KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2021-22
KEF Alm.del Bilag 180
Offentligt

REDEGØRELSE FOR

ELFORSYNINGSSIKKERHED

2021

Dok. 20/07580-47

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

2/73

Resumé

Ifølge

Lov om elforsyning

har klima-, energi- og forsyningsministeren ansvaret for elforsyningssikkerheden og fastsæt-

ter niveauet herfor. Energinet skal, ifølge

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissi-

onsnettet mv.

årligt udarbejde en redegørelse for elforsyningssikkerheden til ministeren med en anbefaling om ni-

veauet for elforsyningssikkerhed.

Energinet giver i

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2021

en anbefaling af et niveau for fremtidens elforsyningssik-

kerhed. Herudover beskrives den forventede udvikling i elforsyningssikkerheden. Anbefalingen og beskrivelsen af udvik-

lingen er udarbejdet efter dialog med netvirksomhederne, som står for elforsyningen på de lavere spændingsniveauer i

elnettet.

Energinet anbefaler et samlet planlægningsmål for 2031 på i alt 35 afbrudsminutter. Planlægningsmålet er sammensat

af to elementer:

•

Energinets anbefaling vedrørende effekttilstrækkelighed og eltransmissionsnettet på i alt 7 afbrudsminutter i

2031.

Netvirksomhedernes fremskrivning til 28 afbrudsminutter i 2031 på eldistributionsniveau.

Energinet fastholder således ambitionen udtrykt i sidste års anbefaling, og som ministeren i februar 2021 fastsatte som

planmål for 2030. Det nuværende niveau er på ca. 20 afbrudsminutter pr. år, svarende til, at danskerne har strøm i kon-

takterne i gennemsnitligt 99,996 pct. af tiden. Planlægningsmålet på 35 afbrudsminutter svarer til en elforsyningssikker-

hed på 99,993 pct. Selvom ændringen i absolutte minutter synes stor, er den overordnede ændring i elforsyningssikker-

hed målt i procent marginal.

Planlægningsmålet på 35 afbrudsminutter pr. år i 2031 afspejler en balance mellem Energinets vedholdende fokus på at

opretholde en høj elforsyningssikkerhed og de udfordringer, der forventes i det samlede elsystem. I de kommende år

ser Energinet et aldrende elnet både på eldistributions- og eltransmissionsniveau samt en stigende risiko for manglende

effekttilstrækkelighed som to væsentlige opmærksomhedspunkter i forhold til opretholdelse af en høj elforsyningssik-

kerhed frem mod 2031.

Energinets anbefaling på eltransmissionsniveau på i alt 7 afbrudsminutter bygger på analyse og fremskrivning af effekt-

tilstrækkelighed, nettilstrækkelighed og robusthed i eltransmissionsnettet:

•

5 afbrudsminutter relateret til manglende effekttilstrækkelighed, det vil sige manglende evne til at dække

den samlede efterspørgsel efter el.

1 afbrudsminut relateret til nettilstrækkelighed, som udtrykker eltransmissionsnettets evne til at levere strøm

til elforbrugerne.

1 afbrudsminut relateret til robusthed, som dækker over eltransmissionsnettets evne til at modstå pludselige

forstyrrelser eller udfald.

Gennemsnitligt har der over de sidste 10 år været mindre end ét afbrudsminut om året i eltransmissionsnettet.

Bekendtgørelse af lov om elforsyning, LBK nr. 984 af 12/05/2021.

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v. BEK nr. 1067 af 28/05/2021.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

3/73

Målet på 28 minutter på eldistributionsniveau bygger på netvirksomhedernes fremskrivning af antallet af afbrudsminut-

ter og ligger på samme niveau som tidligere fremskrivninger. Over den sidste 10-års periode har der i gennemsnit været

ca. 20 afbrudsminutter om året i eldistributionsnettene.

Analyserne i denne redegørelse viser i lighed med tidligere år en stigende risiko for effektmangel. Dette er især relate-

ret til nedgang i den termiske kapacitet og en generel stigning i elforbruget. Beregninger af effekttilstrækkelighed er

forbundet med usikkerheder, især på længere sigt. Energinets beregninger af effekttilstrækkelighed er derfor suppleret

med en række følsomhedsberegninger for at illustrere relevante potentielle situationer for effekttilstrækkeligheden i

fremtiden.

Energinet arbejder fortsat med at imødegå udfordringen med effekttilstrækkelighed med markedstiltag og udlandsfor-

bindelser. Effekten af tiltag, der kan påvirke elforsyningssikkerheden, viser sig typisk først over tid. Med stigende elpri-

ser i situationer med en presset effekttilstrækkelighed forventes markedet at reagere med større fleksibilitet. Energinet

følger og underbygger denne fleksibilitet og elmarkedets understøttelse af effekttilstrækkeligheden – blandt andet

igennem en monitorering af forbrugsfleksibiliteten i elmarkedet.

Hvis udviklingen i elmarkedet trods udvikling og implementering af markedstiltag ikke viser sig i stand til at understøtte

en acceptabel effekttilstrækkelighed på længere sigt, er det fortsat Energinets vurdering, at en midlertidig strategisk

reserve kan være et velegnet værktøj.

Det er samtidig vigtigt at iagttage den internationale udvikling. Det danske eltransmissionssystem er tæt forbundet med

nabolandenes eltransmissionssystemer, hvilket understøtter den danske elforsyningssikkerhed i dag. En væsentlig op-

datering af beregningsforudsætninger i dette år redegørelse er relateret til vores nabolandes energisystemer. Opdate-

ring af forudsætninger giver nye resultater, og det opdaterede datagrundlag for Danmark og især for udlandet betyder,

at effekttilstrækkeligheden på tværs af Europa og også i Danmark generelt vurderes væsentligt bedre omkring 2030

sammenlignet med tidligere redegørelser.

Den mere gunstige position vedrørende effekttilstrækkelighed omkring 2030 og 2031 ændrer dog ikke ved udsigterne

til øget risiko for manglende effekttilstrækkelighed på længere sigt. Udfordringen forventes at være større i Øst- end i

Vestdanmark, hvilket især skyldes, at forbindelserne til udlandet og dermed muligheden for at trække effekt udefra er

større i Vest- end i Østdanmark

Det danske elsystem er underlagt europæisk elmarkedsregulering, og det forventes, at fælles EU-regler til vurdering af

effekttilstrækkelighed vil få større betydning for arbejdet med elforsyningssikkerhed og dermed også for kommende års

redegørelser.

I forhold til sikring af nettilstrækkeligheden er det Energinets vurdering, at det fortsat er nødvendigt at have et stort

fokus på reinvesteringer for at udbedre det aldrende elnet. Energinet anbefaler som minimum at fortsætte reinveste-

ringerne på det planlagte niveau.

Desuden skal Energinets vigtige arbejde med fortsat sikring af høj robusthed i elsystemet understreges. Ud over den

udvikling, som ses på effekttilstrækkelighed, betyder den grønne omstilling og den tilhørende udfasning af kraftværker,

at en række af de anlæg, der i dag i høj grad er med til at sikre systemsikkerheden i elsystemet, udfases. Kraftværkernes

store roterende masse samt deres evne til at støtte spændingen under hændelser er med til at holde elsystemet stabilt.

Der er således brug for, at andre anlæg og nye teknologier kan overtage denne rolle, efterhånden som kraftværkerne

udfases. Energinet arbejder derfor for, at andre anlæg kan bringes i spil for at sikre systemsikkerheden i elsystemet.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

4/73

Energinet vægter fortsat elforsyningssikkerheden særligt højt i fastsættelsen af sin anbefaling, samtidig med at

Energinet har stort fokus på økonomisk optimering og Danmarks klimamålsætninger. Vægtningen af en høj elforsy-

ningssikkerhed sker på trods af, at de overordnede rammer i form af elnettets alder og en usikkerhed om effekttilstræk-

kelighed på længere sigt vil udfordre det nuværende lave antal afbrudsminutter.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

5/73

Indhold

1. Anbefaling ....................................................................................... 7

2. Hvad er elforsyningssikkerhed? .................................................... 14

2.1

Elforsyningssikkerhed og elnettets opbygning ................................................... 15

3. Status på elforsyningssikkerheden ............................................... 17

4. Udvikling af elforsyningssikkerheden ........................................... 20

4.1

4.2

Analyseforudsætninger til Energinet 2020 ......................................................... 20

Forventet udvikling i elforsyningssikkerheden ................................................... 21

4.2.1 Effekttilstrækkelighed ............................................................................ 22

4.2.1.1 Elmarkedet .............................................................................................. 27

4.2.2 Eltransmissionsnettet ............................................................................. 29

4.2.3 Eldistributionsnettene ............................................................................ 32

Særlige hændelser – afvigelser fra den forventede udvikling ............................ 36

4.3

5. Mulige tiltag til påvirkning af elforsyningssikkerheden ................ 39

Effekttilstrækkelighed og elmarkedet................................................................. 39

Eltransmissionsnettet ......................................................................................... 41

5.2.1 Reinvestering .......................................................................................... 41

5.2.2 Nye netprodukter ................................................................................... 42

5.2.3 Sikring af robusthed ............................................................................... 43

5.2.4 Udlandsforbindelser ............................................................................... 44

5.3 Eldistributionsnettene ......................................................................................... 45

5.3.1 Ændring af reinvesteringsniveauet ......................................................... 45

5.3.2 Investering i fjernbetjente og -overvågede netstationer ........................ 46

5.3.3 Øvrige tiltag til påvirkning af antallet af afbrudsminutter ...................... 47

5.4 Mulige ændringer af niveauet for elforsyningssikkerhed ................................... 48

5.1

5.2

6. Appendiks A. Effekttilstrækkelighed ............................................. 51

6.1

6.2

Baggrund for vurderinger af effekttilstrækkelighed ........................................... 51

Forudsætningerne for prognose for effekttilstrækkelighed ............................... 52

6.2.1 Elforbrug og produktionskapacitet i Danmark ....................................... 52

6.2.2 Elforbrug og produktionskapacitet i udlandet........................................ 55

6.2.3 Andre forudsætninger ............................................................................ 56

Prognose for effekttilstrækkelighed ................................................................... 57

Prognosens robusthed for effekttilstrækkelighed .............................................. 60

6.4.1 Alternative prognoser for effekttilstrækkelighed ................................... 61

6.4.2 Følsomheder på effekttilstrækkelighed ................................................. 63

6.4.3 Perspektivering til europæiske vurderinger ........................................... 68

6.3

6.4

7. Appendiks B. Ordliste .................................................................... 70

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

6/73

Forord

Lov om elforsyning

og i

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet mv.

specificeret en række krav til Energinets årlige redegørelse for elforsyningssikkerhed, herunder at Energinet afgiver en

anbefaling for et niveau for fremtidens elforsyningssikkerhed. Denne redegørelse bygger videre på sidste års

Redegø-

relse for elforsyningssikkerhed 2020.

Energinet har i lighed med sidste år adspurgt netvirksomhederne om deres forventning til udviklingen i elforsyningssik-

kerheden i eldistributionsnettene. Det er Energinets vurdering, at netvirksomhedernes fremskrivning i denne redegø-

relse bygger på et bredere datagrundlag end ved sidste års redegørelse og er et godt udgangspunkt for videreudvikling

og præcisering af den forventede udvikling i elforsyningssikkerheden i eldistributionsnettene.

Redegørelsen er sendt til klima-, energi- og forsyningsministeren den 15. november 2021, og den samlede anbefaling er

sammensat af Energinets anbefaling på eltransmisssionsniveauet og en videregivelse af netvirksomhedernes fremskriv-

ning på eldistributionsniveau.

Energinet forventer i de kommende år fortsat at udvikle sine metoder til fastsættelse af anbefalingen for at kunne kvali-

ficere det grundlag, redegørelsen hviler på. Energinet forventer desuden, at fælles EU-beregningsmetoder til vurdering

af effekttilstrækkelighed vil få stadig større betydning for arbejdet med forsyningssikkerheden og dermed for kom-

mende års redegørelser.

Energinets fremskrivninger af effekttilstrækkelighed i denne redegørelse er udarbejdet på basis af Energistyrelsens

Analyseforudsætninger 2020 og et samlet og opdateret datagrundlag for vores nabolandes energisystemer. Hertil er

der gennemført en række følsomhedsberegninger.

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2021 er et udtryk for

Energinets faglige vurderinger. Hertil kommer selvstændige

bidrag fra netvirksomhederne. Vurderingerne deles ikke nødvendigvis af klima- energi- og forsyningsministeren, der

varetager ejerskabet af Energinet på statens vegne.

Læsevejledning

Kapitel 1 beskriver Energinets anbefaling af niveau for elforsyningssikkerhed og de tiltag, der vurderes nødvendige for

at opnå anbefalingen.

Kapitel 2 beskriver og definerer elementerne i elforsyningssikkerhed.

Kapitel 3 beskriver de vigtigste nøgletal for elforsyningssikkerheden. Der henvises i øvrigt til den selvstændige rapport

om afbrudsstatistik for 2020 "Elforsyningssikkerhed 2020".

Kapitel 4 beskriver den forventede udvikling af elforsyningssikkerheden sammen med en uddybning af de tiltag, der vur-

deres nødvendige for at opnå anbefalingen.

Kapitel 5 beskriver dels mulige tiltag, der yderligere kan iværksættes for at understøtte anbefalingen, dels potentielle

mulige tiltag, der kan iværksættes, hvis det ønskes at forfølge en anden planlægningsmålsætning, der afviger fra anbe-

falingen.

Appendiks A beskriver baggrund, prognoser og følsomhedsberegninger i relation til vurdering af effekttilstrækkelighed.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

7/73

1. Anbefaling

Fremtidens elforsyningssikkerhed i en grøn og international ramme.

Et fremtidigt fortsat højt niveau for elforsyningssikkerhed skal sikres samtidigt med hensynet til Danmarks klimamålsæt-

ning og samfundsøkonomi. Afvejningen af disse tre hensyn sker inden for den grønne og internationale ramme, der om-

giver den danske elforsyning. Energinet arbejder med at løse dette, energiens trilemma, og Energinet arbejder således

for at omstille energisystemet til vedvarende energi med en høj forsyningssikkerhed og til en pris, der kan betales.

Elsystemet er under forandring med mere vedvarende og samtidigt fluktuerende energiproduktion samt færre termiske

værker. Hertil kommer en øget elektrificering af samfundet og øget sektorkobling, PtX-anlæg og energiøer, som er un-

der planlægning. Den grønne omstilling forandrer elsystemet, både i Danmark og i vores nabolande, og rammerne for

at sikre elforsyningssikkerheden er dermed også under forandring.

Danmark har i dag en meget høj elforsyningssikkerhed, også i en international sammenligning. Det har været tilfældet i

en lang årrække. Samtidig har Danmark øget andelen af elforsyningen fra vedvarende energikilder til i dag samlet om-

kring 67 pct., og andelen forventes at stige yderligere frem mod 100 pct. VE-dækning i 2030.

Den fortsatte udbygning med vedvarende og fluktuerende energikilder og den samtidige udfasning af regulerbar ter-

misk kapacitet betyder imidlertid, at der på langt sigt må forventes en øget risiko for, at der i elsystemet i særligt bela-

stede situationer kan opstå risiko for manglende effekttilstrækkelighed. Det vil sige en manglende evne til fuldt ud at

dække den samlede efterspørgsel fra elforbrugerne i Danmark.

Det danske eltransmissionsnet har i mange år været forbundet til nabolandene via en række udlandsforbindelser. Flere

udlandsforbindelser er under etablering og planlægning, herunder energiøprojekter med tilhørende udlandsforbindel-

ser. Dette styrker elforsyningssikkerheden, om end at muligheden for at trække effekt fra vores nabolande mindskes, i

takt med at Danmarks nabolande også ser ind i en fremtid med mindre regulerbar termisk kraft.

De fluktuerende vedvarende energikilder, ofte med placeringer langt fra forbrugsstederne, stiller krav til elnettets ro-

busthed og fleksibilitet. Ligeledes er det nødvendigt med forstærkning i elnettet, da mere og mere elektricitet i fremti-

den skal transporteres igennem det. Sammenholdt med den nødvendige fornyelse og vedligeholdelse af et aldrende

elnet er fortsatte investeringer i elnettet både på distributions- og transmissionsniveau derfor nødvendige.

Energinets anbefaling af niveau for elforsyningssikkerhed.

Klima-, energi- og forsyningsministeren fastsatte den 11. februar 2021 et planlægningsmål på 35 afbrudsminutter for

2030. På baggrund af de nye analyser med et opdateret datagrundlag i årets redegørelse fremlægger Energinet en

række fremskrivninger gældende til og med 2031. Det er Energinets anbefaling for 2031 at fastholde planlægningsmålet

på 35 afbrudsminutter.

Planlægningsmålet er udtrykt som det gennemsnitlige antal afbrudsminutter for den danske elforbruger i 2031, og et

planlægningsmål på 35 afbrudsminutter svarer til en elforsyningssikkerhed på 99,993 pct. De danske elforbrugere har i

de sidste ca. 10 år oplevet i gennemsnit ca. 20-21 afbrudsminutter pr. år., hvilket svarer til en elforsyningssikkerhed på

99,996 pct. Der er altså tale om en marginal ændring i elforsyningssikkerheden frem mod 2031.

Den forventede stigning i antallet af afbrudsminutter udtrykker de udfordringer, som elforsyningen står overfor i de

kommende år.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

8/73

Det er Energinets vurdering, at det for samfundet vil være uforholdsmæssigt dyrt at opretholde det helt samme høje

elforsyningsniveau som hidtil. Det er desuden Energinets vurdering, at selvom elforbrugere i enkelte situationer kan

komme til at opleve flere afbrudsminutter, qua stigningen fra gennemsnitligt ca. 20 til 35 afbrudsminutter, så vil den

danske samfundsøkonomi ikke blive væsentligt påvirket af en ændring i elforsyningssikkerheden fra de nævnte 99,996

pct. til 99,993 pct.

Anbefalingen opdelt på eltransmissions- og eldistributionsniveau

Frem mod 2031 forventes både i eltransmissionsnettet og i eldistributionsnettene en stigning i det gennemsnitlige antal

afbrudsminutter, en kunde oplever pr. år, og dermed en vis nedgang i elforsyningssikkerheden.

