KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2019-20
KEF Alm.del Bilag 56
Offentligt

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

2/108

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

3/108

Resumé

I juni 2018 blev

Lov om elforsyning

ændret således, at klima-, energi- og forsyningsministeren har ansvaret for elforsy-

ningssikkerheden og fastsætter niveauet herfor. Energinet skal, ifølge

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed

årligt udarbejde en redegørelse for elforsyningssikkerheden med en anbefaling om, hvorvidt niveauet for elforsynings-

sikkerhed bør ændres. Redegørelsen og anbefalingen indgår som grundlag for klima-, energi- og forsyningsministerens

fastsættelse af niveauet for elforsyningssikkerhed. Energinet giver i nærværende

Redegørelse for elforsyningssikkerhed

2019

en anbefaling af et niveau for fremtidens elforsyningssikkerhed. Herudover skal Energinet beskrive den forventede

udvikling i elforsyningssikkerheden. Dette er gjort i dialog med netvirksomhederne, som står for forsyningen på de la-

vere spændingsniveauer (under 100 kV).

Energinet vægter i sin anbefaling elforsyningssikkerheden højt. Energinet ser det som sit primære mål at sikre den bed-

ste hensyntagen i energiens trilemma; opretholdelse af høj elforsyningssikkerhed, hensyntagen til samfundsøkonomi

samt sikring af den grønne omstilling ved indpasning af vedvarende energi.

Energinet og netvirksomhederne arbejder på at opretholde et højt niveau af elforsyningssikkerhed til gavn for elforbru-

gerne og samfundet. En samfundsøkonomisk prioritering tilsiger dog, at omkostninger til at opretholde et bestemt ni-

veau af elforsyningssikkerhed skal svare til elforbrugernes betalingsvillighed for elforsyningssikkerhed. Netvirksomhe-

derne ønsker på sigt primært at fastlægge niveauet for elforsyningssikkerhed i eldistributionsnettene ud fra en sam-

fundsøkonomisk tilgang frem for en traditionel ren elforsyningsmæssig tilgang, hvor elforsyningssikkerheden prioriteres

højest. Endelig vægter Energinet med sin anbefaling i denne redegørelse det højt, at Danmark kan fastholde en konkur-

rencemæssig fordel i at ligge i den europæiske top, når det gælder elforsyningssikkerhed.

Energinet anbefaler et planlægningsmål for det samlede niveau for

elforsyningssikkerhed på 35 minutter uden el (afbrudsminutter) i

2030, svarende til at de danske elforbrugere i gennemsnit kan for-

vente at have strøm i stikkontakten i 99,993 pct. af tiden. Til sam-

menligning havde de danske elforbrugere i 2018 strøm i stikkon-

takten gennemsnitligt 99,996 pct. af tiden, hvilket svarer til, at de

danske elforbrugere i gennemsnit oplevede knap 22 afbrudsminut-

ter. Eltransmissionsnettet var ansvarlig for ca. 0,2 afbrudsminutter

og eldistributionsnettene var ansvarlige for de resterende ca. 21,7

afbrudsminutter. Manglende effekttilstrækkelighed gav i 2018 ikke

anledning til afbrudsminutter.

Planlægningsmål i 2030

Planlægningsmål

(minutters afbrud)

Meromkostning

(mio. DKK/år)

Benchmarking

(Europa, 2016)

100 - 300

Top 5

Elforsyningssikkerheden i 2018 lå på niveau med de foregående 10 år (20 afbrudsminutter også svarende til 99,996

pct.), hvilket har gjort de danske elforbrugeres sikkerhed for elforsyning til en af de højeste i Europa. Med anbefalingen

af en stigning til 35 afbrudsminutter som planlægningsmål for 2030 forventes elforsyningssikkerheden i Danmark fort-

sat at være blandt Europas bedste.

Den høje elforsyningssikkerhed i de foregående 10 år er opretholdt, samtidig med at andelen af fluktuerende vind- og

solproduktion er steget. I 2018 var vind- og solandelen af det samlede elforbrug nået op på knap 44 pct. Årsagerne til

den høje danske elforsyningssikkerhed er, at elnettet endnu ikke er så gammelt, hvorfor ælderelaterede fejl fortsat er

på et relativt lavt niveau i 2018. Desuden er mange luftledninger i eldistributionsnettene blevet udskiftet med kabler og

lagt i jorden, så elnettet ikke påvirkes af fx storme.

Bekendtgørelse om ændring af bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v., BEK nr. 1217 af 15/10/2018.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

4/108

Når Energinet anbefaler et planlægningsmål med flere afbrudsminutter end i de foregående 10 år, skyldes det primært

samfundsøkonomiske hensyn samt ligeledes netvirksomhedernes vurdering af, at antallet af afbrudsminutter alene for-

årsaget af eldistributionsnettene vil stige til ca. 28 minutter i 2030. Netvirksomhedernes vurdering er baseret på deres

aktuelle reinvesteringsplaner. Hertil kommer Energinets planlægningsmål på 7 afbrudsminutter. Disse er forårsaget pri-

mært af 5 afbrudsminutter grundet manglende effekttilstrækkelighed, hvilket er samme målsætning som Energinets

hidtidige og således ikke en ændring og i mindre omfang forhold vedrørende eltransmissionsnettet. Forhold på eltrans-

missionsnettet fordeler sig på 1 afbrudsminut knyttet til robusthed, som svarer til en fastholdelse af det nuværende

risikoniveau, og 1 afbrudsminut forårsaget af nettilstrækkelighed knyttet til en større case-by-case risikovillighed ved

gennemførelse af planlagte reinvesteringer.

Nettilstrækkeligheden udfordres i disse år af en øget fejlsandsynlighed som følge af et aldrende elnet. Energinet har

igangsat tiltag til at mindske fejlsandsynligheden i eltransmissionsnettet, men risikoen kan ikke helt elimineres. Derud-

over udfordrer omstillingen fra regulerbar elproduktion til fluktuerende elproduktion fra sol og vind effekttilstrækkelig-

heden. For at kunne håndtere de afledte udfordringer og usikkerheder af denne udvikling er netvirksomhederne og

Energinet allerede i færd med at foretage nødvendige reinvesteringer og implementere automation i driften af elsyste-

met for at kunne reagere hurtigt på pludselige ændringer. Derudover er Energinet ved at implementere en række mar-

kedsreformer, der blandt andet skal sikre større fleksibilitet i elsystemet.

Energinet har valgt at gennemføre et større reinvesteringsprogram af komponenterne i eltransmissionsnettet for at

imødegå den stigende fejlrate, som ellers ville følge af et aldrende eltransmissionsnet. En stigende fejlrate ville kunne

påvirke nettilstrækkeligheden negativt og dermed medføre forøgede afbrudsminutter for elforbrugerne. Energinet for-

venter, at det efter gennemførelse af reinvesteringsprogrammet ikke vil være samfundsøkonomisk rentabelt at arbejde

for endnu færre afbrudsminutter i eltransmissionsnettet. Netvirksomhederne forventer et fald i elforsyningssikkerhe-

den i eldistributionsnettet frem mod 2030 med de nuværende investeringsplaner, der formentlig kan rummes indenfor

deres gældende økonomisk regulering. Det er dog forbundet med en betydelig usikkerhed.

Derudover forudser Energinet en mulig meromkostning for elforbrugerne, hvis der viser sig behov for at igangsætte

yderligere tiltag til at sikre effekttilstrækkeligheden fx i form af en midlertidig strategisk reserve.

Energinet anbefaler primært at imødegå udfordringen med effekttilstrækkelighed med allerede igangværende mar-

kedsreformer. Der er i de seneste år indført en række markedsreformer i Europa, som først nu er ved at få deres virk-

ning. Den endelige effekt af disse markedsreformer kendes ikke endnu, og i særdeleshed er effekttilstrækkeligheden

vanskelig at forudsige i pressede situationer. Til trods for usikkerheden vurderer Energinet alligevel, at der kan blive be-

hov for mulighed for afbrydelighed eller øget elproduktionskapacitet, fx i form af en midlertidig strategisk reserve. Ener-

ginet vurderer også, at hvis markedsreformer ikke har tilstrækkelig virkning på effekttilstrækkeligheden eller effektsitua-

tionen yderligere forværres, er den samfundsøkonomisk billigste løsning at etablere en midlertidig strategisk reserve i

Østdanmark efter 2025.

Energinet arbejder derfor på at forberede en mulig beslutning om en midlertidig strategisk reserve i Østdanmark med

henblik på at udspænde et "sikkerhedsnet" under effekttilstrækkeligheden. Konkret vil Energinet i samarbejde med

Energistyrelsen fortsætte arbejdet med at udvikle scenarier og følsomheder for effekttilstrækkeligheden som grundlag

for en vurdering af behovet for en midlertidig strategisk reserve. De første resultater af dette arbejde vil foreligge i

2020, hvorefter de forventes at indgå i grundlaget for kommende udgivelser af Redegørelse for Elforsyningssikkerhed.

En eventuel strategisk reserve kræver en forudgående godkendelse hos såvel Energistyrelsen som Europa-Kommissio-

nen.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

5/108

Indhold

Resumé .................................................................................................. 3

Forord .................................................................................................... 7

1. Energinets anbefaling af niveau for elforsyningssikkerhed ............ 9

1.1

1.2

1.3

Planlægningsmål ................................................................................................. 14

Metode ............................................................................................................... 15

Valg af niveau...................................................................................................... 16

2. Hvad er elforsyningssikkerhed? .................................................... 19

2.1

Hvad er vigtigst for at opretholde en høj elforsyningssikkerhed? ...................... 20

3. Status på elforsyningssikkerhed.................................................... 21

3.1

3.2

Elforsyningssikkerheden i 2018 .......................................................................... 22

Energinets omkostninger til sikring af elforsyningssikkerhed ............................ 24

4. Forventet udvikling af elforsyningssikkerheden ........................... 26

4.1

4.2

Analyseforudsætninger til Energinet .................................................................. 26

Udvikling i elsystemet ......................................................................................... 28

4.2.1 Udvikling i eltransmissionsnettet ........................................................... 29

4.2.2 Udvikling i eldistributionsnettene .......................................................... 34

5. Tiltag til at understøtte elforsyningssikkerheden ......................... 37

5.1

Igangsatte tiltag i eltransmissionsnettet ............................................................ 37

5.1.1 Markedsreformer ................................................................................... 38

5.1.2 Anlæg og systemdrift.............................................................................. 40

5.1.3 Omkostninger til eltransmissionsnettet ................................................. 42

Mulige tiltag i eldistributionsnettene ................................................................. 44

5.2.1 Økonomiske konsekvenser for eldistributionsnettene .......................... 45

Implementering af en midlertidig strategisk reserve ......................................... 46

Tiltag til ændring af niveauet af elforsyningssikkerhed i eltransmissionsnettet 47

5.4.1 Mulige besparelser i eltransmissionsnettet ........................................... 48

5.4.2 Mulige tiltag til at sikre et højere niveau af elforsyningssikkerhed ........ 49

Anvendelse af VoLL til vurdering af tiltag ........................................................... 50

5.2

5.3

5.4

5.5

Appendikser......................................................................................... 52

1. Appendiks A Elforsyningssikkerheden 2018 ................................. 52

1.1

1.2

Afbrudsstatistik for Danmark .............................................................................. 52

1.1.1 Afbrud i eltransmissionsnettet ............................................................... 54

Hændelser i eltransmissionsnettet ..................................................................... 57

1.2.1 Væsentlige hændelser i eltransmissionsnettet ...................................... 58

1.2.2 Beredskabshændelser ............................................................................ 60

Rådigheder .......................................................................................................... 60

Omkostninger til systemydelser ......................................................................... 61

1.4.1 Beordringer i 2018 .................................................................................. 62

1.3

1.4

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

6/108

1.4.2

Håndtering af revisionsansøgninger og afvikling af værker ................... 63

2. Appendiks B Effekttilstrækkelighed .............................................. 64

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

Baggrund for effekttilstrækkelighedsvurderinger .............................................. 64

2.1.1 Forbrugsfleksibilitet ................................................................................ 68

Forudsætninger for prognose for effekttilstrækkelighed ................................... 69

2.2.1 Udviklingen i Danmarks nabolande ........................................................ 69

Prognose for effekttilstrækkelighed ................................................................... 70

Alternativ prognose for effekttilstrækkelighed .................................................. 73

Følsomheder på effekttilstrækkelighed .............................................................. 77

3. Appendiks C Nettilstrækkelighed .................................................. 84

3.1

3.2

3.3

3.4

3.5

3.6

Netdimensioneringskriterier ............................................................................... 85

Grundlæggende opbygningsprincip for elnettet ................................................ 85

Reinvesteringer ................................................................................................... 86

København .......................................................................................................... 89

Lokale udfordringer på baggrund af stigende VE-produktion ............................ 91

Samarbejde med eldistributionsselskaberne ..................................................... 91

4. Appendiks D Robusthed ................................................................ 93

4.1

4.2

Risikovurdering af robustheden.......................................................................... 93

Behov for energi og andre ydelser i fremtiden ................................................... 95

4.2.1 Blackstart ................................................................................................ 95

4.2.2 Behov for systemydelser til sikring af systembærende egenskaber ...... 96

Markedsgørelse .................................................................................................. 97

Styring og automation ........................................................................................ 98

Netstudier på Fyn ............................................................................................... 98

4.3

4.4

4.5

5. Appendiks E IT-sikkerhed ............................................................100

5.1

5.2

Trusselsvurdering .............................................................................................. 100

Internationalt samarbejde ................................................................................ 101

6. Appendiks F Kapitler og paragraffer ...........................................103

7. Appendiks G Ordforklaring ..........................................................104

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

7/108

Forord

Energinet har siden 2015 udgivet en årlig redegørelse for elforsyningssikkerhed

Redegørelse for elforsyningssikkerhed

udspringer af Energistyrelsens rapport fra 2015

Elforsyningssikkerhed i Danmark.

Rapporten blev udarbejdet med sekto-

rens aktører og kom med anbefalinger til Energinet om arbejdet med elforsyningssikkerhed og kommunikationen heraf.

Med

Redegørelse for elforsyningssikkerhed

efterlever Energinet anbefalingerne.

I 2018 blev

Lov om elforsyning

revideret.

Lov om elforsyning

er Energinets hjemmel til at opretholde elforsyningssikker-

heden. Lovændringen indebærer, at Energinet årligt skal udgive en redegørelse for elforsyningssikkerhed blandt andet

indeholdende en anbefaling af, om niveauet for elforsyningssikkerhed bør ændres.

Lovkravene vil fremadrettet blive opfyldt i

Redegørelse for elforsyningssikkerhed.

Derfor indeholder dette års

Redegø-

relse for elforsyningssikkerhed,

som den første, Energinets anbefaling til klima-, energi- og forsyningsministeren om ni-

veauet for elforsyningssikkerhed. Energinet forventer i de kommende år at udvikle sine metoder til fastsættelse af an-

befalingen for i samarbejde med netvirksomhederne at kunne kvalificere det grundlag, redegørelsen hviler på.

Fremadrettede redegørelser forventes således, at inkludere en mere koordineret fremskrivning af forsyningssikkerhe-

den på både eldistributions- og eltransmissionsniveau og en vurdering af mulige initiativer til at ændre elforsyningssik-

kerheden på begge niveauer. Dette gælder i høj grad, hvilken påvirkning tiltag foretaget af netvirksomhederne eller

Energinet har på antallet af afbrudsminutter samt de tilhørende økonomiske konsekvenser.

Klima-, energi- og forsyningsministeren fastlægger på baggrund af den årlige

Redegørelse for elforsyningssikkerhed

det

ønskede niveau for elforsyningssikkerhed og meddeler dette til Energinet senest den følgende januar.

”Niveauet

er et

planlægningsmål og udmeldes som et antal afbrudsminutter.”

Det anbefalede niveau for elforsyningssikkerhed omfat-

ter således både eltransmissionsnettet og eldistributionsnettene. Indtil ministeren fastsætter et nyt niveau, vil det ni-

veau, som Energinet hidtil har fastsat, og som ministeren har taget til efterretning, være gældende.

”Energinet

har an-

svaret for at opretholde det fastsatte niveau for elforsyningssikkerhed og overvåge udviklingen heraf.”

Energinet fortol-

ker, at Energinet i forhold til opretholdelsen af elforsyningssikkerheden alene har operationel mulighed for at opret-

holde det fastsatte niveau for den del, der hidrører eltransmissionsnettet, og derudover rapporterer for den historiske

udvikling i hele elnettet.

Energinets

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

adskiller sig fra tidligere års redegørelse, da denne nu skal op-

fylde kravene i

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed. Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

bygger også

videre på tidligere udgivelser af

Redegørelse for elforsyningssikkerhed

og aftalt indhold fra

Elforsyningssikkerhed i Dan-

mark.

Rapportens analyser og tiltag fokuserer primært på eltransmissionsnettet, da dette er hovedfokus i

Bekendtgørelse om

systemansvarlig virksomhed

og Energinets mandat samt ansvarsområde. Dette indebærer, at redegørelsen har fokus på

en mindre del af de elforsyningssvigt, som elforbrugerne oplever. Energinet har været i tæt dialog med Dansk Energi og

heraf udvalgte netvirksomheder omkring den forventede udvikling i afbrudsminutter samt tiltag til at forbedre eller for-

ringe niveauet i eldistributionsnettene. Netvirksomhederne har meddelt Energinet, at de ikke har haft mulighed for at

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2015, Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2016, Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2017, Redegørelse for elforsyningssik-

kerhed 2018.

Bekendtgørelse af lov om elforsyning, LBK nr. 52 af 17/01/2019.

Bekendtgørelse om ændring af bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v., BEK nr. 1217 af 15/10/2018.

Bekendtgørelse af lov om elforsyning § 27 a, LBK nr. 52 af 17/01/2019.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

8/108

udarbejde forventede meromkostningerne for tiltag til at forbedre eller forringe niveauet i eldistributionsnettene til

dette års redegørelse. Energinet er i dialog med netvirksomhederne og myndighederne om at forbedre processerne

herfor til de kommende års redegørelser.

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

er udarbejdet af Energinet Elsystemansvar

på vegne af Energinet.

Kommende sammenhæng med proces for Strategisk Investeringsplan

I efteråret 2019 begynder Energinet at forberede den første udgave af en strategisk investeringsplan, der forventes at

skulle bestå af en langsigtet udviklingsplan og en samlet anlægsansøgning, hvori Energinet skal indstille ansøgninger om

nyinvesteringer i eltransmissionsnettet til klima-, energi- og forsyningsministeren. Et af de væsentligste kriterier for ud-

arbejdelsen af en strategisk investeringsplan og de tilhørende indstillinger vil være det niveau for elforsyningssikkerhed,

som fastsættes af ministeren i opfølgning på Redegørelse for elforsyningssikkerhed.

Læsevejledning

Redegørelsen er opbygget med et resumé, fem hovedkapitler og syv appendikser. Hvert kapitel indledes med en kort

opsummering af hele kapitlets indhold, heriblandt hovedbudskaberne. Appendikserne ligger til grund for og uddyber

indholdet i kapitlerne.

Resuméet opsummerer alle kapitler i redegørelsen. Hovedvægten her er lagt på fastsættelsen af, og begrundelsen for,

anbefalingen af niveau for elforsyningssikkerhed.

Kapitel 1 beskriver Energinets anbefaling af niveau for elforsyningssikkerhed.

Kapitel 2 beskriver begrebet elforsyningssikkerhed. Herunder findes en beskrivelse af kompleksiteten i forhold til sikring

af elforsyningssikkerheden.

Kapitel 3 indeholder en status på elforsyningssikkerheden i Danmark i 2018 samt omkostningerne til denne. Elforsy-

ningssikkerheden i 2018 beskrives i yderligere detaljer i Appendiks A.

Kapitel 4 beskriver den forventede udvikling i det samlede danske elsystem, og forudsætningerne som ligger til grund

herfor. Udviklingen i elsystemet og i elforsyningssikkerheden beskrives i yderligere detaljer i Appendiks B-E.

Kapitel 5 omhandler mulige tiltag i elsystemet til påvirkning af elforsyningssikkerheden. Dette omhandler ligeledes for-

ventede omkostninger og besparelser ved at reducere eller øge antallet af det gennemsnitlige antal afbrudsminutter for

en elforbruger.

Love, forordninger og bekendtgørelser fremstår i teksten med navn i

kursiv.

Der henvises ligeledes til konkrete love med

nummer og dato. Der anvendes i redegørelsen fodnoter til henvisning til eksterne dokumenter. Ligeledes vil kilder, som

ligger til grund for figurer, fremgå af figurteksten.

Appendiks F indeholder en oversigt over, hvilke kapitler og Appendiks som forventes at efterleve paragrafferne i

Be-

kendtgørelse om systemansvarlig virksomhed.

I Appendiks G findes en forklaring til ord og termer, som fremgår i redegørelsen.

Se mere om Energinets virksomhedsstruktur på http://www.energinet.dk/

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

9/108

1. Energinets anbefaling af niveau for elforsyningssikkerhed

Energinet vægter i sin anbefaling elforsyningssikkerheden højt. Energinet ser det som sit primære mål at sikre den bed-

ste hensyntagen i energiens trilemma; opretholdelse af høj elforsyningssikkerhed, hensyntagen til samfundsøkonomi

samt sikring af den grønne omstilling ved indpasning af vedvarende energi.

Energinets anbefaling i denne redegørelse er et planlægningsmål for det samlede niveau for elforsyningssikkerhed på

35 afbrudsminutter i 2030. Anbefalingen angives for 2030, da tiltag typisk tager tid at implementere og derfor først over

tid vil ændre det forventede niveau i form af antal afbrudsminutter pr. år. Den forventede udvikling i afbrudsminutterne

er forbundet med usikkerhed, men opdateres årligt, når Energinet kommer med sin anbefaling for elforsyningssikkerhe-

den og vil derfor påvirkes af fx teknologisk udvikling, markedsreformer, ændrede omkostningsskøn med mere. Afsnit

1.2 uddyber metodiske overvejelser bag planlægningsmålet.

Energinet har, jævnfør

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed

adspurgt netvirksomhederne om deres forvent-

ning til udviklingen i elforsyningssikkerheden i eldistributionsnettene. Formålet med dette har været at opnå kendskab

til forventede ændringer i den del af elnettet, som ikke ejes af Energinet. Netvirksomhederne vurderer, at antallet af

afbrudsminutter forårsaget af eldistributionsnettene med de aktuelle reinvesteringsplaner vil stige til ca. 28 minutter i

2030. Energinet har videreformidlet netvirksomhedernes forventning og forholder sig ikke til denne udvikling, da eldi-

stributionsnettene ikke er Energinets ansvarsområde. Energinet er i dialog med netvirksomhederne og myndighederne

omkring processen for redegørelsen, og vil i de kommende år i fællesskab med dem arbejde for at forbedre metoder og

datagrundlag for at kunne give et mere præcist billede af forventningerne til udviklingen i elforsyningssikkerheden i

både eltransmissions- og eldistributionsnet samt omkostningerne til tiltag, der kan påvirke elforsyningssikkerheden.

Hertil kommer Energinets planlægningsmål på 7 afbrudsminutter. Disse er forårsaget primært af 5 afbrudsminutter

grundet manglende effekttilstrækkelighed, hvilket er samme målsætning som Energinets hidtidige og således ikke en

ændring og i mindre omfang forhold vedrørende eltransmissionsnettet. Forhold på eltransmissionsnettet fordeler sig på

1 afbrudsminut knyttet til robusthed, som svarer til en fastholdelse af det nuværende risikoniveau, og 1 afbrudsminut

forårsaget af nettilstrækkelighed knyttet til en større case-by-case risikovillighed ved gennemførelse af planlagte reinve-

steringer. Energinet har valgt at gennemføre et større reinvesteringsprogram af komponenterne i eltransmissionsnettet

for at imødegå den stigende fejlrate, som ellers ville følge af et aldrende eltransmissionsnet. En stigende fejlrate ville

kunne påvirke nettilstrækkeligheden negativt og dermed medføre markant forøgede afbrudsminutter for elforbru-

gerne. Energinet forventer, at det vil være samfundsøkonomisk ikkerentabelt at arbejde for endnu færre afbrudsminut-

ter i eltransmissionsnettet.

Frem til 2030 kan forventes en samlet stigning i antallet af afbrudsminutter og dermed reelt en svækkelse af elforsy-

ningssikkerheden. Anbefalingen på 35 afbrudsminutter bør ses i lyset af, at elforbrugerne i gennemsnit de seneste 10 år

har oplevet ca. 20 afbrudsminutter pr. år. Det har gjort forbrugernes sikkerhed for forsyning af el til en af de højeste i

Europa. De realiserede afbrud har i gennemsnit fordelt sig således, at eltransmissionsnettet er ansvarlig for ca. ét af-

brudsminut og eldistributionsnettene for ca. 19 afbrudsminutter. Anbefalingen bør også ses i lyset af, at 20 afbrudsmi-

nutter svarer til, at elforbrugerne i gennemsnit har strøm 99,996 pct. af tiden, mens 35 afbrudsminutter svarer til

99,993 pct. Anbefalingen indebærer således en relativt stor stigning i antallet af afbrudsminutter, men Energinet vurde-

rer ikke, at der vil være tale om en stor udfordring for elforsyningssikkerheden.

Bekendtgørelse om ændring af bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v., BEK nr. 1217 af 15/10/2018.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

10/108

Niveauet for elforsyningssikkerhed måles i afbrudsminutter, som angiver et gennemsnit for hele Danmark, men tager

ikke højde for antallet af afbrydelser, som elforbrugerne oplever. Niveauet kan derfor dække over en betydelig varia-

tion. En forskel på ét afbrudsminut for hele Danmark kan synes som en lille ekstra gene. Men det gennemsnitlige af-

brudsminut kan dække over langvarige afbrud af elforsyningen til en mindre gruppe af elforbrugere, der således kan

opleve store gener.

Den høje elforsyningssikkerhed, som de danske elforbrugere historisk har oplevet, udfordres både af et aldrende elnet,

hvor eldistributionsnettene forventes at få den største effekt på elforsyningssikkerheden, og en stigende risiko for ef-

fektmangel, som vist i Figur 1.

Figur 1

Forventet antal afbrudsminutter i hele det danske elsystem ved et normalår (uden særlige hændelser). Se af-

snit 4.2 for yderligere om den forventede udvikling. Udviklingen i eldistributionsnettene er baseret på netvirk-

somhedernes forventning og udviklingen i robusthed, nettilstrækkelighed, og IT-sikkerhed er baseret på Ener-

ginets forventning. For effekttilstrækkelighed er udviklingen baseret på Energistyrelsens Analyseforudsætnin-

ger til Energinet 2018.

Der vil i de kommende år være et stigende behov for reinvesteringer. Stigningen skyldes hovedsageligt den kraftige ud-

bygning af elnettet fra 1960-1980, hvorfor store dele af elnettet på både transmissions- og distributionsniveau nu har

nået en alder, hvor de skal reinvesteres. Grundet alderen stiger risikoen for fejl og sammen med gennemførelsen af

reinvesteringer, betyder det i en periode en øget risiko for afbrud af elforbrugere, mens der reinvesteres. For eldistribu-

tionsnettene forventer netvirksomhederne således en betydelig stigning i antal afbrudsminutter frem mod 2030. I el-

transmissionsnettet forventes antallet af afbrudsminutter grundet nettilstrækkelighed at forblive på omtrent samme

niveau som i dag. Nettilstrækkeligheden i transmissionsnettet opretholdes ved at gennemføre det betydelige reinveste-

ringsprogram, som er beskrevet i Energinets

Reinvesterings-, Udbygnings- og Saneringsplan.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

11/108

Dog vil gennemførelsen af programmet i sig selv medføre højere risiko for lokale afbrydelser i perioden, hvor program-

met gennemføres. Programmet er ambitiøst og kræver en stor indsats i Energinet samt er afhængigt af myndigheder-

nes løbende godkendelser af specifikke projekter. Ikke desto mindre er det Energinets vurdering og ambition, at pro-

grammet er samfundsøkonomisk rentabelt og muligt at realisere. Gennem Energinets internationale arbejde er det

Energinets vurdering, at resten af Europa, og især de nordiske lande står med en lignende udfordring med et aldrende

elnet, som kræver massive investeringer blot for at opretholde status quo på elforsyningssikkerheden, og tilsvarende

udfordringer med øget elektrificering og lokal elproduktion. Grundet denne samtidighed landene imellem må det for-

ventes, at elforsyningssikkerheden i Danmark fortsat vil være i den europæiske top, som angivet i Figur 2.

180

Afbrudsminutter pr. forbruger pr. år

160

140

120

100

Gns. afbrudsminutter pr. elforbruger

Energinets anbefaling

Figur 2

Gennemsnitlige afbrudsminutter i de 15 europæiske lande med færrest afbrudsminutter i perioden 2010-

2016. Kilde: CEER's

Benchmarking Report 6.1 on the Continuity of Electricity and Gas Supply.

På baggrund af de gennemførte analyser vurderer Energinet, at afbrudsminutterne kan stige markant efter 2025 som

følge af effektmangel primært i Østdanmark. For 2027 og 2030 er beregnet henholdsvis 3 og 16 afbrudsminutter i Øst-

danmark grundet effektmangel, og gennemførte følsomhedsberegninger indikerer potentielt endnu flere afbrudsminut-

ter grundet effekttilstrækkelighed. I Vestdanmark er udfordringen mindre, men der ses 4 afbrudsminutter i 2030, hvil-

ket er første gang, der ses en risiko for effektmangel i Vestdanmark. Figur 1 viser forventede afbrudsminutter som gen-

nemsnit for hele Danmark i 2027 og 2030 på henholdsvis 1 og 8 minutter.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

12/108

Figur 3

Forventet antal afbrudsminutter som følge af effektmangel ved et normalår (uden særlige hændelser) opdelt i

de to landsdele, som det danske elsystem opgøres i. Udviklingen er baseret på Energistyrelsens Analyseforud-

sætninger til Energinet 2018.

Energinet har blandt andet med baggrund i Europa-Kommissionens netregler igangsat en række tiltag for generelt at

understøtte elforsyningssikkerheden:

•

Markedsreformer som grundlag for at understøtte effekttilstrækkelighed.

Muliggørelse af nye aktørers deltagelse på elmarkedet for at sikre fleksibilitet.

Forberedelse af hele elsystemet til den grønne omstilling gennem mere automation til at reagere hurtigt på

pludselige ændringer.

Sikring af robustheden i elsystemet i forhold til at sikre nettet i forbindelse med fejl.

Reinvesteringer grundet aldrende elnet.

Energinet anbefaler primært at imødegå udfordringen med effekttilstrækkelighed med allerede igangværende mar-

kedsreformer. Der er i de seneste år indført en række markedsreformer i Europa, som først nu er ved at få deres virk-

ning. Den endelige effekt af disse markedsreformer kendes ikke endnu, og i særdeleshed er effekttilstrækkeligheden

vanskelig at forudsige i pressede situationer. Til trods for usikkerheden vurderer Energinet alligevel, at der kan blive be-

hov for mulighed for afbrydelighed eller øget elproduktionskapacitet, fx i form af en midlertidig strategisk reserve. Ener-

ginet vurderer også, at hvis markedsreformer ikke har tilstrækkelig virkning på effekttilstrækkeligheden, eller effektsitu-

ationen yderligere forværres, er den samfundsøkonomisk billigste løsning at etablere en midlertidig strategisk reserve i

Østdanmark efter 2025.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

13/108

Ibrugtagningen af en midlertidig strategisk reserve vil kræve en

forudgående godkendelse hos såvel Energistyrelsen som Eu-

ropa-Kommissionen. Forordningen om nyt elmarkedsdesign fra

EU's Clean Energy Package forventes at stille eksplicitte krav til,

hvordan en pålidelighedsstandard skal fastsættes. Pålideligheds-

standarden stiller krav til, hvor stor effekttilstrækkelighedsudfor-

dringen skal være før en midlertidig strategisk reserve kan indkø-

bes. Ligeledes stilles der krav til, hvor stor del af udfordringen en

midlertidig strategisk reserve må afhjælpe. Det kan derfor ikke

forventes, at det er muligt at afdække risikoen for effektmangel

fuldt ud.

Energinet arbejder derfor på at forberede en mulig beslutning

om en midlertidig strategisk reserve i Østdanmark med henblik

på at udspænde et "sikkerhedsnet" under effekttilstrækkelighe-

den. Konkret vil Energinet i samarbejde med Energistyrelsen

fortsætte arbejdet med at udvikle scenarier og følsomheder for

effekttilstrækkeligheden, som grundlag for en vurdering af beho-

vet for en midlertidig strategisk reserve. De første resultater af

dette arbejde vil foreligge i 2020, hvorefter de forventes at indgå

i grundlaget for kommende udgivelser af Redegørelse for Elfor-

syningssikkerhed. En eventuel strategisk reserve kræver en for-

udgående godkendelse hos såvel Energistyrelsen som Europa-

Kommissionen.

Hvis det historiske niveau for elforsyningssikkerhed på 20 afbrudsminutter søges opretholdt fuldt ud i 2030, vil det

kræve store investeringer på både eldistributionsniveau og eltransmissionsniveau og vurderes derfor af Energinet til at

være for omkostningsfuldt samfundsøkonomisk i forhold til faldet i afbrudsminutter. Energinet har således i udarbejdel-

sen af anbefalingen vurderet hensynet til elforbrugerne og de samfundsøkonomiske konsekvenser op mod hinanden.

Om end stigningen kan begrænses, vurderer netvirksomhederne det ikke muligt fuldstændigt at fastholde det historisk

lave antal afbrudsminutter, foruden at en forceret udskiftning af visse kabler vil betyde omfattende gener for trafikan-

ter og beboere samt højere risiko for afbrud i perioden, hvor udskiftningen foretages. Endvidere er det meget usikkert,

om sådanne store investeringer kan gennemføres frem mod 2030. Energinet vurderer samtidig, at en yderligere svæk-

kelse af elforsyningssikkerheden i forhold til anbefalingen kan medføre en betydelig stigning i antallet af afbrudsminut-

ter på længere sigt. Den samfundsøkonomiske omkostning i forbindelse med dette vurderes ikke at modsvare den for-

ventede besparelse i investeringer.

Generelt har Energinet i anbefalingen tillagt en elforsyningsmæssig tilgang høj vægt under hensyntagen til samfunds-

økonomien. Det betyder, at i situationer, hvor det er den samfundsøkonomisk bedste løsning, vil Energinet benytte en

mere risikobaseret holdning i driften af eltransmissionsnettet. Dette gælder fx i forbindelse med reinvesteringsprojek-

ter, hvor Energinet i kortere perioder lokalt kan afvige fra at opretholde N-1 kriteriet. I disse perioder, hvor komponen-

ter er ude af drift, er det lokale område mere sårbart over for fejl end normalt.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

14/108

1.1

Planlægningsmål

Klima-, energi- og forsyningsministeren fastsætter på baggrund af den årlige

Redegørelse for elforsyningssikkerhed

det

ønskede niveau for elforsyningssikkerhed og meddeler dette til Energinet senest den følgende januar. Det fastsatte ni-

veau er et planlægningsmål, angivet som et antal afbrudsminutter, jævnfør

Bekendtgørelse om systemansvarlig virk-

somhed.

Niveauet afspejler et normalår. Det medregner ikke risiko for særlige hændelser. Særlige hændelser er hæn-

delser, som ligger uden for det, som elnettet er dimensioneret til. Figur 4 illustrerer denne sammenhæng.

Særlige hændelser i Danmark kan også opstå som følge af særlige hændelser i Danmarks elektrisk forbundne nabo-

lande, der har stor indflydelse på elforsyningssikkerheden i Danmark. Konsekvensen af særlige hændelser kan erfarings-

mæssigt medføre op mod 100 afbrudsminutter pr. år. Dette var blandt andet tilfældet under orkanen i 1999 og black-

outet i Østdanmark i 2003, som skyldtes en særlig hændelse i Sydsverige. Danmark har ikke siden 2003 oplevet særlige

hændelser i den størrelsesorden.

Risiko for særlige hændelser

Afbrudsminutter i eldistributionsnettene

Planlægningsmål

"normalt" år

Realiserede afbruds-

minutter over tid

Afbrudsminutter i eltransmissionsnettet

Afbrudsminutter grundet manglende

effekttilstrækkelighed

Figur 4

Illustration af planlægningsmålet (størrelse på illustration ikke vægtet).

Energinets anbefaling til niveau for elforsyningssikkerhed er formuleret som et planlægningsmål. Det betyder, at af-

brudsminuttallet er en målsætning, som den fremtidige planlægning og driftstilrettelæggelse vil arbejde henimod. Mi-

nuttallet er dermed ikke et direkte resultat af en drifts- eller samfundsøkonomisk optimering; men et mål der søges rea-

liseret gennem opfølgende beslutninger og handlinger. Baggrunden for planlægningsmålet er fremskrivninger, der er

behæftet med betydelig usikkerhed både på eldistributions- og eltransmissionsniveau. Usikkerheden på forudsætninger

for de gennemførte fremskrivninger betyder, at mange vurderinger og resultater udtrykkes i udfaldsrum, som generali-

seres til et bestemt minuttal.

Energinets anbefaling af niveau for elforsyningssikkerhed på 35 afbrudsminutter er altså baseret på et estimeret ud-

faldsrum for fremtidige afbrudsminutter. Sammenholdt med det nuværende niveau for elforsyningssikkerhed udtrykker

anbefalingen således en retning for, om niveauet skal fastholdes eller ændres. Ud fra det af klima-, energi- og forsy-

ningsministeren kommende fastsatte planlægningsmål vurderer Energinet, om der skal igangsættes tiltag i eltransmissi-

onsnettet. Flere af disse tiltag vil efterfølgende kræve godkendelse af de relevante myndigheder. Tiltagene tager typisk

tid at implementere og vil først ændre niveauet over tid. Det betyder, at der ikke kan opnås en større konkret ændring i

elforsyningssikkerheden fra det ene år til det andet.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

15/108

1.2

Metode

Energinets anbefaling er baseret på en samlet afvejning af tre tilgange:

•

En elforsyningsmæssig tilgang

En samfundsøkonomisk tilgang

En benchmarkingtilgang.

