.

Behovet for produktionsfleksibilitet internt i Danmark er i høj grad drevet af

perioder med sammenfaldende højt residualforbrug (forbrug der skal dækkes ud

over vind og solproduktion) i udlandet og Danmark. Der er derfor gennemført

analyser af samtidigheden på residualforbruget. Analyserne viser, at residualfor-

bruget i udlandet og Danmark er korreleret, men der er få timer, hvor der er

sammenfald mellem det højeste residualforbrug i udlandet og Danmark. Det er

dog nødvendigt at følge udviklingen af fleksibel produktion på tværs af Europa

for at sikre sig, at det europæiske system fremadrettet også vil have den nød-

vendige fleksibilitet.

En særlig udfordring er, at der optræder få timer med meget højt residualfor-

brug. Det rejser spørgsmålet om, hvorledes man optimalt forsikrer sig mod de få

sjældne timer. I virkelighedens verden vil det kræve risikovillig kapital at inve-

stere i spidslastproduktionsanlæg, fordi antallet af prisspidser og deres fordeling

over årene vil være forbundet med stor usikkerhed. I Smart Energy-analyserne

benyttes en model med perfekt viden om fordelingen af timer med meget højt

residualforbrug. Derfor bestemmer modellen altid det økonomisk optimale for-

hold mellem bortkobling af forbrug og investering i yderligere spidslastkapacitet

i situationer, hvor elprisen rammer prisloftet. Denne rapports angivelser om

størrelsen af gevinster og tab skal derfor opfattes som de potentielt opnåelige.

Analyserne antyder, at det kan være et samfundsøkonomisk omkostningseffek-

tivt at håndtere den yderste, sjældne spids i residualforbruget ved hjælp af

bortkobling af konventionelt, ikke-fleksibelt elforbrug; men også at indførelsen

af fleksibelt elforbrug og afbrydeligt elforbrug vil reducere den nødvendige

mængde af bortkoblet elforbrug.

Dok. 14/21506-19

4/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

I modelanalyserne fås, at systemgevinsten af fleksibelt elforbrug og afbrydeligt

elforbrug i Danmark i 2035 er netto 97 mio. EUR/år, når det forudsættes at ud-

landet også introducerer fleksibelt og afbrydeligt forbrug. Hertil kommer en ge-

vinst på 17 mio. EUR/år, som Danmark opnår som følge af, at udlandet øger

deres fleksible elforbrug, og en nettogevinst på 2 mio. EUR/år på grund af lavere

omkostninger til at opretholde effekttilstrækkeligheden i Danmark. Der er med-

regnet, at fleksible elforbrugere sparer 10 mio. EUR/år på grund af tidsvarieren-

de nettariffer, hvilket repræsenterer sparede distributionsnetomkostninger. Dis-

se medtages ikke i den endelige samlede danske systemgevinst, idet besparel-

ser på distributionsnet er kvantificeret i separate analyser på faktiske distributi-

onsnet.

Disse modelberegninger af distributionsnet viser at fleksibelt elforbrug mindsker

det samlede investeringsbehov i distributionsnettene i Danmark. Den årlige be-

sparelse i investeringer i distributionsnettene ved at halvdelen af elbilerne og

varmepumperne oplader prisfleksibelt i 2035 er 7 mio. EUR.

Den samlede danske samfundsøkonomiske værdi i 2035 ved øget fleksibelt el-

forbrug er altså 113 mio. EUR/år, hvor systemgevinsten bidrager med 106 mio.

EUR/år og besparelser i distributionsnet bidrager med 7 mio. EUR/år.

Uden fleksibilitet i udlandet er udbuddet af fleksibilitet mindre og systemgevin-

sten af dansk fleksibelt elforbrug øges isoleret set fra 97 til 124 mio. EUR/år i

2035. I 2025 er netto systemgevinsten af dansk fleksibilitet henholdsvis 10 mio.

EUR/år med fleksibilitet i omverdenen og 18 mio. EUR/år uden fleksibilitet i om-

verdenen. Det er primært mindre volumen af fleksibelt elforbrug, der er årsag til

den lavere systemgevinst i 2025 i forhold til 2035.

Det er økonomisk fordelagtigt at gøre elforbruget til fremtidig brintproduktion

prisfleksibelt, selv om det kræver investeringer i øget elektrolysekapacitet og

brintlagring.

For den private aktør, der lader sin elbil fleksibelt, er den årlige gevinst 65 EUR i

2025 og 83 EUR i 2035, mens den for en gennemsnitlig fleksibel individuel var-

mepumpe er 128 EUR i 2025 og 110 EUR i 2035. Gevinsten skal fordeles mellem

ejerne af den fleksible teknologi, og de som faciliterer, at fleksibiliteten tilbydes

til elmarkedet, det vil sige aggregator og elbalanceansvarlig. Indførelsen af flek-

sibelt elforbrug kræver derfor udvikling af omkostningseffektive aggregerings-

løsninger for, at der kan tilbydes attraktive business cases til kunderne.

Det øgede prisfleksible elforbrug påvirker elprisen, og for 2035 betyder fleksibelt

og afbrydeligt elforbrug færre timer med både meget lave og meget høje elpri-

ser i markedet. Ændringen i elprisen påvirker indtjeningen for elproducenter

samt elomkostningen for konventionelle elforbrugere. Gevinsten for danske

vindmølleejere udgør 62 mio. EUR/år som følge af en øget afregningspris på 1,3

EUR/MWh, og at der bortkobles mindre vindproduktion. De almindelige elforbru-

gere sparer 36 mio. EUR/år på elregningen, svarende til 1,1 EUR/MWh, på grund

af øget fleksibelt elforbrug.

Denne sammenfatning uddybes i kapitel 2 om rapportens hovedkonklusioner.

Dok. 14/21506-19

5/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

2. Hovedkonklusioner

Forbrug og udland

Behovet for fleksibilitet er undersøgt med en statistisk analyse af residualforbru-

get for Danmark og 11 udvalgte EU-lande

(NWE), det vil sige, det elforbrug der

ikke dækkes af vind eller sol. Der er anvendt 12 års historiske datasæt med

konstruerede profiler for sol, vind og elforbrug for NWE.

Analysen viser, at selv med ufleksibel efterspørgsel er fordelingen af residualfor-

bruget kendetegnet ved, at der vil være en meget stor spredning. Særligt i den

del der vedrører det høje residualforbrug. Således udspænder 1 procentfraktilen

området mellem ca. 6 til 8 GW for Danmark og 270 GW til 340 GW for udlandet.

Det antyder, at det er relevant at se på mulighederne for at anvende fleksibelt

forbrug for at dække de få timer med høj efterspørgsel.

Endvidere viser analyserne, selv om der er en positiv korrelation mellem residu-

alforbruget i Danmark og nabolandene, så er det sjældent, at residualforbruget

er meget højt i begge områder samtidigt. Resultaterne er afhængige af, hvad

der defineres som et højt residualforbrug, fx er det i 0,016 pct. af timerne over

90 pct. af det maksimale residualforbrug i Danmark og NWE samtidigt, og det er

aldrig over 95 pct. samtidigt (se figur nedenfor).

Figur A

Residualforbrug i Danmark plottet mod residualforbug i udlandet.

Helt overordnet er det således det samlede residualforbrug i Europa, der langt

hen ad vejen sætter behovet for produktionsfleksibilitet i Danmark. Det er derfor

nødvendigt at følge udviklingen af fleksibel produktion på tværs af Europa for at

sikre sig, at det europæiske system, inklusive Danmark, også fremadrettet vil

have den nødvendige fleksibilitet til at dække residualforbruget på europæisk

plan.

Følgende lande er samlet kaldt "NWE" og medtaget i analysen på systemniveau: Belgien, Danmark,

England, Finland, Frankrig, Holland, Irland, Norge, Sverige, Tyskland, Østrig.

Dok. 14/21506-19

6/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

I scenariet uden indførelse af fleksibelt og afbrydeligt elforbrug viser modelana-

lyserne, at det kan være samfundsøkonomisk omkostningseffektivt at bortkoble

konventionelt elforbrug i Danmark i nogle få ekstremsituationer i stedet for at

dække den yderste spids i residualforbruget med spidslastværker. Introduktio-

nen af fleksibelt og afbrydeligt elforbrug reducerer behovet for bortkobling sva-

rende til en økonomisk værdi på 2 mio. EUR for Danmark i basisscenariet.

Endelig viser analyserne, at det danske residualforbrug i højere grad er influeret

af svingninger i produktionen fra vind og sol end vores nabolande set under et,

fordi VE-produktionen i Danmark udgør en højere del af den samlede elprodukti-

on end i vores nabolande.

Konklusionerne er nærmere beskrevet i rapportens kapitel 5.

Samfundsøkonomisk værdi af fleksibelt elforbrug i Danmark

I 2035 er behovet for fleksibilitet højere i både Danmark og udlandet end i

2025

, og mængden af fleksibelt elforbrug er især i Danmark antaget væsentlig

større end i 2025. Dette skyldes til dels, at der i Vindscenariet 2035

anvendes

en stor mængde brint til opgradering af biogas og fremstilling af transport-

brændstoffer, og dels at der er et relativt højt antal elbiler.

Gevinsten ved øget fleksibelt elforbrug i Danmark er bestemt som reduktionen i

omkostninger på system- og distributionsniveau i Danmark. Bidragene fra de to

niveauer til den samfundsøkonomiske værdi i Danmark i 2035 er vist på Figur B.

Figur B

Bidrag til samfundsøkonomisk værdi af øget fleksibelt elforbrug i Dan-

mark i 2035.

På distributionsniveau handler det om sparede investeringer til netforstærkning

på cirka 7 mio. EUR/år i 2035. På systemniveauet handler det hovedsageligt om

øget værdi af elhandlen på spotmarkedet ved at optimere det fleksible elforbrug

efter elpriserne. Dette giver en gevinst på 97 mio. EUR/år i 2035. Hertil kommer

I 2035 forudsættes der 740.000 elbiler og 285.000 individuelle varmepumper i Danmark og i 2025

145.000 elbiler og ca. 110.000 varmepumper.

Scenarierne for det danske energisystem i 2025 følger Energinet.dk's analyseforudsætninger [Ener-

ginet.dk 2014], mens de for 2035 følger antagelserne i Energistyrelsens vindscenarie [Energistyrel-

sen 2014], som indeholder meget vindkraft i elsystemet og en stor grad af elektrificering i både

varme-, gas- og transportsektoren.

Dok. 14/21506-19

7/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

en gevinst på 17 mio. EUR/år, som Danmark under alle omstændigheder vil

opnå, hvis udlandet øger deres fleksible elforbrug. Endelig medregnes en gevinst

på netto 2 mio. EUR/år i 2035, på grund af lavere omkostninger til at fastholde

effekttilstrækkeligheden i Danmark på grund af, at der i 2035 er behov for 100

MW mindre spidslastkapacitet i Østdanmark på grund af fleksibelt elforbrug.

Der er i systemgevinsten medregnet, at fleksible elforbrugere sparer 10 mio.

EUR/år på grund af tidsvarierende nettariffer, hvilket repræsenterer sparede

distributionsnetomkostninger. Den samlede danske systemgevinst uden sparede

distributionsnetomkostninger bliver derfor 106 mio. EUR/år (97 + 17 + 2 – 10).

Figur C viser den danske samfundsøkonomiske værdi fordelt på teknologier og

aktører i Danmark.

Figur C

Fordeling af samfundsøkonomisk systemgevinst i Danmark i 2035 på

aktører og teknologier i Danmark.

Den danske elhandelsbalance

bliver forbedret med 176 mio. EUR/år, og den

bidrager hermed væsentlig til den samlede danske systemgevinst. Elhandelsba-

lancen er nettogevinsten for danske elforbrugere og elproducenters handel med

udlandet, og er langt størstedelen af bidrag i Figur C for fleksible elforbrugere,

konventionelle elforbrugere og elproducenter.

Elhandelsbalancen udtrykker nettogevinst eller -tab for danske elproducenter og elforbrugere med

handel med udlandet.

Dok. 14/21506-19

8/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

De fleksible elforbrugere opnår tilsammen en gevinst på 85 mio. EUR/år.

Elomkostningen til fremstilling af brint til biogasopgradering og biobrændstof-

produktion i Vindscenariet kan reduceres med 55 mio. EUR/år ved at gøre elfor-

bruget til elektrolyseanlæg fleksibelt. Der er beregnet en optimal størrelse af

elektrolyseanlæg og brintlager for at minimere systemomkostningen, og det er

fundet, at elektrolysekapaciteten skal øges med ca. 200 MW til i alt 850 MW, og

brintlageret skal kunne indeholde ca. 15 fuldlasttimer brintproduktion. Som vist

på figuren er den samfundsøkonomiske gevinst på 37 mio. EUR/år inklusive

investering i ekstra elektrolyse- og brintlagerkapacitet.

Elbilerne og individuelle varmepumper opnår det meste af gevinsten på hhv. 37

og 16 mio. EUR/år via reduktion i betaling til spotmarkedet, men samlet 8 mio.

EUR/år skyldes reduktion i betaling af den tidsvarierende distributionsnettarif.

De store varmepumper og elkedler er fleksible i alle scenarier, og på grund af

øget fleksibelt elforbrug reduceres deres gevinst med ca. 5 mio. EUR/år, når

halvdelen af det ny elforbrug også bliver fleksibelt, og halvdelen af potentialet

for afbrydelighed inden for det klassiske elforbrug realiseres.

Uden fleksibelt elforbrug i udlandet øges gevinsten for de fleksible elforbrugere i

Danmark til 110 mio. EUR/år i forhold til 85 mio. EUR/år med fleksibelt elforbrug

i udlandet.

Til gengæld falder gevinsten for danske vindmøller og konventionelle elforbruge-

re, fordi det kræver store mængder fleksibelt elforbrug at ændre elpriserne sig-

nifikant til glæde for eksempel konventionelle forbrugere og vindkraft, og derfor

vil fleksibelt elforbrug i Danmark alene ikke føre til samme stigning i værdien af

dansk vindkraft som når der er fleksibelt elforbrug i hele NWE.

De tilsvarende analyser for 2025 giver en værdi af dansk fleksibelt elforbrug i

Danmark på 10 mio. EUR, såfremt udlandet også introducerer fleksibelt og af-

brydeligt forbrug. Den samme mængde dansk fleksibelt elforbrug øger system-

værdien i Danmark med 18 mio. EUR i 2025, hvis der ikke er fleksibelt elforbrug

i udlandet. Til gengæld koster introduktionen af fleksibelt elforbrug i udlandet

det danske elsystem 30 mio. EUR, således at det ender med et samfundsøko-

nomisk tab for Danmark på 20 mio. EUR i 2025, når fleksibelt elforbrug introdu-

ceres i både Danmark og udlandet. Det største tab er på flaskehalsindtægterne

hvor Danmark vil miste 37 mio. EUR, hvilket delvist opvejes af en gevinst i el-

handelsbalancen på 16 mio. EUR. Langt størstedelen af gevinsten opnås af de

fleksible elforbrugere i Danmark, der i 2025 udgør en relativt lille mængde i

forhold til situationen i 2035. Derfor begrænses den samlede gevinst fra dansk

fleksibelt elforbrug i 2025.

Med andre ord viser Smart Energy-analyserne, at der er stor forskel på den dan-

ske systemgevinst ved øget fleksibelt elforbrug i 2025 og 2035; men også at

øget fleksibelt elforbrug i Danmark giver en samfundsøkonomisk gevinst, uanset

Flaskehalsindtægter er på grund af prisforskel mellem transmissionsområder, og indtægten (pris-

forskel gange transporteret mængde) deles mellem områdernes TSO'er.

Dok. 14/21506-19

9/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

om udlandet har øget fleksibelt elforbrug. Udlandets mængde af fleksibelt elfor-

brug påvirker værdien af den danske fleksibilitet samt hvilke aktører der opnår

gevinster.

Besparelsen i investeringer i distributionsnettene udgør en mindre del af den

samlede samfundsøkonomiske værdi af fleksibelt elforbrug i Danmark. Gevin-

sten for distributionsnettet ved fleksibelt elforbrug er bestemt som forskellen

mellem omkostninger

til traditionel netudbygning i 0,4-20 kV-nettet i scenari-

erne med fleksibelt og ufleksibelt elforbrug for 2035. I fleksibilitetsscenariet er

halvdelen af de ca. 740.000 elbiler og 285.000 individuelle varmepumper flek-

sible. Endvidere er der forsøgsvis indført en modelmæssig begrænsning kaldet

'Gridmax', der begrænser alle elbilers og individuelle varmepumpers samlede

elforbrug pr. time til maksimalt 20 pct. af det konventionelle danske spidslastel-

forbrug. Gridmax svarer til, at en aggregator eller balanceansvarlig udjævner

forbruget i en portefølje af elbiler og varmepumper, i stedet for at alle følger

prissignalet samtidigt. Resultaterne for distributionsniveauet er anført i tabel C.

2035 Scenarium

Nonflex

Flex

Flex (uden Gridmax)

0,4 kV

EUR 210 mio.

EUR 120 mio.

EUR 140 mio.

10-20 kV

EUR 250 mio.

EUR 220 mio.

EUR 230 mio.

Total

EUR 460 mio.

EUR 340 mio.

EUR 370 mio.

Tabel C Netudbygningsomkostninger i 0,4 og 10-20 kV-distributionsnet i Dan-

mark frem til 2035 i forskellige scenarier.

I et elsystem, hvor elbiler og varmepumper er ufleksible, vil der i 2035 være

behov for at have udbygget distributionsnettet for samlet 460 mio. EUR I Flex-

scenariet nedsættes netudbygningsomkostningen i Danmark frem til 2035 med

ca. 120 mio. EUR fra 460 mio. EUR til 340 mio. EUR, hvoraf den største bespa-

relse forekommer i 0,4 kV-nettet. Den samlede omkostningsbesparelse ved flek-

sibelt elforbrug og Gridmax frem til 2035 svarer til en annuiseret årlig besparel-

se i distributionsnettene på ca. 9 mio. EUR/år.

Hvis samtidigheden af elforbrug fra elbiler og individuelle varmepumper ikke

begrænses (det vil sige uden Gridmax), øges investeringsbehovet 30 mio.

EUR/år frem til 2035 til 370 mio. EUR/år. Den annuiserede, årlige besparelse

uden Gridmax-begrænsningen er da ca. 7 mio. EUR/år. En initial vurdering er at

den relativt lave gevinst ved Gridmax-begrænsningen ikke vil kunne forrente

investeringerne i netovervågning og styring af enheder nødvendig for at realise-

re den koordinerede opladning af elbiler og varmepumper. Derfor regnes bidra-

get fra distributionsniveauet til den samlede værdi af øget fleksibelt elforbrug i

Danmark som de reducerede investeringer uden Gridmax-begrænsningen, det

vil sige 7 mio. EUR/år.

Konklusionerne for system- og distributionsniveau er nærmere beskrevet i hen-

holdsvis kapitel 6 og kapitel 7.

Det skal bemærkes at estimaterne for Danmark som helhed er usikre på grund af der er anvendt

opskalering af beregninger for 0,4-20 kV fra to netområder til at give et samlet estimat for alle net-

områder i Danmark.

Dok. 14/21506-19

10/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Privatøkonomisk værdi af fleksibelt elforbrug i Danmark

Den årlige besparelse på elregningen for en gennemsnitlig fleksibel elbil i Dan-

mark er 65 EUR/år i 2025 og 83 EUR/år i 2035, mens den er henholdsvis 128

EUR/år i 2025 og 110 EUR/år i 2035 for en gennemsnitlig fleksibel individuel

varmepumpe. Besparelsen består både i indkøb af el til lavere pris på elspot-

markedet og lavere betaling for eldistribution, idet eldistributionstariffen følger

en 2-ledstarif over døgnet.

Opgjort pr. enhed er gevinsten større for en fleksibel varmepumpe end for en

elbil, fordi det årlige elforbrug er større for en gennemsnitlig varmepumpe end

for en gennemsnitlig elbil, mens gevinsten opgjort pr. forbrugt MWh er højest

for elbilen. Gevinsterne må formodes at skulle deles mellem ejeren og en aggre-

gator eller balanceansvarlig, og skal også dække ekstrainvesteringer til fx øget

styrbarhed af enheden.

Fleksibelt elforbrug i 2035 øger elprisen i timer med meget lave elpriser og fører

til mindre bortkobling af vindproduktion. Hermed opnår vindmølleejere i Dan-

mark en samlet en gevinst på 62 mio. EUR/år, hvilket svarer til en øget afreg-

ningspris for vindstrømmen på +1,3 EUR/MWh i gennemsnit for vindmøller i

Danmark, samt der bortkobles ca. 0,3 TWh mindre vind, der også får denne

afregningspris.

Figur 1

Gevinster mellem el og varmeproducenter på grund af øget fleksibelt

elforbrug i Danmark i Flex-scenariet 2035.

Tilsvarende reducerer det fleksible elforbrug antallet af timer med meget høje

elpriser i Danmark, fordi behovet for spidslastværker reduceres. Hermed reduce-

res konventionelle elkunders elregning med samlet 36 mio. EUR/år, svarende til

1,1 EUR/MWh.

Dok. 14/21506-19

11/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

På NWE-plan drejer det sig om en øgning i afregningsprisen på vindstrøm på 1,1

EUR/MWh og en reduceret elregning for konventionelle kunder på 1,0 EUR/MWh.

Samlet set bortkobles i NWE ca. 4,8 TWh mindre vind, når fleksibelt elforbrug er

til stede i markedet.

Konklusionerne omkring privatøkonomiske effekter er nærmere beskrevet i af-

snit 6.8 og afsnit 8.2 i rapporten.

Følsomhedsanalyser

Der er udarbejdet følsomhedsscenarier for de vigtigste antagelser om fleksibili-

teten i 2035. Generelt set fører endnu mere fleksibelt forbrug (det vil sige mere

volumen og færre restriktioner i fleksibiliteten) til en højere systemgevinst i

NWE, der i udgangspunktet med halvt fleksibelt forbrug og halvt realiseret af-

brydelighed er 2 mia. EUR i 2035.

Såfremt mængden af fleksibelt elforbrug stort set fordobles ved at alle elbiler og

individuelle varmepumper regnes fleksible og potentialet for afbrydeligt elfor-

brug realiseres fuldt (i stedet for 50 pct. i basisantagelsen) øges den samlede

værdi af fleksibelt elforbrug i hele modelområdet med ca. 60 pct. Værdien af

fleksibelt elforbrug per enhed er altså aftagende som følge af større udbud af

fleksibilitet. I dette Maxflex-scenarie er der også dobbelt så meget fleksibilitet

fra elbiler, individuelle varmepumper og afbrydeligt elforbrug i Danmark. Allige-

vel falder systemgevinsten af fleksibilitet fra 114 mio. EUR/år til 82 mio. EUR/år

i Danmark, fordi NWE får relativt mere fleksibilitet end i Danmark, på grund af

fleksibiliteten fra elektrolyse i Danmark ikke ændrer sig.

Som basisantagelse er det blevet forudsat, at fleksibelt elforbrug kan påvirke

investeringerne i spidslastværker i elsystemet, men ikke investeringer i andre

elproduktionsteknologier. Såfremt sammenhængene mellem introduktion af

fleksibelt elforbrug, elpriser og investeringsbeslutninger forudsættes så velfun-

gerende, at fleksibelt elforbrug koordineres optimalt med alle typer kraftværks-

og offshore vindinvesteringer, øges systemgevinsten i NWE med ca. 40 pct. i

forhold til basisantagelsen.

Investering i brintlager har stor indflydelse på systemgevinsten i Danmark, idet

den uden øget brintlagring sænkes fra 114 til 73 mio. EUR/år i 2035. Betydnin-

gen af brintlageret er dog markant mindre i kombination med Maxflex, hvor

systemgevinsten kun sænkes fra 82 til 76 EUR/år. Det ekstra fleksible elforbrug

fra elbiler, individuelle varmepumper og afbrydeligt elforbrug i både Danmark og

udlandet i Maxflex gør, at ekstra elektrolyse- og brintlagerkapacitet i Danmark

systemoptimalt set skal være væsentlig mindre og hermed bidrager mindre til

systemgevinsten i Danmark.

Dok. 14/21506-19

12/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

3. Indledning

3.1 Baggrund for analyserapporten

I regeringens Smart Grid Strategi fra april måned 2013 blev Dansk Energi og

Energinet.dk bedt om at opdatere analysen af den samfundsøkonomiske værdi

af Smart Grid, som blev publiceret i 2010 [Energinet.dk, Dansk Energi 2010].

Begrundelsen herfor var blandt andet, at forventningerne til udbredelsen af sol-

celler, elbiler og elvarmepumper havde ændret sig betydeligt de seneste 3 år.

Dansk Energi og Energinet.dk har valgt et bredere fokus for den nye analyse,

nemlig Smart Energy. Hermed medtages muligheder for fleksibilitet i hele ener-

gisystemet via øget integration af el, varme, transport og gassystemer. Denne

analyse skal ses som et supplement til Energistyrelsens scenarieanalyser fra

2014 der viser mulige veje til, hvordan energipolitiske målsætninger kan opfyl-

des.

Målgruppen for analyserapporten er personer med et forhåndskendskab til el-

markedet og med interesse for fleksibelt elforbrug og samspillet mellem dette og

det øvrige energisystem. Metode og antagelser til denne rapport blev diskuteret

med interessenter på en høringsworkshop den 24. februar 2015.

Dansk energisystem i gang med grøn omstilling

Det danske el- og varmesystem gennemgår i disse år en kraftig omstilling til

mere grøn energi fra biomasse samt fluktuerende vind- og solproduktion. I na-

bolande ses en tilsvarende satsning på fluktuerende elproduktion, hvilket samlet

set fører til, at elproduktion fra traditionelle kraftværker er faldende i takt med,

at den fluktuerende elproduktion er stigende. Andre dele af energisystemet, som

i øjeblikket står udenfor CO

-kvote-systemet såsom transport- og gassystemer-

ne, er også så småt ved at integrere mere vedvarende energi.

Den forandring stiller i stigende grad krav til fleksibilitet, ikke kun i elsystemet,

men også i de øvrige dele af energisystemet. Denne analyse vil derfor tage ud-

gangspunkt i Smart Energy-området, og ikke kun Smart Grid, som i den tidlige-

re analyse.

Værdien af et Smart Energy-system afhænger af en række parametre, der er

centrale for behovet for fleksibilitet, fx andelen af vind- og solkraft på systemni-

veau samt andelen af elbiler, individuelle varmepumper og solceller på distribu-

tionsniveau i takt med udviklingen af energisystemet over tid. I analysen tages

udgangspunkt i scenarier for, hvordan disse parametre kan udvikle sig i 2025 og

2035. Dette er ikke en prognose for behovet for fleksibilitet i 2025 og 2035, men

en analyse af, hvordan behovet kan dækkes med et på forhånd defineret scena-

rie.

Fleksibilitet påvirker forsyningssikkerhed og omkostningseffektivitet

Historisk har kraftværker leveret en stor andel af den fleksibilitet, der har været

behov for. Fleksibilitetsopgaven for kraftværkerne har været at tilpasse produk-

tionen til svingninger i forbrug (variabilitet), men de har også leveret hurtig

fleksibilitet, hvis eksempelvis et kraftværk eller en udlandsforbindelse pludselig

Dok. 14/21506-19

13/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

havarerede (usikkerhed). Dermed har variabilitet hovedsageligt været knyttet til

forbruget, men usikkerheden primært har været knyttet til produktionen.

Stigning i andelen af vedvarende energi som vind og sol øger behovet for elsy-

stemets fleksibilitet, da vedvarende energi:

•

Øger variabiliteten og usikkerheden på produktionssiden.

Erstatter konventionel fossil produktionskapacitet, hvormed eksisterende

fleksibilitet på produktionssiden i elsystemet reduceres.

Overordnet set skal det danske energisystem i samarbejde med nabolandene

være fleksibelt nok til fortsat at have en høj forsyningssikkerhed. Endvidere skal

energisystemet indeholde nok fleksibilitet til at sikre en samfundsøkonomisk

fornuftig udnyttelse af den fluktuerende energi fra vindkraft og solceller. Desu-

den skal omkostninger til udbygning af distributionsnet medtages i vurderingen

af omkostningseffektiv anvendelse af fleksibelt elforbrug.

Behovet for balancering i elsystemet

I et elsystem med en stigende andel af vind og sol kommer der også fortsat et

stort behov for at balancere elsystemet. For at balancere elsystemet både i mar-

kedet og i driften skal der være nok pålidelig elproduktionskapacitet, afbrydeligt

og fleksibelt elforbrug og elnetkapacitet til at dække de dimensionerede hændel-

ser i elsystemet (fx udfald af værker og transmissionslinjer i kombination med

højt elforbrug og lav vindkraftproduktion).

Det er både produktion, forbrug og lager, der kan levere fleksibiliteten til elsy-

stemet. Hermed konkurrerer disse teknologier om at levere fleksibiliteten billigst

muligt. Lagring kan anvendes til balancering af den fluktuerende elproduktion.

Fleksibelt elforbrug indenfor hhv. gas, varme og transport kan levere balance-

ring af elsystemet på forskellige tidshorisonter og mængder af energilagring.

Derudover kan storskala brintproduktion (til opgradering af biogas og fremstil-

ling af grønne transportbrændstoffer) øge mulighederne for fleksibelt elforbrug

og hermed også konkurrencen med fleksibilitet fra elproduktion samt andre ty-

per fleksibelt elforbrug fra fx elbiler og individuelle varmepumper.

Kravet om at energisystemet skal indeholde nok fleksibilitet til at give en sam-

fundsøkonomisk fornuftig udnyttelse af den fluktuerende vind- og solenergi om-

handler balancen mellem yderligere fleksibilitet i energisystemet over for salg af

vind- og solenergi til meget lave priser i nogle timer.

Overordnet set kan siges, at ny fleksibilitet skal tilføjes til elsystemet, så længe

det reducerer de samfundsøkonomiske omkostninger ved at udbygge og drive

elsystemet.

3.1 Formål

På både systemniveau og distributionsniveau har fleksibelt elforbrug betydning

for de samlede omkostninger til at omstille energisystemet. Derfor er begge

niveauer medtaget i analysen, således at der kan tegnes et samlet billede af,

hvor stor den økonomiske værdi af fleksibelt elforbrug er.

Dok. 14/21506-19

14/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Analysens formål er først at vurdere det fremtidige fleksibilitetsbehov i det dan-

ske elsystem, og hvordan udlandet påvirker dette. Derefter at kvantificere,

hvordan øget fleksibelt forbrug i både Danmark og udlandet påvirker omkost-

ningerne til at investere og drive det danske energisystem, der i fremtiden er

præget af fluktuerende elproduktion og en høj grad af elektrificering. Specielt

undersøges hvordan øget fleksibelt forbrug påvirker:

•

Omkostningerne til at opretholde uændret effekttilstrækkelighed i Dan-

mark.

Omkostningerne til at indpasse det nye elforbrug i distributionsnettet i

Danmark.

Værdien af den fluktuerende elproduktion.

På baggrund af dette gives et estimat for de samlede samfundsøkonomiske ge-

vinster i 2025 og 2035 ved øget fleksibelt elforbrug, samt en vurdering af den

selskabsøkonomiske gevinst ved fleksibelt elforbrug fra forskellige teknologier.

3.2 Overordnede forudsætninger

Præmissen for analyserne er den grønne omstilling i Danmark, der forudsætter

en markant udvikling i storskala fluktuerende elproduktion samt distribuerede

energiressourcer. Dette er i analysen repræsenteret ved brug af energiscenarier.

Det er dermed en analyse af, hvordan et givent sæt af fleksible teknologier age-

rer i markedet, og dermed ikke en analyse af det optimale miks af fleksibilitets-

teknologier i et givent energisystem.

Scenarier for udvikling af energisystemet og potentialet for fleksibelt

elforbrug

Smart Energy-analysen anvender følgende scenarier for udvikling af det danske

energisystem:

•

I 2025 Energinet.dk's analyseforudsætninger [Energinet.dk 2014].

I 2035 Energistyrelsens Vindscenarie [Energistyrelsen 2014].

Potentialet for fleksibelt elforbrug i 2025 og 2035 er illustreret i Figur 2 sammen

med det konventionelle elforbrug i Danmark. Det ses, at potentialet for fleksibelt

elforbrug med de givne antagelser vokser signifikant fra 2025 til 2035.

Dok. 14/21506-19

15/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 2

Konventionelt elforbrug og nyt fleksibelt elforbrug (blandt andet elbiler,

varmepumper, elektrolyse) i hhv. 2025 og 2035. Desuden regnes en

andel af det konventionelle elforbrug som afbrydeligt elforbrug.

Vindscenariet 2035: Grøn el bruges til decarbonisering af hele energisy-

stemet

I Figur 3 ses den historiske udvikling af Danmarks energisystem 1980-2012,

samt antagelser i Vindscenariet 2035 og 2050 med hensyn til bruttoforbrug,

samlet fossilfri energiproduktion opdelt på vind, biomasse. I 2025 er vist Energi-

net.dk's analyseforudsætninger for elforbrug og elproduktion.

Det overordnede scenarie for det danske energisystem i 2035 i denne rapport

bygger på Vindscenariet taget fra Energistyrelsens seneste scenarieanalyser

[Energistyrelsen 2014]. Dette scenarie har et højt fleksibilitetsbehov på grund af

stor VE-produktion og stor elektrificering.

Scenariet i 2035 er en del af vejen til et fossilfrit energisystem i 2050, hvor grøn

elektricitet bruges ikke kun i el og varmesektoren, men til produktion af trans-

portbrændsler i kombination med biomasse. Desuden forudsættes en betydelig

reduktion i energiforbruget i Vindscenariet for at nå et 100 pct. fossilfrit energi-

system i 2050.

Dok. 14/21506-19

16/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 3

Historisk udvikling 1980-2012 [Energistyrelsen 2014d] samt antagelser

i Vindscenariet 2035 og 2050 [Energistyrelsen 2014] for forbrug og

produktion af energi i Danmark. Desuden er installeret vindkapacitet

vist. I 2025 er elforbrug og installeret vindkapacitet taget fra

[Energinet.dk 2014].

Dok. 14/21506-19

17/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

4. Overordnet metodebeskrivelse

I dette kapitel gennemgås metoden i det foreliggende analysearbejde, og der

redegøres for operationaliseringen af fleksibilitet. Afsnit 4.2 giver et overblik

over analysens metode og de efterfølgende kapitler. Afsnittene 4.3 til 4.5 fortæl-

ler om fleksibilitetsanalyserne på systemniveauet, mens afsnit 4.6 kortfattet

omhandler distributionsniveauet. Endelig redegør afsnit 4.7 for sammenhængen

med den tidligere Smart Grid-analyse.

4.1 Generelt om fleksibilitet

Historisk har kraftværker og herunder fjernvarmesystemet leveret en stor andel

af den fleksibilitet, der har været behov for. Fleksibilitetsopgaven for kraftvær-

kerne har været at tilpasse produktionen til svingninger i forbrug (variabilitet),

men de har også leveret hurtig fleksibilitet, hvis eksempelvis et kraftværk eller

en udlandsforbindelse pludselig havarerer (usikkerhed). Dermed har variabilitet

hovedsageligt været knyttet til forbruget, mens usikkerheden primært har været

knyttet til produktionen. Og faktorer som reguleringshastigheder (ramp rates),

maksimal op- og nedregulering m.v. har været traditionelle måleparametre for

fleksibilitet i elsystemet.

Fleksibilitetsteknologier kan deles op i kategorier:

Produktion – ændring i elproduktionsmønster, herunder kraftværker og

kraftvarmeværker.

Forbrug – ændring af forbrugsmønster, herunder både forbrug som fjer-

nes, flyttes eller tilføjes.

Lagring– - lagring af el, herunder er det både teknologier, hvor el lagres

i eksisterende form eksempelvis batterier eller lagring via andre medier

såsom fx brintlagring.

Infrastruktur – flytning af el, herunder handler det ofte om udnyttelse af

geografiske forskelle mellem områder eller mere fleksibel styring af net-

tene.

Behovet for fleksibilitet har ændret sig over tid. Tidligere var det største behov

for fleksibilitet givet ved svingninger i forbruget, hvor der nu er et stigende be-

hov for at levere fleksibilitet ved svingninger i produktionen på grund af større

og større andele af fluktuerende vedvarende produktionskilder (vind og sol).

Som følge af denne forskydning knyttes variabiliteten i stigende grad også til

produktionssiden på grund den større variation, der kommer i takt med stigende

andel af sol og vind, mens usikkerheden i stigende grad også knyttes til den

uforudsigelighed, der er i prognoser, og den påvirkning som opstår ved udfald

eller fejl i elsystemet.

I denne analyse forudsættes, at elsystemet kontinuerligt kan matche elforbrug

og elproduktion, det vil sige til hver en tid kan håndtere den tidslige og geografi-

ske variation i elproduktion og elforbrug. Mere specifikt giver det følgende anta-

gelser om elsystemets fleksibilitet:

Time-for-time-efterspørgslen efter el skal kunne dækkes under forud-

sætning af gennemsnitlig tilgængelighed af dispatchable produktions-

enheder, lagringsenheder og elnet.

Der skal være nok elproduktionskapacitet og afbrydeligt elforbrug til

at sikre effekttilstrækkeligheden (fx håndtere de udfald af værker og

Dok. 14/21506-19

18/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

transmissionslinjer i kombination med højt elforbrug og lav vindkraft-

produktion).

Det betyder også, at den fleksibilitet, som ligger i at håndtere afvigelser mellem

planlagt produktion og forbrug og realiseret produktion og forbrug på grund af

forudsigelsesfejl ikke er inkluderet i denne analyse.

4.2 Overblik over analysedesign

Analysen opdeles i to niveauer:

Systemniveauet i Danmark og NWE,

der omhandler balance mellem pro-

duktion og forbrug på overordnet niveau. Da elsystemet i Danmark er

tæt forbundet med især nabolandene og Nordvesteuropa (samlet set

kaldet NWE i analysen, se Figur 6)

, er det relevant at se på hele dette

system for at vurdere udbud og efterspørgsel på fleksibilitet i fremtiden,

og hvordan det påvirker værdien af den danske fleksibilitet.

Distributionsniveauet i Danmark,

der omhandler omkostninger til netfor-

stærkninger i 0,4 kV- og 10-20 kV-nettene i Danmark på grund af flere

solceller, elbiler og individuelle varmepumper.

Analysens overordnede metode er illustreret i Figur 4.

Figur 4

Overordnet metode i analysen som viser, hvilke inputdata der gives til

modellerne samt, hvilke output som modellerne leverer, der gør det

muligt at vurdere værdien af fleksibilitet i 2025 og 2035.

Der er i figuren vist, i hvilket kapitel i rapporten, de enkelte dele bliver gennem-

gået med hensyn til uddybende detaljeret metode samt antagelser og resultater.

Følgende lande er samlet kaldet

NWE

og medtaget i analysen på systemniveau: Belgien, Danmark,

England, Finland, Frankrig, Holland, Irland, Norge, Sverige, Tyskland, Østrig.

Dok. 14/21506-19

19/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

I efterfølgende kapitler gives en kortere beskrivelse af de enkelte dele af meto-

den, der er vist i Figur 4.

4.3 NWE og Danmarks energisystem-konfiguration 2025 og 2035

Konfigurationen af energisystemet beskriver teknologisammensætningen og

relevante driftsparametre for landenes energisystem. Her er angivet landenes

produktionskapacitet inden for blandt andet el- og varmeproduktion samt elfor-

brug fordelt på klassisk elforbrug og nye typer af elforbrug. Desuden angives

eltransmissionskapacitet mellem landene samt antagelser for fx brændsels- og

-priser og investeringsomkostninger for teknologier.

Der er en række parametre, der er centrale for værdien af fleksibilitet fx beho-

vet for fleksibilitet på systemniveau (Danmark og NWE), som blandt andet be-

stemmes af, hvor stor del af elforbruget, som dækkes af vind og sol (residual-

forbruget). Nye typer elforbrug indenfor el-til-varme (store varmepumper og

elkedler i fjernvarme og procesvarme) samt el-til-transport (blandt andet via

elbiler og elektrolyse) udgør her et signifikant potentiale for fleksibelt elforbrug

på systemniveau. Desuden har især antallet af elbiler og individuelle varme-

pumper betydning for værdien af fleksibilitet på distributionsniveau.

I analysen er valgt Energistyrelsens Vindscenarie som dansk energisystem-

konfiguration i 2035, idet der hermed opnås et højt fleksibilitetsbehov (på grund

af vindudbygning) samt højt potentiale for fleksibelt elforbrug både på system-

og distributionsniveau i Danmark.

I analysen er valgt Energinet.dk's analyseforudsætninger som dansk energisy-

stem konfiguration i 2025, hvor der gives scenarier for elproduktionskapacitet,

herunder udbygning af vind og sol samt scenarier for antallet af elbiler og var-

mepumper. Der er generelt et lavere fleksibilitetsbehov på systemniveau samt

lavere potentiale for fleksibelt elforbrug både på system- og distributionsniveau i

2025 end i 2035 konfigurationen.

I analysen er valgt en NWE energisystem-konfiguration for 2025 og 2035, der

afspejler en fortsat udbygning af vind og sol, hvilket fører til et stigende fleksibi-

litetsbehov på systemniveau. Desuden er der for landene antaget en stigning i

antal elbiler proportionelt med udviklingen i Danmark 2025 og 2035, samt en

andel af afbrydeligt elforbrug ved høje elpriser svarende til Danmarks andel.

Dette sikrer, at udlandet også får øget potentiale for fleksibelt elforbrug, hvilket

har betydning for værdien af det danske fleksible elforbrug.

Detaljer om energisystem-konfigurationerne i Danmark og NWE fremgår af Ap-

pendix 9.1.

4.4 Metode for behov for fleksibilitet i Danmark og NWE (kapitel 5)

I kapitel 5 analyseres behovet for fleksibilitet på systemniveau.

Behovet for fleksibilitet i fremtidens energisystem kan i store træk sidestilles

med forskellen på forbrug og fluktuerende produktion fra vind og sol, også kal-

det residualforbruget:

Residualforbrug = Klassisk elforbrug + Nyt elforbrug

−

(Sol + Vind produktion)

Dok. 14/21506-19

20/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Residualforbruget er altså det forbrug, der mangler at blive dækket efter vind og

sol er fraregnet, eller hvis residualforbruget er negativt, er det den overproduk-

tion, som skal eksporteres, hvis ikke den kan afsættes i Danmark.