Udfordringerne er overvejende relateret til et aldrende elnet, hvilket særligt i eldistributionsnettene forventes at give

anledning til en stigning i antallet af afbrudsminutter. Udfordringen med et aldrende elnet ses dog både i eltransmissi-

onsnettet og eldistributionsnettene, hvor der fortsat er et betydeligt behov for reinvesteringer. Fremskrivningerne i

denne redegørelse bygger på, at reinvesteringer i både eltransmissionsnettet og eldistributionsnettene fortsætter som

planlagt.

Desuden vil det stigende elforbrug og den fortsatte udfasning af termisk kapacitet og indfasning af fluktuerende vedva-

rende energi udfordre effekttilstrækkeligheden på længere sigt. Det fordrer en nøje overvågning af situationen, og at

fokus rettes på elmarkedets understøttelse af effekttilstrækkeligheden og en forøget elforbrugsfleksibilitet. Det er fort-

sat Energinets anbefaling at imødegå udfordringen med effekttilstrækkelighed med markedstiltag og udlandsforbindel-

ser.

Planlægningsmålet er opstillet for et "normalt år", og elnettet dimensioneres ikke efter helt at undgå "særlige hændel-

ser". Men det skal understreges, at Energinet og netvirksomhederne har fokus på elforsyningssikkerheden i bred for-

stand, og at Energinet løbende arbejder på at optimere driften af elnettet i forhold til at sikre robustheden, samt at

Energinet bruger driftshændelser som et læringspunkt til forbedring af eltransmissionsnettet.

Risiko for særlige hændelser

Særlige hændelser er hændelser, der ligger ud over det, som elnettet er dimensioneret til.

Risikoen for særlige hændelser er derfor en faktor, som ligger ud over det anbefalede planlæg-

ningsmål. To eksempler på særlige hændelser med store afbrud til følge indtraf i 1999 og 2003 og

skyldtes henholdsvis orkan og en særlig hændelse (fejlkombination) i det svenske elsystem.

Det er ikke muligt at forudse og tage højde for samtlige mulige kombinationer af hændelser i

planlægningen af elsystemet, uden at det vil have store samfundsøkonomiske omkostninger. Det

vil i sidste ende være en afvejning mellem, hvilke risikoscenarier man vælger at gardere sig imod

og omkostningerne ved at foretage garderingerne.

Den samlede anbefaling på 35 afbrudsminutter fordeler sig således på effekttilstrækkelighed, eltransmissionsnettet og

eldistributionsnettene:

Effekttilstrækkelighed og eltransmissionsnettet: 7 afbrudsminutter.

Dette mål bygger på Energinets analyse og fremskrivning af effekttilstrækkelighed, nettilstrækkelighed og robusthed i

elnettet.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

9/73

5 afbrudsminutter relateret til manglende effekttilstrækkelighed, det vil sige manglende evne til at dække den

samlede efterspørgsel efter el.

1 afbrudsminut relateret til nettilstrækkelighed, som udtrykker eltransmissionsnettets evne til at levere strøm

til forbrugerne.

1 afbrudsminut relateret til robusthed, som dækker over eltransmissionsnettets evne til at modstå pludselige

forstyrrelser eller udfald.

0 minutter relateret til manglende IT-sikkerhed.

Gennemsnitligt har der over de sidste 10 år været mindre end ét afbrudsminut om året i eltransmissionsnettet.

Eldistributionsnettene: 28 afbrudsminutter.

Dette mål bygger på netvirksomhedernes fremskrivning af antal afbrudsminutter. Frem til i dag har der i gennemsnit

over den sidste 10-års periode været ca. 20 afbrudsminutter om året i eldistributionsnettene.

I henhold til Bekendtgørelsen om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet mv. har Energinet

adspurgt netvirksomhederne om deres forventning til udviklingen i elforsyningssikkerheden i eldistributionsnettene.

Energinet har modtaget materiale fra netvirksomhederne via Dansk Energi, herunder et baggrundsnotat om data og

metodik i netvirksomhedernes fremskrivning af afbrudsminutter.

Energinet videregiver netvirksomhedernes fremskrivning til forventeligt knap 28 afbrudsminutter i 2031. Energinet be-

mærker, at netvirksomhedernes fremskrivning bygger på en videreførelse af det nuværende reinvesteringsniveau i eldi-

stributionsnettene på i alt 1,8 mia. kr. årligt.

Årets fremskrivning for eldistributionsnettene er på samme niveau som fremskrivningerne i redegørelserne for elforsy-

ningssikkerhed 2019 og 2020. Det er Energinets vurdering, at netvirksomhedernes fremskrivning bygger på et bredere

og geografisk mere dækkende datagrundlag end sidste års redegørelse. Det er imidlertid også Energinets vurdering, at

der fortsat er en vis usikkerhed forbundet med fremskrivningen, idet ikke alle komponenttyper i nettet er præcist vur-

deret i forhold til fremtidige fejlrisici, samt at den indregnede elforbrugsstigning er forbundet med usikkerhed. Dog vur-

derer Energinet tillige, at der med metodeudviklingen og et forventet bedre datagrundlag er et godt grundlag for yderli-

gere forbedring af fremskrivningerne i de kommende års redegørelser.

Opdateret datagrundlag ændrer den forventede udvikling frem mod 2030/2031.

Energinets fremskrivninger i denne redegørelse bygger blandt andet på Energistyrelsens Analyseforudsætninger 2020

(AF20). Disse beregningsforudsætninger dækker i modsætning til AF19, der blev brugt i sidste års redegørelse, en række

klimatiltag, jævnfør den danske 70 pct. målsætning. Dog må der forventes flere klimatag, der på længere sigt kan be-

tyde udfasning af yderligere termisk kapacitet og dermed reducere effekttilstrækkeligheden.

Beregningsdata for vores nabolandes energisystemer, som har stor betydning for elforsyningssikkerheden i Danmark, er

blevet opdateret i forhold til sidste års analyser. Opdateringen af udlandsdata har afgørende betydning for, at antallet

af afbrudsminutter relateret til effekttilstrækkelighed i 2030/31 er lavere end sidste års analyser.

Energinets datagrundlag er i overensstemmelse med ENTSO-E's vurdering af effekttilstrækkelighed, MAF20, frem mod

2030 (MAF er forkortelsen for Midterm Adequacy Forecast, og ENTSO-E er den europæiske sammenslutning af TSO'er).

For første gang er det med

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2021

muligt at basere fremskrivningen af effekttil-

strækkeligheden på en samlet og opdateret datasamling fra en europæisk effekttilstrækkelighedsvurdering frem mod

2030. Fremover er det planen, at der hvert år vil blive udarbejdet opdaterede effektvurderinger i regi af ENTSO-E med

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

10/73

10-årige planlægningshorisonter. I forhold til sidste års analyser er der desuden opdateret en række specifikke bereg-

ningsforudsætninger i relation til forbrug og kraftværksproduktion i Danmark.

Opdatering af forudsætninger giver nye resultater, og det opdaterede datagrundlag i MAF20 betyder, at effekttilstræk-

keligheden på tværs af Europa generelt vurderes væsentligt bedre i dette års redegørelse sammenlignet med tidligere

redegørelser for elforsyningssikkerhed 2019 og 2020.

For Danmark er antallet af afbrudsminutter relateret til effektmangel lavere i 2030 og 2031 for både Vest- og Østdan-

mark (DK1 og DK2), set i forhold til sidste års beregninger. Det forventede antal afbrudsminutter i dette års analyser er

vist i nedenstående figur sammen med det anbefalede planlægningsmål.

Forventede afbrudsminutter (min./år)

2020

2021

2023

2025

2027

Nettilstrækkelighed

IT-sikkerhed

2030

2031

Eldistributionsnettene

Robusthed

Effekttilstrækkelighed

Anbefaling

Undersøgt udfaldsrum effekttilstrækkelighed 2031

Figur 1

Forventet antal afbrudsminutter i det danske elsystem frem til 2031, jævnfør redegørelsens prognose (basis-

scenarie), inklusive energiøer. Udviklingen er nærmere beskrevet i afsnit 4.2.1. Sammen med fremskrivningen

er det anbefalede planlægningsmål markeret i figuren. Det undersøgte udfaldsrum for effekttilstrækkelighed

2031 er baseret på den i redegørelsen belyste partielle følsomhed med flest afbrudsminutter. Det illustrerede

udfaldsrum er således ikke det faktiske udfaldsrum for afbrudsminutter, som kan opstå i 2031 grundet mang-

lende effekttilstrækkelighed. Dette skyldes blandt andet, at det anbefalede planlægningsmål er for et "nor-

malt år", hvilket vil sige, at særlige hændelser ikke vil være dækket heraf. Dog er der i fremskrivningen af den

forventede udvikling i effekttilstrækkeligheden inkluderet alle sandsynlige hændelser for udfald i kombination

med fx ekstreme klimaår.

I redegørelsens afsnit 4.2.1 og Appendiks A er beregningerne nærmere beskrevet sammen med følsomhedsberegnin-

gerne. Fremskrivningen af afbrudsminutter relateret til effekttilstrækkelighed viste sidste år 35 afbrudsminutter i 2030,

mod dette års fremskrivning til 0-10 afbrudsminutter i 2031, jf. de undersøgte følsomheder. Det bemærkes, at bereg-

ninger af effekttilstrækkelighed er forbundet med usikkerhed, specielt på længere sigt, og at de absolutte effekttilstræk-

kelighedsresultater skal tolkes med varsomhed.

Tiltag for at opnå planlægningsmålet i 2031

Med et planlægningsmål er der tale om en overordnet målsætning, der søges realiseret gennem opfølgende beslutnin-

ger. Effekten af de tiltag og udviklingstendenser, der kan påvirke elforsyningssikkerheden, viser sig først over tid.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

11/73

Igangværende og forventede tiltag for at opnå anbefalingen er samlet i nedenstående Tabel 1.

Netvirksomhederne

Nettilstrækkelighed

og robusthed

Energinet

Initiere, implementere og udvikle markedsreformer:

Implementering af aggregatorrolle i elmarkedet (2021-2022).

Forhøjelse af prislofter i elmarkedet (day-ahead-, intraday- og regu-

lerkraftmarkederne).

Markedskobling af reservemarkeder for at understøtte effekttil-

strækkelighed.

Levering af kapacitetsreserver fra VE-kilder (2021).

Understøtte forbrugsfleksibilitet (monitorering er igangsat).

Fortsat vurdering af en eventuel midlertidig strategisk reserve.

Fokus på reinvesteringer/levetidsforlængelser af aldrende udlandsforbindel-

ser.

Vurdering af mulige udlandsforbindelser i forbindelse med energiøer.

Gennemføre reinvesteringer for at imødegå effekten af det aldrende elnet.

Øget risikovillighed ved i lokale situationer at afvige fra N-1 princippet i kor-

tere perioder, fx under reinvesteringer og revision, hvis dette vurderes at

være den samfundsøkonomisk bedste løsning.

Udbygge elnettet, så elnettet kan aftage og flytte elektriciteten fra nye elpro-

duktionsenheder til elforbrugeren.

Afklare risici ved flere inverterbaserede anlæg og færre traditionelle anlæg

samt gennemføre tiltag til at reducere risici.

Udnytte automatisering til at kunne drive nettet tættere på kanten.

Øge beredskab og vedligeholdet på kritiske komponenter for at forlænge leve-

tiden.

Fortsat løbende kvalitetssikring af IT-systemer.

Reinvesteringsplaner.

Fjernkontrol installeres på netstationer.

Implementering af asset management-systemer og digitalisering, som kan

hjælpe med ressourceoptimering i vedligehold og reinvesteringer.

Effekttilstrækkelighed

Nettilstrækkelighed

Robusthed

IT-sikkerhed

Tabel 1 Oversigt over igangværende og forventede tiltag til at opretholde en høj elforsyningssikkerhed, jævnfør plan-

lægningsmålet. Tiltagene er beskrevet nærmere i kapitel 4.

Energinet vurderer, at allerede igangsatte og forventede tiltag, jævnfør tabel 1, sammen med den nødvendige under-

støttelse af effekttilstrækkeligheden i elmarkedet kan opfylde det anbefalede planlægningsmål i 2031. Tiltagene forven-

tes også at bidrage til en langsigtet understøttelse af en høj elforsyningssikkerhed og er nærmere beskrevet i kapitel 4.

Hertil kommer en generel understøttelse af disse tiltag via det operationelle planlægningssamarbejde i Nordic RSC, som

er etableret mellem de fire nordiske TSO'er. Nordic RSC (Regional Security Coordinator) er etableret i henhold til elmar-

kedsforordningen (EU regulation 943/2019) med kontor og driftscenter i København. Nordic RSC er etableret for at

støtte TSO'ernes arbejde med en effektiv og sikker drift af det samlede nordiske elsystem. Der er etableret fælles meto-

der til planlægning og drift af det regionale elsystem, som sikrer en høj elforsyningssikkerhed og en optimal adgang for

alle markedsaktører til det samlede nordiske elnet på tværs af grænser.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

12/73

Der findes endvidere en række yderligere mulige tiltag, som kan styrke elforsyningssikkerheden, hvis det viser sig nød-

vendigt for at opretholde planlægningsmålet. Disse tiltag er dog afgrænset af samfundsøkonomiske hensyn, der tilsiger,

at omkostninger skal afbalanceres med planlægningsmålet. En nærmere beskrivelse af disse tiltag findes i kapitel 5.

Desuden er der i kapitel 5.4 en kort beskrivelse af tiltag, der eventuelt kan iværksættes, hvis det ønskes at forfølge en

planlægningsmålsætning, som afviger fra den anbefalede.

Udfordringer på længere sigt

Langsigtede fremskrivninger er forbundet med usikkerhed, og resultaterne er afhængige af mange parametre. Det er

ikke muligt at beregne et præcist antal afbrudsminutter på langt sigt, men effektudfordringer i både Danmark og i vores

nabolande forventes at blive forstærket efter 2030/2031, især relateret til nedgang i den termiske kapacitet og en ge-

nerel stigning i elforbruget.

Den lidt mere gunstige position vedrørende effekttilstrækkelighed omkring 2030 og 2031, sammenlignet med sidste års

redegørelse, ændrer således ikke ved udsigterne til øget risiko for manglende effekttilstrækkelighed på længere sigt.

Udfordringen forventes at være større i Øst- end i Vestdanmark, hvilket især skyldes, at forbindelserne til udlandet og

dermed muligheden for at trække effekt udefra er større i Vest- end i Østdanmark.

Ud over udfasningen af den termiske elproduktion er der en række mulige yderligere klimatiltag, som lægger op til en

udfasning af olie- og naturgasbaseret fjernvarmeproduktion samt eventuel mindre brug af træbiomasse begrundet i

bæredygtighedskrav, hvilket kan presse behovet for elbaseret varmeproduktion yderligere.

Selvom risikoen for udfordringer med effekttilstrækkeligheden er stigende, er det også Energinets vurdering, at situatio-

ner med effektmangel kun forventes at opstå relativt sjældent. Effektmangel har endnu ikke ført til afbrudsminutter i

Danmark eller elektrisk forbundne nabolande.

Det må forventes, at markedet reagerer med større fleksibilitet, når der i fremtiden iagttages stigende priser i situatio-

ner med en presset effekttilstrækkelighed. Det er derfor vigtigt fortsat at følge og underbygge denne fleksibilitet og el-

markedets understøttelse af effekttilstrækkeligheden. Energinet har som led i at følge udviklingen i 2020 igangsat en

monitorering af elforbrugsfleksibiliteten.

Hvis udviklingen i elmarkedet trods implementering af markedsreformer ikke viser sig i stand til på længere sigt at un-

derstøtte en acceptabel effekttilstrækkelighed, vurderer Energinet, at en midlertidig strategisk reserve kan være et vel-

egnet værktøj.

Ud over den udvikling, som ses på effekttilstrækkelighed, betyder den grønne omstilling og den tilhørende udfasning af

kraftværker, at en række af de anlæg, der i dag i høj grad er med til at sikre systemsikkerheden i elsystemet, udfases.

Kraftværkernes store roterende masse samt deres evne til at støtte spændingen under hændelser er med til at holde

elsystemet stabilt. Som kraftværkerne udfases, bliver elsystemet mere sårbart, hvis andre anlæg ikke bringes i stand til

at overtage denne rolle. Energinet arbejder derfor for at sikre, at andre anlæg kan bringes i spil for at kunne sikre sy-

stemsikkerheden i elsystemet.

EU-rammer

Det danske elsystem er underlagt europæisk elmarkedsregulering. I EU-regi er der udviklet fælles beregningsmetoder til

vurdering af effekttilstrækkelighed. I beskrivelsen af disse metoder er det anført, at elforsyningssikkerhed er et nationalt

anliggende, og at de enkelte lande kan fastsætte egne målsætninger for effekttilstrækkelighed inden for den overord-

nede ramme.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

13/73

Energinet forventer, at EU-beregningsmetoderne vil spille ind på anbefalede planlægningsmål i kommende års redegø-

relser. Energistyrelsen er i gang med en nærmere udredning af de forskellige parametre (VoLL, Value of Lost Load og

CONE, Cost Of New Eentry), der skal indgå i en dansk vurdering af effekttilstrækkelighed. Energistyrelsens udredning

forventes dog ikke at foreligge før tidligst i løbet af 2022.

I Danmark er planlægningsmålet udtrykt ved et gennemsnitligt antal afbrudsminutter pr. elforbruger, mens andre EU-

lande i nogle sammenhænge anvender andre indikatorer for den specifikke målsætning for effekttilstrækkelighed. EU-

kravene og -metoderne til effekttilstrækkelighedsvurderinger skal opfyldes, hvis en kapacitetsmekanisme, fx en strate-

gisk reserve, skal kunne statsstøttegodkendes.

En række europæiske lande opererer i dag med målsætninger for effekttilstrækkelighed, som ligger på et højere niveau

– det vil sige er mindre ambitiøst – end det danske planlægningsmål. Det betyder potentielt, at det nuværende planlæg-

ningsmål for elforsyningssikkerhed i Danmark kan være mere ambitiøst, end hvad Europa-Kommissionen i givet fald kan

statsstøttegodkende en strategisk reserve på baggrund af, hvorfor en strategisk reserve kan blive mere udfordrende at

realisere.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

14/73

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, da Danmark elsystemmæssigt er

tæt knyttet til vores nabolande. Det kræver derfor harmonisering og samarbejde på tværs af landegrænser at sikre en

høj elforsyningssikkerhed i Danmark.