En elforsyningsmæssig tilgang

En elforsyningsmæssig tilgang prioriterer hensynet til, at elforbrugerne sikres strøm i stikkontakten, når de efterspørger

den, højere end hvad rene samfundsøkonomiske kriterier tilsiger. Historisk har Danmark haft et ønske om en meget høj

elforsyningssikkerhed og rimelige omkostninger for elforbrugerne, hvorfor denne tilgang minder mest om den hidtidige

tilgang, hvor absolutte kriterier for elnettets evne til fejlhåndtering mv. har vægtet højere end samfundsøkonomiske

hensyn. Væsentlige ændringer er typisk sket efter omfattende strømafbrud. Således har den omfattende kabellægning

af distributionsnettene i 00'erne i høj grad været et resultat af de mange afbrud af elforbrugere i Danmark under orka-

nen i december 1999 og stormen i 2005. Dette har betydet, at niveauet af elforsyningssikkerhed i Danmark er blevet

bedre over tid, da man har besluttet forbedringstiltag efter store strømafbrud. Men man har ikke reduceret elforsy-

ningssikkerheden væsentligt i perioder med få strømafbrud. Det vurderes, at mange andre lande også har fulgt denne

tilgang, men resulterende i forskellige niveauer på grund af forskelle i geografi osv.

En samfundsøkonomisk tilgang

En samfundsøkonomisk tilgang beskriver, at niveauet for elforsyningssikker-

hed bør vurderes i forhold til værdien af ikke at få leveret den ønskede energi.

Tanken er, at man ikke gennemfører tiltag, som har større omkostninger end

value of lost load (VoLL). VoLL er en økonomisk indikator, som udtrykker om-

kostningerne ved afbrudt elforsyning. VoLL er dog meget svær at bestemme,

og der findes ikke en entydig værdi for Danmark. Derfor benytter Energinet

endnu ikke VoLL som et fast beslutningsparameter, men anvender dog VoLL til

perspektivering. Tilgangen betyder, at samfundsøkonomien vægtes højere

end hensynet til elforsyningssikkerheden. Konsekvensen af denne tilgang for-

ventes at være et lavere niveau af elforsyningssikkerhed end i dag.

En benchmarkingtilgang

I en benchmarkingtilgang sammenligner man sig med andre lande og sigter efter et niveau for elforsyningssikkerhed,

som ligger på niveauet i de lande, man ønsker at sammenligne sig med. Benchmarkingtilgangen har derfor fokus på, at

elforbrugerne får en lige så høj elforsyningssikkerhed som elforbrugerne i nabolandene og med et rimeligt omkost-

ningsniveau.

Set ud fra en ren elforsyningsmæssig tilgang bør niveauet være som de foregående 10 år. Men en hensyntagen til sam-

fundsøkonomi dikterer et lavere niveau, hvor de medfølgende omkostninger af en ren elforsyningsmæssig tilgang i hø-

jere grad sammenholdes med elforbrugernes betalingsvillighed for elforsyningssikkerhed. Netvirksomhederne ønsker

også på sigt at fastlægge niveauet for elforsyningssikkerhed ud fra en samfundsøkonomisk tilgang frem for en primært

elforsyningsmæssig tilgang, som den de anvender nu.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

16/108

Foruden den elforsyningsmæssige og samfundsøkonomiske tilgang er der også taget hensyn til, at der er en konkurren-

cemæssig fordel for Danmark at fastholde et planlægningsmål, der forventes at placere Danmark i den europæiske top,

når det gælder elforsyningssikkerhed.

1.3

Valg af niveau

Energinet har løbende igangsat en række tiltag for at understøtte en høj elforsyningssikkerhed. De væsentligste punkter

er sikring af robustheden i elsystemet, reinvesteringer i eltransmissionsnettet samt initiativer til sikring af effekttilstræk-

keligheden gennem klare prissignaler og velfungerende markeder, se en oversigt i Tabel 1. Det anbefalede planlæg-

ningsmål på 35 afbrudsminutter er en videreførelse af disse tiltag. En uddybende beskrivelse kan læses i afsnit 5.1.

Netvirksomhederne

Reinvesteringsplaner under nuværende økonomiske regule-

ring.

Intelligens og fjernkontrol installeres på strategiske stationer.

Implementering af asset management systemer og processer,

som kan hjælpe med at nå mål for afbrudsminutter og udvik-

lingen i denne over tid.

Initiere, implementere og udvikle markedsreformer som følge

af netregler og nationale behov.

Elnettet drives og udbygges fortsat efter de gældende netdi-

mensioneringskriterier.

I lokale situationer kan det være den samfundsøkonomiske

bedste løsning at afvige fra N-1 i kortere perioder, fx under re-

vision.

Øge omfanget af reinvesteringer for at imødegå effekten af

det aldrende elnet.

Udbygge elnettet således, at elnettet kan aftage og flytte pro-

duktion fra nye produktionsenheder til forbrugeren.

Udnytte automation til at kunne drive nettet tættere på kan-

ten.

Øge beredskab og vedligeholdet på kritiske komponenter for

at forlænge levetiden.

Fortsat løbende kvalitetssikring af IT-systemer.

Nettilstrækkelighed

Energinet

Effekttilstrækkelighed

Nettilstrækkelighed

Robusthed

IT-sikkerhed

Tabel 1

Oversigt over igangværende tiltag til at opretholde elforsyningssikkerheden. En mere detaljeret beskrivelse

findes i afsnit 5.1.

Tabel 2 er en illustration af Energines anbefaling af niveau for elforsyningssikkerheden i sammenligning med andre

niveauer. Niveauerne er illustrative, og de er angivet med forventede meromkostninger og benchmarking med andre

europæiske lande. Netvirksomhederne har meddelt, at de ikke har haft mulighed for at udarbejde forventede merom-

kostninger for alternative niveauer af elforsyningssikkerhed til dette års redegørelse. For at leve op til sine forpligtelser,

jævnfør bekendtgørelsen

, har Energinet udarbejdet grove estimater for de samfundsøkonomiske konsekvenser.

Net-

Bekendtgørelse om ændring af bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v., BEK nr. 1217 af 15/10/2018.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

17/108

virksomhederne vil i dialog med Energinet i de kommende år arbejde med at kvantificere meromkostningerne ved for-

skellige alternative niveauer af elforsyningssikkerhed. Det vil blandt andet kræve en kortlægning af situationen i de en-

kelte ca. 40 netvirksomheders eldistributionsnet.

Det anbefalede planlægningsmål på 35 minutters afbrud er en stigning på ét kvarter i forhold til det realiserede niveau

gennem de seneste 10 år, og forventes at være en mærkbar forringelse for geografisk eller forbrugsmæssigt afgræn-

sede kundegrupper. Det er derfor ikke lige meget, om planlægningsmålet sættes ét eller to kvarter højere end nu. Ud

fra en elforsyningsmæssig tilgang var det ønskeligt at opretholde de seneste 10 års realiserede 20 afbrudsminutter som

planlægningsmål; men det vil give en meromkostning, som Energinet ud fra et groft estimat for så vidt angår eldistribu-

tionsnettene vurderer til at være samfundsøkonomisk ikkerentabelt. Endvidere er det meget usikkert, om sådanne

store årlige investeringer kan gennemføres frem mod 2030.

Energinets anbefaling estimeres at medføre en samlet meromkostning på omkring 100-300 mio. DKK årligt grundet im-

plementering af en midlertidig strategisk reserve. Omkostningen kan variere, da omkostningen for kapaciteten og det

præcise behov for en midlertidig strategisk reserve endnu ikke er kendt. Hvis effektsituationen forværres markant inden

2030, forventes meromkostningen at være nærmere den øvre del af spændet. Meromkostningen er beskrevet ud fra en

alt andet lige betragtning. Energinet vurderer samtidig, at omkostningerne til reinvesteringer og netforstærkninger sti-

ger fra 500 mio. DKK til næsten 3 mia. DKK i 2030, grundet et aldrende elnet og udbygninger i elnettet til indpasning af

vedvarende energi.

I Energinets anbefaling forventes netvirksomhederne at fastholde deres omkostningsniveau grundet rammerne for de-

res økonomiske regulering. Derfor illustrerer meromkostningen ved alternative niveauer kun en stigning i omkostnin-

gerne til at sikre elforsyningssikkerheden, ud over de allerede planlagte tiltag. Planlægningsmål forskellige fra anbefalin-

gen kan derfor kræve ændringer i omkostninger for både Energinet og netvirksomhederne.

Illustrative planlægningsmål i 2030

Forbedring

Planlægningsmål

(minutters

afbrud)

Meromkostning

(mia. DKK/år)

Benchmarking

(2016)

Tabel 2

Forbedring

Anbefaling

Forringelse

< 15

15-25

40-50

70-100

5 til 15

Top 1

1 til 5

Top 1

0,1 til 0,3

Top 5

-1 til -2

Top 10

Illustration af Energinets anbefaling af niveau for elforsyningssikkerhed i sammenligning med andre illustra-

tive niveauer inklusive estimeret meromkostning for hele elsystemet. Netvirksomhederne har meddelt, at de

ikke har haft mulighed for at udarbejde forventede meromkostningerne for andre niveauer af elforsyningssik-

kerhed til dette års redegørelse. De angivne meromkostningerne bør derfor opfattes som indikative grove esti-

mater.

Benchmarkplaceringen i den europæiske afbrudsstatistik er anført uden hensyntagen til, at de øvrige europæiske lande

står over for lignende udfordringer som Danmark, og derfor forventes rangordningen fremadrettet at blive brudt op

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

18/108

afhængig af forskellige nationale strategier på elforsyningssikkerhedsområdet. Den nuværende placering i top 5 er såle-

des langtfra sikker, hvis planlægningsmålet sættes på 40-50 afbrudsminutter.

Størstedelen af udviklingen i afbrudsminutter grundet effekttilstrækkelighed forventes at blive løst af de tiltag, som er

igangsat på elmarkedet. Hvis effekttilstrækkeligheden på trods af de igangsatte tiltag forværres, kan en midlertidig stra-

tegisk reserve være et nyt tiltag til at sikre effekttilstrækkeligheden. Energinet videreudvikler behovs- og følsomheds-

analyser for en midlertidig strategisk reserve og undersøger samtidig muligheden for en godkendelse heraf. Den an-

givne meromkostning for at opretholde anbefalingen indeholder en mulig midlertidig strategisk reserve. Den præcise

omkostning vil afhænge af designet på den midlertidige strategiske reserve, samt myndighedernes godkendelse.

I tilfælde af at markedsreformerne ikke har den forventede virkning, og en midlertidig strategisk reserve ikke godken-

des, vil det medføre en forringelse af elforsyningssikkerheden i forhold til anbefalingen. Dette vil ligeledes ske, såfremt

påtænkte reinvesteringer eller andre af de allerede planlagte initiativer beskrevet i Tabel 1 ikke godkendes af de rele-

vante myndigheder.

Ønskes det at spare på de allerede planlagte tiltag i eldistributions- og

eltransmissionsnettet, fx reinvesteringer, så vil dette medføre en væ-

sentlig forringelse af elforsyningssikkerheden. De fulde konsekvenser

er svære at estimere, og de vil først ses på langt sigt. På langt sigt kan

dette også medføre så store konsekvenser for elforsyningssikkerhe-

den, at det vil være markant dyrere at genoprette niveauet af elforsy-

ningssikkerhed. Derfor vurderes besparelser af denne karakter ikke at

være den samfundsøkonomisk bedste løsning.

Ønskes et højere niveau af elforsyningssikkerhed, kan yderligere tiltag

igangsættes. Dette kan være tiltag, som styrker effekttilstrækkelighe-

den, fx kapacitetsmekanismer, og tiltag, som styrker robustheden. Øn-

skes et endnu højere niveau kan man ud over de nævnte tiltag også

opgradere flere komponenter i eltransmissionsnettet således, at det

kan håndtere endnu en fejl. Kapacitetsmekanismer og opgradering af

eltransmissionsnettet medfører væsentlige omkostningsstigninger for

elforbrugerne, som efter Energinets vurdering ikke står mål med den

øgede elforsyningssikkerhed. Eftersom afbrudsminutterne i eldistribu-

tionsnettene er de mest omfattende, kan øvrige tiltag også overvejes

her, men det er ikke op til Energinet at vurdere.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

19/108

2. Hvad er elforsyningssikkerhed?

Sikring af en høj elforsyningssikkerhed er et komplekst samspil i hele værdikæden mellem elproducenter, det fysiske

elnet, elmarkedet og elforbrugere. Det gælder ikke kun i Danmark, men i hele Europa. Det kræver harmonisering og

samarbejde på tværs af landegrænser.

Det handler derfor ikke kun om størrelse og antal af elledninger eller kraftværker og vindmøller. I Danmark er Energinet

ansvarlig for sikker drift af hele elsystemet, mens netvirksomheder er ansvarlige for eldistributionsnettene. I Danmark

betegnes eltransmissionsnettet som elnet på et spændingsniveau over 100 kV. Elnet under 100 kV betegnes eldistribu-

tionsnet.

Elforsyningssikkerheden afhænger af, i hvor høj grad elforbrug og -produktion kan balanceres, og om elnettet kan over-

føre den elektriske energi og håndtere fejl. Risikovurderinger for elsystemet opdeles derfor i to kategorier: systemtil-

strækkelighed og systemsikkerhed, som i praksis er to delvist overlappende begreber.

Figur 5

Illustration af elforsyningssikkerhed, som består af systemsikkerhed og systemtilstrækkelighed.

Systemtilstrækkelighed

Systemtilstrækkelighed omhandler elsystemets evne til at dække elforbrugernes samlede efterspørgsel på el og kan

underopdeles i

effekttilstrækkelighed

nettilstrækkelighed.

Effekttilstrækkelighed er elsystemets evne til at dække elforbrugernes samlede efterspørgsel på el. Effekttilstrække-

lighed er tæt koblet til elmarkedet, hvor situationer med manglende effekttilstrækkelighed medfører høje elpriser.

Nettilstrækkelighed er elnettenes evne til at transportere tilstrækkelig el fra elproduktionssted til elforbrugssted. Nettil-

strækkelighed omhandler derfor det interne elnet i et givent elprisområde.

Konsekvensen af manglende effekttilstrækkelighed eller nettilstrækkelighed vil typisk være kontrollerede afkoblinger af

elforbrugere i begrænsede områder. Dette kaldes brownout og er et værn mod blackout i et større område. Brownout

er en alvorlig hændelse, men dog mindre alvorlig end et blackout. Der har ikke været anvendt brownout i Danmark,

men under stormen Allan i 2013 blev der klargjort til aktivering af et brownout som et præventivt tiltag for at undgå et

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

20/108

potentielt blackout. Et blackout i det danske elsystem har ikke fundet sted siden 2003. Dette blackout omfattede hele

Østdanmark og Sydsverige.

Systemsikkerhed

Systemsikkerhed omhandler elsystemets robusthed over for fejl og IT-hændelser og kan underopdeles i

robusthed

IT-sikkerhed.

Robusthed er elsystemets evne til at håndtere pludselige driftsforstyrrelser, uden at disse påvirker elforsyningen eller

medfører afbrud af elforbrugere. Driftsforstyrrelser kan forårsages af fx elektriske kortslutninger eller udfald af produk-

tionsenheder.

IT-sikkerhed er blandt andet evnen til at opretholde høj oppetid på kritiske IT-systemer og at modstå cyberangreb, uden

at elsystemet og dets aktører påvirkes.

Konsekvensen af manglende systemsikkerhed er i værste fald et blackout i Vest- og/eller Østdanmark inklusive nabo-

lande. Blackout er et fuldstændigt og ukontrolleret nedbrud af hele eller dele af elsystemet. Dette kan medføre omfat-

tende anlægsskader og lange reetableringstider for elforsyningen. Manglende systemsikkerhed har den største konse-

kvens for det danske elsystem, men sandsynligheden for hændelser, som afstedkommer manglende systemsikkerhed,

er lav. Konsekvensen af manglende systemsikkerhed kan være store hændelser, fx blackout, som kan medføre op mod

100 afbrudsminutter pr. år. Dette var blandt andet tilfældet under blackouttet i Østdanmark i 2003.

2.1

Hvad er vigtigst for at opretholde en høj elforsyningssikkerhed?

Dét, som betyder noget for sikker levering af el til samfundet, er, at elnettets robusthed er høj. Robusthed betyder her,

at elnettet kan klare uforudsete hændelser, som fx elektriske kortslutninger, uden at forsyningen af elforbrugerne af-

brydes. Elnettet er gennem tiden etableret således, at det også i fremtiden kan sikre en høj elforsyningssikkerhed. Der-

imod er det i forhold til effekttilstrækkeligheden, at der i fremtiden ses de største risici.

Rygraden i elsystemet er eltransmissionsnettet og eldistributionsnettene, som skal sikre, at el kan flyde sikkert fra pro-

duktionssted til forbrugssted. Opretholdes robustheden i rygraden ikke, bliver det sværere at drive elnettet sikkert, om-

kostningseffektivt og med en høj mængde af vedvarende energi uden afbrud af elforbrugere og uden udbygning.

Grundlaget for robustheden skabes allerede i planlægningen af elnettet. Men en god planlægning kan ikke stå alene.

Det kræver, at drift af elnettet sker inden for blandt andet belastnings- og spændingsgrænser, at komponenter vedlige-

holdes tilstrækkeligt, og at det nødvendige beredskab i håndtering af fejl er til stede. For at disse elementer kan fungere

hensigtsmæssigt, er det nødvendigt, at de er tænkt sammen. Fx skal måden, hvorpå man reetablerer elnettet efter fejl,

være tænkt ind i planlægningen af elnettet. Hvis fejlen sker, afhænger afbrudstiden af, hvor hurtigt beredskabet er til at

reetablere elforsyningen. På den måde hænger driften, beredskabet og planlægningen af elnettet sammen.

Opgaven for den systemansvarlige virksomhed er at sikre, at el er til rådighed til distribution til elforbrugerne. Der er

derfor et behov for fokus på det komplekse samspil mellem elmarkederne, planlægningen, driften, vedligeholdet og

beredskabet i elnettene.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

21/108

3. Status på elforsyningssikkerhed

Afsnittet giver et indblik i elforsyningssikkerheden i 2018 og Energinets omkostninger hertil.

ELSYSTEMETS NØGLETAL 2018

AFBRUDSMINUTTER

I HELE ELSYSTEMET

2018, minutter:

2017, minutter:

VIND- OG SOLANDEL

2018, procent:

2017, procent:

OMKOSTNINGER TIL

SYSTEMYDELSER

2018, mio. kr.:

2017, mio. kr.:

SPECIFIKT FOR

ELTRANSMISSIONSNETTET

806

626

2018, sek.:

2017, sek.:

Mål, sek.:

Afbrudsminutter, som Energinet er ansvarlig for.

BEREDSSKABSHÆNDELSER

2018, antal:

IT-HÆNDELSER

2017, antal:

NØDDRIFT

2018, antal:

2017, antal:

SKÆRPET DRIFT

2018, antal:

2017, antal:

2018, antal:

2017, antal:

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

22/108

3.1

Elforsyningssikkerheden i 2018

De danske elforbrugere har i mange år haft en meget høj sikkerhed for levering af el, hvilket også var gældende for

2018. Elforsyningssikkerheden opgøres som det gennemsnitlige antal af afbrudsminutter pr. elforbruger, men tager ikke

højde for antallet af afbrydelser, som elforbrugerne oplever.

I gennemsnit har elforbrugerne oplevet knap 22 minutters afbrud, svarende til en elforsyningssikkerhed på 99,996 pct.

Dette fordeler sig med knap 22 minutter fra eldistributionsnettene og 11 sekunder fra eltransmissionsnettet, hvilket er

beskrevet nærmere i afsnit 3.2 i Appendiks C. Det gør forbrugernes sikkerhed for forsyning af el til en af de højeste i

Europa.

Figur 6

Gennemsnitlige afbrudsminutter i europæiske lande med færrest afbrudsminutter i perioden 2010-2016.

Kilde: CEER's

Benchmarking Report 6.1 on the Continuity of Electricity and Gas Supply.

De 11 sekunder fra eltransmissionsnettet i 2018 er en reduktion i forhold til de 92 sekunder i 2017. En væsentlig årsag

til reduktionen er øget fokus på forebyggelse af procedurefejl, særligt procedurefejl ved ind- og udkoblinger af anlæg.

De 11 sekunder var forårsaget af tre driftsforstyrrelser i eltransmissionsnettet og tre driftsforstyrrelser på øer, hvor

Energinet har reserveforsyningspligt.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

23/108

140

120

Opgjort pr. leveringspunkt

Opgjort pr. elforbruger

Afbrudsminutter pr. år

100

0-24 kV

25-99 kV

>100 kV

10 års gns.

Figur 7

Afbrudsstatistik for Danmark, 1999-2018. Perioden 1999-2007 er opgjort pr. leveringspunkt (fiktivt punkt i 10

kV-nettet), og perioden 2008-2018 er opgjort pr. elforbruger. Kilde: Elselskabernes Fejl- og Afbrudsstatistik,

Dansk Energi.

Note (til ovenstående billede):

Figuren illustrerer det gennemsnitlige antal minutter pr. elforbruger pr. år i Danmark, hvor der ikke kunne le-

veres el. Manglende effekttilstrækkelighed og IT-sikkerhed har historisk set ikke været årsag til afbrud af elfor-

brugere i Danmark. Historisk skyldes fejl i eldistributionsnettene primært manglende nettilstrækkelighed,

mens det for eltransmissionsnettet skyldes manglende robusthed. Som noget nyt overgår Energinet til at be-

nytte afbrudsstatistikken opgjort pr. kunde (som er opgjort siden 2008). I gennemsnit er afbrudsminutter op-

gjort pr. leveringspunkt ca. 2 minutter højere end afbrudsminutterne opgjort pr. elforbruger, hvilket skyldes en

højere opløsning i datagrundlaget.

Der har i 2018 været væsentlige hændelser i eltransmissionsnettet, som dog ikke har ledt til afbrud af elforbrugere. Den

væsentligste af disse var en brand i station Hovegård. Denne hændelse kunne potentielt have ledt til afbrud af store

dele af Sjælland. At der ikke skete afbrud af elforbrugere i denne forbindelse skyldes blandt andet, at Amagerværket

blok 3 var beordret i drift af anden årsag.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

24/108

Brand i reaktor på station Hovegård den 13. juli 2018

En af de største nærved-hændelser i 2018 var en brand på station Hovegård

og den efterfølgende driftssituation.

Ved 17-tiden den 13. juli 2018 brød en komponent i brand på Energinets sta-

tion Hovegård ved Smørum vest for København. Fejlen skete i en af kabel-

gennemføringerne, der eksploderede og dermed antændte olien i kompo-

nenten.

Hovegård er en kritisk station. Elektrisk forbinder den Nordsjælland med

Sverige og herfra resten af Østdanmark. Derudover er stationen én af to pri-

mære stationer, som kan lede el ind til København. Den er ligeledes vigtig for

levering af visse reserver og opstart af eltransmissionsnettet efter blackout.

Hændelsen, inklusive dens følgefejl, ligger ud over de dimensioneringskrite-

rier, som Energinet anvender. Hændelsen kunne derfor medføre afbrud af

elforbrugere i hele eller store dele af Østdanmark. Selv om elforsyningssik-

kerheden var meget presset i timerne, hvor dele af station Hovegård var ud-

koblet, førte det ikke til afbrud af elforbrugere. Sommerperiodens lave elfor-

brug og muligheden for hurtig opregulering af kraftværker var medvirkende

faktorer til, at ingen elforbrugere blev afbrudt.

3.2

Energinets omkostninger til sikring af elforsyningssikkerhed

Energinet har en række omkostninger for at opretholde sine forpligtelser i

Lov om elforsyning.

Energinets omkostninger

kan deles op i driftsomkostninger, afskrivninger og finansiering. Udvalgte omkostninger og investeringer til sikring af

elforsyningssikkerheden er vist i Tabel 3. Det er svært at definere de præcise omkostninger til sikring af elforsyningssik-

kerheden, da det principielt er hele værdikæden, som bidrager til denne.

Energinets omkostninger (mio. DKK) (2018-priser)

Driftsomkostninger

Energinet Elsystemansvar og Eltransmissions driftsomkostninger

Systemydelser

Investeringer

Reinvesteringer

Netforstærkninger

Pålagte projekter

Kabelhandlingsplan og forskønnelse

Udlandsforbindelser

Tabel 3

200

900

200

1.500

800

2018

Udvalgte, afrundede omkostninger i 2018, der helt eller delvist bidrager til sikring af elforsyningssikkerheden.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

25/108

Driftsomkostninger indeholder blandt andet omkostninger til drift og vedligehold af elnettet, kontrolcenterdrift og mar-

keds- og systemudviklingsaktiviteter, samt personaleomkostninger. Energinets investeringer i transmissionsanlæg udgør

i 2018 3 mia. DKK. Investeringerne afskrives og finansieres over levetiden.

Energinet har i 2014 til 2018 årligt købt system-

ydelser for mellem ca. 600 og 800 mio. DKK.

Der skete en stigning i omkostningerne på ca.

180 mio. DKK fra 2017 til 2018.

Stigningen i omkostningerne til systemydelser

kan i høj grad tilskrives generelt høje priser på

frekvensreserver i både Norden og Vestdana-

mark henover sommeren og en enkeltstående

hændelse i form af langvarende beordring af

Amagerværket blok 3. Omkostningerne beskri-

ves yderligere i Appendiks A.

Systemydelser

Systemydelser er et samlet begreb for de

elproduktions- og elforbrugsressourcer,

som anvendes til at opretholde balancen

og stabiliteten i elsystemet. Energinet

indkøber systemydelser, som kan aktive-

res automatisk eller manuelt i driftsti-

men. Systemydelserne består af reser-

ver, regulerkraft, systembærende egen-

skaber og øvrige systemydelser som fx

start fra dødt nets.

Beordringen af Amagerværket blok 3 blev afsluttet i marts 2019 efter forlængelse grundet forsinket idriftsættelse af et

nyt 132 kV-kabel. Der har frem til udgangen af september 2019 ikke været nye beordringer i 2019.

Figur 8

Omkostninger til indkøb af systemydelser. Energinets omkostninger til synkronkompensatorer er ikke med i

denne sammenstilling, men redegøres for sig selv i Appendix A afsnit 1.4.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

26/108

4. Forventet udvikling af elforsyningssikkerheden

Energinet vurderer fremtidens elforsyningssikkerhed på baggrund af

Analyseforudsætninger til Energinet

, som udarbej-

des af Energistyrelsen og er baseret på en "bedste bud"-tilgang. Dette indgår i Energinets analyser af effekttilstrækkelig-

heden og

Reinvesterings-, Udbygnings- og Saneringsplan

(RUS-planen)

Vurderingen af den forventede udvikling i effekttilstrækkeligheden sker på baggrund af simuleringer af elsystemet. Der-

udover vurderer Energinet udviklingen i antallet af afbrudsminutter på baggrund af historik og forventet udvikling, når

det gælder nettilstrækkelighed, robusthed og IT-sikkerhed.

Energinet vurderer, at der alt andet lige er en stigende risiko for afbrud af elforbrugere i eltransmissionsnettet frem

mod 2030. Dette skyldes hovedsageligt udfasningen af regulerbar termisk elproduktion til fordel for fluktuerende elpro-

duktion fra sol og vind, stigende elforbrug og et aldrende eltransmissionsnet med stigende fejlsandsynlighed. Netvirk-

somhederne vurderer, at der ved de aktuelle reinvesteringsplaner vil ske en stigning i antallet af afbrudsminutter i eldi-

stributionsnettene.

4.1

Analyseforudsætninger til Energinet

2018 ligger til grund for Energinets vurdering af den forventede udvikling i det dan-

ske elsystem. Ændringer i forudsætningerne kan have stor betydning for den forventede udvikling af afbrudsminut-

terne.

De væsentligste ændringer fra Energinets tidligere analyseforudsætninger skyldes energiaftalen fra 2018. I energiafta-

len indgår blandt andet tre store havvindmølleparker, nye teknologineutrale udbud og reduktioner i afgifter på el og

elvarme. Energiaftalens tiltag er indarbejdet i Analyseforudsætninger 2018.

Figur 9

Elproduktions- og udvekslingskapaciteter samt maksimalt elforbrug ved en 10-års hændelse for hele Dan-

mark, som det er angivet i Analyseforudsætninger til Energinet 2018.

https://ens.dk/service/fremskrivninger-analyser-modeller/analyseforudsaetninger-til-energinet.

RUS-plan 2018.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

27/108

Derudover indeholder analyseforudsætningerne nye forventninger til udviklingen i store datacentre, en etårig udsky-

delse af etableringen af de planlagte udlandsforbindelser i Viking Link-projektpakken og nye fremskrivninger af blandt

andet landvindmøller, solceller og vejtransport.

Samlet set viser analyseforudsætningerne en betydelig stigning i den vind- og solbaserede elproduktionskapacitet. Den

termiske elproduktionskapacitet forventes udfaset med lavere hastighed sammenlignet med tidligere analyseforudsæt-

ninger. Samtidig ses en stigning i elforbruget primært drevet af datacenterudviklingen, men på den længere bane også

som konsekvens af elektrificeringen af varme- og transportsektorerne.

Der er stor usikkerhed forbundet med fremskrivningerne, og Energistyrelsens

Analyseforudsætningerne til Energinet

2018

er et bud på én sandsynlig udviklingsvej for det danske elsystem. Hastigheden af den grønne omstilling og udvik-

lingen med stigende produktionskapacitet fra vind og sol, faldende termisk produktionskapacitet og øget elforbrug på

grund af elektrificeringer er forbundet med stor usikkerhed. Derfor er det relevant at analysere følsomheden på de fo-

retagne effekttilstrækkelighedsvurderinger over for ændrede forudsætninger. Særligt ændringer i termisk produktions-

kapacitet og elforbrug har betydning for elforsyningssikkerheden. Energinet har med input fra en bred vifte af aktører i

elsektoren udarbejdet et

realistisk worst case

(RWC) scenarie for den danske effekttiltrækkelighed. RWC er et mere ac-

celereret udviklingsforløb for elsystemet i Danmark, og det tydeliggør og indarbejder den store fremtidige usikkerhed

forbundet med den grønne omstilling.

Figur 10 Termisk elkapacitet og maksimum elforbrug for hele Danmark baseret på Analyseforudsætninger til Energinet

2018 samt RWC-scenariet.

De væsentligste ændringer i RWC sammenlignet med

Analyseforudsætninger til Energinet 2018

er mindre termisk pro-

duktionskapacitet, større produktionskapacitet fra vind og sol samt højere elforbrug.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

28/108

4.2

Udvikling i elsystemet

Elsystemet står i den kommende periode over for en række betydelige forandringer og heraf både afledte udfordringer

og muligheder. Næste fase i den grønne omstilling kommer til at medføre markante og hastige forandringer i elsyste-

met. Den teknologiske udvikling betyder, at vedvarende energi opsættes uden støtte, og at elforsyningen i accelere-

rende grad baseres på fluktuerende, vedvarende energikilder. Dermed erstattes den traditionelle støttebaserede plan-

lægningslogik, der hidtil har drevet den grønne omstilling, i højere grad af markedet, hvorfor nye planlægningstilgange

skal i spil.

Udviklingen inden for computerkraft, sensorer og machine learning i kombination med udviklingen inden for vedva-

rende energiteknologier og lagringsmuligheder skaber grundlag for nye forretningsmodeller samt opbrud af den traditi-

onelle værdikæde.

Aktørbilledet vil fremover se anderledes ud og eksempelvis bestå af både

eksisterende og nye interesseforeninger, databaserede virksomheder, ser-

vice-providers og tværnationale konsortier. Nogle vil være kendte, men få

nye roller, og der vil være helt nye typer af aktører.

Det er derfor nødvendigt at ruste elnettet til en fremtid, som er langt mere

foranderlig, for at skabe det rette fundament til at opnå en sikker grøn om-

stilling.

Energinet er i færd med at foretage nødvendige reinvesteringer og imple-

mentere automation i driften af elsystemet for at kunne reagere hurtigt på

pludselige ændringer. Derudover er Energinet ved at implementere en

række markedsreformer, der blandt andet skal sikre større fleksibilitet i el-

systemet. Afbrudsminutterne forventes at stige efter 2025 som følge af ef-

fektmangel primært i Østdanmark. Vurderingen af effekttilstrækkeligheden

kan ses i appendiks B.

I eltransmissionsnettet forventes afbrudsminutterne grundet nettilstrækkelighed at være omkring samme niveau som i

dag, dog accepteres en øget risikovillighed i perioder med reinvesteringer. Netvirksomhederne vurderer ligeledes, at

der med de aktuelle reinvesteringsplaner vil ske en stigning i afbrudsminutter frem mod 2030; fortsættende frem mod

midten af 2040’erne. Stigningen forventes at stagnere, i takt med at der bliver reinvesteret i udtjente komponenter.

Figur 11 viser den forventede udvikling for afbrudsminutterne i det danske elsystem frem mod 2030. Figuren er inddelt

i forventede afbrudsminutter for eldistributionsnettene og eltransmissionsnettet, hvor sidstnævnte er videre inddelt i

effekttilstrækkelighed, nettilstrækkelighed, robusthed og IT-sikkerhed.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

29/108

Figur 11 Forventet antal afbrudsminutter i hele det danske elsystem ved et normalår (uden særlige hændelser). Forven-

tede afbrudsminutter for effekttilstrækkelighed er vist som gennemsnit for hele Danmark.

4.2.1

Udvikling i eltransmissionsnettet

Effekttilstrækkelighed

Generelt forventes en stigning i risikoen for, at udbuddet af el ikke kan møde efterspørgslen over de næste 10 år som

følge af det stigende elforbrug og udfasningen af termisk elproduktionskapacitet.

Analyserne viser, at Østdanmark har størst risiko for effektmangel. Det hænger blandt andet sammen med mindre in-

denlandsk elproduktionskapacitet samt mindre udvekslingskapacitet i Østdanmark end i Vestdanmark. I 2030 forventes

i Østdanmark under de nuværende forudsætninger op mod 16 afbrudsminutter grundet mangel på effekt

. Risikoen i

Vestdanmark er mindre end i Østdanmark for alle år. I 2030 ses op mod 4 afbrudsminutter i Vestdanmark, mens der i

resterende år ikke ses nogen afbrudsminutter.

Hvis elforbruget stiger yderligere, eller den termiske udfasning sker hurtigere, må afbrudsminutterne grundet effekt-

mangel forventes højere. Således forventes som følge af

Analyseforudsætningerne til Energinet 2018

ingen afbrudsmi-

nutter grundet mangel på effekt frem til 2025, men i tilfælde af at den termiske udfasning eller stigningen i elforbruget

sker hurtigere, end

Analyseforudsætningerne til Energinet 2018

forudser, viser Energinets RWC-scenarie, at der allerede

i 2025 kan opleves afbrudsminutter i Østdanmark

som følge af øget risiko for effektmangel.

Men selv om Energinets analyser viser, at der er en stigende risiko for enkelte situationer, hvor Energinet kan blive nødt

til at gennemføre brownouts over de næste 10 år, forventes sådanne situationer at være meget sjældne hændelser.

Se yderligere i Appendiks B om effekttilstrækkelighed.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

30/108

Samtidig arbejder Energinet målrettet på at realisere de igangværende elmarkedsreformer, der sammen med andre

nye initiativer skal sikre øget fleksibilitet af både elproduktion og -forbrug og dermed nye markedsløsninger til at sikre

elforsyningssikkerheden.

Energinet kigger også på konkrete tiltag til at imødegå den østdanske udfordring i tilfælde af, at elmarkedsreformerne

ikke har den forventede påvirkning, eller effektsituationen udvikler sig værre end Energistyrelsens analyseforudsætnin-

ger. Med usikkerheden forbundet med udviklingen i elsystemet er det Energinets vurdering, at der kan opstå behov for

at etablere et sikkerhedsnet under effekttilstrækkeligheden i Østdanmark fx i form af en midlertidig strategisk reserve.

En midlertidig strategisk reserve er en kapacitetsmekanisme uden for elmarkedet, som kan aktiveres i situationer med

manglende effekttilstrækkelighed.

Nettilstrækkelighed

Nettilstrækkelighed er vigtig for elsystemets evne til at forsyne elforbrugerne, men også for elsystemets indpasning af

produktion fra fx vedvarende energi. Eltransmissionsnettet er oprindelig opbygget ud fra placeringen af de store cen-

trale kraftværker, men da nye produktionskilder ofte opstilles langt væk fra større forbrugscentre, som fx København,

kræver det, at eltransmissionsnettet udbygges til at kunne håndtere elproduktion fra langt flere steder i elnettet.

Eltransmissionsnettet planlægges og udbygges på

baggrund af en række kriterier. Kriterierne er fast-

sat ud fra dels internationale krav til drift af eltrans-

missionsnettet, dels risikoen for elafbrud ved fejl i

eltransmissionsnettet. Som hovedregel er eltrans-

missionsnettet bygget efter princippet om N-1 sik-

kerhed. Dette betyder kort, at eltransmissionsnet-

tets overordnede funktioner skal kunne oprethol-

des i forbindelse med udfald af en vilkårlig kompo-

nent. Ændringer af kriterierne vil påvirke elforsy-

ningssikkerheden.

En forudsætning, for at risikoen for manglede nettilstrækkelighed ikke stiger, er, at eltransmissionsnettet vedligeholdes

og reinvesteres i nødvendigt omfang

–

og at der ikke ændres på netdimensioneringskriterierne. Grundet aldringen af

eltransmissionsnettet er der et stadig stigende behov for reinvesteringer. Det skyldes, at store dele af eltransmissions-

nettet er etableret i perioden 1960-1980, og dermed har nået sin forventede levetid. På baggrund af den store stigning i

behovet for reinvesteringer forventes et efterslæb på omkring to år for reinvesteringsprojekter i eltransmissionsnettet.

Efterslæbet skyldes, at anlæg, som Energinet har overtaget, generelt er i dårligere stand end forventet, samt at kabel-

handlingsplanen er blevet annulleret, så anlæg der i flere år var planlagt til kabellægning, nu i stedet skal reinvesteres.