Når vind og sol produktionen stiger vil behovet for fleksibilitet alt andet lige æn-

dre sig. Såfremt elforbruget bliver fleksibelt, vil det tilsvarende påvirke residual-

forbruget og hermed omkostningen til at dække det. Metoden er baseret på en

lignende analyse i Energikoncept 2030

Fra NWE og DK energisystem-konfigurationen i 2035 er der specificeret vind- og

solproduktionskapaciteter samt nyt elforbrug, hvormed residualforbruget i 2035

kan beregnes for forskellige dataserier for vindkraft og solcelle profiler (det vil

sige variationen i produktion) samt antagelser for

delvist ufleksibelt

elforbrug.

Der benyttes 12 års historiske dataserier for vind og sol [Marinelli et al 2014]

til en statistisk analyse af det fremtidige residualforbrug for NWE og Danmark.

Formålet er blandt andet at udvælge ét år, hvor profilerne for vind, sol og elfor-

brug bedst repræsenterer behovet for fleksibilitet på systemniveau, men samti-

dig giver en rimelig gennemsnitlig årlig værdi af fleksibiliteten. Tidsserierne for

vind, sol og forbrug dette år bruges herefter i modellerne, som beregner værdi-

en af fleksibilitet på system- og distributionsniveau.

Residualforbruget i de statistiske tidsserier er analyseret i det danske elsystem i

2035 på både time-, døgn-, uge- og månedsbasis. Tilgangen er at bruge 12 års

historiske målinger af vind og sol i timeopløsning som grundlag. Sammenholdt

med forventet installeret effekt og effektkurver i 2035 beregnes produktionen

fra sol og vind med input af12 års historiske data. Forbruget er et resultat af

scenarieberegninger for 2035. Således opnås et datasæt med 12 års data, der

alle repræsenterer scenariet for 2035. Der er altså et stort statistisk grundlag for

at vurdere karakteren af residualforbruget i fremtiden inklusive særligt ekstreme

hændelser.

4.5 Metode for systemniveau analyse (kapitel 6)

Systemniveauet beregnes primært via Balmorel

-modellen, der er sat op i hen-

hold til 'NWE og Danmarks energisystem-konfiguration 2025 og 2035' det vil

sige anlægskapaciteter, priser m.v. følger Energistyrelsens analyseforudsætnin-

ger 2025 og Energistyrelsens Vindscenarie 2035 i Danmark.

Balmorel er en simplificeret model af elsystemerne for de grønne lande, se Figur

6. Der er for Danmark og få andre områder også modelleret efterspørgsel på

fjernvarme. Specielt for 2035 er der desuden modelleret efterspørgsel på elfor-

brug til brint til bioraffinaderier i Danmark samt til industrielle processer (jf.

Vindscenariet).

Balmorel er en partiel ligevægtsmodel, der minimere omkostningen ved at leve-

re el, varme og visse transportbrændsler ud fra blandt andet de eksogent givne

kapaciteter samt endogent bestemte nye kapaciteter (investeringer). Modellens

beregnede marginale omkostninger til efterspørgsel efter el svarer til elprisen pr.

Metode fra Energikoncept 2030, Energinet.dk,

www.energinet.dk/energianalyser

www.balmorel.com.

Dok. 14/21506-19

21/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

time. Markedsmæssigt kan Balmorel siges at være en model af day-ahead-

elmarkederne på grund af at Balmorel forudsætter, at alle input kan forudsiges

perfekt, det vil sige ikke medregner genplanlægning af elproduktionen som følge

af forudsigelsesfejl i fx vindkraftproduktionen. Fleksibelt elforbrug kan påvirke

omkostning og dermed elpriser i Balmorel-modellen. I figuren er det illustreret,

hvordan fleksibelt forbrug påvirker elprisdannelsen i perioder med hhv. meget

og lidt vindproduktion.

Figur 5

Fleksibelt forbrug flytter efterspørgslen fra perioder med lav til høj

vind- og sol-elproduktion, hvorved elprisen sænkes i højprisperioder og

øges i lavprisperioder.

Indflydelsen af fleksibilitet på systemniveau kvantificeres ved at sammenligne to

scenarier med forskelligt niveau af fleksibilitet fra nye typer af elforbrug "Non-

flex"- og "Flex-scenarie", som det er vist i Figur 6.

Dok. 14/21506-19

22/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 6

Oversigt over fleksibilitetsleverandører i hhv. Nonflex- og Flex-scenarie

som skal bruges til at dække residualforbruget i day-ahead-markedet.

I 2025 er der ikke elektrolyse og brintlagring i Danmark. Balmorel-

modellen beregner day-ahead-markedet i de grønne lande i figuren

("NWE"), mens der er fast elhandelsprofil til de lyseblå lande i figuren.

Nonflex-scenariet

har det meste elforbrug et ufleksibelt driftsmønster, fx

elbiler i Danmark og NWE samt individuelle varmepumper og elektrolyseanlæg i

Danmark. Det kaldes derfor for Nonflex-scenariet, fordi dette elforbrug ikke del-

tager til at levere fleksibiliteten. Hermed er det de traditionelle fleksibilitetsleve-

randører det vil sige eksisterende kraftværker, eludveksling med udlandet samt

nye investeringer i kraftværker og spidslastværker, der skal levere fleksibiliteten

i Nonflex-scenariet i Danmark. Endvidere forudsættes det, at store varmepum-

per og elkedler i fjernvarmen og procesindustri også drives fleksibelt, det vil

sige, de samoptimeres med de eksisterende varmelagre i forhold til el- og var-

memarkederne.

Samlet set skal fleksibilitetsleverandørerne kunne dække residualforbruget på

day-ahead-markedet i Nonflex-scenariet.

Flex-scenariet

har elforbruget et fleksibelt driftsmønster, hvor elbiler i Dan-

mark og NWE samt danske individuelle varmepumper optimeres i forhold til

elpriserne under hensyntagen til de komfortbegrænsninger, som skal opfyldes

eksempelvis opladningsniveau af elbilsbatteriet og variation i indetemperatur i

huse med varmepumper. Desuden kan Balmorel endogent tilføje (investere)

ekstra elektrolysekapacitet og brintlager, så elforbruget for elektrolyse bliver

fleksibelt – modellen bestemmer den optimale størrelseskapacitet og lager i

Dok. 14/21506-19

23/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

forhold til besparelse i omkostninger til elforbruget på day-ahead-markedet med

et fleksibelt driftsmønster af elektrolyse.

I Flex-scenariet repræsenteres yderligere fleksibilitet i det konventionelle elfor-

brug som et prisafhængigt, afbrydeligt elforbrug. I Flex-scenariet skal fleksibili-

tetsleverandørerne tilsvarende kunne dække residualforbruget på day-ahead-

markedet, hvilket betyder, at fx investering i spidslastværker bliver påvirket af

den øgede mængde forbrugsfleksibilitet i forhold til Nonflex-scenariet.

Samspil mellem spotmarked og kapacitetsmekanisme

Der forudsættes i Balmorel-modellen et energy-only marked i NWE, det vil sige,

nye investeringer skal være rentable ud fra spotmarkedsprisen uden en særskilt

betaling for kapacitet.

Det medfører, at elpriser i Balmorel sikrer, at nødvendige investeringer i fx

spidslastværker bliver rentable, så day-ahead-kapacitetsbehovet bliver opfyldt.

Der foretages investeringer i Balmorel i produktionskapacitet i NWE samt desu-

den i brintlager i Danmark for at opfylde kapacitetsbalancen ud fra perfekt for-

udsigelighed day-ahead (det vil sige uden prognosefejl) og med bortkobling af

forbrug til 3.000 EUR/MWh, som øvre betalingsvillighed for at sikre effekttil-

strækkeligheden (kapacitetsbalancen).

Spotmarkedet vil ikke give økonomisk incitament til, at der gennemføres yderli-

gere kapacitetsinvesteringer for at fastholde uændret effekttilstrækkelighed i

Danmark. Dermed kan det på grund af effekttilstrækkeligheden være nødven-

digt med yderligere tiltag, som ud over energy-only markedet, kan hjælpe med

at sikre, at den forudsatte mængde investeringer bliver foretaget.

Prisdannelsen i day-ahead-markedet i Balmorel vil være uændret, om kapaci-

tetsinvesteringer kommer på grund af spotprisincitamenter eller en kapacitets-

mekanisme, hvis eksempelvis en strategisk reserve bydes ind til 3.000

EUR/MWh.

Det er, i indeværende analyse, derfor nødvendigt at undersøge, om kapaciteten

beregnet af Balmoret i forhold til spotmarkedet er tilstrækkeligt til at opretholde

det nuværende niveau af effekttilstrækkelighed i Danmark. Denne vurdering af

effekttilstrækkelighed inkluderer både en vurdering i forhold til spidslastelfor-

bruget og risiko for udfald af kraftværker, udlandsforbindelser m.v. og foretages

i den probabilistiske model FSI.

I FSI-modellen

beregnes den danske kapacitetsbalance i hver driftstime under

hensyntagen til udfald af transmissionslinjer og værker. I FSI-modellen anven-

des der:

•

Scenariekapacitet (eksogen kapacitet):

elproduktionskapacitet som er tilgængelig i forhold til day-

ahead-markedet i Balmorel.

Se mere om effekttilstrækkelighedsberegninger med FSI-modellen på

http://www.ens.dk/sites/ens.dk/files/undergrund-forsyning/el-naturgas-

varmeforsyning/Energianalyser/nyeste/bilag10_notat_beregninger_forsyningssikkerhed.pdf

Dok. 14/21506-19

24/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

•

Desuden tilføjes elproduktionskapacitet, som ikke er regnet til-

gængelig for day-ahead-markedet i Balmorel.

Kapacitetsinvesteringer (endogen kapacitet): Investeringer i dansk el-

produktionskapacitet i forhold til day-ahead-markedet i Balmorel.

Elforbrugsprofiler inklusive afbrudt forbrug fra Balmorel.

Elproduktionsprofiler fra vind og sol fra Balmorel.

Transmissionskapacitet samt tilgængeligheder fra Balmorel.

På Figur 7 ses illustration af bidragene fra kapacitet på systemniveau fra hhv.

Balmorel- og FSI-modellen.

Figur 7

Scenariekapaciteten er den eksogene kapacitet, der forudsættes i

Danmark i scenarierne for 2025 og 2035. Kapacitetsinvesteringer i

Danmark fra hhv. energy-only marked og kapacitetsmekanisme såsom

strategisk reserve tilføjes til scenariekapaciteten.

Antagelser i FSI-modellen

For at sikre at beregningerne af scenarierne for 2025 og 2035 også opretholder

en intakt forsyningssikkerhed (effekttilstrækkelighed), analyseres dette på Non-

flex og Flex Balmorelkørsler i FSI-modellen.

FSI-modellen er en probabilistisk regnearksbaseret model, som anvender Monte

Carlo-simuleringer, det vil sige "terningekast", til at simulere hændelser i elsy-

stemet.

Grundlæggende beregner FSI-modellen risikoen for, at det samlede danske el-

forbrug ikke kan dækkes af indenlandsk produktion og import for det specifikke

kørselsår. Hovedresultaterne baseres på et valgt antal simuleringer

, og herud-

fra bestemmes dels et gennemsnitligt antal timer pr. år med effektunderskud,

og dels opgøres den gennemsnitlige mængde af ikkeleveret energi pr. år inklusi-

ve de mulige følgeeffekter, der kan være på grund af en presset effektsituation.

Det kan eksempelvis være, at der er risiko for, at der opstår total blackout i

området i en meget presset effektsituation. Ud fra mængden af ikkeleveret

energi beregnes yderligere et forbrugsvægtet gennemsnitligt antal minutter pr.

Bemærk, hver simulering/genberegning indeholder gennemregning af kørselsåret 3 gange, da det

historiske data dækker en 3-årig periode. Derfor vil 100 simuleringer betyde, at der foretages 300

gennemregninger af kørselsåret.

Dok. 14/21506-19

25/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

år med effektunderskud

. Det er mængden af ikkeleveret energi og det deraf

følgende forbrugsvægtede minuttal, som Energinet.dk anvender i planlægningen

af effekttilstrækkelighed og har opsat målsætningen om de 5 afbrudsminutter på

baggrund heraf.

Både udbuds- og efterspørgselssiden modificeres i analysen til de anvendte for-

udsætninger i Balmorelkørslerne til at simulere et fremtidigt år. De deterministi-

ske værdier overlejres desuden med stokastiske udfald bestemt af givne sand-

synligheder.

For elforbrugsprofilen benytter FSI-modellens data fra Balmorel fra scenarierne

Nonflex og Flex. Der medtages ændring i forbrugsprofilen for de timer, hvor

Balmorel har anvendt afbrudt elforbrug, fordi elforbruget antages at blive flyttet.

Derimod medtages ikke ændring i forbrugsprofilen for de timer, hvor Balmorel

har bortkoblet elforbrug ved maksimalprisen på 3.000 EUR/MWh i day-ahead-

markedet (elproduktion kan ikke dække forbruget), fordi det ikke er en frivillig

kobling, og forbrugerne vil hermed ikke flytte deres elforbrug, men det skal

dækkes via regulerkraftmarkedet eller ultimativt bortkobles i driftstimen.

Kraftværkerne kan være ude, enten på grund af tilfældigt havari eller på grund

af planlagt revision, der foretages i sommerhalvåret, hvor der er lav varmebin-

ding. Revisionstiderne lægges tilfældigt for kraftværkerne, hvilket med stor

sandsynlighed betyder, at revisionsperioderne ikke klumper sig sammen.

Udlandsforbindelsernes udetid er baserede på empiriske tilgængeligheder for

spotmarkedet. Ud over de tilfældige havarisandsynligheder er der risiko for, at

der ikke er tilstrækkelig kapacitet i naboområdet. For forbindelserne NO2 og SE4

beregnes risikoen i modellen endogent, mens risikoen for manglende kapacitet

på grund af mangelfulde data er eksogent givet med procentsatser for Tyskland,

SE3 og Holland.

FSI-modellen medtager effekt af udlandsforbindelser, men inddrager ikke det

interne net. Metoden vurderes at give et godt bud på risikoen for afbrydelser.

Det skal dog nævnes, at simuleringen foretages på timebasis, og at variationer

inden for den enkelte driftstime ikke indgår i simuleringen.

FSI-modellen er kørt med 200 gennemregninger, hvor hver gennemregning

beregner for 3 år, det vil sige i alt 600 år. Det er rigeligt til, at modellen konver-

gerer i en tilstrækkelig grad. I alle tilfælde blev det ved efterbehandling af hver

modelkørsel bestemt, hvor stor pålidelig termisk kapacitet, der skulle lægges til

(med fortegn) for i et givent senere år at opretholde forsyningssikkerheden.

For beregninger for Østdanmark svarer det til

Antal simuleringsår

Samlet effektunderskud for alle simuleringer

Disse data er baseret på vurderinger baseret på ENTSO-E's kapacitetsbalancer for de forskellige

områder. De er således ikke udledt ud fra residualforbrugsanalysen, da denne kun betragter resi-

dualforbrug og ikke tilgængelig termisk kapacitet.

�½

Gennemsnitselforbrug pr. minut i

området

Dok. 14/21506-19

26/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

4.6 Metode for distributionsniveau analyse (kapitel 7)

På distributionsniveauet omfatter analysen omkostningerne ved at overholde

driftsgrænserne i distributionsnettet, når der introduceres nye typer af elforbrug

såsom elbiler og individuelle varmepumper.

Elforbrugsprofilen fra alle danske elbiler og individuelle varmepumper er bereg-

net i systemanalysen i 2025 og 2035 med både et ufleksibelt driftsmønster og et

fleksibelt driftsmønster optimeret i forhold til spotmarkedspriser og tidsvarieren-

de distributionstariffer.

Elforbruget for alle danske elbiler og individuelle varmepumper skaleres til to

udvalgte danske netområder, hvor det sammen med det konventionelle forbrug

bruges til at analysere behovet og omkostningerne til netforstærkninger på hhv.

0,4 kV og 10-20 kV.

Det undersøges også, hvilken indflydelse en begrænsning af det samlede fleksib-

le elforbrug pr. time fra elbiler og individuelle varmepumper har på omkostnin-

ger på hhv. system- og distributionsniveau.

4.7 Afgrænsning samt sammenligning med Smart Grid-analysen

Nedenstående gennemgås kort, hvilke ting der ikke er medtaget i denne analy-

se, men som kan påvirke værdien af fleksibelt elforbrug i Danmark.

Efterfølgende sammenlignes denne analyse med 2010-analysen (Smart Grid i

Danmark) [Energinet.dk, Dansk Energi 2010] for at forklare væsentlige forskelle

mellem analyserne, som er årsagen til afvigelser i resultater.

4.7.1 Afgrænsninger i forhold til værdisætning af fleksibelt elforbrug

Gevinst ved fleksibelt forbrug i andre elmarkeder

Denne analyse ser ikke på fleksibelt elforbrug i systemydelses- eller reguler-

kraftmarkedet. Dette betyder ikke, at fleksibelt elforbrug ikke kan finde anven-

delse i disse markeder, men at det kræver særskilte analyser at undersøge

nærmere, det som ligger udenfor denne analyse. Der henvises til [Energinet.dk

2015] for uddybning om systemydelser.

Andre scenarier for VE-udbygning

Værdien af fleksibilitet i andre mulige scenarier af det danske energisystem i

2025 og 2035 er ikke undersøgt, fx med væsentlige ændrede mængder fluktue-

rende elproduktion end forudsat i denne analyse.

Yderligere fleksibilitetsmuligheder

Analysen laver en række følsomhedsscenarier på antagelser for det fleksible

elforbrug. I Appendix 10.8 findes en liste over fleksibilitetsmuligheder, der ikke

er medtaget i analysen.

Drift og investeringer i transmissionsnet

Der analyseres ikke på indflydelsen af fleksibelt elforbrug på investeringer og

drift af transmissionsnettet. Der analyseres generelt ikke på sammenhængen

mellem transmissionsforbindelser og værdien af fleksibilitet. Der er i Appendix

13.1 foretaget en følsomhedsanalyse på værdien af fleksibelt elforbrug uden DK-

Dok. 14/21506-19

27/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

UK forbindelsen på 1.400 MW samt en følsomhedsanalyse med forskellig tilgæn-

gelighed af transmissionslinjer.

4.7.2 Sammenligning med tidligere analyse

Formålet med denne og 2010-analysen [Energinet.dk, Dansk Energi 2010] er

sammenfaldende, nemlig at vurdere den økonomiske gevinst ved et intelligent

elnet og styring af fleksibelt elforbrug.

Der en række forskelle i antagelser og metode til værdisætning på distributions-

og systemniveau mellem analyserne, hvilket gør, at resultaterne afviger.

En sammenligning af medtagene elementer og eksempler på økonomiske esti-

mater i de to analyser findes i Appendix 14.

Udvikling af vindkapacitet i Danmark

I 2010-analysen blev der taget udgangspunkt i en situation, hvor vindenergi

udgjorde 50 pct. af elforbruget i 2025. I denne analyse ses på scenarier for

blandt andet installeret vindkapacitet frem til 2035, der medfører, at der regnes

på vindproduktion op til ca. 100 pct. af det klassiske elforbrug i DK.

Omfang af fleksibelt elforbrug

2010-analysen medtog primært elbiler og individuelle varmepumper som fleksi-

belt elforbrug.

Denne analyse medtager muligheder for fleksibilitet i hele energisystemet via

øget integration af el, varme, transport og gassystemer. Endvidere inddrages

udlandets tilsvarende behov og leverance af fleksibilitet. Omkostninger til styring

af fleksibelt elforbrug hos forbrugeren beskrives kvalitativt i kapitel 8.3.

Omkostninger til distributionsnet

Der er en række antagelser, der påvirker omkostningerne til udbygning af distri-

butionsnettet, og som varierer mellem analyserne. Blandt andet er antal af elbi-

ler og individuelle varmepumper væsentlig færre i 2025-beregningen i analysen,

men i samme størrelsesorden i 2035 som beregningen for 2025 i 2010-

analysen.

Driftsmønsteret for ufleksible og fleksible elbiler og varmepumper er også for-

skelligt mellem analyserne.

Antagelser for dimensioneringskriterier i distributionsnettet i forhold til udbyg-

ning (N-1 kriterium i stedet for forstærkning ved belastning over 70 pct.) er

ændret, hvilket sænker behovet for ny netkapacitet.

Der medtages i denne analyse ikke omkostninger til måleudstyr i distributions-

nettet og software hos DSO'er og TSO, da der kun ses på styring af forbruget i

forhold til elpriser og ikke i forhold til lokale flaskehalse i nettene.

Spotmarkedet

2010-analysen pegede på, at de væsentligste økonomiske gevinster ved smart

grid kommer fra fleksibelt elforbrug fra elbiler og individuelle varmepumper i

spotmarkedet.

Dok. 14/21506-19

28/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Der er i denne analyse lagt særligt fokus på gevinsten ved øget fleksibilitet i

spotmarkedet og udvidet den tidligere analyse med yderligere fleksible elfor-

brug. Der er gennemført en række forbedringer for at repræsentere det fleksible

forbrugs indflydelse i spotmarkedet, blandt andet er driftsmønsteret for det flek-

sible elforbrug optimeret efter elprisen samt fleksibilitet i udlandet er medtaget.

Effekttilstrækkelighed

Effekttilstrækkelighed er medtaget i analysen i kapitel 6.11, men var ikke inklu-

deret i 2010. Det skyldes, at man siden 2010 har ændret opgørelsesmetoden for

effekttilstrækkelighed fra deterministisk til probabilistisk, samtidig med at der er

en øget anvendelse af kapacitetsmekanismer. Derfor er effekttilstrækkeligheds-

vurderingen med den probabilistiske metode også tilføjet denne analyse.

Yderligere gevinst ved fleksibelt elforbrug

2010-analysen indeholdt et estimat for økonomiske besparelser i regulerkraft-

markedet på grund af øget fleksibelt elforbrug, hvilket ikke er med i denne rap-

port. Desuden estimeres værdien af energibesparelser på grund af øget styrbar-

hed af forbruget i 2010-analysen, hvilket ikke er med i denne rapport.

Dok. 14/21506-19

29/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

5. Behov for fleksibilitet

For elsystemer med store andele vedvarende energi kan behovet for fleksibilitet

vurderes ud fra variationer i residualforbruget. Residualforbruget er defineret

som det forbrug, der er tilbage, når produktion fra fluktuerende energikilder

såsom vind og sol er trukket fra:

Residualforbrug = Klassisk elforbrug + Nyt elforbrug

−

(Sol + Vind produktion)

Afhængigt af andelen af elproduktion fra vind og sol kan residualforbruget have

vidt forskellige karakteristika set i forhold til forbruget alene. Det har større va-

riabilitet og anderledes ramping-mønstre over tid. Med høje andele af vedvaren-

de energi i elsystemet skal driften i højere grad kunne tilpasses disse nye karak-

teristika, hvor elproduktionen til tider er højere end forbruget i et område.

Arbejdet med at kvantificere behovet for fleksibilitet på systemniveau består af

en statistisk analyse af data for elforbrug, vindkraftproduktion og solcelleproduk-

tion. Formålet med analysen er at danne overblik over residualforbruget i 2035

og dermed udvælge et datasæt for et enkelt år, som kan anvendes som basis

for analyser af, hvordan residualforbruget skal dækkes. Dette år skal være re-

præsentativt for det samlede datasæt (ligge tæt på gennemsnittet), men også

indeholde ekstreme udsving, så det både er et godt eksempel på et normalår for

en fleksibilitetsleverandør, men samtidigt dækker eksempler på særlige situatio-

ner.

Danmark er et lille land, relativt til nabolandene, som er tæt forbundet til nabo-

landene, hvilket betyder, at effektbalancen i Danmark er meget afhængig af

situationen i udlandet. Derfor er hele modelområdet med Danmark inklusive

udlandet betragtet i analysen og ikke blot Danmark alene.

5.1 Delkonklusioner for behov for fleksibilitet

Residualforbruget i Danmark er i 2035-scenariet maksimalt ca. 8 GW i løbet af

datasættet på 12 år, og residualforbruget er kun over ca. 6 GW 1 pct. af tiden.

Det er under ca. 4,5 GW i 90 pct. af tiden. For udlandet gælder det, at det mak-

simale residualforbrug er ca. 340 GW, og at det kun er over ca. 270 GW 1 pct.

af tiden.

Fordelingen af residualforbruget er altså i høj grad i Danmark og i endnu højere

grad i udlandet karakteriseret ved at have meget få perioder med meget højt

(og lavt) residualforbrug. Det er dyrt at bygge spidslast efter så sjældne hæn-

delser, så det er værd at undersøge, om der er andre mere omkostningseffekti-

ve muligheder til at afhjælpe disse særlige hændelser. Samlet kan det dermed

konkluderes, at residualforbruget meget sjældent er højt (stor mangel på effekt)

– og dette er den første indikation på, at det er relevant at undersøge mulige

fleksibilitetsleverandører, som har en business case med relativt få driftstimer.

Eksempelvis vil afbrydeligt forbrug være et godt bud til en del af effektleveran-

cen i de 1 pct. tilfælde, hvor residualforbruget er over 6 GW (1 pct. svarer til ca.

90 timer pr. år).

Dok. 14/21506-19

30/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Der er en korrelation mellem residualforbruget i Danmark og i udlandet på 0,49-

0,52, altså en positiv korrelation, som viser, at residualforbruget ofte peger i

samme retning. Men det er sjældent, at begge residualforbrug er meget høje

samtidigt. For enkelte timer er residualforbruget op til 95 pct. af maks. i både

Danmark og udland samtidigt, og det er over 80 pct. af maks. i både Danmark

og udland samtidigt i 0,19 pct. af tiden svarende til 17 timer om året i gennem-

snit.

Ud af 12 års (2000-2011) datasæt er år 2006 valgt som udgangspunkt for den

videre simulering af 2035 i Balmorel, idet året for hele området har en relativt

normal fordeling af residualforbruget og en god repræsentation af nogle ekstre-

mer og en meget normal årlig VE-produktion for både landvind, havvind og sol.

5.2 Residualforbruget i Danmark og udlandet

For at analysere behovet for fleksibilitet er der lavet analyser for hhv. ekstreme

værdier af residualforbruget (maksimum og minimum) for både Danmark og

udlandet. Derudover er der lavet analyser af samspillet mellem Danmark og

udlandets residualforbrug ved betragtning af det fulde datasæt (fordelinger over

ca. 12 x 8.760 timer) med fokus på situationer med positiv residualforbrug (for-

brug overstiger vind og sol).

5.2.1 Danmark i ekstremsituationer

I forbindelse med vurdering af behovet for fleksibilitet er der behov for at se på,

hvorledes forbrug og produktion ændrer karakteristika over tid. I figuren

nedenfor er vist den periode på 168 timer (en uge) i datasættet med 12

forskellige årsvariationer for 2035 med det højeste residualforbrug i Danmark.

Perioden er kendetegnet ved at være en kold og vindstille vinteruge med højt

forbrug og lav produktion.

Figur 8

Sammenhængende periode på en uge med højeste residualforbrug i

løbet af datasættets 12 år. Baseret på historiske meteorologiske tidsse-

rier anvendt til 2035 scenarie. Det er en kold og vindstille vinteruge

med højt forbrug og lav produktion fra sol og vind.

I samme stil kan ugen med det laveste residualforbrug i Danmark i 2035 også

lokaliseres i datasættet. Perioden er godt nok også en vinteruge, men en

Dok. 14/21506-19

31/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

blæsende én af slagsen. Forbruget er altså højt ligesom i ugen ovenfor, og der

er stort set ingen produktion fra sol. Men der er fuld tryk på både hav- og

landvind, og det resulterer altså i en uge med overproduktion i næsten hver

eneste time.

Figur 9

Sammenhængende periode på en uge med laveste residualforbrug i

løbet af datasættets 12 år. Det er ganske vist også en vinteruge, lige-

som ugen med det højeste residualforbrug i Figur 8, så forbruget er

højt, og der er ingen produktion fra solcellerne. Til gengæld blæser det

så meget, at der er overproduktion mere eller mindre i hver eneste

time i hele ugen.

Et meget højt residualforbrug i en enkelt time vil måske kunne afhjælpes ved at

flytte noget forbrug til de omkringliggende timer, men et sammenhængende

døgn eller uge som vist ovenfor vil kræve andre midler at dække. Derfor er det

interessant at danne overblik over størrelsen af residualforbruget i perioder af

forskellige længder.

Tidsserierne med 12 års data er gennemsøgt efter sammenhængende perioder

af forskellige længder med hhv. højeste og laveste residualforbrug ligesom i

Figur 8 og Figur 9. I Figur 10 er vist det højeste residualforbrug for forskellige

periodelængder, én søjle for hver periodelængde fra en enkelt time og op til et

sammenhængende år.

Det ses, at det maksimale residualforbrug i en enkelt time ud af 12 x 8.760 ti-

mer er ca. 7,9 GW. I perioder op til 14 dage i træk kan der risikeres meget lidt

vindproduktion. I de korte perioder med højest residualforbrug fylder elbiler

(EV), varmepumper (iVP+sVP) og elektrolyse (EC) en relativt stor del af forbru-

get. Disse typer forbrug vil formentlig kunne flyttes delvist i korte perioder.

Dok. 14/21506-19

32/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 10 Maksimalt residualforbrug i perioder af forskellige længder fra en en-

kelt time op til et år. Forbrug er vist positivt, og produktion fra sol og

vind er vist negativt. Den sorte linje er residualforbruget, som svarer til

forbruget fraregnet produktionen fra sol og vind. EV er elbiler, iVP er

individuelle varmepumper, sVP er store varmepumper. EC er elektroly-

se, Proces er industriel procesvarme, Kl. forbrug er det klassiske for-

brug.

Figur 11 viser det samme som Figur 10, men med det minimale residualforbrug i

stedet for det maksimale. Det ses blandt andet, at der kan forventes et over-

skud på ca. 5 GW i perioder op til 12 sammenhængende timer i løbet af de 12 x

8.760 timer, og at der kan forventes overproduktion i gennemsnit i sammen-

hængende perioder op til 3 måneder.

Figur 11 Minimalt residualforbrug i perioder af forskellige længder fra en enkelt

time og op til et sammenhængende år. Figuren viser at den maksimale

overproduktion i en enkelt time er mere end 5 GW. Desuden ses, at

der kan forventes perioder på 3 måneder i træk, hvor der i gennemsnit

vil være overproduktion. EV er elbiler, iVP er individuelle varmepum-

per, sVP er store varmepumper. EC er elektrolyse, Proces er industriel

procesvarme, Kl. forbrug er det klassiske forbrug.

Dok. 14/21506-19

33/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 10 og Figur 11 viser det højeste og laveste residualforbrug for hver perio-

delængde i datasættet for 2035 og fordelingen af forbrug og produktion i disse

perioder. Men de siger ikke noget om den næsthøjeste, tredjehøjeste osv.

Figur 12 viser fordelingen af residualforbruget for hele datasættet med 12 års

input og i forskellige periodelængder. Det er bemærkelsesværdigt, hvor store 99

procentfraktilerne er. Det betyder, at det kun er ca. 1 pct. af tiden at residual-

forbruget er større end 6 GW for observationerne på timeinddelingerne.

Figur 12 Fordelingen af residualforbrug i de forskellige periodelængder. Bemærk

at den øverste 1 pct. af observationerne er næsten 2 GW bred. Det er

altså kun ca. 1 pct. af tiden at residualforbruget er over 6 GW.

5.2.2 Udland i ekstremsituationer

Danmark er et relativt lille land og har en relativ stor andel af udlandskabler.

Derfor er det interessant, om Danmarks residualforbrug går op og ned på sam-

me måde i udlandet. Ved stor samtidighed mellem højt og lavt elforbrug vil lan-

dene i højere grad skulle bruge termisk kapacitet og udveksling til at balancere

forbruget.

I analysen ses der derfor først på udlandets maksimale residualforbrug, inden

det danske analyseres mere i dybden. Udlandet er her defineret som England,

Irland, Holland, Belgien, Frankrig, Tyskland, Østrig, Norge, Sverige og Finland

(modelområdet for de videre analyser).

Figur 13 og Figur 14 viser udlandets maksimale og minimale residualforbrug i

perioder af forskellige længder ligesom Figur 10 og Figur 11. Det ses, at det i

udlandet ikke forventes, at sol og vind skal dække en lige så stor del af elfor-

bruget som i Danmark. Det antyder, at de i mindre grad vil være påvirket af

vind og sol – og dermed behov for fleksibilitetsleverancer, som Danmark. Her

skal det dog bemærkes, at der ikke er taget hensyn til den geografiske placering

af forbrug og vind i udlandet.

Dok. 14/21506-19

34/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

På figurerne er desuden residualforbruget markeret i de perioder, hvor det er

hhv. højest og lavest i Danmark med stiplet sort linje (samme perioder som i

Figur 10 og Figur 11). Heraf ses det, at residualforbruget i udlandet er ca. 60

GW lavere i Danmarks værste periode i forhold til udlandets værste periode.

Hvis det som eksempel antages, at udlandet har termisk kapacitet nok til deres

egen spidslast, betyder det, at der i Danmarks værste periode vil være rigeligt

med ekstra kapacitet i udlandet til at dække det danske residualforbrug, det vil

sige i den ekstreme antagelse, hvor den danske termiske kapacitet sættes til

nul, så hele fleksibiliteten skal leveres fra udlandet. Det skal dog bemærkes, at

dette blot er en effektbetragtning, og der er altså ikke taget højde for kapacite-

ter på udlandsforbindelser, reservekapacitet, markedsmekanismer osv.

Figur 13 Maksimalt residualforbrug i udlandet i perioder af forskellige længder.

Udlandet er her defineret som England, Irland, Holland, Belgien, Frank-

rig, Tyskland, Østrig, Norge, Sverige og Finland. Den stiplede linje viser

residualforbruget i udlandet i de perioder hvor det er størst i Danmark.

Residualforbruget i udlandet er altså ca. 60 GW under maks. i perio-

derne, hvor det er højest i Danmark. Hvis bare 10-15 pct. af den eks-

tra kapacitet er til rådighed i Danmark, vil den kunne dække hele

Danmarks residualforbrug.

I Figur 14 ses, at udlandet samlet set vil have overproduktion i sammenhæn-

gende perioder på maks. 1-2 døgn. Men når Danmark har mest overskud (sti-

plet), vil udlandet have et positivt residualforbrug, og derfor muligvis kunne

aftage noget energi. Det er dog væsentligt for muligheden for at afsætte over-

produktionen, om det behov er i Nordtyskland eller længere væk, fx i Irland.

Dok. 14/21506-19

35/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 14 Mindste residualforbrug i udlandet i perioder af forskellige længder.

Udland er her defineret som England, Irland, Holland, Belgien, Frank-

rig, Tyskland, Østrig, Norge, Sverige og Finland. Den stiplede linje er

residualforbruget i udlandet, når det er mindst i Danmark. Det ses, at

residualforbruget i udlandet er positivt, når der er størst overprodukti-

on i Danmark. Det indikerer, at der kan være mulighed for at afsætte

Danmarks overproduktion i udlandet, selv når overproduktionen er

størst.

Figur 15 viser Danmarks residualforbrug, når det er størst i udlandet. I den hø-

jeste time er residualforbruget ca. 6,3 GW. Til sammenligning er det absolut

højeste residualforbrug i Danmark ca. 7,9 GW og dermed ca. 1,6 GW højere.

Figur 15 Danmarks residualforbrug i de perioder hvor residualforbruget er størst

i udlandet. Den fuldoptrukne linje er residualforbruget i Danmark i de

samme perioder som dem, hvor det er højest i udlandet. Den viser

Danmarks residualforbrug i de perioder, hvor der er dårligst sandsyn-

lighed for at kunne importere fra udlandet og indikerer dermed, hvor

meget kapacitet Danmark selv må dække. Den stiplede linje er det

maksimale residualforbrug i Danmark. Altså det samme som i Figur 10.

Så selv om Danmarks maksimale residualforbrug er ca. 7,9 GW, kan vi

måske nøjes med 6,3 GW.

Dok. 14/21506-19

36/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 16 viser, at overskudsproduktionen i Danmark er noget mindre, når over-

skuddet er størst i udlandet sammenlignet med, når overproduktionen er størst i

Danmark, ca. 2,4 GW mindre. Igen har det betydning, hvor i udlandet overpro-

duktionen forekommer. Selv om overproduktionen er meget mindre end den

maksimale overproduktion i Danmark, må man nok forvente, at det kan blive

svært at afsætte overproduktionen til udlandet i disse perioder.

Figur 16 Danmarks residualforbrug i de perioder hvor residualforbruget er

mindst (mest negativt) i udlandet. Den fuldt optrukne linje er residual-

forbruget i Danmark, når residualforbruget er mindst i udlandet. Den

stiplede linje er det minimale (mest negative) residualforbrug i Dan-

mark. Danmark vil kunne eksportere noget af den overskydende ener-

gi, men når residualforbruget er mindst i udlandet (negativt i op til 12

timer i træk), er der mindst sandsynlighed for at kunne eksportere. Der

vil altså være op til ca. 2,4 GW i enkelte timer og op til 2 GW i gen-

nemsnit i perioder på 14 dage, som kan være svære at afsætte til ud-

landet.

I stil med Figur 12 viser Figur 17 fordelingen af residualforbruget i udlandet i de

forskellige periodelængder. Fordelingerne er på grund af det større område mere

spidse. De fleste hændelser forekommer altså i et relativt smalt interval på mid-

ten, mens hændelserne af både meget høje og meget lave residualforbrug er

sjældne.

Dok. 14/21506-19

37/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 17 Fordelingen af residualforbruget i udlandet (se Figur 12 til sammenlig-

ning) baseret på datasættet for 2035 med 12 års inputdata og for for-

skellige periodelængder. Bemærk at både de højeste og de laveste 1

pct. af observationerne dækker et meget bredt interval i sammenhæn-

gende perioder på op til 3 dage. Det er altså under 2 pct. af tiden at

residualforbruget er over 270 GW eller under 20 GW. 80 pct. af tiden

er residualforbruget i det relativt smalle interval mellem 75 og 210 GW.

Af analysen ovenfor konkluderes det, at der er en positiv korrelation mellem

residualforbruget i Danmark og i udlandet (ofte underskud i udland samtidigt

med underskud i Danmark), men den viser også, at de ekstreme situationer

sjældent optræder samtidigt i de to områder.

Disse betragtninger giver et billede af ekstremerne og samspil mellem disse i

forhold til udlandet, men det berører ikke alle de andre situationer, hvor residu-

alforbruget er højt uden at være maksimalt i hhv. Danmark og udlandet. Derfor

ses nu på fordelingerne af residualforbruget.

5.2.3 Korrelation mellem Danmarks og udlandets residualforbrug

Der ses nu nærmere på samspillet mellem Danmarks og udlandets residualfor-

brug for hele datasættet, dog med fokus på de perioder hvor der er højt (ikke

kun højest) residualforbrug.

Figur 18 viser en varighedskurve for udlandets residualforbrug normeret efter

maksimalt residualforbrug og zoomet ind på de øverste 2 pct. af observationer-

ne. Til sammenligning er Danmarks normerede residualforbrug indtegnet i de

samme timer for at vise størrelsen, når det er højest i udlandet. Fire periode-

længder er vist, nemlig 1 time, 12 timer, 2 døgn og 1 uge.

Dok. 14/21506-19

38/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 18 Varighedskurver for residualforbruget i udlandet zoomet ind på de hø-

jeste 2 pct. vist sammen med residualforbruget i Danmark i de samme

perioder. De fire figurer viser residualforbrug i forskellige periodelæng-

der, 1 time, 12 timer, 2 døgn og en uge. Det ses at for perioder af en-

kelte timer vil det i ganske få tilfælde forekomme at residualforbruget

er nær maks. i Danmark og udlandet samtidigt. For længere sammen-

hængende perioder er residualforbruget i Danmark op til hhv. 84 pct.,

73 pct. og 66 pct., når residualforbruget er højt i udlandet. Det indike-

rer at Danmark skal kunne håndtere disse spidsbelastninger i disse pe-

riodelængder uden hjælp fra udlandet.

For perioder af 1 time (øverst til venstre i Figur 18) ses, at der er meget få ti-

mer, hvor udlandets residualforbrug overstiger 90 pct., ligesom det også blev

konkluderet i Figur 17. Men i enkelte af disse perioder er residualforbruget i

Danmark også meget højt. Danmark skal altså kunne håndtere sjældne perioder

af 1 time med maks. residualforbrug uden hjælp fra udlandet.

For perioder af 12 timer (øverst til højre i Figur 18 overstiger residualforbruget i

Danmark sjældent 80 pct. af maks., men Danmark skal altså i meget sjældne

tilfælde kunne håndtere op til 84 pct. af maksimalt residualforbrug (≈ 6,6 GW) i

gennemsnit i perioder af 12 timer.

For perioder af 1 uges længde (nederst til højre i Figur 18) overstiger residual-

forbruget i Danmark kun 50 pct. én gang, når residualforbruget er højest i ud-

landet. I de andre uger svinger det mellem 0 og 50 pct. Der kan altså forekom-

me meget sjældne hændelser af en uges længde, hvor residualforbruget i Dan-

mark er godt 60 pct. af maks. (≈ 5,3 GW) i gennemsnit, mens residualforbruget

i udlandet er højt.

Ses der lidt nærmere på samspillet mellem fordelingerne kan det opstilles, jf.

Figur 19.

Dok. 14/21506-19

39/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 19 Sammenhæng mellem positivt residualforbrug i Danmark og i udlan-

det. Der er indtegnet hhv. 80 pct. og 95 pct. af maks. for hhv. Dan-

mark og udlandet for at illustrere, hvordan korrelationerne er mellem

de høje residualer. De røde tal i hvert rektangel angiver, hvor mange

minutter/timer som er inden for hvert rektangel i gennemsnit om året.

Eksempelvis er der ingen observationer, hvor residualforbruget er hø-

jere end 95 pct. i både Danmark og udlandet samtidigt. I 8.636 af de

8.760 timer er residualforbruget mindre end 80 pct. i både Danmark og

udlandet samtidigt.

Der er fortsat en tydelig korrelation, men hændelserne med meget højt residual-

forbrug er sjældne, og residualforbruget i Danmark og udlandet er aldrig over 95

pct. af maks. samtidigt.

5.3 Valg af residualår til systemsimulering

I udvælgelsen af et residualår (base case for fleksibilitetsbehov) tages der ikke

udgangspunkt i det, der traditionelt kaldes et normalår, som refererer til nor-

malår for vand, vind og temperatur. I denne analyse findes et repræsentativt år

i det statistiske datasæt, som er konstrueret på baggrund af 12 års historiske

data, som har bestemte karakteristika med hensyn til fleksibilitet. Det betyder,

at der vælges et residualår, som ligner et gennemsnit af fleksibilitetsbehovet,

som blev analyseret i den statistiske analyse, men som samtidig har hændelser

af meget højt residualforbrug.