Elforsyningssikkerhed handler derfor ikke kun om størrelse og antal af elledninger, kraftværker og mængde vedvarende

energi (fx vindmøller/solceller). Elforsyningssikkerheden afhænger ligeledes af, i hvor høj grad elforbrug og -produktion

kan balanceres, og om elnettet kan transportere den nødvendige mængde elektriske energi og håndtere fejl. Risikovur-

deringer for elsystemet opdeles derfor i to kategorier: Systemtilstrækkelighed og systemsikkerhed, som i praksis er to

delvist overlappende begreber.

Figur 2

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 og 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 el fra elproduktionssted til elforbrugssted. Nettilstrækkelighed

omhandler derfor det interne elnet i et givent elprisområde.

Konsekvensen af manglende systemtilstrækkelighed vil typisk være kontrollerede afkoblinger af elforbrugere i begræn-

sede områder. Dette kaldes brownout og er et værn mod blackout i et større område. Brownout er en alvorlig hæn-

delse, men dog mindre alvorlig end et blackout. Blackout er et fuldstændigt og ukontrolleret nedbrud af hele eller dele

af elsystemet. Der har ikke været anvendt brownout i Danmark. Under stormen Allan i 2013 blev der dog klargjort til

aktivering af et brownout som et præventivt tiltag for at undgå et potentielt blackout, men dette blev ikke anvendt.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

15/73

Systemsikkerhed

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

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 kan i værste fald være et blackout i Vest- og/eller Østdanmark inklusive

nabolande, hvilket kan medføre et meget højt antal afbrudsminutter, hvis det indtræffer. Et blackout i det danske elsy-

stem har ikke fundet sted siden 2003. Dette blackout omfattede hele Østdanmark og Sydsverige og betød ca. 100 af-

brudsminutter opgjort på landsniveau. Blackouts kan også medføre omfattende anlægsskader og lange reetableringsti-

der for elforsyningen. Sandsynligheden for hændelser, som afstedkommer manglende systemsikkerhed, er dog meget

lav.

2.1

Elforsyningssikkerhed og elnettets opbygning

Opgaven for Energinet som systemansvarlig 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. I Danmark er Energinet ansvarlig for sikker drift af det overordnede elsystem, mens netvirk-

somheder er ansvarlige for eldistributionsnettene. I Danmark betegnes eltransmissionsnettet som elnet på et spæn-

dingsniveau over 100 kV. Elnet under 100 kV-niveau betegnes eldistributionsnet.

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

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

ningseffektivt og med en høj mængde af vedvarende energi uden afbrud af elforbrugere. Grundlaget for styrken skabes

allerede i planlægningen af elnettet.

Planlægning af elnettet kræver, at elnettet skal kunne drives inden for blandt andet belastnings- og spændingsgrænser.

Ligeledes skal komponenter kunne vedligeholdes tilstrækkeligt, og det nødvendige beredskab til håndtering af fejl og til

hurtig genetablering skal være 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 elnet-

tet. 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.

Der er stor forskel på, hvordan eldistributionsnettene og eltransmissionsnettet fysisk er planlagt og 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 nettene. I eltransmissionsnettet tolkes N-1-princippet som, at elforbrugere ikke må afkobles ved

en vilkårlig fejl. I eldistributionsnettene sikrer samme princip, at hvis elforbrugere afkobles ved en fejl, kan de genforsy-

nes inden for rimelig tid. Forskellen i tolkningen af N-1-princippet er i høj grad baseret på en afvejning af konsekven-

serne ved et afbrud og omkostningerne til at reducere konsekvenserne.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

16/73

I forbindelse med fejl eller afbrud 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 eldistributi-

onsnettene, 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 for eltransmissionsnettet.

Dette vil give en højere elforsyningssikkerhed, men omkostningen hertil vil være ekstremt høj set i forhold til den sam-

fundsøkonomiske gevinst ved den højere forsyningssikkerhed.

Anlægsmasse i eltransmissionsnettet og eldistributionsnettene

Da det primært er eldistributionsnettene, som forsyner de enkelte elforbrugere, er udbredelsen og volumenet af disse

væsentligt større end for eltransmissionsnettet. Eltransmissionsnettet udgør mindre end 5 pct. af det samlede elnet.

De netkomponenter, som udgør eltransmissionsnettet, er dog væsentligt dyrere end tilsvarende komponenter i eldi-

stributionsnettene. Af denne årsag er der ikke en tilsvarende forskel i den samlede værdi af eltransmissionsnettet og

eldistributionsnettene.

Eltransmissionsnettet

Ca. 7.000

Ca. 320

stk.

Ca. 28.6

mia. kr.

Eldistributionsnettene

Ca. 159.000

Ca. 72.000

stk.

Ca. 41.3

mia. kr.

Kabel- og luftledningsanlæg

Transformeringspunkter

Bogført værdi

Kilde: Dansk Energi Net og Energinet.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

17/73

3. Status på elforsyningssikkerheden

ELSYSTEMETS NØGLETAL

AFBRUDSMINUTTER

I HELE ELSYSTEMET

(gennemsnitligt antal afbrudsminutter pr. elforbruger)

SPECIFIKT FOR

ELTRANSMISSIONSNETTET

(forbrugsvægtede afbrudssekunder)

2020, minutter:

2019, minutter:

2018, minutter:

NØDDRIFT

2020, sek.:

2019, sek.:

2018, sek.:

VIND- OG SOLANDEL

OMKOSTNINGER TIL

SYSTEMYDELSER

2020, mio. DKK:

2019, mio. DKK:

2018, mio. DKK:

2020, procent:

2019, procent:

2018, procent:

935

665

806

BEREDSKABSHÆNDELSER

2020, antal:

2019, antal:

2018, antal:

IT-HÆNDELSER

2020, antal:

2019, antal:

2018, antal:

SKÆRPET DRIFT

2020, antal:

2019, antal:

2018, antal:

2020, antal:

2019, antal:

2018, antal:

Det har tidligere været udmeldt, at der var 25 forbrugsvægtede afbrudssekunder i 2020. Dette tal var baseret på en standardiseret værdi for det årlige danske elfor-

brug. De 24 afbrudssekunder er baseret på en opgørelse af det faktiske samlede danske elforbrug i 2020.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

18/73

De danske elforbrugere har i mange år haft en meget høj sikkerhed for levering af el. Dette var også gældende i 2020.

De danske elforbrugere oplevede i 2020 gennemsnitligt 20,3 afbrudsminutter pr. elforbruger. Siden 2008 har antallet af

afbrudsminutter i Danmark ligget på ca. 20-21. Det gør de danske elforbrugeres elforsyningssikkerhed til en af de høje-

ste i Europa.

140

120

Opgjort pr. leveringspunkt

Opgjort pr. elforbruger (SAIDI)

Afbrudsminutter pr. år

100

0-24 kV

25-99 kV

>100 kV

10 års gns.

Figur 3

Afbrudsstatistik for Danmark, 1995-2020. Perioden 1995-2006 er opgjort pr. leveringspunkt (fiktivt punkt i 10

kV-nettet), og perioden 2007-2020 er opgjort pr. elforbruger (SAIDI – System Average Interruption Duration

Index). Den ændrede metode til opgørelse af SAIDI i 2007 medfører, at der ikke kan laves en direkte sammen-

ligning af statistikken før og efter 2007. I gennemsnit er afbrudsminutter opgjort pr. leveringspunkt ca. 2 mi-

nutter højere end afbrudsminutter opgjort pr. elforbruger. Frem til 2007 er afbrudsstatistikken alene opdelt

på spændingsniveauerne 0-24 kV og 25-99 kV, hvor afbrud på eltransmissionsnettet indgår i statistikken for

25-99 kV. Fra og med 2007 fremgår afbrud i eltransmissionsnettet selvstændigt i kategorien >100 kV.

Kilde: Elselskabernes Fejl- og Afbrudsstatistik, Dansk Energi.

Figur 3 illustrerer for de seneste godt 20 år det gennemsnitlige antal minutter 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 elforbrugere i

Danmark. Historisk skyldes fejl i eldistributionsnettene primært manglende robusthed og manglende nettilstrække-

lighed, mens det for eltransmissionsnettet skyldes manglende robusthed.

Den historisk høje danske elforsyningssikkerhed, særligt de seneste godt 10 år, hænger blandt andet sammen med den

betydelige kabellægning af eldistributionsnettet, som har gjort det mere robust over for vejrrelaterede påvirkninger.

Ligeledes har elnettet generelt været kapacitetsmæssigt veludbygget set i forhold til det elforbrug, som har skullet for-

synes, og den elproduktion, som har skullet indpasses. Historisk har elnettets alder og heraf følgende driftstilstand lige-

ledes spillet en væsentlig rolle. Elnettet har generelt været i en fase af sin livscyklus, hvor fejlsandsynligheden har været

lav. Store dele af elnettet er nu ved at nå en ny fase i sin livscyklus, hvor fejlsandsynligheden vurderes at være stigende.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

19/73

Selvom elforsyningssikkerheden de seneste år har været meget høj, har der også været hændelser, som potentielt

kunne have ført til betydelige afbrud i elforsyningen, men ikke gjorde det. I 2020 var der fx en hændelse, hvor det øst-

danske elsystem var i skærpet drift. Det skete som følge af en udkobling af en 400 kV-linje mellem station Bjæverskov

og station Ishøj. Som følge heraf udkoblede yderligere en 400 kV-linje. Efterfølgende var 400 kV-eltransmissionsnettet

på Sjælland opsplittet. Det medførte en ustabil driftstilstand. I 2019 skete en hændelse i Østdanmark, hvor systemet

mistede 1.100 MW på meget kort tid, og i 2018 var der en brand på en central station på Sjælland. I 2013 var stormen

Allan tæt på at forårsage præventiv afkobling af et betydeligt antal elforbrugere i Østdanmark.

Alle disse hændelser medførte afbrydelse af adskillige komponenter i eltransmissionsnettet, hvilke er hændelser, som

eltransmissionsnettet ikke er planlagt efter at skulle kunne håndtere. For alle tilfælde var det dog muligt at håndtere

udfordringerne uden afbrud i forsyningen, hvilket viser en stor robusthed i det danske eltransmissionssystem. Potentielt

kunne de dog have ført til et betydeligt antal afbrudsminutter i de pågældende år.

Den historiske elforsyningssikkerhed med størst fokus på udviklingen i 2020 er beskrevet i nærmere i afbrudsstatistik-

ken for 2020,

Elforsyningssikkerhed 2020.

I Energinets afbrudsstatistik redegøres også for driftsforstyrrelser, nær-ved-

hændelser og eventuelle afbrud.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

20/73

4. Udvikling af elforsyningssikkerheden

Energinet vurderer fremtidens elforsyningssikkerhed på eltransmissionsnettet på baggrund af

Analyseforudsætninger til

Energinet

. Disse forudsætninger om den forventede udvikling i det danske elsystem er udarbejdet af Energistyrelsen

og udgør det formelle planlægningsgrundlag for Energinet. Analyseforudsætninger til Energinet indgår i Energinets ana-

lyser af effekttilstrækkeligheden,

Langsigtede udviklingsplaner for elsystemet 2021

, og i arbejdet med de langsigtede

rammer for Energinets investeringer i transmissionsnettene. De seneste års analyseforudsætninger påvirker primært

den forventede elforsyningssikkerhed gennem en stigning i elforbruget og udfasning af termiske kraftværker til fordel

for VE-produktion.

Energinets vurdering af den forventede udvikling i effekttilstrækkeligheden sker på baggrund af simuleringer af elsyste-

met for hele Europa, og Energinets datagrundlag for udlandsdata bygger på ENTSO-E's vurdering af effekttilstrække-

lighed, MAF20, frem mod 2030.

Derudover 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 på eltransmissionsniveauet frem

mod 2031. Det 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.

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

i eldistributionsnettene. Netvirksomhedernes vurdering er baseret på en model, som inkluderer komponenterne i eldi-

stributionsnettene samt deres alder og fejlsandsynlighed. Den forventede udvikling i det danske elsystem baseret på

Analyseforudsætninger til Energinet

er ikke for nuværende en del af netvirksomhedernes fremskrivning.

4.1

Analyseforudsætninger til Energinet 2020

(AF2020) ligger til grund for antagelserne for det danske elsystem i Energinets

vurdering af den forventede udvikling i elforsyningssikkerheden. Opnåelse af Folketingets målsætning om 70 pct. reduk-

tion i Danmarks drivhusgasudledninger i 2030 og Klimaaftalen fra 2020 er inkluderet i AF2020, men var ikke inkluderet i

AF2019. Der er derfor væsentlige forskelle i forudsætningerne. Generelt er der et højere elforbrug, højere vind- og sol-

produktionskapacitet samt lavere termisk produktionskapacitet i AF2020 sammenlignet med AF2019. De største enkelt-

stående ændringer er, at AF2020 inkluderer både Power-to-X og energiøer i Nordsøen og ved Bornholm.

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

Langsigtede udviklingsplaner for elsystemet 2021 | Energinet

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

21/73

Figur 4

Udvikling i elproduktions- og importkapacitet samt det årlige elforbrug baseret på Analyseforudsætninger til

Energinet 2020.

Der er usikkerhed forbundet med fremskrivningerne, og AF2020 er et bud på én sandsynlig udviklingsvej for det danske

elsystem. Særligt ændringer i termisk produktionskapacitet og elforbrug har betydning for elforsyningssikkerheden og

specielt effekttilstrækkelighed og nettilstrækkelighed, men også for robustheden. Elforbrugsstigningen forventes pri-

mært at ske ved elektrificering af andre sektorer som fjernvarme, transport og PtX, som forventes at have større fleksi-

bilitet end klassisk elforbrug, men hvordan fleksibiliteten faktisk vil være er usikkert.

Danmark er godt elektrisk forbundet til landene omkring os via udlandsforbindelser, og mange af vores nabolande ser

ind i samme udvikling med højere forbrug, lavere termisk produktion og større mængder vedvarende energi. Derfor er

det relevant at analysere følsomheden på de foretagne effekttilstrækkelighedsvurderinger over for ændrede forudsæt-

ninger, ikke blot i Danmark, men også i udlandet.

Usikkerhed om tidspunktet for idriftsættelse af energiøerne, med en samlet vindkapacitet på 5 GW og 2,5 GW udlands-

kapacitet, vil påvirke vurderingen af elforsyningssikkerheden på den lange bane. Der er foretaget følsomhedsanalyser,

hvor energiøerne idriftsættes senere end 2030, som det er antaget i AF2020.

4.2

Forventet udvikling i elforsyningssikkerheden

Udviklingen i elforsyningssikkerheden påvirkes både af forhold inden for og uden for Energinets ansvarsområde.

Energinet har ansvaret for forholdene i eltransmissionsnettet samt understøttelsen af effekttilstrækkeligheden. Effekt-

tilstrækkeligheden påvirkes dog primært af forhold i elmarkedet. Netvirksomhederne er ansvarlige for forhold i eldistri-

butionsnettene.

Der er igangsat en række tiltag til at understøtte elforsyningssikkerheden, der sammen med forventede yderligere tiltag

er nærmere beskrevet i de følgende afsnit. Det vurderes, at igangsatte og forventede tiltag sammen med den nødven-

dige understøttelse af effekttilstrækkeligheden i elmarkedet kan opfylde det anbefalede planlægningsmål. Men det vur-

deres også nødvendigt at følge udviklingen nøje, herunder især elmarkedets understøttelse af effekttilstrækkeligheden.

Igangværende og forventede tiltag er nærmere beskrevet i nedenstående kapitel 4.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

22/73

Det forventede antal afbrudsminutter i dette års analyser er vist i figur 5 sammen med det anbefalede planlægnings-

mål.

Forventede afbrudsminutter (min./år)

2020

2021

2023

2025

2027

Nettilstrækkelighed

IT-sikkerhed

2030

2031

Eldistributionsnettene

Robusthed

Effekttilstrækkelighed

Anbefaling

Undersøgt udfaldsrum effekttilstrækkelighed 2031

Figur 5

Forventet antal afbrudsminutter i det danske elsystem frem til 2031, jf. redegørelsens prognose (basisscena-

rie), inklusive energiøer. Sammen med fremskrivningen er det anbefalede planlægningsmål markeret i figuren.

Det undersøgte udfaldsrum for effekttilstrækkelighed for 2031 er baseret på den i redegørelsen belyste parti-

elle følsomhed med flest afbrudsminutter. Det illustrerede udfaldsrum er således ikke det faktiske udfaldsrum

for afbrudsminutter, som kan opstå i 2031 grundet manglende effekttilstrækkelighed. Dette skyldes blandt

andet, at det anbefalede planlægningsmål er for et "normalt år", hvilket vil sige, at særlige hændelser ikke vil

være dækket heraf. Dog er der i fremskrivningen af den forventede udvikling i effekttilstrækkeligheden inklu-

deret alle sandsynlige hændelser for udfald i kombination med fx ekstreme klimaår.

4.2.1 Effekttilstrækkelighed

Over de kommende 10 år forventes en forøget risiko for afbrudsminutter i det danske elsystem grundet manglende

effekttilstrækkelighed. Det skyldes en forventning om stigende elforbrug og fortsat udfasning af termisk regulerbar el-

produktionskapacitet, både i Danmark og vores nabolande. Energinets effekttilstrækkelighedsanalyser, herunder be-

handling af usikkerheder, er nærmere beskrevet i Appendiks A.

Energinet vurderer, at effekttilstrækkeligheden omkring 2030 kan blive udfordret i forhold til opretholdelse af et plan-

lægningsmål på 5 afbrudsminutter relateret til effektmangel. Baseret på beregningerne til dette års redegørelse vurde-

res i 2031 0-10 afbrudsminutter grundet effektmangel, se figur 6 og 7.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

23/73

Afbrudsminutter (min./år)

2023

2025

2027

2030

2031

Progonose (AF20)

Undersøgt udfaldsrum 2031 fra belyste følsomheder

Figur 6

Estimeret udvikling i afbrudsminutter på grund af manglende effekttilstrækkelighed i Danmark ti år frem.