Det forventes derfor at være nødvendigt at tage nogle linjer ud af drift i kortere perioder på grund af deres forringede

tilstand. Etablering af skærpet overvågning og ekstra beredskab vil være nødvendigt for at kunne håndtere den øgede

risiko forbundet med den forringede tilstand, og det aldrende eltransmissionsnet forventes derfor at påvirke elforsy-

ningssikkerheden negativt. Der pågår et arbejde med at vurdere konsekvenserne nærmere i relation til forsyning af el-

forbrug og aftag af elproduktion.

Den fremadrettede vurdering af nettilstrækkeligheden bygger på tilstanden af eltransmissionsnettet og den historiske

netdimensionering. Det forventes, at der fremadrettet vil være højere risiko for afbrud forårsaget af manglende nettil-

strækkelighed. Dette skyldes tilstanden af anlægsmassen grundet den fremskredne alder, og dermed stigende fejlsand-

synlighed, men også at Energinet vil vurdere samfundsøkonomien i de enkelte reinvesteringsprojekter og i visse tilfælde

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

31/108

midlertidigt afvige fra N-1 kriteriet og acceptere en kort periode med forhøjet risiko. Dette ses fx i forbindelse med rein-

vesteringer på Djursland, hvor nettet i perioden med reinvestering drives med én linje ude og altså uden N-1 sikkerhed.

Der er igangsat en række tiltag til at opveje stigningen i risiko som følge af det aldrende eltransmissionsnet. Blandt an-

det prioriterer Energinet kritiske projekter i forhold til elforbrugernes levering af el frem for projekter, som primært har

til formål at indpasse vedvarende energi. Der er ligeledes fokus på at udnytte muligheden for markedsløsninger. Ligele-

des ses på mulighederne for at fremme vedligehold på komponenter, som er kritiske for levering af el til elforbrugerne.

Dermed kan levetiden på visse komponenter forlænges, og tidspunktet for reinvestering kan udskydes.

Der har historisk ikke været afbrud af elkunder på grund af manglende nettilstrækkelighed. Energinet forventer, at der

vil opstå ca. ét afbrudsminut af elforbrugere pr. år i gennemsnit grundet manglende nettilstrækkelighed fremadrettet.

Dette skyldes prioriteringen af reinvesteringsprojekter og midlertidige afvigelser fra N-1 kriteriet.

Hvis tilstanden af eltransmissionsnettet viser sig at forværres hurtigere end forventet, vil det medføre et højere antal

afbrudsminutter. En markant forværring af tilstanden af eltransmissionsnettets komponenter vil føre til, at flere linjer

tages ud af drift, hvilket øger risikoen for, at el ikke kan flyde uhindret rundt i elsystemet. Energinet vurderer, at i til-

fælde af tilstanden af eltransmissionsnettet udvikler sig værre end forventet, kan der opleves et markant større antal

afbrudsminutter.

Robusthed

Elsystemet skal være robust over for fejl, så disse ikke påvirker

stabiliteten i elsystemet. Robusthed handler om stabiliteten i

elsystemet inden en fejl samt dynamikken (fx spændingsspring

eller -dyk) i elsystemet, lige når fejlen sker og i minutterne

derefter. Stabilitet dækker blandt andet over inerti, spæn-

dingsvariationer og reaktive effektflows.

For at sikre tilstrækkelig robusthed på længere sigt er det nød-

vendigt at kortlægge behovene præcist og teknologineutralt,

så alle elsystemets fremtidige enheder kan bringes i spil til at

løse behovet med et minimum af omkostninger for samfun-

det.

Anvendelsen af automation i eltransmissionsnettet er sti-

gende, da denne ligeledes kan anvendes til sikring af ro-

busthed. Dette skyldes, at automatiseringen kan reagere hur-

tigt på hændelser i eltransmissionsnettet. Energinet forventer

derudover på sigt at kunne optimere flow i det interne net ved

hjælp af automation og dermed blandt andet reducere nettab.

Risiko for særlige hændelser

Risikoen for særlige hændelser er en faktor, som

ligger ud over den forventede udvikling. Antallet af

afbrudsminutter inklusive ekstreme hændelser er

blevet opgjort siden 1999. I perioden var der i gen-

nemsnit 40 afbrudsminutter om året for hele el-

nettet. De to ekstreme hændelser, som førte til de

største afbrud af de danske elforbrugere, var grun-

det stormen i 1999 og det store blackout i Østdan-

mark og Sydsverige i 2003, som hver begge med-

førte over 100 afbrudsminutter.

Energinet arbejder hele tiden for, at store afbrud

ikke sker blandt andet ved opfølgning og læring

samt konsekvensvurdering på baggrund af drifts-

hændelser. Men det er ikke muligt at forudse og

tage højde for samtlige mulige kombinationer af

hændelser, uden at det vil have ekstreme sam-

fundsøkonomiske omkostninger.

Energinet vurderer på baggrund af sin afbrudsstatistik og de

igangsatte tiltag, at antallet af afbrudsminutter grundet manglende robusthed fastholdes på 1 minut, da Energinet lø-

bende arbejder på at optimere driften af elnettet i forhold til at sikre robustheden. Herudover er der en væsentlig usik-

kerhed i forhold til konsekvenserne af det aldrende elnet og det forestående reinvesteringsefterslæb, som kan betyde

øget fejlsandsynlighed og risiko for situationer, hvor ikke alle komponenter er tilgængelige.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

32/108

Historisk har de største afbrud af elforbrugere skyldtes manglende robusthed. Dette har været sjældne hændelser, hvor

der har været flere store uafhængige fejl på samme tid. Energinet arbejder hele tiden for, at store afbrud ikke sker

blandt andet ved opfølgning og læring samt konsekvensvurdering på baggrund af driftshændelser. Men det er ikke mu-

ligt at forudse og tage højde for samtlige mulige kombinationer af hændelser.

Netop kombinationen af muligheder kan betyde flere afbrudsminutter i tilfælde af hændelser, som ligger uden for Ener-

ginets dimensionering. Hændelser fra udlandet kan også forplante sig i det danske elnet og føre til afbrud. Således er

den danske robusthed ikke alene nok til at sikre mod alle hændelser. Hvis der over tid sker en forværring af robusthe-

den i det danske elnet eller i elnettene i Danmarks nabolande, kan det medføre, at hændelser i langt højere grad eskale-

rer og kan føre til blackouts. Det vurderes, at en sådan forværring kan medføre markant flere afbrudsminutter pr. år.

De historiske store afbrud har også direkte medført tiltag som fx kabellægningen af eldistributionsnettene som følge af

stormene omkring årtusindskiftet. Derfor har antallet af afbrudsminutter de seneste 10 år ligget på et gennemsnit om-

kring 20 minutter, se Figur 6 i afsnit 3.1 om elforsyningssikkerheden i 2018.

Det må dog forventes, at risikoen for ekstreme hændelser og omfanget af disse stiger proportionalt med, at tilstanden

af elnettet forringes. Hvis der reinvesteres og vedligeholdes mindre, alt andet lige, så stiger sandsynligheden for black-

out også.

Ekstreme hændelser er forholdsvis sjældne, hvilket afspejles i, at der ikke har været blackout i Danmark siden 2003.

Fastsættelse af sandsynligheden for en ekstrem hændelse må derfor baseres på en probabilistisk beregning. Anven-

delse af probabilistiske beregninger er væsentligt i forhold til Energinets risikovillighed. På baggrund af en probabilistisk

beregning opnås ikke en eksakt sandsynlighed for, at en ekstrem hændelse indtræffer, men derimod et udfaldsrum.

Udfaldsrummet for ekstreme hændelser kan illustreres i figur 12. Af figur 13 fremgår det, at der på baggrund af en

Monte Carlo-simulering i ca. 98 pct. af udfaldene vil være færre end 50 afbrudsminutter.

Figur 14 viser ligeledes, at der er en lille sandsynlighed (ca. 2 pct.) for store afbrud på over 100 afbrudsminutter. Figuren

illustrerer, at ved størstedelen af udfaldene er antallet af afbrudsminutter omkring planlægningsmålet. Der er dog sand-

synlighed for, at der opstår ekstreme hændelser, som medfører et blackout. I de tilfælde hvor udfaldene ikke ligger om-

kring planlægningsmålet, er resultatet typisk væsentligt over 100 afbrudsminutter.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

33/108

97,9

pct.

50 min.

2,1 pct.

Sandsynlighed

105

125

145

Afbrudsminutter

Figur 15 Illustration af sandsynlighedsbaseret tilgang til udfaldsrummet for særlige hændelser.

IT-sikkerhed

Den øgede digitalisering og anvendelse og afhængighed af IT-systemer til styring og overvågning af elsystemet betyder,

at nedbrud og fejl på IT-systemer i stadig større grad kan påvirke elforsyningssikkerheden. Dette gælder for alle aktører i

elsystemet. Energinet har i 2018 oplevet et stort IT-nedbrud, som dog ikke gav anledning til afbrydelse af elforbrugere.

Beredskabet i elsektoren skal sikre, at elforsyning kan fortsættes eller genoprettes med minimale konsekvenser i forbin-

delse med IT-hændelser. De nordiske TSO'er har også samarbejder om håndtering af større cyberangreb og -trusler.

Energinet forventer og arbejder målrettet på, at der ikke sker afbrud grundet manglende IT-sikkerhed. For at sikre retti-

dig udvikling og digitalisering af de driftskritiske processer i Energinets KontrolCenter El er en investering i etablering af

en ny digital driftsplanlægningsplatform besluttet. Den nye driftsplanlægningsplatform skal hjælpe Energinets Kontrol-

Center El med hurtigere og mere sikkert at kunne implementere fx nye forbindelser i eltransmissionsnettet i IT-

understøttelsen af driften af elsystemet. Efter overflytning til en ny og mere sikker platform vil driftsplanlægningssyste-

met blive fornyet løbende og sikre effektiv implementering af kommende nordiske og europæiske fællesplatforme og

sikkerhedsstandarder.

Historisk set har brister i IT-sikkerheden eller nedbrud af IT-systemer ikke haft alvorlige konsekvenser for den danske

elforsyningssikkerhed. Men over de senere år har fejl i IT-systemer ført til situationer med skærpet drift. Fx skyldtes den

eneste registrerede situation med skærpet drift i 2016 en IT-hændelse, der midlertidigt påvirkede kontrolcenterets

overvågning af elsystemet og suspenderede elmarkedet i en kort periode. I 2018 oplevede Energinet også et stort IT-

nedbrud, som indvirkede på driften. Ingen af hændelserne har ført til afbrud af elforbrugere.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

165

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

34/108

Indflydelsen af IT-systemer på et lands elforsyningssikkerhed blev yderligere understreget i december 2016, hvor Ukra-

ine oplevede et cyberangreb, som efterlod dele af landet uden elektricitet i flere timer, og cyberangrebet på virksomhe-

der i 2017, hvor IT-infrastrukturen hos især A.P. Møller

–

Mærsk A/S var hårdt ramt. Det vurderes, at hvis det danske

eltransmissionsnet påvirkes i samme grad, kan det medføre flere blackouts og derved markant flere afbrudsminutter til

følge.

4.2.2 Udvikling i eldistributionsnettene

I forhold til den forventede udvikling i antallet af afbrudsminutter har Energinet været i dialog med Dansk Energi og

heraf udvalgte repræsentanter fra netvirksomhederne. Formålet med denne dialog har været at opnå kendskab til for-

ventede ændringer i elnettet, som ikke ejes af Energinet. Følgende beskrivelse er udarbejdet i samarbejde med Dansk

Energi på vegne af netvirksomhederne.

Netvirksomhederne vurderer, at der ved de aktuelle reinvesteringsplaner vil ses en stigning i antallet af afbrudsminutter

frem mod 2030. Dette er illustreret i Figur 16. Netvirksomhederne vurderer, at antallet af afbrudsminutter forårsaget af

eldistributionsnettene vil være ca. 28 minutter i 2030. Antallet af afbrudsminutter fra eldistributionsnettene ligger i dag

på ca. 20 minutter.

Denne vurdering er baseret på følgende grundforudsætninger:

•

Netvirksomhederne fastholder nuværende reinvesteringsplaner (p.t. 2-3 mia. DKK pr. år).

Elforbruget forbliver på niveauet i 2018

–

ingen fremadrettet forbrugsstigning.

Vurderingen er baseret på fremskrivninger fra seks netvirksomheder, der sammenlagt repræsenterer ca. 70 pct. af el-

forbrugerne i Danmark. Den samlede fremskrivning inklusive de resterende netvirksomheder er derfor foretaget ud fra

forskellige antagelser. Der må forventes en betydelig variation netvirksomhederne imellem, da eldistributionsnettene

eksempelvis har forskellig alder. Som landsgennemsnit forventes en stigning i antallet af afbrudsminutter frem mod

2030, hvor der kan forventes ca. 28 afbrudsminutter.

Da en af grundforudsætningerne for fremskrivningen er fastholdelse af elforbruget på 2018-niveau, har netvirksomhe-

derne anvendt konservative antagelser om udviklingen hos de netvirksomheder, der ikke for nuværende har kunnet

prognosticere elforsyningssikerheden. Der er dog fortsat en ikke ubetydelig usikkerhed om fremskrivningen, der vil blive

søgt nedbragt.

Stigningen skyldes, at en stor del af komponenterne i eldistributionsnettene opnår deres forventede levetid over de

kommende år. Vurderingen er dermed alene drevet af den øgede fejlfrekvens, som ældre netkomponenter giver grun-

det stadiet i deres livscyklus. Efter 2030 forventes antallet af afbrudsminutter at stige yderligere frem mod midten af

2040'erne, hvor det forventes at stagnere. Stagnationen i antallet af afbrudsminutter sker som følge af, at udtjente

komponenter på det tidspunkt vil være reinvesteret.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

35/108

Antal afbrudsminutter pr. elforbruger

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Spredning

Forventet udvikling

Figur 16 Forventet udvikling i afbrudsminutter frem mod 2030 i eldistributionsnettene (gul streg). Herudover angiver

figuren den forventede spredning i afbrudsminutter for 80 pct. af netvirksomheder (grønt område). Kilde:

Dansk Energi.

Vurderingen tager ikke højde for den negative effekt på netkomponenters pålidelighed og restlevetid, som følge af øget

benyttelsesgrad og ændrede driftsformer. Ændrede driftsformer inkluderer blandt andet en stigning i antallet af elbiler

og elvarmepumper samt øget tilslutning af decentrale produktionsenheder som vindmøller og solceller. Disse ting har

indflydelse på eldistributionsnettenes benyttelsesprofil. Andre forhold såsom hyppigere ekstreme vejrhændelser fx

stormflodsoversvømmelser er ligeledes ikke inkluderet i vurderingen. Disse hændelser forventes også at kunne påvirke

fremskrivningen af antallet af afbrudsminutter negativt. Omvendt tages heller ikke forbehold for de positive effekter af

effektivisering og innovation.

At der kan være stor variation mellem forventningerne hos de enkelte netvirksomheder skyldes i høj grad den historiske

udbygning af eldistributionsnettene. Elektrificeringen af Danmark er geografisk sket i forskellige tempi, hvorfor eldistri-

butionsnettene er på forskellige stadier i deres livscyklus. Netvirksomhedernes størrelse kan ligeledes have indflydelse

på antallet af afbrudsminutter pr. elforbruger fra år til år i et normalår. I en lille netvirksomhed kan fejl på grund af fejle-

nes stokastiske natur føre til relativt store udsving fra år til år i antallet af afbrudsminutter. Hvorimod disse udsving er

mindre for specielt Danmark som helhed, hvor mængden af netkomponenter, der er i risiko for at fejle et år, er væsent-

lig større.

Netvirksomhedernes forventninger

Netvirksomhederne vil arbejde videre med at raffinere vurderingen af udviklingen i afbrudsminutter inklusive følsomhe-

der ved ændringer i forudsætningerne. Vurderingen er dermed et første bud på et basis-scenarie. Der pågår samtidig

arbejde med at identificere tiltag til påvirkning af antallet af afbrudsminutter samt omkostninger/gevinster forbundet

hermed.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

36/108

Netvirksomhederne vurderer, at fastholdelse af det nuværende antal afbrudsminutter fra eldistributionsnettene vil

være forbundet med meget store omkostninger. Det er ikke vurderet, om disse omkostninger modsvarer den sam-

fundsøkonomiske gevinst ved opretholdelse af elforsyningen.

Det vurderes, at det i særdeleshed på nuværende tidspunkt er tilstanden af de olie-papir isolerede kabler, som er an-

vendt i 10-20 kV-nettene, som er årsag til udviklingen i antallet af afbrudsminutter. Denne kabeltype er primært an-

vendt i landets større byer. En forceret udskiftning af disse kabler vil betyde omfattende gravearbejde med store gener

for trafikanter og beboere til følge.

Stadiet i kablernes livscyklus medfører, at fejlfrekvensen er stigende. Udviklingen kan påvirkes ved massive ny- og rein-

vesteringer i eldistributionsnettene. Om end stigningen kan minimeres, vurderes det ikke muligt fuldstændigt at fast-

holde det historisk lave antal afbrudsminutter, som det opleves i dag.

Elnettene er generelt set blevet udbygget samtidigt i hele Europa, hvorfor andre lande må forventes at have et lignende

behov for udskiftning af netkomponenter. Dette kan påvirke mulighederne for fremskaffelse af nødvendige materialer

og ressourcer til en forceret reinvestering i eldistributionsnettene.

Netvirksomhederne ønsker at fastlægge niveauet for elforsyningssikkerhed ud fra en samfundsøkonomisk tilgang, hvor

VoLL inddrages i planlægning og reinvesteringer. Denne samfundsøkonomiske tilgang er ikke nødvendigvis i overens-

stemmelse med den nuværende økonomiske regulering.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

37/108

5. Tiltag til at understøtte elforsyningssikkerheden

Den danske elforsyningssikkerhed har historisk været meget høj, og den forventes også at være meget høj i de kom-

mende år.

Energinet har igangsat en række tiltag for at opretholde den høje elforsyningssikkerhed. Energinet har derudover udar-

bejdet forslag til tiltag, hvis ministeren ønsker at sænke eller hæve elforsyningssikkerheden. Tiltagene er forsøgt kvanti-

ficeret, men omkostningerne og forventede afbrudsminutter er behæftede med betydelig usikkerhed. Ved ønske om at

igangsætte et eller flere tiltag vil Energinet forud for en egentlig beslutning kvantificere de konkrete tiltag yderligere.

Energinet har allerede igangsat en række tiltag til at understøtte elforsyningssikkerheden. Tiltagene i afsnit 5.1. Reinve-

steringer og netudbygninger er yderligere beskrevet i Energinets

Reinvesterings-, Udbygnings- og Saneringsplan

(RUS-

planen). Disse tiltag vil Energinet arbejde videre med, medmindre der ønskes store økonomiske besparelser på elforsy-

ningssikkerheden, se Tabel 2. Tiltagene understøtter en elforsyningsmæssig tilgang om at sikre et højt niveau af elforsy-

ningssikkerhed, men er også afgrænset af samfundsøkonomiske hensyn, der tilsiger, at omkostningerne skal stå mål

med den øget elforsyningssikkerhed. Omkostningerne hertil er beskrevet i 5.1.3.

Ligeledes har netvirksomhederne igangsat en række tiltag for at understøtte elforsyningssikkerheden. Tiltagene er be-

skrevet i afsnit 5.2. Ønskes et andet planlægningsmål for eldistributionsnettet, kan der skues op og ned for tiltagene.

De økonomiske konsekvenser er beskrevet i afsnit 5.2.1.

For at sikre indfrielsen af det anbefalede planlægningsmål, under de store forandringer i elsystemet og usikkerheden

der følger heraf, er det Energinets vurdering ud fra de nuværende analyser, at der kan opstå et behov for at etablere et

"sikkerhedsnet" under effekttilstrækkeligheden i Østdanmark. Derfor har Energinet påbegyndt arbejdet med at forbe-

rede godkendelsen af en midlertidig strategisk reserve. Tiltaget omkring en midlertidig strategisk reserve er beskrevet i

afsnit 5.3. De foreløbige analyser viser, at en midlertidig strategisk reserve er den samfundsøkonomiske bedste løsning

til at sikre effekttilstrækkeligheden på, såfremt de forestående markedsreformer ikke løser hele den forventede udfor-

dring med effekttilstrækkeligheden.

Ønskes et højere eller lavere niveau for forsyningssikkerhed end den forventede udvikling, beskrevet i kapitel 3.2, kan et

eller flere tiltag, beskrevet i afsnit 5.4, igangsættes. De samlede økonomiske konsekvenser afhænger af de valgte tiltag.

5.1

Igangsatte tiltag i eltransmissionsnettet

Energinet igangsætter løbende tiltag til sikring af elforsyningssikkerheden. Disse tiltag er med til at sikre den forventede

udvikling i elforsyningssikkerheden beskrevet i Kapitel 3.2. Ligeledes er der igangsat tiltag i eldistributionsnettene. Den

præcise effekt af tiltagene har det ikke været muligt at vurdere, specielt for tiltag hvor effekten først ses langt senere.

Tiltagene kan overvejende inddeles i to kategorier. Enten som markedsreformer eller tiltag inden for anlæg og system-

drift af elsystemet. Energinet iværksætter som udgangspunkt tiltag, som skaber samfundsøkonomisk værdi. Således

tilstræbes at finde de mest omkostningseffektive værktøjer til at reducere risikoen for afbrud af elforsyning.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

38/108

Sikring af

elforsyningssikkerhed

Markedsreformer

Anlæg og

systemdrift

Day-ahead og

intraday

markedsreformer

Markedet for

systemydelser

Vedligehold og

rettidig

reinvestering

Automation og

digitalisering

Figur 17 Eksempler på igangsatte tiltag til sikring af elforsyningssikkerheden.

5.1.1 Markedsreformer

I de seneste år er der allerede implementeret og taget initiativ til en række markedstiltag, der har til formål at forbedre

effekttilstrækkelighedssituationen i Danmark og Europa. Det er et fællestræk for mange af markedstiltagene, at de bi-

drager til effekttilstrækkeligheden ved at styrke elmarkedets prissignaler. Det skaber økonomisk incitament for både

produktions- og forbrugssiden til at agere på en måde, der fremmer effekttilstrækkeligheden.

På nuværende tidspunkt er det ikke muligt at kvantificere effekten af markedstiltagene samt de initiativer, Energinet

har iværksat for at fremme fleksibelt forbrug. Energinet analyserer løbende effekten af de implementerede og igangvæ-

rende markedstiltag blandt andet ved at overvåge udviklingen i effekttilstrækkeligheden og dermed virkningen af mar-

kedstiltagene, herunder udviklingen i prisfleksibelt elforbrug. Derudover har Energinet igangsat et arbejde med at udar-

bejde en detaljeret plan for markedsreformer i forhold til ansøgningsproces om en midlertidig strategisk reserve.

Elmarkedet udvikles gennem en række konkrete tiltag (forventet implementeringsår angivet i parentes).

International markedskobling (2021)

Fortsat udvikling af den grænseoverskridende markedskobling af både day-ahead- (2014) og intraday (2018) marke-

derne samt udvikling af nye metoder for beregning af kapaciteten på udlandsforbindelserne, kaldet flow based, er det

der skal sikre mere effektiv anvendelse af den faktiske kapacitet. Fælles beregningsmetoder på kapaciteten på udlands-

forbindelser på tværs af lande forventes samlet set at give en bedre samfundsøkonomi via mere optimal udnyttelse af

de eksisterende udlandsforbindelser på tværs af Europa. Som et mindre land, og med udlandsforbindelser med kapaci-

tet højere end peak forbruget, har Danmark stor gavn af de internationale markeder. Markederne bidrager blandt an-

det til at reducere omkostninger til opretholdelse af forsyningssikkerheden og en effektiv integration af vedvarende

energi.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

39/108

Ubalanceafregning (2020-2025)

Som følge af implementering af neteglerne vil der komme en reform af ubalanceafregningen, så denne bedre afspejler

omkostningerne ved balancering af systemet samt indførelse af en tidsopløsning på 15 minutter samt øgede prislofter i

day-ahead- (2014) og intraday- (2018) markedet. Prisloftet fjernes i balancemarkedet som følge af Clean Energy

Package. Implementering af ny ubalanceafregning og overrgang til 15 minutters tidsopløsning diskuteres og fastlægges i

Nordic Balancing Model (NBM).

Det styrker prissignalerne på både produktions- og forbrugssiden af elmarkedet, og derved incitamentet for elmarke-

dets aktører til at balancere forbrug og produktion. Det er målsætningen, at implementering af disse markedsændringer

i de kommende år yderligere vil tilskynde markedets aktører til at reagere fleksibelt på elpriserne og i højere grad selv

sikre balancen for produktion og forbrug. Det er Energinets forventning, at en lavere tidsopløsning kan gøre det lettere

(og mere attraktivt) for teknologier med begrænset energilager og forbrugsteknologier at deltage i systemydelsesmar-

kederne. Reformerne ventes således at bidrage til at opretholde effekttilstrækkeligheden.

Reform af systemydelsesmarkederne (2019-2022)

Reform af systemydelsesmarkederne blandt andet gennem reduktion af budstørrelser og fokus på sikring af optimal

tilvejebringelse af ydelser til sikring af elforsyningssikkerheden. Ved at nedbringe budstørrelserne kan fleksibilitet fra

mindre enheder udnyttes mere optimalt.

Herudover er der fokus på at fremme fleksibelt elforbrug ved at motivere nye leverandører af fleksibilitet til at sætte

projekter i drift og teste disse i pilotprojekter. Ved at opstarte pilotprojekter får markedsaktørerne mulighed for at teste

samtidig med, at der udvikles, og Energinet får mulighed for at indhente erfaringer løbende, så eventuelle barrierer kan

reduceres hurtigere og mere effektivt. Ved at få nye aktører ind i markederne for systemydelser øges konkurrencen på

markederne. Det er med til at sikre samfundsøkonomisk optimalt indkøb af ydelser til sikring af elforsyningssikkerhe-

den.

Integration i nye nordiske og europæiske balanceplatforme for systemydelser. De nye internationale balanceplatforme

vil også føre til nye dimensioneringskrav. Der vil ydermere også komme et stigende fokus på brugen af de automatiske

reserver til at sikre balancen tættere på driftsøjeblikket. De nye balanceringsplatforme øger konkurrencen og sikrer

samfundsøkonomisk optimal udnyttelse af reserver på tværs af landegrænserne. Internationale markeder kan ligeledes

betyde øgede afsætningsmuligheder for danske aktører.

Det betyder, at Energinet i højere grad kan forvente, at der er reserver til rådighed i vores nabolande, og dermed får

Energinet adgang til flere ressourcer til balancering af elsystemet.

Implementering af en aggregatorrolle (2019-2020)

Implementering af en aggregatorrolle i markedsforskrifter; herunder et pilotprojekt for udvikling af en aggregatorrolle

uden kontrakt med en balanceansvarlig aktør. Aggregatorer skal forsimple adgangen til markedet ved at gøre det muligt

for små distribuerede ressourcer at levere fleksibilitet til markedet gennem en aggregator og være med til at reducere

transaktionsomkostninger for særligt mindre aktører.

Engrosmodel og timeafregning af små og mellemstore elforbrugere (2020)

DataHub (2016) og Engrosmodel (2016), der har ændret rollerne i elmarkedet og understøtter fremadrettet udvikling af

nye produkter og services til elforbrugerne. Fx forretningsmodeller, hvor elforbrugere kan få fordel af at bidrage til ef-

fekttilstrækkeligheden gennem fleksibel adfærd. Indfasning af timeaflæste elmålere og timeafregning (flexafregning,

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

40/108

2017) af alle elforbrugere. Det betyder, at alle elforbrugere kan blive afregnet efter deres faktiske timemæssige elfor-

brug, og at elhandlere vil blive holdt ansvarlige for deres kunders faktiske forbrug i alle situationer. Dette betyder, at

potentielt, at alle danske elforbrugere kan agere fleksibelt som reaktion på de prissignaler, der udsendes i markedet.

Forbrugsfleksibilitet

Energinet har iværksat et overordnet program, der sigter mod at fremme fleksibelt elforbrug. Programmet fokuserer på

deling af viden om markedsmuligheder gennem dialog med markedsaktørerne, så nye leverandører af fleksibilitet moti-

veres til at indgå i markedet. Energinet tror på, at nye idéer opstår i markedet, blandt de markedsaktører der har finge-

ren på pulsen. Energinet derimod har en viden om elmarkederne på tværs og kan som markedsaktørens sparringspart-

ner bidrage med viden og afklaring, der kan være kompleks at opnå på egen hånd. Det betyder mere smidige processer

og et kortere udviklingsforløb.

I dialogen med markedsaktørerne udveksles erfaringer, så markedsrammer og regler kan følge udviklingen, ligesom

Energinet kan oplyse markedsaktørerne om fremtidige udviklingsretninger. Der laves derudover konkrete pilotprojek-

ter, der skal bidrage til at identificere behov for tilpasning af markedets rammer.

5.1.2 Anlæg og systemdrift

Grundet den historiske udbygning af elnettet er det særligt reinvestering i anlægskomponenter, som er i fokus. Elforsy-

ningssikkerhed sikres gennem en kombination af tiltag inden for planlægning, systemdrift, vedligehold og beredskab alt

efter behov og den samfundsøkonomiske konsekvens.

Netdimensionering

Energinet driver eltransmissionsnettet ud fra en række driftskrav fra den europæiske netregel

System Operation Guide-

line

(SO GL), som opfyldes ved at drive eltransmissionsnettet efter N-1 princippet. Det betyder, at én vilkårlig intern

fejl i det danske eltransmissionsnet ikke påvirker udmeldte kapaciteter på handelsforbindelser. Der er ingen internatio-

nale krav til det interne eltransmissionsnet, men for at opretholde det nuværende niveau af elforsyningssikkerhed dri-

ves det interne eltransmissionsnet også efter N-1 princippet.

Vedligeholdelse og rettidige reinvesteringer

Tilstrækkeligheden i eltransmissionsnettet baserer sig ligeledes på tilgængeligheden af det eksisterende net. Tilgænge-

ligheden afhænger blandt andet af de enkelte komponenters tilstand, der kan sikres ved tilstrækkelig vedligeholdelse.

Vedligeholdelse og rettidige reinvesteringer sikrer, at eltransmissionsnettet kan drives sikkert og dermed opfylde de

krav, det er bygget efter.

Energinet har i RUS-planen beskrevet, at Energinet er 2 år bagud i forhold til planlagte reinvesteringer. Efterslæbet skyl-

des, at anlæg, som Energinet har overtaget, generelt er i dårligere stand end forventet, samt at kabelhandlingsplanen er

blevet annulleret, så anlæg, der i flere år var planlagt til kabellægning nu, i stedet skal reinvesteres. Energinet imøde-

kommer denne problematik blandt andet ved en ny programtankegang og prioritering af projekter i henhold til tilstand

og kritikalitet.

For at sikre robustheden er det nødvendigt at have et stabilt og driftssikkert eltransmissionsnet. Her er reinvesteringer

også vigtige, da opbrugt levetid har direkte indflydelse på komponenters fejlsandsynlighed. Den opbrugte levetid bety-

der, at komponenter skal tages ud af drift af hensyn til sikkerheden for driftspersonalet og/eller borgere.

Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

41/108

Skærpet overvågning og øget vedligehold

For at begrænse effekten af det aldrende eltransmissionsnet kan Energinet styre risikoen ved hjælp af implementering

af et digitaliseringsprogram for øget tilstandsovervågning samt øge vedligeholdet på kritiske komponenter for at for-

længe levetiden. Dette forventes at have en meromkostning på 10-30 mio. DKK pr. år.

Driftsplanlægning og prognoser

Energinet har implementeret nye IT-systemer for at understøtte overvågningen af elsystemet i kontrolcenteret. Kon-

trolcenteret har blandt andet implementeret et IT-system til analyse af data med høj frekvens (PMU-data). Disse data

benyttes til at analysere frekvensafvigelser og kortslutningsniveau. PMU-data giver et overblik som tidligere ikke har

været muligt, men bliver mere og mere nødvendigt, i takt med at traditionelle kraftværker udskiftes med produktion fra

vedvarende energi. Derudover arbejder Energinet hele tiden på at udvikle og forbedre værktøjer til prognosticering af

forbrug og produktion, således at prognoserne hele tiden bedst muligt afspejler udviklingen, hvor især produktions-

mønstrene ændrer sig markant i takt med indpasning af mere produktion fra vedvarende energi. Prognoseværktøjet er

et essentielt element i en proaktiv balancering af elsystemet. Energinet arbejder ydermere for hele tiden at optimere

kontrolcenterets driftsplanlægningsværktøjer for at understøtte udviklingen i elmarked og driften af elsystemet.

Disse nye IT-systemer er med til at sikre en høj elforsyningssikkerhed gennem en stabil drift af elsystemet med en stadig

stigende andel produktion fra fluktuerende energikilder.

Behovsvurdering for systemydelser

Energinet har som systemoperatør brug for en række ydelser til at opretholde frekvensen, balancen og spændingen i

elsystemet og dermed elforsyningssikkerheden

–

disse ydelser kaldes samlet set for systemydelser. Ydelserne er nød-

vendige for at sikre en stabil og sikker drift af elsystemet.

En lang række systemydelser skaffes i dag gennem velfungerende markeder eller igen-

nem løbende markedsudbud. Energinet arbejder for, at flere systemydelser skal mar-

kedsgøres via markeder eller udbud, i takt med at eksisterende eller nye behov for sy-

stemydelser kan beskrives og omsættes til produkter, der kan købes på markedsbase-

rede vilkår.

Formålet med behovsvurderingen for systemydelser er at beskrive eksisterende behov

for systemydelser i elsystemet, specificere og dokumentere nye konkrete behov og be-

skrive, hvorledes Energinet arbejder med at markedsgøre disse som systemydelser.

Energinet anvender typisk pilotprojekter, når nye typer af systemydelser skal markeds-

gøres.

Automation

Energinet anvender i stigende grad automation i eltransmissionsnettet, da denne ligeledes kan anvendes til sikring af

robusthed. Dette skyldes, at automatiseringen kan reagere hurtigt på hændelser i eltransmissionsnettet. Energinet for-

venter derudover på sigt at kunne øge udnyttelsen af det interne net ved hjælp af automation; og dermed alt andet lige

øge nettilstrækkeligheden.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

42/108

Netudbygning

Energinet udbygger eltransmissionsnettet for at sikre, at det stigende elforbrug har adgang til elektricitet.

Den stigende udbygning af elproduktion fra vedvarende energi, som er tilsluttet eldistributionsnettene, fører ligeledes

visse steder i Danmark til lokale udfordringer med overbelastning af elnettet. Udfordringerne skyldes generelt, at elpro-

duktion fra vedvarende energi kan bygges hurtigere, end eltransmissionsnettet kan udbygges. I de fleste tilfælde er net-

udbygninger den samfundsøkonomisk bedste løsning til at integrere mere elproduktion fra vedvarende energi. Indtil

udbygningerne er gennemført, kan der være lokale udfordringer, hvor alternative løsninger må anvendes.

IT-sikkerhed

Den øgede digitalisering samt anvendelse og afhængighed af IT-systemer til styring og overvågning af elsystemet bety-

der, at nedbrud og fejl på IT-systemer i stadig større grad kan påvirke elforsyningssikkerheden. Dette gælder for alle

aktører i elsystemet. Energinet arbejder derfor på en løbende kvalitetssikring af IT-systemer. Center for Cybersikkerhed

vurderer, at truslen fra cyberspionage og cyberkriminalitet er meget høj. Energinet har i den seneste tid set en intensi-

vering i aktiviteter af denne type, og arbejder derfor for at forebygge cyberangreb.

5.1.3 Omkostninger til eltransmissionsnettet

Energinet har en række omkostninger for at opretholde sine forpligtelser i

Lov om elforsyning.

Energinets omkostninger

kan deles op i driftsomkostninger, afskrivninger og finansiering. Udvalgte omkostninger og investeringer til sikring af

elforsyningssikkerheden er vist i Tabel 4. Det er svært at definere de præcise omkostninger til sikring af elforsyningssik-

kerheden, da det principielt er hele værdikæden, som bidrager til denne. Omkostningerne dækker blandt andet også

udbygning af net til indpasning af vedvarende energikilder og udbygning af udlandsforbindelser grundet potentielle

handelsgevinster. Energinets samlede omkostninger kan ses i Energinets årsrapport.

Driftsomkostninger indeholder blandt andet omkostninger til drift og vedligehold af elnettet, kontrolcenterdrift og mar-

keds- og systemudviklingsaktiviteter samt personaleomkostninger. Investeringerne afskrives og finansieres over leveti-

den. De årlige afskrivninger og finansieringsomkostninger indgår som en del af den årlige tarif.

Tabel 4 viser udvalgte omkostninger, som fordeles på alle elforbrugerne over Energinets tarif. Driftsomkostninger inde-

holder blandt andet personaleomkostninger, KontrolCenter EL, vedligehold og andre driftsomkostninger. Driftsomkost-

ningerne fastholdes for Elsystemansvar i faste priser, men stiger for Eltransmission som følge af en øget anlægsmasse

og et efterslæb på vedligehold.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

43/108

Energinets omkostninger

(2019-priser)

(mio. DKK)

Driftsomkostninger

Energinet Elsystemansvar og

Eltransmissions driftsom-

kostninger

Systemydelser

Investeringer

Reinvesteringer

Netforstærkninger

Pålagte projekter

Kabelhandlingsplan og for-

skønnelse

Udlandsforbindelser

Tabel 4

2019

2022

2030

2019-2030

800

900

1.000

11.000

600

850

800

9.000

600

1.500

1.700

1.800

100

3.200

1.500

1.300

17.000

18.000

600

1.600

11.000

Forventede omkostninger til sikring af elforsyningssikkerheden for Energinet (2019-priser). Større investerin-

ger skal godkendes af relevante myndigheder. Omkostningerne afspejler ikke det aktuelt øgede behov for ved-

ligehold. Ligeledes understøtter omkostningerne ikke alene elforsyningssikkerheden, men også elmarkedet og

indpasning af VE.