En vigtig dimension af fleksibilitet er, hvor lang tid i træk der er behov for fleksi-

biliteten. Derfor ses ikke kun isoleret på enkelte timer, men på sammenhæn-

gende perioder af forskellige længder. Det prioriteres desuden at have et år med

normal VE-produktion, både samlet og opdelt på landvind, havvind og sol.

Dok. 14/21506-19

40/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 20 Fordelingen af residualforbruget i hele modelområdet for år 2000 er

sammenlignet med fordelingen over alle 12 år i datasættet. Figuren vi-

ser, hvor almindeligt residualforbruget konstrueret ud fra år 2000 er,

og den giver også et indtryk af, hvor godt ekstremerne er repræsente-

rede i begge sider.

Analysen konkluderer på baggrund af statistiske tests af de 12 forskellige år, at

2006 skal anvendes som base case til videre simulering i Balmorel. 2006-

datasættet vælges som udgangspunkt grundet en fordeling tæt på den gennem-

snitlige for hele datasættet, samtidig med en god repræsentation af høje eks-

tremer i residualforbrug og mest normale VE-produktion fordelt på landvind,

havvind og sol.

En udvidet beskrivelse af analyserne for residualforbrug kan findes i Appendix

12.

Dok. 14/21506-19

41/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

6. Fleksibelt elforbrug på systemniveau

Dette kapitel omhandler, hvordan fleksibelt elforbrug skaber samfundsøkono-

misk værdi i Danmark og NWE, hvor stor værdien er, samt hvordan den fordeles

på aktører og teknologier. Den overordnede metode til at bestemme værdien af

fleksibilitet på systemniveau er at sammenligne resultater fra modelkørsler i

Nonflex- og Flex-scenarierne. Metoden er nærmere beskrevet i afsnit 4.5.

Afsnit 6.1 er en oversigt over resten af dette kapitel, der også giver et resumé af

resultater og konklusioner fra modelanalyserne på systemniveau, som afrappor-

teres i afsnittene 6.4 til 6.11.

I afsnit 6.2 beskrives grundantagelser i basisscenarierne (Nonflex og Flex) samt

følsomhedsscenarier. En væsentlig definition i Flex-scenariet er, at 50 pct. af

elbiler og individuelle varmepumper er fleksible, samt at 50 pct. af det maksi-

male afbrydelige forbrug er til rådighed. I Maxflex-scenariet regnes 100 pct. af

elbiler, individuelle varmepumper og afbrydeligt elforbrug for fleksible.

I afsnit 6.3 gennemgås beregningsmetoden til at værdisætte fleksibilitet på sy-

stemniveau samt beregne business cases for aktører i forhold til fleksibelt elfor-

brug. Begge dele ligger til baggrund for resultater fra Balmorel.

Den resterende del af kapitlet 6 omhandler resultater for 2025 og 2035.

6.1 Delkonklusioner for systemniveau

Fleksibelt elforbrug sænker investeringer i nye spidslastanlæg

I afsnit 6.4 vises, hvordan øget fleksibelt elforbrug påvirker investeringsbehovet

i spidslastværker (Gas OCGT) i day-ahead-markedet. I Flex- i forhold til Nonflex-

scenariet ses en reduktion på ca. 12 GW spidslastkapacitet i NWE i 2025 og

yderligere ca. 8 GW indtil 2035. I alt spares 20 GW akkumuleret spidslastkapaci-

tet, hvilket er ca. halvdelen af behovet for spidslastkapacitet i Nonflex. Afbryde-

ligt elforbrug bidrager til ca. 11 GW reduktion.

Rentabelt med prisfleksibelt elforbrug til elektrolyse

Ved hjælp af øget elektrolysekapacitet og brintlager kan elforbruget til elektroly-

se i bioraffinaderier gøres fleksibelt. I Balmorel-modellen er den optimale stør-

relse af samlet elektrolyse- og brintlagerkapacitet i Danmark i 2035 beregnet i

forhold til at minimere systemomkostningerne. Det findes, at den optimale elek-

trolysekapacitet i Flex-scenariet er ca. 850 MW, hvilket er ca. 200 MW mere end

minimumskapaciteten i Nonflex-scenariet. Den samlede brintlagerkapacitet sva-

rer til ca. 15 fuldlasttimer brintproduktion.

Samfundsøkonomisk gevinst ved fleksibelt elforbrug i NWE og Danmark

I afsnit 6.5 beregnes den samfundsøkonomiske gevinst ved fleksibilitet for hhv.

Danmark og NWE. I NWE ses en samlet besparelse i de samfundsøkonomiske

omkostninger på 0,52 mia. EUR/år og 2,0 mia. EUR/år i Flex i hhv. 2025 og

2035. Altså en gevinst for det samlede modelområde ved at indføre yderligere

fleksibilitet. Gevinsten udgøres primært af besparelser i spidslastinvesteringer

samt CO2- og brændselsomkostninger.

Dok. 14/21506-19

42/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Ved at indføre mere fleksibelt elforbrug i både Danmark og udlandet er der en

samlet ændring i den danske samfundsøkonomiske værdi på -20 mio. EUR/år og

114 mio. EUR/år i hhv. 2025 og 2035 i Flex- i forhold til Nonflex-scenariet.

Det er vist, at hvis udlandet ikke havde fleksibilitet, ville værdien af den danske

fleksibilitet være ca. 18 mio. EUR/år i 2025 og 124 mio. EUR/år.

Ændring i elhandelsbalancen med udlandet på grund af fleksibelt elforbrug er

den væsentligste årsag til nettogevinsten i Danmark og bidrager i 2035 med 176

mio. EUR/år.

Fordeling af systemgevinst på aktører og teknologier i NWE og DK

I NWE fordeles gevinsten fra øget fleksibelt og afbrydeligt elforbrug primært på

konventionelt elforbrug, vindkraft samt leverandørerne af fleksibelt elforbrug

(primært elbiler). Det er eksisterende leverandører af fleksibilitet, det vil sige

primært vandkraft og kraftværker, der taber på grund af øget fleksibelt elfor-

brug.

I Danmark opnår de fleksible forbrugere tilsammen 85 mio. EUR/år i gevinster.

Det er på grund af ændringen i de fleksible teknologiers driftsmønster i Danmark

og udlandet at den samfundsøkonomiske gevinst på 114 mio. EUR/år opstår.

Det er primært elektrolyse og brintanlæg, elbiler og individuelle varmepumper,

der opnår gevinsten i Danmark. Brugen af store elpatroner sænkes væsentligt

(med 44 pct.), når der tilføjes yderligere fleksibelt elforbrug.

El- og varmeproducenter opnår tilsammen 19 mio. EUR/år i gevinst, men tallet

dækker over, at det primært er vindmøller der tjener 62 mio. EUR/år, mens

kraftværker taber 43 mio. EUR/år på grund af fleksibelt elforbrug.

Konventionelle elforbrugere opnår i Flex en gevinst på 36 mio. EUR/år på grund

af fleksibelt elforbrug på trods af, de har et uændret driftsmønster.

Gevinsten for vindmøller og konventionelt elforbrug

Danske vindmøller øger afregningsprisen med gennemsnitligt +1,3 EUR/MWh på

grund af det fleksible elforbrug i Danmark og udlandet. Tilsvarende sænkes den

gennemsnitlige forbrugsvægtede elpris for konventionelle ufleksible forbrugere

med 1,1 EUR/MWh. Dette svarer samlet til, at prispresset på vind sænkes fra ca.

19 pct. til 16 pct.

Indflydelse af fleksibelt elforbrug i udlandet på fordeling af gevinst i Danmark

Når fleksibelt elforbrug ikke medtages i udlandet, er gevinsten for danske flek-

sible forbrugere 110 mio. EUR/år, og den falder altså til 85 mio. EUR/år på

grund af øget konkurrence fra fleksibelt forbrug i udlandet.

Det kræver store mængder fleksibelt elforbrug at ændre elpriserne signifikant til

glæde for vindkraft, og derfor vil fleksibelt elforbrug i Danmark alene ikke føre til

samme gevinst for vindkraft. Uden øget fleksibelt elforbrug i udlandet sænkes

gevinsten for danske vindmøller derfor til 12 mio. EUR/år i forhold til 62 mio.

EUR/år ved øget fleksibelt elforbrug i udlandet.

Dok. 14/21506-19

43/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Følsomhedsscenarier

I afsnit 6.6 vises resultater fra følsomhedsscenarier på den samfundsøkonomi-

ske gevinst af fleksibilitet i hhv. Danmark og NWE. Generelt gælder det, at mere

fleksibelt elforbrug øger systemgevinsten i NWE. I Danmark er det forholdet

mellem ændringen i fleksibelt elforbrug i Danmark og NWE, der afgør, om den

danske samfundsgevinst stiger.

Det vises, at fleksibelt elforbrug fra elbiler og afbrydeligt elforbrug har en afta-

gende marginalværdi på systemgevinsten i NWE. Påvirkningen på elprisen stiger

dog, jo mere fleksibelt elforbrug der er. Derfor vil der være en markant gevinst

for konventionelle elforbrugere og tab for elproducenter, når alle elbiler regnes

fleksibelt, samt alt afbrydeligt elforbrug regnes tilgængeligt.

V2G fra elbiler kan bidrage til øget systemgevinst primært via reducerede spids-

lastinvesteringen, men også her er en aftagende marginalværdi samt konkur-

rence med afbrydeligt elforbrug. Fleksibelt elforbrug fra elbiler har ud over ind-

flydelse på spidslastinvesteringer også indflydelse på reduktion i brændselsom-

kostning.

Det er vist, at fleksibelt elforbrug til elektrolyse har en væsentlig indflydelse på

den samlede danske systemgevinst i 'Flex'. Betydningen af fleksibelt elforbrug til

elektrolyse i Danmark falder dog et scenarie (Maxflex-scenariet), hvor alle elbi-

ler og individuelle varmepumper er fleksible samt hele potentialet for afbrydeligt

elforbrug er tilgængeligt i både Danmark og NWE. I dette scenarie er den opti-

male elektrolysekapacitet mindre, og brintlageret skal da have en størrelse på

ca. 8 fuldlasttimer brintproduktion.

Gevinsten for fleksible elbiler og individuelle varmepumper

I afsnit 6.7 er beregnet business cases for elproduktion og fleksibelt elforbrug,

og det ses blandt andet, i Danmark er gevinsten for en gennemsnitlig fleksibel

elbil på ca. 65 EUR/år og 83 EUR/år i hhv. 2025 og 2035. For en gennemsnitlig

fleksibel varmepumpe er gevinsten i Danmark ca. 128 EUR/år og 110 EUR/år i

hhv. 2025 og 2035.

Årsagen til, at én individuelle varmepumpe i gennemsnit opnår større årlig ge-

vinst end én elbil, skyldes primært, at elforbruget i gennemsnit er større. Det er

vist, at gevinsten pr. MWh er højere for elbilen end for varmepumpen.

Indflydelse af fleksibelt elforbrug på brændselsforbrug og elpriser

I afsnit 6.8-6.9 ses på baggrundseffekter af øget fleksibilitet, som er årsagen til

de økonomiske besparelser i systemet og fordeling mellem aktører og teknologi-

er. Først vises ændringer i brændselsforbruget til elproduktionen, og det ses, at

fleksibelt elforbrug fører fortrængning af dyrere naturgasforbrug samt til bedre

udnyttelse af vindkraftproduktion; i Danmark i 2035 sænkes bortkobling af

vindproduktion fra ca. 1,0 pct. til næsten ingen bortkobling på grund af fleksibelt

elforbrug.

Dok. 14/21506-19

44/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Efterfølgende vises ændringen i elprisen i Danmark som følge af fleksibelt elfor-

brug, hvor det ses, at elprisen hæves i perioder med lave priser til gavn for fx

vindproduktion og desuden sænker antallet af perioder med meget høje priser.

Det sidste hænger sammen med reduktion i behovet for spidslastinvesteringer.

Optimering af driftsmønster for fleksibelt elforbrug

I afsnit 6.10 er vist eksempler på optimering af driftsmønstre af fleksibelt elfor-

brug i Danmark i forhold til spotmarkedet. Elforbruget flyttes i størst mulig grad

fra perioder med høje elpriser til perioder med lavere elpriser, hvilket gør, at der

bliver flere timer med hhv. et lavt og højt elforbrug.

Evnen til at flytte elforbruget i tid er afgørende for at opnå gevinster på spot-

markedet, herunder at sænke behovet for spidslastværker. Fleksibilitetspoten-

tialet er analyseret i perioder med høje elpriser af forskellig varighed, og det

ses, at nedreguleringspotentialet i Danmark ved op til 12 timers flytning af for-

bruget, i gennemsnit er ca. 900 MW. Især bidrager fleksibelt elforbrug ved elek-

trolyse til det samlede nedreguleringspotentiale i Danmark. Mellem 12-24 timer

er nedreguleringspotentialet i gennemsnit ca. 300 MW. I længerevarende perio-

der uden vindproduktion er det altså i høj grad elproduktion og import, der skal

levere residualforbruget.

Sikring af effekttilstrækkelighed i Danmark

I afsnit 6.11 er kapacitetsbehovet af hensyn til at fastholde dansk effekttilstræk-

kelighed analyseret ved hjælp af FSI-modellen.

I 2025 er der stort set ikke behov for yderligere investeringer i Danmark, det vil

sige, Balmorelmodellen sikrer nok investeringer i kapacitet til at sikre oprethol-

delse af niveauet for effekttilstrækkelighed.

I 2035 estimeres et

ekstra

kapacitetsbehov i Østdanmark på ca. 420 MW i Non-

flex og 320 MW i Flex. Der er potentielt behov for ca. 100 MW mindre kapacitet i

Flex af hensyn til effekttilstrækkeligheden, hvis det fleksible elforbrug kun delta-

ger i spotmarkedet. Det er vist i analysen, i timer med effektunderskud kan der

potentielt være et yderligere nedreguleringspotentiale fra fleksibelt elforbrug,

der kan fjerne behovet endnu mere for spidslastinvesteringer, som derfor kan

variere mellem en sænkelse på 100 MW til 420 MW i forhold til Nonflex. Dette

svarer til, at det fleksible forbrug også bidrager på andre markeder end spot-

markedet.

På grund af usikkerheden medregnes der i resten af analysen ikke værdier ud

over de 100 MW, da det kræver yderligere analyse af mulighederne for ekstra

regulering af forbruges i de berørte timer. Dette resultat svarer til, at investe-

rings- og driftsomkostningen sænkes yderligere ca. 2,3 mio. EUR/år fra Nonflex

til Flex ud over, hvad der allerede er medtaget i gevinster fra spotmarkedet.

6.2 Scenarier

Der er konstrueret hhv. et Nonflex- og Flex-basisscenarie som vist i Figur 6.

Antagelser i disse scenarier gennemgås først, hvorefter følsomhedsscenarier

beskrives ved hjælp af ændringer i forhold til Flex-scenariet.

Dok. 14/21506-19

45/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Antagelser for fleksibelt elforbrug i Basisscenarier

Ud over volumen af potentielt fleksibelt forbrug har det ufleksible driftsmønster

samt begrænsninger for flytning af forbruget indflydelse på, hvor værdifuldt

fleksibiliteten er.

Definitionen af elforbrugets driftsmønster i day-ahead-markedet i hhv. Nonflex

og Flex er beskrevet for teknologier med potentiale for fleksibelt elforbrug i Ta-

bel 1.

I analysen er anvendt følgende antal elbiler og individuelle varmepumper i Dan-

mark:

•

I 2025 og 2035 hhv. ca. 145.000 og 740.000 elbiler.

•

I 2025 og 2035 hhv. ca. 110.000 og 285.000 individuelle varmepumper.

Det er altså væsentligt at bemærke, at 50 pct. af disse elbiler og individuelle

varmepumper regnes for fleksible i Flex-scenariet. Desuden er 50 pct. af poten-

tialet for afbrydeligt elforbrug tilgængeligt i Flex-scenariet.

Lande

Teknologi

Tung transport på el (tog, busser,

lastvogne)

Andre elkøretøjer (MC, varevogne)

Drift i Nonflex scenariet (Day-ahead)

Forbrug repræsenteres ikke separat men

inkluderes i konventionel elforbrugsprofil

Ikke medtaget i analysen

Drift i Flex scenariet (Day-ahead)

som i Nonflex

Ikke medtaget i analysen

50% af elbilerne som ufleksible. 50% har fleksibel

drift og oplades med max 5 kW pr elbil afhængig

af elprisen. I Plugin-hydrid kan konv. motor afløse

opladning fra elnettet. De fleksible elbiler skal

have SOC

≥

80% kl 6.

50% af varmepumperne som ufleksible. 50% har

fleksibel drift hvor elforbrug optimeres ift elprisen.

Indetemperatur skal holdes mellem 21,5 +/- 1,5 °C.

DK og EU Elbiler (BEV og plugin hybrider)

Individuelle VP og elpatroner i

enfamiliehuse

Tilsluttes nettet lige efter bilen parkeres,

oplades med maksimal effekt indtil fuldt

opladet.

Forbruger strøm propertionalt med

varmebehovet så konstant indetemperatur

(21,5 °C) holdes

Forbruger strøm ift. fjernvarmebehovet i

samspil med varmelagre og andre

varmeproduktionskilder

VP og elpatroner i fjernvarmen

som i Nonflex

VP og elpatroner i industri

Forbruger strøm ift. procesvarmebehovet i

samspil med andre varmeproduktionskilder som i Nonflex

Konstant elforbrug over året da

brintforbruget er konstant

Produktion af brint ift. elprisen. Elektrolyse og

brintlager skal tilsammen levere konstant brint til

bioraffinaderier.

Potentiale på ialt 10% afbrydeligt elforbrug i

industrien (udover VP og elpatroner) hvor 50% af

potentialet regnes tilgængeligt i Flex. Halvdelen af

det tilgængelige forbrug (dvs 2,5 %) er afbrydeligt

ved 1000 DKK/MWh, den anden halvdel (dvs 2,5%)

ved 2000 DKK/MWh.

Potentiale på ialt 5% afbrydeligt elforbrug i

husholdninger (udover elbiler og VP) hvor 50% af

potentialet regnes tilgængeligt i Flex. Halvdelen af

det tilgængelige forbrug (dvs 1,25 %) er afbrydeligt

ved 1000 DKK/MWh, den anden halvdel (dvs

1,25%) ved 2000 DKK/MWh.

Elektrolyseanlæg

Afbrydeligt elforbrug i industri (udover VP

DK og EU og elpatroner)

Ikke realiseret

Afbrydeligt elforbrug i husholdninger

DK og EU (udover elbiler og VP)

Ikke realiseret

Tabel 1

Driftsmønster for en række teknologier i day-ahead-markedet i hhv.

Nonflex og Flex.

Dok. 14/21506-19

46/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

I nedenstående figur er det årlige elforbrug vist for de forskellige kategorier af

elforbrug for at vise størrelsesforhold mellem de fleksible elforbrugspotentialer.

Figur 21 Årligt elforbrug for 2025 og 2035 for fleksible elforbrugsteknologier

(Balmorel-resultater for Danmark).

I Appendix 10 er antagelser beskrevet for fleksible elforbrugsteknologier, herun-

der hvordan driftsmønster og begrænsninger er modelleret. Herunder er afbry-

deligt elforbrug uddybet i Appendix 10.7.

Yderligere antagelser i basisscenarier

I Appendix 11 gennemgås centrale teknologiantagelser ud over fleksibelt elfor-

brug for blandt andet installeret elproduktionskapacitet, konventionelt elforbrug

og økonomiske omkostninger for teknologier og brændsler.

Nogle af de mest centrale valg i basisscenarierne, der påvirker værdien af fleksi-

bilitet, og som også testes i følsomhedsscenarierne, er beskrevet nedenstående:

a) Investeringsmuligheder i Flex-scenariet.

I Nonflex-scenariet gennemføres investeringer i offshore vind og nye kraftvær-

ker, både spidslastværker (OCGT) og kraftvarmeanlæg (CCGT og træpillevær-

ker). I Flex-scenariet tillades kun, at drift og investering af fleksibelt forbrug

optimeres i forhold til behovet for spidslastværker (OCGT).

I følsomhedsscenariet Maxflex (alle investeringer) testes betydningen af alle

investeringsmuligheder kan optimalt koordineres med det fleksible forbrug.

b) Gridmax: Begrænsning af elforbruget fra individuelle varmepumper og elbiler

I Flex begrænses det samlede elforbrug fra individuelle varmepumper og elbiler

til maks. at være 20 pct. af det årlige spidslastelforbrug i hvert land. Eftersom

elforbruget placeres, hvor det er billigst, vil en optimal optimering i Balmorel-

modellen placere store dele af det fleksible elforbrug fra varmepumper og elbiler

Dok. 14/21506-19

47/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

i få timer, hvilket i forhold til distributionsnettet kan være uhensigtsmæssigt og

hermed skabe et nyt spidslastproblem.

I Nonflex er der ikke GridMax-begrænsning, da det antages, at forbruget ikke er

styrbart i dette scenarie.

I følsomhedsscenariet Flex (Uden Gridmax) testes betydningen af begrænsnin-

gen ved at den fjernes og indflydelse på system- og distributionsniveau vurde-

res.

c) Tilgængelighed af transmission

I 2035 antages 95 pct. tilgængelighed af alle transmissionslinjer.

I 2025 antages 95 pct. tilgængelighed af alle transmissionslinjer undtagen DK1-

Tyskland, hvor tilgængeligheden (det vil sige eksport fra Danmark til Tyskland)

desuden afhænger af vindproduktion i Tyskland. I følsomhedsscenariet Flex

(2014 transm.tilgæng) anvendes den historiske 2014 tilgængelighed for en ræk-

ke transmissionslinjer i 2035.

d) Kapacitet af DK-UK på 1.400 MW

I både 2025 og 2035 forudsættes det, at transmissionsforbindelsen mellem DK

og UK på 1.400 MW er blevet gennemført. I følsomhedsscenariet Flex (Uden DK-

UK) beregnes systemet i 2035 uden forbindelsen, og indflydelsen på værdien af

fleksibilitet i Danmark evalueres.

e) V2G fra elbiler

I Flex-basisscenariet er der ikke medtaget muligheden for, at elbiler kan levere

elproduktion til nettet fra batteriet.

I følsomhedsscenariet Flex (med V2G) er V2G tilladt i forhold til beskrivelsen i

kapitel 10.1 således at der kan leveres 5kW pr. elbil til elnettet. V2G-

elproduktionen er også begrænset af Gridmax.

Centrale antagelser der er konstante i alle scenarier:

f) Variabel distributionstarif.

I alle scenarier anvendes variabel distributionstariffer for elforbrug på hhv. 0,4

og 10 kV, hvilket er uddybet i Appendix 9.6. Distributionstariffen indgår i opti-

meringen af det fleksible elforbrug, så den samlede omkostning til distributions-

tarif og elspotbetaling bliver minimeret. Ændring i distributionstarifbetaling i Flex

i forhold til Nonflex fremgår af resultaterne.

g) Profiler for vind, sol og konventionelt elforbrug

På baggrund af analysen af behovet for fleksibilitet i kapitel 5 anvendes 2006-

profiler i NWE og Danmark til beregning af værdien af fleksibilitet.

h) Brændselspriser

Energistyrelsen Samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger 2014 [Energi-

styrelsen 2014e] anvendes.

Dok. 14/21506-19

48/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Følsomhedsscenarier

Følsomhedsscenarier er udarbejdet for at undersøge betydningen af antagelser-

ne i Flex-basisscenariet på værdien af fleksibilitet. Definitionerne af følsomheds-

scenarierne er ens for 2025 og 2035, og de er vist i Tabel 2.

Tabel 2

Scenarie-definitioner for 2025 og 2035.

*). Størrelse af elektrolyseanlæg og brintlager i Danmark er som i Flex.

**). Resultater findes i Appendix 13.1. Der er lavet et Nonflex-scenarie med

hhv. uden DK-UK og med transmissionstilgængelighed som i 2014, for

at kunne sammenligne indflydelsen på værdien af fleksibilitet

Der er udført følsomhedsberegninger, som tester betydningen af antagelser

indenfor:

•

Indflydelsen af fleksibilitet i NWE på værdien af dansk fleksibilitet (nr. 3

og nr. 4).

•

Begrænsning af forbrug i forhold til distributionsnettet (nr. 5).

•

Graden af fleksibelt elforbrug i basisscenariet (nr. 6-9).

•

Koordinering af fleksibelt forbrug med øvrige investeringer (nr. 10).

•

Udlandsforbindelser kapacitet og tilgængelighed (nr. 11-12).

Desuden er såkaldte Maxflex-scenarier beregnet med 100 pct. tilgængelig fleksi-

bilitet fra elbiler, individuelle varmepumper og afbrydelig forbrug i modsætning

til 50 pct. i basisscenariet. De er nummererede som tilsvarende 'Flex'-scenarie

nr. + 100, fx er 'Max flex' kaldet 102, og 'Max flex (med V2G)' er kaldet 109.

Dok. 14/21506-19

49/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

6.3

Elementer i værdisætning af fleksibilitet

Samfundsøkonomiske systemomkostninger til levering af energi

Værdien af fleksibilitet kan udregnes ved at sammenligne de samfundsøkonomi-

ske systemomkostninger til levering af el, fjernvarme og biobrændstoffer i de

forskellige scenarier.

De samfundsøkonomiske systemomkostninger består af følgende elementer:

1. Brændselsomkostninger

2. CO

-kvotekøb

3. Variable omkostninger til drift og vedligehold

4. Faste omkostninger til drift og vedligehold

5. Annuiserede omkostninger til ny-investeringer

6. Omkostninger til spidslast til dækning af dansk forsyningssikkerhed.

7. Omkostning til bortkoblet forbrug ved prisloft (på 3.000 EUR/MWh)

8. Omkostning til afbrudt forbrug (på hhv. 1.000 og 2.000 DKK/MWh)

9. Nettariffer i Danmark

10. Omkostninger til import af strøm

11. Indtægter ved eksport af strøm

12. Flaskehalsindtægter

med følgende bemærkninger:

•

Punkt 5: Balmorel modellen investerer i nye anlæg ud fra en selskabsøko-

nomisk optimering. Det betyder, at afgifter er medregnet, og investerin-

ger forrentes med 8 pct. realrente over 20 år svarende til en real annui-

tetsfaktor

på 10,2 pct.

De samfundsøkonomiske systemomkostninger opgøres i en efterbereg-

ning, hvor der ses bort fra afgifter, og der regnes med en samfundsøko-

nomisk forrentning på 4 pct. realrente over 20 år svarende til en real an-

nuitetsfaktor på 7,4 pct.

•

Punkt 6 hentes fra FSI-modellen. Øvrige omkostninger er fra Balmorel.

•

Punkterne 7 og 8 er omkostningen for forbrugerne ved ikke at modtage

elektricitet.

•

Punkt 9: Det er antaget, at nettariffer udtrykker reelle omkostninger til

transport af el, hermed er en reduktion i nettarifbetaling lig med en tilsva-

rende omkostningsreduktion. Medtages ikke i den samfundsøkonomiske

systemgevinst for at undgå dobbelttælling, når netbesparelsen opgøres i

separat analyse på faktiske distributionsnet.

•

Punkterne 10 og 11: Differencen på elementerne 10 og 11 omtales i det

følgende som elhandelsbalancen, der er værdien af importen fratrukket

værdien af eksporten. For Danmark udtrykker elhandelsbalancen nettoge-

vinst eller -tab for danske elproducenter og elforbrugere med handel med

udlandet.

For lande i NWE (Tyskland, Sverige og Frankrig i 2035) og NWE samlet

medregnes værdien af nettoimporten til lande uden for modelområdet,

hvor udvekslingen er modelleret eksogent. Dette bidrag er ikke aktuelt for

den danske systemomkostning.

Annuitetsfaktor = r *(1+r)

/ ((1+r)

– 1), hvor r = realrente, n = år.

Dok. 14/21506-19

50/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

•

Punkt 12: Flaskehalsindtægter er på grund af prisforskel mellem transmis-

sionsområder, og indtægten (prisforskel gange transporteret mængde)

deles mellem områdernes TSO'er.

Punkterne 11 og 12 regnes med modsat fortegn, da de er indtægter.

Internt i modelområdet (NWE) balancerer flaskehalsindtægter og elhandelsba-

lance hinanden med modsat fortegn, idet nettoudvekslingen inden for modelom-

rådet er nul. De to nævnte størrelser repræsenterer på NWE-niveau – derfor

alene transfereringer mellem forbrugere, producenter og TSO'er.

For det enkelte land kan elhandelsbalance og flaskehalsindtægter være et væ-

sentligt bidrag til de samlede systemomkostninger.

Business cases for aktører

Udover den samlede samfundsøkonomiske systemomkostning kan der udregnes

businesscases for de enkelte aktører. Businesscasen for hver af disse udregnes

som differencen mellem Nonflex og Flex for indtægter fratrukket omkostninger.

Denne nettoindtægt udregnes for hver aktør(gruppe), som det er angivet i pa-

renteserne herunder:

El- og fjernvarmeproducenter:

(Elsalg + Tilskud + Varmesalg – Brændsel – CO

– D&V

– Investeringer – Varmeafgifter)

Elkunder

Fleksible forbrugere (elbiler, varmepumper, elektrolyse, etc.):

(Varmesalg – Elkøb – Nettariffer – D&V – Investeringer

– Elafgifter)

Konventionelle elforbrugeres business case består af tre elementer:

(Ufleksibelt konventionelt elforbrug + Afbrudt elforbrug

+ Bortkoblet elforbrug)

•

Ufleksibelt konventionelt elforbrug:

Business case = Elkøb Nonflex - Elkøb Flex

= (Q

konv

–Q

bort,nonflex

-Q

afbrudt,flex

)*P

el, nonflex

- (Q

konv

–Q

bort,flex

-Q

afbrudt,flex

)*P

el,flex

Afbrudt elforbrug:

Business case = Elkøb Nonflex for det forbrug, der afbrydes i

Flex – omkostning til afbrudt elforbrug (C

afbrudt

) i Flex hhv. 1.000

DKK/MWh og 2.000 DKK/MWh

= Q

afbrudt,flex

* P

el,nonflex

– Q

afbrudt,flex

* C

afbrudt

Bortkoblet elforbrug:

•

Omkostningen til afbrydelighed er enten forbigået værdi af elforbruget eller omkostninger til fx

backup-generator.

Dok. 14/21506-19

51/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Business case = (Bortkobling Nonflex – Bortkobling Flex) * om-

kostning til bortkoblet elforbrug (C

bort

= 3.000 EUR/MWh)

= (Q

bort,Nonflex

-Q

bort,Flex

)*C

bort

Fjernvarmekunder

(– Varmekøb)

Staten

(Varmeafgifter – tilskud)

Netselskaber

(Nettarifbetaling - Sparet netomkostning = 0)

TSO

(Flaskehalsindtægter)

Summen af de ovenstående businesscases er systemomkostningen med den

korrektion, at der regnes med en privatøkonomisk forrentning i de privatøkono-

miske business cases.

Forskellen på elsalg og elkøb er elhandelsbalancen. Varmesalg og varmekøb

matcher hinanden, da der ikke er nogen import/eksport af varme.

Netselskabernes nettariffer er i Balmorel antaget at matche udgifterne til leve-

ring af net, hvorfor businesscasen for disse er neutral. I kapitel 7 estimeres de

sparede netomkostninger, og i kapitel 8 sammenlignes disse med ændringen i

tarifbetaling fundet i Balmorel.

Business casen for bortkobling er positiv hvis der bliver bortkoblet mindre elfor-

brug på grund af fleksibelt elforbrug.

Business casen for afbrudt elforbrug regnes som sparet elomkostning i Nonflex

minus den variable omkostning til afbrydelse (hhv. 1.000 og 2.000 DKK/MWh) i

Flex.

6.4

Kapacitetsbehov

Kapacitetsbehov i forhold til spotmarkedet

I tabellen ses resultater fra Balmorel for 2025 og 2035 for akkumulerede inve-

steringer i spidslastværker (Gas OCGT) i NWE samt elektrolyse- og brintlagerka-

pacitet i Danmark. Det ses, at det fleksible elforbrug i Flex- og Maxflex-scenariet

påvirker investeringerne i kapacitet.

Den forbigåede værdi af elforbruget for konventionelle forbrugere antages at være lig prisloftet på

3.000 EUR/MWh.

Dok. 14/21506-19

52/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Tabel 3

I Flex i forhold til Nonflex ses en reduktion i akkumulerede investerin-

ger i spidslastværker i NWE på ca. 12 GW i 2025 (fra 19 til 7) og ca. 20

GW i 2035 (fra 45 til 25). I Danmark ses det, i Flex i forhold til Nonflex

øges investeringen i elektrolysekapacitet fra 657 til 851 MW

el,

og der

investeres i et brintlager svarende til 15 fuldlasttimer brintproduktion.

Alle investeringer i kraftværker samt offshore vind for alle scenarierne fremgår

af Appendix 13.

Elektrolysekapacitet og brintlager i DK

Der investeres i Balmorel-modellen i ekstra elektrolyse- og brintlagerkapacitet

for at minimere de samlede systemomkostninger. Det ses i Tabel 3, at både

elektrolyse- og brintlagerkapaciteten øges for at elforbruget til elektrolyse i bio-

brændstofproduktion kan blive fleksibelt i forhold til elprisen.

I Flex-scenariet er den optimale elektrolysekapacitet beregnet i Balmorel til 851

MW elforbrug hvilket er ca. 30 pct. større end i minimumskapaciteten i Nonflex

scenariet. Den samlede brintlagerkapacitet i Flex er ca. 9 GWh brintproduktion

hvilket svarer til, at brintlageret kan indeholde ca. 15 fuldlasttimer brintproduk-

tion

fra elektrolyseanlæggene.

I Maxflex ses det, at elektrolysekapacitet og brintlager systemoptimalt set skal

være væsentligt mindre (fra 15 til 8 fuldlasttimer brintlager), fordi der er ekstra

fleksibilitet fra elbiler, individuelle varmepumper og afbrydeligt elforbrug.

Generelt gælder det, at jo mindre fleksibilitet fra elbiler, varmepumper og afbry-

deligt elforbrug, jo mere attraktivt er det at gøre elforbruget til elektrolyse flek-

sibelt.

Spidslastværker

I scenarierne bliver behovet for spidslastinvesteringer (Gas OCGT) ændret på

grund af fleksibelt elforbrug.

De akkumulerede spidslastinvesteringer i NWE reduceres i Flex-scenariet ca. 12

GW (fra 19 til 7 GW) i 2025 og ca. 20 GW (fra 45 til 25 GW) i 2035, det vil sige

yderligere 8 GW reduktion fra 2025 til 2035.

En generel tendens er, at jo mere fleksibilitet, jo lavere er behovet for investe-

ring i spidslastværker (Gas OCGT).

Brintproduktionskapacitet (Flex): 851MW_el * 0,75 MW_brint/MW_el = 638 MW_brint.

Brintlager: 9373 MWh_brint / 638 MW_brint = 15 fuldlasttimer kapacitet.

Dok. 14/21506-19

53/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Fx viser Maxflex, at det akkumulerede spidslastinvesteringer kan sænkes med

ca. 34 GW (fra 45 til 11 GW) i 2035.

Kapacitetsbalance i NWE

Det ses i Tabel 3, at behovet for ny kraftværkskapacitet stiger fra 2025 til 2035 i

Nonflex, hvilket primært skyldes lukning af eksisterende kapacitet samt øget

elforbrug og mulighed for billigere produktion fra nyere teknologier.

Antagelserne for udvikling i kapacitet i udlandet er uddybet i Appendix 11.3.

I Danmark er forudsat eksogen kraftværkskapacitet i Danmark i 2025 i forhold

til Energinet.dk's Analyseforudsætninger 2014 og i Danmark 2035 i forhold til

Energistyrelsens Vindscenarie. For en oversigt over antaget dansk kraftværks-

kapacitet henvises til Appendix 9.3.

På Figur 22 ses kapacitetsbalancen i NWE i Balmorel opgjort som eksogent og

endogent installeret regulerbar elproduktionskapacitet (uden pumpekraft) sam-

menlignet med spidslastbehovet. Desuden er vist udbygningen i offshore vind

inklusive 42 GW investering fra Balmorel, onshore vind samt solceller.

Der investeres i mere regulerbar elproduktionskapacitet (ca. 400 GW uden pum-

pekraft, jf. Figur 22) end det højeste residualforbrug er i NWE (ca. 340 GW, jf.

Figur 23). Det skyldes primært:

•

Rådigheden af den termiske kapacitet er sat til 90 pct. om vinteren.

•

Begrænsningen i transmissionskapacitet mellem landene, der gør, at til-

gængelig elproduktionskapacitet i et land med effektoverskud, ikke er til

rådighed i et andet land med effektunderskud, ud over hvad transmissi-

onskapaciteten mellem landene tillader.

Figur 22 Kapacitetsudvikling for regulerbar elproduktion som er sammenlignet

med spidslastforbrug for NWE 2025 og 2035. 2015 vist som reference.

Eksogen kapacitet er opgjort uden pumpekraft. Endogen kapacitet er

fra investeringer i Nonflex-scenariet. Desuden er der vist eksogen ud-

vikling for onshore vind og solceller samt offshore vind inklusive 42 GW

investeringer.

Dok. 14/21506-19

54/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Fleksible elforbrugsprofiler i NWE

Det samlede elforbrug i NWE, det vil sige konventionelt og nyt elforbrug inklusi-

ve bortkobling og afbrudt forbrug, er vist i Figur 23.

Reduktionen i samlet spidslastforbrug i NWE på grund af afbrudt og fleksibelt

elforbrug fra Nonflex til Flex er ca. 20 GW i 2035.

Figur 23 (Øverst) Varighedskurve for samlet elforbrug i NWE i 2035 for Nonflex

og Flex. Desuden varighedskurve for det konventionelle elforbrug når

dette er uden bortkobling og afbrydelighed. Residualforbruget i NWE i

Flex viser elforbruget, der skal dækkes af elproduktionskapacitet. (Ne-

derst) zoom på 50 timer med højeste elforbrug. Det samlede spidslast-

forbrug reduceres ca. 20 GW fra Nonflex- til Flex-scenariet.

På Figur 24 øverst er vist varighedskurver for samlet fleksibelt elforbrug (det vil

sige primært elbiler på NWE-niveau) samt for bortkoblet og afbrydeligt elfor-

brug. Det ses, at det fleksible elforbrug flyttes mod timer med hhv. et højt elfor-

brug eller et lavt elforbrug, når det optimeres mod elprisen.

Dok. 14/21506-19

55/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 24 (Øverst) Varighedskurver for et år for hhv. fleksibelt elforbrug, bort-

koblet og afbrudt elforbrug i Nonflex og Flex 2035. (Nederst) zoom på

150 timer med højeste elforbrug. Det afbrudte elforbrug er maks. ca.

11 GW. Der bortkobles elforbrug ved 3.000 EUR/MWh i få timer pr. år,

fordi det ikke er økonomisk rentabelt at opføre ekstra spidslastkapaci-

tet til at dække dette spidslastforbrug.

Der anvendes maksimalt 11 GW afbrudt elforbrug i Flex (Figur 24 nederst). I

scenariet uden afbrydeligt elforbrug stiger investeringen i spidslast med ca. 11

GW (fra 25 til 36 GW, jf. Appendix 13.1.1), hvilket betyder, at det afbrudte for-

brug afløser spidslastværker 1:1. I alt afbrydes 1,6 TWh/år, svarende til 0,07

pct. af det samlede årlige elforbrug i NWE.

Der bortkobles maks. ca. 20 GW konventionelt elforbrug og i alt bortkobles 0,12

TWh/år i NWE.

Indflydelsen af fleksibelt elforbrug i Danmark analyseres i kapitel 6.10.

Dok. 14/21506-19

56/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

6.5 Værdi af øget fleksibelt elforbrug i Danmark og NWE

Samfundsøkonomiske systemomkostninger er beregnet som beskrevet i afsnit

6.3. Reduktion i systemomkostning er for Flex- i forhold til Nonflex-scenariet for

hhv. 2025 og 2035.

I kapitlet gennemgås først fordeling af gevinsten på lande og omkostningsele-

menter i 2025 og 2035 i både Danmark og for NWE. Dernæst vises, hvordan

gevinsten fordeler sig på teknologier og aktører i 2035 i både Danmark og NWE.

6.5.1

Samfundsøkonomisk gevinst fordelt på lande og omkostnings-

elementer

2035

På Figur 25 er vist reduktion i systemomkostninger i landene i 2035. Den samle-

de gevinst i NWE (det vil sige, de lande der er medtaget, jf. Figur 6) er ca. 2,0

mia. EUR/år og i Danmark ca. 114 mio. EUR/år.

Lande som Østrig, Norge og Sverige, der i alle situationer leverer fleksibilitet til

systemet via vand- og pumpekraft, har et nettotab ved der kommer yderligere

og andet fleksibelt elforbrug i systemet.

Derimod ser man, at øvrige lande har en nettobesparelse på systemomkostnin-

ger, så lande med mange elbiler og stort afbrydeligt elforbrug får de største

gevinster, det vil sige særligt Tyskland, Frankrig og UK.

Figur 25 Reduktion i systemomkostningerne pr. land beregnet som forskellen

mellem Flex- og Nonflex-scenarierne i 2035. For NWE opnås en samlet

gevinst på ca. 2,0 mia. EUR/år og for Danmark ca. 114 mio. EUR/år.

Dok. 14/21506-19

57/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

I Figur 26 vises bidragene til den samlede besparelse i NWE, hvoraf de væsent-

ligste er besparelse af drift til hhv. brændsel (ca. 0,79 mia. EUR/år), besparelse

ved færre investeringer i spidslastkraftværker (ca. 0,65 mia. EUR/år svarende til

20 GW mindre kapacitet) og CO

-omkostning (ca. 0,55 mia. EUR/år).

På Figur 26 er vist ændringen i nettogevinst ved elhandel med lande udenfor

modelområdet (NWE). I Flex bidrager det med en øgning af de samlede system-

omkostninger i NWE på ca. 0,14 mia. EUR/år i forhold til Nonflex.

De direkte omkostninger til aktivering af afbrydeligt elforbrug er ca. 0,27 mia.

EUR/år, regnet som afbrudt mængde gange pris for afbrydelighed (hhv. 1.000

DKK/MWh og 2.000 DKK/MWh).

Forklaringen på besparelse i drift på grund af øget fleksibilitet er uddybet i kapi-

tel 6.8, hvor det ses, at fleksibelt forbrug øger udnyttelsen af kernekraft-, træ-

pille- og vindkraftproduktion samt fortrængning af dyrere naturgasforbrug.

Figur 26 Bidrag til samlet besparelse i NWE-systemomkostninger i 2035 fra hhv.

investeringer- og driftsomkostninger.

I Figur 27 er vist bidragene til systemværdien i Danmark i 2035, og samlet ses

en gevinst på 114 mio. EUR/år.