Yderpunkterne i intervallet for det undersøgte udfaldsrum i 2031 er baseret på de belyste partielle følsomhe-

der i redegørelsen med henholdsvis færrest og flest afbrudsminutter, se figur 7. Det illustrerede udfaldsrum er

således ikke det faktiske udfaldsrum for afbrudsminutter, som kan opstå i 2031 grundet manglende effekttil-

strækkelighed.

Energinets analyser viser, at risikoen for manglende effekttilstrækkelighed er størst i Østdanmark. Det hænger blandt

andet sammen med, at Østdanmark sammenlignet med Vestdanmark ikke er lige så stærkt forbundet til vores nabo-

lande. For Østdanmark vurderes afbrudsminutterne relateret til manglende effekttilstrækkelighed at kunne udgøre ca.

0-19 minutter i 2031 ud fra de belyste følsomheder, mens de for Vestdanmark vurderes til ca. 0-8 minutter, se figur 7. I

sidste års redegørelse viste fremskrivningen 35 afbrudsminutter relateret til effekttilstrækkelighed for hele Danmark i

2030. Sammenligningen med sidste år er uddybet nedenfor samt i figur 8.

Beregninger af effekttilstrækkelighed er forbundet med betydelige usikkerheder. Derfor er følsomhedsanalyser væsent-

lige for at belyse relevante potentielle situationer for effekttilstrækkeligheden i fremtiden. Det er især usikkerheder,

både i Danmark og i vores nabolande og andre lande i Europa, relateret til graden af fleksibelt elforbrug i pressede ef-

fektsituationer, udfasning og fleksibilitet af termisk elproduktionskapacitet, kapaciteten på udlandsforbindelser (herun-

der via energiøerne) og udviklingen i ellagringsteknologier, der vurderes at være afgørende for effekttilstrækkeligheden.

Derfor dækker de belyste følsomheder i figur 7 netop disse forhold, og disse er desuden uddybet i Appendiks A.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

24/73

DK1

DK2

Afbrudsminutter (min./år)

Prognose baseret på AF20 (base case)

Uden energiøer

Forværret effekttilstrækkelighed i Danmarks nabolande

(elforbrug +5%)

Forbedret effekttilstrækkelighed i Danmarks nabolande

(elforbrug -5%)

Reduktion af atomkraftkapacitet i Frankrig (ca. -21 GW)

Mindre termisk kapacitet / spotmarkedseffekttilstrækkelighed

(ca. -300 MW i DK1 og -600 MW i DK2)

Ingen Skagerrak 1+2

Øget udetid på danske udlandsforbindelser (havariudetid +50%)

Reduceret udetid på danske udlandsforbindelser (havariudetid -

50%)

Øget fleksibilitet i dansk elforbrug (elkedler og store

varmepumper 100% fleksible, elbiler 50% fleksible)

Én Øresundforbindelse og Storebæltforbindelsen antages

utilgængelige samtidig ca. 40 dage i januar og februar

Ekstreme klimaår (de 5 værste af de 35 klimaår)

Figur 7

Estimerede afbrudsminutter på grund af manglende effekttilstrækkelighed i 2031 i prognose (basisscenarie)

og følsomheder/alternative prognoser. En nærmere beskrivelse af de forskellige følsomheder og alternative

prognoser findes i Appendiks A.

Det er særligt usikkerheder relateret til udviklingen i udlandet og den termiske kapacitet i Danmark, som har betydning

for effekttilstrækkelighedsvurderingerne. Derudover er risikoen for manglende effekttilstrækkelighed væsentligt for-

øget i ekstreme klimaår. Bemærk, at effekten af de belyste partielle følsomheder ikke bare kan lægges sammen for at

estimere effekten af en eventuel kombination af følsomheder. Fx vil en kombination af flere følsomheder, som alle for-

værrer effekttilstrækkeligheden, have en effekt på afbrudsminutterne, som er større end summen af de partielle effek-

ter af de kombinerede følsomheder. Dette er også illustreret i Appendiks A, afsnit 6.4.

Redegørelsen viser eksplicit den forventede udvikling 10 år frem indtil 2031, men efter 2031 vurderes risikoen for

manglende effekttilstrækkelighed at stige yderligere; primært på grund af en forventning om fortsat reduktion i den

termiske regulerbare elproduktionskapacitet og øget elforbrug, jævnfør analyseforudsætningerne for 2020.

Typisk vil effektmangel forventeligt kunne opstå, når en vis mængde elproduktionskapacitet og/eller udlandsforbindel-

ser er ude af drift, elproduktionen fra vind og sol er forholdsvis lav, og elforbruget er relativt højt. Specielt relationen til

elforbruget er væsentlig. Energinets analyser viser, at risikoen for manglende effekttilstrækkelighed er størst i vinter-

halvåret, særligt i januar-marts i kolde klimaår, på hverdage mellem klokken 17-20. Det er typisk her omkring "kogespid-

sen", som tidspunktet ofte benævnes, at forbruget er højest i løbet af året.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

25/73

Afbrudsminutter er ikke en effekttilstrækkelighedsindikator, der anvendes på tværs af Europa. Indikatoren LOLE (Loss of

Load Expectation), det forventede antal af timer pr. år berørt af manglende effekttilstrækkelighed, er derimod en ofte

anvendt effekttilstrækkelighedsindikator. En række europæiske lande har i dag fastsatte målniveauer for LOLE på fx 3

timer/år (Belgien, Storbritannien og Frankrig). Desuden vil et beregnet målniveau for effekttilstrækkelighed, den så-

kaldte pålidelighedsstandard, baseret på tværeuropæiske metoder, også skulle være baseret på denne indikator, se

tekstboks i afsnit 5.1. For Østdanmark vurderes LOLE til ca. 0-2,4 timer i 2031 ud fra de belyste følsomheder, og for

Vestdanmark vurderes LOLE til ca. 0-0,9 timer.

ENTSO-E skal årligt foretage effekttilstrækkelighedsvurderinger på paneuropæisk niveau for minimum 10 år frem. De

europæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger fra 2020

viser for Danmark det samme billede som Energinets bereg-

ninger, det vil sige en stigende risiko for manglende effekttilstrækkelighed frem mod 2030 med generelt højere risiko

for effektknaphed i Østdanmark end i Vestdanmark. For Østdanmark estimeres afbrudsminutter grundet manglende

effekttilstrækkelighed i 2030 i intervallet 0-7 minutter/år og LOLE på 0,1-0,3 timer/år, mens de tilsvarende tal for Vest-

danmark er 0-2 afbrudsminutter og 0-0,1 timer/år.

Paneuropæisk effekttilstrækkelighedsmetode

Forordningen om nyt elmarkedsdesign (EU regulation 2019/943) fastsætter en række specifikke krav, som

ENTSO-E's europæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger, fremadrettet kaldet ERAA (European Ressource

Adequacy Assessment), skal opfylde. De væsentligste elementer og forskelle til de hidtidige europæiske vurde-

ringer i ENTSO-E's MAF (Mid-term Adequacy Forecast) er:

Tidshorisont på 10 år med specifik årlig vurdering for hvert år.

Integration af økonomisk bæredygtighedstjek for produktionsenheder.

Inkludering af yderligere scenarier, herunder varianter både med og uden eksisterende og planlagte

kapacitetsmekanismer.

Inkludering af alle ressourcer, som kan bidrage til effekttilstrækkeligheden, herunder blandt andet flek-

sibelt elforbrug, energilagring og sektorintegration.

Overensstemmelse med flow-based kapacitetsberegningsmetoden.

De paneuropæiske effekttilstrækkelighedsanalyser udvikles de kommende år for at efterleve de skærpede

krav. Energinet deltager aktivt i dette arbejde i regi af ENTSO-E.

Den paneuropæiske metode skal efterleves af nationale effekttilstrækkelighedsvurderinger ved ønsker om ind-

førelse af kapacitetsmekanismer. I dag er der en betydelig metodemæssige forskel mellem de europæiske ef-

fekttilstrækkelighedsvurderinger og Energinets danske analyser. I Energinets analyser medtages de danske

manuelle reserver (mFRR) til understøttelse af effekttilstrækkeligheden, mens de ikke er inkluderet i de euro-

pæiske analyser. Dermed er den europæiske metode mere konservativ i sin tilgang til effekttilstrækkeligheds-

vurderinger. I dag udgør de manuelle reserver ca. 300 MW i Vestdanmark og 600 MW i Østdanmark.

Mid-term Adequacy Forecast (MAF) 2020.

Se uddybning af resultater i Appendiks A, afsnit 6.4.3.

Energinet har også foretaget effekttilstrækkelighedsberegninger uden de manuelle reserver (følsomheden "mindre termisk kapacitet/spotmarkedseffekttilstrække-

lighed"). Se Appendiks A, afsnit 6.4.2.1.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

26/73

Risikoen for manglende effekttilstrækkelighed de næste 10 år vurderes ikke på samme høje niveau som i sidste års re-

degørelse. Det skyldes, at en række af de forudsætninger, som ligger til grund for Energinets effekttilstrækkelighedsvur-

deringer, er blevet opdateret siden sidste års redegørelse.

Den væsentligste opdatering er relateret til data for udlan-

det, som i dette års redegørelse er baseret på de nyeste data anvendt i ENTSO-E's europæiske effekttilstrækkeligheds-

vurdering fra 2020. Opdateringen af de udenlandske forudsætninger betyder, at effekttilstrækkeligheden på tværs af

Europa generelt vurderes væsentligt bedre i dette års redegørelse sammenlignet med sidste år, se figur 8. Da Danmark

bliver mere og mere afhængig af at kunne importere elektricitet i visse situationer for at kunne dække elforbruget, vil

risikoen for manglende effekttilstrækkelighed i vores nabolande have en direkte effekt på den danske risikovurdering

for effekttilstrækkeligheden. Forskellen mellem effekttilstrækkelighedsresultaterne i dette års og sidste års redegørelse

afspejler således også Danmarks følsomhed over for effekttilstrækkeligheden i vores nabolande.

Figur 8

Effekttilstrækkelighedsvurdering for Danmark og omkringliggende lande i 2030 i dette års redegørelse sam-

menlignet med sidste års redegørelse illustreret ved indikatoren LOLE (Loss Of Load Expected), det vil sige for-

ventet antal timer berørt af manglende effekttilstrækkelighed.

Energinet vurderer, at årets udlandsdata er mere retvisende for udviklingen på tværs af Europa frem mod 2030 end

udlandsdataet fra sidste års redegørelse. Samtidig er Energinet opmærksom på usikkerheden om udviklingen i vores

nabolande, hvor fx konsekvensen af den mulige fremrykning af det tyske kulstop vil være relevant at belyse nærmere

frem mod næste års redegørelse. Fremadrettet vil Energinet årligt opdatere udlandsdata baseret på data fra ENTSO-E’s

seneste paneuropæiske effekttilstrækkelighedsvurdering.

Selvom risikoen stiger for, at Energinet i enkelte situationer kan blive nødt til at gennemføre brownouts (kontrollerede

forbrugsafkoblinger) grundet manglende effekttilstrækkelighed, forventes sådanne situationer at være sjældne hændel-

ser. Effektmangel har endnu ikke ført til afbrudsminutter i Danmark eller vores elektrisk forbundne nabolande.

Desuden kan det generelt om fremskrivningen af effekttilstrækkelighed bemærkes, at vurderingen er baseret på en alt-

andet-lige betragtning, det vil sige fx ingen forbrugsfleksibilitet, nye ellagringsteknologier eller andre reaktioner fra el-

markedsaktører til understøttelse af effekttilstrækkeligheden.

En nærmere beskrivelse af, hvilke forudsætninger der er opdateret siden sidste år, findes i Appendiks A, afsnit 6.2.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

27/73

4.2.1.1 Elmarkedet

Det er Energinets ambition at drive Europas mest digitale og markedsbaserede elsystem, som forudsætning for at sikre

høj effekttilstrækkelighed på den mest omkostningseffektive måde. Ambitionen er at udvikle elsystemet i takt med den

grønne omstilling og dermed sikre de danske elforbrugere sikker adgang til billig, grøn strøm.

Elmarkedet spiller en central rolle i elsystemet, og det er Energinets opgave at bidrage til, at det danske elsystem i sam-

menhæng med det fælleseuropæiske elmarked fungerer optimalt. Det vil sige, at elmarkederne er indrettet på en så-

dan måde, at der gives de rette økonomiske incitamenter, at infrastrukturen (såsom afregningsmekanismer og balance-

ringsplatforme) vedrørende elmarkedet er på plads og velfungerende, samt at der løbende kan tiltrækkes nye aktører til

alle dele af elmarkedet. Det kræver, at Energinet er åbne for nye aktørers behov og forretningsmodeller, der vil kunne

bidrage til udviklingen af elmarkedet, og som giver Energinet flere muligheder for at balancere elsystemet.

Et velfungerende marked er grundlæggende karakteriseret ved, at der er mange aktører, som ønsker at købe og sælge.

Et andet karakteristika er, at dette sker på frie og lige vilkår på en måde, så både købere og sælgere har viden om, hvilke

købs- og salgsbud der er til rådighed og til hvilken pris. Elmarkedet er en del af det samlede elsystem, der sikkert og

vedvarende skal levere strøm til hele samfundet. Der er således en række krav, der blandt andet skal bidrage til, at for-

syningssikkerheden kan opretholdes. Der stilles eksempelvis krav til aktører, som ønsker at levere systemydelser, om

hvor hurtigt de kan reagere, og hvor længe de kan levere effekten.

Energinet arbejder løbende med at styrke de regulatoriske rammer for markedet, blandt andet ved at udvikle og af-

prøve nye metoder i samarbejde med private aktører med henblik på at udvide antallet af aktører, der kan deltage i de

forskellige markeder. Men også ved at sørge for at reguleringen understøtter en effektiv systemdrift, fx ved at sørge for

at incitamenterne for markedsaktører understøtter, at elsystemet holdes i balance.

Som systemet udvikler sig, med øgede mængder sol- og vindkraft, så ændres også rammerne for, hvordan systemet kan

balanceres. En central forudsætning for et fremtidigt elsystem i balance - hvis kapacitetsmekanismer skal undgås - er, at

der kommer et tilstrækkeligt element af forbrugsfleksibilitet ind i elmarkedet. Det vil sige, at når udbuddet af strøm er

lavt (eksempelvis i tilfælde af moderat vind), og det samlede elsystem potentielt kan være effektudfordret, så er der

elforbrugere, som efterspørger mindre strøm, fordi prisen er høj.

Energinet foretager løbende reformer af markedet. Disse ændringer har generelt til formål at sikre øget konkurrence,

efterlevelse af kravene i markedsforordningerne samt at sikre omkostningseffektivitet i driften af elsystemet med den

ønskede elforsyningssikkerhed. Energinet laver således også markedsudvikling, der ikke specifikt sigter mod at forbedre

effekttilstrækkeligheden, men alligevel påvirker effekttilstrækkeligheden direkte eller indirekte. Det gælder fx en række

aktuelle ændringer i systemydelsesmarkederne, hvor der arbejdes for en øget international harmonisering for at sikre

et samfundsøkonomisk effektivt indkøb af systemydelser på kort og langt sigt. Ændringerne følger i vidt omfang ny eu-

ropæisk regulering. Reformerne i systemydelsesmarkedet forventes at skabe øget konkurrence og dermed skubbe ikke-

konkurrencedygtig kapacitet ud af markedet. Dette kan påvirke den langsigtede effekttilstrækkelighed.

I det følgende beskrives en række af de konkrete markedstiltag, som Energinet er i gang med at implementere, og som

skal bidrage til ambitionerne om et effektivt og digitalt elmarked, der understøtter en høj effekttilstrækkelighed.

I af-

snit 5.1 beskrives nogle yderligere mulige tiltag, som på nuværende tidspunkt ikke er omsat i konkrete initiativer, men

som skal analyseres nærmere.

Energinet udgiver årligt en elmarkedsorientering, som orienterer om alle aktuelle implementeringsprojekter i elmarkederne. Den seneste udgivelse er offentliggjort i

september 2021:

https://energinet.dk/Om-publikationer/Publikationer/Elmarkedsorientering-2021.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

28/73

Endelig implementering af fleksafregning (2020)

Den helt centrale forudsætning for, at incitamenterne i elmarkedet er rigtige, er, at forbrugerne afregnes efter deres

faktiske timemæssige forbrug, såkaldt fleksafregning. Ved udgangen af 2020 blev dette muligt for alle forbrugere i Dan-

mark, da udrulningen af timeaflæste elmålere og fleksafregning blev fuldført. Dermed er fundamentet lagt, for at alle

danske forbrugere potentielt kan deltage med forbrugsfleksibilitet.

Implementering af rollen som uafhængig aggregator i elmarkedet (2021-2022)

En uafhængig aggregator er en markedsaktør, som puljer et antal mindre anlæg, fx i form af varmepumper i husstande

eller elbiler, så de kan styres som en større samlet enhed gennem signaler fra aggregatoren. Hermed kan særligt sy-

stemydelsesdelen af elmarkedet i højere grad åbnes for elforbrugere, som traditionelt ikke har været aktive i denne del

af elmarkedet. Hermed stiger antallet af aktører i elmarkedet, og konkurrencen skærpes. Den uafhængige aggregator

betragtes som en nøglespiller i forhold til at gøre elforbruget og -produktionen mere fleksibel og bringe denne fleksibili-

tet i spil i elmarkederne. Energinet arbejder i 2021 på at færdiggøre de nødvendige ændringer i markedsforskrifterne, så

de kan anmeldes til Forsyningstilsynet inden udgangen af 2021. Desuden vil der også være behov for ændringer i Ener-

ginets DataHub, som vil blive udviklet i den nye DataHub 3.0, der idriftsættes medio 2022. Når metoden er godkendt,

og DataHub 3.0 er klar, vil uafhængige aggregatorer kunne agere i elmarkedet.