Fremskrivningen er udarbejdet på baggrund af de forventede investeringer, som er nødvendige for at sikre driften og

udviklingen af de aktiviteter, som Energinet har ansvaret for. De forventede investeringer er fastlagt på baggrund af

godkendte investeringsprojekter og de fremtidige planlagte investeringer.

Både interne og eksterne forhold kan påvirke de investeringer, som er under gennemførelse, eller som er planlagt til at

skulle gennemføres i den kommende periode frem mod 2030. Myndighedsgodkendelser, politiske beslutninger om ka-

bellægning, aftaler med nabo-TSO'er eller ønsker fra fx datacentre eller andre om tilslutning til transmissionsnettet er

usikkerheder, der vil påvirke investeringerne i de enkelte år. Særligt i perioden 2022-2030 er fremskrivningen behæftet

med stor usikkerhed, da elsystemet er under hastig forandring grundet omstillingen til vedvarende energikilder.

I perioden 2019-2022 er der budgetteret 5,3 mia. DKK til reinvesteringer i eltransmissionsnettet svarende til godt 1,3

mia. DKK pr. år. Dette svarer til en reinvesteringsfaktor på 2-3 pct. i forhold til den oprindelige anskaffelsesværdi af el-

transmissionsaktiver (eksklusive udlandsforbindelser). Frem mod 2030 forventer Energinet at fastholde en reinveste-

ringsfaktor på 2-3 pct., hvilket svarer til 1,5 mia. DKK pr. år.

Netforstærkninger af transmissionsnettene er typisk foranlediget af øget belastning på grund af ændringer i forbrug og

produktion eller andre nødvendige behov for interne netforstærkninger som følge af ændringer i omgivelserne omkring

det danske transmissionsnet. I perioden 2019-2022 er der budgetteret 5,8 mia. DKK til investeringer i netforstærkninger

i eltransmissionsnettet. Der en del større igangværende investeringsprojekter i netforstærkning, som medfører en hø-

jere omkostning de kommende år end hidtidig. Frem mod 2030 forventer Energinet at fastholde et gennemsnitsniveau

af netforstærkninger, hvilket svarer til 1,3 mia. DKK pr. år.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

44/108

Investeringer i pålagte projekter, kabellægning og forskønnelse dækker over nettilslutninger til havmølleparker, kyst-

nære møller, kabellægning af udvalgte strækninger i 132/150 kV-transmissionsnettet og forskønnelse. I Investerings- og

finansieringsplanen for 2019-2022, som ministeren og Folketingets økonomiudvalg har godkendt, forventes investerin-

gerne at udgøre i alt 0,8 mia. DKK, hvoraf projekter til nettilslutning af vindmølleparker udgør 0,6 mia. DKK, og kabel-

lægning og forskønnelse udgør 0,2 mia. DKK. Efter 2020 ændres reglerne for ilandføring af nye havvindmølleparker.

Omkostninger til offshoredelen af ilandføringen havvindmølleparken Thor skal aktørerne selv afholde. Det vides endnu

ikke, om denne praksis kommer til at gælde øvrige nye havvindmølleparker. De afledte netforstærkninger angiver vi

under almindelige "Netforstærkninger". Omkostningen til kabellægning og forskønnelse falder frem mod 2028, hvoref-

ter der ikke er flere planlagte projekter.

Investeringer i nye udlandsforbindelser eller reinvesteringer i eksisterende forbindelser forventes i investeringsplanen

for 2019-2022 at udgøre 7,9 mia. DKK. Investeringer i nye udlandsforbindelser sker på baggrund af samfundsøkonomi-

ske vurderinger. Nye elforbindelser mod naboområder etableres som følge af de fordele, som fx en sikring af forsy-

ningssikkerheden vil have, en øget forbruger-/producentnytte eller en realisering af flaskehalsindtægter ved brug af

forbindelserne. Frem mod 2024 forventes der høje investeringsomkostninger primært til etablering af Viking Link. Efter

2025 er der endnu ingen planlagte projekter.

Omkostningen til balancering og systemydelser udgør en væsentlig del af Energinets tarif og er påvirket af elprisen og

udviklingen i internationale systemydelsesmarkeder samt udbygningen med vedvarende energi og den termiske kapaci-

tet. Øget vedvarende energi kan give større ubalancer og øge behovet, og en reduktion i den termiske kapacitet kan

øge priserne for reserver, da udbuddet alt andet lige mindskes. Samtidig er der ved at blive implementeret ny europæ-

isk regulering, som påvirker balanceringsmetoder og stiller krav til mængden af tilgængelige balanceringsressourcer. De

nye internationale markeder for systemydelser forventes at øge konkurrencen for systemydelser og dermed prisudvik-

lingen, men implementeringen er behæftet med usikkerhed fra regulatorgodkendelser, aftaler med deltagende TSO'er

og implementeringen af nye IT-systemer. Energinet arbejder aktivt for at påvirke ny regulering og kravfastsættelse til

fordel for danske forhold og presser på, for at implementeringen af nye internationale markeder sker hurtigst muligt.

Dertil gør Energinet en stor indsats for at få vedvarende energi, nye teknologier og forbrugere til at bidrage til at øge

fleksibiliteten i elsystemet og dermed bidrage til en samfundsøkonomisk optimal balancering af elsystemet. Udviklingen

er afhængig af internationale processer og aktører, og der er usikkerhed om timingen og effekten af de forskellige tiltag.

I de kommende år forventes en betydelig øget omkostning til indkøb af reservekapacitet. På sigt forventes omkostnin-

gerne at stabilisere sig, når de internationale markeder er i drift, og effekten af nye aktører begynder at slå igennem.

Generelt forventes omkostninger til reservekapacitet at blive højere end i dag. Ændringer i nuværende antagelser om

kapacitetsudvikling og timing af implementering af regulering og markeder kan derfor for enkelte år påvirke niveauet i

både positiv og negativ retning.

5.2

Mulige tiltag i eldistributionsnettene

Eldistributionsnettene er designet og bygget med henblik på at begrænse tiden, hvor elforbrugere er afbrudt ved an-

lægsfejl eller arbejde i eldistributionsnettene. Netvirksomhederne har således tiltag, som kan implementeres for at

sænke afbrudsminutterne i en driftssituation. Alle tiltagene er igangsat, men i forskellig grad på tværs af netvirksomhe-

derne. Tiltagene kan implementeres hurtigere for at øge elforsyningssikkerheden eller reduceres for at spare på om-

kostningerne. Tiltagene i dette afsnit er foreløbige, og forventes at kunne uddybes i fremtidige udgivelser af Redegø-

relse for elforsyningssikkerhed.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

45/108

Intelligens og fjernkontrol

Installering af intelligens og fjernkontrol i stationer vil kunne påvirke antallet af afbrudsminutter i eldistributionsnet-

tene, da der sikres mulighed for hurtigt at kunne foretage koblinger i eldistributionsnettene, når behovet herfor opstår.

På den måde kan reetableringstiden efter en fejl nedbringes. Dette tiltag medvirker til at reducere antallet af afbrudsmi-

nutter. Antallet af afbrydelser af elforbrugere påvirkes ikke, men varigheden af afbrydelserne reduceres.

Intelligens og fjernkontrol installeres allerede i dag i stationer, hvor netvirksomhederne finder det strategisk fordelag-

tigt. Der er dog stor forskel på, hvor udbredt anvendelsen af dette tiltag er netvirksomhederne imellem.

Asset management-systemer og digitalisering

Ved implementering af asset management-systemer og processer kan ressourcerne til drift og vedligeholdelse af eldi-

stributionsnettene anvendes der, hvor den største effekt opnås. Dette kan eksempelvis være i forhold til reducering i

afbrud af elforbrugere og opretholdelse af oppetiden i eldistributionsnettene. Hertil kommer, at asset management

anvendes i forhold til løbende at forbedre strategierne for reinvestering.

Tiltaget vil kunne bidrage til at udskyde den forventede stigning i afbrudsminutter. Det er her nødvendigt at påpege, at

netvirksomhederne allerede i dag har en vis grad af tiltaget implementeret. Det må som udgangspunkt forventes, at

yderligere implementering sker af sig selv, såfremt dette har positiv indflydelse selskabsøkonomisk for netvirksomhe-

derne. Det er dog meget forskelligt, på hvilket stadie de enkelte netvirksomheder er i forhold til denne implementering,

hvorfor potentialet i tiltaget er svært at fastsætte.

Reinvesteringer

Der er grundlæggende et stigende behov for at reinvestere i eldistributionsnettene, hvis udetiden ikke skal stige. Dette

gælder i særdeleshed for olie-papir isolerede kabler og netstationer. Dette skyldes eldistributionsnettenes stigende al-

der. Mange netkomponenter er nået til et stadie i deres livscyklus, hvor de begynder at udvise stigende fejlfrekvens.

Ønskes det at fastholde det nuværende og historisk lave antal af afbrudsminutter, vurderer netvirksomhederne, at der

under alle omstændigheder er behov for betydeligt flere reinvesteringer i eldistributionsnettene. Dette er det primære

tiltag i eldistributionsnettene i forhold til påvirkning af elforsyningssikkerheden.

5.2.1 Økonomiske konsekvenser for eldistributionsnettene

Netvirksomhederne vurderer for nuværende, at antallet af afbrudsminutter vil stige som konsekvens af de nuværende

reinvesteringsplaner. Dette er antaget at være et basis-scenarie i forhold til udviklingen i elforsyningssikkerheden. Der

arbejdes fortsat med en konkretisering af mulighederne for påvirkning af antallet af afbrudsminutter fra eldistributions-

nettene og omkostningerne forbundet hermed.

Målsætningen for netvirksomhederne er inden for en kort årrække at præsentere fire scenarier for henholdsvis mindre

og større forbedringer/reduktioner af elforsyningssikkerheden i forhold til basis-scenariet. Scenarierne vil både omfatte

estimater for omkostninger og besparelser ved henholdsvis forøgelse eller reduktion af elforsyningssikkerhed i 2030.

Netvirksomhederne forventer samlet at bruge 2-3 mia. DKK pr. år frem mod 2030 for at fastholde reinvesteringsomfan-

get.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

46/108

Case

50 % bedre end base case

30 % bedre end base case

BASE CASE

50 % ringere end base case

4 x ringer end base case

Tabel 5

Gennemsnitlige afbrudsminutter i

et normalår

Under 15 minutter

15-22 minutter

22-29 minutter

30-75 minutter

76-120 minutter

Samlede investeringsomkostninger

i 2020-2030

Væsentligt større

Noget større

20-30 mia. DKK

Noget færre

Væsentligt færre

Illustration af scenarier for afbrudsminutter og investeringsomkostninger. Kilde: Dansk Energi.

Anmærkning. Ved fastholdelse af netvirksomhedernes aktuelle reinvesteringsplaner forventes de samlede in-

vesteringsomkostninger at være 20-30 mia. DKK, opgjort i 2017-priser. De gennemsnitlige afbrudsminutter i

et normalår tager udgangspunkt i fremskrivningens forudsætninger, jævnfør ovenfor.

En ændring i omfanget af reinvesteringer ses som nævnt som det primære tiltag for netvirksomhederne til påvirkning af

elforsyningssikkerheden. I takt med at de anlægskomponenter, som udgør eldistributionsnettene, bliver ældre, vil deres

fejlsandsynlighed begynde at stige. Dette sker, når levetiden er opbrugt

–

anlægskomponenterne har gennemlevet de-

res livscyklus. Dette ses fx i øjeblikket for 10 kV olie-papir isolerede kabler. En forceret udskiftning af denne kabeltype vil

kræve en høj årlig udskiftningsrate, hvis antallet af afbrudsminutter skal påvirkes i 2030.

Hvis alle olie-papir isolerede kabler skal udskiftes i løbet af de kommende 10 år, vil det betyde et mere omfattende gra-

vearbejde end normalt, da der vil skulle udskiftes ca. 1.600 km kabler årligt. Dette vil have store omkostninger for elfor-

brugerne, da investeringerne skal finansieres over nettarifferne. Derudover vil det være meget generende for borgere.

Det skyldes, at kablerne primært ligger i byområder. Her er gravearbejde dyrt, og trafikken vil blive påvirket. Konkret vil

det for København alene betyde, at der vil skulle udskiftes over 100 km kabel om året. Dette svarer til, at ca. hver 10. vej

skal graves op hvert år.

Netvirksomhederne er underlagt en økonomisk regulering, hvor de tilladte indtægter er i overensstemmelse med det

forsyningssikkerhedsniveau, som matcher det nuværende investeringsniveau. Hvis eldistributionsnettene skal fastholde

forsyningssikkerhedsniveauet, kan det betyde, at der er brug for justeringer af reguleringen.

5.3

Implementering af en midlertidig strategisk reserve

Hvis elforsyningssikkerheden udvikler sig mere negativt end forventet i de gældende analyseforudsætninger til Energi-

net, fx hurtigere udfasning af termisk kapacitet eller en kraftigere stigning i forbruget, kan der være behov for at igang-

sætte yderligere tiltag for at opretholde elforsyningssikkerheden.

En midlertidig strategisk reserve er en kapacitetsmekanisme, som kan aktiveres i situationer med manglende effekttil-

strækkelighed. Med udgangspunkt i Energy-Only-Markedet kan en midlertidig strategisk reserve således fungere som et

sikkerhedsnet under elmarkedets udvikling. Den midlertidige strategiske reserve kan fx bestå af elproduktionsanlæg,

der står klar som backup uden for markedet eller forbrugere, der tilbyder at afkoble forbrug mod kompensation. Den

midlertidige strategiske reserve aktiveres kun i situationer med manglende effekttilstrækkelighed, hvilket typisk må for-

ventes at være få timer om året.

Kapacitetsmekanismer anses for statsstøtte, hvorfor indkøb af en midlertidig strategisk reserve kræver en statsstøtte-

godkendelse af Europa-Kommissionen. Dette indebærer en række konkrete krav som følge af Clean Energy Package

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

47/108

blandt andet omkring design. Kapacitetsmekanismer skal som udgangspunkt være midlertidige, og Europa-Kommissio-

nens statsstøttegodkendelse kan ifølge Clean Energy Package maksimalt gælde i en 10-årig periode. Energinet er an-

svarlig for at indkøbe, aktivere og fastlægge størrelsen på en mulig midlertidig strategisk reserve.

En midlertidig strategisk reserve er et velegnet værktøj, når der er et midlertidigt behov for understøttelse af effekttil-

strækkeligheden. Det gælder særligt i den grønne omstilling, hvor konventionel kapacitet udfases samtidig med, at der

er usikkerhed om elmarkedets evne til fremadrettet at levere øget fleksibilitet. Der kan fx være situationer med midler-

tidig overkapacitet, hvor lave markedspriser presser konventionelle kraftværker ud af markedet. Her kan der være be-

hov for at understøtte en gradvis udfasning af konventionel termisk kapacitet og dermed sikre kapaciteten i systemet i

en overgangsperiode, indtil markedet har tilpasset sig den nye situation. I den forbindelse kan en midlertidig strategisk

reserve anvendes som forsikring mod situationer med manglende effekttilstrækkelighed.

Den midlertidige strategiske reserve korrigerer ikke underliggende markedsfejl. Det er således et krav i Clean Energy

Package, at den midlertidige strategiske reserve ledsages af markedsreformer, der adresserer de underliggende mar-

kedsfejl og dermed sikrer effekttilstrækkeligheden på længere sigt. Ifølge Clean Energy Package skal der udarbejdes en

implementeringsplan for markedsreformerne forud for introduktion af en kapacitetsmekanisme, og en midlertidig stra-

tegiske reserve skal således udfases, efterhånden som markedsreformerne opnår deres effekt.

Størrelsen på en eventuel midlertidig strategisk reserve vil skulle fastsættes med regelmæssige mellemrum på baggrund

af udviklingen i effekttilstrækkelighedssituationen i Danmark. Det er på nuværende tidspunkt ikke muligt at fastsætte de

eksakte omkostninger forbundet med en midlertidig strategisk reserve, da disse fastsættes i et udbud på markedsvilkår.

Som udgangspunkt forventes omkostningerne at ligge i omegnen af 300.000 DKK/MW pr. år svarende til de estimerede

langsigtede marginale samfundsøkonomiske omkostninger for etablering af ny spidslastkapacitet. Hvis det er eksiste-

rende kapacitet, der bydes ind med, vil der med stor sandsynlighed være tale om lavere omkostninger, afhængigt af

anlæggets type og størrelse. Omkostningerne vil i dette tilfælde være eventuelle omkostninger til levetidsforlængelse

og omkostninger til drift.

Et eksempel på en midlertidig strategisk reserve på 200 MW til 300.000 DKK/MWh pr. år vil koste 60 mio. DKK pr. år.

5.4

Tiltag til ændring af niveauet af elforsyningssikkerhed i eltransmissionsnettet

Energinet har vurderet en række forskellige tiltag, som kan ændre niveauet af elforsyningssikkerheden, ud over plan-

lægningsmålet. Dette gælder tiltag, som ikke er beskrevet i afsnit 5.1 og afsnit 5.4. Ét tiltag kan godt påvirke de fire un-

derkategorier i elforsyningssikkerheden forskelligt. Den samlede påvirkning er derfor forsøgt illustreret i Figur 18. Her er

den forventede økonomiske konsekvens af aktivering af tiltaget ligeledes illustreret. Der er her tale om en række ek-

sempler på mulige tiltag til påvirkning af elforsyningssikkerheden og ikke en udtømmende liste.

Hvorvidt det besluttes at investere mere eller mindre i at opretholde et givent niveau af elforsyningssikkerhed afhænger

af, om der findes omkostningseffektive værktøjer til at minimere risici for afbrud. Beslutningen vil blive baseret på en

vurdering af, hvorvidt der skal tegnes nogle forsikringer mod manglende forsyning.

Figur 18 er en illustration af mulige tiltags omkostningsniveau samt deres indvirkning på elforsyningssikkerheden. Den

reelle omkostning og effekt på elforsyningssikkerheden kræver yderligere analyser.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

48/108

Figur 18 Illustration af mulige tiltag til sikring af elforsyningssikkerheden, deres omkostninger og forventet påvirkning

relativt til hinanden skønsmæssigt vurderet.

5.4.1 Mulige besparelser i eltransmissionsnettet

Besparelser i eltransmissionsnettet kan opnås ved at acceptere et lavere niveau af robusthed og nettilstrækkelighed.

Dette kan opnås ved at spare omkostninger til opretholdelse af N-1 kriteriet, mindre vedligehold og færre reinvesterin-

ger.

Afvigelse fra netdimensioneringskriterierne

Afvigelse fra netdimensioneringskriterierne i kortere eller længere tid, fx under revision på en station eller linjestræk-

ning, kan ved én fejl føre til afbrud af elforbrugere. Energinet kan kun påvirke elforsyningen af danske elforbrugere, da

Energinet er bundet af internationale krav. Fejl i det interne elnet må således ikke påvirke udvekslingen på udlandsfor-

bindelserne i driftsdøgnet. Vurderingen af virkningen er beregnet på baggrund af tre episoder i 2018. Det forventes i

2030, at antallet af afbrudsminutter grundet manglende nettilstrækkelighed vil stige til mellem 1 og 30 minutter pr. år.

Det vil samtidig spare Energinet for mellem 10 og 100 mio. DKK årligt.

Langtidseffekt af færre reinvesteringer

Energinet kan reducere omkostningerne til reinvesteringer ved at udskyde de planlagte. Hvis Energinet sænker reinve-

steringsporteføljen, vil der kunne spares op mod 1,5 mia. DKK, alt efter hvor mange projekter som ikke reinvesteres.

Dette vil på kort sigt ikke medføre til en stigning i afbrud af elforbruger. På sigt vil anlæg overskride deres forventede

levetid. Det kan medføre, at de må tages ud af drift eller selv falder ud. Dette vil medføre, at elforbrugere afbrydes,

samt øgede omkostninger til beredskab og vedligehold

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

49/108

Som eksempel kan nævnes, at hvis to tilfældige komponenter, som har overskredet deres levetid, fejler eller ikke kan

holdes i drift grundet manglende vedligehold, vil det med et gennemsnitligt forbrug medføre op mod 6 afbrudsminut-

ter.

Det antages, at der kan findes en nødløsning til genetablering af elforsyningen inden for tre døgn. Ved samtidig mangel

af mere end to komponenter kan det ikke altid forventes, at der kan findes en sådan nødløsning. Dette kan lokalt med-

føre manglende elforsyning i måneder. Der er dermed en øget risiko, når reinvesteringerne gennemføres.

5.4.2 Mulige tiltag til at sikre et højere niveau af elforsyningssikkerhed

Et højere niveau af elforsyningssikkerhed, end det af Energinet foreslåede planlægningsmål, vil kræve igangsættelse af

nye initiativer. For at opnå en højere effekttilstrækkelighed vil der skulle igangsættes tiltag i form af fx yderligere incita-

mentsfremmende elmarkedsreformer, nye udlandsforbindelser eller øvrige kapacitetsmekanismer. Et højere niveau af

robusthed vil kræve igangsættelse af initiativer til at understøtte elsystemet, så det kan tåle flere fejl.

Clean Energy for all Europeans

Europa-Kommissionen offentliggjorde i november 2016 lovgivningspakken

Clean Energy Package

(CEP), der består

af otte konkrete lovgivningsforslag, hvoraf direktivet og forordningen om et nyt elmarkedsdesign er det vigtigste for

elforsyningssikkerheden. Reglerne om det nye elmarkedsdesign trådte i kraft i juli 2019, og forordningen gælder

derfor allerede, mens direktivet skal implementeres i dansk lov via

Lov om elforsyning

senest 1. januar 2021.

Blandt andet beskrives det, hvorledes markedskapaciteten på handelsforbindelser mellem elprisområder bør fast-

sættes. Et af kravene er, at der fremadrettet skal frigives mindst 70 pct. af kapaciteten på handelsforbindelsen til

markedet.

Forordningen skønnes at have indflydelse på rammerne for, hvorledes den danske elforsyningssikkerhed sikres.

Navnlig har artiklerne 10, 14 og 19 betydning for Energinets opretholdelse af elforsyningssikkerheden.

Forordningen om nyt elmarkedsdesign fra EU's Clean Energy Package forventes at stille eksplicitte krav til, hvordan

en pålidelighedsstandard skal fastsættes, hvis et EU-medlemsland ønsker indførelse af kapacitetsmekanismer (fx en

midlertidig strategisk reserve). I denne sammenhæng tolkes det kun at omhandle effekttilstrækkelighed. Pålidelig-

hedsstandarden skal indikere det nødvendige forsyningssikkerhedsniveau. Denne skal baseres på værdier for VoLL

og Cost of New Entry (CONE), omkostningen til at sikre en MW, som minimum. Yderligere skal pålidelighedsstan-

darden udtrykkes som LOLE og EENS. Metoden til fastlæggelse af VoLL, CONE og pålidelighedsstandarden skal udar-

bejdes af ENTSO-E.

Udlandsforbindelse

Etablering af ny udlandskapacitet til danske prisområder vil kunne bidrage med effekt i situationer, hvor der er effekt-

mangel. Det kan fx være en ny udlandsforbindelse, der går fra Vestdanmark til Østdanmark. En sådan forbindelse med

en kapacitet på 600 MW forventes at koste ca. 4-5 mia. DKK, og den forventes at reducere antallet af afbrudsminutter

grundet mangel på effekt fra 16 til 15 i Østdanmark. Alternativt kan en udlandsforbindelse etableres til Sverige eller an-

dre nabolande. Dette kræver gensidigt engagement. Etableringstiden på nye eltransmissionsanlæg er på 2-10 år, og

levetiden forventes at være mindst 40 år.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

50/108

N-2 dimensionering

I dag planlægges og dimensioneres eltransmissionsnettet ud fra N-1 princippet. Det betyder, at i forbindelse med én fejl

vil der ikke blive afbrudt forbrugere og i langt de fleste tilfælde også ved fejl nummer to. Ved tredje fejl i samme om-

råde vil der med sikkerhed være afkobling af forbrugere. Ved en opgradering til N-2 dimensionering vil der kræves fire

fejl for at elforbrugere med sikkerhed bliver afbrudt.

En dimensionering efter N-2 vil kræve en opgradering af

eltransmissionsnettet og alle Energinets stationer, såle-

des at de er bygget op til at kunne håndtere to vilkårlige

fejl eller beredskabshændelser. Dette vurderes at kunne

fjerne en tredjedel af afbrudsminutterne grundet fejl i el-

transmissionsnettet, svarende til ca. 33 sekunders afbrud.

Omkostningen vurderes til 1-2 mia. DKK. pr. år.

Øget beredskab på kritiske komponenter

Elforsyningssikkerheden sikres også ved hurtigt at kunne

reetablere kritiske komponenter, hvis de falder ud eller

går i stykker. Energinet har blandt andet styrket sit bered-

skab ved at udvide sin vagtordning og indgået aftaler med

leverandører om at være på standby med henblik på at

mindske tiden til udbedring af fejl. Derudover lagerføres

kritiske komponenter, så fejl hurtigere kan udbedres.

5.5

Anvendelse af VoLL til vurdering af tiltag

Value of Lost Load

Value of lost load, forkortet VoLL, er en økonomisk indi-

kator, som udtrykker omkostningerne ved afbrudt el-

forsyning. VoLL kan eksempelvis evalueres ud fra tab

ved afbrudt elforsyning eller ud fra betalingsvilligheden

for at undgå afbrudt elforsyning. Værdien af VoLL kan

anvendes til sammenligning med omkostninger til sik-

ring af forsyningen. VoLL opgøres oftest i valuta pr.

kWh.

I det følgende er der taget udgangspunkt i to værdier

for VoLL, som er baseret på et nationalt studie fra

DAMVAD

og et europæisk studie fra Cambridge Eco-

nomic Policy Associates Ltd.

På baggrund af DAMVAD-rapporten estimeres den for-

brugsvægtede gennemsnitsomkostning ved et afbrud

på fire timer til ca. 150 DKK/kWh. Forbrugergrupperne

varierer i VoLL og spænder fra 22 DKK/kWh for hus-

holdninger til 276 DKK/kWh for servicefag.

Værdien af VoLL for Danmark er i den europæiske rap-

port angivet til at være ca. 115 DKK/kWh. Her er vær-

dien for husholdninger 118 DKK/kWh og 87 DKK/kWh

for servicefag.

Med de mange usikkerhedsparametre kan der ikke

fastsættes en eksakt omkostning til ikkeleveret energi.

Derimod kan VoLL give et estimat af, hvad den forven-

telige samfundsøkonomiske værdi af forsyningssikker-

hed er under givne forudsætninger.

Når Energinet opgør varigheden af en strømafbrydelse,

gøres dette på baggrund af den forventede mængde elek-

trisk energi, som ikke er blevet leveret til kunderne.

Denne energimængde holdes op mod det årlige samlede

energiforbrug, og dermed opnås den forbrugsvægtede

varighed. På baggrund af det samlede årsforbrug svarer

ét afbrudsminut til ca. 65 MWh ikkeleveret energi.

Ved anvendelse af Value of Lost Load (VoLL) kan der der-

med sættes en værdi på et afbrudsminut. VoLL er estime-

ret til ca. 150 DKK/kWh (se faktaboks). Dette medfører, at

et afbrudsminut har en samfundsøkonomisk værdi på ca.

10 mio. DKK.

Skal VoLL anvendes i forhold til fastsættelse af niveauet for effekttilstrækkelighed, vil det optimale niveau findes, hvor

omkostningerne til at mitigere et afbrud er lig omkostninger i forbindelse med manglende elforsyning.

VoLL benyttes ofte til vurdering af tiltag til at sikre effekttilstrækkeligheden. Tiltag til påvirkning af effekttilstrækkelighe-

den vil dog i langt de fleste tilfælde også have afledte konsekvenser for robustheden. Da aktører, der leverer effekt, ofte

DAMVAD,

Analyse af omkostninger ved afbrydelse af elforsyning,

juni 2015, udarbejdet for Energistyrelsen til

Elforsyningssikkerhed i Danmark.

Cambridge Economic Policy Associates Ltd,

Study On The Estimation Of The Value Of Lost Load Of Electricity Supply In Europe,

juli 2018.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

51/108

også leverer andre ydelser til sikring af elforsyningssikkerheden. Et andet eksempel er, at ændringer i nettilstrække-

ligheden også påvirker effekttilstrækkeligheden, da mindre net giver en ringere mulighed for elmarkedet til at flytte

strømmen hen, hvor den samfundsøkonomisk optimalt bør bruges. Der kan derfor være uhensigtsmæssigheder ved at

beskue én del af elforsyningssikkerheden alene.

Da niveauet for elforsyningssikkerhed er så højt, som det er i dag, vil der skulle meget store investeringer til for at gøre

det bedre. Samtidig er det svært at reducere niveauet væsentligt på kort sigt på grund af de investeringer, som allerede

er foretaget i elnettet. Hvis Energinet stopper alle reinvesteringer, så vil der i den første årrække ikke forventes væsent-

ligt flere minutter end i dag. Først på sigt vil det have store konsekvenser.

Der kan på den korte bane spares penge på elsystemet ved at acceptere et reduceret niveau for elforsyningssikkerhed.

Tiltag, som reducerer niveauet i 2030 til et bestemt niveau, kan vise sig at have konsekvenser på den længere bane,

eksempelvis i 2040. Dermed kan en besparelse nu og her medføre en øget meromkostning i fremtiden. Dermed påvir-

kes den langsigtede samfundsøkonomi negativt.

Analyser viser, at VoLL ikke endnu er en entydig parameter, og der findes i dag ikke en fælles metode til opgørelse af

værdien af ikkeleveret energi. Det må også forventes, at VoLL også har en sammenhæng med niveauet af elforsynings-

sikkerhed i dag. Da et højt niveau af elforsyningssikkerhed må forventes at have en vis kausalitet med et højt estimat af

VoLL. Et højt niveau af elforsyningssikkerhed giver mulighed for en stor elektrificering af samfundet og en stor af-

hængighed af el.

Værdien af VoLL giver et godt estimat for, om investeringer, særligt kapacitetsmekanismer, skal foretages, men effek-

terne på øvrige dele af elforsyningssikkerheden bør også altid vurderes. I forhold til netplanlægning udbygges eltrans-

missionsnettet i forhold til Energinets gældende netdimensioneringskriterier. VoLL inddrages i netplanlægningen i for-

hold til vurderingen af de samfundsøkonomiske konsekvenser ved valg af forskellige løsningsmuligheder.

VoLL anvendes i forbindelse med revisioner, vedligeholdelse og lignende til vurdering af, om der bør laves tiltag i for-

hold til opretholdelse af elforsyningssikkerheden i den periode, hvor arbejdet står på. VoLL bliver dermed primært et

værktøj til driften af eltransmissionsnettet, og i mindre grad til netplanlægningen. Foretages netplanlægningen af el-

transmissionsnettet udelukkende på baggrund af VoLL, vil det medføre en væsentlig forringelse af elforsyningssikker-

hed.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

52/108

Appendikser

1. Appendiks A Elforsyningssikkerheden 2018

De danske elforbrugere har i mange år haft en meget høj sikkerhed for levering af el, hvilket også var gældende for

2018. I gennemsnit har elforbrugerne oplevet knap 22 minutters afbrud, svarende til en elforsyningssikkerhed på

99,996 pct. Dette fordeler sig med knap 22 minutter fra eldistributionsnettene og 11 sekunder fra eltransmissionsnet-

tet.

De 11 sekunder fra eltransmissionsnettet i 2018 er en reduktion i forhold til de 92 sekunder i 2017. En væsentlig årsag

til dette er fokus på forebyggelse af procedurefejl. De 11 sekunder var forårsaget af tre driftsforstyrrelser i eltransmissi-

onsnettet og tre driftsforstyrrelser på øer, hvor til Energinet har reserveforsyningspligt.

Der har i 2018 været væsentlige hændelser i eltransmissionsnettet, som dog ikke har ledt til afbrud af elforbrugere. Den

væsentligste af disse var branden i station Hovegård. Denne hændelse kunne potentielt have ledt til afbrud af store

dele af Sjælland. At der ikke skete afbrud af elforbrugere i denne forbindelse skyldes blandt andet, at Amagerværket

blok 3 var beordret i drift af anden årsag.

Der skete en stigning i omkostningerne til køb af systemydelser på ca. 180 mio. DKK fra 2017-2018, hvilket blandt andet

skyldes beordringen af Amagerværket blok 3. Omkostningerne til indkøb af systembærende egenskaber er faldet fra 10

mio. DKK i 2017 til 0 mio. DKK i 2018. Det skal ses i forlængelse af et fald fra 2016-2017 på 38 mio. DKK.

1.1

Afbrudsstatistik for Danmark

I 2018 var der 22 minutters afbrud, hvilket er det samme som i 2017. Danskerne havde således i gennemsnit el i 99,996

pct. af tiden. 2018 var derfor endnu et år, hvor danske elforbrugere har haft en af Europas højeste sikkerheder for leve-

ring af el.

Afbrud i det danske elsystem opgøres i Elselskabernes Fejl- og Afbrudsstatistik (ELFAS). Afbrudsstatistikken viser, hvor

ofte den gennemsnitlige elforbruger har oplevet afbrud. Det betyder, at nogle elforbrugere har oplevet flere afbrud,

mens andre ikke har oplevet afbrud.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

53/108

140

120

Opgjort pr. leveringspunkt

Opgjort pr. elforbruger

Afbrudsminutter pr. år

100

0-24 kV

25-99 kV

>100 kV

10 års gns.

Figur 2

Afbrudsstatistik for Danmark, 1999-2018. Perioden 1999-2007 er opgjort pr. leveringspunkt (fiktivt punkt i 10

kV-nettet) og perioden 2008-2018 er opgjort pr. elforbruger. Kilde: Elselskabernes Fejl- og Afbrudsstatistik,

Dansk Energi.

Note (til ovenstående billede): Figuren illustrerer det gennemsnitlige antal minutter pr. elforbruger pr. år i

Danmark, hvor der ikke kunne leveres el. Manglende effekttilstrækkelighed og IT-sikkerhed har historisk set

ikke været årsag til afbrud af elforbrugere i Danmark. Historisk skyldes fejl i eldistributionsnettene primært

manglende nettilstrækkelighed, mens det for eltransmissionsnettet skyldes manglende robusthed. Som noget

nyt overgår Energinet til at benytte afbrudsstatistikken opgjort pr. kunde (som er opgjort siden 2008). I gen-

nemsnit er afbrudsminutter opgjort pr. leveringspunkt ca. 2 minutter højere end afbrudsminutterne opgjort

pr. elforbruger, hvilket skyldes en højere opløsning i datagrundlaget.

Frem til 2008 er afbrudsstatikken opdelt på spændingsniveauerne 0-24 kV og 25-99 kV, hvor afbrud på eltransmissions-

nettet indgår i statistikken for 25-99 kV. Fra og med 2008 fremgår afbrud i eltransmissionsnettet selvstændigt i katego-

rien >100 kV.

Bortset fra særlige hændelser, som en procedurefejl i det vestdanske eltransmissionsnet i 2002 og en fejl i det svenske

elnet i 2003, er det generelle billede, at langt størstedelen af afbrudsminutterne skyldes hændelser i eldistributionsnet-

tene. Selv om Energinet arbejder målrettet for at undgå fejl som disse ved blandt andet at implementere nye arbejds-

gange i kontrolcenteret og samarbejde med nabo-TSO'er, vil det grundet det store antal mulige kombinationer af fejl

ikke være muligt, at udelukke at lignende afbrud kan ske igen. De bagvedliggende årsager til det høje antal afbrudsmi-

nutter i 1999 og 2005 var henholdsvis orkan og storm.

Der er ca. 20-30 afbrudsminutter pr. år i eldistributionsnettene. Det lave antal afbrudsminutter, som i dag opleves i for-

hold til tidligere, skyldes blandt andet kabellægningen af eldistributionsnettene, som har gjort disse mere robuste over

for vejrrelateret hændelser.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

54/108

Det gennemsnitlige afbrudsniveau bør derfor ses over en længere årrække.

Gennemsnitligt antal afbrudsminutter over:

5 år

0-24 kV

25-99 kV

>100 kV

Total

Tabel 6

0,6

10 år

0,4

15 år

20 år

Gennemsnitligt antal afbrudsminutter over de seneste 5, 10, 15 og 20 år. Frem til 2008 indgår afbrud i el-

transmissionsnettet i statistikken for 25-99 kV, hvorfor tal for spændingsniveauet >100 kV ikke indgår med 15

og 20 års gennemsnit. Kilde: Elselskabernes Fejl- og Afbrudsstatistik, Dansk Energi.

1.1.1 Afbrud i eltransmissionsnettet

Ud af de 22 minutters samlede afbrud i elforsyningen i 2018 var Energinet ansvarlig for ca. 11 sekunders afbrud grundet

tre driftsforstyrrelser i eltransmissionsnettet og tre driftsforstyrrelser på øer, hvor Energinet har reserveforsyningspligt.

De 11 afbrudssekunder svarer til en sikkerhed for levering af el på 99,9999 pct.

Afbruddene skyldes overvejende procedurefejl og fejlindstillinger i komponenter.

Dato

8/5

18/6

5/9

16/10

27/10

17/12

Total

Tabel 7

Antal forbrugere

~300 (Anholt)

~400 (Anholt)

~1 (Banedanmark i Fredericia)

~400 (Anholt)

~22.000 (Struer)

~25.000 (Holstebro)

Afbrudt

tid (min)

Fejltype

Fejl i station

Procedurefejl

Fejl i station

Fejlindstilling

Afbrudssekunder

(sek.)

0,2

0,1

0,2

~11 sek.

Opgørelse over afbrud i 2018, som Energinet er ansvarlig for, angivet med fejltype og påvirkning.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

55/108

Afbruddene på Anholt (den 8. maj, den 18. juni og den 16. oktober)

Grundet de tre afbrud på Anholt, som skyldtes udfald af Energinets filter på kablet til Anholt, har Energinet Eltrans-

mission omprogrammeret filtret, så selv om det skulle falde ud, vil der fortsat være sikret forsyning til øen. Der kan

dog opstå situationer med udfordret spændingskvalitet på øen.