Dok. 14/21506-19

58/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 27 Bidrag til samlet besparelse i DK systemomkostninger i 2035 fra hhv.

investeringer- og driftsomkostninger samt elhandel og flaskehalsind-

tægter.

Elhandelsbalancen

Gevinst på elhandelsbalancen på 176 mio. EUR/år er det primære bidrag til den

samlede gevinst. Ændring i elhandelsbalancen går fra -48 mio. EUR/år i Nonflex

til +128 mio. EUR/år i Flex.

Elhandelsbalancen udtrykker den samlede nettoindkomst eller -udgift for alle

danske elproducenter og elforbrugere ved at handle med udlandet. Gevinsten på

elhandelsbalancen fordeles med ca. 60 pct. til danske fleksible og afbrydelige

elforbrugere, ca. 20 pct. til konventionelle elforbrugere og ca. 20 pct. til elpro-

ducenter.

Øget fleksibelt elforbrug i Danmark fører til fordele i forhold til elhandel med

udlandet:

•

Fleksibelt forbrug kan flyttes fra perioder med høje til lave importpriser.

•

Fleksibelt forbrug øger muligheden for eksport, når udlandet har høje el-

priser på grund af at elforbruget sænkes i disse perioder.

Fleksibelt forbrug i udlandet modvirker på den ene side mulighed for elhandels-

balancegevinst i Danmark, fordi udlandet opnår samme systemfordele, men på

den anden side fører det til færre perioder med høje elpriser, hvilket er en fordel

for den danske elhandelsbalance. Af den samlede danske gevinst på elhandels-

balancen på grund af fleksibelt forbrug på 176 mio. EUR/år i Flex-scenariet op-

nås ca. 35 pct. i de hhv. 10 'bedste' og 10 'værste' timer

Det undgåede importtab på grund af Flex i 10 'værste' timer: fra -90 til -38 = 52 mio. EUR/år

gevinst. Den øgede eksportværdi på grund af Flex i 10 'bedste' timer: fra 5 til 15 = 10 mio. EUR/år

gevinst.

Dok. 14/21506-19

59/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Flaskehalsindtægter

Flaskehalsindtægterne sænkes med 35 mio. EUR/år, hvorefter den danske net-

toflaskehalsindtægt er ca. 361 mio. EUR/år.

Tidsvarierende nettarif

I Balmorel er medtaget tidsvarierende distributionstariffer, der antages omkost-

ningsægte, det vil sige, reduktionen i tarifbetaling afspejler sparede netinveste-

ringer. I Balmorel optimeres elforbruget for at minimere den samlede omkost-

ning til spotmarkedet og nettariffer. Ifølge Figur 27 er den samlede reduktion i

tarifbetalingen i 2035 i Flex i forhold til Nonflex ca. 10 mio. EUR/år.

2025

For 2025 er tilsvarende vist reduktionen i systemomkostning pr. land. Det ses,

at nettogevinsten i NWE er ca. 0,52 mia. EUR/år i 2025 mod ca. 2,0 mia. EUR/år

i 2035. For Danmark opnås et nettotab på 20 mio. EUR/år i 2025 på grund af

øget fleksibelt elforbrug i både Danmark og udlandet. Dette forklares yderligere i

kapitel 6.5.4.

Figur 28 Reduktion i systemomkostningerne pr. land beregnet som forskellen

mellem Flex- og Nonflex- scenarierne i 2025. For NWE opnås en samlet

gevinst på 0,52 mia. EUR/år og for Danmark et tab på ca. 20 mio.

EUR/år.

I Figur 29 fremgår det, at sparede investeringer på ca. 0,39 mia. EUR/år udgør

det største bidrag til den samlede gevinst på 0,52 mia. EUR/år i 2025, og at det

udgør en større andel end i 2035.

Dok. 14/21506-19

60/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 29 Bidrag til samlet besparelse i NWE systemomkostninger i 2035 fra hhv.

investeringer og driftsomkostninger.

Ændringen i den danske systemomkostning i 2025 er vist på Figur 30. Bemærk,

figuren viser tab, det vil sige, flaskehalsindtægter sænkes med 37 mio. EUR/år,

mens elhandelsbalancen forbedres med ca. 16 mio. EUR/år. Distributionstarifbe-

taling sænkes med 2 mio. EUR/år i 2025, hvilket repræsenterer en besparelse i

distributionsnetomkostninger.

Nettotabet i systemomkostninger i Danmark er -20 mio. EUR/år.

Figur

Bidrag til

tab

i DK systemomkostninger i 2025 fra hhv. investeringer-

og driftsomkostninger samt elhandel og flaskehalsindtægter. Der er

samlet set et tab på 20 mio. EUR/år i 2025 på grund af øget fleksibelt

elforbrug i hele NWE.

Dok. 14/21506-19

61/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

6.5.2 Samfundsøkonomisk gevinst fordelt på aktører og teknologier

Danmark i 2035

Systemgevinsten i Danmark deles mellem aktører i det danske system. Det er i

afsnit 6.3 beskrevet, hvordan business casen beregnes for aktørerne.

På Figur 31 (øverst) er business cases på aktører i Danmark i Flex i 2035 vist,

og på Figur 31 (nederst) er gevinsten for fleksible elforbrugere samt el- og var-

meproducenter yderligere inddelt på teknologier.

Figur 31 (Øverst) Fordeling af dansk samfundsøkonomisk systemgevinst på

danske aktører i

Flex-scenariet 2035.

(Nederst) Medtaget fordeling

af gevinst for fleksible elforbrugere og elproducenter på teknologier.

Dok. 14/21506-19

62/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Det ses, at summen af gevinster for danske aktører (med samfundsøkonomisk

investeringsrente) er lig med den danske samfundsøkonomiske systemgevinst.

Det er på grund af ændringen i de fleksible forbrugeres driftsmønster i Danmark

og udlandet, at systemgevinsten i Danmark opstår.

De fleksible forbrugeres besparelser udgør 85 mio. EUR/år ud af den samlede

nettogevinst på 114 mio. EUR/år i Danmark. Konventionelt elforbrug opnår også

en gevinst på 36 mio. EUR/år på trods af, at de har et uændret driftsmønster;

besparelsen opstår på grund af ændring i elprisen i Flex- i forhold til Nonflex-

scenariet.

El- og varmeproducenter opnår en nettogevinst på 19 mio. EUR/år på grund af

øget fleksibelt elforbrug, hvilket indeholder +62 mio. EUR/år til danske vindpro-

ducenter på grund af bedre afregningspriser og mindre bortkobling af vindpro-

duktion samt et tab på -43 mio. EUR/år fra kraftværker.

NWE i 2035

På Figur 32 er ligeledes vist, hvordan den samlede systemgevinst fordeles på

aktører og teknologier i NWE.

Figur 32 Fordeling af NWE samfundsøkonomisk systemgevinst på aktører og

teknologier i Flex-scenariet 2035.

På NWE-niveau er gevinsten fra elbiler dominerende for fleksibelt elforbrugere

(da de andre typer fleksible elforbrug kun er medtaget i Danmark).

Det ses, at indflydelsen fra fleksible elforbrug på elpriserne skaber gevinster for

især konventionelt elforbrugere (2,4 mia. EUR/år) og vindmøller (1,2 mia.

Dok. 14/21506-19

63/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

EUR/år). Øvrige elproducenter og ellagre får reduceret indtjening med samlet

4,1 mia. EUR/år på grund af øget fleksibelt elforbrug.

6.5.3 Gevinst for konventionelle elforbrugere og vindmøller

For vindmøller øges afregningsprisen, samt der bortkobles mindre vind-

produktion, der også får denne højere afregningspris.

I tabellen er vist indflydelsen i Flex i forhold til Nonflex af fleksibelt elforbrug på

afregningspris for vind, reduktion i bortkobling af vind samt elprisen for konven-

tionelle elforbrugere:

2035

NWE

Tabel 4

Afregningspris for vind

(EUR/MWh)

+1,3

+1,1

Reduktion i bortkoblet vind

(TWh/år)

0,3

4,8

Forbrugsvægtet elpris for konven-

tionelt elforbrug

(EUR/MWh)

-1,1

-1,0

Indflydelse af fleksibelt elforbrug på konventionelle forbrugere og vind-

produktion i Flex i 2035.

Ændringen i elpriser på grund af fleksibelt elforbrug svarer til at prispresset

for

vind i Danmark sænkes fra 19 pct. til 16 pct.

6.5.4 Indflydelse af NWE flex på værdi af dansk fleksibilitet

Det ses i tabellerne nedenfor, at værdien af fleksibilitet i Danmark påvirkes af,

hvad resten af NWE gør. Hvis der i 2035 (Tabel 34) kun udvikles fleksibelt elfor-

brug i Danmark og ingenting i resten af NWE, har den danske fleksibilitet en

øget dansk systemgevinst på 124 mio. EUR/år (DK Flex + NWE Nonflex). Hvis

der både er fleksibilitet i Danmark og resten af NWE, er der samlet en reduktion

i de danske systemomkostninger på 114 mio. EUR/år (Flex). Hvis der kun er

fleksibelt elforbrug udenfor Danmark, øges den danske systemgevinst med 17

mio. EUR/år (DK Nonflex + NWE Flex).

Værdien af øget dansk fleksiblitet, hvis resten af NWE allerede er fleksibelt, bli-

ver derved 97 mio. EUR/år (114 – 17 mio. EUR/år) i 2035.

På samme måde kan 2025 vurderes (Tabel 33). Når der kun udvikles fleksibelt

elforbrug i Danmark og ingenting i resten af NWE, har den danske fleksibilitet en

øget danske systemgevinst på 18 mio. EUR/år (DK Flex + NWE Nonflex). Hvis

der både er fleksibilitet i Danmark og i resten af NWE, opnås der med den sam-

me danske fleksibilitet dog ikke længere en samlet reduktion i de danske sy-

stemomkostninger, men en stigning på samlet 20 mio. EUR/år (Flex). Hvis der

kun er fleksibelt elforbrug uden for Danmark, stiger de danske systemomkost-

ninger med 30 mio. EUR/år (DK Nonflex + NWE Flex). Værdien af at få dansk

Vindafregningsprisen øges i DK fra 69,2 til 70,5 EUR/MWh og i NWE fra 65,8 til 66,9 EUR/MWh.

Mængden af vindproduktion øges i DK fra 30,7 til 31,0 TWh og i NWE fra 800,8 til 805,6 TWh.

Den forbrugsvægtede elpris sænkes i Danmark fra 85,3 til 84,2 EUR/MWh og i NWE fra 83,4 til 82,4

EUR/MWh.

Prispres for vind (pct.) =(Forbrugsvægtet elpris - Afregningspris for vind) / forbrugsvægtet el-

pris*100 pct.

Dok. 14/21506-19

64/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

fleksibilitet, hvis resten af NWE allerede er fleksibelt, bliver derved 10 mio.

EUR/år i 2025.

2025

DK Nonflex

DK Flex

Værdi af DK Flex i DK

NWE Nonflex

Reference

+ 18 mio. EUR/år

NWE Flex

-30 mio. EUR/år

- 20 mio. EUR/år

+ 10 mio. EUR/år

Tabel 33 Ændring i systemgevinst i 2025 i Danmark i scenarier med forskellig

mængde fleksibilitet i hhv. Danmark og resten af NWE i forhold til refe-

rencen.

2035

DK Nonflex

DK Flex

Værdi af DK Flex i DK

NWE Nonflex

Reference

+ 124 mio. EUR/år

NWE Flex

+ 17 mio. EUR/år

+ 114 mio. EUR/år

+ 97 mio. EUR/år

Tabel 34 Ændring i systemgevinst i 2035 i Danmark i scenarier med forskellig

mængde fleksibilitet i hhv. Danmark og resten af NWE i forhold til refe-

rencen.

Det betyder for 2025 med de givne forudsætninger, så vil fleksibilitet i resten af

NWE øge de samfundsøkonomiske omkostninger i Danmark uanset hvad Dan-

mark gør, men ved indførelse af øget fleksibilitet i Danmark kan problemet re-

duceres fra -30 til -20 mio. EUR/år. Det er kun hvis resten af NWE ikke når at

levere fleksibilitet at tallet vendes til et plus. For 2035 er der samfundsøkonomi-

ske positive tal i hele tabellen. Konklusionen er derfor, at det – på systemom-

kostningerne – kan betale sig at have fleksibilitet i Danmark, uanset hvad resten

af NWE gør (plus på alle differencer), men at værdien af den danske fleksibilitet

i Danmark påvirkes af, hvor meget konkurrence der er fra fleksibilitet i resten af

NWE.

Det er på Figur 35 illustreret, hvordan gevinsten af øget dansk fleksibelt elfor-

brug afhænger af, hvor meget fleksibilitet der er i NWE. I alle scenarierne fører

ekstra dansk fleksibilitet til øget samfundsøkonomisk systemgevinst i Danmark.

Dok. 14/21506-19

65/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Gevinst af dansk flex i

DK afhængig af mæng-

den af flex i NWE

Figur 35 Samfundsøkonomisk systemgevinst i Danmark af fleksibelt elforbrug i

Danmark afhængigt af mængden af fleksibilitet i udlandet.

Ændring af gevinster i Danmark afhængigt af fleksibilitet i udlandet

Samlet set medfører fleksibelt elforbrug i udlandet, at gevinsten for fleksibelt

elforbrug i Danmark bliver sænket, mens gevinsten for konventionelt elforbrug

og vindmøller i Danmark bliver øget.

Figur 36 Fordeling af dansk systemgevinst på danske aktører og teknologier i

scenariet DK Flex NWE Nonflex for 2035.

Dok. 14/21506-19

66/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

I Figur 36 ses en opdeling af gevinsten på aktører og teknologier for scenariet

uden fleksibilitet i udlandet. Gevinsten for de danske fleksible elforbrugere på

samlet 110 mio. EUR/år er signifikant større uden konkurrencen fra øget fleksi-

belt elforbrug i udlandet (85 mio. EUR/år med fleksibilitet i udlandet).

Tilsvarende er påvirkningen på danske el- og varmeproducenter samt konventi-

onelt elforbrug meget mindre uden fleksibilitet i udlandet. Dette skyldes, at det

danske fleksible elforbrug ikke ændrer elprisen i samme grad, som når der er

fleksibelt elforbrug i udlandet. Det kræver altså en stor mængde fleksibelt elfor-

brug i hele NWE signifikant at øge afregningspriserne for fx vindproduktionen.

6.6 Følsomhedsscenarier for 2035

I kapitlet vises systemgevinster for udvalgte scenarier for Danmark og NWE i

2035. For visse scenarier uddybes gevinsten i fordeling på aktører og teknologi-

er.

En liste over systemgevinst i Danmark og NWE for alle scenarierne ses i Appen-

dix 13.

I DK

På Figur 37 ses ændringen af den danske systemgevinst i 2035 i udvalgte føl-

somhedsscenarier

Figur 37 Samfundsøkonomisk systemgevinst i Danmark for udvalgte følsom-

hedsscenarier sammen med Flex-scenariet i 2035.

I Maxflex er der dobbelt så meget fleksibilitet fra elbiler, individuelle varmepum-

per og afbrydeligt elforbrug i Danmark som i Flex. Alligevel falder systemgevin-

sten af fleksibilitet i Danmark fra 114 mio. EUR/år til 82 mio. EUR/år. Dette

skyldes, som tidligere beskrevet i kapitel 6.5.4, at forholdet mellem fleksibilitet i

Danmark og NWE er afgørende for systemgevinsten i Danmark, og at NWE i

Dok. 14/21506-19

67/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Maxflex får relativt mere fleksibilitet end i Danmark. Det ses ved sammenligning

med Maxflex (uden afbrydeligt elforbrug), at det især er en stor mængde afbry-

deligt elforbrug i NWE, der sænker systemgevinsten i Danmark. Uden afbrydeligt

elforbrug i Maxflex stiger den danske gevinst til 132 mio. EUR/år.

I Figur 38 er det vist, hvordan gevinsten fordeles på danske aktører og teknolo-

gier i Maxflex. Der er en stor transfereringseffekt fra producenter til forbrugere

på grund af ændrede elpriser, når der tilføjes mere fleksibelt elforbrug. Det ses,

at gevinsten for ufleksible konventionelle forbrugere øges markant til 209 mio.

EUR/år (i forhold til 36 mio. EUR/år i Flex). Samtidig øges tabet for elproducen-

ter (eksklusive vindmøller) til 152 mio. EUR/år (i forhold til 43 mio. EUR/år i

Flex). Flaskehalsindtægterne falder også markant med 124 mio. EUR/år (i for-

hold til 35 mio. EUR/år i Flex).

Figur 38 Fordeling af dansk systemgevinst på danske aktører og teknologier i

scenariet Maxflex for 2035. Investering i brintlager har stor indflydelse

på systemgevinsten i Danmark i Flex, idet den sænkes fra 114 til 73

mio. EUR/år (Flex uden brintlager) i 2035. Betydningen af brintlageret

er dog markant mindre i Maxflex (uden brintlager) hvor systemgevin-

sten kun sænkes fra 82 til 76 EUR/år. Det ekstra fleksible elforbrug fra

elbiler, individuelle varmepumper og afbrydeligt elforbrug i både Dan-

mark og NWE i Maxflex gør, at ekstra elektrolyse- og brintlagerkapaci-

tet i Danmark systemoptimalt set skal være væsentlig mindre og her-

med bidrager mindre til systemgevinsten i Danmark.

Af Figur 37 fremgår det, at begrænsningen af elbiler og varmepumpers maksi-

male opladning (Gridmax) stort set ingen indflydelse har på systemværdien i

Danmark i 2035, idet den fortsat er 114 mio. EUR/år.

I kapitel 7.3 vises Gridmax-begrænsningens indflydelse på spidslastforbruget i

distributionsniveauet samt indflydelsen på omkostningen til distributionsnetfor-

stærkninger.

Dok. 14/21506-19

68/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

I scenariet med Lav Flex EV+Indiv VP er grænserne for det fleksible elforbrug

sænket, således at indetemperaturen i huse skal holdes på +/- 0,75 °C (i for-

hold til +/- 1,5 °C i Flex), mens elbiler skal være 95 pct. opladt kl 6 om morge-

nen (i forhold til 80 pct. i Flex). Den danske systemgevinst bliver kun sænket til

109 mio. EUR/år i forhold til 114 mio. EUR/år, delvist fordi investeringen i brint-

lagring samtidig øges, og delvist fordi denne fleksibilitet fortsat er tilstrækkelig

til at 'undgå' de væsentligste perioder med høje elpriser.

Reduktionen i systemomkostninger i NWE for udvalgte følsomhedsscenarier

sammenlignet med Flex-basisscenariet er vist i Figur 39.

Figur 39 Samfundsøkonomisk systemgevinst i NWE for udvalgte følsomheds-

scenarier sammen med Flex-scenariet i 2035.

Generelt set ses det, at jo mere fleksibelt forbrug (det vil sige mere volumen og

færre restriktioner i fleksibiliteten), jo højere er værdien af fleksibilitet i NWE.

Der er dog en aftagende marginalværdi af fleksibiliteten; ca. 100 pct. ekstra

Flex (fra Flex til Maxflex) giver ca. 60 pct. højere systemgevinst i NWE (fra 2,0

til 3,2 mia. EUR/år).

På trods af aftagende marginalværdi i forhold til systemgevinst ved yderligere

fleksibelt elforbrug (fra Flex til Maxflex) er der en stor transfereringseffekt fra

producenter til forbrugere på grund af ændrede elpriser. Dette er vist på Figur

40, hvor det ses, at de konventionelle ufleksible elforbrugere opnår en gevinst

på 7,6 mia. EUR/år i Maxflex i forhold til 2,4 mia. EUR/år i Flex. Tilsvarende sti-

ger tabet for elproducenter til 9,8 mia. EUR/år i forhold til 4,1 mia. EUR/år i

Flex.

Dok. 14/21506-19

69/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 40 Fordeling af systemgevinst på aktører og teknologier i NWE i scenariet

Maxflex for 2035.

Stigningen i systemgevinsten i NWE med V2G i Flex er ca. 500 mio. EUR/år,

mens V2G i Maxflex kun øger gevinsten med ca. 250 mio. EUR/år; også her ses

en aftagende marginalværdi. Værdien af V2G afhænger af konkurrenceforholdet

især i forhold til afbrydeligt elforbrug, eftersom begge dele bruges i perioder

med meget høje elpriser og til at reducere spidslastinvesteringer.

Afbrydeligt konventionelt elforbrug giver et betydelig bidrag til samlet system-

gevinst, hvilket ses ved, at flexværdien falder fra 2,0 til 1,6 mia. EUR/år, når det

afbrydelige forbrug fjernes fra Flex-scenariet. Dette skyldes, at det afbrydelige

elforbrug i høj grad kan erstatte spidslastinvesteringer.

Gridmax-begrænsningen (20 pct.) har stort set ingen betydning for systemge-

vinsten på NWE-niveau i Flex, ligesom det var tilfældet for den danske system-

gevinst.

Optimering af fleksibelt elforbrug med alle investeringer

I Maxflex påvirker fleksibelt elforbrug kun spidslastinvesteringer (Gas OCGT), og

systemgevinsten er 3,2 mia. EUR/år. I Maxflex (alle investeringer) øges system-

gevinsten til 4,5 mia./år svarende til 43 pct. stigning, hvis drift og investering i

fleksibelt elforbrug kan koordineres optimalt med alle typer kraftværks- og off-

shore vindinvesteringer.

Samme tendens ses i Flex (alle investeringer), hvor systemgevinsten er 2,7 mia.

EUR/år i forhold til 2,0 mia. i Flex svarende til 37 pct. stigning.

Dok. 14/21506-19

70/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Med alle investeringer optimeret i forhold til fleksibelt elforbrug er det systemop-

timalt med større mængde offshore vind, hhv. 54 GW i Maxflex (alle investerin-

ger) og 49 GW i Flex (alle investeringer) i stedet for 42 GW i Nonflex. Elprisen

øges i perioder med meget vind på grund af fleksibelt elforbrug, hvilket gør det

systemmæssigt rentabelt at investere i yderligere vindproduktionskapacitet.

Desuden bliver de samlede investeringer til relativt dyr udtagsteknologi i forbin-

delse med ny kraftværkskapacitet (CCGT og træpilleudtag med alle investeringer

optimeret i forhold til fleksibelt elforbrug), reduceret i forhold til Nonflex.

I Figur 41 ses det for Flex (alle investeringer) bliver den samlede systemgevinst

i NWE domineret af reduktion i brændselsomkostninger i højere grad end i Flex

(jf. Figur 29), fordi mere offshore vind fortrænger brugen af dyrere brændsel.

Figur 41 Omkostningselementers bidrag til samlet systemgevinst i Flex (alle

investeringer) i 2035. På grund af øget vindproduktion udgør reduktion

i brændselsomkostninger en større andel af den samlede gevinst end i

Flex.

Yderligere følsomhedsanalyser

Indflydelse af transmissionskapacitet og -tilgængelighed på værdien af fleksibili-

tet og samlede systemomkostninger er beskrevet i Appendix 9.4.

6.7 Business cases ud fra gevinster på systemniveau

I det følgende undersøges business casen for forskellige teknologier inden for

hhv. elproduktion og elforbrug.

I dette kapitel er alle investeringer regnet med 8 pct. realrente.

6.7.1 Elproduktion

På Figur 42 ses det, at vindmøller tilsammen får en merbetaling på 62 mio.

EUR/år for elproduktionen, på trods af den installerede kapacitet af onshore og

offshore vind er ens i både Nonflex- og Flex-scenariet.

Dok. 14/21506-19

71/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Det er primært kraftvarmeværker (udtags- og modtryksværker), der opnår et

tab i forhold til Nonflex-scenariet på grund af øget fleksibelt elforbrug i Flex-

scenariet.

Figur 42. Gevinster for e-l og varmeproducenter på grund af øget fleksibelt

elforbrug i Danmark i Flex-scenariet 2035.

Der er på tilsvarende måde vist ændring i business case (investering og drifts-

omkostninger) for elproducenter i hele NWE. Samlet set opnås et tab på ca. 2,7

mia. EUR/år (8 pct. realrente).

Termiske kraftværker, pumpekraft, solceller og vandkraft får tab på samlet ca.

3,9 mia. EUR/år. Vindkraft får en gevinst på ca. 1,2 mia. EUR/år.

Figur 43 Tab for elproducenter i NWE på grund af øget fleksibelt elforbrug i Flex-

scenariet 2035.

Dok. 14/21506-19

72/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

6.7.2 Fleksibelt elforbrug i Danmark

I dette afsnit vises resultater for forskellige teknologier med fleksibelt elforbrug i

forskellige scenarier.

•

'Elbiler' og 'Individuelle varmepumper' er et samlet resultat for fleksible

og ufleksible enheder, idet der er 50 pct. af hver i Flex-scenariet.

•

'Elbiler_flex' og 'Individuelle varmepumper_flex' viser resultat kun for

fleksible enheder.

•

I 'Maxflex'-scenariet er alle enheder fleksible, det vil sige, fx 'Elbiler' og

'Elbiler_flex' er ens i dette tilfælde.

Samlet gevinst pr. år

I Figur 44 ses gevinsten for danske fleksible elforbrugere i 2035 i Flex.

Figur 44 Årlig gevinst for fleksible elforbrugsteknologier (8 pct. realrente).

Elektrolyse og tilhørende brintlager, der muliggør prisfleksibel produktion, sæn-

ker produktionsomkostningen til elektrolyse med 55 mEUR/år. Investeringen i

denne teknologi koster 14 mio. EUR/år, mens lagringsmuligheden koster 9 mio.

EUR/år (annuiseret investering ved 8 pct. rente og O&M). Nettogevinsten er

hermed 32 mio. EUR/år (55- 14 – 9 mio. EUR/år) ved at elforbruget til elektroly-

se er blevet fleksibelt. Det vil sige, det kan betale sig at investere i et brintlager

for at sikre sig bedre elpriser.

Den samlede gevinst for elbiler i Flex er på 36 mio. EUR/år, hvoraf langt stør-

stedelen udgøres af de 50 pct. fleksible elbiler. Besparelsen i tarifbetaling udgør

ca. 5 mio. EUR/år af den samlede besparelse for de fleksible elbiler.

På Figur 45 er vist, hvordan de hhv. 10 og 50 dyreste timer bidrager til bespa-

relsen i elspotomkostning for elbilerne.

Dok. 14/21506-19

73/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 45 Bidrag til elspotbesparelsen for elbiler i hhv. de 10 og 50 dyreste timer.

Den samlede gevinst for individuelle varmepumper i Flex er på 16 mio. EUR/år,

hvoraf langt størstedelen udgøres af de 50 pct. fleksible varmepumper. Bespa-

relsen i tarifbetaling udgør ca. 3 mio. EUR/år af den samlede besparelse for de

fleksible individuelle varmepumper.

De store varmepumper og elkedler i fjernvarme og procesindustri opnår et sam-

let tab på hhv. 2 og 3 mio. EUR/år ved, at der kommer ekstra fleksibelt elfor-

brug i Flex-scenariet i forhold til Nonflex.

Gennemsnitlig elpris i 2035

Den gennemsnitlige elpris, som forskellige fleksible teknologier skal betale, er

vist for Nonflex-, Flex- og Maxflex-scenarier nedenunder:

Figur 46 Gennemsnitlig elpriser for teknologier i 2035.

Dok. 14/21506-19

74/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Det ses, at elbilerne har en væsentlig lavere elpris i Flex- og Maxflex- end i Non-

flex-scenariet. I Maxflex stiger elprisen for de fleksible elbiler på grund af, at der

tilføres mere af samme type fleksible elforbrug.

Elprisen for store varmekedler stiger som følge af, at øget fleksibelt elforbrug

hæver niveauet i lavpristimerne.

Gevinst pr. enhed pr. år

Der er beregnet en gennemsnitlig gevinst pr. elbil og pr. individuel varmepum-

per. I Figur 47 fremgår gevinsten i forskellige scenarier.

Figur 47 Gevinsten pr. fleksibel elbil og individuel varmepumpe i forskellige sce-

narier.

I Flex-scenariet ligger gevinsten for en gennemsnitlig fleksibel elbil i Danmark på

ca. 65 EUR/år og 83 EUR/år i hhv. 2025 og 2035.

For en gennemsnitlig fleksibel varmepumpe i Danmark er gevinsten ca. 128

EUR/år og 110 EUR/år i hhv. 2025 og 2035. Årsagen til den gennemsnitlige re-

duktion fra 2025 til 2035 for fleksible varmepumper er blandt andet, fordi det

gennemsnitlige elforbrug sænkes pr. individuelle varmepumper på grund af an-

taget forbedret COP og reduceret varmeforbrug.

Det skal bemærkes, at gennemsnittet gælder for 10 forskellige typer huse med

individuelle varmepumper samt elbiler med 30 forskellige kørselsmønstre.

Generelt er gevinsten større pr. enhed for individuelle varmepumper end elbiler,

hvilket skyldes, at det gennemsnitlige årlige elforbrug pr. enhed er større, hhv.

ca. 2,4 MWh/år for elbiler mod ca. 5 MWh/år for individuelle varmepumper. Der

er hermed mere elforbrug at flytte for individuelle varmepumper end elbiler,

hvorved den årlige gevinst øges.

Dok. 14/21506-19

75/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Gevinsten pr. fleksibel elbil og individuel varmepumpe falder fra Flex til Maxflex

på grund af den øgede konkurrence fra yderligere fleksibelt elforbrug, jf. tidlige-

re nævnte aftagende marginalværdi af fleksibilitet fra Flex til Maxflex.

Gevinst pr. MWh

Gevinsten ved fleksibilitet er opgjort pr. MWh i Figur 48.

Figur 48 Gevinsten pr. MWh for forskellige teknologier af fleksibelt elforbrug.

På figuren ses det, at pr. MWh har fleksible elbiler (ca. 28-35 EUR/MWh) større

gevinst end fleksible individuelle varmepumper (ca. 23 EUR/MWh), hvilket skyl-

des det ufleksible driftsmønster for elbiler i højere grad ligger i timer med høje

elpriser, samt at mulighederne for at flytte elforbruget er bedst for elbiler i for-

hold til individuelle varmepumper.

I Tabel 5 er opsummeret gevinster pr. enhed og pr. MWh for fleksible elbiler og

varmepumper:

Gevinst pr. enhed

(EUR/år) 2025

128

Gevinst pr. enhed

(EUR/år) 2035

110

Gevinst pr. MWh

(EUR/MWh)

28-35

Fleksibel individuel

varmepumpe

Fleksibel elbil

Tabel 5

Gevinst pr. enhed og MWh for hhv. individuelle varmepumper og elbi-

ler.

Det ses, at gevinsten for fleksibel elektrolyse vha. brintlager er relativt lav pr.

MWh, hvilket skyldes det flade, ufleksible driftsmønster, der allerede sikrer, at

elforbruget ikke ligger i de dyreste timer. Da elforbruget for elektrolyse er højt

(5,8 TWh/år) fører det til en betydelig årlig gevinst ved fleksibilitet på trods af,

Dok. 14/21506-19

76/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

at gevinsten pr. MWh er lav. Store elkedlers elforbrug er reduceret i flexscenari-

er (fx 44 pct. i 2035 i Flex i forhold til Nonflex), og det viste tab er fordelt på

elforbrug i Flex og Maxflex.

Gevinsten for afbrudt elforbrug i Danmark (ikke vist på figuren) er til sammen-

ligning ca. 325 EUR/MWh. Det skyldes, at afbrydeligheden finder sted i timer

med meget høje elpriser, hvorved gevinsten pr. MWh bliver væsentlig højere

end de andre typer fleksibelt elforbrug vist i figuren.

6.8

Ændring i brændselsforbrug til elproduktion

I NWE

I figuren ses et overblik over elproduktionen i NWE i 2025 og 2035 i Nonflex.

Figur 49 Elproduktion er fordelt på brændsler samt CO

-emission fra brændsels-

forbruget fordelt på denne elproduktion i 2025 og 2035 i NWE. CO

emission er ikke korrigeret for brændselsforbrug til fx fjernvarme.

På nedenstående graf ses ændringen i elproduktion pr. brændsel i NWE for Flex-

og Maxflex-scenarierne i forhold til Nonflex-scenariet.

Dok. 14/21506-19

77/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 50 Ændring i elproduktion i NWE er fordelt på brændsler i 2025 og 2035.

Ændringen i vindproduktionen skyldes mindre bortkobling på grund af

fleksibelt elforbrug.

Fleksibiliteten påvirker, ud over investering i nye værker, også driften af både

eksisterende og nye værker. Reduktionen i naturgasforbruget skyldes derfor

både driftsoptimering og færre investeringer i CCGT og OCGT.

For NWE medfører øget fleksibilitet, at elproduktion på naturgas og sekundært

kul bliver fortrængt til fordel for billigere produktion på atomkraft og træpiller.

Elproduktionen fra vindkraft øges med ca. 4,8 TWh, fordi mindre stoppes, når

det fleksible forbrug kan flyttes til perioder med meget vind.

-emissionen fra elproduktionen sænkes ca. 3,7 pct. på grund af fleksibelt

elforbrug i NWE i 2035.

Samlet set er ændringen i elproduktion for NWE ca. lig med afbrudt elforbrug pr.

scenarie.

I Danmark

På nedenstående graf ses ændringen i elproduktion pr. brændsel i Danmark for

Flex- og Maxflex-scenarierne i forhold til Nonflex-scenariet.

Dok. 14/21506-19

78/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 51 Ændring i elproduktion i Danmark som er fordelt på brændsler i 2025

og 2035.

For Danmark medfører fleksibilitet primært, at elproduktion på træpiller øges på

grund af fleksibelt elforbrug i både Danmark og udlandet. Desuden øges vind-

kraftproduktionen, fordi mindre stoppes, og der er et mindre fald i elproduktion

fra gas, fordi elproduktionsprisen er højere end de andre brændsler. Samlet set

fører fleksibilitet til en nettostigning i elproduktionen i Danmark og hermed øget

eksport.

I 2025 er der næsten ingen afbrydelighed af vind. I 2035 er afbrydelighed af

vind ca. 300 GWh i Nonflex svarende til, at ca. 1,0 pct. af vindproduktionen i

Danmark bliver afbrudt. I Flex afbrydes ca. 20 GWh vind i Danmark.

6.9 Elpriser med og uden fleksibelt elforbrug

På figuren ses elpriser i Vestdanmark (øverst) og Østdanmark (nederst) for sce-

narierne hhv. Nonflex, Flex, Maxflex samt DK Flex-NWE Nonflex.

Dok. 14/21506-19

79/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 52 (Øverst) Varighedskurve for elprisen i Vestdanmark 2035 i forskellige

scenarier. Figuren viser kun elpriser under 300 EUR/MWh. Desuden

zoom på varighedskurven for elprisen i 30 timer med højeste elpriser.

(Nederst) Tilsvarende varighedskurve og zoom for Østdanmark 2035.

Dok. 14/21506-19

80/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Overordnet set er påvirkningen på elprisen kraftigst, jo mere fleksibelt elforbrug

der er inkluderet i scenarierne. Det ses desuden, at fleksibelt elforbrug medfører

højere priser i lavprisperioder, hvor der ofte er meget vind, samt færre perioder

med meget høje elpriser.

I scenariet DK flex-NWE Nonflex ses der en lav ændring af elprisen i forhold til

Nonflex, fordi der kun er forudsat fleksibelt elforbrug i Danmark og ikke resten

af NWE.

I Flex og især Maxflex ses det, at antallet af timer med elpriser nær 3.000

EUR/MWh falder i forhold til Nonflex. Det skyldes, at behov for investering i

spidslastkapacitet bliver mindre, hvorved antallet af timer med maks. elpris ge-

nerelt falder i NWE, samt at det danske fleksible elforbrug kan flyttes væk fra

timer med maks. priser i nabolandene.

På Figur 53 ses sammenligning mellem elpriser i Vestdanmark i Nonflex og Flex i

hhv. 2025 og 2035. Det ses, at der optræder mere variation i elpriserne i 2035

end 2025, hvilket skyldes hhv. øget behov for spidslastinvesteringer (der giver

høje elpriser) samt øget vindproduktion (der giver perioder med lave elpriser).

Figur 53 Varighedskurve for elprisen i Vestdanmark 2025 og 2035 i hhv. Non-

flex- og Flex-scenariet

Dok. 14/21506-19

81/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

6.10 Optimering af elforbrugsprofiler i Danmark

6.10.1 Ændring i driftsmønster i forhold til spotmarkedet

Elforbruget for fleksible elforbrugere ses i Figur 54 for hhv. Nonflex- (øverst) og

Flex-scenariet (nederst) i samme uge. Desuden er elprisen vist i scenarierne.

Store varmepumper og elkedler har prisfleksibelt driftsmønster i begge scenari-

er, mens elektrolyse optimerer elforbruget efter spotmarkedet i Flex, og indivi-

duelle varmepumper og elbiler optimerer efter spotmarkedet og tidsvarierende

distributionsnettarif i Flex.

Figur 54 Elforbrug for fleksible forbrugere i Nonflex (øverst) og Flex (nederst) i

samme uge i 2035. Desuden er elprisen vist i de to scenarier.

Dok. 14/21506-19

82/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

I Flex-scenariet er elforbruget fra elektrolyse ikke længere konstant, fordi der er

investeret i ekstra elektrolysekapacitet samt brintlager.

Elforbruget til elbiler og varmepumper er optimeret efter laveste elomkostnin-

ger, mens begrænsninger i komfort bliver overholdt, det vil sige, elbiler er opla-

dede 80 pct. kl. 6.00 om morgenen, og varmepumper holder en indetemperatur

på 21,5 +/- 1,5 °C.

Det fleksible forbrug fra elpatroner i Nonflex-scenariet bliver anvendt væsentlig

mindre i Flex-scenariet, fordi der er et konkurrerende fleksibelt elforbrug til ste-

de fra elbiler, individuelle varmepumper, elektrolyse samt afbrydeligt elforbrug.

En varighedskurve for det samlede elforbrug fra fleksible forbrugere ses neden-

for, hvor det fremgår, at elforbruget flyttes til flere perioder med hhv. høj og lav

last for at tilpasse perioder med billigere elproduktion fra især vind.

Figur 55 Varighedskurve for nyt elforbrug fra fleksible elforbrugere i Danmark i

Nonflex og Flex i 2035. Bortkoblet og afbrudt forbrug er ikke vist på fi-

guren.

6.10.2 Indflydelse af fleksibelt elforbrug på residualforbruget

Scenariet baseret på vejrdata for år 2006 er simuleret i Balmorel-modellen, og

resultaterne betragtes med fokus på, i hvor høj grad fleksibilitet kan afhjælpe

situationerne med særligt højt residualforbrug. Der tages udgangspunkt i Non-

flex- og Flex-scenarierne i 2035.

Dok. 14/21506-19

83/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Behovet for fleksibilitet, som blev analyseret i kapitel 5, kan efter beregningerne

i Balmorel sammenholdes ved at se på, hvilke fleksibilitetsteknologier der dæk-

ker residualforbruget.

Figur 56 viser de forskellige typer fleksibelt forbrug, og hvordan de agerer i for-

hold til elprisen i 2-døgnsperioden med det højeste residualforbrug i Nonflex.

Det ses, at elprisen har to peaks i denne periode. Det sidste er dog meget redu-

ceret i Flex (stiplet) i forhold til i Nonflex (fuldt optrukket). Elektrolysen og de

store varmepumper kobler helt af under de to peaks, mens elbiler og individuelle

varmepumper kun kan reducere noget af forbruget. De store varmepumper æn-

drer stort set ikke forbrugsmønster. Grunden er, at de allerede har en grad af

fleksibilitet i Nonflex-scenariet. Det klassiske forbrug ser stort set uændret ud,

men en lille ændring i et stort forbrug kan også gøre en forskel. I kogespidsen i

time 90, hvor elprisen peaker, afkobles ca. 170 MW klassisk forbrug.

Figur 56 Figuren viser 2-døgnsperioden med det højeste residualforbrug i Non-

flex sammen med de samme timer for Flex i 2035. De to sorte lodrette

streger markerer perioden. X-aksen viser timerne på året, så det er

altså 4.-5. januar. Elprisen er vist sammen med fem typer forbrug,

som er mere eller mindre fleksible hver især.

Dok. 14/21506-19

84/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 57 er et zoom-in på det fleksible forbrug i de værste timer i modelåret fra

Balmorel. Figuren viser, hvordan afkobling af særligt elektrolyseanlæg, men

også elbiler, individuelle varmepumper og i enkelte tilfælde fleksibelt klassisk

forbrug kan bidrage til at nedbringe residualforbruget. Der er investeret ekstra

kapacitet af elektrolyseanlæg samt et brintlager i Flex 2035, hvilket bidrager

med fleksibilitet.

I disse værste timer afbrydes ca. 600 MW elektrolyse i gennemsnit i perioder op

til 12 timer, hvilket svarer til 90-100 pct. af forbruget. I perioderne på 1 og 2

dage afkobles hhv. ca. 42 pct. og 27 pct. af elektrolyseanlæggenes forbrug.

Elbilerne afbryder ca. 130-200 MW i perioder op til 12 timer svarende til 50 pct.

af deres forbrug. Herefter falder det til hhv. 35 pct., 15 pct. og 5 pct. for

perioderne på 1, 2 og 3 dage.

De individuelle varmepumper afbryder 75-150 MW i op til 12 timer svarende til

ca. 20-40 pct. For perioderne på 1 og 2 dage afkobles ca. 40 MW.

Fleksibiliteten er mindre i den værste 1-times periode end i de længere perioder.

Det skyldes at figuren viser perioderne med det højeste residualforbrug i

Nonflex, men det er ikke altid de mest belastede perioder i Flex scenariet.

Figur 57 Zoom på det fleksible forbrug ved perioderne med maksimalt residual-

forbrug i Nonflex. Forbrug i Nonflex vises positivt, og produktion fra sol

og vind vises negativt. Fleksibiliteten er ændringen i forbruget fra Non-

flex til Flex. Det ses, at særligt elektrolyseanlæggene og i nogen grad

også elbiler, individuelle varmepumper og fleksibelt klassisk forbrug

agerer fleksibelt og afbryder samlet ca. 300-900 MW i perioderne 1

time til 2 dage. I perioderne længere end 2 dage er der ikke noget

fleksibelt forbrug af betydning.

Figur 57 viser kun perioden med højeste residualforbrug for hver periodelængde.

En anden indikator for systemets belastning er elprisen. Figur 58 viser de timer,

hvor elprisen var højest i Nonflex. Elprisen er vist på venstre akse sammen med

elprisen i Flex i de samme timer. Det ses, at mange af de højeste elpriser i Non-

Dok. 14/21506-19

85/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

flex er afværget i Flex. Til gengæld er elprisen i Nonflex generelt lavere end i

Flex ca. fra time 25 og frem.