Levering af kapacitetsreserver fra fluktuerende vedvarende energikilder (2021)

I takt med den grønne omstilling udfases en række termiske kraftværker, som i høj grad udgør rygraden i både den hur-

tige og manuelle kapacitetsreserve, der er afgørende for, at Energinet løbende kan balancere elsystemet. Disse kraft-

værker erstattes især af vindkraft og solenergi. Derfor er det nødvendigt, at også vedvarende energikilder kan bidrage

med reserver på egen hånd, selvom vedvarende energikilder er fluktuerende grundet afhængighed af sol og vind. I for-

længelse af et succesfuldt pilotprojekt

, der har vist, at vedvarende energikilder kan være stabile leverandører af sy-

stemydelser, arbejder Energinet på at implementere nye regler, der muliggør at vedvarende energikilder på permanent

basis kan anvendes som kapacitetsreserver.

Forhøjelse af prislofter (mekanisme er gældende – opfølgning på RFE20)

Mekanismer vedrørende forhøjelse af prislofter kan på sigt medvirke til at understøtte det rette niveau af effekttil-

strækkelighed. I

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2020

blev der redegjort for mekanismen vedrørende forhøjelse

af prislofter, herunder sammenhængen til

Value of Lost Load (VoLL).

Mekanismer for prislofter er fortsat gældende, og

prisloftet i day-ahead-markedet er i forhold til sidste år uændret på 3.000 EUR/MWh. Dette afspejler, at der ikke siden

seneste redegørelse har været en situation, hvor prisen i et europæisk prisområde har oversteget 40 pct. (1.800

EUR/MWh) af maksimalprisen.

Markedskobling af reservemarkeder (frem til 2024 – opfølgning på RFE20)

Arbejdet med at implementere de europæiske balanceplatforme for henholdsvis de manuelle (mFRR) og automatiske

(aFRR) markeder fortsætter. Idriftsættelsen af balanceplatformene i 2024 vil styrke konkurrencen i de respektive mar-

keder. Desuden styrkes robustheden af de europæiske elsystemer, da der gives mulighed for udveksling af reserver

mellem lande og dermed bedre udnyttelse af fleksibiliteten i elforbindelserne mellem de europæiske lande. Særligt for

et land som Danmark med stor kapacitet på udlandsforbindelserne vil de øgede muligheder for at udveksle reserver

mod kontinentet få betydning.

https://energinet.dk/Om-nyheder/Nyheder/2020/12/16/Milepael-Vindmoeller-kan-balancere-elnettet

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

29/73

Monitorering af forbrugsfleksibilitet (løbende)

Da forbrugsfleksibilitet forventes at levere et betydeligt bidrag til den fremtidige effekttilstrækkelighed, er det vigtigt for

Energinet at have indsigt i både omfanget af og udviklingen i forbrugsfleksibilitet. Energinet har derfor identificeret en

række indikatorer, der kan udgøre en samlet monitorering for udviklingen i forbrugsfleksibiliteten. Monitoreringen ud-

gør grundlaget for Energinets løbende vurdering af omfanget af forbrugsfleksibilitet, herunder om igangværende og nye

tiltag vurderes at være tilstrækkelige til at kunne levere den fornødne fleksibilitet, der skal bidrage til opretholdelsen af

en høj effekttilstrækkelighed.

Det er forventningen, at omfanget af forbrugsfleksibilitet vil være stigende fremadrettet, tæt korreleret med det for-

ventede øgede elforbrug. Det skyldes flere forhold, såsom nyt og mere fleksibelt elforbrug fra elbiler samt direkte og

indirekte elektrificering af en lang række sektorer, herunder gennem PtX. Herudover vil et elsystem, der i højere grad

baseres på vedvarende energikilder, være mere fluktuerende, hvilket kan give større prisudsving. Sådanne udsving kan

øge den økonomiske gevinst ved at agere fleksibelt som forbruger, herunder at stille forbrug til rådighed som system-

ydelser, fx gennem en uafhængig aggregator.

Energinet har indtil videre udvalgt to mulige indikatorer til en nærmere monitorering, henholdsvis efterspørgselskur-

vens elasticitet, med fokus på hvordan efterspørgslen reagerer på prisændringer, og mængden af forbrugsbud i reguler-

kraftmarkedet. Sidstnævnte forventes at kunne bidrage til at opretholde balancen i elsystemet i en situation med lav

tilgængelig elproduktion og dermed reducere risikoen for forbrugsafkobling. De to indikatorer er udvalgt ud fra, at data-

grundlaget skal være tilstrækkeligt, samtidig med at indikatorerne siger noget grundlæggende om forbrugsfleksibilitet

og ikke er for afgrænsede i deres fokus.

Arbejdet med monitoreringen og udvælgelsen af indikatorer afspejler den grundlæggende udfordring, at kun det fakti-

ske udfald af markeds-clearingen kan observeres, og dermed ikke om denne ville have været anderledes, hvis der havde

været tale om større eller mindre grad af forbrugsfleksibilitet. Hertil kommer en række dataudfordringer, såsom at da-

tapræcisionen kan være for lav, eller der kan være tale om aggregerede data, som ikke muliggør tilstrækkelig indsigt i

den faktiske adfærd. Energinet arbejder løbende på at forbedre de eksisterende indikatorer samt at identificere nye.

Det skal herudover bemærkes, at monitoreringen indtil videre er foretaget på data for perioden 2017 til 2020, som er

år, der var karakteriseret ved høj effekttilstrækkelighed, og dermed en periode, hvor elsystemet ikke har manglet effekt.

Omfanget af forbrugsfleksibilitet har derfor ikke for alvor været testet, ligesom de økonomiske gevinster ved at agere

fleksibelt har været tilsvarende små. Datagrundlaget afspejler således endnu ikke det niveau af forbrugsfleksibilitet, der

forventes i årene fremover. I første omgang forventes monitoreringen primært at kunne skabe et grundlag for at følge

den fremtidige udvikling i forbrugsfleksibiliteten.

Indtil videre foreligger der kun relativt få og foreløbige resultater af monitoreringen, som Energinet forventer at ud-

bygge i de kommende år. Energinet forventer således i kommende redegørelser at kunne uddybe resultaterne af moni-

toreringen.

4.2.2 Eltransmissionsnettet

Nettilstrækkelighed

Som det blev beskrevet i

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2020

står eltransmissionsnettet over for at skulle reinve-

steres i væsentligt omfang. Store dele af eltransmissionsnettet er etableret i perioden 1960-1980. Mange komponenter

nærmer sig derfor en alder, hvor deres tekniske levetid er opbrugt, og der skal foretages en omfattende reinvestering

over de næste 10 år. Da det er en meget stor anlægsmasse, som skal reinvesteres, er det en opgave med et betydeligt

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

30/73

omfang. Både i forhold til selve reinvesteringsarbejdet, men i lige så høj grad i forhold til opretholdelsen af en sikker

drift af eltransmissionsnettet i forbindelse med reinvesteringsarbejdet. Det skyldes, at reinvesteringsarbejdet i stort

omfang kræver udetider på komponenter i eltransmissionsnettet, og at driften af eltransmissionsnettet introduceres

for en række kompleksiteter i forbindelse med de nødvendige udetider.

Når eltransmissionsnettets komponenter drives tæt ved deres forventede tekniske levetid, vil der være en øget fejl-

sandsynlighed. Denne fejlsandsynlighed vil stige yderligere, hvis komponenternes forventede teknisk levetid overskri-

des. En øget fejlsandsynlighed vil reducere elforsyningssikkerheden, hvorfor det er essentielt, at der reinvesteres retti-

digt. Omvendt vil reinvesteringer også kræve udetid på komponenter i eltransmissionsnettet. Dette vil svække nettil-

strækkeligheden og dermed en risiko for en reduceret elforsyningssikkerhed. Til forskel fra en øget fejlsandsynlighed

kan udetider i forbindelse med reinvesteringer planlægges til tidspunkter, hvor konsekvensen er mindst mulig.

Reinvesteringer i eltransmissionsnettet foretages ofte 1:1 med hensyn til komponenternes tekniske egenskaber, fx

overføringsevne. Samtidig anvendes typisk også samme linjeføring og tracé i forbindelse med reinvestering i kabler og

luftledninger. Der kan være behov for udetid på flere komponenter samtidig. Dette ses fx ved en række reinvesteringer

i 400 kV-eltransmissionsnettet, som mange steder er etableret på tosystemsmaster. Det betyder, at reinvestering af

elmasterne kræver udetid på begge 400 kV-systemer samtidig. Sådan en situation kan reducere ikke blot nettilstrække-

ligheden, men hele systemfunktionaliteten, herunder elforsyningssikkerheden, uacceptabelt. I sådanne tilfælde må en-

ten alternative metoder overvejes, eller der må etableres et mitigerende tiltag under reinvesteringen. Eksempler på

mitigerende tiltag kan være at systemoptimere anlægsprojektet, indkøbe lokal elproduktion, etablere systemværn eller

fremrykke en udbygning af eltransmissionsnettet.

Håndtering af sådanne udfordringer kræver omfattende planlægning af reinvesteringerne. Energinet har derfor indført

ny governance i forhold til reinvesteringsprojekter. Denne sikrer et bedre flow i processerne, samt at eventuelle udfor-

dringer opdages i tide. Dette sker blandt andet gennem inddragelse af flere personer fra forskellige områder i proces-

sen. Eventuelle bindinger til andre projekter kan dermed indtænkes fra start. Dermed er der opnået en højere kvalitet

af reinvesteringerne, da flere forhold er indeholdt, og processen kan gennemføres hurtigere. Energinet har således en

strategisk tilgang til systemkritiske reinvesteringer. Dermed kan eventuelle mitigerende tiltag, som er en forudsætning

for at gennemføre reinvesteringen, igangsættes rettidigt. Energinet har stor fokus på problemstillingen, hvor der arbej-

des konkret med at øge det strategiske fokus og gøre de eksisterende processer hurtigere og mere effektive.

Mitigerende tiltag kan være uforholdsmæssigt dyre. Det vurderes derfor fra projekt til projekt, om de mitigerende tiltag

skal gennemføres i forbindelse med reinvesteringen. Dette beror på en konkret risikovurdering. Dette risikoelement kan

medføre en reduktion i elforsyningssikkerheden, og det må forventes, at der vil være afbrudsminutter de næste 10 år

forbundet med manglende nettilstrækkelighed. Dette er vurderet fortsat at være 1 afbrudsminut årligt.

Robusthed

Et af Energinets grundlæggende ansvarsområder er at sikre stabiliteten i elsystemet. Både i normal drift og i forbindelse

med driftshændelser. Dette ansvar er den primære bagvedliggende årsag til sikring af en række systembehov. Disse

sikres gennem indkøb af systemydelser, nettilslutningskrav til elsystemets produktions- og forbrugsanlæg, integrerede

netkomponenters egenskaber samt udlandsforbindelser.

Som følge af den grønne omstilling og udfasningen af de termiske kraftværker bliver elsystemet mere sårbart, hvis an-

dre anlæg ikke bringes i stand til at overtage rollen som stabilisator. Traditionelt set har elsystemets anlæg været di-

rekte tilsluttet elsystemet, mens nye elproduktions- og elforbrugsanlæg tilsluttes ved hjælp af effektelektronik. Det bli-

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

31/73

ver derfor den specifikke software til styring af denne effektelektronik, der bestemmer elsystemets opførsel. Effektelek-

tronikken er specifik for hvert anlæg, hvilket komplicerer forudsigelsen af den stabilitetsmæssige opførsel. De nye elan-

læg bliver således et omdrejningspunkt i forhold til den fremtidige stabilitet i elsystemet.

Udfasningen af termiske kraftværker og introduktionen af anlæg tilsluttet via effektelektronik vil give anledning til nye

udfordringer i elsystemet. De primære udfordringer er frekvensstabiliteten og udfordringer afledt af en ændring af sy-

stemstyrken. Systemstyrke er et karakteristikum i elsystemet, der beskriver omfanget af spændingsændringer i tilfælde

af fejl eller forstyrrelser i elsystemet. Driftshændelser vil forplante sig ud i elsystemet. Er systemstyrken lav, vil påvirk-

ningen af elsystemet være større. Flere elproduktionsanlæg vil blive påvirket i et elsystem med lav systemstyrke end i et

elsystem med høj systemstyrke. Er de berørte elproduktionsanlæg sårbare over for disse forstyrrelser, risikeres det, at

de afkobles fra elsystemet i en kaskadeudkobling. Det samlede tab af elproduktion kan lede til afkobling af elforbrugere

eller i værste fald systemkollaps, altså et blackout. Det er derfor afgørende, at Energinet formår at forudsige elsyste-

mets stabilitetsmæssige opførsel. Både ganske få sekunder før driftsøjeblikket og flere år ud i fremtiden.

Elsystemets frekvensstabilitetsmæssige opførsel har historisk været velbeskrevet. Simuleringsværktøjer til at forudsige

og forhindre udfordringer har over mange år været grundigt afprøvet og løbende tilpasset. Introduktionen af elanlæg

tilsluttet via effektelektronik introducerer en ny stabilitetsmæssig opførsel i elsystemet i forhold til spænding og inerti.

Dette gør, at tidligere erfaringer ikke længere i samme omfang kan bruges til at træffe de rigtige beslutninger. Desuden

kan de tidligere anvendte analyseværktøjer ikke længere anvendes. Det er derfor nødvendigt, at nye analyseværktøjer

udvikles, som kan anvendes i forbindelse med selve driften af elsystemet samt ved udviklingen af elsystemet i forbin-

delse med tilslutning af fx store sol-, vind-, Power-to-X- eller HVDC-anlæg og ikke mindst fremtidens energiøer. Der er

på verdensplan et meget stort fokus på at udvikle disse analyseværktøjer, og Energinet deltager aktivt i dette arbejde.

Udviklingen i systemet vurderes at give en stigende risiko for afkobling af elforbrug, men samtidig vurderes Energinets

tiltag også at nedbringe denne risiko. Samlet set vurderes der fortsat at være 1 afbrudsminut årligt henført til mang-

lende robusthed.

IT-sikkerhed

Energinet arbejder kontinuerligt og målrettet på, at der ikke sker afbrud grundet manglende IT-sikkerhed.

Center for Cybersikkerhed vurderer, at truslen fra cyberspionage og cyberkriminalitet er meget høj. Energinet har i den

seneste tid set en intensivering i aktiviteter af denne type og arbejder derfor for at forebygge cyberangreb. Energinet

har etableret et samarbejde med Center for Cybersikkerhed om øget netværksovervågning for proaktivt at kunne op-

dage forsøg på ulovlig indtrængen. Energinet arbejder på en løbende kvalitetssikring af IT-systemer. Historisk set har

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

hed.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

32/73

Konsekvensen ved øget digitalisering og intraforbundne IT-systemer til drift af et lands kritiske in-

frastruktur er senest afdækket ved cyberangrebet på Amerikanske Colonial Pipeline den 29. april

2021. Selskabet ejer ca. 48.000 km linjeføring langs den vestlige del af Amerika og producerer og

distribuerer i omegnen af 2.5 million tønder olie dagligt. Colonial Pipeline valgte tidligt at betale

hackernes løsesum på ca. 27 millioner kr. og efter at have sikret sig, at angrebet var inddæmmet,

kunne Colonial Pipeline fortsætte produktion og distribution efter 14 dages nedlukning. Det vur-

deres, at hvis det danske eltransmissionsnet påvirkes i samme grad, kan det medføre flere black-

outs med markant flere afbrudsminutter til følge. Der ses generelt en stigning i cyberangreb inden

for andre brancher. Energinet følger denne udvikling med stor alvor.

Energinet imødegår den stigende cybertrussel og arbejder målrettet på, at der ikke sker afbrud relateret til IT-sikkerhed.

Energinet initierede i 2020 et omfattende Cybersikkerhedsprogram med 17 identificerede indsatsområder, der skal

styrke den nuværende indsats og reducere sandsynligheden for, at Energinet udsættes for et kompromitterende cyber-

angreb.

Energinet fastholder således vurderingen fra sidste års redegørelse om 0 afbrudsminutter i 2031 relateret til IT-

sikkerhed.

4.2.3 Eldistributionsnettene

Netvirksomhederne forventer, at der vil ske en stigning i antallet af afbrudsminutter frem mod 2031. Det sker som følge

af en stigende fejlfrekvens på grund af aldrende komponenter. Ligeledes vil der være en øget udnyttelse af eldistributi-

onsnettenes kapacitet på grund af elektrificering. Øget benyttelsesgrad og ændrede driftsformer i eldistributionsnet-

tene inkluderer blandt andet en stigning i antallet af forbrugsenheder, fx elbiler og elvarmepumper. Derudover forven-

tes også en øget tilslutning af decentrale elproduktionsenheder, fx landvindmøller og solceller. Disse forhold har indfly-

delse på eldistributionsnettenes benyttelsesprofil, hvilket kan påvirke komponenternes pålidelighed.

Fejl på olie-papirisolerede kabler (APB-kabler) og deres samlemuffer forventes fremadrettet at være den dominerende

årsag til stigningen i antallet af afbrudsminutter. Under forudsætning af det nuværende reinvesteringsniveau, eldistri-

butionsnettenes aldersprofiler og den forventede elektrificering forventes der i eldistributionsnettene knap 28 afbruds-

minutter pr. elforbruger i 2031. I

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2020

var forventningen 28 minutter i 2030.

Sidste år var data til brug for fremskrivningen indhentet fra 3 netvirksomheder i Danmark, dækkende ca. 61 pct. af alle

elkunder, mens datagrundlaget i år er indhentet fra i alt 7 netvirksomheder, svarende til ca. 79 pct. af elkunderne.

4.2.3.1 Forventet udvikling i afbrudsminutter i Danmark på eldistributionsniveau

Nedenstående beskrivelser og forventninger til udviklingen i afbrudsminutter er baseret på input fra Dansk Energi på

vegne af netvirksomhederne.

COWI har for Dansk Energi udarbejdet en model til at estimere udviklingen i afbrudsminutterne. Udviklingen sker som

følge af det ældede eldistributionsnet på baggrund af standardiserede data på tværs af netvirksomhederne. Modellen

blev anvendt til estimering af udviklingen i afbrudsminutter i

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2020.