Den 5. september: Afbrud ved Fredericia

En overspændingsafleder havarerede på station Ryttergården nord for Fredericia, hvorved transformeren på statio-

nen udkoblede korrekt. Forsyningen blev automatisk reetableret inden for ca. 1 minut. Foreløbige analyser indike-

rer, at fejlen var aldersrelateret, da overspændingsaflederen havde været i drift i ca. 30 år. Energinet Eltransmission

har efterfølgende undersøgt, om der er andre komponenter af samme type, som bør udskiftes.

Den 27. oktober: Afbrud ved Struer

En transformer udkoblede på Energinets 150 kV-station ved Struer. Årsagen til fejlen var en indstillingsfejl i et relæ,

som siden er blevet rekonfigureret.

17. december: Afbrud ved Holstebro

En fejl på Energinets station Idomlund ved Holstebro medførte, at elforbrugerne i lokalområdet var uden strøm i ca.

15 minutter. Fejlen skete under test af en ny komponent på stationen og skyldtes fejlindstilling i Energinets elektro-

nik til den nye komponent. Energinet Eltransmission vil i den kommende tid have fokus på sine indstillinger i kom-

ponenternes beskyttelse. Denne hændelse har givet flest afbrudssekunder i eltransmissionsnettet i 2018.

2018 sammenlignet med tidligere år

Energinet havde ca. 11 afbrudssekunder i 2018 sammenlignet med 92 afbrudssekunder i 2017 (se Figur 19). En væsent-

lig årsag til det lave antal afbrudssekunder er Energinet Eltransmissions fokus på at forebygge procedurefejl fra 2017,

samt at afbruddene i 2018 generelt har påvirket få elforbrugere i forhold til afbruddene i 2017.

Der er stor forskel på, om der afbrydes områder med stort eller lille elforbrug. Eksempelvis var hele Anholt uden strøm i

sammenlagt 155 minutter, hvilket forbrugsvægtet gav ca. et halvt afbrudssekund, mens et enkelt afbrud i København i

2017 med en varighed på 25 minutter medførte ca. 34 afbrudssekunder.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

56/108

Figur 19 Energinets afbrudssekunder siden 2007. Afbrud på Bornholm, Læsø og Anholt indgår, da Energinet har reser-

veforsyningspligt til øerne (dog kun ved afbrud som ikke skyldes lokalt distributionsnet).

Driftsforstyrrelser, nærved-hændelser og afbrud

Udtrykket

hændelser

dækker over driftsforstyrrelser, nærved-hændelser og afbrud.

Udtrykket

driftsforstyrrelse

dækker over, at fejl i elnettet får mindst én komponent til at falde ud og derved påvirker

driften af elsystemet. Driftsforstyrrelser fører ikke nødvendigvis til afbrud af elforbrugere.

Nærved-hændelser

er situationer, der var tæt på at have væsentlige konsekvenser for enten elsystemet, personsik-

kerhed eller forbrugernes levering af el.

Afbrud

dækker over situationer, hvor elforbrugere ikke får den el, som de efterspørger.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

57/108

1.2

Hændelser i eltransmissionsnettet

Hændelser med betydning for elforsyningssikkerheden kan ske på både elmarkeds-, system-, IT- og komponentniveau.

Figur 20 Illustration af antal fejl i vekselstrømsnettet (HVAC), søjlen 'Drift og vedligehold' omfatter procedurefejl. Kilde:

DISTAC, Nordic and Baltic Grid Disturbance Sta-tistics 2018.

I 2018 var der 43 driftsforstyrrelser i det danske net på spændingsniveauet over 100 kV, og til sammenligning var der 53

driftsforstyrrelser i 2017. 10-årsgennemsnittet fra 2009 til 2018 var på 55. Antallet af driftsforstyrrelser i eltransmissi-

onsnettet, der forårsagede afbrud af elforbrugere, var tre i 2018. Til sammenligning var der fire i 2017.

Effekttilstrækkelighed

I 2018 var der ingen hændelser relateret til manglende effekttilstrækkelighed i det danske elsystem. Som det har været

tendensen historisk set, var der således ingen elmarkedsrelaterede mangelsituationer i 2018, som førte til manglende

priskryds.

Brug af brownout

Der har ikke været behov for kontrolleret afkobling af elforbrugere i 2018 for at håndtere pressede driftssituationer.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

58/108

Driftsstatus

Energinets kontrolcenter opererer med tre forskellige former for driftssta-

tus:

normaldrift, skærpet drift

nøddrift.

Langt størstedelen af tiden drives elsystemet i normaldrift. I 2018 er der

registreret skærpet drift to gange.

Den ene skete den 23. januar, da et kabel mellem København og det re-

sterende Sjælland faldt ud og udfordrede elforsyningssikkerheden i Kø-

benhavn. Problemet blev løst på kort tid, og blandt andet opregulering af

Amagerværket blok 3 samt en hurtig fejlfinding sikrede, at der ikke skete

afbrud af elforbrugere i den mellemliggende periode. Omkostningerne til

specialregulering under situationen var knap 600.000 DKK.

Den anden situation med skærpet drift i 2018 var under branden i station

Hovegård, som beskrives separat senere. For perioden var omkostnin-

gerne til specialregulering knap 1,3 mio. DKK.

Nøddrift meldes yderst sjældent, og der har ikke været meldt nøddrift i

2018.

1.2.1 Væsentlige hændelser i eltransmissionsnettet

Driftsstatustyper

normaldrift

er driften af elsystemet ka-

rakteriseret ved at følge de almindelige

driftsbetingelser, herunder at elsyste-

met kan klare et udfald af en vilkårlig en-

hed (N-1 princippet).

Hvis hændelser i elsystemet betyder, at

normaldriften trues, og at der er risiko

for usikker drift, overgår driftssituatio-

nen til

skærpet drift.

I skærpet drift kan

elmarkedet suspenderes, og Energinet

kan tage alle handlemuligheder i brug

for at sikre elforsyningen.

Ved ustabil drift og samtidige lokale/re-

gionale afbrydelser ændres driftssituati-

onen til

nøddrift.

I nøddrift tilkalder

Energinet ekstra mandskab til beman-

ding af krisestab og gør klar til at hånd-

tere længerevarende driftsforstyrrelser.

Til trods for de lave afbrudssekunder i eltransmissionsnettet i 2018 oplevede Energinet flere væsentlige driftsforstyrrel-

ser og nærved-hændelser, som kunne have ført til store afbrud af elforbrugere.

Dato

23/1

7-8/3

23/3

3/7

13/7

21/10

11/11

2/12

Tabel 8

Hændelse

Skærpet drift i København som følge af fejl på kabel

Massivt IT-nedbrud medførte mistet adgang til driftssystemer

Stor kortslutning ved Fredericia medførte udfald af flere kraftvær-

ker

Kabel til Sverige (Øresundsforbindelsen) blev revet over

Brand i komponent vest for København (station Hovegård) ledte

til presset elforsyningssituation og skærpet drift i Østdanmark

Afbryder havarerede nord for Aalborg

Afbryder havarerede vest for Aarhus

Afbryder havarerede syd for Aalborg

Væsentlige hændelser i Energinet for elforsyningssikkerheden i 2018.

Type

Komponentfejl

Softwarefejl

Komponentfejl

Tredjepartsfejl

Komponentfejl

Ikke afklaret

Den 7.-8. marts: IT-nedbrud

Et massivt IT-nedbrud hos Energinet medførte, at Energinet måtte erklære alert state til de andre europæiske TSO'er og

suspendere intraday-markedet over grænsen natten over. Nedbruddet medførte, at KontrolCenter El mistede adgang til

mange driftssystemer, og det havde en stor indvirkning på driften af elsystemet. Fejlen blev lokaliseret til en software-

fejl i et enkelt IT-system. SCADA-systemet, der som det mest kritiske driftssystem overvåger og styrer elnettet, funge-

rede under hele hændelsen.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

59/108

Situationen blev klaret uden store fejl eller ubalancer i elnettet eller afbrud af elforbrugere. En stor medvirkende faktor,

til at hændelsen blev begrænset i omfang, var en meget stabil driftssituation med få udetider i væsentlige dele af elnet-

tet, mange centrale kraftværker i drift og en stabil vindproduktion.

Brand i reaktor på station Hovegård den 13. juli 2018

Den nærved-hændelse, som potentielt kunne have haft den største konsekvens for elforsyningssikkerheden i 2018,

var en brand på station Hovegård og den efterfølgende driftssituation.

Ved 17-tiden den 13. juli 2018 brød en komponent i brand på Energinets station Hovegård. Hovegård ligger ved

Smørum vest for København. Komponenten, som brød i brand, var kabeltilslutningen til en reaktor. En reaktor er, til

trods for navnet, ikke en elproducerende enhed, men derimod en komponent til balancering af reaktiv effekt i fx

kabler, og den anvendes til spændingsregulering.

Hovegård er en kritisk station: Elektrisk forbinder den Nordsjælland med Sverige og herfra resten af Østdanmark.

Derudover er stationen én af to primære stationer, som kan lede el ind til København. Den er ligeledes tilslutnings-

punkt for Kyndbyværket, som leverer visse reserver og kan starte eltransmissionsnettet i Østdanmark efter black-

out.

Reaktoren var tilsluttet linjen ind til København, og da kabeltilslutningen til reaktoren brød i brand, udkoblede

denne linje. Som følge heraf blev der udmeldt skærpet drift i Østdanmark. Amagerværket blok 3 blev beordret til at

producere mere el for at sikre forsyningen af København. Kyndbyværket blok 22 blev beordret i drift til at sikre for-

syning af det resterende Østdanmark. For at kunne håndtere en eventuelt efterfølgende fejl (N-1 princippet) var

det ligeledes nødvendigt at begrænse alle udlandsforbindelserne til Østdanmark i vidt omfang.

Sikkerhedsmæssigt kunne brandslukningen ikke påbegyndes, før alle 400 kV-linjer til og fra station Hovegård var

blevet udkoblet og jordet. Slukningen af branden kunne derfor først påbegyndes fra kl. 20, og ved 22-tiden var

branden slukket. Herefter kunne 400 kV-linjerne til og fra Hovegård igen indkobles. Station Hovegård var tilbage i

normal drift omkring kl. 01 den 14. juli 2018. Linjen mellem København og Hovegård kunne dog ikke genindkobles,

da reaktoren var en integreret del af linjen.

Hændelsen, inklusive dens følgefejl, ligger ud over de dimensioneringskriterier, som Energinet anvender, da disse

dimensioneringskriterier ikke tager højde for flere samtidige fejl. Selv om elforsyningssikkerheden var meget pres-

set i timerne, hvor 400 kV-forbindelserne i station Hovegård var udkoblede, førte det ikke til afbrud af elforbrugere.

Sommerperiodens lave elforbrug og muligheden for hurtig opregulering af Amagerværket blok 3 var medvirkende

faktorer til, at ingen elforbrugere blev afbrudt.

Den 23. marts: Udfald af flere kraftværker ved driftsforstyrrelse i transmissionsnet

Ved manuel udkobling af en reaktor (passiv spændingsregulerende enhed) på station Landerupgård vest for Fredericia

skete en kortslutning, som medførte, at spændingen i elnettet faldt i nogle få millisekunder. Det burde ikke have påvir-

ket elnettets komponenter eller ført til udfald af kraftværker, men to centrale kraftværker, en 400 kV-linje og mindst

seks decentrale anlæg koblede af elnettet. Der skete ingen afbrud af elforbrugere. Årsagen til udkoblingen af reaktoren

var fejlindstillinger, som Energinet herefter har rekonfigureret.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

60/108

Afbryderhavarier (den 21. oktober, den 11. november og den 2. december)

I efteråret har Energinet oplevet tre havarier af samme slags afbrydere. Årsagerne til havarierne undersøges fortsat

med leverandørerne. Energinet har gennemgået alle resterende tilsvarende afbrydere og indsat ekstra beskyttelse, for

at risiko for havari sænkes samt skærpet adgang på stationer med lignende afbrydere for at minimere risikoen for per-

sonskade. Havarierne har ikke haft indflydelse på driften af elnettet eller elforsyningssikkerheden.

1.2.2 Beredskabshændelser

Beredskabshændelser i det danske elsystem er sjældne. Elsystemets robusthed sikrer, at Energinets kontrolcenter kan

håndtere de fleste driftsforstyrrelser, uden at disse eskalerer til beredskabshændelser. I 2018 var det nødvendigt at ak-

tivere væsentlige dele af Energinets beredskab under branden i station Hovegård.

1.3

Rådigheder

Handelsforbindelser

I 2018 faldt den tilgængelige importkapacitet sammenlignet med 2017. I forhold til elforsyningssikkerhed er importka-

paciteten afgørende, fordi importkapaciteten indikerer, hvor meget el der kan blive overført til Danmark. Den tilgænge-

lige kapacitet afspejler ikke behovet for modhandel i driftstimen grundet begrænsninger i eltransmissionsnettet.

100

Pct. af kapacitet

DK1-DE

Konti-Skan

Skagerrak

Kontek

Øresund

Storebælt

2017

2018

Figur 21 Gennemsnitlig importkapacitet for 2017 og 2018. Kilde: Energinets Markedsdata.

Forbindelserne Skagerrak, Øresund og Kontek havde i 2018 samme eller lavere gennemsnitlig importkapacitet end i

2017. Alle tre forbindelser oplevede fejl i løbet af 2018, hvilket har forårsaget udetid på forbindelserne.

Central elproduktionskapacitet

Den gennemsnitlige rådighed på den centrale elproduktionskapacitet i Danmark var markant lavere end tidligere års

niveauer. Rådigheden var i 2018 på gennemsnitlig 68 pct.

Til sammenligning var den på 80 pct. i 2017 og 73 pct. i

2016. Når rådigheden ikke er på 100 pct., skyldes det hovedsageligt revisioner og havarier. I 2018 var der flere længere-

varende revisioner og havarier.

Kilde: ENTSO-E Transparency Platform.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

61/108

1.4

Omkostninger til systemydelser

Systemydelser er et samlet begreb for de elproduktions- og elforbrugsressourcer, som anvendes til at opretholde balan-

cen og stabiliteten i elsystemet. Energinet indkøber systemydelser, som kan aktiveres automatisk eller manuelt i driftsti-

men. Systemydelserne består af reserver, regulerkraft, systembærende egenskaber og øvrige systemydelser som fx

blackstart.

Energinet har i 2014 til 2018 årligt købt systemydelser for mellem ca. 600 og 800 mio. DKK. Der skete en stigning i om-

kostningerne på ca. 180 mio. DKK fra 2017 til 2018.

Den største ændring fra 2017 til 2018 er, at omkostningerne til øvrige systemydelser er steget med ca. 80 mio. DKK. En

af grundene bag stigningen skyldes den enkeltstående og længerevarende situation omkring København, hvor Energi-

net betalte Amagerværket blok 3 for at være i kontinuert drift. Situationen i København beskrives i Appendiks C om Net-

tilstrækkelighed. Øvrige systemydelser dækker desuden over sikring af blackstart og effekttilstrækkelighed.

Stigning på resterende poster kan i høj grad tilskrives generelt højere priser på frekvensreserver henover sommeren.

Dette skyldes tildels begrænset drift på centrale kraftværker og elkedler, som er hovedleverandør af automatiske frev-

kensreserver.

Figur 22 Omkostninger til systemydelser.

Omkostningerne til indkøb af systembærende egenskaber er faldet fra 10 mio. DKK i 2017 til 0 mio. DKK i 2018. Det skal

ses i forlængelse af et fald fra 2016 til 2017 på 38 mio. DKK. Over tre år er omkostningerne til systembærende egenska-

ber altså reduceret fra næsten 180 mio. DKK til nul.

Det store fald skyldes primært, at elsystemet er mere robust end tidligere antaget, samtidig med at Energinet driver

elnettet mere situationsspecifikt samt har udbygget nettet med synkronkompensatorer og implementeret automatik i

eksisterende komponenter i elnettet. Det lokale behov for systembærende egenskaber ved udfald og revisioner anses

for uændret.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

62/108

Omkostninger til systembærende egenskaber (mio. DKK)

2015

PLANLAGT:

Markedskontrakter:

Beordret efter

Lov om elforsyning:

IKKE PLANLAGT:

Beordret efter

Lov om elforsyning:

Indkøb af systembærende egenskaber i alt:

Omkostninger til synkronkompensatorer

Samlede omkostninger til systembærende egenskaber:

Tabel 9

Omkostninger til systembærende egenskaber.

177

231

102

171

2016

2017

2018

Note:

Beløbet til synkronkompensatorer omfatter drift og vedligehold, elforbrug, afskrivning og finansiering.

Ikkeplanlagte beordringer, hvor Energinet med meget kort

varsel må gøre brug af

Lov om elforsynings

mulighed for be-

ordring, har ikke været foretaget i 2018, og kan forventes

også at holdes på et minimum i fremtiden.

Som en del af udfordringen med indpasning af vedvarende

energi på Lolland grundet interne flaskehalse (manglende

nettilstrækkelighed) beløber omkostningen for Energinet i

2018 til nedregulering af vindmølleproduktion i området sig

til ca. 4,5 mio. DKK.

1.4.1 Beordringer i 2018

Energinet har i 2018 foretaget to nye beordringer, som

begge også er afsluttet i 2018. Det er dog uklart, om den

ene kan kvalificeres som en beordring. Derudover var to be-

ordringer fortsat fra 2017, hvoraf den ene er afsluttet.

Hvad er en beordring?

beordring

består i, at et elproduktionsanlæg ind-

købes af Energinet til at være i drift

–

eller blot til at

være driftsklar

–

i perioder, der kan variere fra få ti-

mer til uger eller måneder.

Energinets hjemmel til at foretage beordringer vil

efter vedtagelsen af den nye

Lov om elforsyning

være hjemlet i SO GL, den europæiske netregel for

elsystemdrift.

Den nye

Lov om elforsyning

giver tillige bedre mu-

lighed for at undgå beordringer, idet man kan gen-

nemføre et udbud, hvor kun én aktør byder ind. I

disse tilfælde betales byderen en reguleret pris.

For yderligere information, læs Energinets publikation

Ener-

ginets anvendelse af beordringer til sikring af elforsyningssikkerheden 2016-2017

eller se aktuelle beordringer på Energi-

nets hjemmeside

Se mere om beordringer på https://energinet.dk/El/Systemydelser/Beordringer

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

63/108

Elproduktionsanlæg

Kyndbyværket

blok 21

Baggrund

Effekttilstrækkelighed: Energinet forventede langvarige perio-

der med samtidig udetid på centrale kraftværker og 400 kV-

forbindelserne mellem DK2 og SE4.

Kyndbyværket blok 21 har været beordret til forkortet start-

varsel på 8 uger i perioden fra 2016 til februar 2018. I 2018

varede beordringen dermed fra januar til februar.

Ørsted ansøgte om 72 timers startvarsel på Avedøreværket

blok 2 i dele af juni og juli 2018, hvilket Energinet godkendte.

Energinets sagsbehandling tog dog længere tid end Ørsted

A/S' varsel på få dage. Det er uafklaret, om perioden mellem

startdato for ønsket startvarsel og Energinets svar klassificeres

som en beordring.

Type

Forkortet

startvarsel

Varighed

1.146 timer

Avedøreværket

blok 2

Forkortet

startvarsel

Hvis den klas-

sificeres som

en beordring,

varede den

240 timer

Studstrupværket

blok 3

Ørsted A/S ansøgte om 72 timers startvarsel ad 2 omgange for

henholdsvis juni 2018 og august 2018.

Blokken er blackstart-enhed i DK1, og 72 timers startvarsel er

uacceptabelt for at starte op efter blackout. Energinet afviste

derfor Ørsted A/S' ansøgning. Energinet lavede tilsvarende af-

visning i sommeren 2017.

Forkortet

startvarsel

1.368 timer

Amagerværket

blok 3

Amagerværket blok 3 var beordret i kontinuert drift i hele

2018. Beordringen startede allerede i 2017.

I drift

6.474 timer

(foreløbig op-

gørelse

Tabel 10 Beordringer i 2018.

1.4.2 Håndtering af revisionsansøgninger og afvikling af værker

Energinet Elsystemansvar koordinerer og udarbejder årligt en revisionsplan på vegne af Energinet. Revisionsplanen sik-

rer, at udetid koordineres på tværs af aktører. Revisionsplanen bliver lagt for centrale kraftværker, handelsforbindelser,

Energinet Eltransmissions projekter samt vedligeholdsarbejder på baggrund af deres indmeldinger. Når revisionsplanen

er godkendt, kan Energinet ikke afvige herfra uden at kompensere de berørte aktører. I 2018 har Energinet ikke aflyst

revisioner planlagt i revisionsplanen.

Energinet vurderer alle ønsker til revisionsperioder fra aktørerne i forhold til effektbalancen og netsituationen i Vest- og

Østdanmark og områderne samlet. Hvis det vurderes nødvendigt, må aktørernes revisionsplaner justeres. Flere af aktø-

rernes ønskede revisionsperioder for 2019 har Energinet ikke kunnet imødekomme. Justering af disse revisionsperioder

er sket igennem en dialog mellem aktørerne og Energinet.

Der har i 2018 været flere ansøgninger om ændringer af driftstilstanden for de centrale kraftværker. Disse omfatter

blandt andet lukninger og forlængede startvarsler. I hver enkelt situation har Energinet vurderet de elforsyningssikker-

hedsmæssige konsekvenser.

I nogle få tilfælde har Energinet vurderet, at ændringen ville betyde en uacceptabel forringelse af elforsyningssikkerheden

og har derfor ikke kunne givet tilladelse til ændringen. Dette vil også fremgå af Energinets beordringer.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

64/108

2. Appendiks B Effekttilstrækkelighed

Specielt i den østlige del af Danmark stiger risikoen for, at udbuddet af el ikke kan møde efterspørgslen over de næste

10 år. Men selv om Energinets analyser viser, at der er en stigende risiko for enkelte situationer med brownouts over de

næste 10 år, forventes sådanne situationer at være meget sjældne hændelser. Brownout er situationer, hvor der præ-

ventivt og kontrolleret afkobles forbrug lokalt for at undgå et mere omfattende og ukontrolleret blackout.

Energinet arbejder målrettet på at realisere de elmarkedsreformer, der sammen med andre nye initiativer skal sikre

øget fleksibilitet af både elproduktion og -forbrug og dermed nye markedsløsninger til at sikre elforsyningssikkerheden.

Energinet kigger også på konkrete tiltag til at imødegå den østdanske udfordring i tilfælde af, at elmarkedsreformerne

ikke tids nok har den forventede påvirkning, eller effektsituationen udvikler sig værre end forudsætningerne antager.

Energinet vil derfor fortsætte processen for at forberede godkendelsen af en midlertidig strategisk reserve.

2.1

Baggrund for effekttilstrækkelighedsvurderinger

Ifølge

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed

skal Energinet udarbejde en prognose for effekttilstrækkelighe-

den. En prognose er her at sammenligne med en base case og dermed referencen for effekttilstrækkelighedsvurderin-

gerne.

Effekttilstrækkelighed er elsystemets evne til at dække elforbrugernes samlede efterspørgsel. Effekttilstrækkelighed er

tæt koblet til elmarkedet, hvor situationer med manglende effekttilstrækkelighed afspejles i elpriser, som stiger til pris-

loftet i elmarkedet.

Energinet har til dette års redegørelse foretaget tre ændringer, som har betydning for Energinets vurdering af effekttil-

strækkelighed sammenlignet med tidligere års vurderinger.

Ændring i modellering af udlandet.

Anvendelse af

Analyseforudsætninger til Energinet 2018

fra Energistyrelsen.

Ændring i grundforudsætninger.

Energinet har skiftet til en anden model, modtaget nye analyseforudsætninger fra Energistyrelsen og opdateret grund-

forudsætningerne. De modeltekniske forskelligheder og opdateringer i forudsætningerne betyder, at årets redegørelse

ikke viser samme resultat som tidligere.

Ændringerne i de tre grupper trækker alle effekttilstrækkelighedsberegningerne i samme retning mod en forbedret ef-

fekttilstrækkelighedsvurdering over alle år. Isoleret har ændringen i analyseforudsætningerne fra 2017 til 2018 den

største effekt. Men selv uden ændringen i analyseforudsætningerne ville dette års vurderinger være på omtrent samme

niveau som præsenteret i Tabel 13 og Tabel 14 givet ændringerne i de to andre ændringskategorier (punkt 1 og 3 her-

over), hvis vurderingen var foretaget i den gamle model.

Derfor kan der ikke peges på en enkelt af ændringerne som værende årsag til, at effekttilstrækkelighedsresultaterne

ligger på et andet niveau end i sidste års redegørelse for elforsyningssikkerhed.

Ændringerne i resultater er således hovedsageligt et udtryk for, at Energinet har skiftet model og benytter opdaterede

forudsætninger og ikke et udtryk for, at effekttilstrækkeligheden har ændret sig markant. Modelskiftet kommer som

Bekendtgørelse om ændring af bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v., BEK nr. 1217 af 15/10/2018.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

65/108

følge af kravene i

bekendtgørelse om systemansvarligvirksomhed,

samt at den nye model bedre modellerer udlandet.

Indførelsen af muligheden for aflastning af elforbrug inden for 15 minutter i Energinets KontrolCenter El medfører en

forbedring af effekttilstrækkeligheden. Dette sikrer i høj grad mod, at situationer med effektmangel kan eskalere til

blackouts. Men derudover er den faktiske effekttilstrækkelighed uændret. De tre ændringer beskrives i nærmere detal-

jer herunder.

Ændring i modellering af udlandet

De fremtidige vurderinger af effekttilstrækkeligheden udføres med modellen

Better Investment Decisions (BID),

som

benytter en detaljeret modellering af udlandet. Energinet har hidtil benyttet modellen

Forsyningssikkerhedsindeks

(FSI)

, og det vil således være første gang, at BID-modellens resultater vises i Redegørelse for elforsyningssikkerhed i

dansk kontekst.

Specielt BID's mere detaljerede modellering af udlandet fører til en bedre repræsentation af tilgængeligheden i udlan-

det, og den har vist sig højere end tidligere antaget. Dette medfører alt andet lige en bedre effekttilstrækkelighed. Ved

benyttelse af BID har Energinet mulighed for at benytte klimadata fra ENTSO-E's

Pan European Climate Database.

Data-

basen indeholder vind-, sol-, forbrugs- og temperaturprofiler for perioden 1982 til 2015, som Energinet benytter i sine

vurderinger til at give et billede af indflydelse af forskellige klimaår. Anvendelsen af flere klimaår forventes at føre til en

bedre vurdering af effekttilstrækkeligheden, fordi år med forskellige kombinationer af elproduktion fra vindmøller og

højt og lavt elforbrug er repræsenteret.

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2018

for information om FSI.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

66/108

BID-modellen

BID er en elmarkedsmodel, der blandt andet kan anvendes til at vurdere effekttilstrækkelighed. Modellen simulerer el-

markedet på tværs af Europa og afspejler således den danske tilknytning til omverdenen. Havarier på kraftværker og

udlandsforbindelser er stokastiske elementer. Modellen vurderer effekttilstrækkeligheden i alle de modellerede prisom-

råder og tager dermed højde for, hvordan udlandets effekttilstrækkelighed påvirker den danske. Modellen kan i mod-

sætning til FSI håndtere fleksibelt elforbrug direkte.

BID benyttes i flere andre europæiske TSO'er, herunder de øvrige nordiske samt i ENTSO-E's Midterm Adequacy Fore-

cast (MAF). Dermed får Energinet bedre mulighed for at kunne bruge resultaterne både nationalt og internationalt. Tre

af hovedforskellene mellem FSI og BID er, at BID medtager modellering af vandkraft, effektsituationen i hele Europa og

kraftværkernes varmebinding. Modelleringen af vandkraft er væsentlig grundet det danske elsystems tætte tilknytning

til det nordiske elsystem, som indeholder en stor mængde elproduktion fra vandkraft. FSI er mere simpelt opbygget og

modellerer kun udvalgte naboområder. Bedre modellering af udlandet kan betyde både mere og mindre tilgængelig

effekt sammenlignet med FSI. Derimod må inkluderingen af kraftværkernes varmebinding forventes at forværre effekt-

situationen. Begge modeller benytter derudover grundlæggende den samme metode til at vurdere risikoen for effekt-

mangel i elsystemet.

Trods de overordnede metodeligheder mellem FSI og BID er der også modelspecifikke forhold, som gør, at modellerne

ikke vil give præcis samme vurdering af effekttilstrækkelighedsniveauet i Danmark.

I forbindelse med Clean Energy Package (CEP) er nationale vurderinger af effekttilstrækkelighed af TSO'er underlagt en

række regler. Dette inkluderer blandt andet modellering af prisområder for nærmeste medlemslande, og at model-

værktøjet anvendt skal være en markedsmodel. BID er i overensstemmelse med de nedsatte krav, og den forventes

derfor at kunne efterleve reglerne fra CEP.

Analyseforudsætningerne til Energinet 2018

Analyseforudsætninger til Energinet 2018

fra Energistyrelsen ligger til grund for effekttilstrækkelighedsanalyserne. For-

skellene til analyseforudsætningerne fra 2017 er beskrevet i afsnit 4.1. Med en langsommere udfasning af termisk el-

produktionskapacitet, lavere elforbrug og hurtigere udbygning af vedvarende energi forventes dette alt andet lige at

føre til en bedre effekttilstrækkelighed. Energistyrelsen har i september 2019 udgivet et nyt sæt analyseforudsætninger

(Analyseforudsætninger

til Energinet 2019),

som vil ligge til grund for effekttilstrækkelighedsanalyserne i næste års re-

degørelse for elforsyningssikkerhed. Alt andet lige vurderes det, at de nye analyseforudsætninger 2019 vil forværre den

danske effekttilstrækkelighed sammenlignet med analyseforudsætningerne fra 2018 anvendt i dette års redegørelse.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

67/108

Ændring i grundforudsætningerne

Grundforudsætningerne medfører også, alt andet lige, en bedre forventet effekttilstrækkelighed. Grundforudsætnin-

gerne dækker blandt andet over sandsynligheden for udfald på udlandsforbindelser og elproduktionsanlæg, inkluderin-

gen af reserver og driftsinstrukser fra Energinets KontrolCenter El.

En anden vigtig opdatering ligger i inkluderingen af muligheden for aflastning af elforbrug i eldistributionsnettene inden

for 15 minutter i tilfælde af effektmangel. Denne mulighed blev implementeret i Energinets KontrolCenter El i 2016 og

betyder, at risikoen for, at en situation med effektmangel kan føre til et blackout, er markant lavere end tidligere. Dette

er en faktisk forbedring af effekttilstrækkeligheden.

At kunne aflaste elforbrug inden for 15 minutter har også betydet, at Energinet i BID medtager al elproduktionskapaci-

tet, som indkøbes som mFRR i Danmark. Yderligere elproduktionskapacitet, som indkøbes som reserver i Danmark og

udlandet, er ikke medtaget.

Blandt andre opdateringer af grundforudsætningerne kan nævnes sandsynlighederne for udfald af udlandsforbindelser

og elproduktionsanlæg.

Sandsynligheden for udfald på danske udlandsforbindelser er baseret på den tilgængelige importkapacitet til danske

elprisområder i 2012-2017 i Nord Pools Market Data

. Sandsynligheden for udfald på handelsforbindelser, som ikke er

koblet direkte til danske elprisområde, er baseret på indmeldinger for de enkelte landes TSO'er eller standardværdien

angivet i ENTSO-E's MAF.

(Pct.)

HVDC

AC Øresund

AC Tyskland

Samlet sandsynlighed for

udfald over et år

(ca. 40 dage)

(ca. 29 dage)

(ca. 37 dage)

Revision

Havari

Kilde

Markedsdata 2012-2017

Tabel 11 Sandsynlighed for udfald på danske handelsforbindelser angivet i pct. til beregninger af effekttilstrækkelighed.

Markedsdata er valgt som kilde, da det er den eneste kilde, som kan give den tilgængelige importkapacitet. Den tilgæn-

gelige kapacitet afspejler ikke behovet for modhandel i driftstimen grundet begrænsninger i eltransmissionsnettet.

Sandsynligheden for udfald på danske elproduktionsanlæg er baseret på forskellige kilder og vist i Tabel 12. Sandsynlig-

heden for udfald på udenlandske elproduktionsanlæg er baseret på indmeldinger fra de enkelte landes TSO'er til MAF

eller standardværdien angivet i MAF.

https://www.nordpoolgroup.com/

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

68/108

Værkstyper

Udtagsværker

Modtryksværker

Reserveanlæg

Decentrale gasturbiner SC

Decentrale gasturbiner CC

Decentrale motorer

Samlet sandsynlighed for

udfald over et år

24 %

Revision

19 %

3 uger

(6 %)

2 uger

(4 %)

0,8 uger

(2 %)

Havari

Kilde

Nord Pool UMM

Teknologikatalog

Tabel 12 Sandsynligheder for udfald af elproduktionsanlæg i Danmark til beregninger af effekttilstrækkelighed.

De opdaterede sandsynligheder for udfald er således baseret på de seneste års data for udlandsforbindelsers og elpro-

duktionsanlægs faktiske udetider og bedste bud fra

Teknologikataloget

. Teknologikataloget er benyttet, hvor det ikke

var muligt at anvende kilder til historiske udetider på visse kategorier af elproduktionsanlæg.

2.1.1 Forbrugsfleksibilitet

Energinet forventer, at forbrugsfleksibiliteten vil stige i fremtiden, men måden og mængden er svær at kvantificere.

Forbrugsfleksibilitet omhandler situationer, hvor elforbrugere aktivt tilpasser deres elforbrug til markedssituationen.

Det kan eksempelvis være i forhold til elprisen eller i forhold til CO

-udledningen. Historisk set har det været elprodukti-

onen, der har tilpasset sig elforbruget, men i et 100 pct. grønt energisystem vil det i fremtiden i højere grad end i dag

være elforbruget, der skal tilpasses udbuddet. Det betyder, at forbrugerne begrænser deres forbrug, hvis der er mangel

på el i systemet og

–

modsat

–

at forbrugerne øger deres forbrug, hvis der er et overudbud af el i systemet. Mangel på

el i systemet vil materialisere sig i høje elpriser, mens overudbud af el i systemet vil give meget lave

–

måske negative

–

elpriser.

I dag er omfanget af prisfleksibelt elforbrug overvejende begrænset, når der ses på de få situationer med lavt udbud af

el i forhold til efterspørgslen. Typisk optræder det først i større omfang ved meget høje elpriser, men da der har været

meget få situationer med meget høje elpriser, er grundlaget for at vurdere det faktiske omfang også begrænset.

Det modsatte scenarie, med forbrugere, der er i stand til at øge forbruget ved overudbud, er der dog eksempler på i

forbindelse med fx elkedler, som forbruger el, hvis elprisen er under et vist niveau. Elkedlernes mulighed for at agere

fleksibelt vil dog samtidig afhænge af andre faktorer, som fx alternativprisen for varme eller varmeefterspøgslen.

Det er elmarkedet, som skal sikre rentabiliteten af fleksibelt elforbrug. Således skal elmarkedet være i stand til at drive

nye løsninger frem. Det er Energinets opgave at sikre rammebetingelserne og at sikre, at markedskravene følger med

udviklingen. Energinet skal understøtte udviklingen ved at gøre det muligt for nye idéer og projekter at teste deres

funktionalitet i markedet. Det handler om at gøre elforbrugerne parate til at reagere på markedets prissignaler, både

ved knaphed og ved overskud af el i systemet.

Teknologikatalog for produktion af el og fjernvarme - august 2016 - Opdateret februar 2019,

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

69/108

Energinet oplever en stigende interesse fra aktører, der undersøger muligheder ved at gøre deres elforbrug fleksibelt.

Energinet ønsker her at være sparringspartner for disse aktører, som gerne vil være bevidste om deres muligheder og

deltage aktivt i elmarkedet. Energinet opnår gennem disse samarbejder og konkrete pilotprojekter også viden, der ind-

går i den løbende tilpasning af markedsrammerne, så rammerne i højre grad understøtter fleksibelt forbrug.

Der er ikke regnet med eksplicit prisfleksibelt elforbrug i Danmark i effekttilstrækkelighedssimuleringerne. I dannelsen

af forbrugskurverne er der i base case-beregningerne, præsenteret i det følgende afsnit 2.3, taget hensyn til mængden

af elbiler og varmepumper, da disse indgår med underliggende selvstændige forbrugskurver. Ligeledes indgår datacen-

terforbrug med en flad forbrugskurve.

2.2

Forudsætninger for prognose for effekttilstrækkelighed

Til prognosen for effekttilstrækkelighed benytter Energinet forudsætninger fra ENTSO-E's udgivelser af

MAF17/TYNDP18 for udlandet. Energinet benytter TYNDP-scenariet "Best Estimate" for årene 2020 og 2025, og scena-

riet "Sustainable Transition" i 2030. Data imellem årene er interpoleret. "Best Estimate"-scenariet bruges af ENTSO-E til

korte og mellemlangsigtede analyser (fx Midterm Adequacy Forecast (MAF)), mens "Sustainable Transition"-scenariet

bliver benyttet til de langsigtede analyser i TYNDP-regi.

Forudsætningerne stammer således fra TSO'erne i de enkelte lande samt mindre justeringer for de nordiske lande, Hol-

land (kun 2030) og Storbritannien baseret på deres TSO'ers opdaterede forventninger. Forudsætningerne er kun angi-

vet for nedslagsårene 2020, 2025 og 2030, hvorfor Energinet har interpoleret udviklingen i elproduktionskapacitet og

elforbrug i de mellemliggende år med undtagelse af kendte ændringer som fx nationale ønsker om udfasning af kulba-

seret elproduktion. Handelsforbindelser er ligeledes medtaget efter deres forventede idriftsættelsestidspunkt.

Med kravene til årlige beregninger i CEP forventes det på længere sigt nødvendigt for ENTSO-E at indsamle forudsæt-

ninger for de kommende 10 år. På sigt bør interpolation i udlandenes forudsætninger således ikke være nødvendig.