På højre akse er vist fleksibiliteten fra de forskellige typer forbrug. Op til ca. 650

MW elektrolyse afbrydes, men det svinger meget. Elbilernes fleksibilitet er lidt

mere jævn, omkring 150 MW i gennemsnit og maks. ca. 280 MW. De individuel-

le varmepumper afbryder ca. 100-150 MW i de fleste af timerne, men har også

enkelte timer med negativ fleksibilitet og afbryder dermed 90 MW i gennemsnit.

Med negativ fleksibilitet menes, at forbruget er højere i Flex end i Nonflex for

den givne teknologi. For de individuelle varmepumper er det tegn på, at de har

været slukket i de forrige timer og dermed skal tænde for at holde temperaturen

inden for intervallet.

De store varmepumper afbryder stort set ingenting. Det er ikke fordi, de ikke er

fleksible, men fordi de også er fleksible i Nonflex. Da der i Flex kommer konkur-

rerende fleksibilitetsydere på markedet, vil de store varmepumper af og til have

et lille negativt bidrag, da de bliver udkonkurreret af fx elektrolyse.

Klassisk forbrug afbrydes i mange timer omkring 160 MW og ca. 130 MW i gen-

nemsnit. Selv om det udgør en lille andel af det samlede forbrug, er det alligevel

en betydelig mængde sammenlignet med de andre fleksibilitetsydere.

Figur 58 Viser de 1 pct. højeste elpriser i Nonflex 2035 og forskellen i forbrug

mellem Nonflex 2035 og Flex 2035 sorteret efter elprisen i Nonflex

2035 fordelt på de forskellige typer fleksibelt forbrug. Det ses, at for-

skellen er de fleste timer positiv, hvilket betyder, at meget af det flek-

sible forbrug afbrydes fra Nonflex 2035 til Flex 2035. Desuden er elpri-

sen i Flex 2035 i de samme timer vist. Det ses, at elprisen er reduceret

i mange af de højeste timer.

Dok. 14/21506-19

86/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

I Figur 59 er det vist, hvor meget der i gennemsnit afbrydes for hver teknologi i

de 5 pct. af perioderne med højeste elpris for forskellige periodelængder. Der-

med er også vist, hvor meget fleksibilitet de forskellige teknologier yder i for-

skellige periodelængder. Potentialet for klassisk forbrugsfleksibilitet er forsimplet

antaget uafhængigt af hvor længe det aktiveres, hvilket ses gennem dets uaf-

hængig af periodelængden i perioder af op til 3-7 dage. De andre typer fleksibelt

forbrug afbryder flere MW, men er alle meget afhængige af periodelængden.

Figur 59 Viser forskellen i forbrug i gennemsnit over de ca. 5 pct. timer med

højeste elpris i Nonflex 2035 for forskellige periodelængder og fordelt

på forskellige typer fleksibelt forbrug. Det giver et billede af, hvor me-

get de forskellige typer forbrug afkobler i forskellige periodelængder,

når elprisen er høj. Det ses, at klassisk forbrug afkobler ca. 40-50 MW i

gennemsnit, men stort set uafhængigt af periodens længde. De tre an-

dre typer afkobler en meget større del, men mest i korte perioder.

Det konkluderes, at det med fleksibelt forbrug er muligt at reducere forbruget op

til 900 MW i perioder på 1-12 timer (Figur 57) og i gennemsnit 350-600 MW i

perioder af 1-12 timer, når elprisen er høj, med forskelligt bidrag fra elektrolyse,

elbiler, individuelle varmepumper, store varmepumper og klassisk forbrug.

Men de ovenfor belyste perioder med maksimalt residualforbrug i Nonflex i 2035

er ikke nødvendigvis de perioder med højest residualforbrug i Flex, fordi det

fleksible elforbrug fordeler sig anderledes over timerne i Flex end i Nonflex.

Dok. 14/21506-19

87/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

6.11 Kapacitetsbehov i forhold til sikring af effekttilstrækkelighed i

Danmark

I dette afsnit gennemgås kapacitetsbehov i forhold til sikring af effekttilstrække-

lighed i Danmark efter metoden, som er beskrevet i kapitel 4.5. Der er analyse-

ret på Nonflex- og Flex-scenariet i 2025 og 2035.

For beregningerne med FSI-modellen for Vestdanmark optræder der ingen ef-

fekttilstrækkelighedsproblemer i hverken 2025 eller 2035. Derfor fokuseres i det

efterfølgende kun på effektsituationen i Østdanmark.

I beregningerne for 2025 optræder et meget lille effektbrists-omfang på ca. 7

vægtede afbrudsminutter i Nonflex-scenariet. I Flex-scenariet er tallet stort set

det samme, hvilket betyder, at der i 2025 ikke er brug for ekstra investeringer

af hensyn til effekttilstrækkeligheden, når der introduceres fleksibelt forbrug.

For 2035 er viser FSI-modellen, at der i Nonflex-scenariet er et effektbristom-

fang på ca. 34 vægtede afbrudsminutter i Østdanmark. For Flex-scenariet er

tallet 20 vægtede afbrudsminutter.

Dette betyder, at der er en stigning i behovet for kapacitet til at sikre effekttil-

strækkeligheden i begge cases.

Resultaterne fra FSI-modellen omregnet til behov for ekstra kapacitet i Østdan-

mark i hhv. Nonflex- og Flex-scenariet i 2035 er vist i Figur 60. MW'erne er et

udtryk for, hvor mange MW der skal til for at fjerne det antal minutter, FSI-

modellen ligger over Energinet.dk's målsætning på 5 vægtede afbrudsminutter.

Den nødvendige kapacitet kan både være termiske kraftværker, fleksibelt for-

brug eller udlandsforbindelser. Valget skal træffes ud fra samfundsøkonomiske

overvejelser.

600

400

200

420

320

-200

-400

-600

-800

NonFlex

Kapacitetsinvesteringer (Balmorel)

Scenariekapacitet

Flex

Kapacitetsinvesteringer pga. effektilstrækkelighed(FSI)

Figur 60 Resultater af FSI-beregningerne for 2035 i hhv. Nonflex- og Flex-

scenarierne. Bemærk, at Balmorel ikke har genereret investeringer i

spidslastkapacitet, hvorfor der står nul i de midterste kolonner for både

Nonflex og Flex.

Dok. 14/21506-19

88/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Det reducerede minuttal i Flex-scenariet skyldes, at der sker reduktion i behovet

til ekstra kapacitet for at opretholde samme effekttilstrækkelighedsniveau. Be-

hovet ændres fra 420 MW til 320 MW. Såfremt det fleksible elforbrug også er i

stand til at levere fleksibilitet til sikring af forsyningssikkerheden, eksempelvis

ved at indgå som strategiske reserve, vil mængden af ekstra investeringer i

eksempelvis gasturbiner kunne reduceres yderligere end til de 320 MW.

For at vurdere dette er der i Figur 61 vist en sorteret kurve for effektunderskud-

det (eksklusive den mængde ikkeleveret energi som kan optræde i forbindelse

med følgeeffekter) i Østdanmark fra FSI-modellen sammen med det tilhørende

elforbrug fra udvalgte, nye fleksible teknologier i disse timer med effektunder-

skud. Det ses, at der er et additionelt nedreguleringspotentiale hos de fleksible

teknologier i timer med effektunderskud. Timer med effektunderskud i FSI-

modellen er altså ikke altid sammenfaldende med perioder, hvor det fleksible

elforbrug er maksimalt nedreguleret på grund af spotmarkedet.

Inkludering af fleksibelt forbrug i det ekstra kapacitetsbehov (320 MW i Flex-

scenariet) er selvfølgelig en afvejning af, hvor stor rådighed der er i forbruget.

Denne løsning skal dog analyseres yderligere, for at det kan vurderes, hvor me-

get de fleksible forbrug kan bidrage med, hvilket ikke vil blive gjort her.

1400

1200

1000

800

600

400

200

Effektunderskud i DK2

Nyt elforbrug i DK2

Figur 61 Effektunderskud fra FSI-modellen i Flex-scenariet for Østdanmark

(DK2) i 2035.

På figuren er vist det nye elforbrug i Østdanmark i de timer, hvor der i FSI-

modellen optræder et effektunderskud. Hensigten er at vise, at en del af de

fleksible teknologier eventuelt kan bidrage med reduktion af forbruget i de be-

rørte timer. Elforbruget fra de viste teknologier er i mange timer med effektun-

derskud højere end den nødvendige ekstra kapacitet, hvilket betyder, der er

resterende nedreguleringspotentiale fra fleksibelt elforbrug, som måske kan

udnyttes til at undgå ekstra kapacitetsinvesteringer. Bemærk, at de 320 MW

ekstra behov er estimeret på baggrund af, dels at effektunderskuddet reduceres

i de givne timer, dels at det er nogle timer, hvor de 320 MW i tillæg også redu-

cerer risikoen for følgeeffekter (risiko for blackout som udgør en væsentlig del af

det samlede effektunderskud), og dermed er der ikke 1:1 relation mellem area-

lerne i denne kurve og målsætningen på 5 forbrugsvægtede afbrudsminutter.

MWh/h

Dok. 14/21506-19

89/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Omkostninger til sikring af effekttilstrækkelighed

I Tabel 6 er der illustreret økonomisk omkostning til sikring af effekttilstrække-

ligheden afhængigt af, om fleksibelt elforbrug er fleksibelt ud over spotmarke-

det:

Scenarium 2035

Nonflex

Flex (fleksibelt forbrug

deltager kun i spot)

Flex (fleksibelt forbrug

deltager i spot og ved

effektunderskud i forbin-

delse med drift)

Tabel 6

Ekstra kapaci-

tetsbehov (MW)

420 MW

320 MW

0-320 MW

Omkostning

17,2 mio.

EUR/år

13,1 mio.

EUR/år

0-13,1 mio.

EUR/år

Gevinst i forhold til Nonflex

+4,1 mio. EUR/år (-100 MW)

+4,1 mio. EUR/år (-100 MW) til

+17,2 mio. EUR/år (-420 MW)

Illustration af omkostninger til sikring af effekttilstrækkelighed ved

indførelse af fleksibelt elforbrug. Bemærk, at gevinsten afhænger af,

om det fleksible forbrug kun er fleksibelt i spotmarkedet, eller om man

også deltager i sikring af forsyningssikkerheden i form af eksempelvis

en strategisk reserve.

Samlet set kan det konkluderes, at øget fleksibilitet fra Nonflex til Flex giver

reducerede omkostninger til sikring af effekttilstrækkelighed.

Tabellen viser, at det kan føre til en forskellig gevinst i Flex- i forhold til Nonflex-

scenariet, afhængigt af i hvilken grad fleksibelt elforbrug kan deltage ud over

spotmarkedet. Intervallet går fra +4,1 mio. EUR/år til +17,2 mio. EUR/år. Den

sidste værdi er dog ikke så realistisk, da nogle af timerne med effektunderskud

sker i timer, hvor elprisen er så høj, at de nye teknologier allerede har nedregu-

leret, så langt som de kan.

På grund af denne usikkerhed vil der i det ef-

terfølgende kun blive indregnet den gevinst, hvor fleksibelt forbrug kun

agerer på spotmarkedet.

Øget fleksibelt elforbrug regnes derfor at sænke investeringsomkostningen i ny

spidslastkapacitet (strategisk reserve) med 4,1 mio. EUR/år.

I Balmorel er medregnet en samfundsøkonomisk gevinst på 1,8 mio. EUR/år i

Flex på grund af reduktion i bortkobling af elforbrug i forhold til Nonflex. Bort-

koblingen er billigere i spotmarkedet (3.000 EUR/MWh) end investering i ny

spidslastanlæg til at dække dette elforbrug. Da der af hensyn til effekttilstræk-

keligheden i Danmark er behov for ekstra kapacitet, vil der derfor ikke blive

bortkoblet forbrug, fordi kapaciteten findes som strategisk reserve. Hermed skal

den samfundsøkonomiske gevinst på 1,8 mio. EUR/år fratrækkes gevinsten på

grund af lavere investeringsomkostningen i ny spidslastkapacitet (4,1 mio.

Eksempel på beregning af omkostning til 100 MW ekstra OCGT-anlæg:

Annuiseret investering 4 pct. realrente: 0,45 mio. EUR/MW * 0,0736 * 100 = 3,3 mio.

EUR/år.

Fast O&M: 8,05 EUR/kW * 100.000 kW = 0,8 mio. EUR/år.

Total omkostning: 3,3+0,8 = 4,1 mio. EUR/år.

Dok. 14/21506-19

90/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

EUR/år). I alt fås en nettogevinst

i forhold til effekttilstrækkelighed på 2,3 mio.

EUR/år (4,1 – 1,8 mio. EUR/år), ud over hvad der allerede er medtaget af ge-

vinster i spotmarkedet.

Figur 62 Bidrag fra Balmorel- og FSI-modellen til værdien af øget fleksibelt el-

forbrug på systemniveau i Danmark i 2035.

Variabel omkostning til elproduktion fra strategisk reserve er ikke medtaget.

Dok. 14/21506-19

91/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

7. Fleksibelt elforbrug på distributionsniveau

Med elektrificering af transport og individuel opvarmning ændres energiforbrug

og effektbelastningen i distributionsnettene. Denne ændring vil i nogle tilfælde

betyde, at de eksisterende net overbelastes, hvilket kan give sig udtryk i, at

spændingen bliver for lav i elforbrugernes tilslutningspunkter, eller at en eller

flere netkomponenter belastes ud over deres designparametre.

Den traditionelle løsning på overbelastning er udbygning eller forstærkning af

distributionsnettet. Alternativt kan overbelastningen omgås ved tidsmæssigt at

fremskynde eller forsinke anvendelsen af fleksible elapparater (fx opladning af

elbiler eller produktion af varme).

I dette kapitel analyseres konsekvenserne for distributionsnettet med udgangs-

punkt i år 2035 for scenarierne:

•

Nonflex

Flex

Flex (uden Gridmax)

7.1 Delkonklusioner for distributionsniveau

Med udgangspunkt i netberegninger, som er foretaget på udvalgte 10 kV- og 0,4

kV-net, er behovet for investeringer frem til 2035 i hhv. 10-20 kV-net hhv. 0,4

kV-net, estimeret på landsplan. Behovet for investeringer ved de forskellige

driftsmønstre af individuelle varmepumper og opladning af elbiler, som de tre

analyserede scenarier giver anledning til, er vist i Tabel 7.

Scenarium

Nonflex

Flex

Flex (uden Gridmax)

Tabel 7

0,4 kV

EUR 0,21 mia.

EUR 0,12 mia.

EUR 0,14 mia.

10-20 kV

EUR 0,25 mia.

EUR 0,22 mia.

EUR 0,23 mia.

Total

EUR 0,46 mia.

EUR 0,34 mia.

EUR 0,37 mia.

Estimat af omkostninger til nødvendige netforstærkninger/udbygninger

på 0,4 kV- til 20 kV-niveau i Danmark frem til 2035.

Sammenholdt med investeringsbehovet i Smart Grid i Danmark-rapporten fra

2010 er investeringsbehovet relativt lille. Den primære årsag er, at der anven-

des andre døgnkurver for el til varmepumper og elbiler i denne analyse, samt at

analysemetoden for 10 kV-nettet er ændret.

Det ses, at der ikke er stor forskel på investeringsbehovet i Flex- og Flex-

scenarierne (uden Gridmax). Forskellen på ca. 30 mio. EUR vil sandsynligvis

ikke kunne forrente den omfattende investering i netovervågning og styring af

enheder, som vil være nødvendig for at realisere Gridmax i Flex-scenariet.

Den største procentvise forskel mellem investeringsbehovet i Nonflex- kontra

Flex-scenarierne findes i 0,4 kV-nettet. Det skyldes, at kogespidsen i boligområ-

der er markant større end belastningen i de øvrige timer. 10-20 kV-nettet vil

være belastet af både husholdninger og industri. Investeringsbehovet i 0,4 kV-

Dok. 14/21506-19

92/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

nettet er således mere følsomt overfor opladning af elbiler hen over kogespid-

sen.

Investeringsbehovene i Tabel 7 er et udtryk for de omkostninger, som netsel-

skaberne kan forventes at have til udbygning af lavspændingsnettene, hvis an-

tallet af elbiler og varmepumper, samt deres drift, bliver som forudsat i de tre

scenarier. I Flex-scenariet er der indeholdt en generel DSO-ydelse (Gridmax) i

form af en begrænsning på, hvor meget fleksibelt forbrug der sammenlagt kan

flyttes til en enkelt time.

Derudover må det forventes, at netselskaberne i et smart grid vil have mulighed

for, enten direkte igennem køb af fleksibilitetsydelser hos aggregatorer der kon-

trollerer driften af varmepumper/opladning af elbiler, eller indirekte gennem

tidsvarierende nettariffer/effekttariffer at flytte noget af belastningen væk fra

kritiske perioder i specifikke dele af deres net, og dermed reducere behovet for

investeringer.

Hvis netselskaberne på den måde kan undgå overbelastningerne, da vil en del af

den sparede omkostning til udbygning kunne anvendes til betaling for fleksibili-

tetsydelser. Dog vil den teoretisk fulde besparelse ikke kunne opnås, da net-

selskaberne er nødt til at indregne en risiko for, at en del af kunderne alligevel

ikke vil agere fleksibelt i en kritisk situation. De vil derfor være nødt til at ind-

regne en sikkerhedsmargin i deres netdimensionering.

7.2 Analysemetode for Distributionsniveau

Behovet for fleksibilitet for distributionsniveaet defineres i denne analyse som:

"Den belastningsreduktion der er nødvendig for, at tilstanden i distributionsnet-

tet bringes inden for designkriterierne" (maksimalt spændingsfald og maksimal

belastningsgrad).

Den manglende evne til at levere den efterspurgte effekt vil kunne overkommes

ved enten at forstærke distributionsnettet eller ved tidsmæssigt at forskyde

effekttrækket (udnytte fleksibilitet i forbruget). Behovet for fleksibilitet vil være

afhængigt af, dels af mængden af nyt forbrug, dels af den geografiske placering

af forbruget samt af døgnprofilen for det nye og det eksisterende forbrug.

Værdien af fleksibilitet i distributionsniveauet defineres i denne analyse som de

omkostninger, netselskaberne vil have, hvis de skulle forstærke/udbygge nette-

ne som en løsning på overbelastninger i distributionsnettene. Værdien er altså

opgjort som den besparelse, som netselskaberne vil få, hvis behovet for udbyg-

ninger/forstærkninger helt kan undgås ved tidsmæssigt at forskyde elforbruget.

Der kan ikke sættes lighedstegn mellem værdien af fleksibilitet og netselskaber-

nes betalingsvillighed for køb af fleksibilitetsydelser. Dette skyldes, at netselsk-

aberne er nødt til at indregne en risiko for, at kunderne i en skærpet situation

ikke vil agere fleksibelt, en risiko som forstærkninger og udbygninger ikke inde-

holder. Denne risiko er særligt udtalt i 0,4 kV-nettet, hvor der kan være få kun-

der med fleksibelt elforbrug og dermed større risiko for, at et utilstrækkeligt

antal vil agere fleksibelt.

Dok. 14/21506-19

93/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

7.2.1 Algoritme

Behovet for fleksibilitet og omkostninger til udbygning af distributionsnettene

estimeres ved beregning af spændinger og strømme i udvalgte 10-20 kV-net og

0,4 kV-net. Beregningerne afgrænses til disse net (50-60 kV-nettene undlades),

idet det er ved flaskehalse i disse net, hvor indkøb af fleksibilitetsydelser forven-

tes at blive mest relevant.

Beregningerne gennemføres overordnet efter samme skabelon på begge spæn-

dingsniveauer:

a) Der gennemføres load flow-beregninger på udvalgte net. Størrelsen og

varigheden af overbelastninger identificeres.

b) Der beregnes et estimat

af omkostningerne forbundet ved at forstær-

ke/udbygge nettene, så overbelastningerne elimineres.

c) Værdien af fleksibilitet for distributionsnettene i Danmark estimeres ved

at ekstrapolere estimatet i b) for det udvalgte net.

a) til c) repeteres for scenarierne: Nonflex, Flex og Flex (uden Gridmax).

Detaljeret beskrivelse af de udvalgte net og beregningsmetode findes i afsnitte-

ne 7.2.3 og 7.2.4.

7.2.2 Belastningsmodel – eksisterende og nyt elforbrug

Load flow-analyserne gennemføres med middelbelastning for hver time (kWh/h)

i en given kalenderperiode (december til februar for 0,4 kV-net og et helt år for

10 kV). Det traditionelle elforbrug modelleres via statistiske modeller for elfor-

brug, opdelt på kategorierne boliger, fritidshuse, landbrug, industri osv. De sta-

tistiske modeller er etableret på basis af måledata og består af middelværdier

med tilhørende standardafvigelse.

Det nye elforbrug i form af el til opladning af elbiler og eldrevne varmepumper,

modelleres af døgnprofiler leveret af Balmorel-kørsler for elsystemet. Ved adde-

ring af det nye elforbrug til det traditionelle er det antaget, at elbiler og indivi-

duelle varmepumper er fordelt mellem netselskaberne på landsplan, med antal-

let af boliger pr. netselskab som fordelingsnøgle.

Fordeling af elbiler og deres opladningsprofil

Antallet af elbiler, der skal fordeles i de udvalgte net, der indgår i analysen, fin-

des som det gennemsnitlige antal elbiler i Danmark pr. enfamiliehus multiplice-

ret med antallet af enfamiliehuse i de udvalgte net.

For beregningerne på 0,4 kV-net fordeles elbilerne som "hele elbiler", og de

fordeles tilfældigt mellem enfamiliehusene i 0,4 kV-nettet.

For beregningerne på 10 kV-nettet fordeles elbilerne jævnt på 10 kV-radialernes

netstationer (10/0,4 kV stationer). Antallet af elbiler pr. 10 kV-radial fastsættes

Omkostningerne til forstærkning estimeres ved et empiriske udtryk for sammenhængen mellem

overbelastning og investeringsbehov. Det empiriske udtryk er udledt ved et case studie og beskre-

vet i rapporten [Energinet.dk, Dansk Energi 2010].

Dok. 14/21506-19

94/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

således, at andelen af boliger med elbiler pr. 10 kV-radial antages at være nor-

malfordelt med middelværdi svarende til landsgennemsnittet og en spredning på

1/6 af landsgennemsnittet.

Således vil der både i beregningerne på 0,4 kV-nettet og på 10 kV-nettet optræ-

de lokale koncentrationer af elbiler, hvor andelen af boliger med elbiler på en

0,4/10 kV-radial er større eller mindre end landsgennemsnittet.

Hver elbil antages at have et gennemsnitligt behov for opladning på 2,4 MWh pr.

år. Døgnprofil for opladning af den enkelte elbil antages at være ligedannet med

profiler for elbilers lademønster leveret af Balmorel-kørsler (tre forskellige sce-

narier).

Fordeling af individuelle varmepumper og profil for deres elforbrug

Antallet af varmepumper, der skal fordeles i de udvalgte net, der indgår i analy-

sen, findes som det gennemsnitlige antal individuelle varmepumper i Danmark

pr. enfamiliehus multipliceret med antallet af enfamiliehuse i de udvalgte net.

For beregningerne på 0,4 kV-net fordeles varmepumperne som "hele varme-

pumper", og de fordeles tilfældigt mellem enfamiliehusene, der ligger i områder

uden naturgasforsyning og fjernvarme (varmeplan område IV).

For beregningerne på 10 kV-nettet fordeles varmepumperne jævnt på 10 kV-

radialernes netstationer (10/0,4 kV stationer). Antallet af varmepumper på den

enkelte 10 kV-radial fastsættes således, at andelen af boliger med varmepumpe

pr. 10 kV-radial antages at være normalfordelt med middelværdi svarende til

landsgennemsnittet og en spredning på 1/6 af landsgennemsnittet.

Således vil der både i beregningerne på 0,4 kV-nettet og på 10 kV-nettet optræ-

de lokale koncentrationer af varmepumper, hvor andelen af boliger med varme-

pumpe på en 0,4/10 kV-radial er større eller mindre end landsgennemsnittet.

Hver bolig antages at have et årligt energiforbrug til varmepumpen på 4,9 MWh.

Døgnprofil for energiforbrug på den enkelte varmepumpe antages at være lige-

dannet med profiler for varmepumper leveret af Balmorel-kørsler (tre forskellige

scenarier).

7.2.3 Load flow-analyser på 0,4 kV-net

Af hensyn til gennemførligheden og begrænset adgang til data (nettopologi),

begrænses analysen til load flow-beregninger på seks 60/10 kV transformere og

underlæggende 10 kV- og 0,4 kV-net. Transformerne er udvalgt, så de i stor

grad forsyner områder med enfamiliehuse. De udvalgte net omfatter i alt 1.110

lavspændingsradialer.

Strøm- og spændingsforholdene beregnes for hver time i kalendermånederne

december, januar og februar, hhv. i grundåret 2015 og i 2035 med tre forskelli-

ge døgnprofiler for elforbrug til opladning af elbiler og elforbrug til opvarmning

med varmepumper; scenarierne Nonflex, Flex og Flex (uden Gridmax). Bereg-

ningerne begrænses til netop disse tre kalendermåneder, da disse kalendermå-

Dok. 14/21506-19

95/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

neder vil være dimensionerende for de boligområder, hvor elbiler og varmepum-

per introduceres.

Beregningerne foretages med normal koblingstilstand af nettene, idet 0,4 kV-net

normalt ikke dimensioneres til N-1

situationer. Spændings- og belastningsfor-

holdene beregnes for hver time, og 99 procentfraktilen af belastnings-

grad/spændingsfald for den netkomponent (kabel/luftleding) med den største

belastningsgrad, og det kabelskab med størst spændingsfald, registreres for

hver 0,4 kV-radial.

Er belastningsgraden større end 75 pct.

af komponentens mærkestrøm, eller

er spændingsfaldet større end 3 pct.

i kabelskabet, da omsættes overskridel-

sen til et behov for investering i forstærkning/udbygning af nettet. Omregningen

til investeringsbehov gennemføres efter empiriske nøgletal baseret på case stu-

dier gennemført i [Energinet.dk, Dansk Energi 2010].

7.2.4 Load flow-analyser på 10-20 kV-net

I analysen er der udført beregninger på 10 kV-net i 2 netselskaber. I alt indgår

der 546 10 kV-radialer i beregningerne.

10-20 kV-net dimensioneres til at kunne forsyne den til enhver tid forekommen-

de belastning ved mangel af én vilkårlig netkomponent (N-1 kriteriet). Selv om

der tillades en højere belastningsgrad og et større spændingsfald under en N-1

hændelse, vil et net, der opfylder N-1 kriteriet, typisk ikke have problemer med

at overholde dimensioneringskriterierne i normal drift. Behovet for fleksibilitet vil

derfor normalt optræde først i N-1 situationer, hvorfor der i analysen tages ud-

gangspunkt i driftssituationer med udfald af mest kritiske netkomponent (første

kabel på 10 kV-radial) og bedste reserveomlægning af radialens forbrugere til

naboradial.

For hver N-1 situation (udfald af første kabel på 10 kV-radial) estimeres belast-

nings- og spændingsforhold for hver time i det omlagte net (den fejlramte 10

kV-radial og den 10 kV-radial der er omlagt til). 99 procentfraktilen af belast-

ningsgraden for den netkomponent (kabel/luftleding) med den største belast-

ningsgrad, og 99 procentfraktilen af spændingsfaldet for den 10/0,4 kV station

med størst spændingsfald, registreres for hver 10 kV-radial.

N-1 kriteriet betyder, at nettet skal kunne overføre den til enhver tid forekommende forbrug under

mangel af en vilkårlig netkomponent. Det vil sige, der skal forekomme reserve forsyningsveje der

har tilstrækkelig ledig kapacitet til at forsyne de udkoblede kunder.

Belastningsgrænsen er sat til 75 pct., da der dermed er afsat plads til at belastningen i det virkelige

net ikke er ens fordelt mellem faserne. I beregningerne regnes der med at belastningen er ens for-

delt på de tre faser.

Normalt tillades der op til 5 pct. spændingsfald i lavspændingsnet. Men da der regnes med jævnt

fordelt belastning mellem faserne, afsættes der plads til det ekstra spændingsfald der vil være i et

virkeligt net hvor belastningen ikke er jævnt fordelt mellem de tre faser.

Dok. 14/21506-19

96/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Overskrides netkomponenternes maksimale belastningsgrad, eller overskrides

det maksimalt tilladelige spændingsfald, omsættes overskridelsen til et behov

for investering i forstærkning af nettet. Omregningen til investeringsbehov gen-

nemføres efter empiriske nøgletal baseret på case studier gennemført i [Energi-

net.dk, Dansk Energi 2010].

7.3

Resultater - distributionsniveauet

7.3.1 0,4 kV-niveau

Som nævnt defineres behovet for fleksibilitet i 0,4 kV-nettet i nærværende ana-

lyse, som den reduktion af belastningen der er nødvendig i en normaldrift situa-

tion, for at belastningsgraden og spændingsfaldet i 0,4 kV-nettet kommer inden

for dimensioneringsgrænserne. En normaldrift situation er her defineret som

drift uden omlægninger som følge af havari eller andet arbejde i nettet.

Ekstreme belastningssituationer som ved spændingssætning af et net med man-

ge varmepumper efter et længerevarende afbrud i fyringssæsonen er ikke be-

handlet i denne analyse. I en sådan situation, hvor der vil være et stort samti-

digt behov for opvarmning af samtlige huse på en lavspændingsradial, vil mer-

kantile virkemidler sandsynligvis ikke være tilstrækkelige til at sikre den nød-

vendige fleksibilitet i forbruget. Udkobling ved tvang eller trinvis genindkobling

af forbrugere kan derfor være nødvendig.

På nedenstående figur ses det maksimale behov for nedregulering af forbrug for

de analyserede 0,4 kV-radialer i perioden december-februar. Der indgår 1.110

radialer i analysen, ud af estimeret ca. 200.000

radialer på landsplan.

Figur 63 Behov for nedregulering af belastning (fleksibilitet) for de 1.110 0,4

kV-radialer i analysen.

Ifølge dansk elforsynings statistik 2006 er der ca. 70.000 netstationer i eldistributionsnettene i

Danmark. Det antages, at der i snit er ca. 3 lavspændingsradialer pr. netstation.

Dok. 14/21506-19

97/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

I Flex-scenariet er behovet for nedregulering af forbruget mindre end i Nonflex-

og i Flex-scenarierne (uden Gridmax). Størst er behovet i Nonflex, hvilket skyl-

des, at opladning af elbiler efter hjemkomst (hen over kogespids) giver større

peaks, end at 50 pct. af elbilerne oplader i lavprisperioder om natten. På neden-

stående figur ses belastningen på en enkelt 0,4 kV-radial over 4 døgn.

Figur 64 Behov for nedregulering af belastning (fleksibilitet) for de 1.110 0,4

kV-radialer i analysen.

Det ses, at belastningskurverne for Flex og Flex (uden Gridmax) er næsten

sammenfaldende på nær aften/natten til den 19/2, hvor Flex (uden Gridmax)

har en højere peak. Nonflex ses at give den største belastning i samtlige af de

fire døgn. Nonflex-scenariet bidrager sammenlagt til en forøgelse af døgnmaks. i

forhold til base (døgnkurve for 2015 uden elbiler og varmepumper) på ca.

75 pct., hvor Flex og Flex (uden Gridmax) forøger døgnmaks. med ca. 50 pct.

Omkostninger til forstærkning/udbygning

Behovet for reduktion af belastningen i 0,4 kV-nettet, som den er estimeret i

afsnit 7.3.1, omsættes til en gennemsnitlig omkostning til forstærkning af nettet

ved samme metode som beskrevet i rapporten [Energinet.dk, Dansk Energi

2010].

De gennemsnitlige omkostninger til forstærkning pr. km lavspændingsnet, som

netselskabet råder over, estimeres for forskellige arkenet. Arkenettene defineres

ud fra deres varmeplansområde, se Tabel 8. Område IV dækker over områder

uden fjernvarme og naturgasforsyning.

Varmeplanområde IV

Øvrige områder

Tabel 8

Høj/mellem belastnings-

tæthed

Arkenet A

Arkenet C

Lav belastningstæthed

Arkenet B

Arkenet D

Opdeling af 0,4 kV i arkenet.

Dok. 14/21506-19

98/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

For hvert af de 4 arkenet beregnes omkostningerne til forstærkning i de tre sce-

narier Nonflex, Flex og Flex (uden Gridmax). Investeringsbehovet for hver arke-

net type omregnes til et samlet investeringsbehov pr. km lavspændingsnet, som

det pågældende selskab råder over, ved kendskab til antallet af km lavspæn-

dingsnet opdelt i de fire arkenet-typer. Hermed opnås følgende gennemsnitlige

investeringsbehov pr. m lavspændingsnet totalt.

Scenarium

Nonflex

Flex

Flex (uden Gridmax)

Tabel 9

Investeringsbehov

for 0,4 kV-net

2,9 EUR/m

1,7 EUR/m

1,9 EUR/m

Investeringsbehov pr. m lavspændingsnet ved det netselskab hvori de

analyserede net ligger.

Med kendskab til længden af lavspændingsnettet i Danmark skaleres dette "sel-

skabsresultat" til et behov for investeringer i 0,4 kV-nettet på landsplan. En

sådan skalering er forbundet med stor usikkerhed, da den dels forudsætter, at

de analyserede radialer er repræsentative for lavspændingsnettene i Danmark,

dels bygger på et empirisk udtryk for omregning mellem overbelastning og inve-

steringsbehov.

Hvis vi forudsætter, at de analyserede 1.110 radialer rent faktisk er repræsenta-

tive for 0,4 kV-nettene i Danmark, kan det samlede investeringsbehov i de dan-

ske lavspændingsnet indtil 2035 i de tre scenarier estimeres til:

Scenarium

Nonflex

Flex

Flex (uden Gridmax)

Investeringsbehov

for 0,4 kV-net

EUR 0,21 mia.

EUR 0,12 mia.

EUR 0,14 mia.

Tabel 10 Estimat af investeringsbehovet i 0,4 kV-nettene i Danmark indtil 2035.

Det ses, at investeringsbehovene i de to Flex-scenarier (med og uden Gridmax)

er sammenlignelige, men at investeringsbehovet i Nonflex er ca. 50 pct. større.

7.3.2 10-20 kV-net

Som for 0,4 kV-nettet defineres behovet for fleksibilitet i 10-20 kV-nettet som

den reduktion af belastningen, der er nødvendig for, at nettets dimensionerings-

kriterier ikke overskrides. Men modsat 0,4 kV-nettet vil behovet for fleksibilitet i

10-20 kV-nettet primært optræde i omlægningssituationer. Kritiske omlæg-

ningssituationer vil optræde under havari af kritiske netkomponenter, da plan-

lagt arbejde i nettet kan tilrettelægges således, at omlægninger ligger uden for

perioder med høj belastning i nettet.

På nedenstående figur ses eksempler på varighedskurver for overbelastning af

10 kV-radialer i N-1 situationer for tre forskellige scenarier. Hver kurve viser

Dok. 14/21506-19

99/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

overbelastningen i A for hver af de 10 kV-radialer, hvor omlægning giver anled-

ning til overbelastning.

Figur 65 Varighedskurver for overbelasting af 10 kV-radialer i kritiske omlæg-

ningssituationer.

Det bemærkes, at det kun er få radialer ud af de 546, der indgår i analysen,

som bliver overbelastede under omlægninger. Summen af de maksimale over-

belastninger (højeste værdi pr. radial), samt arealet af varighedskurverne for

overbelastningerne fremgår af nedenstående tabel.

Scenarium

Nonflex

Flex

Flex (uden Gridmax)

Sum af maksimale overbe-

lastninger

0,43 kA

0,35 kA

0,50 kA

Areal af overbelastning

8,1 kAh

2,6 kAh

3,3 kAh

Tabel 11 Sum af maksimale overbelastninger og areal af overbelastnings-

varighedskurver.

Nonflex giver ikke den største overbelastning, men giver til gengæld mange

timer med overbelastning, hvilket skyldes, at opladning af elbiler hen over koge-

spidsen optræder hyppigere end de relativt sjældne nat-peaks, der giver over-

belastning.

I praksis vil risikoen for overbelastning i en enkelt time under worst case om-

lægning ikke føre til, at distributionsnettet forstærkes. Dels vil hændelsen op-

træde meget sjældent, dels vil nettets komponenter kunne tåle at blive overbe-

lastet nogle få timer, uden at komponentens levetid reduceres væsentligt. Er

overbelastningen skyld i et for stort spændingsfald i nettet, vil spændingskvali-

teten være kompromitteret nogle få timer, men sandsynligvis vil det være uden

væsentlig ulempe for de få kunder, der udsættes for den lave spænding. Det

vælges derfor at se bort fra de 1 pct. af årets timer (9 timer), der giver den

største (over)belastningsgrad af nettet.

Dok. 14/21506-19

100/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Da elbiler og varmepumper fordeles stokastisk så andelen af boliger med var-

mepumpe, og elbil på de enkelte 10 kV-radialer er normalfordelt, vil beregnin-

gerne ved hver gennemregning give forskellig fordeling af varmepumper/elbiler

på de enkelte 10 kV-radialer. For at afdække følsomheden for denne fordeling er

der udført 100 gennemregninger med tilfældig fordeling af varmepumper og

elbiler. Fordelingskurverne for den samlede overbelastning i de 100 gennemreg-

ninger og i de tre scenarier er vist på Figur 66.

Figur 66 Fordelingskurve for samlet overbelastning (sum af 99 procentfraktil)

ved 100 forskellige fordelinger af elbiler og varmepumper på 10 kV-

radialer.

Af kurverne kan følgende aflæses:

Scenarium

Nonflex

Flex

Flex (uden Gridmax)

Overbelastning median

~500 A (+45 / -35)

~445 A (+35 / -30)

~455 A (+35 / -45)

Tabel 12 Median af samlet overbelastning for 100 forskellige fordelinger af

elbiler og varmepumper. Ekstremer i forhold til median er angivet i

parentes.

Omkostninger til forstærkning/udbygning:

I det følgende opstilles der et estimat af de omkostninger der vil være forbundet

med at forstærke/udbygge nettet ud af overbelastningsproblemerne i 10-20 kV

nettene. Estimatet bygger som nævnt i afsnit 7.2.4 på en empirisk sammen-

hæng mellem overbelastningen i ampere og omkostninger til afhjælpning af

overbelastningen ved forstærkning/udbygning. Det empiriske udtryk er fundet

ved et case studie gennemført og dokumenteret i rapporten [Energinet.dk,

Dansk Energi 2010].

I det følgende anvendes medianen af 99 procentfraktilerne vist på Figur 66 ved

beregning af estimatet for investering i 10-20 kV-nettet. For de to netselskaber i

Dok. 14/21506-19

101/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

nærværende analyse opnås følgende gennemsnitlige omkostninger pr. 10 kV-

radial.

Scenarium

Nonflex

Flex

Flex (uden Gridmax)

Investeringsbehov

for 10 kV pr. radial

6,0 t.EUR/radial

5,3 t.EUR/radial

5,5 t.EUR/radial

Tabel 13 Investeringsbehov pr. 10 kV-radial frem til 2035.

Ovenstående estimat er forbundet med stor usikkerhed, da det empiriske udtryk

for omregning mellem overbelastning og investeringsbehov bygger på et be-

grænset antal udbygnings cases.

Skalering af dette resultat til et behov for investeringer i 10-20 kV-nettet på

landsplan forudsætter endvidere at selskaberne er repræsentative for landet

som helhed – hvilket ikke er givet. Hvis vi forudsætter at de analyserede net

rent faktisk er repræsentative for 10-20 kV-nettene i Danmark, kan det samlede

investeringsbehov i de tre scenarier fremskrives via antallet af 10-20 kV-radialer

i Danmark (Skaleret via netvolumen).

Scenarium

Nonflex

Flex

Flex (uden Gridmax)

Investeringsbehov for 10-20 kV-net

Skaleret via

netvolumen

2010 investeringsestimat

EUR 0,031 mia.

EUR 0,25 mia.

EUR 0,027 mia.

EUR 0,22 mia.

EUR 0,028 mia.

EUR 0,23 mia.

Tabel 14 Estimeret investeringsbehov i 10-20 kV-net i Danmark frem til 2035.

I rapporten [Energinet.dk, Dansk Energi 2010] blev investeringsbehovet i 10-20

kV-nettet ligeledes estimeret i forskellige scenarier med nyt elforbrug til elbiler

og varmepumper. I analysen fra 2010 var de to netselskaber som indgår i nær-

værende analyse imidlertid underrepræsenteret i det samlede investeringsbehov

for 10-20 kV-nettene i Danmark (der skulle investeres mindre i disse net end for

det gennemsnitlige net i Danmark). Anvendes i stedet de to netselskabers andel

af investeringsbehovet i 2010-analysen som skaleringsfaktor, opnås investe-

ringsbehovet vist i kolonnen "Skaleret via 2010-investeringsestimat".

Differencen på en faktor 8 giver et meget godt udtryk for den usikkerhed som

ovenstående investeringsestimater er forbundet med.

Gennemsnitligt årligt behov for reguleringsydelser:

Overbelastning under omlægning vil kunne forekomme hvis en kritisk netkom-

ponent (fx udføringskablet på 10-20 kV afgangen) havarerer, samtidigt med at

der er høj belastning i nettet. Der skal altså være sammenfald mellem to mere

eller mindre sjældne hændelser. Hvis sandsynligheden for fejl på netkomponen-

ten er lav (fx en fejl pr.20. år), og det fx kun er 5 pct. af årets timer at der op-

Dok. 14/21506-19

102/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

træder overbelastning i reservekoblingen, da vil den samlede sandsynligheden

for overbelastning være meget lille (en kritisk fejl pr. 400 år).

For at beregne en business case på levering af reguleringsydelser til netsel-

skaber som løsning på problemer med flaskehalse i nettet, er det er således ikke

kun relevant at se på behovet for fleksibilitet målt som summen af overbelast-

ninger i ampere i kritiske N-1 situationer, men også på sandsynligheden for at

behovet for belastningsreduktion forekommer, målt som årlig gennemsnitlig

nedregulering i Ah/år.

På Figur 67 ses behovet for nedregulering for en enkelt 10 kV-radial ved udfald

af første kabel på 10-20 kV-radialen.

Figur 67 Behov for nedregulering af belastning af en 10 kV-radial for fire døgn i

februar måned.

Radialen er udvalgt blandt en af de radialer med det største behov for nedregu-

lering, og der ses – i modsætning til mange af de øvrige radialer – sammen-

hængende perioder med behov for nedregulering.