Dansk Energi

har videreudviklet på denne model i forbindelse med bidrag til

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2021.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

33/73

Modellen baseres på input om eldistributionsnettenes aldersprofiler, aldersafhængige fejlsandsynligheder (primært for

10-20 kV-kabelanlæg) og antal installerede komponenter. På baggrund af disse input estimeres den fremtidige stigning i

fejlfrekvensen og dermed afbrudsminutter. Aldersprofilerne er baseret på input fra 7 netvirksomheder. Målt på 10-20

kV-kabelanlæg dækker disse netvirksomheder ca. 80 pct. af den samlede anlægsmasse i eldistributionsnettene. Netvirk-

somhederne dækker til sammen 79 pct. af elforbrugerne i Danmark. De aldersafhængige fejlsandsynligheder er baseret

på input fra 4 netvirksomheder. Disse netvirksomheder dækker 41 pct. af 10-20 kV-APB-kabelanlæg og 18 pct. af 10-20

kV-PEX-kabelanlæg i Danmark. De fire netvirksomheder dækker samlet ca. 43 pct. af elforbrugerne.

Modellen tager højde for en øget benyttelsesgrad af eldistributionsnettene. Dette sker ved at anvende en belastnings-

afhængig fejlfrekvens for 10 kV-samlemuffer

. For alle andre netkomponenter i modellen er der ikke medtaget en be-

lastningsafhængig fejlfrekvens. På trods af dette forventes det, at mange af de øvrige netkomponenter også vil have en

øget fejlsandsynlighed, når belastningen stiger og nærmer sig komponenternes kapacitetsgrænser. Betydningen af en

stigning i benyttelsesgrad af eldistributionsnettene er derfor behæftet med en betydelig usikkerhed.

De aldersdrevne afbrudsminutter er fremskrevet under forudsætning af et reinvesteringsniveau på 1,6 mia. kr. årligt

frem mod 2031. Dette er eksklusive ca. 200 mio. kr. til 30-50-60-kV-kabler og -luftledninger. I forhold til stigning i elfor-

brug er der taget udgangspunkt i Analyseforudsætninger til Energinet 2020.

Resultatet af fremskrivningen af afbrudsminutterne på landsplan baseret på ovenstående grundlag er vist i figur 9.

Afbrudsminutter pr. elforbruger

18,8

19,2

21,0

20,5

20,2

20,7

21,2

23,1

23,7

24,4

25,1

25,9

27,4

26,7

21,8

22,4

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Figur 9

Årlige afbrudsminutter i eldistributionsnettene pr. elforbruger i Danmark i perioden 2015 til 2031 – aldersdre-

vet udvikling fra 2019. Kilde: Dansk Energi.

Under de angivne forudsætninger forventes det årlige antal afbrudsminutter at være stigende frem mod 2031. Fra ca.

20 afbrudsminutter i dag til knap 28 minutter i 2031. Heraf udgør bidraget til afbrudsminutterne fra en stigende belast-

ning i nettene ca. 2,5 afbrudsminutter. Som gennemsnit forventes de varslede afbrud at udgøre ca. 6 minutter pr. år.

Den belastningsafhængige fejlfrekvens er baseret på publicerede fejlfrekvenser fra et hollandsk netselskab, (Ref.: Fred Stennis etc. "The Effects of High Current Load

on Joints in MV Cable Systems, Paper 0884, CIRED 2011"). Generelt mangler der data for, hvordan en øget belastning påvirker netkomponenters fejlsandsynlighed, og

det hollandske studie var umiddelbart det eneste, hvor det er vurderet, der er et rimelig datagrundlag. Hertil har netvirksomhederne vurderet, at der findes observati-

oner i forbindelse med opsamlingsnet til danske vindmøller, som understøtter studiet.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

34/73

Der er altså tale om en svag reduktion i den forventede stigning sammenlignet med resultatet i

Redegørelse for elforsy-

ningssikkerhed 2020.

Her lå resultatet på 28 minutter i 2030. Reduktionen henføres hovedsageligt til et større og bedre

datagrundlag og ændrede beregningsforudsætninger.

Det skal understreges, at der fortsat er en betydelig usikkerhed forbundet med fremskrivningen. For at nedbringe usik-

kerheden er der derfor behov for forsat fokus på flere grundregistreringer. Der vil pågå et løbende arbejde hos netvirk-

somhederne og Dansk Energi med at nedbringe denne usikkerhed ved at udvide analysen til at omfatte data fra flere

netvirksomheder og komponenttyper.

Desuden har netvirksomhederne peget på, at regeringen og Folketinget har sat en målsætning om at reducere CO

udledningen med 70 pct. i 2030 sammenlignet med 1990. Indfrielse af denne målsætning vil medføre en stigning i elfor-

bruget. Beregninger udført af Klimapartnerskabet for Energi og Forsyning

viser, at slutforbruget fra eldistributionsnet-

tene forventes at stige til 58 TWh i 2030. Dette svarer til en stigning på 70 pct. Denne elforbrugsstigning kan påvirke

fremskrivningen af afbrudsminutterne og er større end den forudsatte elforbrugsstigning i

Energistyrelsens Analysefor-

udsætninger til Energinet 2020.

Som allerede nævnt er der også en betydelig usikkerhed forbundet med vurderingen af, hvad en øget benyttelsesgrad

af eldistributionsnettene betyder for fremskrivningen af afbrudsminutter. Det skyldes et manglende datagrundlag som

følge af, at netselskaberne historisk har investeret for at sikre en høj robusthed af eldistributionsnettene; blandt andet

ved at opretholde et N-1-dimensioneringskriterie. Dette betyder, at elforsyningen efter en fejl kan genoprettes ved om-

koblinger i nettet, netop for at sikre en høj elforsyningssikkerhed. Det har betydet, at eldistributionsnettene historisk

ikke har været belastet tæt på deres kapacitetsgrænse. Der er derfor ikke praktiske erfaringer med dette.

Alle de ovenfor nævnte forhold illustrerer kompleksiteten forbundet med at inkludere elektrificeringens betydning for

udviklingen i afbrudsminutterne. Inkluderingen i årets fremskrivning er derfor et første bud herpå. Dansk Energi vil ar-

bejde videre på analysen af, hvad en øget benyttelsesgrad af nettene betyder for fremskrivningen i afbrudsminutterne.

Andre forhold såsom hyppigere ekstreme vejrhændelser, fx stormflodsoversvømmelser, er ikke inkluderet i vurderin-

gen. Disse hændelser forventes også at kunne påvirke antallet af afbrudsminutter. Omvendt tages der heller ikke højde

for de positive effekter af effektivisering og innovation. De fjernaflæste elmålere, der stort set er fuldt udrullet hos alle

kunder, vil give betydelig bedre viden om belastningen af elnettet, hvilket vil muliggøre målrettede investeringer og

flere driftsløsninger, der kan sættes ind midlertidigt.

Fremskrivningen er gennemført samlet for Danmark og med udgangspunkt i det samlede investeringsbudget for alle

netvirksomheder under ét. Dermed er der ikke taget højde for, om de enkelte netvirksomheder har tilstrækkelige mid-

ler til at finansiere deres investeringer inden for deres individuelle indtægtsramme. Det kan derfor i praksis vise sig ikke

at være muligt at realisere de antagende investeringsniveauer for nogle netvirksomheder.

4.2.3.2 Forventet udvikling i afbrudsminutter i Øst- og Vestdanmark på eldistributionsniveau

Til forskel fra

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2020

er fremskrivningen af afbrudsminutter i eldistributionsnettene

foretaget separat for Vest- og Østdanmark. Resultatet viser en forskel i det forventede antal afbrudsminutter mellem de

to områder. Det skal bemærkes, at usikkerheden i fremskrivningen forstærkes i forhold til en fremskrivning, der dækker

hele Danmark.

https://www.danskenergi.dk/sites/danskenergi.dk/files/media/dokumenter/2020-03/I_maal_med_den_gronne_omstilling_2030_klimapartnerskab_energi_forsy-

ningssektor.pdf

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

35/73

Fremskrivningen i Vestdanmark er angivet i figur 10. Fremskrivningen for Østdanmark er angivet i figur 11. Allerede i

dag ses en forskel mellem Vest- og Østdanmark i den observerede SAIDI (= gennemsnitlig antal afbrudsminutter pr.

kunde). Forskellen er på knap 10 afbrudsminutter, jævnfør ca. 16 afbrudsminutter i Vestdanmark og ca. 25,5 afbrudsmi-

nutter i Østdanmark. Det er primært 10-20 kV-kabelanlæg, som er årsag til forskellen i antallet af afbrudsminutter. Mo-

dellen brugt til fremskrivningen viser, at forskellen både i observerede afbrudsminutter og fremskrevne afbrudsminut-

ter i høj grad forklares af kabelanlæggenes alder. Østdanmark har generelt flere aldersafhængige fejl end Vestdanmark.

Afbrudsminutter pr. elforbruger

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

16,9

14,1

15,4

15,9

16,2

16,4

16,7

17,0

17,3

17,6

18,0

18,3

18,7 19,1

19,5

19,9

13,8

Figur 10 Årlige afbrudsminutter i eldistributionsnettene i Vestdanmark i perioden 2015 til 2031 – aldersdrevet udvikling

fra 2019.

Kilde: Dansk Energi.

35,4

36,7

38,0

Afbrudsminutter pr. elforbruger

20,9

25,2

27,5

28,2

25,2

26,1 27,1

28,2

29,3

30,4

31,6

32,8

34,1

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Figur 11 Årlige afbrudsminutter i eldistributionsnettene i Østdanmark i perioden 2015 til 2031 – aldersdrevet udvikling

fra 2019.

Kilde: Dansk Energi.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

36/73

Det er vigtigt at pointere, at der er netvirksomheder i Vestdanmark, som formodes at passe bedre ind i fremskrivningen

for Østdanmark og omvendt. Fremskrivningen kan ikke laves pr. netvirksomhed. Dette kræver en del forbedringer i da-

tagrundlag og forudsætninger. Meget lokale forhold kan få stor betydning for fremskrivningen hos den enkelte netvirk-

somhed. Disse forhold vil i større grad udlignes for Danmark som helhed.

Forventning til øget belastning i eldistributionsnettene bidrager med henholdsvis 1 afbrudsminut i Vestdanmark og 4

afbrudsminutter i Østdanmark. Disse afbrudsminutter er inkluderet på figur 10 og 11. Igen skal det bemærkes, at der er

en betydelig usikkerhed forbundet med disse bidrag fra øget belastning.

4.3

Særlige hændelser – afvigelser fra den forventede udvikling

Risikoen for særlige hændelser er en faktor, som ligger ud over det anbefalede planlægningsmål. Det er ikke muligt i

praksis at forudse og tage højde for alle mulige kombinationer af hændelser, fx ekstreme vejrsituationer, i planlægnin-

gen af elsystemet, uden at det vil have store samfundsøkonomiske omkostninger.

En fuldstændig sikring af effekttilstrækkelighed, nettilstrækkelighed og systemsikkerhed til imødegåelse af alle særlige

hændelser vil således kræve endog meget betydelige ekstrainvesteringer.

Eksempler historisk på særlige hændelser med store afbrud til følge er vinterstormen i 1999 og en særlig fejlkombina-

tion i det svenske elsystem i 2003 med konsekvenser for det danske elsystem.

I 2013 var stormen Allan tæt på at forårsage præventiv afkobling af elforbrugere i Østdanmark, men afbruddene blev

afværget. Et andet eksempel er 2019, hvor fejl på en station på Sjælland førte til udfald af blandt andet en central kraft-

værksblok og dele af en vindmøllepark. Fejlen resulterede i et stort effekttab, men situationen blev dog hurtig normali-

seret og afbrud afværget på grund af et stort effekttræk fra Sverige.

Sandsynligheden for nedbrud i hele eller dele af elsystemet er lav, og et blackout i det danske elsystem har ikke fundet

sted siden 2003. Generelt har det danske elsystem en høj robusthed, men omvendt kan særlige hændelser i fremtiden

ikke forudses eller planlægges fuldstændigt. Hvis en særlig hændelse indtræffer, vil afbrudsminutterne kunne ligge væ-

sentligt over planlægningsmålet i det pågældende år.

Følsomhedsberegningerne vedrørende effekttilstrækkelighed i afsnit 4.2.1, tabel 7, belyser blandt andet eksempler på to

specifikke hændelser, som kan øge risikoen for manglende effekttilstrækkelighed. Den ene er samtidigt afbrud på to

transmissionslinjer (én 400 kV Øresundsforbindelse medfører maks. overførsel på 700 MW i 2031 på Øresundsforbindel-

sen og Storebæltsforbindelsen helt ude) i 40 dage i januar og februar, og den anden er en betragtning af særligt ekstreme

klimaår. Afbrudsminutterne for følsomheder hver for sig og i kombination fremgår af nedenstående figur 12.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

37/73

Afbrudsminutter (min./år)

Prognose baseret på AF20 (base case)

Én Øresundforbindelse og Storebæltforbindelsen antages

utilgængelige samtidig ca. 40 dage i januar og februar

Ekstremt klimaår (de 5 værste af de 35 klimaår)

Én Øresundforbindelse og Storebæltforbindelsen antages

utilgængelige samtidig ca. 40 dage i januar og februar +

Ekstremt klimaår (de 5 værste af de 35 klimaår)

DK1

DK2

Figur 12 Estimerede afbrudsminutter på grund af manglende effekttilstrækkelighed i 2031 i basisscenariet (prognose)

og ved specifikke hændelser. En nærmere beskrivelse af de specifikke hændelser findes i appendiks A, afsnit

6.4.2.4.

De forventede afbrudsminutter for året vil således stige, hvis et ekstremt klimaår indtræffer. Effekten er ikke lige så

markant i forbindelse med et samtidigt udfald af én Øresundsforbindelse og Storebæltsforbindelsen. Bemærk, at tallene

i figur 12 ikke viser, hvordan risikoen for manglende effekttilstrækkelighed fordeler sig hen over året. Risikoen for mang-

lende effekttilstrækkelighed vil være koncentreret om og betragteligt forhøjet i januar og februar, hvis de to transmissi-

onslinjer afbrydes samtidigt, sammenlignet med grundberegningen (base case). Særlige kombinationer af fx udfald på

udlandsforbindelser vil derfor forøge den specifikke risiko for effektmangel i perioder i løbet af året, når den generelle

risiko for manglende effekttiltrækkelighed i systemet er stigende.

Det skal understreges, at effektmangel endnu ikke har ført til afbrudsminutter i Danmark eller vores elektrisk forbundne

nabolande, samt at ovenstående følsomhedsberegninger kun er eksempler til illustration af potentielt særlige hændel-

ser.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

38/73

Ekstreme vejrforhold i Texas i februar 2021

I februar 2021 oplevede den amerikanske delstat Texas en række afbrydelser af elforsyningen forårsaget af

vinterstorme og ekstreme vejrforhold. Vinterstormene medførte rekordlave temperaturer i Texas, som ikke

havde været tilfældet i de seneste 72 år. Temperaturerne ramte 25 grader celsius under det sædvanlige gen-

nemsnit for årstiden. Krisen berørte over 4,5 millioner mennesker i perioden 15. til 18. februar 2021

. De eks-

treme vejrforhold med meget lave temperaturer intensiverede behovet for elektricitet og forringede udbud-

det fra naturgasproduktionen og berørte samtidig en række kraftværker. Produktionen af naturgas faldt med

45 pct., og kulkraftværkerne i området opererede 40 pct. under almindelig kapacitet.

De ekstreme vejrforhold havde primært tre kritiske påvirkninger af energisystemet:

•

Et markant højere elforbrug, især forårsaget af at 61 pct. af Texas' befolkning anvender elektricitet til

opvarmning af deres boliger.

Fastfrysninger og afbrydelser i el- og gasproduktionsudstyr på grund af ekstreme vejrforhold med

meget lave temperaturer.

Mindre produktion af naturgas og dermed færre leverancer til de naturgasfyrede kraftværker i områ-

det, der står for ca. halvdelen af den installerede elproduktionskapacitet.

Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), der opererer det texanske elsystem og er TSO i Texas, iværksatte

en række kontrollerede udfald i elsystemet svarende til afbrydelser af op til 20 GW for at undgå et totalt black-

out af hele Texas. Kombinationen af eskalationen af efterspørgsel og faldet i produktionen gjorde det nødven-

digt for ERCOT at balancere elsystemet ved at initiere kontrollerede forbrugsafkoblinger.

De gasfyrede kraftværker i Texas har et vinter-peak på 66 GW, og under krisen var 30 GW af disse utilgænge-

lige. Der var forinden udarbejdet risikovurderinger af ERCOT, som blev baseret på et worst-case scenarie, hvor

14 GW af ressourcerne fra alle termiske kraftværker blev vurderet som muligt utilgængelige. Men i den kon-

krete situation var udfaldet af kapacitet endnu større. Flere texanere oplevede, at deres elpriser steg voldsomt

under energikrisen.

Texas er den eneste Amerikanske delstat, der har et stand-alone eltransmissionsnet. Det betyder, at Texas

ikke har stærke interconnectorer til nabostater, som kan understøtte texanske energiressourcer, når der op-

står uforudsete episoder som energikrisen i februar 2021.

Elsystemet i Texas adskiller sig på flere områder fra danske og europæiske forhold med et anderledes energi-

miks og med meget dårligere forbindelser til naboområder. Men situationen viser generelt, at infrastruktur og

forsyningssystemer kan være sårbare overfor udfald, når der opstår uforudsete og helt særlige situationer,

herunder særlige vejrsituationer, som systemet ikke er designet til at kunne håndtere.

"Analysis of Texas Electricity shortages in February 2021", ENTSO-E, April 2021.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

39/73

5. Mulige tiltag til påvirkning af elforsyningssikkerheden

Igangværende og forventede tiltag til understøttelse af den anbefalede planlægningsmålsætning er beskrevet i kapitel

4. Afhængigt af de kommende års udvikling kan det blive relevant at rette fokus på andre mulige tiltag. Eksempler på

disse er nærmere beskrevet i nedenstående oversigt og i afsnit 5.1-5.3.