For elproduktionskapaciteter og elforbrug i Danmark benytter Energinet

Analyseforudsætninger til Energinet

fra Energi-

styrelsen. Det overordnede indhold i disse til effekttilstrækkelighedsberegninger er beskrevet i afsnit 4.1.

2.2.1 Udviklingen i Danmarks nabolande

I 2030 forventes Danmark at være elektrisk forbundet med Tyskland, Storbritannien, Holland, Norge og Sverige. De nor-

diske lande er kendetegnet ved store andele af vandkraft, mens kontinentet og Storbritannien er kendetegnet ved store

andele af termisk kapacitet. Ligesom i Danmark forventes alle lande at få stadig større andele af fluktuerende produk-

tion frem mod 2030.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

70/108

250

Kapacitet [GW] og maks. forbrug (GWh/h)

Sol & vind

Hydro

600

500

200

Termisk

150

Årligt elforbrug (højre akse)

300

100

200

100

2020 2025 2030 2020 2025 2030 2020 2025 2030 2020 2025 2030 2020 2025 2030

Tyskland

Storbritannien

Holland

Norge

Sverige

Figur 23 Forventet elproduktionskapacitet, maksimalt elforbrug og årligt elforbrug for Danmarks elektrisk forbundne

og kommende forbundne nabolande. Kilde: MAF17/TYNDP18 og input fra Danmarks elektrisk forbundne og

kommende forbundne nabolande.

2.3

Prognose for effekttilstrækkelighed

Analyser af effekttilstrækkeligheden i Danmark frem mod 2030 viser fortsat, at Østdanmark har størst risiko for effekt-

mangel. Det hænger blandt andet sammen med mindre indenlandsk elproduktionskapacitet samt mindre udvekslings-

kapacitet i Østdanmark end i Vestdanmark. Risikoen i Vestdanmark er mindre end i Østdanmark for alle år. I 2030 ses

ca. 4 effektminutter i Vestdanmark, mens der i resterende år ikke ses nogen effektminutter. Årsagen til, at vurderingen

for Vestdanmark i 2030 giver et resultat større end nul er, at risikoen for effektmangel på kontinentet og i Storbritan-

nien også er forhøjet. Derfor vil det i flere situationer ikke være muligt for Danmark at importere fra hverken kontinen-

tet og/eller Storbritannien, selvom forbindelserne hertil er tilgængelige, fordi landene på den anden side af forbindel-

serne ikke har et overskud af energi at kunne eksportere. Særlig relevant for Danmark er effektsituationen i Tyskland,

da det er vores stærkest forbundne elektriske nabo. Risikoen for samtidig effektmangel i et større område på tværs af

lande vurderes således forhøjet i 2030 sammenlignet med i dag.

Risikoen for effektmangel vurderes generelt at være stigende over tid. Dette vurderes primært at hænge sammen med

den forventede reduktion i termisk elproduktionskapacitet samt højere el- og effektforbrug, som illustreret i Figur 9 og

Figur 23. Effekttilstrækkelighedsberegningerne er behæftet med stor usikkerhed, da en stor mængde datainput ligger til

grund for beregningerne. Således er usikkerheden for resultaterne større på længere sigt fx frem mod 2030, da der er

stor usikkerhed om datainput. Derfor kan resultaterne også ændre sig fra år til år, når inputdata opdateres. Elsystemet

kan i den periode udvikle sig meget, og derfor kan effekttilstrækkeligheden blive udfordret før. Dette beskrives nær-

mere i afsnit 2.5 om følsomheder.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

Elforbrug [TWh]

Maksimum elforbrug

400

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

71/108

Den specifikke forskel mellem EENS og EUE er, at forbrug ikke præventivt vil afkobles (aflastes) ned til præcise MWh-

størrelser. I stedet angiver netselskaberne forskellige aflastningstrin, som elforbrug i praksis vil afkobles i. I beregnin-

gerne af EUE inkluderes disse aflastningstrin, hvorfor forbrug kun kan afkobles i disse størrelser. For Vestdanmark er

aflastningsstørrelsen sat til 25 MW, mens den i Østdanmark er 35 MW.

År

2020

2023

2025

2027

2030

Effektminutter

(min/år)

EENS

(MWh/år)

239

EUE

(MWh/år)

250

LOLE

(berørte timer/år)

0,00

0,03

0,76

Leveringssikkerhed

(pct.)

~99,9999

99,9992

Tabel 13 Resultater for Vestdanmark fra BID-modellen i udvalgte år i perioden 2020-2030 afrundet til nærmeste hele

tal. Definitioner ses i ordforklaringen i Appendiks G. Leveringssikkerhed er baseret på EUE.

År

2020

2023

2025

2027

2030

Effektminutter

(min/år)

EENS

(MWh/år)

482

EUE

(MWh/år)

503

LOLE

(berørte timer/år)

0,03

0,01

0,39

1,17

Leveringssikkerhed

(pct.)

~99,9999

99,9995

99,9969

Tabel 14 Resultater for Østdanmark fra BID-modellen i udvalgte år i perioden 2020-2030 afrundet til nærmeste hele

tal. Definitioner ses i ordforklaringen i Appendiks G. Leveringssikkerhed er baseret på EUE.

Effektmanglen opstår typisk, når en vis mængde elproduktionskapacitet er ude af drift, elproduktionen fra vind og sol er

forholdsvis lav og elforbruget er højt.

Det bør bemærkes, at resultaterne i Tabel 13 og Tabel 14 er angivet som et gennemsnit for de 306 forskellige gennem-

regninger, som hver simulering består af. Figur 24 viser, hvordan fordelingen af effektminutter over én simulering kan

se ud. Figuren viser blandt andet, at ca. 2/3-dele af gennemregningerne for 2030 giver 0 effektminutter i Østdanmark.

De 34 benyttede klimaår er sammen med havarier på kraftværker og udlandsforbindelser de stokastiske elementer,

som giver variationen i effektminutter på tværs af en simulering. Der er således visse klimaår, som viser flere effektmi-

nutter, og visse som viser færre end angivet i Tabel 14. Eksempelvis viser de fem klimaår med de højeste mængder ikke-

leveret el over 80 effektminutter i 2030 i Østdanmark. Ses der bort fra disse fem år i gennemsnittet, bliver gennemsnit-

tet 4 effektminutter i 2030 i Østdanmark. Det viser, at effekttilstrækkeligheden kan blive påvirket af forskellige klimafor-

hold.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

72/108

300

Effektminutter (min/år)

250

200

150

100

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

Andel af simuleringer

DK2 fordeling af effektminutter

DK2 gennemsnit af effektminutter (16 min/år)

Figur 24 Fordeling af effektminutter i Østdanmark i simuleringen af 2030. Bemærk, én simulering består af 306 gen-

nemregninger.

Det bør også bemærkes, at effektminutterne i Tabel 13 og Tabel 14 er afrundet til nærmeste hele tal. Dette skyldes, at

selv om Energinet har simuleret hver time i årene mindst 300 gange, kan der stadig forekomme en vis mængde stoka-

stisk støj i resultaterne. Dette betyder, at man ikke nødvendigvis får samme resultat, hvis man gentager beregningen. Jo

flere forskellige klimaår, der benyttes, og jo flere gange et år (fx 2025) gennemregnes, des mindre bliver den stokastiske

støj. Den relative størrelse af den stokastiske støj er større i elsystemer med sjældne afbrud. Derfor bør man være var-

som med at overfortolke effektminutterne, især dem med flere decimaler.

Selv om der for visse år angives 0 effektminutter, vil risikoen for, at der forekommer effektmangel, derfor fortsat eksi-

stere, da der kan forekomme ekstraordinære hændelser. Ekstraordinære hændelser kan fx være sammenfald af udeti-

der for elproduktionsanlæg og handelsforbindelser. Ligeledes er effektminutterne udtryk for den samlede risiko set hen

over hele året. Der kan således være mindre perioder, hvor risikoen er større end årsgennemsnittet.

4 og 16 effektminutter i BID svarer til, at en elforbruger i gennemsnit forventes at få leveret ca. 99,9992 og 99,9969 pct.

af den ønskede el. Bemærk, at det forventede antal timer med effektunderskud (LOLE) i modelsimuleringerne er lavt. I

Østdanmark i 2030 ses således i gennemsnit én time om året, hvor der kan opleves effektmangel. Effektmangelsituatio-

ner er altså meget sjældne hændelser i simuleringerne, men kan forekomme ved flere samtidige udetider. Flere euro-

pæiske lande har fastsat grænser for LOLE, og i en række lande er grænseværdien 3 timer pr. år. Fx har Tyskland, Bel-

gien, Frankrig, Storbritannien og Polen anvendt en LOLE grænseværdi på 3 timer pr. år i forbindelse med landenes an-

søgning om og godkendelse af kapacitetsmekanismer hos Europa-Kommissionen. Sammenlignet direkte hermed er

prognosen for effekttilstrækkeligheden i begge danske landsdele således væsentlig under. Det skal dog bemærkes, at

en udenlandsk grænseværdi ikke uden videre kan overføres til dansk standard, og at Clean Energy Package fremover

sætter krav om, hvordan LOLE grænseværdien skal fastsættes. Metoden herfor udarbejdes stadig hos ENTSO-E.

Østdanmark er tæt forbundet med Sydsverige, og effekttilstrækkeligheden i Østdanmark påvirkes i høj grad af Øre-

sundsforbindelsen. I 2020 forventes en udskiftning af Øresundsforbindelsens 400 kV-kabler at reducere kapaciteten

markant i en til to måneder. Energinet forventer ikke at igangsætte yderligere tiltag for at sikre effekttilstrækkelighe-

den, medmindre der opstår uventet udetid eller forsinkelser i projektet.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

1,0

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

73/108

Ifølge

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed

skal Energinet udarbejde en prognose for effekttilstrækkelighe-

den for hvert af de kommende 10 år, medmindre det kan begrundes, at effekttilstrækkeligheden ikke ændrer sig væ-

sentligt fra et år til det næste. Da resultaterne frem til 2025 i Tabel 13 og Tabel 14 viser stort set nul, vurderes der ikke

at være væsentlige ændringer på kort sigt. For perioden 2025-2030 vurderes resultaterne at være behæftet med større

og større usikkerhed, og trenden for effekttilstrækkelighedsvurderingerne afspejles i høj grad af de præsenterede resul-

tater for 2025, 2027 og 2030. De specifikke ændringer, der måtte være fra år til år frem mod 2030, ville vise samme

trend uden at give mærkbar ekstra værdi og samtidig give en falsk indikation af præcisionen af resultaterne og ændrin-

ger fra år til år.

Sammenligning med tidligere resultater i FSI

Energinet vurderer, at resultaterne i dette års redegørelse for elforsyningssikkerhed overordnet er i tråd med tidligere

resultater publiceret i redegørelse for elforsyningssikkerhed. Således er indikationen, som beskrevet også i år, at risi-

koen for mangel på el er størst i Østdanmark, og at denne er stigende fremadrettet.

De nøjagtige resultater vil svinge hvert år grundet opdateringer til forudsætningerne og i år ydermere grundet anven-

delse af en anden model. Specielt forventes de tidligere beskrevne forskelle mellem modellerne at medføre ændrede

effektminutter.

2.4

Alternativ prognose for effekttilstrækkelighed

Som led i opdateringen af

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed

skal Energinet udarbejde alternative progno-

ser for effekttilstrækkeligheden, som kan medføre et ændret niveau af elforsyningssikkerhed. Alternativerne skal ledsa-

ges af en vurdering af de samfundsøkonomiske konsekvenser og den forventede ændring i transmissionstarif. Yderli-

gere ønskes perspektiveret til VoLL.

Til at beskrive alternative prognoser for effekttilstrækkeligheden, som forventes at lede til et ændret niveau af elforsy-

ningssikkerhed, har Energinet set på to typer tiltag. Den ene type tiltag er udlandsforbindelser, mens det andet er en

strategisk reserve.

Alternative prognoser for udlandsforbindelser

I det følgende er der set på et tiltag, som forventes at kunne lede til et højere niveau af elforsyningssikkerhed og et an-

det tiltag, der forventes at lede til et lavere niveau af elforsyningssikkerhed.

Tiltaget, som forventes at lede til et højere niveau af elforsyningssikkerhed, er indførelsen af en ny HVDC-forbindelse

mellem Vest- og Østdanmark på 600 MW.

Tiltaget, som her undersøges med forventningen om at give et lavere niveau af elforsyningssikkerhed, er at undlade at

reinvestere Kontek-forbindelsen. Kontek er en HVDC-forbindelse på 600 MW, som går mellem Østdanmark og Tyskland.

Forbindelsen vil i 2030 være ca. 35 år og vil derefter inden for en kortere årrække nå sin tiltænkte levetid. Det undersø-

ges derfor, hvad det kan betyde for effekttilstrækkeligheden under de givne forudsætninger, hvis forbindelsen ikke er i

drift i 2030. Det bør dog understreges, at det ikke alene er Energinets beslutning at tage forbindelsen ud af drift eller

reinvestere forbindelsen. Dette skal gøres i samarbejde med den pågældende TSO i det tyske område.

Heri ligger også en af årsagerne til forskellen i den forventede omkostning for en ny elektrisk forbindelse mellem Vest-

og Østdanmark og den forventede besparelse ved ikke at reinvestere i Kontek. I forbindelse med en ny elektrisk forbin-

delse mellem Vest- og Østdanmark er Energinet ansvarlig for alle omkostninger til opførelsen, mens i forbindelse med

Bekendtgørelse om ændring af bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v., BEK nr. 1217 af 15/10/2018.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

74/108

en reinvestering af Kontek forventes den anden TSO at stå for halvdelen af omkostningerne. Ydermere forventes det

nødvendigt at foretage netforstærkninger i Vest- og Østdanmark ved indførelse af en ny elektrisk forbindelse mellem

Vest- og Østdanmark, da forbindelsen forventes at være i drift samtidig med den nuværende elektriske forbindelse mel-

lem Vest- og Østdanmark. Derimod vil en reinvestering af Kontek være en erstatning af den nuværende forbindelse.

Resultaterne fra effekttilstrækkelighedsvurderingerne for de alternative prognoser for 2030 fremgår af Tabel 15.

Scenarie

Landsdel

Effektminutter

(min/år)

EENS

(MWh/år)

239

482

241

EUE

(MWh/år)

250

503

250

LOLE

(berørte

timer/år)

0,76

1,17

0,74

Leverings-

sikkerhed

(pct.)

99,9992

99,9969

99,9992

ca. +4.500

Østdanmark

429

445

0,99

99,9972

Forventet omkost-

ning/besparelse

(mio. DKK)

Prognose

Ny elektrisk

forbindelse

mellem

Vest- og

Østdanmark

Ingen

Kontek-for-

bindelse i

drift

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

228

238

0,74

99,9992

ca. -1.500

Østdanmark

500

518

1,19

99,9968

Tabel 15 Alternative prognoser for effekttilstrækkelighed i 2030.

Resultaterne viser, at etableringen af en ny elektrisk forbindelse mellem Vest- og Østdanmark kun har begrænset betyd-

ning for effekttilstrækkeligheden i 2030. Tidligere resultater fra sidste års beslutningsgrundlag vedrørende sikring af

effektbalancen i Østdanmark viste en større positiv effekt af en Storebælt 2 på effekttilstrækkeligheden i Østdanmark,

baseret på tidligere forudsætninger, som nu er opdaterede, og Energinets tidligere beregningsmodel "FSI", hvor udlan-

dets effektsituation var meget forsimplet modelleret. Energinets beregninger blev også suppleret med eksterne bereg-

ninger og vurderinger fra Ea Energianalyse, som viste en marginal effekt af Storebælt 2 på effekttilstrækkeligheden på

kort sigt (2025), men en større effekt på langt sigt (2040). Dette er med til at understrege den usikkerhed, beregnin-

gerne er behæftet med.

Resultatet uden Kontek i drift i 2030 viser det samme billede som med en Storebælt 2, det vil sige kun en marginal på-

virkning af effektsituationen i Østdanmark.

De umiddelbart overraskende resultater skyldes, at i de fleste situationer, hvor modellen viser manglende effekttil-

strækkelighed i Østdanmark, har både Vestdanmark og Tyskland også en knap effekttilstrækkelighed. I de situationer er

det således ikke muligt at hente el fra naboområderne, da de oplever samtidig effektknaphed. Det er primært lande på

Kontinentet og Storbritannien, som oplever effektknaphed i 2030 samtidig med Danmark, hvorfor ændringer i udlands-

forbindelser mellem disse lande og områder vil have relativt begrænset betydning for effekttilstrækkeligheden.

Resultaterne underbygger, at effekttilstrækkeligheden i Østdanmark til en vis grad er afhængig af at kunne importere

udenlandsk el på længere sigt, samt at landene omkring os oplever lignende udfordringer.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

75/108

Det er væsentligt at bemærke, at effekttilstrækkelighedsberegningerne generelt er behæftet med stor usikkerhed, da

en stor mængde datainput og forudsætninger ligger til grund for beregningerne. Specielt på langt sigt i 2030 er der stor

usikkerhed omkring udviklingen, hvilket også vil være tilfældet for resultaterne. Derfor vil resultaterne også ændre sig

fra år til år, når inputdata og forudsætninger opdateres løbende, efterhånden som ny viden indhentes.

Vurdering af effekttilstrækkeligheden i forhold til en strategisk reserve

Baseret på prognosen for effekttilstrækkelighed har Energinet vurderet den forventede betydning af en midlertidig stra-

tegisk reserve. Vurderingen baseres på en efterbehandling af prognosen for 2030 beskrevet i det foregående afsnit. Da

vurderingen er en efterbehandling, er det estimerede værdier, som indgår i tabellen, hvilket medfører større usikkerhed

om resultaterne.

Resultaterne illustrerer, at en midlertidig strategisk reserve i 2030 under de nuværende forudsætninger forventes at

medføre en højere elforsyningssikkerhed. Forudsætningerne til grund for prognosen medfører en lav grad af tilgængelig

elproduktionskapacitet i både ind- og udland, når der ses effektmangel i Østdanmark i 2030. Derfor har regulerbar el-

produktionskapacitet i 2030 relativt stor værdi i situationer med effektmangel sammenlignet med udlandsforbindelser.

Scenarie

Landsdel

Effekt-

minutter

EENS

EUE

LOLE

Leverings-

sikkerhed

Forventet om-

kostning ved pris

på 300.000

DKK/MW/år

(mio. DKK/år)

120

150

180

210

240

(min/år)

Prognose

200 MW

300 MW

400 MW

500 MW

600 MW

700 MW

800 MW

Østdanmark

(MWh/år)

482

278

196

128

(MWh/år)

503

(berørte

timer/år)

1,17

0,9

0,7

0,6

0,4

0,3

0,2

0,1

(pct.)

99,9969

99,9982

99,9988

99,9992

99,9995

99,9997

99,9999

Tabel 16 Tabellen illustrerer, hvordan effekttilstrækkeligheden påvirkes ved indførelse af ekstra regulerbar elprodukti-

onskapacitet i Østdanmark i 2030. Da resultaterne i tabellen er efterbehandlinger, er det ikke muligt at be-

regne visse værdier.

Ibrugtagningen af en midlertidig strategisk reserve vil kræve en forudgående godkendelse hos såvel Energistyrelsen

som Europa-Kommissionen. Kapacitetsmekanismer anses for statsstøtte, hvorfor indkøb af en midlertidig strategisk re-

serve kræver en statsstøttegodkendelse af Europa-Kommissionen. Dette indebærer en række konkrete krav som følge

af Clean Energy Package blandt andet omkring design og behov.

Omkostningen på 300.000 DKK/MW pr. år er en grov standardværdi, som Energinet også tidligere har benyttet som estimat for den langsigtede, marginale samfunds-

økonomiske omkostning for etablering af ny spidslastkapacitet (fx gasturbiner eller dieselanlæg). Prisen i et eventuelt udbud af en midlertidig strategisk reserve er

forbundet med stor usikker og afhænger dels af den efterspurgte mængde, dels af hvilke produktionsanlæg og hvilke forbrugere, der eventuelt ønsker at deltage som

strategisk reserve. Hvis det er eksisterende kapacitet og såkaldte strandede aktiver, der bydes ind med, vil der med stor sandsynlighed være tale om noget lavere

omkostninger for det danske samfund end de 300.000 DK/MW pr. år, som angivet her.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

76/108

Forordningen om nyt elmarkedsdesign fra EU's Clean Energy Package forventes at stille eksplicitte krav til, hvordan en

pålidelighedsstandard skal fastsættes, hvis et EU-medlemsland ønsker indførelse af kapacitetsmekanismer, herunder en

midlertidig strategisk reserve. I denne sammenhæng tolkes pålidelighedsstandarden kun at omhandle effekttilstrække-

lighed og at skulle indikere det nødvendige niveau herfor. Pålidelighedsstandarden sætter således krav til, hvor stor ef-

fekttilstrækkelighedsudfordringen skal være, før en midlertidig strategisk reserve kan indkøbes. Ligeledes stilles der krav

til, hvor stor del af udfordringen en midlertidig strategisk reserve må afhjælpe. Det kan derfor ikke forventes, at det er

muligt at afdække risikoen for effektmangel fuldt ud. Metoden til fastlæggelse af pålidelighedsstandarden udarbejdes

stadig hos eltransmissionsvirksomhedernes europæiske samarbejdsorganisation ENTSO-E.

Tyskland, Belgien, Frankrig, Storbritannien og Polen har anvendt en LOLE grænseværdi på 3 timer pr. år i forbindelse

med landenes ansøgning om og godkendelse af kapacitetsmekanismer hos Europa-Kommissionen. Energinets prognose

for effekttilstrækkelighed viser henholdsvis 0,76 og 1,17 timer pr. år for Vest- og Østdanmark. Det skal dog bemærkes,

at en udenlandsk grænseværdi ikke uden videre kan overføres til dansk standard, og at Clean Energy Package fremover

sætter krav om, hvordan LOLE grænseværdien skal fastsættes.

Hvis afbrudsminutterne grundet effektmangel for hele Danmark skal reduceres til 5 minutter i 2030, vil det ud fra oven-

stående beregninger være nødvendigt at få yderligere 300 MW elkapacitet indført i det danske elsystem. Dette vil redu-

cere afbrudsminutterne i Østdanmark til 6 minutter, hvilket giver 5 afbrudsminutter på landsplan. Hvis denne ekstra

regulerbare elkapacitet har en omkostning på 300.000 DKK/MW/år, bliver den årlige omkostning i omegnen af 100 mio.

DKK/år. Da hastigheden af udviklingen i effektsituationen er forbundet med stor usikkerhed, hvilket er beskrevet yderli-

gere i afsnit 2.5 herunder, kan behovet for ekstra elkapacitet blive højere end forventet. Energinets nuværende forvent-

ning er, at et accelereret udviklingsforløb kan betyde, at omkostningen for en strategisk reserve kan blive op mod 300

mio. DKK/år. Omkostningen er naturligvis afhængig af indkøbsprisen på det pågældende tidspunkt.

Betragtninger i forhold til VoLL

Omkostninger og besparelser af de nævnte tiltag bør ses i forhold til værdien af ikke at få leveret den ønskede el. Da

elforsyningssikkerhed i overvejende grad er et kollektivt gode, bør niveauet af elforsyningssikkerhed teoretisk set fast-

sættes efter det samfundsøkonomiske optimum for alle forbrugergrupper. At fastsætte værdien af ikkeleveret energi er

dog vanskeligt.

På baggrund af DAMVAD-rapporten

estimeres den forbrugsvægtede gennemsnitsomkostning ved et afbrud på fire

timer til ca. 150 DKK/kWh. Forbrugergrupperne varierer i VoLL og spænder fra 22 DKK/kWh for husholdninger til 276

DKK/kWh for industri. Værdien af VoLL for Danmark er i den europæiske rapport angivet til at være ca. 115 DKK/kWh.

En ny elektrisk forbindelse mellem Vest- og Østdanmark vurderes i beregningerne fra BID at kunne reducere den ikke-

leverede el fra 503 MWh/år for Østdanmark til 445MWh/år. Dette giver en skyggepris for tiltaget på 4.147 DKK/kWh,

når kun forbindelsens værdi for effekttilstrækkeligheden medregnes. Nye elforbindelser kan også give andre væsentlige

samfundsøkonomiske gevinster (fx handelsgevinster), som ikke er vurderet og medtaget i beregningen af skyggeprisen.

Derfor kan den beregnede skyggepris ikke bruges til at konkludere, om en ny forbindelse mellem Vest- og Østdanmark

er en samfundsøkonomisk god investering. Ses skyggeprisen direkte op mod de to værdier af VoLL fra den nationale og

den europæiske rapport, vil tiltaget medføre en bedre elforsyningssikkerhed, end disse VoLL-værdier indikerer nødven-

dige, da VoLL-estimaterne er lavere end den beregnede skyggepris. Med en afskrivningsperiode på 40 år vil tiltaget

medføre en stigning i Energinets tarif på ca. 0,76 øre/kWh i 2019-priser i idriftsættelsesåret.

DAMVAD

'Analyse af omkostninger ved afbrydelse af elforsyning'

juni 2015

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

77/108

Det skal bemærkes, at hvis risikoen for effektmangel i Østdanmark stiger yderligere i afskrivningsperioden, vil skyggepri-

sen for tiltaget falde. Det skyldes, at det antages, at mængden af ikkeleveret energi i hele afskrivningsperioden svarer til

mængden beregnet for 2030. Hvis mængden af forventet ikkeleveret el stiger efter 2030, vil skyggeprisen derfor blive

mindre. Set over en længere periode kan tiltaget derfor svinge i skyggepris, også afhængigt af hvilke andre tiltag, der

gennemføres.

Uden Kontek-forbindelsen i drift i 2030 vurderes den ikkeleverede el at stige fra 503 MWh/år til 518 MWh/år i Østdan-

mark. Skyggeprisen er 5.314 DKK/kWh, når kun forbindelsens værdi for effekttilstrækkeligheden medregnes. Forbindel-

sen giver også andre væsentlige samfundsøkonomiske gevinster som fx handelsgevinster, der ikke er vurderet og med-

taget i beregningen af skyggeprisen. Skyggeprisen kan derfor ikke entydigt bruges til at konkludere, om en reinvestering

i Kontek er en samfundsøkonomisk god idé. Med en afskrivningsperiode på 40 år vil undladt reinvestering i Kontek med-

føre et fald i Energinets tarif på ca. 0,26 øre/kWh i 2019-priser i det første år uden reinvesteringen i drift.

En af faktorerne bag de forholdsvis små ændringer i den ikkeleverede el ved enten etablering af en ekstra udlandsfor-

bindelse mellem Vest- og Østdanmark eller undladt reinvestering i Kontek skal findes i, at udenlandske elprisområder i

mindre grad har overskydende elproduktion i 2030 end i 2020, som det er muligt for Østdanmark at importere, når der

opstår effektmangel.

Der bør fortsat tages hensyn til væsentlige usikkerheder i fastsættelsen af en enkelt værdi til at beskrive alle elforbruge-

res omkostning eller til at beskrive den præcise mængde ikkeleverede energi om 10 år.

Ovenstående kan give indtryk af, at etablering af udlandsforbindelser på længere sigt ikke giver mening, men det er ikke

nødvendigvis tilfældet. Samfundsøkonomisk set kan der fortsat være høj værdi i en udlandsforbindelse, selvom værdien

af effekttilstrækkeligheden er lille. I denne analyse er den samlede samfundsøkonomiske værdi ikke undersøgt.

En strategisk reserve på 200-400 MW vurderes ud fra efterbehandlingen at kunne reducere den ikkeleverede el for Øst-

danmark med i omegnen af 200-350 MWh/år. Hvis omkostningen for en strategisk reserve er 300.000 DKK/MW pr. år,

bliver skyggeprisen for tiltaget på 273-338 DKK/kWh. En strategisk reserve på 200-400 MW vurderes at medføre en stig-

ning i Energinets tarif på ca. 0,15-0,30 øre/kWh i 2030.

2.5

Følsomheder på effekttilstrækkelighed

Udviklingen i elsystemet går meget hurtigt i disse år. Produktionskapaciteten fra vind og sol stiger hurtigt, den termiske

kapacitet falder, og elektrificeringen øger elforbruget. Udviklingen forventes at fortsætte, og tempoet i udviklingen for

både Danmark og vores nabolande er forbundet med stor usikkerhed, da den er drevet af en række forskellige forhold,

som ikke kan forudsiges eller kontrolleres præcist. Herunder politiske, økonomiske og miljømæssige forhold. På grund

af usikkerheden er det relevant at undersøge robustheden af effekttilstrækkelighedsvurderingerne over for ændringer i

disse forhold. Dette gøres gennem følsomhedsanalyser. Energinet vil løbende arbejde med at udvikle sine følsomheds-

analyser, så risikoen for effekttilstrækkeligheden vurderes bedst muligt taget usikkerheden i forudsætninger i betragt-

ning.

Energistyrelsen har med

Analyseforudsætningerne til Energinet 2018

givet et bud på én sandsynlig udviklingsvej for det

danske elsystem, hvilket danner grundlag for Energinets prognose for effekttilstrækkelighed. Da hastigheden af den

ovenfor beskrevne udvikling er forbundet med stor usikkerhed, er det relevant at analysere følsomheden af effekttil-

strækkelighedsvurderinger over for ændrede forudsætninger.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

78/108

Realistisk worst case

Energinet har udarbejdet et

realistisk worst case

(RWC) scenarie for den danske effekttiltrækkelighed. RWC er en føl-

somhedsanalyse for base case med et mere accelereret udviklingsforløb for elsystemet, der i højere grad indarbejder

den fremtidige usikkerhed forbundet med den grønne omstilling. I arbejdet med RWC har der været størst fokus på ud-

viklingen i Østdanmark, da Energinets tidligere analyser har peget på, at det var i Østdanmark, at udfordringerne ville

være størst.

Sammenlignet med base case er det kun produktionskapaciteter, elforbrug og udlandsforbindelser, som er justeret i

RWC. Alle andre antagelser omkring fx tilgængeligheder for både udlandsforbindelser (på nær Skagerrak 1 og 2) og pro-

duktionskapaciteter er fastholdt som i base case. RWC er udarbejdet med input fra en bred vifte af aktører i elsektoren.

Aktørerne har bidraget med input på en workshop, hvor Energinet præsenterede et udkast til RWC. Energinet har også

efterfølgende modtaget yderligere skriftlige kommentarer til scenariet. På baggrund af kommentarer på workshoppen

og de skriftlige kommentarer justerede Energinet antagelserne i RWC.

RWC - antagelser for det danske elsystem

2023

Central termisk kapacitet (MW)

Decentral termisk kapacitet (MW)

Vindkapacitet (MW)

Solkapacitet (MW)

Forbrug (GWh)

Heraf ekstra ift. AF2018

Storforbrugere (datacentre)

Vejtransport

Varme

640

145

1.415

952

366

1.878

2.419

1.566

3.093

160

163

849

238

357

1.105

605

1.146

1.847

1.352

957

5.862

2.090

26.393

DK1

2025

1.352

728

6.182

3.028

29.508

2030

623

595

8.525

6.108

36.930

2023

1.032

290

2.083

896

14.452

DK2*

2025

1.032

228

2.163

1.298

15.573

2030

489

207

3.058

2.618

18.144

Tabel 17 Overblik over antagelser for produktionskapaciteter og forbrug i RWC opdelt på Vest- og Østdanmark. *Be-

mærk, at Østkraft (99 MW) ikke indgår i den centrale termiske kapacitet i Østdanmark samt, at 230 GWh

bornholmsk forbrug ikke indgår i forbruget i Østdanmark, da Bornholm ikke er elektrisk sammenkoblet med

resten af det østdanske system.

De væsentligste ændringer i RWC for Danmark er betydeligt lavere driftsklar termisk produktionskapacitet og højere

elforbrug. Med 2025 som nedslagsår er den danske termiske produktionskapacitet reduceret fra ca. 5 GW i base case til

ca. 3,5 GW i RWC (reduktion på ca. 30 pct.). Det samlede elforbrug er øget fra ca. 41 TWh til ca. 46 TWh (stigning på ca.

12 pct.). Stigningen i elforbruget er særligt drevet af øget elforbrug til varme (ca. 3 TWh ekstra), mens øget elforbrug til

datacentre og vejtransport giver den resterende stigning (ca. 1 TWh ekstra for hver). Alt andet lige, vil mindre fleksibel

produktionskapacitet og højere ufleksibelt elforbrug betyde, at effekttilstrækkeligheden vil blive forværret.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

79/108

År

Scenarie

Base case for

DK og udland

Effekt-

minuter

(min/år)

EENS

(MWh/år)

EUE

(MWh/år)

LOLE

(berørte ti-

mer/år)

0,0

Leveringssik-

kerhed

(pct.)

~99,9999

2023

RWC for DK

og base case

for udland

Base case for

DK og udland

247

273

1,4

99,9982

0,0

~99,9999

2025

RWC for DK

og base case

for udland

Base case for

DK og udland

342

366

1,4

99,9978

482

503

1,2

99,9969

2030

RWC for DK

og base case

for udland

512

18.189

18.868

38,3

99,9026

Tabel 18 Østdanmark

–

Effekttilstrækkelighedsvurderinger fra BID-modellen for 2023, 2025 og 2030 for to scenarier:

Base case for DK og udland og RWC for DK og base case for udland.

De foreløbige resultater fra effekttilstrækkelighedsvurderingerne for RWC for Østdanmark fremgår af Tabel 18. Hvis

udviklingen går som i RWC-scenariet, vil risikoen for at mangle effekt i Østdanmark være stigende allerede fra 2023.

Vurderingerne i RWC-scenariet i 2023 og 2025 for Østdanmark er på omtrent samme niveau som base case i 2030.

Dette indikerer, at med et accelereret udviklingsforløb for Danmark alene kan risikoen for effektmangel i Østdanmark

stige hurtigere, end vurderingerne baseret på base case antyder. Risikobilledet fra 2030 kan derfor potentielt fremryk-

kes til omkring 2023-2025, hvis udviklingen går hurtigere end i base case. Usikkerheden fra udlandet er ikke inkluderet i

denne konklusion.

RWC beskriver et scenarie, som kan presse effekttilstrækkeligheden i Danmark; men det er usikkert, hvor store effekttil-

strækkelighedsproblemerne vil blive i praksis, da der både politisk og fra elmarkedets aktører må forventes en reaktion

over tid jo større risikoen for effektmangel bliver. I tilfælde af oplevet effektknaphed må prissignaler (via maksimumpri-

ser) fra elmarkederne forventes at slå igennem, hvilket forstærker investeringssignalet til markedets aktører. Denne

reaktion er ikke indbygget i RWC. Det er vanskeligt præcist at vurdere, hvor ofte fx maksimumpriser skal opleves, før

nogle aktører begynder at reagere. Hvis maksimumpriser i spotmarkedet fx opleves i 22 timer på et år, vil der med den

nuværende maksimumpris på 3.000 EUR/MWh være en omkostning på i alt ca. 500.000 DKK forbundet med at forbruge

1 MWh i alle disse 22 timer ved maksimumprisen. Dette kan forventes at frembringe en reaktion fra nogle aktører i el-

markedet.

Vurderingerne af effekttilstrækkeligheden skal således ses i lyset af, at systemet i RWC endnu ikke er begyndt at tilpasse

sig som reaktion på den oplevede effektknaphed, og samtidig er effekten af markedsreformer ikke inkluderet i RWC.

Derfor skal resultatet for RWC specielt i 2030 tolkes med stor forsigtighed. Hvordan og hvor hurtigt markedstilpasninger

vil ske er et væsentligt usikkerhedsmoment.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

80/108

Partiel effekt af enkeltvariationer fra RWC

Da RWC vurderer den samtidige effekt af en række forskellige udviklingstendenser, er det relevant at analysere den par-

tielle effekt af ændringer i enkeltparametre i RWC. Derfor har Energinet kigget på to udvalgte variationer. En hvor ter-

misk kapacitet udfases hurtigere end i base case og en anden, som vedrører forbruget, da dette er behæftet med bety-

delig usikkerhed på den lange bane. Derfor er der også kigget på en justering i både positiv og negativ retning for for-

bruget. Alle analyser er baseret på 2030, da usikkerheden her er størst, og samtidig giver det mulighed for sammenlig-

ning med de alternative prognoser.

Følsomheden til belysning af effekten af hurtigere termisk udfasning er belyst ved at tage Avedøreværkets blok 2

(AVV2) ud af vurderinger. Dels er AVV2 den største driftsklare kraftværksblok (520 MW) i Østdanmark, dels udløber den

nuværende varmeaftale for blokken inde 2030, og endelig er blokken ikke inkluderet i RWC-scenariet i 2030. Det er der-

for interessant at se effekten alene af denne ændring for risikoen for effektmangel.

Følsomheden til at repræsentere usikkerheden omkring det fremtidige forbrug er todelt. Forbruget justeres henholdsvis

op og ned, da forskellige usikkerheder og tendenser kan trække både op og ned på sigt. Elektrificering generelt kan

trække forbruget op, mens energieffektiviseringer og usikkerhed om fx datacentres energiforbrug kan trække i den an-

den retning. Derfor er elforbruget i de to forbrugsfølsomheder henholdsvis op- og nedjusteret med 10 pct. i forhold til

prognosen (svarende til ca. 3.000 GWh i Vestdanmark og ca. 1.500 GWh i Østdanmark). Dette svarer omtrent til det

ekstra elforbrug til varme, som er antaget i RWC sammenlignet med prognosen.

Effekt-

minutter

(min/år)

LOLE

(berørte

timer/år)

0,76

1,12

2,48

0,21

Leverings-sik-

kerhed

(pct.)

99,9992

99,9989

99,9971

99,9998

År

Scenarie

Prognose

Prognose uden AVV2

Prognose med 10 % hø-

jere elforbrug i DK

Prognose med 10 % la-

vere elforbrug i DK

EENS

(MWh/år)

239

323

970

EUE

(MWh/år)

250

336

1002

2030

Tabel 19 Effekttilstrækkelighedsvurdering for Vestdanmark i 2030 ved forskellige følsomheder.