Optræder der fejl på fx første kabel på en 10 kV-radial i en given time, vil be-

lastningen på radialen blive lagt over på den naboradial, der giver den bedste

reservekobling (lavest belastningsgrad og mindste spændingsfald). Omlægnin-

gen vil vare fx 8 timer, indtil fejlen er udbedret, og det fejlramte kabel kan kob-

les ind igen. Behovet for nedregulering af belastning vil derfor ikke kun kunne

optræde i den time, som fejlen optræder, men også i den efterfølgende repara-

tionstid.

Det årlige behov for reduktion i belastningen målt i Ah/år estimeres ved formel-

udtrykket:

Dok. 14/21506-19

103/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

hvor

��=1

�½ �½ �½ �½��

��

∙ �½ ��

��, ��

(

��

�� −

�½�½

��=1

8760

��

er de første fem kabler på radialen

er den aktuelle time

er sandsynligheden for fejl på kabel

i timen t

reptid

er den gennemsnitlige reparationstid for kablet

overbel, n(t)

er overbelastningen ved udfald af kabel n til tiden

Af hensyn til gennemførligheden af beregningerne er det valgt kun at se på ud-

fald af de første 5 kabler for hver 10 kV-radial. Denne begrænsning har meget

lille effekt på resultatet, da det kun er ganske få radialer der i omlægning ved

fejl på det femte kabel er overbelastet.

For populationen på de 546 10 kV-radialer i analysen, er sammenhængen mel-

lem den maksimale overbelastning i N-1 situationen og det årlige behov for re-

duktion af belastningen i N-1 situationer vist på nedenstående figur.

Figur 68 Sammenhæng mellem maksimal overbelastning og gennemsnitligt

årligt behov for reduktion af belastningen for hver 10 kV-radial. (Be-

mærk, at der her er angivet maksimal overbelastning og ikke 99 pro-

centfraktilen).

Dok. 14/21506-19

104/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Der er her regnet med en fejlhyppighed på 5 fejl/år/100 km kabel, hvilket svarer

til fejlhyppigheden på ældre olie-papir-isolerede kabler. Reparationstiden er sat

til 8 timer.

For langt de fleste radialer er det årlige behov for belastningsreduktion meget

begrænset, hvilket skyldes at N-1 situationen kun giver problemer i ganske få

timer, og at sandsynligheden for fejl på netop det kabel som giver overbelast-

ningen er lille (fx hvis kabelstrækningen er kort).

For radialer hvor det årlige behov for belastningsreduktion er høj, vil forstærk-

ning af nettet kunne være mere fordelagtigt for netselskabet end indkøb af flek-

sibilitetsydelser.

De akkumulerede behov for belastningsreduktion for de 400 radialer er vist i

nedenstående skema.

Årligt behov for

belastningsreduktion

Sum af maksimalt behov for

belastningsreduktion

Nonflex

0,42 kA

2,2 kAh/år

Flex

0,88 kAh/år

0,35 kA

Flex

(uden Gridmax)

0,50 kAh/år

1,2 kA

Tabel 15 Gennemsnitligt årligt behov for indkøb af belastningsreduktion på 400

lavspændingsradialer i 2035.

Nonflex giver et væsentligt større årligt behov for reduktion af belastningen end

de øvrige scenarier. Dette skyldes at opladning over kogespidsen forekommer

hyppigere end natlige peaks, og dermed er sandsynligheden for sammenfald af

høj belastning og fejl i nettet større.

Dok. 14/21506-19

105/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

8. Samlet værdi af øget fleksibelt elforbrug i Dan-

mark

I rapporten er reduktionen i omkostninger på system- og distributionsniveau

bestemt ved at optimere det fleksible elforbrug efter elpriserne på spotmarke-

det. Først gives en kort opsummering af de fundne økonomiske gevinster ved

fleksibelt elforbrug i Danmark, hvorefter resultaterne fra system- og distributi-

onsniveau sammenkobles til en samlet vurdering af samfundsøkonomisk gevinst

ved fleksibelt elforbrug. Der fremhæves væsentlige resultater vedrørende pri-

vatøkonomisk gevinst af fleksibelt elforbrug.

Til slut i kapitlet diskuteres omkostninger, for at mobilisering og drift af det flek-

sible elforbrug i spotmarkedet kan realiseres, både hvilke omkostninger der er

medtaget i beregningerne, og hvilke der ikke er. Der nævnes kort andre om-

kostninger, der ikke er medtaget, i forhold til andre anvendelser af fleksibelt

elforbrug.

8.1

Samfundsøkonomisk gevinst ved øget fleksibelt elforbrug

Systemniveauet

Værdien af øget fleksibelt elforbrug er bestemt ved at sammenligne ændringen i

samfundsøkonomiske systemomkostninger for Danmark i 2025 og 2035 i scena-

rie (Flex) med fleksibelt elforbrug fra 50 pct. af elbilerne, individuelle varme-

pumper samt afbrydeligt elforbrug og elektrolyse til brintproduktion med et sce-

narie hvor disse teknologier har et ufleksibelt driftsmønster (Nonflex).

Øget fleksibelt elforbrug i både Danmark og udlandet fører til reduktion i inve-

steringsomkostninger i spidslastværker samt til besparelser i brændsels og CO

omkostninger, blandt andet på grund af at mindre vindproduktion bliver bort-

koblet. Der er beregnet en reduktion på 20 GW mindre akkumuleret behov for

spidslastværker i NWE i 2035 på grund af det fleksible og afbrydelige elforbrug.

Samlet set sænkes systemomkostningen i NWE med hhv. 0,52 og 2,0 mia.

EUR/år i 2025 og 2035 på grund af fleksibelt elforbrug.

I 2035 er der samlet en samfundsøkonomisk nettogevinst i Danmark på 114

mio. EUR/år på grund af øget fleksibelt elforbrug i Danmark og udlandet. Æn-

dring i elhandelsbalancen med udlandet på grund af fleksibelt elforbrug er den

væsentligste årsag til nettogevinsten i Danmark og bidrager alene med 176 mio.

EUR/år.

2035

DK Nonflex

DK Flex

Værdi af DK Flex i DK

NWE Nonflex

Reference

+ 124 mio. €/år

NWE Flex

+ 17 mio. €/år

+ 114 mio. €/år

+ 97 mio. €/år

Ændring i systemgevinst i 2035 i Danmark i scenarier med forskellig mængde

fleksibilitet i hhv. Danmark og udlandet i forhold til referencen.

De fleksible elforbrugere i Danmark opnår 85 mio. EUR/år i samlet gevinst,

mens vindkraft øger indtjeningen fra day-ahead-markedet med 62 mio. EUR/år,

Dok. 14/21506-19

106/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

og kraftværker reducerer indtjening med 43 mio. EUR/år. Konventionelle danske

elforbrugere opnår samlet 36 mio. EUR/år i gevinster.

Af de medtagne følsomhedsscenarier har investering i brintlager størst indflydel-

se på systemværdien i Danmark, idet systemværdien sænkes fra 114 mio.

EUR/år til 73 mio. EUR/år i 2035, hvis denne mulighed ikke medtages.

Forholdet mellem fleksibilitet i udlandet og Danmark har betydning for den dan-

ske systemgevinst. I 2025 giver det sig udslag i en negativ nettogevinst for

Danmark på -20 mio. EUR/år, der primært udgøres af et tab i danske flaskehals-

indtægter og en mindre forbedring af elhandelsbalancen. Hvis udlandet ikke

havde fleksibilitet, ville værdien af den danske fleksibilitet være ca. 18 mio.

EUR/år i 2025.

2025

DK Nonflex

DK Flex

Værdi af DK Flex i DK

NWE Nonflex

Reference

+ 18 mio. €/år

NWE Flex

-30 mio. €/år

- 20 mio. €/år

+ 10 mio. €/år

Ændring i systemgevinst i 2025 i Danmark i scenarier med forskellig mængde

fleksibilitet i hhv. Danmark og udlandet i forhold til referencen.

Uanset mængden af fleksibilitet i udlandet ses det, at øget fleksibelt elforbrug i

Danmark forbedrer systemgevinsten i Danmark både i 2025 og 2035.

Omkostningerne til at fastholde effekttilstrækkeligheden i Danmark er beregnet

som behovet for yderligere elkapacitet (strategisk reserve) i forhold til summen

af eksogent forudsat elkapacitet og de kapacitetsinvesteringer, som foretages i

forhold til spotmarkedet. I 2025 er der intet behov for yderligere elkapacitet i

Danmark, mens der i 2035 er et behov i Østdanmark på +420 MW i Nonflex og

+320 MW i Flex. Besparelsen på investering og drift af 100 MW ny spidslastka-

pacitet er estimeret til en yderligere gevinst af fleksibelt elforbrug på ca. 2 mio.

EUR/år i forhold til de gevinster, der allerede er medregnet ved fleksibelt elfor-

brug i spotmarkedet.

Distributionsniveauet

Gevinsten for distributionsnettet ved, at fleksibelt elforbrug optimeres i forhold

til elprisen, er bestemt som forskellen mellem omkostninger til traditionel net-

udbygning i 0,4-20 kV-nettet med hhv. ufleksibelt og fleksibelt elforbrug.

Det skal bemærkes, at estimaterne for Danmark som helhed er usikre på grund

af, at der er anvendt opskalering af beregninger for 0,4-20 kV fra to netområder

til at give et samlet estimat for alle netområder i Danmark.

2035 Scenarium

Nonflex

Flex

Flex (uden Gridmax)

0,4 kV

EUR 210 mio.

EUR 120 mio.

EUR 140 mio.

10-20 kV

EUR 250 mio.

EUR 220 mio.

EUR 230 mio.

Total EUR

EUR 460 mio.

EUR 340 mio.

EUR 370 mio.

Tabel 16 Omkostninger til 0,4 kV- og 10-20 kV-distributionsnet i Danmark frem

til 2035 i forskellige scenarier

Dok. 14/21506-19

107/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

I det fleksible scenarie nedsættes omkostningen i Danmark frem til 2035 med

ca. 120 mio. EUR fra 460 mio. EUR (Nonflex) til 340 mio. EUR (Flex), jf. Tabel

16, hvoraf den største gevinst stammer fra besparelser i 0,4 kV-nettet. Den

samlede omkostningsbesparelse frem til 2035 svarer til en annuiseret årlig be-

sparelse i 0,4-20 kV-distributionsnettene i Danmark på ca. 9 mio. EUR/år på

grund af fleksibelt elforbrug.

Hvis samtidigheden af det nye elforbrug fra elbiler og individuelle varmepumper

ikke begrænses til et maksimalt effektforbrug svarende til 20 pct. af det konven-

tionelle spidslastforbrug (som i Flex uden Gridmax), vil nettoomkostningerne

øges med 30 mio. EUR frem til 2035 fra 340 til 370 mio. EUR/år. Den annuise-

rede årlige besparelse uden Gridmax-begrænsningen er da ca. 7 mio. EUR/år.

Det vurderes, på grund af den relativt lave gevinst ved Gridmax-begrænsningen,

vil det ikke være attraktivt at implementere. Derfor regnes bidraget fra distribu-

tionsniveauet til den samlede værdi af øget fleksibelt elforbrug i Danmark som

gevinsten uden Gridmax-begrænsningen, det vil sige 7 mio. EUR/år.

Hvis flere elbiler og varmepumper er fleksible end i Flex-scenariet, vil det øge

gevinsten ved Gridmax-begrænsningen, fordi spidslastforbruget fra disse enhe-

der stiger når de samtidig flytter elforbruget til perioder med meget lave elpri-

ser. En øget gevinst af begrænsningen på distributionsniveau skal holdes op

mod reduceret gevinst på systemniveau. Det er vist, at den anvendte Gridmax-

begrænsning har meget lav indflydelse på gevinsten på systemniveau.

I Balmorel er tidsvarierende distributionstariffer medtaget, der antages omkost-

ningsægte, det vil sige, reduktionen i tarifbetalig afspejler sparede netinveste-

ringer. Den samlede reduktion i tarifbetalingen i 2035 i Flex i forhold til Nonflex

er ca. 10 mio. EUR/år, så der gives et prissignal via distributionstariffen som ca.

svarer til den beregnede besparelse (ca. 7 mio. EUR/år), som netselskabet vil

opnå i sparede netomkostninger på grund af fleksibelt elforbrug.

Distributionsselskaber kan lave specielle aftaler med fleksible forbruger, såkaldte

DSO-produkter, der målrettes mod distributionsnettets behov. Hermed kan der

skabes ekstra betaling til forbrugerne for at være fleksible, såfremt de kan flytte

forbruget i forhold til elnettets behov. Omkostningen til traditionel netudbygning

vil være en øvre grænse for netselskabernes betalingsvillighed.

Den maksimale betalingsvillighed for netselskaberne for at løse de netomkost-

ninger, der er tilbage efter forbruget er optimeret i forhold til elprisen, er be-

stemt som omkostningen ved traditionel netudbygning for 0,4-20 kV-nettet i

Danmark. Jf. ovenstående Tabel 16 er disse omkostninger ca. 340-370 mio. EUR

for perioden frem til 2035.

Dok. 14/21506-19

108/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Samlet samfundsøkonomisk værdi af øget fleksibelt elforbrug i Danmark

På Figur 69 er i de blå bokse vist de fundne gevinster ved øget fleksibelt

elforbrug på hhv. system og distributionsniveau i DK for 2025 og 2035.

I 2035 er systemgevinsten vist uden bidrag fra reduceret tarifbetaling (re-

præsenterer netbesparelse)

på 10 mio. EUR/år.

Figur 69. Gevinster ved øget fleksibelt elforbrug på hhv. system og distributi-

onsniveau i DK for 2025 og 2035 er vist i de blå bokse.

Værdien af øget fleksibelt elforbrug på system- og distributionsniveau er

tilsvarende opsummeret i

Tabel 19

, hvor det ses at omkostningsreduktionen

på systemniveauet udgør det største del af gevinsten i 2035 med 106 mio.

EUR/år ud af i alt 113 mio. EUR/år.

Gevinst i DK ved øget fleksibelt elforbrug

(mio. EUR/år)

Systemniveau

Distributionsniveau 0,4 kV

Reduktion i annuiseret investeringer 2015-2035

Distributionsniveau 10-20 kV

Reduktion i annuiseret investeringer 2015-2035

Samlet samfundsøkonomisk værdi

2025

-20

Ikke estimeret

-20

2035

106*

113

Tabel 17 Samlet gevinst i Flex scenariet med bidrag fra system- og distributi-

onsniveau.

På Figur 70 er vist fordeling af den samfundsøkonomiske værdi på aktører og

teknologier i 2035.

*). Systemgevinst uden bidrag fra reduceret tarifbetaling (repræsenterer netbesparelse)

Dok. 14/21506-19

109/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 70. Fordeling af den samfundsøkonomiske værdi ved øget fleksibelt elfor-

brug på aktører og teknologier i 2035.

Netselskabers gevinst er her beregnet til -3 mio. EUR/år fordi tarifbetaling

fra fleksible elforbrugere reduceres 10 mio. EUR/år mens distributionsnetbe-

sparelser udgør 7 mio. EUR/år.

8.2 Selskabsøkonomisk gevinst ved øget fleksibelt elforbrug

Den privatøkonomiske gevinst for elbiler og individuelle varmepumper er vist i

Tabel 18.

Gevinst pr. enhed

(EUR/år) 2025

128

Gevinst pr. enhed

(EUR/år) 2035

110

Gevinst pr. MWh

(EUR/MWh)

28-35

Fleksibel individuel

varmepumpe

Fleksibel elbil

Tabel 18 Gevinst pr. enhed og MWh for hhv. individuelle varmepumper og elbiler

i Flex-scenariet.

Årsagen til at individuelle varmepumper opnår større årlig gevinst skyldes pri-

mært, at elforbruget er større. Gevinsten pr. MWh er højere for elbiler.

Dok. 14/21506-19

110/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

En business case for andre aktører viser, at traditionelle fleksibilitetsteknologier i

NWE såsom naturgaskraftværker, vandkraft og pumpekraftlagre får deres ind-

tjening reduceret. Ændringen i elprisen på grund af fleksibelt elforbrug fører til

gevinster hos især traditionelle elforbrugere og vindmøller.

2035

NWE

Afregningspris for vind

(EUR/MWh)

+1,3

+1,1

Reduktion i bortkoblet vind

(TWh/år)

0,3

4,8

Elpris for konventionelt elforbrug

(EUR/MWh)

-1,1

-1,0

Tabel 19 Ændring i gennemsnitlig afregningspris for vind samt elpris of konven-

tionelle elforbrugere i Flex-scenariet 2035.

Disse ændringer i elpriserne svarer til, at prispresset for vind i Danmark sænkes

fra 19 pct. til 16 pct.

De ovennævnte gevinster gælder for øget fleksibelt elforbrug i day-ahead-

markedet, og der kan være andre anvendelser af fleksibelt elforbrug, som kan

bidrage til yderligere privatøkonomisk gevinst.

8.3

Omkostninger til mobilisering og drift af fleksibelt elforbrug

8.3.1 Medtagne omkostninger til optimering på spotmarkedet

I Balmorel-modellen er medtaget en række omkostninger til investering og drift

af fleksible teknologier.

Teknologi

Fleksibilitetsomkostninger i Balmorel

Brændselsomkostning når motor erstatter opladning fra elnettet

Øget tab i batteri og lader pga. V2G

Variabel omkostning til V2G pga. slid på batteri

Reduceret COP når varmepumpens drift forskydes til koldere perioder

Alternativ varmeproduktionsomkostning såfremt substitution med

andre varmekilder

Alternativ varmeproduktionsomkostning såfremt substitution med

andre varmekilder

Investerings- og driftsomkostning til ekstra elektrolysekapacitet og

brintlager

Afbrudt elproduktion til værdi af hhv. 1000 og 2000 DKK/MWh

Elbiler (BEV og plugin hybrider)

Individuelle VP og elpatroner i enfamiliehuse

VP og elpatroner i fjernvarmen

VP og elpatroner i industri

Elektrolyseanlæg

Afbrydeligt elforbrug i industri (udover VP og elpatroner)

Afbrydeligt elforbrug i husholdninger (udover elbiler og VP)

Tabel 20 Omkostninger til fleksibelt elforbrug, der er medtaget i Balmorel.

Ud over disse omkostninger er tilladte komfortgrænser med til at bestemme den

optimale investering og drift af fleksibelt elforbrug i Balmorel.

Dok. 14/21506-19

111/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

8.3.2

Ikke-operationaliserede omkostninger til optimering på spot-

markedet

Der er omkostninger til mobilisering og drift af fleksibelt elforbrug på spotmar-

kedet som ikke er medtaget i Balmorel.

Styring af fleksibelt elforbrug

For at opnå de viste systemøkonomiske gevinster er det påkrævet, at elforbru-

get flytter sig i henhold til elpriser, og at brugernes eller anlæggenes komfort-

grænser samtidig overholdes.

Elforbruget skal derfor handles fleksibelt på day-ahead-elspotmarkedet, og ef-

terfølgende skal el forbruges i henhold til den indkøbte driftsprofil (under forud-

sætning af uændrede vind og sol produktion). Elkunderne får hermed en øko-

nomisk gevinst for at være fleksible eller afbrydelige.

Der er forskellige muligheder for at realisere ovenstående, både med direkte og

indirekte styring af forbrug. Nogle typer fleksibelt elforbrug egner sig sandsyn-

ligvis bedst til direkte styring af en tredjepart (aggregator/balanceansvarlig),

andre typer elforbrug er indirekte styring via prissignaler/prisprognoser mere

fordelagtigt, hvorefter apparaterne selv optimerer driften og dermed elfor-

brugsmønstret.

Der vil i forhold til styring af fleksibelt elforbrug være behov for, at kommercielle

aktører opretter og driver en forretning, hvis formål er at hjælpe kunderne med

at styre elforbruget i forhold til blandt andet elspotmarkedet. Dette kan fx med-

føre:

•

Investeringer for hardware/software leverandører: øget investering i ud-

vikling af komponenter og software (fx i elbiler og varmepumper) der

understøtter prognoser for kommende elforbrug samt styring i forhold til

elprisen.

Investeringsomkostninger for aggregator: etablering af en forretnings-

model med alle hoved- og delprocesser (marketing, salg, analyse, instal-

lation, forecast, planlægning, optimering, trading, drift, vedligeholdelse,

settlement osv.). Herunder investering i lokaler, udstyr, system, interfa-

ces til markeder mm. Det kræver også personale med de markedsmæs-

sige kompetencer.

•

Der er ikke foretaget et estimat af disse omkostninger, men det er nødvendigt,

at der er tilstrækkelig økonomisk incitament for, at kommercielle aktører vil

foretage de nødvendige investeringer. Styring af fleksibelt forbrug kan integre-

res med andre forretningsmodeller/processer inden for fx energibesparelser,

hvilket gør det svært at estimere meromkostningen ved at kunne styre elforbru-

get. Det må formodes at jo større gevinst leverandøren af fleksibilitet kan opnå,

jo større sandsynlighed er der for at kommercielle aktører kan lave en forretning

der hjælper fleksibilitetsleverandøren.

Der er eksisterende balanceansvarlige, der tilbyder optimering af fleksibelt elfor-

brug for større enheder. Blandt andet agerer anlæg for produktion af industri-

Dok. 14/21506-19

112/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

gasser og ca. 10 pct. af nødstrømsanlæggene (30 MW) allerede i dag fleksibelt

og byder ind i de relevante elmarkeder. Styring af mindre fleksibelt elforbrug

såsom elbiler og individuelle varmepumper er fortsat på demonstrationsstadiet,

hvilket også gør det svært at vurdere omkostning til storskala styring af elfor-

bruget.

Handel med fleksibelt elforbrug

Omkostninger til handlen med fleksibelt elforbrug afhænger blandt andet af,

hvilke typer "indmeldingsprodukter" for fleksibelt elforbrug der er tilgængelige

på elbørsen for day-ahead-elmarkedet. Jo mere optimering af fleksibelt elfor-

brug, der finder via algoritmer på en fælles elbørs, jo mindre behov er der for, at

elhandlere skal indgive prisoptimerede elforbrugsprofiler for det fleksible elfor-

brug.

Når mængden af fleksibelt elforbrug øges, vil det oftere påvirke elprisdannelsen,

hvilket vil vanskeliggøre at forudsige et optimalt driftsmønster af én type fleksi-

belt elforbrug uden at kende opførelsen af andre fleksible elforbrug i både ind-

og udland. Dette taler også for en højere grad af optimering af forbruget foregår

via spotmarkedets markedsclearing-algoritme.

Afregning af fleksibelt elforbrug

Der vil i forhold til afregning af fleksibelt elforbrug være tilstrækkeligt med time-

afregnede elmålere, der er obligatoriske i Danmark fra år 2020.

Hvorvidt elkunden skal afregnes efter timeelpriser, afhænger af aftalen med

elhandleren.

Såfremt elkunden ønsker forskellige elhandlere til henholdsvis deres fleksible og

deres konventionelle elforbrug, kan der tilkomme ekstra omkostninger til måling

af det fleksible forbrug. Denne problematik vil blive undersøgt yderligere i for-

bindelse med opfølgning på Energinet.dks Markedsmodel 2.0 projekt.

V2G fra elbiler

V2G er en ret umoden teknologi, og der er praktisk taget ingen kommercielle

eksempler på, hvordan elbiler kan levere effekt til elnettet i perioder med høje

elpriser eller som en del af effektreserve. For at realisere V2G er der fx behov

for kommunikation mellem elbil og aggregator for aktivering af V2G. Dette kan

forventes at klares inden for rammerne af de kommende måle- og kommunika-

tionsstandarder til elbiler.

Der er desuden behov for en inverter for at levere vekselspænding fra elnettet,

hvilket kan udgøre en betydelig ekstraomkostning pr. elbil. Der er derfor behov

for mere detaljerede studier af omkostninger for V2G fra elbiler, end det er mu-

ligt i denne analyse for at vurdere den samlede business case.

Dok. 14/21506-19

113/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

8.3.3

Yderligere omkostninger til fleksibelt elforbrug ved andre anven-

delser end i spotmarkedet

Der er andre anvendelser af fleksibelt elforbrug end i spotmarkedet, som ikke er

undersøgt i denne rapport, og som vil kræve yderligere omkostninger og gene-

rere yderligere indtægter.

Lokale netudfordringer

Hvis elforbruget skal optimeres efter lokale netudfordringer (flaskehalse eller

spændingsproblemer), er det en særskilt business case, der skal undersøges.

Dette kan fx kræve ekstra måleudstyr i distributionsnettet eller yderligere prog-

noseværktøjer hos netselskaber at investere og drive elnettet med brug af flek-

sibelt elforbrug.

Systemydelser og regulerkraft

Der er specielle krav til blandt andet styrbarhed, aktivering og målere i andre

elmarkeder, som medfører andre omkostninger end i spotmarkedet. Samtidig er

der også en anden betaling for fleksibiliteten end i spotmarkedet, og der er der-

for behov for selvstændige business cases for disse anvendelser af fleksibilitet,

som ikke er en del af denne rapport.

Dok. 14/21506-19

114/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

9. Appendix – Centrale teknologiantagelser

Dette afsnit indeholder en beskrivelse af de centrale teknologiantagelser i analy-

sen. I kapitel 9.1 gives et overblik over datakilder til konfiguration af energisy-

stemet i 2025 og 2035. Herefter gennemgås de væsentligste antagelser inden

for el- og varmesystemet i Danmark og udlandet, som er udarbejdet til denne

analyse.

Data for centrale teknologiantagelser i det danske energisystem omfatter:

Kapaciteter (eksogen), profiler og tekniske data for produktionssiden:

Dansk termisk elkapacitet beskrives overordnet i Appendix 9.3

Transmissionskapaciteter og tilgængelighed beskrives i Appendix 9.4

Økonomiske data for investering og drift beskrives i Appendix 9.5

Sol-, vand- og vindkraft beskrives i Appendix 11.1

Fordeling af dansk el- og varmekapacitet i områder i Danmark beskrives

i Appendix 11.2

Udenlandsk termisk kapacitet beskrives i Appendiks 11.3

Tekniske og økonomiske data for forbrugssiden:

Årsforbrug og profiler for konventionelt el- og varmeforbrug i Danmark

og udlandet beskrives Appendix 9.2

Generelt gennemgås antagelser for fleksible elforbrugsteknologier med-

taget i analysen i Appendix 10

Elektrisk transport beskrives i Appendix 10.1

Bioraffinaderier og elektrolyseanlæg (kun i 2035) beskrives i Appendix

10.2 og 10.3

Individuelle og store varmepumper beskrives henholdsvis i Appendix

10.4 og 10.5

Anlæg inklusive el-til-varme til produktion af procesvarme (kun i 2035)

beskrives i Appendix 10.6.

Yderligere fleksibelt elforbrug (afbrydeligt forbrug) i husholdninger og

industri beskrives i Appendix 10.7

9.1 Datakilder til konfiguration af energisystemet

Konfigurationen af energisystemet i forskellige scenarier indeholder en definition

af, hvilke anlæg af forskellig teknologi der antages, samt hvilken efterspørgsel

efter energileverancer der forudsættes.

En illustration af et scenarie for konfigurationen af energisystemet i Danmark er

vist i Figur 71. Figuren viser, hvordan brændsler og vedvarende energi konver-

teres til energileverancer henholdsvis procesvarme (gul), individuel opvarmning

(pink), elforbrug (sort), fjernvarme (rød), transportbrændstoffer (blå) og biona-

turgas (lilla).

I Balmorel modelleres efterspørgsel efter aggregerede energileverancer (Aggre-

gate Demand på Figur 71) ved hjælp af et årligt forbrug samt timeprofiler.

Dok. 14/21506-19

115/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Figur 71 Brændsler (inklusive VE) bliver via konverteringsteknologi til

energileverencer i det danske energisystem. Figuren illustrerer,

hvordan Vindscenariet 2035 i Danmark er medtaget i Balmorel. Det

decentrale lager giver mulighed for fleksibelt elforbrug. Yderligere

fleksibilitetsmuligheder ses som afbrydeligt elforbrug i industri og

husholdninger samt hybrid-elbiler.

Som Figur 71 illustrerer, er der afhængighed og mulig substitution mellem ener-

gileverancer til el-, varme- og gassystemet samt transportsektoren. Det er der-

for nødvendigt at medtage integrationen mellem disse delsystemer for at kunne

estimere den samlede fleksibilitet i energisystemet.

I analysen er konfiguration af det danske energisystem baseret på henholdsvis:

2025

er Energinet.dk's analyseforudsætninger [Energinet.dk 2014]

anvendt som primær kilde til konfiguration af energisystemet. Som ge-

nerelt princip er konfigurationen i 2025 lavet ud fra fremskrivning af ek-

sisterende el- og fjernvarmesystem samt prognoser for nyt elforbrug og

Dok. 14/21506-19

116/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

ny VE-produktion. I 2025 medtages ikke biobrændstof-produktion eller

el-til-varme i procesindustrien.

2035

er Vindscenariet fra Energistyrelsens energiforligsanalyser

[Energistyrelsen 2014] anvendt som primær kilde til konfiguration af det

danske energisystem. Som generelt princip i Energistyrelsens analyser

er konfigurationen i 2035 lavet som tilbageskrivning ud fra slutmålet

om, at hele energisystemet i Danmark skal være fossilfri i 2050. Scena-

riet antager derfor elektrificering og anvendelse af biobrændstof i trans-

portsektor, varmeforsyning og procesindustri svarende til ca. 25 pct. af

slutmålet i 2050.

Desuden er der suppleret med antagelser for:

Økonomiske og teknologiske data for eksisterende kraftværker i Dan-

mark og udlandet baseres primært på PLATTS

World Electric Power Plant

database

[Platts 2012].

Økonomiske og teknologiske data for nye teknologier baseres på Energi-

styrelsens teknologikatalog [Energistyrelsen 2014c]. Yderligere antagel-

ser og modellering af teknologier med fleksibelt elforbrug i 2025 og

2035 er uddybet i Appendix 10.

Figur 72 viser, hvilke lande der medtages i elsystem-modellen Balmorel i

analysen. I 2025 og 2035 er antagelser for udvikling af VE-produktion,

kraftværkskapaciteter, elforbrug m.v. i landene udenfor Danmark be-

skrevet i Dansk Energis

Elprisscenarier 2017-2035

[Dansk Energi

2014a].

Figur 72 Modelområde i Balmorel. Grønne lande er modelleret fuldstændigt i

Balmorel, mens faste overførsler er lagt ind på grænserne til de lyseblå

lande.

Dok. 14/21506-19

117/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

9.2

9.2.1

Forbrug i Danmark og udlandet

Forbrug i Danmark

Varmeforbrug

I Danmark er fjernvarmeforbrugsprofilen bestemt ved hjælp af temperaturtids-

seriedata, der passer med profilen for vind, sol og forbrug fundet i kapitel 5.

Det årlige danske fjernvarmeforbrug og individuelt varmeforbrug er defineret ud

fra:

•

Energinet.dk's analyseforudsætninger [Energinet.dk 2014] i 2025.

•

Energistyrelsens energiscenarier [Energistyrelsen 2014] 'Moderate be-

sparelser'-scenariet i 2035.

Fjernvarmeforbruget i Danmark i 2025 er opsplittet og estimeret i 28 områder

(heraf 7 centrale og 21 centrale) ud fra Energistyrelsens Energiproducenttælling,

2011

. I 2035 er anvendt 12 fjernvarmeområder (heraf 2 centrale og 10 decen-

trale) som beskrevet i Appendix 11.2.

Fjernvarmeforbruget i hvert fjernvarmeområde er justeret procentvis ens for at

opnå det samlede årlige danske fjernvarmeforbrug i hhv. 2025 og 2035.

I Figur 73 ses fjernvarmeforbruget (også opdelt i centralt og decentralt) og indi-

viduelt varmeforbrug fra [Energistyrelsen 2014] Moderate besparelser-scenariet,

hvorfra 2035 estimatet anvendes i analysen:

120

100

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055

Figur 73 Netto-varmeforbrug i Danmark i [Energistyrelsen 2014] Moderate be-

sparelser-scenariet.

Klassisk elforbrug

Det klassiske elforbrug i Danmark i 2025 og 2035 er vist i Figur 2. i rapportens

afsnit 3.2.

Netto varmeforbrug [PJ]

FV_central

FV_decentral

FV_samlet

Individuel

Energistyrelsen, 2012, Data udleveret af Kaj Stærkind.

Dok. 14/21506-19

118/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

I 2025 følges [Energinet.dk 2014], mens 2035 følger Moderate besparelser-

scenariet fra [Energistyrelsen 2014].

Historiske profiler for klassisk elforbrug skaleres til at give det årlige danske

elforbrug i 2025 og 2035.

Nyt elforbrug

Nyt elforbrug fra fleksible forbrugsteknologier er beskrevet i Appendix 10, blandt

andet elektrisk transport, individuelle og store varmepumper samt elforbrug til

bioraffinaderier.

9.2.2

Forbrug i udlandet

Varmeforbrug

Varmeforbruget til fjernvarme og proces i andre lande er blevet opsplittet og

estimeret efter produktionsformer ud fra diverse opgørelser fra nationale myn-

digheder samt brancheorganisationer, blandt andet AGFW for tysk kraftvarme

Profilen for varmeforbrug er for andre lande udarbejdet ud fra repræsentative

temperaturprofiler.

Klassisk elforbrug

I øvrige lande er det årlige elforbrug fremskrevet ud fra Europa-Kommissionens

referencescenarie EU Energy Trends

Data for bruttoelforbrug i udlandet ses i Tabel 21. Alle data er korrigerede for

nettab.

Lande

Østrig

Belgien

Finland

Frankrig

Tyskland

Irland

Holland

Storbritannien

Sverige

Norge

Total

2025

563

519

353

121

140

147

2.122

2035

584

579

380

127

146

151

2.270

Tabel 21 Bruttoelforbrug (TWh) i 2025 og 2035 inklusive 7 pct. nettab.

AGFW, 2011

"AGFW – Hauptbericht 2010".

http://www.agfw.de/zahlen-und-statistiken/agfw-hauptbericht/

EU Energy Trends to 2050, update 2013.

http://www.e3mlab.ntua.gr/e3mlab/reports/trends_to_2050_update_2013.pdf

Dok. 14/21506-19

119/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Historiske profiler for klassisk elforbrug skaleres til at give landenes årlige elfor-

brug i 2025 og 2035.

For elhandel med lande udenfor NWE (modelområdet i Balmorel) regnes med en

fast eksport- og importprofil samt en samlet årlig nettoeksport. I 2035 regnes

der med elhandel fra hhv. Sverige, Tyskland og Frankrig til lande udenfor mo-

delområdet.

Nyt elforbrug

Antallet af elbiler i andre lande følger samme udvikling som Danmark og er ska-

leret i forhold til antallet af personbiler i 2011 mellem Danmark og de andre

lande.

Elforbrug til elektrolyse medtages ikke i udlandet, da efterspørgsel efter bio-

brændstoffer ikke medtages.

9.3 Antagelser for dansk termisk elkapacitet i 2025 og 2035

Den installerede termiske elproduktionskapacitet i 2025 er ca. 4.000 MW (inklu-

sive procesindustri, men fraregnet kraftværker som kun leverer regulerkraft)

[Energinet.dk 2014]. I 2035 er kapaciteten ca. 3.200 MW i Vindscenariet [Ener-

gistyrelsen 2014]. I Figur 74 ses elkapaciteten i henholdsvis 2025 og 2035 for-

delt efter primært brændsel.

4500

Installeret elproduktionskapacitet

[MW]

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

Installeret elkapacitet

2025

Installeret elkapacitet

2035

Kul

Halm

Træpiller

Træflis

Naturgas

Affald

Biogas

Figur 74 Installeret termisk elproduktionskapacitet i Danmark i 2025 [Energi-

net.dk 2014] og Vindscenariet 2035 [Energistyrelsen 2014] inddelt ef-

ter primært brændsel.

I Appendiks 11.2 er der uddybet antagelser for fordeling af el- og varmekapaci-

tet i områder i 2025 og 2035 i Danmark.

Dok. 14/21506-19

120/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

9.4 Transmissionskapaciteter og tilgængelighed

Antagelser for transmissionskapaciteter er hentet fra [Dansk Energi 2014a].

Nuværende information om eksisterende transmissionslinjer stammer fra

ENTSO-E Net Transfer Capacity (NTC) Matrix

og Nord Pool Spot.

Udbygning

af transmissionsforbindelser er i Danmark antaget at følge Energinet.dk's analy-

seforudsætninger 2014-2035 [Energinet.dk 2014]. Øvrige transmissionskapaci-

teter er fastlagt ud fra en gennemgang af TSO-oplysninger og ENTSO-E Ten

Year Network Development [Plan 2012].

Modelberegningerne suppleres med en følsomhedsanalyse i Appendix 13.1.2,

hvor en DK1-UK-forbindelse på 1400 MW ikke medtages.

Følgende nye linjer/opgraderinger er antaget:

Navn

Kapacitetsforøgelse

Skagerrak 4

700 MW

ElecLink

1000 MW

720/1000 MW

Nemo

1000 MW

Alegro

1000 MW

Kriegers Flak

400 MW

Doetinchem-

1000 MW

Wesel

NO-DE

Nord.Link

1400 MW

DK1-NL

COBRAcable

700 MW

FR-GB

IFA 2

1000 MW

NO-GB

NSN

1400 MW

DK1-GB

DK1-UK

1400 MW

DK1-DE

500 MW

NO-GB

NorthConnect

1400 MW

* Kapaciteten på DE-DK1 er asymmetrisk i dag. Den

giver 2.500 MW i hver retning.

Fra/til

DK1-NO

GB-FR

DE-DK1*

GB-BE

BE-DE

DK2-DE

NL-DE

År

2015

2017

2018

2019

2020

2022

2025

forventede opgradering

Opgraderingerne giver følgende NTC-matrix i 2025, der også antages at gælde i

2035. I tabellen står afsenderlande til venstre, modtagerlande øverst.

DK2

DK1

946 3500

1400

615 1300

700

1700

680 2750

3000 2500

1000

1400

4000

500

1000

1400

700

3995

700

3695

4000

780 1000

1400

7000 1000

985

3000

590

7000

1000

1000 3000

600

1400

700

1700

2300

2900

1000

1400

3500

1400

615

1700

740

2350

DK2

DK1

ENTSO-E, 2011 NTC Matrices 2010-2011.

https://www.entsoe.eu/publications/market-and-rd-reports/ntc-values/ntc-matrix/

Nord Pool Spot, 2014.

http://www.nordpoolspot.com/Market-data1/Elspot/Capacities1/Capacities/KEY/Norway/

Dok. 14/21506-19

121/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Der regnes med 1 pct. tab i alle transmissionsledninger.

Tilgængelighed af transmission

I 2025

Tilgængeligheden af eksportkapacitet fra Vestdanmark til Tyskland modelleres

afhængigt af vindproduktionen i Nordvesttyskland. Der korrigeres for forbedret

tilgængelighed frem til 2025. For øvrige forbindelser er der regnet med 95 pct.

tilgængelighed.

I 2035

Alle transmissionslinjer regnes med 95 pct. tilgængelighed, det vil sige, nuvæ-

rende interne flaskehalse i landene antages løst.

I følsomhedsscenariet med '2014 transmission tilgængelighed' sættes tilgænge-

ligheden i 2035 til de historiske tilgængeligheder for 2014 i NWE, som indehol-

der generel udetid af transmissionslinjer samt begrænsninger på grund af blandt

andet interne flaskehalse i landene. For Vestdanmark til Tyskland korrigeres for

forbedret tilgængelighed frem til 2035.

9.5

Antagelser for investering og drift

Brændselspriser og CO

-kvotepris

Brændselspriser samt CO

-kvotepriser, der anvendes i analysen, er hentet fra

referencescenariet i [EU Energy Trends 2013].

Afgifter og støttesystemer

Der laves følgende antagelser i analysen:

•

Elproduktion er ikke afgiftsbelagt i nogen af landene, og der udbetales ingen

støtte til elproduktion på vedvarende energi.

Varmeafgifter for Danmark er sat ud fra eksisterende regler fra Skattemini-

steriet gældende marts 2014

(uden forsyningssikkerhedsafgift).

For de kraftvarmeværker, hvor det er en fordel, betales der afgift efter E-

formlen, ellers betales der efter V-formlen.

Store varmepumper betaler PSO.

Nationale afgifter og støttesystemer for andre lande er baseret på DG Ener-

gy, Excise Duty Tables, January 2013.

Afgifterne fastholdes fra 2020 og

frem, i faste priser.

Elbiler i andre lande antages at betale samme elafgift, PSO og distributions-

nettarif som i Danmark. Der er dog ingen tidsvarierende nettarif i udlandet.

•

Investerings- og driftsomkostninger

Omkostningsdata for fremtidig el- og varmeproduktionsteknologi er hentet fra

Energistyrelsens Teknologikatalog [Energistyrelsen 2014b], hvor specifik inve-

http://www.skm.dk/skattetal/satser/satser-og-beloebsgraenser/

DG Tax, 2013 "Excise Duty Tables, Part II – Energy Products and Electricity".

Dok. 14/21506-19

122/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

stering samt variabel og fast O&M er angivet fra 2015-2050. Estimater for sol-

varme er fundet i Varmeplan Danmark 2010.

Omkostninger for investering i fleksibelt forbrug er angivet for udvalgte teknolo-

gier i Appendix 10.

9.6 Distributionstariffer

I analysen anvendes distributionstariffer med en fast tidsvarierende profil i

Danmark. I udlandet anvendes kun en fast tarif.

Det generelle niveau for husholdninger og industriens tariffer er hentet fra

[Dansk Energi 2014b].

I 2014-2015 testes kommende model for tidsvarierende distributionstariffer i

udvalgte distributionsselskaber. I analysen medtages en simplificeret model ud

fra samme principper, nemlig at tariffen varierer efter belastningen i nettet,

henholdsvis lav-, høj- og spidslast.

•

For forbrug tilsluttet lavlast (0,4 kV) er der en spidslasttarif (kl. 17-20)

om vinteren, mens der kun er lavlast om sommeren.

For forbrug tilsluttet højere spændingsniveauer er der en lavlast (kl. 0-

7), højlast (kl. 20-0) og spidslast (kl. 7-20) om vinteren, mens spidsla-

sten er erstattet af højlast om sommeren.

Balmorel-modellen vil i fleksible scenarier flytte elforbrug, så den samlede om-

kostning til spotpris og betaling for distributionstarif bliver minimeret.

Aalborg Universitet el al., 2011 "Varmeplan Danmark 2010".

http://vbn.aau.dk/files/39039850/Varmeplan_Danmark_2010_Hovedrapport.pdf

Dok. 14/21506-19

123/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

10. Appendix – Antagelser om fleksibelt forbrug

I dette kapitel beskrives de antagelser, der er lavet til projektet for at repræsen-

tere fleksibiliteten i elforbruget ud fra den overordnede konfiguration af teknolo-

gier i 2025 og 2035, som er beskrevet tidligere i Appendix 9.