Netvirksomhederne

Ændring i reinvesteringsniveauet

Fokuseret reinvesteringsindsats

Introduktion af knaphedspris ved ubalanceafregning

Balanceringsincitamenter på tværs af markedsrammer

Midlertidig strategisk reserve

Nye netprodukter

Flere systemydelser

Ændring i udlandskapaciteten

Energinet

Desuden har Energinet vurderet en række forskellige tiltag, som kan ændre niveauet af elforsyningssikkerheden. Der

kan blandt andet være tale om at forstærke eller nedjustere tiltag, som allerede er beskrevet i kapitel 4 eller i afsnit 5.1-

5.3. Forskellige tiltag kan påvirke forskellige dele af elforsyningssikkerheden, og ét tiltag kan i sig selv også påvirke for-

skellige dele af forsyningssikkerheden. Den marginale effekt på afbrudsminutter af det enkelte tiltag afhænger af øvrige

tiltag, som er iværksat. En kort beskrivelse af tiltag, som kan ændre niveauet af elforsyningssikkerheden med henblik på

et andet planlægningsmål, er samlet i afsnit 5.4.

5.1

Effekttilstrækkelighed og elmarkedet

Energinet arbejder målrettet på at realisere de igangværende elmarkedsreformer, der sammen med andre nye initiati-

ver skal sikre øget fleksibilitet af både elproduktion og elforbrug og dermed nye markedsløsninger til at sikre effekttil-

strækkeligheden og det anbefalede planmål.

Energinet arbejder således på at udvikle og styrke elmarkedet, så elmarkedet kan være med til at sikre effekttilstrække-

ligheden fremadrettet og sikre mest mulig konkurrence i elmarkedet. Energinet vurderer for nuværende, at der ikke

umiddelbart er behov for yderligere tiltag ud over dem, der allerede er i gang og planlagt, hvoraf en del er beskrevet i

kapitel 4. Men samtidig vurderer Energinet løbende behovet for nye initiativer og tiltag. Fremadrettet vil Energinet også

anvende monitoreringen af forbrugerfleksibiliteten i elmarkedet til at vurdere, om der er behov for yderligere initiativer

for at styrke forbrugerfleksibiliteten eller for at kompensere for manglende forbrugerfleksibilitet.

Introduktion af knaphedspris ved ubalanceafregning

Redegørelse for Elforsyningssikkerhed 2020

blev overvejelserne vedrørende knaphedspris ved ubalanceafregning be-

skrevet. Prisloftet i regulerkraftmarkedet er fortsat 5.000 EUR/MWh, ligesom mekanismerne i regulerkraftmarkedet er

uændrede. Den kompleksitet, der relaterer sig til en knaphedspris, er endnu ikke afdækket, og Energinet arbejder fort-

sat med en nærmere vurdering af de forudsætninger og indsatser, der eventuelt kan igangsætte dette tiltag. Det be-

mærkes endvidere, at knaphedspris er ét tiltag blandt flere, der skal være afprøvet før det er muligt at indføre en mid-

lertidig strategisk reserve.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

40/73

Balanceringsincitamenter på tværs af markedsrammer

Ændringer i anlægsmassen til elproduktion (vind og sol erstatter termiske anlæg), implementering af energiøer, kom-

mercialisering af Power-to-X og øget elektrificering er blot nogle af de forventede ændringer, der vil påvirke Energinets

opgave med at balancere elnettet. De forventede ændringer i el- og energisystemet vil på længere sigt udfordre balan-

ceringen af elsystemet og medføre et behov for nye typer af balanceringsydelser. Ændringerne i el- og energisystemet

giver dog også en række muligheder for nye typer af systemydelser og dermed balancering af elnettet og opretholdel-

sen af effekttilstrækkeligheden.

Energinet har derfor iværksat en analyse, hvor tendenser for relevante systemydelsesprodukter frem mod 2030 under-

søges. Arbejdet forventes at identificere en række tiltag, som kan tages i brug for at afhjælpe de udfordringer og behov,

der identificeres. De mulige værktøjer kan enten være lokalt implementerbare eller kan sigte mod at præge den euro-

pæiske udvikling i givne retninger. Nye tiltag vil komme oveni det arbejde, der allerede foregår med implementeringen

af de regulatoriske rammer for balancemarkederne på tværs af EU, og som Energinet vil have fortsat fokus på i de kom-

mende år.

Midlertidig strategisk reserve

Hvis elmarkedet og de løbende reformer heraf, via prissignalerne, ikke viser sig i stand til at understøtte et acceptabelt

niveau for effekttilstrækkelighed i Danmark på sigt, kan det blive nødvendigt at understøtte effekttilstrækkeligheden på

anden vis. Hertil vurderer Energinet, som det også er beskrevet i de seneste års redegørelser for elforsyningssikkerhed,

at en midlertidig strategisk reserve kan være et velegnet værktøj. En strategisk reserve vil kunne afbøde de negative

konsekvenser i situationer med manglende effekttilstrækkelighed ved at reducere behovet for forbrugsafkoblinger.

Samtidig vil markedsaktørerne fortsat udsættes for skærpede økonomiske incitamenter i elmarkederne.

En strategisk reserve er en kapacitetsmekanisme, som alene aktiveres i situationer med manglende effekttilstrække-

lighed. Kapacitetsmekanismen kan understøtte effekttilstrækkeligheden uden om de eksisterende elmarkeder, ved at

enheder på produktions-/forbrugssiden får betaling for den kapacitet (MW), som stilles til rådighed for elsystemet.

Mulighederne og behovet for en strategisk reserve er blevet afsøgt, herunder eventuel størrelse og konstruktion, samt

hvilke regulatoriske krav en strategisk reserve skal leve op til (fx statsstøttegodkendelse i EU). Energinet vurderer ikke,

at der for nuværende er behov for en strategisk reserve, eller at der vil kunne opnås statsstøttegodkendelse af en stra-

tegisk reserve på nuværende grundlag. Det skyldes, at statsstøttegodkendelsen vil kræve, at alle andre potentielle mu-

ligheder er afsøgt, og det dermed kan godtgøres, at der ikke kan opretholdes en tilfredsstillende effekttilstrækkelighed

uden en strategisk reserve. Skulle behovet opstå i fremtiden, er en del af det afklarende forarbejdet på plads, og der vil

kunne sikres hurtig fremdrift i arbejdet, forud for at statsstøtteansøgningsprocessen kan igangsættes. Denne vurderes

at ville tage omkring tre år.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

41/73

Beregning af pålidelighedsstandard

Forordningen om nyt elmarkedsdesign (EU regulation 2019/943) fra EU's Clean Energy Package stiller blandt

andet specifikke krav til beregning af en såkaldt pålidelighedsstandard baseret på estimerede værdier for VoLL

(Value of Lost Load) og CONE (Cost of New Entry). Den endelige metode blev offentliggjort af ACER i oktober

2020.

Pålidelighedsstandarden er et beregnet målniveau for effekttilstrækkelighed og bestemmes lidt forsimplet

ved:

��

(��/��)

��

(ℎ) =

��

(��/��ℎ)

VoLL er en økonomisk indikator, som udtrykker omkostningerne ved en afbrudt elforsyning. VoLL er ikke én

værdi, men afhænger af en række faktorer, fx hvem der afbrydes (industri, service, husholdninger, osv.) og

karakteristika for afbrud (varighed; tidspunkt på dag, uge, år; varslet eller ikkevarslet, mv.).

Det beregnede LOLE-niveau afspejler det økonomisk optimale niveau af effekttilstrækkelighed, hvor den mar-

ginale omkostning ved ny kapacitet er lig den marginale omkostning ved ikkeleveret energi.

Af metoden til bestemmelse af pålidelighedsstandarden fremgår, at forsyningssikkerhed er et nationalt anlig-

gende. Hvert enkelt medlemsland kan således på transparent vis fastsætte den ønskede pålidelighedsstandard

baseret på de overordnede europæiske rammer.

Kun hvis den fastsatte pålidelighedsstandard forudses overskredet i effekttilstrækkelighedsvurderinger for

fremtidige år, vil et medlemsland kunne opnå en statsstøttegodkendelse af en kapacitetsmekanisme, fx en

strategisk reserve.

Energistyrelsen er i gang med en nærmere udredning af værdier af de forskellige parametre, der skal indgå i

en dansk vurdering af effekttilstrækkelighed. Energistyrelsens udredning forventes ikke at foreligge før tidligst

i løbet af 2022.

5.2

Eltransmissionsnettet

5.2.1 Reinvestering

Eltransmissionsnettets driftsmæssige tilstand forringes i takt med, at det ældes. Det medfører en højere fejlsandsynlig-

hed og reducerer dermed elforsyningssikkerheden. Som beskrevet i afsnit 4.2.2 er reinvestering af eltransmissionsnet-

tet et af de primære tiltag til fastholdelse af en høj elforsyningssikkerhed. Reinvesteringsprogrammet er beskrevet i

Be-

hovsanalyse og Langsigtet netstruktur for eltransmissionsnettet 2020.

I perioden 2019-2022 er der budgetteret 5,3 mia.

kr. til reinvesteringer i eltransmissionsnettet. Frem mod 2030 forventer Energinet at fastholde et reinvesteringsbudget

på 1,5 mia. kr. pr. år.

Effekten af reinvesteringsprogrammet er svær at kvantificere. Ud fra samme metode som anvendt i

Redegørelse for

elforsyningssikkerhed 2020

viser nedenstående figur 13 konsekvenserne i afbrudsminutter, hvis der ikke gennemføres

reinvesteringer i komponenter med opbrugt teknisk levetid. Denne metode har udgangspunkt i, at anlægskomponenter

tages permanent ud af drift, når den tekniske levetid er opbrugt. Baseret på gennemsnittet af et repræsentativt udsnit

ACER sets the methodologies to assess electricity resource adequacy in the EU (europa.eu)

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

42/73

vurderes den samlede konsekvens, og det vil have en væsentlig betydning for antallet af afbrudsminutter, hvis de nød-

vendige reinvesteringer ikke foretages. Metoden omfatter ikke krydsafhængigheder mellem de enkelte reinvesteringer,

hvorfor den vil underestimere det faktiske antal afbrudsminutter, hvis der ikke reinvesteres. Estimatet forudsætter lige-

ledes, at godkendte reinvesteringer frem mod 2022 gennemføres.

700

Afbrudsminutter pr. år

600

500

400

300

200

100

2021

2023

2025

2027

2031

Figur 13 Probabilistisk opgørelse af udviklingen i afbrudsminutter relateret til manglende nettilstrækkelighed i eltrans-

missionsnettet, hvis der ikke gennemføres reinvesteringer i komponenter med opbrugt teknisk levetid.

Med omkostningen til reinvesteringer på 1,5 mia. kr. pr. år til reinvesteringer i perioden 2023-2031 vil reinvesterings-

programmet have medført omkostninger på ca. 21 mio. kr. pr. mitigeret (undgået) afbrudsminut i 2031 alene. Energinet

forventer, at det ud over gennemførelse af reinvesteringsprogrammet ikke vil være samfundsmæssigt rentabelt at ar-

bejde for endnu færre afbrudsminutter i eltransmissionsnettet.

5.2.2 Nye netprodukter

Eltransmissionsnettet er udbygget efter N-1-princippet. Det betyder, at der i langt det meste af tiden er en langt højere

kapacitet i eltransmissionsnettet, end der reelt udnyttes. Den resterende kapacitet er reserveret til redundans af hen-

syn til elforsyningssikkerheden. Udnyttelse af denne ledige kapacitet vil give en bedre udnyttelse af det eksisterende

eltransmissionsnet og vil derved kunne fremme elektrificeringen. Dette kan muliggøres ved at etablere nye netproduk-

ter, hvor elforbrugeren tilsluttes med begrænset netadgang – enten som et permanent vilkår eller som en midlertidig

foranstaltning.

"Begrænset netadgang" som permanent vilkår betyder, at elforbrugeren som udgangspunkt har adgang til den strøm,

som efterspørges. Elforbrugeren kan dog uden varsel beordres til at nedregulere sit elforbrug inden for 15 minutter,

hvis der sker hændelser i eltransmissionsnettet, som kræver dette. Til gengæld for denne nedregulering eller afbrydelig-

hed betales en lavere eltransmissionstarif.

Udbygning af eltransmissionsnettet tager tid. Dette kan være til ulempe for nye aktører, som vil have deres anlæg til-

sluttet hurtigst muligt et sted i eltransmissionsnettet, hvor der ikke er tilstrækkelig kapacitet. Til det brug kan "Midlerti-

digt begrænset netadgang" være en midlertidig foranstaltning, der giver aktører mulighed for at blive tilsluttet hurtigt.

Til gengæld skal de samme vilkår som for aktører med ”Begrænset netadgang” accepteres, indtil eltransmissionsnettet

er udbygget.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

43/73

Tiltagene påvirker ikke direkte elforsyningssikkerheden for samfundet som helhed. Det giver derimod den enkelte el-

transmissionstilsluttede elforbruger mulighed for at vælge en lavere elforsyningssikkerhed mod en besparelse på el-

transmissionstariffen samt en mulighed for at blive nettilsluttet hurtigere, end det ellers ville være muligt.

De nye netprodukter blev metodeanmeldt hos Forsyningstilsynet i maj 2020. Indførelse og implementering af netpro-

dukterne afventer nu en godkendelse fra Forsyningstilsynet.

5.2.3 Sikring af robusthed

Der er en væsentlig opgave for Energinet at sikre, at elsystemet forsat kan opretholde en høj robusthed i takt med den

grønne omstilling. Ud over indkøb af systemydelser er der overordnet to løsningsmuligheder på denne problemstilling,

nemlig integrerede komponenter i eltransmissionsnettet og nettilslutningsbestemmelserne. Den optimale løsning vil

formodentligt være en kombination af disse muligheder.

En langt højere grad af data og digitalisering er nødvendig som et fundament for at styre elsystemet og dets anlæg i

fremtiden. Derved sikres det, at elsystemets anlæg har de bedste muligheder for at bidrage til opretholdelse af system-

sikkerheden. De anlæg, der kan levere den bedste og billigste ydelse, kommer til at gøre det.

Energinet er i gang med udviklingen af et roadmap for, hvordan eltransmissionsnettets robustheds sikres fremadrettet.

På baggrund af dette roadmap forventes omkostningerne til sikring af robustheden at kunne kvantificeres.

Roadmappet vil bygge på analyser af følgende emner:

•

Udvikling af nye analysemetoder for sikker systemintegration af inverter-tilsluttede anlæg

Udvikling af nye analysemetoder for løbende systemovervågning og behovsbeskrivelse

Eftersyn af nettilslutningskrav på baggrund af opfølgning på hændelser

Øget samarbejde med nabo-TSO'er om frekvensstabilitet

Forsat opretholdelse af systemstyrken igennem øgede tilstandsvurderinger.

I de fremtidige redegørelser for elforsyningssikkerhed vil Energinet præsentere resultaterne af dette arbejde.

Indkøb af systemydelser

Eltransmissionsnettets robusthed sikres i høj grad gennem indkøb af systemydelser. Energinet har som systemansvarlig

virksomhed brug for en række ydelser til at opretholde stabilitet i eltransmissionssystemet og dermed elforsyningssik-

kerheden. Disse ydelser kaldes samlet set for systemydelser.

Ydelserne er nødvendige for at sikre en stabilitet af eltransmissionssystemet under både normaldrift og under genetab-

lering efter fejl. Disse systemydelser sikrer både frekvens- og spændingsstabilitet. Ud over dette sikres ydelser til spæn-

dingssætning og opstart af eltransmissionsnettet, hvis et blackout mod forventning skulle indtræffe.

Energinet ser generelt ind i en fremtid, hvor der er brug for at have flere reserver til rådighed end i dag. Dette er pri-

mært drevet af den stadig stigende mængde vedvarende energi i elsystemet, der skaber udfordringer for bl.a. frekvens-

stabilitet. Derudover sætter europæisk regulering rammerne for krav til typer af reserver samt dimensioneringskrav,

der er med til at bestemme den samlede mængden af reserver, Energinet skal indkøbe og sikre.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

44/73

Det konkrete behov for systemydelser i Danmark (DK1 og DK2) fastsætter Energinet i den årlige

Behovsvurdering for

systemydelser

, som også angiver hvilke systemydelser, der skal bruges til at dække behovet. Når behovet for system-

ydelser er kendt, kan disse indkøbes hos de aktører, som kan levere den specifikke ydelse til den laveste pris.

Integrerede komponenter i eltransmissionsnettet

Afhængig af det specifikke behov kan det være samfundsmæssigt fordelagtigt eller ligefrem nødvendigt for at opret-

holde et robust eltransmissionssystem, at Energinet etablerer yderligere integrerede netkomponenter eller skaffer de

tilsvarende ydelser via indkøb. Dette kan fx være synkronkompensatorer eller STATCOMs, som begge er enheder til sik-

ring af spændingsstabilitet. Det kan være nødvendigt for at sikre ydelser, som VE-anlæg ikke vil være i stand til at levere.

Ligeledes kan integrerede netkomponenter installeres, hvor det ikke vil være fordelagtigt at bringe VE-anlæggene til at

kunne levere disse ydelser.

Nettilslutningsbestemmelser

Energinet arbejder i dag tæt sammen med elsystemets anlægsejere om at sikre, at det enkelte elanlæg er robust over-

for hændelser i elsystemet. Der er særlig fokus på dette under tilslutning af nye elanlæg til eltransmissionsnettet samt i

forbindelse med opfølgning på hændelser, der har ledt til uventet opførsel på et eller flere elanlæg. Nettilslutningspro-

cessen indeholder i dag en række simuleringsbaserede analyser og en række praktiske tests. Robustheden af alle en-

kelte elanlæg sikrer i høj grad et robust samlet elsystem.

Der arbejdes løbende på at udvikle analysemetoder til simuleringsbaseret eftervisning af anlæggene. Ud fra disse sikres

det, at de rigtige netregler er definerede. Herudover kan de testmetoder, der anvendes på anlæggene ved idriftsæt-

telse, videreudvikles. Dette er særligt vigtigt for de nye aktører, som i de kommende år tilsluttes det danske elsystem.

Som en del af den løbende forbedring forventes det i fremtiden, at løbende efterprøvning af udvalgte elanlæg vil være

med til at sikre et stabilt elsystem.