År

Scenarie

Prognose

Prognose uden AVV2

Prognose med 10 % hø-

jere elforbrug i DK

Prognose med 10 % la-

vere elforbrug i DK

Effekt-

minutter

(min/år)

EENS

(MWh/år)

482

1162

1099

131

EUE

(MWh/år)

503

1197

1138

140

LOLE

(berørte

timer/år)

1,17

1,93

2,08

0,5

Leverings-sik-

kerhed

(pct.)

99,9969

99,9925

99,9935

99,9990

2030

Tabel 20 Effekttilstrækkelighedsvurdering for Østdanmark i 2030 ved forskellige følsomheder.

De partielle følsomheder illustrerer, at udviklingen i effektminutter i et vist omfang kan påvirkes af mindre ændringer i

det danske elsystem. I Østdanmark er effekten størst ved udeladelse af AVV2, hvilket kun har marginal effekt på Vest-

danmark, da ændringen sker i Østdanmark. I Vestdanmark er effekten størst af en forbrugsstigning på 10 pct. Yderligere

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

81/108

fremgår det af forbrugsfølsomhederne, at en ændring med samme størrelse henholdsvis op og ned i forbruget ikke har

samme effekt på fx effektminutterne. Der er således ikke en lineær ændring i resultaterne ved en lineær ændring i in-

putdata. Faktisk forventes en svag eksponentiel stigning i afbrudsminutter ved mindre elkapacitet i systemet. Tilsva-

rende ved højere elforbrug.

Worst case på europæisk plan

For at supplere følsomhedsbetragtningerne for base case med den værst tænkelige situation, er tankegangen bag RWC

for Danmark udbredt til også at omfatte de lande, der vurderes mest direkte at påvirke den danske effekttilstrække-

lighed. Worst case på europæisk plan (WC) dækker følgende lande: Danmark, Norge, Sverige, Finland, Tyskland, Polen,

Belgien, Holland, Storbritannien og Frankrig. For alle 10 lande er produktionskapaciteter, elforbrug og udlandsforbindel-

ser justeret med en accelereret udvikling som i RWC for Danmark alene. Dette ekstreme scenarie er også et resultat af

drøftelser og kommentarer mellem Energinet og den brede vifte af aktører i elsektoren.

I opbygningen af både RWC og WC har det ikke været et kriterie, at elsystemet som helhed skal være i langsigtet økono-

misk balance. Med langsigtet økonomisk balance menes, at produktionsanlæggene er rentable, og at der ikke er økono-

misk incitament for tilgang af yderligere produktionskapacitet. Det betyder, at markedsaktørers reaktioner eller politi-

ske reaktioner (fx nye/ændrede kapacitetsmekanismer) på effektknaphed ikke er indbygget i nogen af worst case scena-

rierne. Det bygger på en antagelse om inerti i elsystemer, hvormed der vil være en vis reaktionstid for markedet og de

politiske beslutningstagere. Ny produktionskapacitet eller eventuelle foranstaltninger til forbrugsreduktion vil således

ikke straks være til stede i markedet efter de første situationer med effektmangel og maksimumpriser i elmarkedet.

For udlandet er ændringerne i WC mere markante i de kontinentaleuropæiske lande og Storbritannien end i de nordi-

ske lande. Det hænger blandt andet sammen med, at der er størst usikkerhed omkring udviklingen i kapaciteten på kul-

og atomkraftværker. Samlet betyder ændringerne i de ni lande ud over Danmark, som WC omfatter, at der i 2025 er ca.

6 GW mindre termisk kapacitet (reduktion på ca. 2 pct.) og 4 pct. højere elforbrug (spidslastforbruget stiger ca. 14 GW)

sammenlignet med base case.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

82/108

Tabel 21 Figuren illustrerer de grundlæggende forskelle mellem base case baseret på Energistyrelsens Analyseforud-

sætninger til Energinet 2018 og Worst Case på europæisk plan.

Effekttilstrækkelighedsvurderingerne viser, at hvis udviklingen går som i WC, vil der være væsentlig større risiko for at

mangle effekt i Østdanmark allerede fra 2023. Effektsituationen i udlandet har stor betydning for resultaterne, da det

danske elsystem er tæt forbundet til de omkringliggende lande via udlandsforbindelser, hvilket resultaterne for 2030

base case også viser. Det er derfor væsentlig på sigt også at have usikkerheder i udlandet med i forbindelse med vurde-

ringer af den danske effekttilstrækkelighed. WC viser desuden, at effektsituationen i Vestdanmark også kan blive påvir-

ket. Risikoen for effektmangel vurderes at være lavere end i Østdanmark specielt efter forventet idriftsættelse af Viking

Link og Vestkystforbindelsen i slutningen af 2023. I 2023 indikerer vurderingerne for Vestdanmark i WC, at effektminut-

terne også her kan stige til knap 30 minutter/år og LOLE til 4 timer/år. Energinet betragter dette resultat som mindre

robust, da det kræver et sammenfald af nogle meget konkrete hændelser, blandt andet udfald af Skagerrak 1 og 2.

Effekt-

minutter

(min/år)

837

EENS

(MWh/år)

1.955

25.867

EUE

(MWh/år)

2.040

26.529

LOLE

(berørte ti-

mer/år)

4,8

38,0

Leverings-sik-

kerhed

(pct.)

99,9869

99,8407

År

2023

2025

Scenarie

WC for DK og udland

Tabel 22 Østdanmark

–

Foreløbige effekttilstrækkelighedsvurderinger fra BID-modellen for 2023 og 2025 for scenariet

WC på europæisk plan.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

83/108

Europæisk vinkel på effekttilstrækkelighed

I ENTSO-E udføres en omfattende risikovurdering af effekttilstrækkeligheden på europæisk plan. Resultaterne rapporte-

res årligt i udgivelsen MAF.

Metoden bag MAF er grundlæggende den samme, som benyttes i Energinet. Analyserne foretages i fem forskellige si-

muleringsværktøjer (herunder BID) i 2020 og 2025. Modellerne i studiet medtager blandt andet ikke en række lande-

specifikke forhold, fx metoden for kapacitetsfastsættelse på Øresundsforbindelsen under udetid. Derudover medtages

heller ikke reserver. Derfor kan de europæiske vurderinger af effekttilstrækkeligheden adskille sig fra de enkelte landes

egne vurderinger.

MAF 2018 base case viser en lille risiko for effektmangel i 2025 i Østdanmark, hvor der forventes 2 effektminutter,

mens der ikke ses nogen udfordringer i Vestdanmark. Dette resultat er vist i tabel 18. Bemærk, at det kun er én af fem

modeller i MAF-studiet, som indikerer effektmangel i Østdanmark i 2025.

Effektminutter

(min./år)

EUE

(MWh/år)

LOLE

(berørte timer/år)

0,02

0,15

Leveringssikkerhed

(pct.)

~99,9999

99,9997

År

2020

2025

Scenarie

MAF 2018 (base

case)

MAF 2018 (base

case)

Tabel 23 Resultater for Østdanmark i Midterm Adequacy Forecast 2018.

MAF2018 indeholder også en følsomhed ("Low-carbon sensitivity") for 2025, hvor udfasningen af termisk kapacitet i

Europa generelt accelereres. I følsomhedsscenariet stiger risikoen for effektmangel betragteligt i Danmark, således at

LOLE-indikatoren stiger til henholdsvis 3,9 i Østdanmark og 1,7 i Vestdanmark i 2025. Igen stiger risikoen for effektknap-

hed på Kontinentet, da det er her, den overvejende del af termisk kapacitet fjernes sammenlignet med base case. Som

det tidligere er pointeret, vil en presset effektsituation på Kontinentet, og særligt i Tyskland, have stor betydning for

danske vurderinger af effekttilstrækkeligheden, fordi det danske elsystem er så godt forbundet hertil.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

84/108

3. Appendiks C Nettilstrækkelighed

Nettilstrækkelighed omhandler elnettets evne til at transportere el mellem producenter og elforbrugere (dette gælder

det interne eltransmissionsnet i et prisområde og ikke eltransmissionsnet mellem elprisområder). Hvis der ikke kan

transporteres tilstrækkeligt el rundt i prisområdet, kan det medføre, at dele af området må afbrydes.

Nettilstrækkelighed er derfor vigtig for elsystemets evne til at forsyne elforbrugerne, men også for elsystemets indpas-

ning af produktion fra fx vedvarende energi. Eltransmissionsnettet er opbygget ud fra placeringen af de store centrale

kraftværker, men da nye produktionskilder opstilles langt væk fra forbrugscentre, som fx København, kræver det, at

eltransmissionsnettet udbygges til at kunne følge med udviklingen.

Eltransmissionsnettet planlægges og udbygges på baggrund af en række kriterier. Kriterierne er fastsat ud fra dels inter-

nationale krav til drift af eltransmissionsnettet, dels risikoen for elafbrud ved fejl i transmissionsnettet. Selv om der ikke

forventes en øjeblikkelig påvirkning af elforsyningssikkerheden ved ændringer af kriterierne, vil elforsyningssikkerheden

påvirkes på sigt.

En forudsætning, for at der ikke sker en reduktion af niveauet for nettilstrækkelighed er, at eltransmissionsnettet vedli-

geholdes og reinvesteres i nødvendigt omfang. Omfanget af vedligehold bør tilpasses det enkelte anlæg, så den kor-

rekte funktion af dette kan opretholdes. Foretages der ikke den nødvendige vedligeholdelse, kan dette på længere sigt

have store konsekvenser. Manglende vedligehold over en årrække vil reducere komponenternes levetid, og dette kan

være i en irreversibel grad. Dette kan eksempelvis betyde, at anlæg, som er designet til en levetid på 40 år, skal udskif-

tes allerede efter 25 år. Dette vil medføre store omkostninger og medføre en negativ effekt på elforsyningssikkerheden.

Grundet den historiske udbygning af eltransmissionsnettet er der på nuværende tidspunkt et stadig stigende behov for

reinvesteringer. På baggrund af den store stigning forventes der et reinvesteringsefterslæb. Efterslæbet skyldes, at an-

læg som Energinet har overtaget generelt er i dårligere stand end forventet, samt at kabelhandlingsplanen er blevet

annulleret, så anlæg der i flere år var planlagt til kabellægning nu i stedet skal reinvesteres. Dette betyder for nogle pro-

jekter en forsinkelse på mindst to år set i forhold til det forventede behov. Der pågår et videre arbejde med at vurdere

konsekvenserne af dette, men det må forventes, at nogen interne linjer i eltransmissionsnettet bliver taget ud af drift,

på grund af at linjen ikke har er blevet reinvesteret, inden tilstanden har påkrævet det.

Den fremadrettede vurdering af nettilstrækkeligheden bygger på alderen af eltransmissionsnettet og den historiske

netdimensionering. Det må dog forventes, at der fremadrettet vil være højere risiko for afbrud forårsaget af manglende

nettilstrækkelighed. Dette skyldes den aldrende anlægsmasse og dertil hørende stigende fejlsandsynlighed, men også at

Energinet i visse tilfælde midlertidigt vælger at afvige fra N-1 kriteriet og accepterer en kort periode forhøjet risiko.

Dette ses fx i forbindelse med reinvesteringer på Djursland.

Der er igangsat en række tiltag til at opveje stigningen i risikoen. Blandt andet prioriterer Energinet kritiske projekter i

forhold til elforbrugernes levering af el, og der er fokus på at udnytte muligheden for markedsløsninger. Ligeledes ses

på mulighederne for at øge vedligehold på komponenter, som er kritiske for levering af el til elforbrugerne. Dermed kan

levetiden på visse komponenter forlænges og udskyde tidspunktet for reinvestering.

Energinet forventer, at der kan opstå ca. 1 afbrudsminut af elforbrugere grundet manglende nettilstrækkelighed frem-

adrettet. Dette skyldes, at der accepteres en øget risikovillighed i forhold til opretholdelse af N-1 sikkerheden.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

85/108

3.1

Netdimensioneringskriterier

Grundlaget for netplanlægningskriterierne

Eltransmissionsnettet i Danmark skal være tilstrækkeligt, så det kan sikre elforsyning til elforbrugerne samt den natio-

nale og internationale elmarkedsfunktion. Det betyder konkret, at eltransmissionsnettet skal planlægges og udbygges,

så det ikke belastes ud over grænserne i normale situationer og under mangler i elsystemet. Der eksisterer ingen natio-

nale krav til planlægningen af eltransmissionsnettet; derfor baseres den langsigtede planlægning af eltransmissionsnet-

tet på de europæiske krav til, hvad eltransmissionsnettet i driftsøjemed skal overholde.

Europa-Kommissionen har defineret en række driftskrav i netreglen SO GL, som opfyldes dels via ekstra indbygget net-

kapacitet i eltransmissionsnettet, dels via forskellige driftstiltag, der kan aktiveres afhængigt af den aktuelle situation.

Opfyldes de internationale driftskrav, drives eltransmissionsnettet efter N-1 princippet. Det betyder, at én vilkårlig in-

tern fejl i det danske eltransmissionsnet ikke påvirker udmeldte kapaciteter på handelsforbindelser. Samtidig skal el-

transmissionsnettet efter en fejl altid kunne forberedes til at håndtere udfald af én vilkårlig komponent.

De kriterier, der ligger til grund for netplanlægningen, er derfor bygget op omkring driftskravene og de udfald og konse-

kvenser, der skal kunne håndteres i den aktuelle drift. Det vil sige, at der i forbindelse med den langsigtede netplanlæg-

ning analyseres konsekvenser ved intakt net, ved ét udfald og ved to udfald. Læs mere om netplanlægningskriterierne

på Energinets hjemmeside

Anvendelse af netplanlægningskriterierne

Netplanlægning handler overordnet set om at analysere konsekvenserne ved fejl i eltransmissionsnettet. Ved at identifi-

cere svage områder i nettet kan behov for netforstærkninger eller alternative løsninger fastlægges.

Netplanlægningskriterierne anvendes både til langsigtet netplanlægning og detailplanlægning af konkrete projekter.

Kriterierne anvendes sammen med repræsentative driftssituationer fastlagt ud fra

Analyseforudsætninger til Energinet.

Driftssituationerne repræsenterer forskellige kombinationer af forbrug, produktion og udveksling med nabolande.

I planlægningen undersøges det, om fastsatte belastningsgrænser overskrides i de enkelte driftssituationer, og om plan-

lagt udveksling med nabolande kan opretholdes ved fejl. Hvis belastningsgrænserne overskrides, kortlægges udfordrin-

gerne i eltransmissionsnettet. Disse kan håndteres enten ved netudbygninger eller ved alternative løsninger i form af

markedsgørelse, som kan være elforbrug, elproduktion eller udveksling med nabolande.

Etableringstiden på nye eltransmissionsanlæg er på 2-10 år, og levetiden forventes at være mindst 40 år. Derfor er det

vigtigt, at der gennemføres en planlægning med en lang tidshorisont. Netop grundet etableringstiden er markedsgø-

relse et relevant tiltag. Markedsgørelse til at håndtere nettilstrækkelighed kan typisk hurtigere etableres, men kan med-

føre højere omkostninger over lang tid.

3.2

Grundlæggende opbygningsprincip for elnettet

For at påvirke elforsyningssikkerheden er det nødvendigt med forståelse for, hvordan elnettene er opbygget. Der er fx

stor forskel på måden, hvorpå eldistributions- og eltransmissionsnettet er fysisk dimensioneret. Begge net er opbygget

efter N-1 princippet, som sikrer, at elforbrugerne kan forsynes hurtigt igen, hvis de afkobles grundet en fejl i et af net-

tene, men princippet tolkes forskelligt.

https://energinet.dk/Anlaeg-og-projekter/Dialog-og-planlaegning/Forudsaetninger

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

86/108

Grundet tolkningerne af N-1 princippet er nettene opbygget forskelligt. I eltransmissionsnettet tolkes N-1 princippet til,

at forbrug ikke må afkobles ved en fejl. I eldistributionsnettene sikrer samme princip, at forbrug kan afkobles, men skal

kunne genforsynes inden for rimelig tid. Forskellen i tolkningen af N-1 princippet er i høj grad baseret på konsekven-

serne i forbindelse med afbrud og mængden af anlægskomponenter.

I eltransmissionsnettet er yderste konsekvens, at store geografiske områder (fx hele landsdele) og dermed millioner af

elforbrugere efterlades uden el. Til sammenligning er konsekvenserne i eldistributionsnettene, at mindre geografiske

områder (fx mindre bydele) og dermed færre elforbrugere efterlades uden el.

Eldistributionsnettene kan principielt opbygges efter samme tolkning af N-1 princippet, som er gældende for eltrans-

missionsnettet. Dette vil give en højere elforsyningssikkerhed, men omkostningen til etablering af denne vil være eks-

tremt høj set i forhold til den samfundsøkonomiske gevinst.

Anlægsmasse i eltransmissionsnettet og -distributionsnettene

De netkomponenter, som udgør eltransmissionsnettet, er væsentligt dyrere end tilsvarende komponenter i eldistri-

butionsnettene. Af denne årsag er der ikke en tilsvarende forskel i den samlede værdi af eltransmissionsnettet og

eldistributionsnettene. Værdien af det fysiske elnet på de to niveauer er forholdsvist sammenlignelig.

Eltransmissionsnettet

Ca.

7.000 km

Ca.

220 stk.

Ca.

29.100 mio. DKK

Eldistributionsnettene

Ca. 160.000 km

Ca.

71.000 stk.

Ca.

41.000 mio. DKK

Kabel- og luftledningsanlæg

Transformeringspunkter

Bogført værdi

Kilde: Energinets Årsrapport 2017, Energinet Eltransmission A/S, Dansk Energi og Forsyningstilsynets effektiviserings-

krav til netvirksomhederne for 2017

3.3

Reinvesteringer

For at sikre elforsyningssikkerheden er det nødvendigt at have et stabilt og driftssikkert eltransmissionsnet. Dette kræ-

ver, at der holdes fokus på den tilstand, det eksisterende eltransmissionsnet er i. Eltransmissionsnettet skal derfor rein-

vesteres for at understøtte opretholdelsen af det nuværende niveau af nettilstrækkelighed.

Eltransmissionsnettets levetid

Energinet foretager løbende vurderinger af tilstanden på alle komponenter, som udgør eltransmissionsnettet. Disse

vurderes på baggrund af deres faktiske tilstand. Ved etablering antages komponenterne at have en generel levetid.

Denne er baseret på typen af komponenter. Transmissionskomponenter har en forventet levetid på 40 år, hjælpeudstyr

en forventet levetid på 20 år og kommunikationsudstyr og elektronik en forventet levetid på 10 år.

På baggrund af tilstandsvurderingerne af Energinets komponenter kan restlevetiden vurderes. Den forventede levetid

for en komponent kan dermed både op- og nedskrives, hvis dens faktiske tilstand ikke svarer overens med standardle-

vetiden.

For at sikre et korrekt overblik over omfanget af komponenternes tilstand har Energinet i 2018 gennemført en ekstraor-

dinær indsamling og verificering af data. Dette er gjort specifikt for komponenter, som er vurderet at være i dårlig

http://forsyningstilsynet.dk/hoeringer/el/effektiviseringskrav-til-netvirksomhederne-for-2017/

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

87/108

stand, komponenter med lav restlevetid og komponenter med manglende data. På baggrund af denne dataindsamling

kan fremadrettet vedligeholdelse og reinvestering planlægges hensigtsmæssigt.

Antallet af reinvesteringsopgaverne i eltransmissionsnettet er stigende, da en meget stor del af eltransmissionsnettet

har nået sin forventede levetid. Størstedelen af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net blev etableret i perioden fra

1960-1980. Således har flere anlægskomponenter opnået en levetid på ca. 40-50 år. Energinet står derfor for første

gang over for at skulle foretage reinvesteringer i stort omfang.

Reinvesteringer er vigtige, da opbrugt levetid har direkte indflydelse på komponenters fejlsandsynlighed. Fejlsandsynlig-

heden på komponenter følger typisk en badekarskurve, som det er illustreret i Figur 25. Her angives en aftagende fejl-

frekvens i de første år efter komponentens idriftsættelse. Dette kan eksempelvis skyldes montagefejl og lignende, som

vil komme til udtryk i den første del af levetiden. På samme måde vil fejlfrekvensen være stigende, når komponentens

levetid er ved at være opbrugt. Dette skyldes generel slitage gennem levetiden. Imellem disse to perioder ligger kompo-

nentens brugbare levetid, hvor fejlfrekvensen er stabil.

Fejlfrekvens

Faldende

Konstant og tilfældig

Stigende

Idriftsættelse

Normal drift

Slut levetid

Stadie i livscyklus

Figur 25 Illustration af fejlfrekvens for Energinets komponenter i forhold til stadie i livscyklus.

Kilde: Energinet Eltransmission.

33 pct.

40 pct.

27 pct.

Figur 26 Andel af Energinets komponenter i de tre stadier af livscyklussen i Figur 25.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

88/108

I Figur 26 er fordelingen af Energinets anlægskomponenter angivet på baggrund af deres levetid. Som det fremgår, har

en stor andel af komponenterne opbrugt deres levetid. Disse komponenter bør dermed reinvesteres, for at eltransmis-

sionsnettet kan drives sikkert.

Asset Management

I rollen som anlægsejer for eltransmissionsnettet foretager Energinet løbende risikovurderinger af nettets kompo-

nenter med henblik på at drive anlæggene med den højest mulige oppetid og de mindst mulige omkostninger. I

vurderingen af anlæggene indgår blandt andet:

•

Tilstand

•

Kritikalitet

•

Oppetid

•

Økonomi

Konsekvenser ved manglende reinvestering

Som nævnt, står store dele af eltransmissionsnettet over for at skulle reinvesteres grundet dets historiske udbygning.

Da der samtidig er et stigende behov for udbygninger af eltransmissionsnettet som følge af den grønne omstilling, er

mængden af projekter, som skal gennemføres, meget stor. Denne store mængde af projekter betyder, at der for visse

af reinvesteringerne må forventes en forsinkelse i forhold til det optimale tidspunkt for gennemførelse. Denne forsin-

kelse vurderes at være på mindst to år set i forhold til tidspunktet for det forventede behov. Kan reinvesteringsprojek-

terne ikke gennemføres rettidigt, er der risiko for, at det er nødvendigt at tage enkelte eltransmissionslinjer ud af drift.

Dette vil kunne påvirke nettilstrækkeligheden og dermed påvirke elforsyningssikkerheden.

Der pågår et videre arbejde med prioritering af projekterne internt hos Energinet. Dette omfatter ligeledes en vurdering

af eventuelle nødvendige tiltag for eventuelt at kunne udskyde reinvesteringerne. Når dette er gennemført, kan der

gennemføres en egentlig konsekvensvurdering af påvirkningen på nettilstrækkeligheden.

Reinvesteringsarbejde kræver ofte længerevarende udetider, hvor der kan være begrænsede muligheder for hurtigt at

reetablere anlæggene i tilfælde af fejl andetsteds i eltransmissionsnettet. Dette kan have konsekvenser for elforsynings-

sikkerheden. Disse konsekvenser vurderes dog forholdsvis små; sammenlignet med konsekvenserne ved ikke at reinve-

stere.

Revisions- og reinvesteringsplanlægningen har som nævnt en vigtig rolle i forhold til sikring af elforsyningssikkerheden.

Som følge af mængden af reinvesteringer forventer Energinet en stigende mængde udetider i elnettet. Disse udetider

skal planlægges, så de ikke medfører afbrydelser af elforbrugere. Revisioner og reinvesteringer i eltransmissionsnettet

og på kraftværker skal sammentænkes for at undgå perioder med manglende net- eller effekttilstrækkelighed. Reinve-

steringer i eltransmissionsnettet skal ligeledes koordineres med udbygningsopgaver og saneringer som følge af forskøn-

nelser og andre nødvendige omlægninger. Ligeledes kan afbrydelser, planlagte såvel som ikkeplanlagte, i eltransmissi-

onsnettet have indflydelse på kapaciteten på handelsforbindelserne, dette gælder især for 400 kV-nettet.

Udbygningen af eltransmissionsnettet og udbygningen af eldistributionsnettene er i høj grad foregået parallelt. Af

denne årsag er der ligeledes et stigende behov for reinvesteringer i eldistributionsnettene. Der er dermed ikke udeluk-

kende tale om en udfordring for Energinet, men for hele det samlede elsystem.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

89/108

Konsekvens af aldrende eltransmissionsnet

Energinet undersøger løbende tilstanden af sine komponenter. I 2018 tog Energinet for første gang en luftledning

ud af drift grundet ledningens tilstand. Luftledningen går fra Aabenraa til Sønderborg mellem to 150 kV-stationer.

Tilstanden var inden for kort tid blevet væsentlig forringet og levede ikke længere op til gældende lovkrav. Selve

ledningen skal udskiftes, før luftledningen kan tages i drift igen. Reinvesteringstiden af den pågældende ledning er

ca. 9-12 måneder. Dette har ikke umiddelbart påvirket elforsyningssikkerheden i området, men mangel på anlæg vil

alt andet lige føre til en mindre sikker driftssituation.

Den generelt høje alder på komponenter i eltransmissionsnettet gør, at tilstanden af de enkelte komponenter sta-

dig er nedadgående. Dermed øges sandsynligheden for fejl. Derfor kan der forekomme lignende forværringer i til-

stande hos andre komponenter over korte perioder. For at undgå lignende situationer er det derfor nødvendigt at

have et stadig større fokus på reinvesteringsopgaver.

3.4

København

Elforsyningssikkerheden i Københavnsområdet er udfordret. Dette skyldes afvikling af termisk elproduktionskapacitet i

Københavnsområdet i kombination med et aldrende elnet med stigende fejlsandsynlighed og udetider til følge samt

forventninger om stigende elforbrug. Alle disse parametre påvirker områdets nettilstrækkelighed. I perioder med ude-

tid på én af de 400 kV-linjer, som forbinder Københavnsområdet med resten af Sjælland, kan der opstå utilladelige be-

lastninger af de øvrige linjer ved udfald af den tilbageværende 400 kV-linje. Dette betyder, at der kan opstå risiko for

afkobling af elforbrugere i København for at undgå skader på eltransmissionsnettet. Samtidig gør disse faktorer det

svært at foretage nødvendig vedligeholdelse af det resterende eltransmissionsnet.

Energinet arbejder fortsat på at skabe en langsigtet løsning til sikring af elforsyningssikkerheden i København. En del af

denne løsning består i at etablere en ny 132 kV-linje ind mod området fra sydvest ind over Amager. Dette kabel er idrift-

sat i første del af 2019. Inden anlægsarbejdet med dette kabel begyndte, blev det vurderet, at risikoen for afkobling af

elforbrugere i København var uacceptabel høj i tilfælde af fejl på én af de to 400 kV-linjer. Af denne årsag blev det der-

for besluttet at anvende ekstraordinære tiltag for elforsyningssikkerheden i anlægsperioden. Energinet har dermed be-

ordret Amagerværket blok 3 i kontinuert drift, indtil den nye 132 kV-linje kom i drift i marts 2019.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

90/108

Figur 27 Illustration af forsyningskilder til København før idriftsættelsen af den nye 132 kV-linje ind mod København.

Beslutningen om beordring af Amagerværket blok 3 er baseret på en vurdering af, hvordan udfordringen med nettil-

strækkeligheden kan løses med lavest mulige samfundsøkonomiske omkostninger. Energinet har som alternativ kunnet

vælge præventivt at aflaste elforbrug i området for at undgå utilladelige belastninger efter fejl på en af de to 400 kV-

linjer.

Med etablering af den nye 132 kV-linje er nettilstrækkeligheden ind mod Københavnsområdet sikret, indtil en endelig

langsigtet struktur for eltransmissionsnettet ind mod Københavnsområdet er fastlagt og etableret. Energinet er op-

mærksom på denne problemstilling, ikke kun i forhold til København, men generelt ved udfasning af termiske kraftvær-

ker.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

91/108

3.5

Lokale udfordringer på baggrund af stigende VE-produktion

Forsyning af Fyn

Energinet har tidligere haft en problemstilling i lig-

hed med nettilstrækkelighed ind mod København.

Sikringen af elforsyningen på Fyn har oprindeligt

været afhængig af produktionskapaciteten på Fyns-

værket. For ikke at være afhængige af dette cen-

trale kraftværk har Energinet etableret et nyt 150

kV-kabel mellem Fyn og Jylland og forstærket et ek-

sisterende. Med disse forstærkninger er nettilstræk-

keligheden mod Fyn sikret. Disse forstærkninger af

eltransmissionsnettet blev idriftsat i 2017.

Den stigende udbygning af elproduktion fra vedvarende

energi i eldistributionsnettene fører visse steder i Danmark til

lokale udfordringer med overbelastning af eltransmissions-

nettet. Udfordringerne skyldes generelt, at elproduktion fra

vedvarende energi kan bygges hurtigere, end eltransmissi-

onsnettet kan udbygges. Udfordringerne er steget i de se-

nere år grundet den store udbygning af vedvarende energi.

I de fleste tilfælde er netudbygninger den samfundsøkono-

misk bedste løsning til at integrere mere VE-produktion. Ind-

til udbygningerne er gennemført, kan der være lokale udfor-

dringer, hvor alternative løsninger må anvendes. Udfordrin-

gen med at aftage lokal VE-produktion ses i både Vestjylland

og på Lolland.

I Vestjylland er der også en begyndende tendens på grund af den store mængde vindmøller placeret der. For nuvæ-

rende bliver dette dog afhjulpet grundet aftalen med TenneT om modhandel af kapacitet på den dansk-tyske grænse.

Der er etableret et samarbejde mellem Energinet, Dansk Energi og netvirksomhederne om at finde løsninger på udfor-

dringerne, eksempelvis at stoppe lokal produktion. Netvirksomhederne kan stoppe vindmøllerne i eldistributionsnet-

tene. Denne praksis er anvendt på Lolland, hvor vindmøllerne i perioder har været stoppet siden september 2017. Sam-

tidig udarbejdes en langsigtet løsning med geografisk markedsbaseret afregning for lokal fleksibilitet.

3.6

Samarbejde med eldistributionsselskaberne

Energinet og netvirksomhederne samarbejder i en række fora for at sikre optimal anvendelse af eldistributions- og el-

transmissionsnettet. Dette samarbejde gælder både for drift og marked. Samarbejdet er formaliseret i et Netsamar-

bejdsudvalg og et Markedssamarbejdsudvalg.

Netsamarbejdsudvalget

Netsamarbejdsudvalget fokuserer på den tekniske og driftsmæssige samarbejdsflade mellem eltransmissions- og eldi-

stributionsnettene. Samarbejdet giver mulighed for at koordinere og prioritere aktiviteter, der har betydning for udvik-

ling, planlægning og drift af det samlede elsystem. Ambitionen er, at der i fællesskab proaktivt og effektivt kan findes en

række løsninger for understøttelse af den fremtidige drift og udbygning af elnettet.

Netsamarbejdsudvalget har også i 2018 løbende drøftet gennemførelsen af de EU-forordninger, som vedrører tilslut-

ning til og drift af elsystemet. Disse netreglers gennemførelse berører alle dele af elsystemet og kræver en tæt dialog i

branchen.

Markedssamarbejdsudvalget

Markedssamarbejdsudvalget fokuserer på den markedsmæssige samarbejdsflade mellem eltransmissions- og eldistribu-

tionsnettene. Udvalgets opgaver vil være rettet mod de områder, som ligger inden for de naturlige monopoler i elforsy-

ningen, såsom formidling og udveksling af måledata og tarifstruktur. Udvalget arbejder også med nye samarbejdsflader,

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

92/108

som er opstået i kraft af elsystemets udvikling, eksempelvis hvordan der kan udvikles markedsrammer for effektiv akti-

vering af fleksible ressourcer tilsluttet til eldistributionsnettene (fx i forbindelse med lokale udfordringer på baggrund af

stigende VE-produktion) eller implementering af aggregatorer i forskrifterne.

Markedssamarbejdsudvalgets arbejde supplerer det brede markedssamarbejde, der drøftes i fora, som også indbefatter

kommercielle aktører. Markedssamarbejdsudvalget har fokus på at være transparente og inddrage markedsaktører i

projekter.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

93/108

4. Appendiks D Robusthed

Robusthed er elsystemets evne til at håndtere både forstyrrelser i drift og pludselige udfald. Elsystemet skal være ro-

bust over for store ændringer i effektflow og udfald af komponenter, kraftværker og udlandsforbindelser, således at

hændelser ikke påvirker stabiliteten af elsystemet. Robusthed handler om balancen i elsystemet inden en fejl samt dy-

namikken i elsystemet, lige når fejlen sker og i minutterne derefter.

For at sikre tilstrækkelig robusthed på længere sigt er det nødvendigt at kortlægge behovene præcist og teknologineu-

tralt, så alle elsystemets fremtidige enheder kan bringes i spil til at løse behovet med et minimum af omkostninger for

samfundet. Energinet udgiver årligt en 1-årig

Behovsvurdering for Systemydelser

. Denne omfatter blandt andet sy-

stembærende egenskaber og muligheder for blackstart.

Anvendelsen af automation i eltransmissionsnettet er stigende, da denne ligeledes kan anvendes til sikring af ro-

busthed. Dette skyldes, at automatiseringen kan reagere hurtigt på hændelser i eltransmissionsnettet. Energinet for-

venter derudover på sigt at kunne optimere flow i det interne net ved hjælp af automation og dermed blandt andet

reducere nettab.

Historisk skyldes afbrud af elforbrugere situationer med en grad af manglede robusthed. Eltransmissionsnettets ro-

busthed er blandt andet baseret på, om alle komponenter er tilgængelige i drift. Energinet vurderer på baggrund af af-

brudsstatistik for de sidste 20 år, at antallet af afbrudsminutter fra eltransmissionsnettet i normalår fastholdes på 1 mi-

nut. Forventningen skyldes, at robusthed primært omhandler hændelser, som ikke kan forudsiges. Herudover er der en

væsentlig usikkerhed i forhold til konsekvenserne af den stigende fejlsandsynlighed i det aldrende elnet og forstående

reinvesteringsefterslæb, som kan betyde, at der i mindre grad vil være situationer, hvor alle komponenter er tilgænge-

lige.

4.1

Risikovurdering af robustheden

Der kan forekomme uendelig mange kritiske hændelser, som kan lede til overbelastninger, ustabilitet, systemkollaps og

afbrud af elforbrugere. Derfor er det i praksis ikke muligt at sandsynliggøre alle risici for ustabilitet og ikkeleveret energi.

Risikovurderingen er derfor baseret på tværgående analyser og tager udgangspunkt i udvalgte kritiske situationer.

Sikringen af robustheden baseres på tekniske krav til systemet og vurderes via analyser.

Analyserne bag risikovurderingen skal vise graden af robustheden i elsystemet i kritiske situationer. Særligt relevant er

analyser af behovet for systembærende egenskaber.

https://energinet.dk/El/Systemydelser/Projekter-og-samarbejde/Markedsgoerelse-og-behovsvurdering

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

94/108

Sikring af robusthed på langt sigt

En måde at sikre robustheden er at sikre, at enheder, som er tilsluttet elnettet, ikke påvirker robustheden negativt.

Derfor definerer Energinet tekniske krav til enheder i elnettet. Det kan fx være produktionsenheder som vindmøller

eller forbrugsenheder som datacentre. Kravene til nettilslutning betyder, at nye enheder ikke vil reducere robust-

heden i elsystemet. De nye enheder vil også kunne hjælpe med fx spændingsregulering, hvilket kan være en ydelse,

som Energinet kunne indkøbe, og på den måde vil de nye enheder kunne bidrage til at opretholde robustheden. I

forbindelse med nye tilslutninger ønsker Energinet derfor i høj grad at sikre, at enheder bliver tilsluttet, så de i

fremtiden vil kunne deltage i et udbud for at levere ydelser til nettet.

Energinet kan også skaffe ydelser ved hjælp af bilaterale aftaler. I forbindelse med opstartsfasen for de kystnære

vindmølleparker, Vesterhav Nord og Vesterhav Syd, blev der indgået en aftale mellem Energinet og Vattenfall om,

at de to vindmølleparker skal levere aktiv spændingsregulering til transmissionsnettet. Den relative korte elektriske

afstand mellem vindmølleparkerne og transmissionsnettet gør, at vindmølleparkerne kan bidrage til transmissions-

nettets kontinuerte spændingsregulering under stationære driftsforhold. Aftaler som denne bidrager til stabil drift

af transmissionsnettet. Da en større og større del af den samlede produktionskapacitet udgøres af konverterbase-

rede anlæg, er der gode erfaringer at hente i sådan en aftale.

Den negative påvirkning af robustheden fra elproduktionsenheder påvirker ikke kun det danske elsystem, men også

de omkringliggende lande. Derfor er der behov for fælles tekniske krav på tværs af Europa. Dette sikres blandt an-

det gennem implementeringen af netreglen Requirements for Generators (RFG).

Systembærende egenskaber

Ved systembærende egenskaber forstås de ydelser, der er nødvendige for at opretholde en sikker og stabil drift af

elsystemet før, under og efter fejl:

•

Frekvensstabilitet: Opretholdelse af stabil frekvens ud over hvad balanceringen i de aktive effektmarkeder formår.

Inerti er den relevante egenskab.

•

Spændingsstabilitet: Opretholdelse af stabil spænding hvor der er tilstrækkelig reguleringsevne til at stabilisere

spændingen under varierende driftsforhold eller efter en fejl. Spændingsregulering er den relevante egenskab, men

understøttes af niveauet af kortslutningseffekt.

Kortslutningseffekt er lagt under spændingsstabilitet, da det primært er i den forbindelse, at behovet opstår ud

over behovet for kortslutningsstrøm til beskyttelse.

Systembærende egenskaber leveres blandt andet af termiske anlæg i drift og synkronkompensatorer samt nyere

konverterbaserede anlæg, og effekten reduceres over længere afstande.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

95/108

4.2

Behov for energi og andre ydelser i fremtiden

Den tidligere nævnte behovsvurdering for systemydelser skal samle et overblik over behovet på kort og længere sigt og

give alle relevante aktører mulighed for at bidrage til at løse behovet på den bedst samfundsøkonomiske måde.