Fleksibilitet i energileverancen til elforbrug (fleksibelt elforbrug) benævnes ofte

med betegnelserne:

•

"Load-shift": Mulighed for at elforbruget flyttes fra en periode (den dyre)

til en anden (den billige).

•

"Peak clipping": Mulighed for at reducerer spidslast når elpriserne er hø-

je (og ofte også elforbruget).

•

"Valley-filling": Mulighed for at tilføje et nyt forbrug ved særligt lave el-

ler negative priser.

•

"Fuel shift": Mulighed for at skifte mellem forskellige forsyningsformer,

fx el til gas eller el til fjernvarme.

Kapitlet gennemgår fleksibelt elforbrug inden for områderne; elektrisk transport,

biobrændstofproduktion, elektrolyse og brintlagring, individuelle varmepumper,

store varmepumper og elpatroner i fjernvarmen, fuel shift i procesindustrien og

afbrydeligt elforbrug i industri/handel samt husholdninger.

I hvert afsnit er antagelser og modellering af det fleksible elforbrug så vidt mu-

ligt beskrevet ved hjælp af følgende underkapitler:

1. Introduktion til teknologi og aggregering

•

Introduktion til teknologier, fx gennemgang af forskellige typer af elek-

trisk transport eller forskellige teknologier til at producere biobrændstof.

•

Beskrivelse af aggregering, det vil sige, de kategorier af teknologier der

er medtaget i Balmorel. Det er væsentligt, at aggregeringsniveauet giver

en tilnærmelsesvis korrekt repræsentation af fleksibiliteten for teknolo-

gierne, fx er fleksibiliteten fra en række små, heterogene elforbrugsen-

heder med lokalt energilager forskellig fra én stor elforbrugsenhed med

ét stort energilager.

2. Aggregeret kapacitet, energilager og årligt elforbrug

•

Beskrivelse af installeret kapacitet og størrelse på energilager, det vil si-

ge, hvilke produktionskapaciteter og hvor stort energilager der er med-

taget i Balmorel i henhold til den valgte aggregering.

•

Årligt elforbrug, det vil sige, det elforbrug der er nødvendigt for at opfyl-

de energileverancen.

3. Model for elforbrug og fleksibilitet pr. time

•

Input/output og virkningsgrader, det vil sige en beskrivelse og eventuelt

illustration af den matematiske model for det fleksible forbrug. Fx input

og output til bioraffinaderi-processer med tilhørende virkningsgrader.

•

Generelle begrænsninger, det vil sige, hvilke antagelser der generelt be-

grænser elforbruget.

Dok. 14/21506-19

124/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

•

Antagelser for elforbruget når det forudsættes ikke-fleksibelt, det vil sige

antagelser for elforbruget pr. time i referencescenarier.

Antagelser for elforbruget når det forudsættes fleksibelt, det vil sige, an-

tagelser for hvordan elforbruget kan variere pr. time på grund af ud-

skudt, udskiftet eller afbrydeligt elforbrug, hvor udskydelse af elforbrug

fx kan skyldes tilladt variation i batteri-ladeniveau eller tilladt variation i

indetemperaturen i huse. Udskiftet elforbrug kan fx være brug af var-

mekedler i stedet for varmepumper eller brug af konventionel motor i

hybridelbiler, og afbrudt elforbrug er prisfølsomt forbrug, der ikke er-

stattes, hvis elprisen bliver tilstrækkelig høj.

Omkostninger til investering i fleksibelt forbrug, det vil sige, de merom-

kostninger der er til at gøre teknologien klar til fleksibelt forbrug.

•

10.1 Elbiler

Introduktion til teknologi og aggregering

Elektrificering af transport repræsenteres via henholdsvis 100 pct. batteri-elbiler

og plugin-hybrider. Fleksibiliteten af elbilsopladningen afhænger af kørselsmøn-

stret, og hvornår batteriet skal være opladet. Vehicle-to-grid (V2G) antages i

fremtiden at kunne levere elproduktion fra elbilens batteri, når det er tilsluttet

elnettet.

Metode til aggregering og modellering af elbiler er beskrevet i [Capion, K. 2009].

Der er lavet 30 elbilsgrupper med repræsentative kørselsmønstre for hver region

på baggrund af DTUs transportvaneundersøgelse

. Heraf er 10 af grupperne

antaget at være plugin-hybrid, der har mulighed for at supplere med forbræn-

dingsmotor, det vil sige, der er mulighed for 100 pct. drift med forbrændingsmo-

tor hvis elprisen er tilstrækkelig høj. Kørselsmønster for Danmark bruges i ud-

landet.

I Figur 75 er vist et eksempel på aggregering af kørselsmønstre.

http://www.modelcenter.transport.dtu.dk/Transportvaneundersoegelsen.

Dok. 14/21506-19

125/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

Aggregering af kørselsmønstre

9 11 13 15 17

Time på dagen

Repræsentativt mønster

Samlet behov for gruppe

Figur 75 Der ses et eksempel på, hvordan kørselsmønstre for én gruppe af biler

bliver aggregeret til repræsentativt mønster for gruppen.

Det ufleksible driftsmønster bliver hermed:

Figur 76. Resultat fra Balmorel for det ufleksible driftsmønster af elbiler i en uge.

Aggregeret kapacitet, energilager og årligt elforbrug

Det antages, at alle biler har 25 kWh batterikapacitet, og at elbiler kan oplade

fra elnettet med maks. 5 kW pr. elbil

Elbiler har V2G-mulighed og kan aflade til elnettet med 5 kW.

Til beregning af det årlige elforbrug til transport er det antaget, at elbilerne kø-

rer 6 km/kWh. Ved et gennemsnitskørselsbehov på 15.000 km/år bruger en elbil

hermed 2,5 MWh/år.

Med 1-faset opladning fås 3,7 kW ladeeffekt (16A sikring), men en mindre del af elbiler forventes at

have 3-faset opladning på 11 kW ladeeffekt. Derfor antages 5 kW som gennemsnit.

Dok. 14/21506-19

126/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Scenarie

2025_NonFlex

2035_NonFlex

Max ladekapacitet(MW)

Elforbrug (MWh/år)

Antal elbiler

726

343.009

145.112

3.704

1.750.929

740.741

Tabel 22 Resultater fra Balmorel for elforbrug fra elbiler i Danmark i 2025 og i

2035. Ladekapacitet er vist for 5 kW/elbil.

Yderligere elektrisk transport i 2035 i Vindscenariet medtages ikke:

•

Elektriske varebiler, elektriske motorcykler, eltog og elbusser.

Model for elforbrug og fleksibilitet pr. time

For personbiler regnes med det fremdriftsbehov på 0,37 MJmek/km og virk-

ningsgrader, der fremgår af nedenstående figur

Model for 100 pct. batteri-elbil (ingen forbrændingsmotor) og hybrid:

Opladningsvirkningsgrad: 92

Elforbrug

Elmotorvirkningsgrad: 93

Batteri

Elmotor

Mekanisk

energi

Konv. brændstof

Forbræn-

dingsmotor

Forbrændingsmotorvirkningsgrad: 25 pct.

Forbrændingsmotoren i PlugIn-Hybrid EV'er kan køre 20 km/L

•

Virkningsgrad forbrændingsmotor: 25 pct. = 0,25 MJmek/MJbenzin

•

Brændværdi benzin: 42,7 MJbenzin/kg og 0,7 kg/L => 42,7*0,7 = 30

MJbenzin/L

•

Kørsel pr. L benzin = 0,25/0,37 = 0,68 km/MJbenzin = 0,68*30 = 20

km/L

Elforbruget for 100 pct. batteridrift kan med disse virkningsgrader beregnes til

8,3 km/kWh

•

Elmotor og opladningsvirkningsgrad = 92 pct. * 93 pct. = 86 pct. = 0,86

MJel/MJmek

•

Kørsel pr. kWh = 0,86/0,37 = 2,31 km/MJel = 8,3 km/kWh

Model for V2G:

Afladningsvirkningsgrad: 92 pct.

Elforbrug

Batteri

Energistyrelsen (2013) "Alternative drivmidler i transportsektoren" og bagvedliggende rapporter,

middel for teknologidata fra 2020-2035.

Dok. 14/21506-19

127/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Det antages, at bilerne kun kan bruge forbrændingsmotorerne, når de kører,

samt at bilerne kun kan lade, når de er sluttet til nettet (defineret ved mønster).

Ved ikke-fleksibelt elforbrug antages det, at bilerne lader med maksimal effekt,

så snart de sluttes til elnettet. Der er ingen V2G, og benzinmotor bruges kun,

når batteriet ikke kan dække energibehovet til kørsel.

Ved fleksibelt elforbrug antages det, at bilernes opladning, V2G og brug af for-

brændingsmotor optimeres i forhold til elpriser og kørselsmønstre. Det er et

krav, at bilerne skal være ladet minimum SOC = 80 pct. op kl. 6 om morgenen.

Den økonomiske optimering ser bort fra moms.

Elproduktion fra elbiler med V2G modregnes i elforbruget (nettoafregning).

Der antages ikke yderligere installationsomkostning til fleksibelt elforbrug frem

for ikke-fleksibelt elforbrug for EVs på spotmarkedet.

For V2G antages det, at installation af HPFI-relæ

gennemføres i husholdninger,

hvis påkrævet.

Desuden vil V2G-elproduktion medføre reduktion af batterilevetiden, hvilket

medtages som en variabel omkostning, der beregnes til 1,07 DKK/kWh leveret

elproduktion til elnettet.

Samlet opladning i batteri-levetid = Installeret kWh pr. batteri* antal lade-

cykler pr. batterilevetid

= 25 kWh*(0,6*2.000) = 30.000 kWh

Pris for nyt batteri

= ~200 USD/kWh = 200 USD/kWh * 6,4 DKK/USD * 25

kWh = 32.000 DKK

DKK/kWh el på grund af reduceret batterilevetid = Pris for nyt batteri / Sam-

let opladning i batteri-levetid = 32.000 DKK/30.000 kWh = 1,07 DKK/kWh

10.2 Biobrændstofproduktion

Introduktion til teknologi og aggregering

I analysen arbejdes med to typer af biobrændstoffer; nemlig BioNG (bio-

naturgas) og flydende biobrændsler (fx biokerosen, biodiesel og biobenzin).

BioNG kan produceres fra biomasse, med samme egenskaber som naturgas.

Denne gas kan transporteres i det eksisterende naturgasnet og anvendes til

kraftvarme, fjernvarme eller transport. Flydende brændstoffer forventes udeluk-

kende anvendt til at dække den del af transportarbejdet, som ikke med rimelig-

hed kan forventes dækket af el, herunder jetbrændstof til luftfart.

HPFI-relæ (type B-karakteristik) kan være nødvendig på grund af inverter-teknologi til V2G (som

det er tilfældet i dag for solcelleanlæg). Et sådant relæ koster ca. 5.000 kr. inklusive installation fo-

retaget af en autoriseret elinstallatør (kilde: Peter Hansen, Dansk Energi).

Antal ladecykler antages at være 2.000 for opladning mellem 20-80 pct. SOC, hvorfor antal lade-

cykler 0-100 pct. sættes til 2.000*(80-20)/100=1200. (kilde: Allan Norsk Jensen, Dansk Energi).

Energistyrelsen (2013) "Alternative drivmidler i transportsektoren", Middelestimat gældende for år

2025.

Dok. 14/21506-19

128/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Elektrolyse beskrives i kapitel 10.3.

I analysen medtages konventionel BioNG-produktion. Biobrændstofproduktion

uden tilsætning af brint har i sig selv en lav påvirkning på elnettet, da der ikke

er behov for elektrolyse, og elforbruget til processen er lavt.

I tilfælde hvor produktion uden tilsætning af brint kan erstatte produktion med

tilsætning af brint, vil der være en stor indirekte påvirkning på elnettet, efter-

som brintproduktion fra elektrolyse hermed kan stoppes.

Typisk forventes tilsætning af brint benyttet i forbindelse med produktion af

gasformige biobrændsler som biogas fra udrådning af biologisk affald eventuelt

suppleret med energiafgrøder eller syntesegas fra termisk forgasning af træpil-

ler. Principielt kan tilsætning af brint efterfuldt af hydrogenering dog kobles med

enhver fermenteringsproces eller røggas fra biomassefyrede kraftværker og

kraftvarmeværker.

I analysen medtages bioNG-methanotor (hydrogenering) samt produktion af

flydende brændsler fra hydrogenerering af en syntesegas.

Ved konventionel opgradering af rå biogas til bioNG renses CO

fra, hvilket med-

fører et mindre tab i form af methan.

Processen til produktion af flydende biobrændsler (biokerosen og biodiesel) an-

tages at være identisk, når der benyttes samme biomasse som input (halm eller

træ). Derfor behandles produktion af flydende transportbrændstoffer som én

samlet efterspørgsel.

Det antages, at der etableres få, større bioNG-produktionsanlæg. Hermed skal

den producerede rå biogas transporteres til disse lokale anlæg, hvor elektrolyse-

processen også findes, så transport af brint undgås.

Fjernvarme

BioNG til

naturgasnet

Gylle m.m.

Rå biogas i lokalt

opsamlingsnet

Biogasanlæg

BioNG

hydrogenering

Brint

Elektrolyse

Det antages, at lagringskapaciteten i naturgasnettet i Danmark er tilstrækkelig

stor, så den ikke begrænser muligheden for at forskyde produktion og forbrug af

BioNG.

Dok. 14/21506-19

129/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Aggregeret kapacitet, energilager og årligt elforbrug

Den årlige efterspørgsel efter flydende biobrændstof samt bioNG (PJ/år) til

transport og kraftvarme i 2035 er vist i Figur 77. Desuden er tilhørende brintfor-

brug til biobrændstofproduktionen vist. I figuren er også vist de teknologier,

som kan producere biobrændstof og det dertilhørende brintforbrug.

15,5 PJ

Figur 77 Årlig produktion af biobrændstof i 2035 [Energistyrelsen 2014] i Vind-

scenariet, der anvendes til henholdsvis kraftvarme og transportsekto-

ren. Desuden er det beregnede brintforbrug til biobrændstofproduktio-

nen vist. Teknologierne til produktion af biobrændstof og brint er vist.

Model for elforbrug og fleksibilitet pr. time

Nedenstående vises input, output og virkningsgrad ved produktion af flydende

biobrændsler med tilsætning af brint (halm) og BioNG med og uden tilsætning af

brint

Flydende brændsler med tilsætning af brint (halm)

Kilde: [Force 2013]

and [Energistyrelsen 2014]

BioNG hydrogenering

Kilde: [SDU 2014].

BioNG konventionelt

Kilde: [SDU 2014].

Procesbeskrivelse: "Diesel production by BTL technology with hydrogen addition".

Procesbeskrivelse for biokerosen production med brinttilsætning.

Dok. 14/21506-19

130/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Biogas (rå): 1,02

BioNG: 1

Biogas

opgradering

El: 0,04

Samlet virkningsgrad: 94 pct.

Produktionen af biobrændstof antages ufleksibel. Dette begrundes med, at om-

kostningen til kapacitet sandsynligvis vil være høj, og at der derfor ikke bygges

overkapacitet.

Fleksibelt elforbrug medtages ikke i analysens basisscenarie. Fleksibiliteten ud-

gøres af, at elektrolyseprocessen kan stoppes i perioder, og brinten leveres fra

brintlager (jf. Figur 78).

10.3 Elektrolyse og brintlagring

Introduktion til teknologi og aggregering

Elektrolyse beskrives i denne analyse som én procesenhed. Der favoriseres ikke

nogen bestemt elektrolyseteknologi. I løbet af analysen beskrives nogle generel-

le antagelser omkring regulering og effektivitet af selve cellen, men der tages

ikke stilling til, om én teknologi er bedre egnet end en anden.

Brinten produceres decentralt ved bioraffinaderierne, jf. 10.2. Det antages der-

for ikke central lagring af brint. Elektrolyse modelleres som et anlæg og et brint-

lager.

Aggregeret kapacitet, energilager og årligt elforbrug

Brintforbruget bestemmes af efterspørgslen på biobrændstof, som er vist tidlige-

re i Figur 77.

Elektrolyseanlæggenes elkapaciteten

til produktion af brint er vist i tabellen

nedenunder for Nonflex og Flex scenariet i de centrale og decentrale områder

defineret i Balmorel i 2035.

Fjernvarme fra produktion af flydende transportbrændstof inklusive brint anvendes i centrale fjern-

varmeområder. Fjernvarme fra produktion af BioNG inklusive brint anvendes i decentrale fjernvar-

meområder.

Dok. 14/21506-19

131/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Tabel 23 Resultat fra Balmorel for installeret elkapacitet i centrale og decentrale

områder i Østdanmark og Vestdanmark i hhv. Nonflex- og Flex-

scenariet.

Model for elforbrug og fleksibilitet pr. time

Da Balmorel arbejder med nedre brændværdi, anvendes der i analysen en virk-

ningsgrad fra el til brint (termoneutral drift) svarende til brintens nedre brænd-

værdi.

Elektrolyse af vand til oxygen og hydrogen er ved temperaturer på ca. 100 °C

og derover endotherm. Dette udnyttes af nogle typer af elektrolyseteknologier til

at øge virkningsgraden. I sådanne celler er det altså nødvendigt at tilføre ter-

misk energi ved høj temperatur for at opretholde driftstemperaturen. Dette kan

blandt andet ske ved, at det resistive tab (tabet fra den elektriske modstand i

cellens komponenter) holdes lige akkurat stort nok til at kompensere herfor,

hvilket kaldes termoneutral drift. Ifølge [AAU 2013] kan der opnås en teoretisk

effektivitet for SOEC på 84,6 pct. (LHV) ved termoneutral drift. Der antages

10 pct. tab i praksis ved omkringliggende komponenter (kompressorer mm.),

hvoraf 5 pct. kan genanvendes til fjernvarme.

Ved ikke-fleksibelt elforbrug antages det, at efterspørgslen efter brint til hydro-

generering er konstant time for time i modellen, samt at brinten skal leveres fra

et elektrolyseanlæg, som derfor får konstant elforbrug pr. time

Hermed fås en årlig brintproduktion i Nonflex med 8760 timer/år på:

657 MWel * 0,75 MWbrint/MWel * 8760 = 15,5 PJ/år

Elektrokemisk biobrændselsproduktion er kendetegnet ved, at efterspørgslen vil

afhænge af produktionsomkostningerne, hvorfor anlæggets forbrug af el med

fordel skal sænkes ved høje elpriser, hvorimod elforbruget vil stige ved lave

Dok. 14/21506-19

132/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

elpriser. Det forudsættes i analysen, at elektrolysecellen kan drives fleksibelt på

grund af investering i brintlager, hvilket muliggør, at cellen kan levere

load shift,

peak clipping

i længere perioder med høje priser og

valley filling

i længere peri-

oder med lave priser.

Ramping

Elektrolysecellens evne til regulering, afhænger meget af den anvendte teknolo-

gi. De mest fleksible teknologier forventes at kunne regulere fra 0-100 pct. på

blot få sekunder. Dette forudsætter dog, at cellen holdes varm imellem driftspe-

rioder. Andre typer af elektrolyseceller kan reguleres inden for et afgrænset

effektområde.

I analysen antages det, at fleksibel drift af elektrolyse kan opnås ved at investe-

re i yderligere elektrolysekapacitet (større end i Nonflex) og et brintlager.

Figur 78 Produktion af flydende biobrændstof samt bioNG i henholdsvis den

ufleksible reference og det fleksible scenarie, hvor øget kapacitet og

brintlager kan gøre elforbruget til elektrolyse (SOEC) fleksibel.

Biogasproduktion behøver hermed ikke et biogaslager, da den hele tiden kan

raffineres med tilsætning af brint fra enten elektrolyse eller brintlagret.

Dok. 14/21506-19

133/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Investeringsomkostninger for øget elektrolysekapacitet samt brintlager:



Elektrolyse



Investeringsomkostning for yderligere kapacitet: 0,57

Meuro/MW



Drift- og vedligeholdelsesomkostningen: 14.000 euro/MW/år

Brintlager:



Elforbrug til kompression modelleres som tab svarende til

10,5 pct. af LHV for brint



Investeringsomkostning

for brintlager sættes til 2,1 eu-

ro/MJ = 7,6 euro/kWh

Ingen omkostning eller begrænsning ved ramping mellem timer

10.4 Individuelle varmepumper

Introduktion til teknologi og aggregering

Individuelle varmepumper leverer rumvarme og varmtvandsforbrug typisk til

énfamiliehuse, sommerhuse og i mindre grad rækkehuse eller etagebyggeri.

De danske huse inddeles i 10 kategorier på baggrund af isoleringsevne (alder på

huset) og varmekapaciteten. Varmepumper i huse fra 2006-2035 medtages ikke

i analysen, da elforbruget i disse huse er meget lavere (på grund af bedre isole-

ring) end i ældre huse, og derfor vil værdien af fleksibilitet være lavere pr. hus.

I hver kategori med individuelle varmepumper beregnes et varmebehov og in-

stalleret varmekapacitet, og det er kun varmepumpe og elpatron, der kan levere

opvarmningen, det vil sige, huse med individuelle biomassekedler modelleres

ikke, da de ikke har indflydelse på elsystemet.

Aggregeret kapacitet, energilager og årligt elforbrug

Varmepumper dimensioneres så varmebehovet ved -12C kan dækkes. Dette

svarer ca. til 7 kW

kapacitet for et gennemsnitlig énfamiliehus. 20 pct. af

maks. varmeeffekten leveres af elpatron. Varmtvandsforbrug antages ufleksibelt

og er sat til 15 pct. af det samlede årlige varmeforbrug, og det er antaget at

følge en fast dagsprofil.

I Tabel 24 er vist resultater for varmeproduktion og elforbrug fra individuelle

varmepumper i Nonflex 2025 og 2035 i de forskellige områder defineret i Balmo-

rel. Områderne repræsenterer kategorier af huse med radiatoropvarmning og

forskellige isolering og varmekapacitet samt en kategori for gulvvarme.

Kilde: Energistyrelsen Teknologikatalog 2014 [Energistyrelsen 2014c].

Kilde: Brintkommercialiseringsprojektet, estimat for 2035. Tab går fra 5-16 pct. afhængig af lag-

ringstrykket.

Kilde: Brintkommercialiseringsprojektet, estimat for "Gasbottles" 0,5-1 mio. Nm3.

Dok. 14/21506-19

134/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

2025_NonFlex

DKE_FLO_3

DKE_RAD_1_C100

DKE_RAD_1_C140

DKE_RAD_1_C60

DKE_RAD_2_C100

DKE_RAD_2_C140

DKE_RAD_2_C60

DKE_RAD_3_C100

DKE_RAD_3_C140

DKE_RAD_3_C60

DKW_FLO_3

DKW_RAD_1_C100

DKW_RAD_1_C140

DKW_RAD_1_C60

DKW_RAD_2_C100

DKW_RAD_2_C140

DKW_RAD_2_C60

DKW_RAD_3_C100

DKW_RAD_3_C140

DKW_RAD_3_C60

2035_NonFlex

DKE_FLO_3

DKE_RAD_1_C100

DKE_RAD_1_C140

DKE_RAD_1_C60

DKE_RAD_2_C100

DKE_RAD_2_C140

DKE_RAD_2_C60

DKE_RAD_3_C100

DKE_RAD_3_C140

DKE_RAD_3_C60

DKW_FLO_3

DKW_RAD_1_C100

DKW_RAD_1_C140

DKW_RAD_1_C60

DKW_RAD_2_C100

DKW_RAD_2_C140

DKW_RAD_2_C60

DKW_RAD_3_C100

DKW_RAD_3_C140

DKW_RAD_3_C60

Varmekapacitet (MJ/s)

COP Varmeproduktion (PJ/år)

Elforbrug (MWh/år) Antal huse Varmekapacitet (kWth/hus)

MWh varme/hus MWh el/hus

730

3,13

6,9

611.593

109.159

6,7

5,6

3,62

0,1

11.297

3.489

4,5

3,2

3,09

0,5

41.345

5.484

8,5

7,5

3,10

0,2

20.650

2.742

8,5

7,5

3,09

0,2

20.700

2.742

8,5

7,5

3,11

0,5

44.366

8.123

6,6

5,5

3,11

0,2

22.161

4.061

6,6

5,5

3,10

0,2

22.211

4.061

6,6

5,5

3,15

0,1

9.758

2.617

4,9

3,7

3,15

0,1

4.873

1.308

4,9

3,7

3,15

0,1

4.886

1.308

4,9

3,7

3,62

0,3

24.167

7.466

4,5

3,2

3,09

0,9

82.379

10.927

8,5

7,5

3,10

0,5

41.145

5.464

8,5

7,5

3,09

0,5

41.245

5.464

8,5

7,5

107

3,11

1,0

89.316

16.352

6,6

5,5

3,11

0,5

44.614

8.176

6,6

5,5

3,10

0,5

44.714

8.176

6,6

5,5

3,15

0,2

20.880

5.599

4,9

3,7

3,15

0,1

10.428

2.800

4,9

3,7

3,15

0,1

10.455

2.800

4,9

3,7

1.795

3,33

16,8

1.396.342

285.784

6,3

4,9

3,86

0,4

26.175

9.134

4,3

2,9

110

3,29

1,1

90.572

14.358

7,7

6,3

3,29

0,5

45.235

7.179

7,7

6,3

3,28

0,5

45.349

7.179

7,7

6,3

135

3,30

1,2

104.768

21.265

6,3

4,9

3,30

0,6

52.330

10.633

6,3

4,9

3,30

0,6

52.454

10.633

6,3

4,9

3,34

0,3

22.379

6.851

4,6

3,3

3,34

0,1

11.177

3.425

4,6

3,3

3,34

0,1

11.206

3.425

4,6

3,3

3,85

0,8

56.114

19.546

4,3

2,9

220

3,29

2,1

180.461

28.609

7,7

6,3

110

3,29

1,1

90.129

14.304

7,7

6,3

110

3,28

1,1

90.355

14.304

7,7

6,3

271

3,30

2,5

210.913

42.810

6,3

4,9

136

3,30

1,3

105.347

21.405

6,3

4,9

136

3,30

1,3

105.597

21.405

6,3

4,9

3,34

0,6

47.887

14.659

4,6

3,3

3,34

0,3

23.916

7.330

4,6

3,3

3,34

0,3

23.978

7.330

4,6

3,3

Tabel 24 Resultater fra Balmorel for varmeproduktion og elforbrug for individuel-

le varmepumper i forskellige kategorier af huse i 2025 og 2035. Kate-

gorier af huse er defineret ved gulvvarme (FLO) eller radiatorvarme

(RAD), isolering (1=huse indtil 1960, 2=huse fra 1961-1978, 3=huse

fra 1979-2005) og varmekapacitet (C-værdi i Wh/m2/°C).

Model for elforbrug og fleksibilitet pr. time

En termisk model af enfamiliehuse bruges til at beregne rumvarmeforbrug, af-

hængigt af udetemperatur samt den tilhørende variation i indetemperaturen,

afhængigt af varmeproduktion fra varmepumpen.

Den matematiske model for varmebalance af rumvarme og varmtvandsforbrug

er beskrevet i [Hedegaard, K. 2013] og [iPower 2014].

Grænser for fleksibelt elforbrug fra varmepumpen

De individuelle varmepumper drives til at opretholde en konstant indetempera-

tur på 21 C. Det vil sige, elforbruget er direkte afhængig af udetemperaturen.

De individuelle varmepumpers drift optimeres efter elprisen, eftersom det tilla-

des, at indetemperaturen må variere +/- 1,5 C, det vil sige fra 20-23 C.

Dok. 14/21506-19

135/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

I praksis kræves det, at varmepumpen styres fleksibelt, det vil sige, fx kan den

modtage sætpunkter eller en prisprognose. For at kunne overakkumulere varme

i huse kræves det desuden installation af digitale termostater.

Det antages, at alle varmepumper har mulighed for fleksibel drift, det vil sige,

ovenstående tiltag er blevet gennemført.

Variabel COP

Varmepumpens COP bruges til at beregne elforbrug til rumvarme time-for-time

ud fra varmebehovet bestemt via den termiske model.

COP er variabel som funktion af temperatur af varmekilden (henholdsvis ude-

temperatur eller jordtemperatur) og fremløbstemperaturen. En fyldestgørende

beskrivelse af metode og datakilder til variabel COP er tilgængelig i [iPower

2014].

Individuelle varmepumper kan modelleres enkelt med én fast COP-værdi, men

hermed vil enten det årlige elforbrug eller spidslastelforbruget ikke blive korrekt.

Effekten af at beregne elforbruget til individuelle varmepumper med en elpatron

samt variabel COP er vist i Figur 79 med hhv. 2010 og 2011 temperatur data.

Figur 79 Elforbruget for et gennemsnitligt hus beregnet henholdsvis med elpa-

tron og variabel COP (blå), med elpatron og fast COP (prikket blå) og

uden elpatron og fast COP (striplet blå).

10.5 Store varmepumper og elpatroner i fjernvarmen

Introduktion til teknologi og aggregering

Store varmepumper kan levere fjernvarmeproduktion i både centrale og decen-

trale fjernvarmenet. Der tilføjes varmepumper i centrale områder samt i udvalg-

te decentrale varmeområder i 2025 og 2035.

Aggregeret kapacitet, energilager og årligt elforbrug

Dok. 14/21506-19

136/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Samlet installeret central varmepumpekapacitet i 2025 er ca. 200 MJ/s [Energi-

net.dk 2014].

Prisområde

DK1

DK2

DK1

Total

Varmeområde

AALBORG

AARHUS

ESBJERG

KALUNDB

CTR+VEKS

ODENSE

TVIS

Varmekapacitet (MJ/s)

199

Tabel 25 Installeret varmekapacitet i centrale fjernvarmeområder i 2025.

Samlet installeret varmekapacitet og antagne fuldlasttimer for henholdsvis cen-

trale og decentrale varmepumper til fjernvarme ses i Tabel 31.

Model for elforbrug og fleksibilitet pr. time

Varmepumper til fjernvarme modelleres ved hjælp af en fast COP-værdi.

Varmepumperne producerer fjernvarme i konkurrence med de andre varmepro-

duktionsteknologier i fjernvarmeområdet.

Muligheden for fleksibel drift af varmepumpen afhænger derfor af:

•

Tilgængeligt lokalt varmelager.

•

Muligheden for skift til andre varmeproduktionsenheder i fjernvarmeom-

rådet.

•

Varmepumpens installerede varmeeffekt i forhold til spidslastvarmefor-

brug.

Varmepumpernes varmeproduktion optimeres efter elprisen i alle scenarier, det

vil sige, der er ikke forskel på fleksible og ikkefleksible scenarier.

I tabellen er vist varme og elproduktion fra store varmepumper og elpatroner

samlet for central og decentral fjernvarme i 2025 og 2035 i hhv. Nonflex og

Flex.

Tabel 26 Resultater fra Balmorel for varmeproduktion og elforbrug fra store

varmepumper og elpatroner i central og decentral fjernvarme.

Dok. 14/21506-19

137/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

10.6 Store varmepumper og elpatroner i procesindustrien

Introduktion til teknologi og aggregering

Varme- og dampproduktion til procesindustrien kan i et vist omfang leveres af

el-til-varme-teknologier, det vil sige elpatroner og varmepumper.

Desuden leveres varmebehovet i høj grad af kedler (naturgas, biomasse) samt

kraftvarmeanlæg, hvor der også produceres el sammen med varmeproduktio-

nen. Fleksibelt elforbrug kan hermed opnås via fuel shift.

I [Energistyrelsen 2014] er angivet samlet varmekapacitet af teknologier i pro-

cesindustrien i 2035 til levering af henholdsvis lavtemperatur (til 75 C), middel-

temperatur (75-200 C) og højtemperatur (over 200 C) procesvarmebehov.

På Figur 80 ses opdeling af varmebehov i procesindustrien i LT, MT og MT+HT

områder i henholdsvis Vest- og Østdanmark, samt hvilke teknologier det anta-

ges, der kan levere varmebehovet.

Figur 80 Teknologier der kan levere varmebehovet (vand og damp) i

procesindustrien til henholdsvis lav- middel- og

højtemperaturanvendelser.

Aggregeret kapacitet, energilager og årligt elforbrug

Installerede varmekapaciteter i procesindustrien er vist i nedenstående tabel. De

antagne fuldlasttimer er anvendt til fordeling af varmebehovet i områderne LT,

MT og MT+HT.

MJ/s

Område

Teknologi

Naturgaskedel

Oliekedel

Halmkedel

Varmepumpe

Dim.fuldlasttimer

4.716

5.000

8.500

4.716

Varmekapacitet

250

200

125

TJ/år

Varmeforbrug

4.244

3.600

1.530

2.122

Dok. 14/21506-19

138/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

MT+HT

Naturgaskraftvarme

Halmkedel

Træfliskraftvarme

Træfliskedel

Elkedel

Naturgaskedel

Oliekedel

Total

6.037

8.500

300

6.037

5.500

375

125

100

575

1.025

600

3.500

8.150

2.295

3.825

3.060

621

22.277

11.880

63.604

Tabel 27 Varmekapaciteter i procesindustrien og antagne fuldlasttimer således

at det samlede varmeproduktion 63 PJ/år fordeles i områderne LT, MT

og MT+HT.

I tabellen under ses resultater for Nonflex- og Flex-

scenariet i procesindustrien.

Tabel 28 Resultater fra Balmorel for varmeproduktion, elforbrug og elproduktion

i procesindustrikategorierne.

Model for elforbrug og fleksibilitet pr. time

Fleksibelt elforbrug for el-til-varme-teknologierne udgøres af muligheden for

Fuel shift, det vil sige, varmepumper (LT) og elpatroner (MT+HT) kan substitue-

re kedler og omvendt. Desuden kan kraftvarme levere fleksibel varmeproduktion

(MT). Der er ikke medtaget varmelager i procesindustrien. Dagsprofilen for var-

mebehovet til alle temperaturintervaller i procesindustrien er angivet af [Energi-

styrelsen 2014].

10.7 Yderligere fleksibelt elforbrug i industri og husholdninger

Introduktion til teknologi og aggregering

I dette afsnit vurderes muligheden for fleksibelt elforbrug fra teknologier inden-

for service, industri og husholdninger, der ikke allerede er blevet beskrevet i

tidligere kapitler.

Der er gennemført et litteraturstudie for at undersøge, hvor stor en del af det

klassiske elforbrug i husholdninger og industrien, som potentielt er fleksibelt.

Dok. 14/21506-19

139/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Det må konstateres, at en væsentlig del af selv nyere undersøgelser på området

bygger på kilder, som er 10-15 år gamle. Dette er ikke problematisk i sig selv,

men utidssvarende og ikke tilfredsstillende ud fra et fagligt synspunkt. Dog er

det lykkedes at samle både ældre og nyere litteratur til følgende vurdering af

potentialet for fleksibelt elforbrug i industrien og husholdningerne.

Referencer i litteraturstudie

[1] Birch og Krogboe,

Potentialevurdering Energibesparelser i husholdninger,

erhverv og offentlig sektor,

2004

[2] Dansk Energianalyse,

Kortlægning af erhvervslivets energiforbrug,

2000

[3] Elkraft,

Fleksibilitet i elforbruget,

2001

[4] Ea Energianalyse,

Kortlægning af potentialet for fleksibelt elforbrug i indu-

stri, handel og service,

2011

[5] Energistyrelsen,

Redegørelse om mulighederne for anvendelse af prisfleksi-

belt elforbrug i det danske elsystem,

november 2006

[6] Europa-Kommissionen,

EC C(2013) 7243: 'Incorporating demand side flexi-

bility, in particular demand response, in electricity markets',

Commission staff

working document, 5.11.2013

[7] SEAS-NVE,

Vind med nye elvaner – Slutrapport på elpristesten,

1. oktober

2013 – 30. september 2014

[8] Kwon, Pil Seok; Østergaard, Poul;

Assessment and evaluation of flexible

demand in a Danish future energy scenario,

2014, Department of Development

and Planning, Aalborg University

Vurderinger fra litteraturstudiet

Ea Energianalyse udgav i 2011 rapporten Kortlægning af potentialet for fleksibelt

elforbrug i industri, handel og service, hvor kortlægningen af potentialet for flek-

sibelt elforbrug tager afsæt i data og vurderinger fra en række ældre kilder,

deriblandt Birch og Krogboe [1], Dansk Energianalyse [2] og Elkraft [3].

Ea Energianalyse [4] konkluderer på baggrund af kilderne, at der er et fuel shift-

potentiale både fra el til brændsel og brændsel til el. Dette fuel shift-potentiale

kan specielt være interessant i situationer, hvor der opleves lave eller negative

elpriser.

Desuden konkluderer rapporten [4], at det samlede potentiale for fleksibelt el-

forbrug inden for sekundær energi i produktionserhverv samt handel og service

henholdsvis er ca. 18 pct. og 21 pct.. Desuden giver rapporten en indledende

vurdering af potentialet for fleksibelt elforbrug inden for husholdningernes eksi-

sterende elanvendelse.

Potentialet for fleksibelt elforbrug i husholdningerne opgøres til ca. 35 pct., hvil-

ket må siges at være forholdsvis stort. Udnyttelsen vil dog højst sandsynligt

være afhængig af automatisk styring af de forbrugende enheder. Derfor vurde-

res potentialet på kort sigt at være marginalt sammenlignet med industriens

fleksibilitetspotentiale [4].

Som tidligere nævnt, er Ea Energianalyses redegørelse allerede fire år gammel

og beror på endnu ældre kilder. Derfor må vurderingen ses som værende be-

Dok. 14/21506-19

140/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

hæftet med væsentlige usikkerheder, da forhold som teknologiudvikling, pro-

duktionsmetoder, strukturelle omlægninger i erhvervene og øget fokus på ener-

gibesparelser kan have en reel betydning for potentialet.

I november 2006 udgav Energistyrelsen rapporten Redegørelse om muligheder-

ne for anvendelse af prisfleksibelt elforbrug i det danske elsystem. Her vurderes

det, at det forbrug i Danmark, det potentielt er muligt at få til at agere prisflek-

sibelt, er 500-700 MW svarende til ca. 10 pct. af det samlede spidslastforbrug

[5]. Rapporten understreger, at et mere fleksibelt elforbrug påvirker elmarkedet

og medvirker til lavere forbrugerpriser blandt andet som følge af reduktion af

producenternes muligheder for udøvelse af markedsmagt. Størrelsen heraf er i

rapporten vurderet at kunne være op til 150 mio. kr./år svarende til en gennem-

snitlig prisreduktion på omkring 0,5 øre/kWh [5]. Desuden har rapporten gen-

nemført beregninger af de samfundsøkonomiske gevinster ved prisfleksibelt

elforbrug. De gennemsnitlige årlige besparelser herved er beregnet til omkring

30 mio. kr. [5].

Af nyere, europæiske studier eksisterer Europa-Kommissionens rapport [6], som

vurderer, at 10 pct. af europæisk industris samlede elforbrug er disponeret for

fleksibilitet (benævnt demand side response). Denne vurdering er også omfattet

af samme usikkerheder og forhold, som Ea Energianalyses vurdering er. I Euro-

pa-Kommissionens redegørelse er husholdningernes potentiale for fleksibilitet

ikke medregnet, som kan vise sig ikke at være uvæsentlig.

Der foregår også demonstrationsprojekter med fleksibilitet. Et af projekterne er

EcoGrid Bornholm, som er et stort, internationalt demonstrationsprojekt, hvor

2.000 bornholmske forbrugere tester nye muligheder for at styre deres elfor-

brug. Deltagerne i EcoGrid EU får løbende information om prisen, som varierer

hvert femte minut, hvilket gør det muligt at flytte elforbruget til de tidspunkter,

hvor elprisen er lavest. EcoGrid EU-demonstrationsprojektet er fortsat i gang og

har indtil videre ikke konkluderet noget endeligt om potentialet for fleksibelt

elforbrug.

Et lidt mindre demonstrationsprojekt er udført af SEAS-NVE i perioden 1. okto-

ber 2013 til 30. september 2014. Projektet afprøvede, i hvilket omfang delta-

gerne ville flytte en del af deres elforbrug væk fra kogespidsen og til andre peri-

oder af døgnet, hvis de blev givet et økonomisk incitament. Deltagerne oplevede

tre faste elpriser, som varierede over døgnet. Fra kl. 06.00 til kl. 17.00 (gul

periode) var prisen 1,5 DKK/kWh, mens den fra kl. 17.00 til kl. 20.00 (rød peri-

ode) var 8 DKK/kWh. I den resterende periode fra kl. 20.00 til 06.00 (grøn peri-

ode) var elprisen 0 DKK/kWh. Testdeltagerne bestod af husholdninger uden

elvarme, og af de oprindelige 350 udvalgte husstande gennemførte 276 forsøget

[7].

Resultaterne viste, at deltagerne flytter deres elforbrug fra både gul periode

(dag) og rød periode (spids) til grøn periode (nat). Ca. 19 pct. af forbruget i den

røde periode blev flyttet, hvilket svarer til ca. 5 pct. af totalforbruget. Den totale

flytning af elforbrug blev opgjort til ca. 10 pct.

Dok. 14/21506-19

141/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

SEAS-NVE vurderer, hvis 10 pct. af de i alt 200.000 husstande uden elvarme i

deres forsyningsområde vælger denne priskonstruktion, vil det flytte ca. 3 GWh

pr. år – svarende til 7.300 husholdningers totale elforbrug [7].

Der er naturligvis en række usikkerheder og forbehold ved en sådan type under-

søgelse. Blandt andet afspejler resultaterne kun deltagernes kortsigtede vane-

ændringer, og resultatet vil muligvis se anderledes ud på langt sigt.

I 2014 begik Poul Østergaard og Pil Seok Kwon fra Forskningsgruppen i Energi-

planlægning på Aalborg Universitet en videnskabelig artikel kaldet

Assessment

and evaluation of flexible demand in a Danish future energy scenario

[8], som

beskæftiger sig med følgende fire hovedtemaer:

•

Vurdering af det fremtidige potentiale for fleksibelt forbrug gennem en

teknisk bottom-up tilgang.

Vurdering af potentialet for fleksibelt forbrug i husholdninger, han-

del/service og industri.

Vurdering af påvirkningen på systemet fra det fleksible forbrug via

energisystem modellering.

Vurdering af det nødvendige volumen af fleksibelt forbrug før det har

nogen effekt på systemet.

Potentialet for fleksibelt forbrug og fordelene for systemet ved fleksibelt forbrug

er vurderet ud fra to forskellige fremgangsmåder. Ved den første fremgangsmå-

de, som er bottom-up tilgangen, er det fremtidige potentiale for fleksibelt elfor-

brug i husholdninger, handel/service og industri vurderet i forhold til et 2050-

energisystem-scenarie med 100 pct. vedvarende energi. Scenariet er simuleret

ved brug og modificering af analyseværktøjet EnergyPLAN for at kunne vurdere

fordelene for systemet ved det identificerede fleksible elforbrug. Den anden

fremgangsmåde tager afsæt i elsystemet, hvor kravene til systemet først er

defineret, og derefter er det analyseret, hvilket niveau af fleksibelt elforbrug

som er tilstrækkeligt til at opfylde kravene til systemet. I artiklen benyttes fire

kriterier til vurdering af, om et forbrug potentielt kan være fleksibelt, hvilket

fremgår af figuren.

Kriterier til vurdering af potentiale for fleksibelt forbrug i husholdninger og handel/service

[8]

Desuden benyttes der yderligere to kriterier i det industrielle forbrug, nemlig om

en proces er afhængig eller uafhængig. Elforbruget, som er associeret med flek-

sibelt forbrug, er det klassiske elforbrug og opgøres i denne artikel til at være en

Dok. 14/21506-19

142/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

pulje på 45 TWh – 10 TWh i husholdningerne, 12 TWh i handel/service erhver-

vene og 23 TWh i industrien.

I EnergyPLAN er tre rammer anvendt; en dag, en uge og en måned. Modelværk-

tøjet distribuerer det fleksible forbrug ligeligt ud i alle tidsrammerne og det flek-

sible forbrug kan ikke blive udsat og brugt i en anden tidsramme. I disse tre

tidsrammer er det fleksible forbrug derefter allokeret ud i specifikke timer i for-

hold til effektsituationen i systemet. Desuden er en tidsramme på 2 timer ana-

logt lagt ind i modellen [8].

Resultaterne viser, at potentialet for fleksibelt elforbrug kun er fundet i 2-timers

og 24-timers tidsrammen svarende til henholdsvis 24 pct. og 7 pct. af det sam-

lede elforbrug. Fordelene for systemet ved det vurderede volumen af fleksibelt

forbrug er dog begrænsede. Resultaterne fra anden del af analysen peger på, at

for at have en signifikant betydning for systemets ydeevne kræver det, at mere

end en fjerdedel af det klassiske elforbrug skal være fleksibelt inden for en må-

ned. Dette vil højst sandsynligt ikke ske, og værdien af fleksibelt elforbrug i

energisystemet er derfor begrænset [8].

Disse resultater beror naturligvis på adskillige antagelser og forudsætninger,

som kan variere. Desuden øges usikkerheden af, at energimodellen simulerer et

2050-energisystem-scenarie.

Opsamling

Formålet med studiet var at undersøge, hvor stor en del af det klassiske elfor-

brug i husholdninger og industrien, som potentielt er fleksibelt.

Arbejdsgruppen må konstatere, at en væsentlig del af nyere undersøgelser på

området bygger på kilder, som er 10-15 år gamle. Dog er det lykkedes at samle

både ældre og nyere litteratur til følgende vurdering af potentialet for fleksibelt

forbrug i industrien og husholdningerne.

Ældre litteratur

Ea Energianalyses rapport [4], som tager afsæt i Birch og Krogboe [1], Dansk

Energianalyse [2] og Elkraft [3]. Rapporten konkluderer, at det samlede poten-

tiale for fleksibelt elforbrug inden for sekundær energi i produktionserhverv samt

handel og service henholdsvis er ca.

18 pct.

21 pct.

I en indledende vurde-

ring opgøres potentialet for fleksibelt elforbrug i husholdningerne til ca.

35 pct.

Energistyrelsens rapport [5] vurderer, at ca. 10 pct. af det samlede spidslast

forbrug svarende til 500-700 MW er potentielt prisfleksibelt. Fleksibelt forbrug

kan medføre lavere forbrugerpriser og effekten vurderes i rapporten til at være

en gennemsnitlig prisreduktion på omkring 0,5 øre/kWh. De samfundsøkonomi-

ske gevinster ved prisfleksibelt elforbrug opgøres til gennemsnitligt 30 mio.

kr./år.

Nyere forsøg

Et mindre demonstrationsprojekt udført af SEAS-NVE viser, at ca. 19 pct. af

forbruget i den røde periode (kogespidsen) blev flyttet, hvilket svarer til ca.

5 pct. af totalforbruget. Den totale flytning af elforbrug blev opgjort til ca.

pct.

af det samlede elforbrug.

Dok. 14/21506-19

143/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Nyere litteratur

Europa-Kommissionens rapport [6] vurderer, at

10 pct.

af europæisk industris

samlede elforbrug er disponeret for fleksibilitet.

Artiklen fra Forskningsgruppen i Energiplanlægning på Aalborg Universitet [8]

konkluderer, potentialet for fleksibilitet i det klassiske elforbrug (45 TWh) er

7 pct.

(3,15 TWh) i en 24 timers tidsramme i et simuleret energisystem scena-

rie for 2050. Desuden konkluderer artiklen, at mere end en fjerdedel af det klas-

siske elforbrug skal være fleksibelt for at have en signifikant betydning for sy-

stemet. Vurderingen er, at dette højst sandsynligt ikke vil ske, og værdien af

fleksibelt elforbrug i energisystemet er derfor begrænset.

Aggregeret kapacitet, energilager og årligt elforbrug

På baggrund af litteraturstudiet må det konkluderes, at potentialet for fleksibelt

elforbrug i husholdninger og industrien er i størrelsesordenen

5-10 pct.

af det

totale klassiske elforbrug.

Da komfortgrænser for fleksibelt elforbrug er ukendte i husholdninger og indu-

stri, vælges at modellere det fleksible elforbrug som afbrydeligt elforbrug uden

energy-payback (det vil sige, elforbruget erstattes ikke på et senere tidspunkt)

og uden begrænsning på længden af afbrydelsen.

Model for elforbrug og fleksibilitet pr. time

Potentialet for afbrydelighed pr. time defineres som det konventionelle elforbrug

pr. land pr. time gange andelen af afbrydelighed indenfor hhv. industri og hus-

holdninger pr. land.

•

Afbrydeligt elforbrug Industri (land, time) =

konventionelt elforbrug (land, time) * andel elforbrug i Industri (land)

•

Afbrydeligt elforbrug ikkeindustri (land, time) =

konventionelt elforbrug (land, time) * (1-andel elforbrug i Industri

(land))

Dok. 14/21506-19

144/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Figur 81 Andel af industri af det klassiske elforbrug i lande i NWE

Desuden opdeles potentialet i afbrydelighed i industri og ikkeindustri (hushold-

ninger) i forhold til spotprisen, så en vis mængde er tilgængelig ved hhv. 1

kr./kWh og 2 kr./kWh



5 pct. afbrydelighed i industri ved spotpris = 1 kr./kWh

10 pct. afbrydelighed i industri ved spotpris = 2 kr./kWh

2,5 pct. afbrydelighed i ikkeindustri ved spotpris = 1 kr./kWh

5 pct. afbrydelighed i ikkeindustri ved spotpris = 2 kr./kWh

Det vil sige, maks. 10 pct. af industriens elforbrug er afbrydeligt ved spotpriser

på 2 kr./kWh eller over, mens maks. 5 pct. af husholdningernes elforbrug er

afbrydeligt ved spotpriser på 2 kr./kWh eller over. Hermed varierer det maksi-

malt tilgængelige afbrydelige elforbrug i landene i NWE mellem 5-10 pct. af det

klassiske elforbrug.

Med de anvendte industri-andele bliver det tilgængelige afbrydelige elforbrug på

timeniveau 6-8 pct. af profilen for det klassiske elforbrug i landene i NWE.

10.8 Fleksibilitetspotentialer der ikke medtages i analysen

I analysen er der en række potentielle kilder til yderligere fleksibelt elforbrug og

elproduktion, som ikke er medtaget, fordi de ikke er en del af energisystem-

konfigurationen, der er valgt i henholdsvis 2025 og 2035.

Kilde: Eurostat, Supply, transformation and consumption of electricity - annual data [nrg_105a].

Dok. 14/21506-19

145/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Dette drejer sig blandt andet om:

•

Investering i batterier og andre lagre (fx CAES) på grund af gevinst ved

udsving i elpriser (arbitrage).

•

Investering i batterier på grund af gevinst ved øget egetforbrug af sol-

celleproduktion.

•

Mikrokraftvarme.

•

Brintproduktion til slutanvendelse af brint (fx transport osv.).

•

Yderligere el-til-varme-kapacitet.

•

Sæsonvarmelagre

Der er yderligere mulighed for fleksibilitet fra bioraffinaderier og elektrolyse,

som ikke er undersøgt i analysen:

•

Reversibel elektrolyse (SOEC), det vil sige mulighed for at producere el

fra elektrolysecellen i perioder, hvor der ikke produceres brint til bioraf-

finaderier.

•

Bioraffinaderianlæg der kan producere biobrændstof uden brint-

tilsætning i perioder med høje elpriser. Der er hermed ikke behov for

brintlager. Dette vil medføre lavere dansk biobrændstofproduktion, fordi

der ikke anvendes brint i disse perioder. Alternativt skal der et højere

forbrug af input-biomasse til – for at lave samme biobrændstofprodukti-

on uden brint i disse perioder.

Biogas (rå) anvendes til elproduktion i gasturbiner i stedet for raffinade-

riet i perioder med høje elpriser. Dette vil medføre reduktion i dansk

biobrændstofproduktion, fordi noget af biogassen brændes. Her kræves,

at bioraffinaderiet har en gasturbine, mens et brintlager ikke er påkræ-

vet.

Generelt er fleksibelt elforbrug i udlandet alene udgjort af elbiler og afbrydeligt

elforbrug, fx er elektrolyse og brintlagring kun medtaget i Danmark.

Dok. 14/21506-19

146/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

11. Appendix – Antagelser for elproduktion

11.1 VE-kapaciteter og profiler

Behovet for fleksibilitet påvirkes af installationen af VE-kapacitet i Danmark og

omkringliggende lande.

I Tabel 29 og Tabel 30 er vist antagelser om installeret kapacitet og antal fuld-

lasttimer for landmøller, havmøller og solceller i alle områderne. Baggrunde for

antagelserne kan findes i det følgende.

Tabel 29 Installeret kapacitet af landmøller, havmøller og solceller i år 2035. Fra

Energistyrelsens Vindscenarie, Dansk Energis antagelser og Energi-

net.dk's antagelser.

Kapacitet [MW] Landvind Havvind

Sol

Danmark Vest

2.901

3.492

700

Danmark Øst

599

1.508

300

Østrig

4.731

0 5.839

Belgien

2.545

11.140 9.830

Finland

2.550

900 1.495

Frankrig

42.749

6.000 42.570

Tyskland

49.812

23.105 71.623

Irland

5.727

705

600

Holland

6.000

5.645 4.139

England

20.478

30.486 28.660

Sverige

7.155

346 1.496

Norge

4.435

1.656

Tabel 30 Antal fuldlasttimer for landmøller, havmøller og solceller for hvert om-

råde. Antagelser fra Energistyrelsens Vindscenarie og Dansk Energi.

Fuldlasttimer Landvind Havvind Sol

Danmark Vest

3077

4141 850

Danmark Øst

3077

4141 850

Østrig

2591

- 1010

Belgien

2714

4209 1021

Finland

2926

3053 1010

Frankrig

2787

3799 997

Tyskland

2551

4650 973

Irland

3227

4409 1021

Holland

2754

4318 1021

England

3217

4581 997

Sverige

2958

3933 1010

Norge

2958

4488

Inklusive investeringer fra Balmorel.

Dok. 14/21506-19

147/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Antagelserne for installeret effekt og fuldlasttimer fører til en gennemsnitlig års-

produktion som vist i Figur 82.

350

300

Elproduktion 2035 [TWh]

250

200

150

100

SolPV

Offshore

Onshore

Figur 82 Elproduktion fra onshore vind, offshore vind og sol i 2035.

Profiler

Under forudsætning af at blæst og solindstråling i 2035 vil svare til den histori-

ske, tages der udgangspunkt i historiske data for solindstråling, vindhastighed

og udetemperatur fra årene 2000 til og med 2011, som stammer fra Pan Euro-

pean Climate Database (PECD)

. De er i timeopløsning og anvendes på natio-

nalt niveau bortset fra Danmark, som er opdelt i to områder svarende til prisom-

råderne Danmark Øst og Danmark Vest. Hermed opnås en konsistent datakilde

over tid samt mellem geografiske områder.

Dataene er i enheden normeret effekt. I dette projekt antages et antal fuldlast-

timer for sol og vind i 2030, som ikke stemmer overens med PECD, og derfor

omregnes effekten til hhv. vindhastighed og solindstråling ved hjælp af en invers

parametrisk effektkurve. Derefter regnes tilbage igen via en ny effektkurve, så

det ønskede antal fuldlasttimer opnås i gennemsnit over de 12 år.

Solvarmeprofiler for henholdsvis Vest- og Østdanmark er taget fra Strandby og

Jægerspris Fjernvarme.

Onshore vindkapacitet

Prognose for installeret onshore vindkraftkapacitet i Danmark er taget ud fra

Energinet.dk's analyseforudsætninger 2014-2035. I andre lande er vindkapacite-

ten frem til 2020 fastlagt på baggrund af National Renewable Energy Action

Plans (NREAP). Nuværende og fremtidig vedvarende energikapacitet indtil 2020

Marinelli, M, Maule, P, Hahmann, AN, Gehrke, O, Nørgård, PB & Cutululis, NA

2014, 'Wind

and

Photovoltaic Large-Scale Regional Models for hourly production evaluation'

IEEE Transactions on

Sustainable Energy.,

10.1109/TSTE.2014.2347591.

Solvarmedata, Dansk Fjernvarme et al.,

www.solvarmedata.dk.

Dok. 14/21506-19

148/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

er baseret på EU-medlemslandenes indmeldte National Renewable Energy Action

Plans. Dette dækker data for solceller, onshore og offshore vind, vandkraft og

pumpekraft.

Data fra NREAPs er opdaterede med seneste politiske udmeldin-

ger. Fx Hollands og Tysklands reducerede ambitionsniveau på havvind (hen-

holdsvis 2,2 og 6,5 GW i 2020).

Scenarier for udbygning af onshore vindkraftkapaciteten i 2030 er taget fra Eu-

ropean Wind Energy Association (EWEA)

, og der er interpoleret lineært fra

2020 til 2030. I perioden 2030-2035 er der ekstrapoleret med en kapacitetstil-

vækst, der er det halve af niveauet i 2020'erne.

180

160

140

120

100

2015

Udvikling i onshore vindkraftkapacitet

2020

2025

2030

2035

De historiske onshore vindprofiler bliver til brug for beregning af fremtidige år

korrigeret til et højere antal fuldlasttimer ved hjælp af effektkurver. Dette af-

spejler den teknologiske udvikling mod højere og mere effektive vindmøller. Det

gennemsnitlige antal fuldlasttimer for vindkraft på land i hele det modellerede

område stiger fra knap 2.100 i 2017 til 2.800 i 2035. En stigning på 33 pct.

Mens kapaciteten lidt over fordobles, bliver produktionen dermed næsten tre-

doblet. Forbedringen er særlig udtalt for de tyske vindmøller, der går fra ca.

1.650 til 2.550 fuldlasttimer.

Offshore vindkapacitet

For offshore vind er der lagt et eksogent bestemt forløb pr. land ind til 2020.

Efter 2020 er offshore vindkapacitet tilføjet endogent i Balmorel-modellen, det

vil sige, der tilføjes offshore kapacitet, så længe systemomkostningen sænkes i

modellen. Kapacitetsudbygningen i offshore vind er lagt oven i kapaciteterne fra

2020.

Solceller

Europa-Kommissionen, 2010.

http://ec.europa.eu/energy/renewables/action_plan_en.htm

Data offentliggjort i rapporten "Connecting the sun", EPIA, 2011.

http://www.epia.org/fileadmin/user_upload/Publications/Connecting_the_Sun_Full_Report_convert

ed.pdf

Dok. 14/21506-19

149/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Prognose for installeret solcellekapacitet i Danmark er ud fra Energinet.dk's ana-

lyseforudsætninger 2014-2035 [Energinet.dk 2014]. I andre lande sker forven-

tet kapacitetsudbygning frem til 2020 på baggrund af de nationale planer

(NREAPs). For 2030 benyttes den kapacitet, der forventes i 2020 i EPIAs accele-

rated scenario

, et scenarie der antager, at EU dækker 8 pct. af elforbruget

med el fra solceller, hvilket vurderes som mere realistisk i 2030. Fra 2020-2035

er der lagt en konstant tilvækst ind, så målet for 2030 krydses.

180

160

140

120

100

2015

Udvikling i solcellekapacitet

2020

2025

2030

2035

Der antages ingen udvikling i solcellernes fuldlasttimer i de enkelte områder, da

denne primært afhænger af solindstrålingen. I gennemsnit har solcellerne ca.

1.000 fuldlasttimer, hvilket gør, at figuren herover også kan læses som produk-

tionen i TWh.

Der er ikke medtaget solcellekapacitet i Norge.

Vandkraft og pumpekraft

Data for nuværende vandkraft og pumpekraftkapacitet er sammensat af mange

datakilder for vandkraft og pumpekraft i Norden og Tyskland, Schweiz, Østrig,

Frankrig. De væsentligste er NREAP's, Eurelectric

samt ENTSO-E's country

packages.

Connecting the sun", European Photovoltaic Industry Association, 2011.

http://www.epia.org/fileadmin/user_upload/Publications/Connecting_the_Sun_Full_Report_convert

ed.pdf

"Power Statistic 2011", Eurelectric, 2011.

http://www.eurelectric.org/PowerStats2011/Facts.asp

Dok. 14/21506-19

150/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

11.2 Fordeling af el- og varmekapacitet i Danmark

I Balmorel-modelkørslerne for 2025 inddeles Danmark i syv centrale fjernvar-

meområder og 21 decentrale fjernvarmeområder, der er blevet defineret ud fra

geografisk placering og typen af produktionsanlæg.

I analysen regnes med, at ca. 4.000 MW termisk elproduktionskapacitet (inklu-

sive procesindustri, men fraregnet kraftværker som kun leverer regulerkraft) er

tilgængelig for spotmarkedet i 2025.

134

772

324

Biogas

Affald

166

857

Naturgas

Træflis

Træpiller

Halm

1076

667

Kul

Figur 83 Installeret termisk elproduktionskapacitet (MW) i Danmark i 2025

[Energinet.dk 2014] fordelt på primært brændsel.

Eksisterende varmelagre og spidslastkedler i områderne antages at fortsætte i

2025.

I Energistyrelsens scenarier [Energistyrelsen 2014] forudsættes der i 2035 at

være ca. 3.200 MW dansk central og decentral termisk elproduktionskapacitet

tilgængelig for spotmarkedet. I Figur 84 er elkapaciteten i 2035 i Vindscenariet

fordelt på primært brændsel.

Dok. 14/21506-19

151/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

981

1472

Biogas

Affald

Naturgas_proces

Træflis_proces

Træpiller

287

349

Figur 84 Installeret elproduktionskapacitet (MW) i Danmark i Vindscenariet 2035

[Energistyrelsen.dk 2014] inddelt efter primært brændsel. Elkapacitet i

procesindustrien.

Denne kapacitet er i analysen fordelt på to centrale fjernvarmeområder (hen-

holdsvis for Øst- og Vestdanmark) og fem decentrale fjernvarmeområder, der er

definerede ud fra typen af produktionsanlæg.

Centrale fjernvarmeområder i 2035:

Figur 85 Teknologier og årligt varmebehov i centrale varmeområder i Øst- og

Vestdanmark.

Dok. 14/21506-19

152/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Decentrale fjernvarmeområder i 2035:

Figur 86 Teknologier og årligt varmebehov i decentrale varmeområder.

I Tabel 31 er vist de samlede installerede varmekapaciteter i centrale samt de-

centrale fjernvarmeområder opdelt på elprisafhængig og ikkeelprisafhængig

(baseload) varmeproduktion. Årlige varmeforbrug er beregnet ud fra antagne

fuldlasttimer for teknologien. Alle værkers teknologiske data er fra [Energistyrel-

sen 2014c].

I de centrale fjernvarmeområder er varmeproduktionskapaciteten fordelt ud fra

andel af samlet varmebehov i området i forhold til samlet centralt varmebehov.

Træpillefyret udtagsværker er sat til 575 MJ/s i Østdanmark svarende til Aved-

øreværkets blok 2.

For decentrale fjernvarmeområder antages det, at 40 pct. af kapaciteten af den

decentrale varmepumpekapacitet er samlet i områder sammen med gaskedler

(gasCHP + HP). De resterende 60 pct. af kapaciteten er i rene varmepumpe-

områder.

Ikke-elprisafhængig kapacitet er fordelt efter andel af samlet elprisafhængig

kapacitet i området i forhold til samlet decentral elprisafhængig kapacitet.

Dok. 14/21506-19

153/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

MJ/s

Teknologier

Antagne fuld-

lasttimer pr. år

Elprisafhængig varmeproduktion

Træpillefyret udtag

Varmepumper, store

GasCHP (BioNG)

BioBoilers (halm)

Elkedler

Total elprisafhængig var-

meproduktionskapacitet

4.000

2.700 (cen.)

6.081 (dec.)

3.000

4.000

Varmekap.

(cen.)

1.269

250

MJ/s

Varmekap.

(dec.)

TJ/år (varme)

Varmeproduktion

(central)

18.274

TJ/år (varme)

Varmeproduktion

(decentral)

400

900

2.430

8.757

9.720

1.123

440

960

110

16.165

13.819

3.082

2.370

36.869

32.295

Ikkeelprisafhængig varmeproduktion

Solvarme

Industriel overskudsvarme

Affald

Geotermi

elektrolyse (SOEC)

BioNG-produktion metha-

nator (biogas)

BioNG-produktion (konven-

tionel)

Biodiesel/kerosen hydroge-

nering (halm)

Total Ikkeelprisafhængig

varmeproduktionskapacitet

Total varmeproduktionska-

pacitet

700

8.000

6.000

8.000

397

111

645

100

245

1.521

992

225

100

1.418

7.055

32.646

14.048

1.000

3.200

18.582

2.160

650

2.500

1.500

6.474

2.160

450

964

7.684

6.157

69.515

46.344

Tabel 31 Varmekapaciteter og -produktion i 2035. Varmeproduktionskapacitet

for bioraffinaderier (inklusive elektrolyse) er bestemt ud fra den samle-

de produktionskapacitet af biobrændstof, jf. kapitel 10.2.

Varmelagertanke er indsat i hvert område, og kapaciteten (MWh) er dimensione-

ret til 0,15 pct. af det samlede årlige varmebehov

. Op- og afladningseffekten

(MW) er dimensioneret svarende til 8 timers fuldlastproduktion.

Spidslastkedler (naturgas) er indsat i hvert område til at kunne dække maksi-

malt varmebehov.

Baseret på eksisterende, gennemsnitlig varmelagerkapacitet og op- og afladningskapacitet.

Dok. 14/21506-19

154/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

11.3 Tekniske data for eksisterende værker samt antagelser for de-

kommissionering i udlandet

Antagelser for tekniske og økonomiske data for eksisterende værker i udlandet

er hentet fra [Dansk Energi 2014a].

Platts database [Platts 2012] for eksisterende termiske anlæg i Nordeuropa er

anvendt for anlæggenes tekniske egenskaber og alder.

Desuden er Eurelectric,

VGB PowerTech, IEA osv. blevet benyttet som supplerende referencer.

Følgende skrotningskriterier er anvendt for værkerne i modellen.

•

Dampturbineanlæg (kul, brunkul, gas, biomasse): 45 år.

Gasturbineanlæg: 30 år.

Motoranlæg: 20 år.

Der er lagt scenarier ind for kernekraft, idet kapaciteten af denne i høj grad er

politisk styret. Det er antaget, at Tyskland og Belgien udfaser kernekraft før

2025. Sverige og Frankrig fastholder nuværende niveau, mens England, Holland

og Finland udbygger.

Kapacitetsudviklingen for den eksogent givne kapacitet i modelkørslerne ses i

figuren herunder. Kun en tredjedel af den nuværende kapacitet på kul og olie er

tilbage i 2035, mens halvdelen af kapaciteten på naturgas og brunkul er tilbage.

Kernekraft aftager let, mens vandkraft og biomasse + affald udbygges lidt. Ud-

bygningen med vindkraft og solceller er ikke vist på figuren.

Kapacitetsudvikling i hele området

450

400

350

300

250

200

150

100

2013

2017

2020

2025

2030

2035

Brunkul

Kernekraft

Kul

Vandkraft

Olie

Bio + Affald

Naturgas

Figur 87 Antagelser for udvikling af eksogent elproduktionskapacitet i NWE.

PLATTS World Electric Power Plant database, marts 2012.

http://www.platts.com/products/worldelectricpowerplantsdatabase

Dok. 14/21506-19

155/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

12. Appendix – Behov for fleksibilitet

12.1 Valg af normalår

Et "normalt" år ønskes udvalgt til videre simulering i Balmorel.

1. Året skal have en forholdsvis normal fordeling af residualforbrug sam-

menlignet med fordelingen af residualforbrug for hele perioden.

2. Dernæst skal ekstremer i residualforbrug være godt repræsenteret, sær-

ligt i den høje ende.

3. Endelig skal VE-produktionen på årsplan være gennemsnitlig.

Der fokuseres på hele modelområdet og ikke kun Danmark, da det tidligere er

konkluderet, at Danmark som et relativt lille og land tæt forbundet til nabolan-

dene er under stor indflydelse af tilstandene i nabolandene.

Nedenfor analyseres hvert år, og det bedste udvælges ud fra de tre kriterier i

prioriteret rækkefølge til videre simulering.

12.1.1 Normal fordeling af residualforbrug

For at vurdere hvor normalt et år er med hensyn til residualforbrug, plottes for-

delinger for hvert enkelt år på en baggrund af den normerede fordeling for alle

12 år. Således vurderes, hvor normalt hvert enkelt år er, samt om ekstremerne

er blevet repræsenteret. Figur 88 viser residualforbruget i år 2000 sammenlignet

med hele perioden på 12 år. Det ses, at der er en overrepræsentation af residu-

alforbrug på ca. 125-200 GW og en underrepræsentation af 0-75 GW og 225-

275 GW. År 2000 er derfor umiddelbart ikke en god repræsentation for et nor-

malt år. Fordelingerne af de andre år kan findes i Appendix 12.1.4.

Figur 88 Fordelingen af residualforbruget i hele modelområdet for år 2000 er

sammenlignet med fordelingen over alle 12 år. Figuren viser, hvor al-

mindelig residualforbruget for år 2000 er, og den giver også et indtryk

af, hvor godt ekstremerne er repræsenterede i begge sider.

Til at sammenligne fordelingen for et enkelt år med den normale fordeling for

alle år anvendes Two-Sample Kolomogorov-Smirnov testen (KS2). Den anven-

des desuden på perioder af forskellige længder for at undersøge, hvor normale

Dok. 14/21506-19

156/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

årene er i længere sammenhængende perioder. Resultatet for hver test er en D-

værdi, som er den maksimale forskel på de to akkumulerede fordelinger.

Strengt taget kan D-værdierne for de forskellige periodelængder ikke sammen-

lignes, da tidsserierne er af forskellig længde. Til dette formål bruges de dog kun

til en skønsmæssig vurdering.

Figur 89 og Figur 90 viser D-værdierne fra KS2-testen for hvert år og for for-

skellige periodelængder. Det ses, at årene 2002, 2006 og 2010 har de laveste

D-værdier både samlet, og hvis man kun ser på de korteste perioder i Figur 90.

Figur 89 Kolmogorov-Smirnov Test (Two-Sample) af fordelingerne af residual-

forbrug for hvert år sammenlignet med fordelingen for alle år. Desuden

for forskellige periodelængder. Det ses, at årene 2002, 2006 og 2010

er de mest normale.

Figur 90 Zoom på den nederste del af resultatet fra KS-testene i Figur 89. Det

ses, at årene 2002, 2006 og 2010 har de laveste D-værdier også for

kortere perioder, og derfor antages de at have den mest normale for-

deling af residualforbrug.

12.1.2 Repræsentation af ekstremer i residualforbruget

Repræsentationer af særligt høje (og lave) residualforbrug undersøges ved at

zoome ind på fordelingerne i Figur 88 og i Appendix 12.1.4.

Dok. 14/21506-19

157/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

I figurerne nedenfor er vist zooms på fordelingerne af residualforbruget for åre-

ne 2002, 2006 og 2010. Det ses, at 2002 har færrest timer med meget højt

residualforbrug, mens 2006 har både det højeste og flest timer med højt residu-

alforbrug. 2006 er derfor umiddelbart bedst egnet som basecase.

Figur 91 Zoom på fordelingerne af residualforbrug for de tre år 2002, 2006 og

2010. Det ses, at 2002 har færrest timer med meget højt residualfor-

brug, mens 2006 både har det højeste og flest timer med meget højt

residualforbrug.

12.1.3 Variationer i produktion fra vind og sol

Residualforbrug er en god indikator for behovet for fleksibilitet, men ved kun at

se på residualforbruget får man ikke anormaliteter med, hvis forbrug og produk-

Dok. 14/21506-19

158/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

tion svinger i takt. Derfor ses nu isoleret på produktionen fra vind og sol. Figur

92 viser årsproduktionen fra landvind, havvind og sol normeret i forhold til den

gennemsnitlige årsproduktion. Bemærk, at havvind varierer meget lidt, sol no-

get mere og landvind mest. Til gengæld er der størst kapacitet af havvind (5

GW) og mindst kapacitet af sol (1 GW).

Figur 92 Årlig produktion fra hhv. landvind, havvind og sol i forhold til normalen.

2006 er meget tæt på 100 pct. på både, landvind, havvind og sol.

Figur 93 viser den samlede produktion fra vind og sol i forhold til gennemsnittet.

Her er nu taget højde for forventet installeret kapacitet i de tre grupper. 2002 er

nu tættest på normalen, men 2006 er også tæt på.

Figur 93 Samlet produktion fra vind og sol i forhold til gennemsnittet. Her er nu

taget højde for forventet installeret kapacitet for havvind, landvind og

sol. 2002 er tættest på en normal årlig VE-produktion, men 2006 er

også tæt på.

År 2006 vælges som basecase til videre simulering, da det har en meget normal

fordeling af residualforbrug, bedst repræsentation af meget højt residualforbrug

og meget normal VE-produktion fra både landvind, havvind og sol.

Dok. 14/21506-19

159/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

12.1.4 Fordeling af residualforbrug

Dok. 14/21506-19

160/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dok. 14/21506-19

161/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

Dok. 14/21506-19

162/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

13.Appendix – Resultater fra Balmorel

13.1.1 Oversigt over investeringer og systemgevinst i alle scenarier

Investeringer i scenarierne ses i tabellen nedenfor.

Tabel 32 Investeringer i alle scenarier i elproduktionskapacitet i NWE samt elek-

trolyse og brintlager i Danmark. Desuden er vist systemgevinst ved

fleksibelt elforbrug i DK og NWE.

Dok. 14/21506-19

163/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

13.1.2 Indflydelse af transmissionskapacitet og -tilgængelighed

Afsnittet beskriver resultater af følsomhedsscenarierne (se definition i Tabel 2)

hhv. uden DK-UK 1.400 MW forbindelse samt med lavere transmissionstilgæn-

gelighed (2014-transmissionstilgængelighed).

Påvirkning på gevinsten ved fleksibelt elforbrug

I Figur 93 er vist systemgevinsten i Danmark (øverst) og NWE (nederst) i føl-

somhedsscenarier. Dette er sammenholdt med Flex, hvor DK-UK er medtaget,

og transmissionstilgængeligheden er 95 pct. på alle linjer (Se Appendix 9.4).

Figur 94 Systemgevinst i 2035 i Danmark (øverst) og NWE (nederst) på grund

af øget fleksibelt elforbrug i NWE for tre scenarier. Bemærk, at gevin-

sten for hvert af scenarierne er beregnet i forhold til tre forskellige

ufleksible scenarier

Systemgevinst Flex (uden DK-UK) = Systemomkostning Nonflex (uden DK-UK) – Systemomkost-

ning Flex (uden DK-UK). Systemgevinst Flex=Systemomkostning Nonflex - Systemomkostning Flex.

Systemgevinst Flex (med 2014 transm.tilg.) = Systemomkostning Nonflex (med 2014 transm.tilg.)

– Systemomkostning Flex (med 2014 transm.tilg.).

Dok. 14/21506-19

164/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

På Figur 94 (øverst) fremgår det, hvis forbindelsen DK-UK 1.400 MW ikke med-

tages, vil det øge systemgevinsten i Danmark på grund af øget fleksibelt elfor-

brug med ca. 9 mio. EUR/år i forhold til Flex-scenariet (123-114 mEUR/år). Æn-

dring af tilgængeligheden af transmissionstilgængeligheden har lav indflydelse

på systemgevinsten i Danmark ved øget fleksibelt elforbrug.

På Figur 94 (nederst) ses det, på NWE-niveau vil den samlede systemgevinst på

grund af øget fleksibelt elforbrug blive øget med ca. 86 mio. EUR/år, hvis

transmissionstilgængeligheden sænkes til 2014-niveau. Der ses desuden en lav

indflydelse af DK-UK-forbindelsen på systemgevinsten i NWE på grund af fleksi-

belt elforbrug.

Påvirkning på de samlede systemomkostninger

På Figur 93 er vist, hvordan de tilsvarende ændringer, det vil sige uden DK-UK-

forbindelse samt med 2014 transmissionstilgængelighed, påvirker de samlede

systemomkostninger i NWE. Ændringen er beregnet i forhold til scenariet 2035

Nonflex.

Indflydelsen af sænket transmissionstilgængelighed på systemomkostningen i

NWE er betydelig, i det den stiger med ca. 650 mio. EUR/år, hvis tilgængelighe-

den sænkes til 2014-niveau.

Tilsvarende giver fjernelse af DK-UK-forbindelse øget systemomkostninger i

NWE på ca. 250 mio. EUR/år.

Figur 95 Øget systemomkostning i NWE som følge af DK-UK-forbindelse ikke

medtaget, samt transmissionstilgængelighed fastholdes på 2014-

niveau. Resultaterne er sammenligning med scenariet 2035 Nonflex,

det vil sige, alle scenarierne er uden fleksibilitet.

Dok. 14/21506-19

165/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

14. Appendix – Sammenligning med 2010-analyse

Sammenligning mellem elementer samt udvalgte resultater i denne analyse og

2010-analysen (Smart Grid i Danmark).

Element

Netforstærkning be-

sparelse

(Flex – Nonflex)

Systemstabilitet:

synkronkomp.+static

var

Software hos TSO og

DSO

Måleudstyr i distributi-

onsnettet

Opgradering elektroni-

ske elmålere

2010-analyse:

-4,1 – (-5,7)=+1,6 mia. DKK

=16 mEUR/år

-1,7 – (-2) = +0,3 mia. DKK

=3 mEUR/år

-0,3 mia. DKK =-3 mEUR/år

-1,7 mia. DKK =-17 mEUR/år

2015-analyse

(2025-værdi)

2 mio. EUR/år via be-

sparelse i tidsvariende

nettariffer i Balmorel

Sunk costs

Ikke medtaget

Ikke medtaget hverken

udgift eller indtægter

Sunk costs med hen-

syn til timeaflæsning.

Ift. spotmarkedet ikke

yderligere omkostning

Ikke medtaget

Ikke medtaget driftbe-

sparelse i reguler-

kraftmarkedet.

2015-analyse

(2035-værdi)

-2,5–(3,2)=+0,7

mia. DKK

= 7 mEUR/år

Sunk costs

Ikke medtaget

Ikke medtaget hver-

ken udgift eller ind-

tægter

Sunk costs med hen-

syn til timeaflæsning.

Ift. spotmarkedet

ikke yderligere om-

kostning

Ikke medtaget

Reduceret spidslast-

investering 4 mio.

EUR/år. Ikke medta-

get driftbesparelse i

regulerkraftmarked

102 mEUR/år =

+0,76 mia. DKK

Ikke medtaget

-0,4 mia. DKK =-4 mEUR/år

Intelligens hos slut-

brugeren

Systemgevinst

Regulerkraft

-1,6 mia. DKK = -16 mEUR/år

+2,4 mia. DKK (værdi 2010-∞)

+0,6 mia. DKK (værdi 2010-25)

+0,2 mia. DKK (2025-værdi)=

27 mEUR/år

+4,4 mia. DKK (værdi 2010-∞)

+0,4 mia. DKK (2025-værdi)=

54 mEUR/år

+1,4 mia. DKK (værdi 2010-∞)

+0,12 mia. DKK (2025-værdi)=

16 mEUR/år

+76 mEUR/år

(2025-værdi)

+6,1 mia. DKK

(værdi 2010-

∞)

Antal: 600.000 i 2025

Antal: 300.000 i 2025

Ca. 50 pct.

Systemgevinst day-

ahead eksl. sparet

nettarif

Energibesparelse på

grund af automatise-

ring

Nettoværdi

-22 mEUR/år =

-0,16 mia. DKK/år

Ikke medtaget

-20 mEUR/år

+113 mEUR/år

Elbiler og plugin

Individuelle varme-

pumper

Vind og sol produktio-

nens andel af konv.

elforbruget

Konventionelt elfor-

brug

Store varmepumper

Elektrolyse

I alt elforbrug

Vind

Sol

I alt vind og solpro-

duktion

Antal: 145.000

0,3 TWh

Antal: 110.000

0,6 TWh

Ca. 67 pct.

Antal: 740.000

1,8 TWh

Antal: 285.000

1,4 TWh

Ca. 100 pct.

39 TWh

0,7 TWh, 700 MW

40,6 TWh

12 TWh (3,9 GW on)

13 TWh (3,1 GW off)

1 TWh

26 TWh

33 TWh

0,5 TWh, 700 MW

5,8 TWh

42,4 TWh

11 TWh (3,5 GW on)

21 TWh (5 GW off)

1 TWh

33 TWh

Dok. 14/21506-19

166/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Tabel 33 Elementer og udvalgte økonomiske resultater i denne analyse samt

2010-analyse [Energinet.dk, Dansk Energi 2010b].

15. Referencer

[AAU 2013]

Aalborg Universitet, 2013, “TECHNOLOGY DATA FOR HIGH TEMPERATURE SOLID

OXIDE ELECTROLYSER CELLS, ALKALI AND PEM ELECTROLYSERS", rapport

[Capion, K. 2009]

Capion. K, 2009, "Optimized charging of electric drive vehicles in a market envi-

ronment", rapport

http://pierrepinson.com/docs/Thesis_capion.pdf

[Energinet.dk, Dansk Energi 2010]

Energinet.dk og Dansk Energi, 2010, "Smart Grid i Danmark"

[Energinet.dk, Dansk Energi 2010b]

Energinet.dk og Dansk Energi, 2010, "Smart Grid i Danmark", Bilagsrapport

[Energinet 2014]

Energinet.dk, 2014, "Energinet.dk Analyseforudsætninger 2014-2035", rapport

[Energinet.dk 2015]

Energinet.dk, 2014, "Energinet.dk's strategi for systemydelser 2015-2017", rap-

port

http://energinet.dk/SiteCollectionDocuments/Danske

pct.20dokumenter/El/Energinet.dk's pct.20strategi pct.20for

pct.20systemydelser pct.202015-2017.pdf

[Energistyrelsen 2014]

Energistyrelsen, 2014, "Energiscenarier frem mod 2020, 2035 og 2050", rapport

[Energistyrelsen 2014b]

Energistyrelsen, 27. august 2014, "Fremskrivning af nettoenergiforbruget – me-

toder, forudsætninger og resultater", notat

[Energistyrelsen 2014c]

Energistyrelsen, 2014, “Technology data for Technology Data for Energy Plants",

report,

http://www.ens.dk/info/tal-kort/fremskrivninger-analyser-

modeller/teknologikataloger

[Energistyrelsen 2014d]

Energistyrelsen 2014, "Energistatistik 2013"

http://www.ens.dk/info/tal-kort/statistik-nogletal/arlig-energistatistik

[Energistyrelsen 2014e]

Energistyrelsen, 2014, "Samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger",

http://www.ens.dk/info/tal-kort/fremskrivninger-analyser-

modeller/samfundsokonomiske-beregnings-forudsaetninger

Dok. 14/21506-19

167/168

EFK, Alm.del - 2015-16 - Bilag 77: Rapporten "Smart Energy" fra Dansk Energi og Energinet.dk om de samfundsøkonomiske fordele ved øget fleksibilitet i elforbruget

Dansk Energi

Energinet.dk

[EU Energy Trends 2013]

EU, 2013, “EU Energy Trends to 2050" (update 2013)

http://www.e3mlab.ntua.gr/e3mlab/reports/trends_to_2050_update_2013.pdf

[Dansk Energi 2014a]

Dansk Energi, 2014, "Elprisscenarier 2017-2035"

[Dansk Energi 2014b]

Dansk Energi, 2014, "Elforsyningens tariffer & elpriser"

[Force 2013]

Force Technology for Energistyrelsen, Juni 2013, "Technology data for advanced

bioenergy fuels", rapport

[Hedegaard 2013]

Hedegaard, K., 2013, “Wind

power integration with heat pumps, heat storages,

and electric vehicles – Energy systems analysis and modelling",

PhD rapport,

Technical University of Denmark, Department of Management Engineering

[iPower 2014]

Stryg, M. et al, 2014, “BUSINESS CASE FOR FLEXIBLE RESIDENTIAL HEAT

PUMPS", rapport, iPower projektet

[Marinelli et al 2014]

Mattia Marinelli, Member, IEEE, Petr Maule, Andrea N. Hahmann, Oliver Gehrke,

Member, IEEE, Per B. Nørgård, Member, IEEE, and Nicolaos A. Cutululis, Mem-

ber, 2014, “Wind and Photovoltaic Large-Scale Regional Models for Hourly Pro-

duction Evaluation", IEEE, IEEE TRANSACTIONS ON SUSTAINABLE ENERGY

[MM2.0]

Energinet.dk, Markedsmodel 2.0

http://energinet.dk/DA/El/Engrosmarked/Ny%20markedsmodel/Sider/default.as

[Platts 2012]

PLATTS World Electric Power Plant database, marts 2012

http://www.platts.com/products/worldelectricpowerplantsdatabase

[SDU 2014]

Syddansk Universitet, Wenzel, H. et al., COWI, 2014, "Life Cycle Assessment of

bioenergy pathways for the future Danish energy system", forligsanalyser til

Energistyrelsen,

http://www.ens.dk/sites/ens.dk/files/undergrund-forsyning/el-naturgas-

varmeforsning /Energianalyser/nyeste/carbon_footprint_of_bioeneergy

_pathways_for_the_future_danish_energy_system_-_final_280314_l.pdf

Dok. 14/21506-19

168/168