Et vigtigt element i behovsvurderingen er at opnå en dybere forståelse for, hvad der skal til for at sikre et robust elsy-

stem med fremtidens teknologier, produktionsanlæg og forbrugere. Når behovet er kortlagt teknologineutralt, er det

muligt at identificere den kortsigtede og langsigtede leveringsevne fra eksisterende enheder samt igangsætte initiativer,

som skal lukke et eventuelt hul i leveringsevnen.

Energinet offentliggør årligt sin 1-årige behovsvurdering separat

og beskriver de langsigtede tendenser i

Redegørelse

for elforsyningssikkerhed.

Herunder beskrives det forventede behov for blackstart og systemydelser på længere sigt.

Mulig ophævelse af kraftvarmekravet

Det har været diskuteret, om kraftvarmekravet til termiske kraftværker skal bortfalde. Kraftvarmekravet medfører

kort fortalt, at der ikke kan bygges primære produktionsanlæg til fjernvarmeforsyning i centrale, affalds- og natur-

gasområder uden samproduktion af el og varme.

Kraftvarmekravets bortfald kan have forskellig indflydelse på elforsyningssikkerheden, alt efter om der ses på kort

eller langt sigt. Energinet forventer dog, at niveauet for elforsyningssikkerhed ikke forringes væsentligt på sigt, selv

om kraftvarmekravet ændres.

På kort sigt er elsystemet i situationer med en eller flere centrale netkomponenter ude af drift afhængigt af cen-

trale termiske kraftværker til at levere flere forskellige ydelser. Derfor kan udfasningen af termiske kraftværker

medføre stigende omkostninger til indkøb af systemydelser. Der kan ydermere opstå et behov for lokal netudbyg-

ning som følge af lukning af bestemte kraftværker, da de historisk set har været indregnet i planlægning af elnettet.

Dette vil føre til øgede omkostninger til investeringer i elnettet.

Der forventes således en mindre påvirkning på kort sigt ved lukning af centrale kraftværker, men det vurderes ikke,

at lukning af mindre kraftværker vil have samme betydning.

På sigt vil behovet for tekniske egenskaber ændre sig i takt med elsystemets udvikling. De egenskaber, de centrale

kraftværker leverer i dag, kan erstattes af anden teknologi.

En ophævelse af kraftvarmekravet kan samtidig være den samfundsøkonomisk billigste løsning, hvis de samfunds-

økonomiske besparelser for anlæggene er større end de øgede samfundsøkonomiske omkostninger for elsystemet.

4.2.1 Blackstart

Blackstart er idriftsættelse af elsystemet efter et blackout. Dette kan gøres på to måder, enten via eltransmissionsnet-

tets forbindelser til omkringliggende TSO'ers områder eller via elproducerende enheder i det pågældende område.

Behovet for top-down blackstart vil i fremtiden ikke ændre sig, da levering fra Skagerrak 4 og AC-udlandsforbindelserne

fortsat vil være til rådighed. Dertil kommer også nye HVDC-anlæg, som potentielt kan levere ydelsen.

https://energinet.dk/El/Systemydelser/Projekter-og-samarbejde/Markedsgoerelse-og-behovsvurdering

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

96/108

Udbud på bottom-up blackstart-ydelsen har historisk været målrettet centrale termiske kraftværker. Disse er p.t. de

eneste anlæg, som har mulighed for at levere ydelsen. I fremtiden, hvor det ikke er givet, at der er centrale termiske

kraftværker til rådighed til at levere ydelsen, er det nødvendigt at sikre en mere præcis forståelse af behovet. Dermed

kan udbuddet gøres mere teknologineutralt, og alternative enheder kan byde ind.

Energinet forventer fremadrettet at have behov for mindst én blackstart-ydelse i både Vest- og Østdanmark

. Disse er

historisk indkøbt med 2-3 års mellemrum.

Potentielle fremtidige muligheder for bottom-up blackstart, som undersøges yderligere, er:

•

Softstart via konverterbaserede anlæg koblet med fx batteri-, vindmølle- eller solcelleanlæg. Softstart er en

blackstart-metode, hvor spændingen langsomt bygges op enten fra et enkelt eller flere anlæg.

Blackstart fra elproduktionsanlæg i eldistributionsnettene.

Blackstart via synkronkompensatorerne, enten ved tilslutning af en turbine direkte til maskinen eller i kombi-

nation med mindre generatoranlæg.

Det er vigtigt at sikre rettidig identifikation af behovet, så eventuelle anlæg kan etableres hvis nødvendigt.

Blackstart fra HVDC-anlægget Skagerrak 4

Traditionelt har de centrale termiske kraftværker leveret blackstart-ydelsen, og ydelsen vil også fortsætte med at

blive udbudt til markedet. Men den danske omstilling til et elsystem baseret næsten udelukkende på vedvarende

energi gør, at det er nødvendigt at finde øvrige løsninger for at sikre denne vigtige funktion. Skagerrak 4 er en af

Energinets muligheder, når elforsyningen skal genstartes efter blackout.

Energinet foretog derfor i 2018 en test af Skagerrak 4's evne til at spændingssætte en stor andel af transmissions-

nettet og sikre, at elforbrugerne hurtigt kan genforsynes i et blackout-scenarie. Testen gik ud på at starte en læn-

gere eltransmissionslinje uden spænding fra Skagerrak 4's anlæg ved Viborg til Nordjyllandsværket A/S' elkedelan-

læg i Aalborg, og efterfølgende forsynes elkedelanlægget. Dette er en distance på ca. 100 km fordelt over flere

transformere, luftledninger og kabler. Testen var en succes, og det lykkedes at gennemføre forskellige tilgange i

processen og at starte samt forsyne elkedelanlægget på kraftværket.

Skagerrak 4 fungerede som forventet. Samtidig fungerede samarbejdet internt i Energinet og med Nordjyllands-

værket upåklageligt. Energinet har således mulighed for at starte dele af elnettet efter et blackout både ved hjælp

af Skagerrak 4 og aftalerne indgået med kraftværker.

4.2.2 Behov for systemydelser til sikring af systembærende egenskaber

Der vil fortsat være et behov for systembærende egenskaber, men for at sikre den mest omkostningseffektive løsning

og minimere antallet af investeringer i netkomponenter skal behovet konkretiseres. Det vil blandt andet sige, at krav til

spændingsregulering skal kvantificeres og opgøres i enheder fx Mvar og ikke i antal anlæg. Når behovet er blevet klar-

lagt, er det også muligt af konkretisere den fremtidige leveringsevne.

For at opnå en større indsigt i de konkrete behov er der igangsat et pilotprojekt på Lolland. Dette har fokus på spæn-

dingsregulering. Det udbydes teknologineutralt, så alle relevante leverandører kan byde ind. Derudover igangsættes

studier, som skal forsøge at opdele de ydelser, som centrale termiske kraftværker historisk har leveret som en samlet

Nuværende aftaler kan findes på https://energinet.dk/El/Systemydelser/indkob-og-udbud/Laengerevarende-aftaler

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

97/108

pakke, så specifikke behov kan identificeres. Det skal samtidig sikre, at reglerne for statsstøtte kan overholdes i forbin-

delse med en eventuel markedsgørelse.

Energinet har i perioden 2015-2017 analyseret behovet for systembærende egenskaber i forhold til at kunne drive elsy-

stemet sikkert i tilfælde af fejl. Disse meget omfattende analyser har afdækket en lang række scenarier og viser, at elsy-

stemet er mere robust end tidligere vurderet. For yderligere information, læs Energinets publikation

Behov for system-

bærende egenskaber i Danmark

. Behovet vurderes nationalt og lokalt.

De nationale analyser viser, at i dag dækker eltransmissionsnettets egne komponenter behovet for systembærende

egenskaber ved intakt net i stort set alle driftssituationer. Dette forventes ligeledes understøttet af alle nye handelsfor-

bindelser.

I forbindelse med planlagt arbejde i eltransmissionsnettet kan der lokalt opstå et yderligere behov for systembærende

egenskaber fra bestemte enheder i elnettet. Behovet kan fx opstå ved sjældne revisioner på bestemte linjer. Energinet

har et løbende fokus på at optimere driften af eltransmissionsnettet, således at der opstår så få lokale behov for ekstra

systembærende enheder som muligt.

Der kan lokalt opstå situationer, hvor det vil være nødvendigt for Energinet at indkøbe systembærende egenskaber.

Disse indkøb kan derfor have højere omkostninger ved en hurtigere udfasning af centrale termiske kraftværker.

Systembærende egenskaber sikrer, at fejl ikke eskalerer. Det gør de ved at sikre grundlæggende spændingsregulering

under et fejlforløb i eltransmissionsnettet. Det er derfor ikke muligt at undvære systembærende enheder. Ved at ud-

nytte andre komponenter bedre, via blandt andet automation, vil behovet for de nuværende systembærende enheder

kunne reduceres.

4.3

Markedsgørelse

Opdateringen af

Lov om elforsyning

understøtter Energinets mulighed for at fremskaffe nødvendige ydelser på mar-

kedsbaserede vilkår, også i de situationer, hvor der ikke er konkurrence. Energinet forsøger at markedsgøre så mange

ydelser, som det er teknisk og samfundsøkonomisk muligt. Med markedsgørelse forstås, at Energinet har defineret en

række behov for elsystemet og konkretiseret dem i en produktdefinition, som opfylder den ønskede kvalitet, og som

kan leveres af andre aktører end Energinet. Behovene opstår som følge af elsystemets fysiske opbygning og ændrer sig

løbende sammen med energisystemet.

Energinet skal derfor, som følge af lovændringen, hvert år udarbejde en behovsvurdering for systemydelser. Denne ud-

kom første gang i april 2019. Produktdefinitionerne skal være teknologineutrale, så bredest mulig deltagelse i leverin-

gen af ydelsen sikres. Metoder til identificering og håndtering af behov skal være transparente, så det er muligt at forstå

oprindelsen og sikre forudsigelighed.

Elsystemets

fysiske opbygning

Behov

Produktdefinition

Fremskaffelse

Figur 28 Proces mod markedsgørelse

https://energinet.dk/Om-publikationer/Publikationer/Behov-for-elsystembaerende-egenskaber

Se mere om Energinets behovsvurdering på https://energinet.dk/El/Systemydelser/Projekter-og-samarbejde/Markedsgoerelse-og-behovsvurdering

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

98/108

Behovene kan fremskaffes på forskellig vis, blandt andet via tilslutningsaftaler, aftaler med netvirksomheder eller

TSO'er, via Energinets egne anlæg eller ved hjælp af indkøb. Indkøb kan ske løbende gennem markeder eller udbud.

Markedsformen afhænger af behovets karakteristika, fx mulighed for at forudse behov, længde af behov og hyppighed.

Slutteligt har Energinet også mulighed for at foretage afhjælpende tiltag i form af beordringer, i tilfælde af at der ikke er

mulighed for at fremskaffe ydelserne på anden vis. Energinet arbejder for at undgå anvendelse af beordringer.

4.4

Styring og automation

Energinet arbejder i disse år meget med automation i elsystemet. Au-

tomation bidrager til robustheden ved at reagere hurtigere på ændrin-

ger i elsystemet, end det ellers ville være praktisk muligt. Samtidig re-

duceres risikoen for procedurefejl, og det er muligt at drive elnettet

tættere på grænsen. Dermed kan automation også medvirke til at re-

ducere omfanget af investeringer i elnettet.

Automation i elnettet er nødvendig, da kompleksiteten af elsystemet

stiger. Det skyldes blandt andet flere HVDC-forbindelser og komplekse

AC-kabelanlæg, herunder kabler til havvindmølleparker. Elproduktio-

nen bliver ligeledes mere fluktuerende. Dette betyder hurtigere og

hyppigere ændringer i flow, både i det interne elnet og på udlandsfor-

bindelser.

Automationen udfører ind- og udkoblinger af komponenter og ændrin-

ger af indstillinger, som ellers skulle være foretaget i Energinets Kon-

trolCenter El. Automationen gør, at der bruges færre manuelle ressour-

cer på overvågning af lokale områder. Derudover findes procedurer,

som ikke kan udføres manuelt grundet den nødvendige meget korte re-

aktionstid. Automationen sikrer derfor, at elnettet kan drives mindre

konservativt.

Pilotprojekt på Lolland

I forbindelse med udviklingen af behovs-

vurderingen er der iværksat et pilotpro-

jekt i Radsted på Lolland. Formålet med

pilotprojektet er at teste, og samle erfa-

ring med, teknologineutrale produktspeci-

ficeringer og markedsgørelse, som kan

indarbejdes i fremtidige behovsvurderin-

ger. Pilotprojektet vil køre i ét år fra juni

2019 til juni 2020.

Pilotprojektet skal teste et geografisk lo-

kalt marked for spændingsregulering.

Dette gøres i et pilotprojekt for at identifi-

cere barrierer for nye og eksisterende

teknologier for således at sikre, at definiti-

onen er teknologineutral og samtidig kan

opfylde Energinets behov for spændings-

regulering i et lokalt afgrænset område.

Derudover skal erfaringerne fra pilotpro-

jektet føde ind i en kommende metode,

der skal benyttes ved udbud af spæn-

dingsregulering fremadrettet.

Implementeringen af automation er for nuværende kun sket lokalt for

at løse lokale udfordringer. Et af de tiltag inden for automation, som Energinet arbejder med, er såkaldte reactive po-

wer controllers (RPC). Yderligere øges anvendelsen af spændingsregulering fra nye vindmølleparker. Dermed vil også

disse bidrage til at opretholde en stabil spænding.

Et andet tiltag er de såkaldte systemværn, som hurtigt kan tilpasse flows, hvis der opstår fejl i nettet. Det gør det også

muligt at udnytte den fulde kapacitet i elnettet bedre i normale situationer.

Energinets ambition er på sigt at indføre automatisk optimering af flows- og spændingsregulering ved hjælp af centrale

beregninger på det samlede elnet. Dette vil ikke være en erstatning for de decentrale reguleringer, men et samspil med

disse. Dette forventes at føre til mindre tab af energi i elnettet, forøget stabilitet og sikkerhed.

4.5

Netstudier på Fyn

Eltransmissionsnettet i Vest- og Østdanmark er elektrisk forbundet af en HVDC-forbindelse fra Fyn til Sjælland kaldet

Storebæltsforbindelsen. Storebæltsforbindelsen kan overføre 600 MW, men dette kan reduceres i tilfælde af en række

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

99/108

af bestemte fejl. Ved disse fejl aktiveres en automatik i eltransmissionsnettet, og den begrænser muligheden for over-

førsel. Denne automatik kaldes et

systemværn

og findes i begge landsdele.

Til en forestående reinvestering af en 400 kV-linje fra Jylland til Fyn har Energinet foretaget en analyse for at afdække

potentielle udfordringer. Analysen viste, at hvis systemværnet aktiveres og begrænser overførslen på Storebæltsforbin-

delsen, kan der opstå utilladeligt høj spænding i eltransmissionsnettet på Fyn. Dette skyldes, at når der sker store og

pludselige ændringer i overførslen på Storebæltsforbindelsen, så stiller det store krav til eltransmissionsnettets evne til

at opretholde stabil drift, da for høj spænding eksempelvis kan medføre varige skader på anlæg eller utilsigtede udkob-

linger.

For at undgå for høje spændinger skal spændingsregulering svarende til mindst én roterende enhed (enten Energinets

synkronkompensator eller en central kraftværksblok) være i drift imens. Hvis dette er opfyldt, kan reinvesteringen gen-

nemføres med samme niveau af elforsyningssikkerhed på Fyn, og markedskapaciteten på Storebæltsforbindelsen kan

opretholdes. Alternativt skal kapaciteten på Storebæltsforbindelsen reduceres fra 600 MW til 250 MW.

Energinet er i gang med opfølgende analyser, som skal vurdere, hvordan denne udfordring bedst løses.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

100/108

5. Appendiks E IT-sikkerhed

Den øgede digitalisering og anvendelse og afhængighed af IT-

systemer til styring og overvågning af elsystemet betyder, at ned-

brud og fejl på IT-systemer i stadig større grad kan påvirke elforsy-

ningssikkerheden. Dette gælder for alle aktører i elsystemet. Energi-

net har i 2018 oplevet et stort IT-nedbrud, som dog ikke gav anled-

ning til afbrydelse af elforbrugere.

Center for Cybersikkerhed

, som er en del af Forsvarets Efterret-

ningstjeneste, vurderer, at truslen fra cyberspionage og -kriminalitet

er meget høj. Energinet har i den seneste tid også set en intensive-

ring i aktiviteter af denne type.

Blandt de aktiviteter Energinet benytter til at imødegå denne udfor-

dring kan nævnes monitoreringsværktøjer, som skanner og holder

øje med mistænksom aktivitet på IT-trafik både udefra og internt på

Energinets netværk, og Energinets Security Operations Center, som

overvåger IT-infrastrukturen i Energinet og alarmerer ved risiko eller

i tilfælde af uautoriseret aktivitet.

Derudover står Energinet for at sikre den nordiske koordinering og

kommunikation i tilfælde af større IT-sikkerhedshændelser. Bered-

skabet i elsektoren skal sikre, at elforsyning kan fortsættes eller gen-

oprettes med minimale konsekvenser ved IT-hændelser. De nordi-

ske TSO'er har også samarbejder om håndtering af større cyberan-

greb og -trusler. På baggrund af dette er der i 2018 gennemført en

større nordisk øvelse.

5.1

Trusselsvurdering

IT-hændelser

Historisk set har brister i IT-sikkerheden eller

nedbrud af IT-systemer ikke haft alvorlige

konsekvenser for den danske elforsyningssik-

kerhed. Men over de senere år har fejl i IT-

systemer ført til situationer med skærpet

drift. Fx skyldtes den eneste registrerede si-

tuation med skærpet drift i 2016 en IT-

hændelse, der midlertidigt påvirkede kon-

trolcenterets overvågning af elsystemet og

suspenderede elmarkedet i en kort periode. I

2018 oplevede Energinet også et stort IT-

nedbrud. Ingen af hændelserne har ført til

afbrud af elforbrugere.

Indflydelsen af IT-systemer på et lands elfor-

syningssikkerhed blev yderligere understre-

get i december 2016, hvor Ukraine oplevede

et cyberangreb, som efterlod dele af landet

uden elektricitet i flere timer, og cyberangre-

bet på virksomheder i 2017, hvor IT-

infrastrukturen hos især A.P. Møller

–

Mærsk

A/S var hårdt ramt.

IT-systemer anvendes i stigende grad til at overvåge og styre komponenter, balancen og markeder i elsystemet. Øget

digitalisering og nye teknologiske løsninger giver ikke blot firmaer i elsektoren og elforbrugerne nye muligheder. Den

større afhængighed af IT betyder også, at elsystemet bliver mere sårbart, hvis IT-systemer i perioder ikke er tilgænge-

lige, eller der er fejl i disse. Der er derfor fokus på både høj oppetid af intern IT og eksterne trusler mod IT-sikkerheden.

Den større afhængighed af IT gælder ikke kun Energinets systemer, men også netvirksomhedernes, elproduktionssel-

skabernes og de balanceansvarliges IT-systemer.

Nogle få nedbrud og enkelte datafejl har typisk ingen effekt på elforsyningssikkerheden, da der er sikret redundans i

systemerne. Omfattende og samtidige nedbrud kan derimod påvirke elforsyningssikkerheden. I den seneste trusselvur-

dering fra Center For Cybersikkerhed (CFCS) vurderes, at:

https://fe-ddis.dk/CFCS/Pages/cfcs.aspx

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

101/108

•

"Truslen fra cyberspionage er MEGET HØJ. Truslen er især rettet mod danske myndigheder, som har oplysnin-

ger, der er strategisk, politisk eller økonomisk værdifulde for fremmede stater. Visse stater udfører også cyber-

spionage mod danske virksomheder. Stater gør generelt mere for at skjule deres cyberspionage.

Truslen fra cyberkriminalitet er MEGET HØJ. Cyberkriminalitet er et globalt fænomen, der også rammer danske

myndigheder, virksomheder og borgere. Der er særligt en betydelig trussel fra cyberkriminalitet, der sigter mod

at afpresse penge fra myndigheder, virksomheder og borgere. Der er cyberkriminelle netværk, der arbejder or-

ganiseret og langsigtet, og statsstøttede hackere står sandsynligvis også bag cyberkriminalitet

•

Samtidig er sandsynligheden for, at en aktør i elsystemet bliver ramt af angreb, som ikke er målrettede, stigende. Af-

hængig af aktørens ansvarsområde vil et udfald hos en enkelt aktør ikke have stor påvirkning. Såfremt en række aktører

er udsat for et cyberangreb på samme tid, kan det imidlertid have stor betydning for elforsyningssikkerheden.

På trods af at målrettede angreb vurderes som mindre sandsynlige, så betyder den brede anvendelse af samme type IT-

systemer i elsystemet, at ikkemålrettede angreb kan ramme flere aktører i sektoren samtidig. Energinet har i den sene-

ste tid set en intensivering i aktiviteter som scanninger og forsøg på kompromitteringer. Det er Energinets vurdering, at

disse forsøg på angreb vil stige i fremtiden.

5.2

Internationalt samarbejde

Truslerne mod IT-sikkerheden spredes momentant igennem netværk. Dette medfører, at en trussel, eller opdagelsen af

en ny sårbarhed i et program, er global i det øjeblik, at de ramte systemer forbindes med internettet. For at beskytte

sine systemer mod truslerne skal Energinet kunne finde sårbarhederne, før de udnyttes. Energinet skal have adgang til

viden fra andre og skal kunne dele denne viden for effektivt at kunne beskytte IT-systemer. Der er derfor behov for

samarbejde internationalt og nationalt.

Internationalt arbejder såvel EU som NATO for, at medlemsstater kan dele informationer om cyberangreb og -trusler

hurtigt.

Beredskabet i elsektoren har til formål at sikre, at elforsyning kan fortsættes eller genoprettes med minimale konse-

kvenser for elforsyningen ved IT-nedbrud. I bekendtgørelse nr. 425 af 01/05/2018

er Energinet pålagt at bevare et

overblik over IT-systemer og IT-informationer, som deles mellem flere aktører i elsystemet. Energinet har oprettet en

funktion, hvor alle IT-vagter i Energinet sidder samlet. Det betyder, at der kan ageres hurtigere og mere effektivt over

for hændelser.

I det nordiske beredskab samarbejder Energinet og Energistyrelsen med nordiske kollegaer for at dele viden om trusler,

risici og sårbarheder. De nordiske TSO'er har også etableret et samarbejde omkring håndtering af større cyberangreb og

-trusler, blandt andet blev der i 2018 gennemført en større nordisk øvelse, Black Screen 2.

https://fe-ddis.dk/cfcs/Situationsbilleder/Pages/cybertruslen.aspx

Bekendtgørelse om it-beredskab for el- og naturgassektoren, BEK nr. 425 af 01/05/2018

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

102/108

Nordic Exercise

–

Black Screen 2

I 2018 blev der afholdt en fælles nordisk beredskabsøvelse. Øvelsen var en fortsættelse af Black Screen 1, der blev

afholdt året før.

Overordnet set var øvelsen en kommunikationsøvelse, hvor de nordiske lande trænede i at kommunikere og infor-

mere hinanden i en situation, hvor en eller flere nordiske lande var ramt af flere samtidige IT-sikkerhedshændelser.

Scenariet tog afsæt i en hacktivist-gruppe, der var modstandere af fossile brændstoffer til anvendelse i energisekto-

ren, og som derfor valgte at udføre et fælles angreb mod den nordiske energisektor. Ved øvelsen i år var det lykke-

des hacktivist-gruppen at plante malware i SCADA-systemerne. Dermed havde gruppen adgang til at overtage

SCADA-systemerne hos samtlige nordiske TSO'er.

I selve øvelsen var det ikke kun TSO'er, der deltog, men også myndigheder. De deltagende lande afholdt øvelsen fra

deres egne domiciler for at gøre øvelsen i kommunikation mere realistisk. Det var således en træning i at være op-

mærksom på at få informeret og kommunikeret til hinanden, således at alle havde et fyldestgørende grundlag for

at træffe beslutninger.

Proaktiv IT-sikkerhed

Energinet har afsat dedikerede ressourcer til kontinuerlig overvågning af IT-sikkerheden for proaktivt at kunne rea-

gere på hændelser, trusler og abnorme mønstre i datastrømme. Med den viden, der opbygges her, kan Energinet

ikke kun forbedre egen IT-sikkerhed, men også bidrage til det samarbejde, som Energinet har med sektorens virk-

somheder, myndigheder og nabo-TSO'er.

Ligeledes arbejder Energinet aktivt med Security-by-Design med sikker kommunikation, adgangsstyring til systemer

og spredning af risici, når styresystem bygges. Metoder til Security-by-Design tager afsæt I internationale standar-

der og best practises. Her tages udgangspunkt i Europa-Kommissionens Smart Grid Task Force og samarbejdet i

ENTSO-E. Energinet deltager aktivt i arbejdet med elsektorens Nationale Cyber- og Informationssikkerhedsstra-

tegi

, hvor Security-by-Design ligger højt på dagsordenen i mange af strategiens initiativer.

https://efkm.dk/media/12491/cyber-og-informationssikkerhedsstrategi-for-energisektorerne.pdf

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

103/108

6. Appendiks F Kapitler og paragraffer

Tabel 24 beskriver, hvilke kapitler i redegørelsen, som forventes at afdække paragrafferne i

Bekendtgørelse om system-

ansvarlig virksomhed.

Kapitel

Resumé

Energinets anbefaling af niveau for elforsyningssikkerhed

Hvad er elforsyningssikkerhed

Status på elforsyningssikkerhed

Forventninger til udviklingen i elsystemet

Tiltag til at påvirke elforsyningssikkerheden

Uddybelse af anbefalingen

Elforsyningssikkerhed 2018

Paragraf

§ 27, stk. 2, nr. 3) og stk. 3

§ 29, nr. 1), 5)

§ 32

§ 27, stk. 2, nr. 3)

§ 27, stk. 3 og stk. 4

§ 27, stk. 2, nr. 1)

§ 28

§ 33

§ 27, stk. 2, nr. 2)

§ 29, nr. 1), 3), 4) og 6)

§ 30

§ 31

§ 29, nr. 2)

Appendiks

Effekttilstrækkelighed

Nettilstrækkelighed

Robusthed

IT-sikkerhed

Kapitler og paragraffer

Ordforklaring

Tabel 24 Kobling mellem kapitler og paragraffer i Bekendtgørelse om ændring af bekendtgørelse om systemansvarlig

virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v., BEK nr. 1217 af 15/10/2018.

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

104/108

7. Appendiks G Ordforklaring

Tekniske fagudtryk, forkortelser og lignende er beskrevet i ordforklaringen herunder. Når forkortelser anvendes, skrives

de ud, første gang de optræder i redegørelsen, og forkortelsen angives herefter i parentes. Herefter anvendes kun for-

kortelsen.

Igennem redegørelsen er officielle dokumenter og love angivet med

kursiv

i teksten. Dette er ikke gældende for be-

kendtgørelser.

Fodnoter anvendes til kildehenvisninger, eksempelvis henvisninger til hjemmesider, love og bekendtgørelser. Hvis en

henvisning optræder mere end én gang, anvendes der kun fodnotehenvisning første gang den optræder.

Begreb

Afbrudsminutter

Beskrivelse

Ikkeleveret elektricitet (bagudrettet eller fremadrettet) divideret med områdets

elforbrug (Vestdanmark (DK1) og Østdanmark (DK2)) ganget med antal minutter i

et år, jævnfør definition i BEK nr. 1217 af 15/10 2018. For netvirksomhederne op-

gøres afbrudsminutter i forhold til antallet af kunder (leveringspunkter). De to

opgørelsesmetoder giver meget sammenlignelige afbrudsminutter.

Afbrudsminutter dækker kun over ufrivillig mangel på el.

Automatic Frequency Restoration Reserves, også kendt som sekundær reserve.

Benyttes til frekvensgenopretning.

Driftsstatus, som udmeldes til elektrisk forbundne nabolande i situationer med

presset elforsyningssikkerhed. Definition findes i netreglen System Operation

Guideline under kapitel, artikel 18, stk. 2.

Better Investment Decisions.

En elmarkedsmodel, der blandt andet kan anvendes

til at vurdere effekttilstrækkelighed. Modellen simulerer elmarkedet på tværs af

Europa og afspejler således den danske tilknytning til omverdenen.

Ukontrolleret afbrydelse af hele

–

eller dele af

–

elnettet i et elprisområde

Genoprettelse af elnettet efter blackout.

Bottom-up blackstart er opstart fra elproducerende enheder i området.

Kontrolleret afkobling af elforbrugere, som følge af mangel på tilstrækkelig el.

Capacity Allocation & Congestion Management. Netregel vedr. kapacitetsbereg-

ning, day ahead- og intraday-markederne.

Clean Energy Package. Lovgivningspakke fra Europa-Kommissionen, der består af

8 konkrete lovgivningsforslag.

Coordinated Net Transmission Capacity er en metode til at vurdere og fastsætte

overførselkapaciteter mellem elprisområder.

Cost of New Entry (indgangsomkostning) beskriver den årlige omkostning baseret

på investeringsomkostninger og faste omkostninger for ny elproduktionskapaci-

tet eller fleksibelt elforbrug.

aFRR

Alert state

BID

Blackout

Blackstart

Bottom-up black-

start

Brownout

CACM

CEP

CNTC

CONE

Kommissionens forordning om fastsættelse af retningslinjer for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger.

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DA/TXT/?uri=CELEX:32015R1222

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

105/108

Day-ahead-marke-

det

EENS

Elleverandører og producenter handler i day-ahead-markedet for at dække pro-

duktion og forbrug for det følgende døgn.

Electricity Balancing. Netregel om etablering af et fælleseuropæisk balancemar-

ked.

Expected Energy Not Served. Beregnet forventet mængde af elektricitet, der ikke

kan leveres, fordi produktionskapaciteten til rådighed i et område inklusive mu-

ligheden for import er mindre end elforbruget i området. EENS beregnes på

timebasis og summeres på årsbasis. EENS inddrager prisfleksibelt elforbrug i den

udstrækning, det er til rådighed.

Expected Unserved Energy. EENS korrigeret for kontrollerede, præventive elaf-

brydelser (brownouts) samt ukontrollerede elafbrydelser (blackouts).

Ikkeleveret elektricitet (beregnet fremadrettet som EUE) divideret med områdets

elforbrug ganget med antal minutter i et år for den del, der vedrører produkti-

onssystemet og eksterne forbindelser mellem elprisområder.

Sandsynlighed for, at der er effekt nok til rådighed i et område (DK1, DK2 eller

andre prisområder), under hensyntagen til elproduktion, eksterne elforbindelser

og fleksibelt elforbrug, jævnfør BEK nr. 891 om systemansvarlig virksomhed og

anvendelse af eltransmissionsnettet m.v.

Elektricitet, som produceres af elproducerende enheder, fx kraftværker og vind-

møller, og som forbruges af blandt andet elektriske maskiner eller til belysning.

Elnet på et spændingsniveau under 100 kV. Bruges typisk til at flyttes el kortere

distancer og har typisk tilsluttet mindre kraftværker, mindre vindmølleparker og

mindre elforbrugere (fx almindelige husholdninger).

Elselskabernes Fejl- og Afbrudsstatistik. En samlet statistik, hvortil næsten alle

netvirksomheder i Danmark indmelder elafbrud.

Sandsynlighed for, at der er elektricitet til rådighed for forbrugerne, når den ef-

terspørges, jævnfør Lov

om elforsyning

§ 5, stk. 1, nr. 6.

Fælles betegnelse for eltransmissionsnettet og eldistributionsnettene.

Geografisk område, hvor det antages, at der ikke er flaskehalse i elsystemet,

hvorved elprisen er ens for alle elforbrugere i området.

Fælles betegnelse for eltransmissionsnettet, eldistributionsnettene, handelsfor-

bindelser, elproducerende enheder og andet der bidrager til opretholdelse af el-

forsyningen.

Elnet på et spændingsniveau over 100 kV. Bruges typisk til at flytte el over lange

distancer og har typisk tilsluttet store kraftværker, store vindmølleparker og

store elforbrugere (fx datacentre).

Energinet er en selvstændig offentlig virksomhed under Klima-, Energi- og Forsy-

ningsministeriet. Energinet ejer og udvikler eltransmissionsnet og gasnet i Dan-

mark for at indpasse mere vedvarende energi, opretholde forsyningssikkerhed og

sikre lige markedsadgang til nettene.

Energinet Elsystemansvar A/S er en del af Energinet-koncernen. Elsystemansvar

har ansvar for opretholdelsen af den danske elforsyningssikkerhed og drive det

EUE

Effektminutter

Effekttilstrække-

lighed

Eldistributionsnet-

tene

ELFAS

Elforsyningssikker-

hed

Elnettet

Elprisområde

Elsystemet

Eltransmissionsnet-

tet

Energinet

Energinet Elsystem-

ansvar

Kommissionens forordning om fastsættelse af retningslinjer for balancering af elektricitet. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DA/TXT/?uri=CELEX:32017R2195

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

106/108

danske eltransmissionsnet. Herudover også at bidrage til markedsudvikling på el-

området og en målrettet forsknings- og innovationsindsats.

Energinet Eltrans-

mission

ENTSO-E

Expected Energy Not

Served (EENS)

Energinet Eltransmission A/S er en del af Energinet-koncernen. Eltransmission ar-

bejder med optimering, vedligeholdelse og udvikling af det danske eltransmissi-

onsnet.

European Network of Transmissions System Operators for Electricity. Sammen-

slutning af europæiske TSO'er.

Beregnet forventet mængde af elektricitet, der ikke kan leveres, fordi produkti-

onskapaciteten til rådighed i et område inklusive muligheden for import er min-

dre end elforbruget i området. EENS beregnes på timebasis og summeres på års-

basis. EENS inddrager prisfleksibelt elforbrug i den udstrækning, det er til rådig-

hed.

EENS korrigeret for kontrollerede, præventive elafbrydelser (brownouts) samt

ukontrollerede elafbrydelser (blackouts).

Frequency Containment Reserves, også kendt som primær reserve. Benyttes til

frekvensstabilisering.

Fault Ride-Through. Dækker over, at vindmøller skal forblive tilkoblet eltransmis-

sionsnettet gennem et fejlforløb.

Forsyningssikkerhedsindex.

Model til modellering af effekttilstrækkelighed, som

Energinet tidligere har benyttet.

Betegnelse for højspændingsvekselstrømselnet.

Betegnelse for højspændingsjævnstrømselnet.

Markedet mellem day-ahead-markedet og én time før selve driftstimen.

Den forventede hyppighed af situationer, hvor produktionskapaciteten til rådig-

hed i et område, inklusive muligheden for import, er mindre end elforbruget i

området.

Midterm Adequacy Forecast. Vurdering af effekttilstrækkelighed udarbejdet af

ENTSO-E med 10 års sigte.

Manual Frequency Restoration Reserves, også kendt som tertiær reserve. Benyt-

tes til balanceudligning.

Princippet bruges til planlægning og drift af elsystemet og siger, at eltransmissi-

onsnettets overordnede funktioner skal forblive intakte ved udfald af en vilkårlig

komponent i elsystemet.

Netregler er den populære betegnelse for otte af Europa-Kommissionens forord-

ninger, hvoriblandt kan nævnes CACM, EB, RfG og SO GL (se ordlisten).

Nettilstrækkelighed er eltransmissions- og eldistributionssystemets evne til at

transportere tilstrækkelig elektricitet fra elproduktionssted til elforbrugssted.

Regulerkraft anvendes til manuelt at opretholde balancen (og dermed frekven-

sen) i det

samlede elsystem. På regulerkraftmarkedet kan aktører indgive bud på op- og

nedregulering i driftstimen. mFRR skal indmeldes i dette marked, og regulerkraft

er derfor aktivering af indmeldte bud for mFRR.

Expected Unserved

Energy (EUE)

FCR

FRT

FSI

HVAC

HVDC

Intraday-markedet

Loss Of Load Expec-

tation (LOLE)

MAF

mFRR

N-1 princippet

Netregler

Nettilstrækkelighed

Regulerkraft

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

107/108

LOLE

Loss Of Load Expectation. Den forventede hyppighed af situationer, hvor produk-

tionskapaciteten til rådighed i et område inklusive muligheden for import er min-

dre end elforbruget i området.

Phasor Measurement Unit.

Enhed til optagelse af data fra elnettet med høj fre-

kvens. Data benyttes til at analysere frekvensafvigelser og kortslutningsniveau.

Generel betegnelse for de systemydelser

–

i form af energiaktivering og kapacitet

–

Energinet indkøber til at opretholde en stabil og sikker drift af elsystemet. Se

mere på Energinets hjemmeside for systemydelser

Requirement for Generators. Netregel om krav til nettilslutning for produktions-

anlæg.

Reactive Power Controllers. Automation som hjælper med at balancere den reak-

tive effekt balance og spændingen i nettet. Denne type automation støtter syste-

met med automatisk kobling af reaktive komponenter (reaktorer, viklingskoblere,

kapacitorer).

System Operation Guideline. Netregel vedr. krav til systemsikkerhedsmæssige

forhold, udetidsplanlægning, effektbalancering samt reservering og udveksling af

reserver under normal og skærpet drift.

De ydelser, der er nødvendige for at opretholde en sikker og stabil drift af elsy-

stemet: Frekvensstabilitet og spændingsstabilitet.

Value of lost load (VoLL) er en økonomisk indikator, som udtrykker omkostnin-

gerne ved afbrudt elforsyning.

PMU

Reserver

RFG

RPC

SO GL

Systembærende

egenskaber

VoLL

https://energinet.dk/El/Systemydelser/Hvad-er-Systemydelser

Kommissionens forordning om fastsættelse af netregler om krav til nettilslutning for produktionsanlæg.

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DA/TXT/?uri=CELEX:32016R0631

Kommissionens forordning om fastsættelse af retningslinjer for drift af elektricitetstransmissionssystemer.

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:32017R1485

Dok. 18/03904-126

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2019-20 - Bilag 56: Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2019

KOLOFON

Energinet

Tonne Kjærsvej 65

DK-7000 Fredericia

+45 70 10 22 44

[email protected]

CVR-nr. 28 98 06 71

Forfattere:

Dato:

BRU-OKJ-JKU-CPL/DGR

28. oktober 2019