VE-baserede elproduktionsanlæg og på sigt elforbrugsanlæg som PtX kan bringes i spil til at levere de systembærende

egenskaber, som er nødvendige for at opretholde et stabilt og robust eltransmissionssystem. De nye anlægstyper

har ikke naturligt samme systembærende egenskaber som de traditionelle termiske kraftværker. I flere tilfælde kan an-

læggene dog opnå disse egenskaber. Det kan ske gennem udvikling af nye kontrolsystemer til elanlæggene kombineret

med etablering af lokale energikilder som fx batterier. Adgangen kan enten specificeres gennem nettilslutningskrav el-

ler tilvejebringes ved at etablere markeder for disse ydelser, som motiverer anlægsejere til at etablere den ønskede

funktionalitet. Det kommende roadmap for eltransmissionsnettets robusthed vil være et vigtigt element i forhold til at

fastlægge strategien.

5.2.4 Udlandsforbindelser

Etablering af yderligere udlandskapacitet til de to danske elprisområder vil kunne bidrage med effekt i situationer, hvor

der er manglende effekttilstrækkelighed i Danmark. Det forudsætter, at der er overskydende effekt at hente i udlandet,

hvilket ikke altid kan forventes at være tilfældet, særligt set i lyset af at udlandet også ser ind i en fremtid med udfas-

ning af termisk kapacitet til fordel for VE-anlæg. Modsat vil en reduktion af den nuværende udlandskapacitet kunne

forværre effekttilstrækkeligheden.

Energinet har analyseret på effekten af ændret udlandskapacitet til Norge samt til Holland og Tyskland via energiøerne

henholdsvis i Nordsøen og på Bornholm.

Etablering af energiøerne vil forventeligt øge den danske importkapacitet fra

Implementering af ny elforsyningslov - markedsgørelse og behovsvurdering | Energinet

Uddybende resultater for følsomhederne er beskrevet i appendiks A, afsnit 6.4.1.1.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

45/73

udlandet og dermed bidrage til understøttelse af effekttilstrækkeligheden. I Energinets implementering af Energistyrel-

sens

Analyseforudsætninger til Energinet 2020

antages udlandsforbindelser på henholdsvis 1.500 MW via Nordsø-ener-

giøen fra Holland til Vestdanmark og 1.000 MW via Bornholm-energiøen fra Tyskland til Østdanmark fra 2029. Uden

begge energiøer og tilknyttede udlandsforbindelser stiger afbrudsminutterne i 2031 fra 1 til 3 minutter. Påvirkningen

vurderes at være størst i Østdanmark.

Skagerrak 1 og 2 er ved at have opbrugt deres tekniske levetid, og undladelse af reinvestering i disse to forbindelser vil

mindske den danske udlandskapacitet med 500 MW til Vestdanmark. Uden forbindelserne vil risikoen for manglende

effekttilstrækkelighed særligt i Vestdanmark stige. Afbrudsminutterne for Danmark samlet estimeres under de nuvæ-

rende forudsætninger at stige fra 1 minut i 2031 til 2 afbrudsminutter uden Skagerrak 1 og 2.

Udlandsforbindelser kan også have andre væsentlige samfundsøkonomiske effekter som handelsgevinster eller integra-

tion af vedvarende energi. I analyserne her i redegørelsen er alene effekten på effekttilstrækkeligheden af udlandsfor-

bindelserne undersøgt.

5.3 Eldistributionsnettene

Nedenstående beskrivelser og forventninger til udviklingen i afbrudsminutter er baseret på input fra Dansk Energi på

vegne af netvirksomhederne.

Netvirksomhederne er underlagt en økonomisk regulering, hvor de tilladte indtægter udgør en indtægtsramme til dæk-

ning af drift, investeringer og afskrivning m.v. Hvis eldistributionsnettene skal øge elforsyningssikkerheden i forhold til

den forventede fremskrivning, vil der være behov for et højere investeringsniveau og dermed en højere indtægts-

ramme. Der vil i den situation være behov for justeringer af reguleringen, så der tillades et højere indtægtsniveau for at

finansiere de forventede stigende reinvesteringer.

5.3.1 Ændring af reinvesteringsniveauet

Reinvesteringsaktiviteter er det primære tiltag i eldistributionsnettene i forhold til påvirkning af elforsyningssikkerhe-

den. Eldistributionsnettene er designet og bygget med henblik på at begrænse tiden, hvor elforbrugerne er afbrudt på

grund af fejl eller arbejde i eldistributionsnettene. Antallet af afbrudsminutter i eldistributionsnettene forventes dog at

stige til i alt knap 28 minutter i 2031, jævnfør afsnit 4.2.3. Dette er under forudsætning af, at det nuværende reinveste-

ringsniveau i 2020 på ca. 1,8 mia. kr. årligt videreføres.

Der er et stigende behov for at reinvestere i eldistributionsnettene på grund af nettets alder. I flere netvirksomheder

nærmer netkomponenter sig et stadie i deres livscyklus, hvor de begynder at udvise en stigende fejlfrekvens. Derfor vil

investeringsindsatsen rent teoretisk kunne fokuseres på de netkomponenter, der typisk har høj fejlfrekvens.

Det vil dog i praksis være svært at realisere dette scenarie. Det vil være yderst kompliceret og forbundet med stor usik-

kerhed præcist at udvælge de komponenter, som har størst fejlsandsynlighed. Forsøger man fx at udskifte de dårligste

kabler frem mod 2031, vil udskiftningen skulle fokuseres bredt på baggrund af nogle udvælgelseskriterier (fx alder). Kri-

terierne vil medføre, at også kabler med mindre fejlsandsynlighed vil blive udskiftet i processen. Det bemærkes, at hvis

alle APB-kabler skal udskiftes frem mod 2031, vil det medføre et meget omfattende gravearbejde med store gener for

trafikanter og beboere til følge, da kablerne primært ligger i byområder.

I den aldersdrevne fremskrivning 1,6 mia. kr., da 200 mio. kr. 30-50-60 kV-linjer er fjernet.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

46/73

Omvendt vil en reduktion i reinvesteringsniveauet påvirke antallet af afbrudsminutter. På den korte bane frem mod

2031 vil denne påvirkning ikke være markant. En reduktion i reinvesteringer i kabelanlæg vil først have en signifikant

effekt på antallet af afbrudsminutter efter 2031. Hvilken betydning det får at reducere reinvesteringer i elanlæg over

jorden, har det ikke for nuværende været muligt at estimere. Der vurderes at være en betydelig risiko forbundet her-

med, da netvirksomhederne løbende vedligeholder og reparerer på deres anlæg over jorden. Dette sker for at holde

dem i en person- og driftssikker tilstand. Ud over at påvirke antallet af afbrudsminutter vil risici forbundet med person-

sikkerhed, miljø, og lignende også skulle tages i betragtning. Endelig vil det kunne give et investeringsefterslæb på lidt

længere sigt, når der ses ud over 2031.

I forhold til stigningen i eldistributionsnettenes belastning ønsker netvirksomhederne fremadrettet at fastholde en til-

strækkelig høj kapacitet i eldistributionsnettene. Eldistributionsnettenes kapacitet vil derfor i udgangspunktet løbende

øges, i takt med at elforbruget stiger. Derved kan N-1-kriteriet fortsat opfyldes. I et alternativ, hvor kapaciteten i eldi-

stributionsnettene ikke følger elforbruget, vil et stigende elforbrug medføre en øget risiko for længerevarende afbrud.

Med udgangspunkt i de nuværende oplysninger er det derfor vurderingen hos netvirksomhederne, at det samfundsøko-

nomisk vil være mest hensigtsmæssigt, hvis netselskaberne fastholder deres nuværende reinvesteringsstrategi.

5.3.2 Investering i fjernbetjente og -overvågede netstationer

Et tiltag til påvirkning af antallet af afbrudsminutter på eldistributionsniveau er investeringer i fjernbetjente og -overvå-

gede netstationer (herefter benævnt fjernbetjente netstationer). Disse stationer giver mulighed for hurtigt at omlægge

10-20 kV-eldistributionsnettene via fjernbetjening fra kontrolrum.

Anvendelse af fjernbetjente netstationer sker allerede i dag i et vist omfang hos netvirksomhederne. Det vurderes, at

der er installeret fjernbetjente netstationer i mere end 20 pct. af 10-20 kV-eldistributionsnettene i Danmark. Dette tal

er opgjort i forhold til 10-20 kV-radialer fra 30-60 kV-/10-20 kV-transformerstationer. Tallet varierer mellem de enkelte

netvirksomheder. En del af potentialet ved fjernbetjente netstationer er allerede i dag udnyttet.

Den optimale placering og dermed udnyttelsen af potentialet ved fjernbetjente netstationer kræver højt lokalkendskab

i eldistributionsnettene. Med en række forudsætninger og med data fra ELFAS (Dansk Energis Fejl- og afbrudsstatistik)

er potentialet i at investere i fjernbetjente netstationer estimeret. Det vil primært være i forbindelse med fejl på 10-20

kV-kabelanlæg, at fjernbetjente netstationer kan reducere antallet af afbrudsminutter. Det er disse anlægskomponen-

ter, som driver stigningen i afbrudsminutter frem mod 2031. Det er dog kun varigheden af et afbrud, som reduceres

med fjernbetjente netstationer. Antallet af afbrydelser vil ikke være påvirket. Fjernbetjente netstationer er derfor ikke

et fuldt alternativ til investeringer i nye kabelanlæg og stationer. De fjernbetjente stationer kan dog være med til at ud-

sætte tidspunktet for, hvornår et kabelanlæg skal udskiftes.

Der er regnet på et scenarie med to fjernbetjente netstationer på hver 10-20 kV-radial fra 30-60 kV-/10-20 kV-transfor-

merstationerne. Med denne mængde fjernbetjente netstationer forventes det at kunne reducere den gennemsnitlige

afbrudsvarighed med 40-60 pct. Der er i dag ca. 2.500 stk. fjernbetjente netstationer i Danmark. Med forudsætningen i

scenariet øges antallet til ca. 15.000 stk.

Det er antaget, at kun antallet af afbrudsminutter fra fejl på 10-20 kV-kabelanlæg kan påvirkes af de fjernbetjente net-

stationer. En mindre reduktion i antallet af afbrudsminutter fra visse typer af uvarslede afbrud på 10-20 kV-koblingsan-

læg i netstationer er dog også medtaget. Endelig er det antaget, at hvis en given procentdel af 10-20 kV-eldistributions-

nettene har fjernbetjente netstationer, vil samme procentdel af de påvirkelige afbrud være berørt. Dette vurderes at

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

47/73

være en konservativ antagelse, da fejlsandsynligheden også har betydning for, hvilke 10-20 kV-eldistributionsnet der

indledningsvis installeres fjernbetjente netstationer i.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Med fjernbetjente netstationer

Uden fjernbetjente netstationer

18,8

19,2

21,0

20,5

20,2

20,6

21,1

21,6

22,2

22,7

23,3

23,9

24,5

25,2

25,8

26,5

Figur 14 Fremskrivning af årlige afbrudsminutter i eldistributionsnettene i Danmark i perioden 2015 til 2031 med inve-

stering i fjernbetjente netstationer, til sammenligning den forventede fremskrivning fra figur 9.

Figur 14 illustrerer den forventede fremskrivning af afbrudsminutter i eldistributionsnettene, hvis fjernbetjente netstati-

oner implementeres. Skyggeprisen, eller omkostningen i kroner pr. reduceret afbrudsminut, er estimeret til 2,6 mio.

kr./afbrudsminut for Vestdanmark og 1,6 mio. kr./afbrudsminut for Østdanmark. Forskellen i skyggepris mellem Vest-

og Østdanmark tilskrives eldistributionsnettenes alder.

Skyggeprisen beskriver her den årlige omkostning for at nedbringe antallet af afbrudsminutter med 1 minut. Tilbage-

diskontering af gevinster og omkostninger kan dog være ulige fordelt i tid. Typisk vil gevinsterne opnås mange år efter,

at investeringen er foretaget. Så set over en kort tidshorisont kan meromkostningen set i forhold til SAIDI-gevinsten

godt se større ud end over en længere tidshorisont.

Omkostningen til investering i fjernbetjente netstationer estimeres frem mod 2031 til ca. 40 mio. kr. pr. år på landsplan.

Gevinsten estimeres til ét afbrudsminut i 2031. Investering i fjernbetjente stationer kan i høj grad hjælpe på elforsy-

ningssikkerheden på længere sigt. Netvirksomheder med ældre eldistributionsnet og højere fejlhyppighed har på kort

sigt større fordel af dette tiltag end selskaber med yngre net og lavere fejlhyppigheder.

5.3.3 Øvrige tiltag til påvirkning af antallet af afbrudsminutter

Der er andre tiltag på eldistributionsniveau, som kan bidrage til at påvirke antallet af afbrudsminutterne fremadrettet.

Sådanne tiltag vil ofte være mere driftsorienterede. De fokuserer på processerne i de enkelte netvirksomheder. Potenti-

alet vil derfor også være mere selskabsspecifikt og svært at opskalere til en samlet effekt på landsplan. Det skal under-

streges, at netvirksomhederne allerede i dag i forskellig grad har implementeret disse tiltag. Det må som udgangspunkt

forventes, at yderligere implementering sker af sig selv, hvis det har positiv selskabsøkonomisk gevinst for netvirksom-

hederne.

Asset management-systemer og digitalisering. Ved implementering af mere avancerede asset management-systemer

og -processer kan ressourcerne til drift og vedligeholdelse af eldistributionsnettene målrettes der, hvor den største ef-

Dok. 20/07580-55

Afbrudsminutter pr. elforbruger

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

48/73

fekt opnås. Dette kan eksempelvis være i forhold til reduktion i afbrudsvarighed af elkunden og opretholdelse af oppeti-

den i eldistributionsnettene. Hertil kommer, at asset management anvendes i forhold til løbende at forbedre strategi-

erne for reinvestering. Tiltaget vil kunne bidrage til at udskyde den forventede stigning i antallet af afbrudsminutter.

Fleksibilitet og afbrydelighed. Ved at kunne sænke eller afbryde elforbruget i perioder med høj belastning eller i tilfælde

af en fejlsituation vil det være muligt at reducere risikoen for afbrydelser af elforbrugere. Konkret kan det ske ved at

give elforbrugerne incitament til at sænke elforbruget på specifikke tidspunkter. Det kan fx være ved tidsdifferentierede

tariffer eller ved markedsløsninger for fleksibilitet. Der kan også være tale om afbrydelighedsaftaler med enkelte kunder

eller aftaler om specifikke effektbehov, der tåler, at effekttrækket reduceres i perioder med høj belastning af eldistribu-

tionsnettet. En anden mulighed er, at producenter placeret på et lavere spændingsniveau (fx 10-20 kV) øger produktio-

nen i en situation, hvor elnettet på et højere spændingsniveau (50-60 kV) er belastet, fordi der skal transporteres meget

strøm til det lavereliggende niveau.

Netvirksomhederne har vurderet, at en fastholdelse af det nuværende relativt lave afbrudsniveau vil kræve ca. 50 pct. i

meromkostning til udskiftninger og reparationer, svarende til gennemsnitligt ca. 800 mio. kr. i yderligere årlige investe-

ringer. Dette vurderes dog forsat at medføre en mindre stigning i antal afbrudsminutter frem mod 2040, hvorefter af-

brudsminutterne falder tilbage mod 2019-/2020-niveau igen.

5.4 Mulige ændringer af niveauet for elforsyningssikkerhed

Energinet har identificeret en række forskellige tiltag, som kan ændre niveauet af elforsyningssikkerheden med henblik

på at opnå et alternativt planlægningsmål. Der er tale om eksempler på tiltag til påvirkning af elforsyningssikkerheden

og ikke en udtømmende liste.

Det skal understreges, at tiltagenes relative effekt og økonomi i høj grad bygger på skøn, og at den faktiske omkostning

og effekt på elforsyningssikkerheden kræver yderligere analyser af det givne tiltag og den specifikke implementering.

Et tiltag kunne være at forstærke eller nedjustere tiltag, som allerede er beskrevet i kapitel 4 eller i afsnit 5.1-5.3. For-

skellige tiltag kan påvirke forskellige dele af elforsyningssikkerheden, og ét tiltag kan i sig selv også påvirke forskellige

dele af elforsyningssikkerheden. Den marginale effekt på afbrudsminutter af det enkelte tiltag afhænger af øvrige tiltag,

som er iværksat.

Højere niveau af elforsyningssikkerheden

Et højere niveau af elforsyningssikkerhed end det af Energinet anbefalede planlægningsmål vil kræve igangsættelse af

nye initiativer.

Øgede reinvesteringer på eldistributionsniveau

Eftersom afbrudsminutterne i eldistributionsnettene står for den største del af det samlede antal afbrudsminutter, er

det oplagt umiddelbart at fokusere på eldistributionsniveauet. Jævnfør kapitel 4 har netvirksomhederne vurderet, at en

forceret udskiftning af anlæg og komponenter med henblik på at opretholde det hidtidige niveau på 20-21 årlige af-

brudsminutter vil koste i gennemsnit ca. 800 mio. kr. årligt i ekstrainvesteringer, svarende til ca. 50 pct. af de nuvæ-

rende reinvesteringer.

Større robusthed via opgradering i eltransmissionsnettet

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

49/73

Styrkelse af elforsyningssikkerheden i eltransmissionsnettet er vigtig i forhold til reduktion af afbrud i eltransmissions-

nettet, men også for at skærme for efterfølgende afbrud i underliggende eldistributionsnet. Et højere niveau af ro-

busthed vil kræve igangsættelse af initiativer til at understøtte elsystemet, så det kan tåle flere fejl. Opnåelse af et hø-

jere niveau af elforsyningssikkerhed end det hidtidige planlægningsmål kan således opnås ved at opgradere komponen-

ter i eltransmissionsnettet, så det kan håndtere flere fejl og dermed styrke robustheden. Opgraderinger vurderes gene-

relt som relativt omkostningskrævende, men kræver en nærmere analyse i de konkrete tilfælde.

Flere udlandsforbindelser

Etablering af ny udlandskapacitet til de to danske prisområder vil kunne bidrage med effekt i situationer, hvor der er

effektmangel. Omkostning og effekt afhænger i høj grad af den specifikke type og placering af den givne forbindelse. Se

afsnit 5.2.4 og Appendiks A for en nærmere vurdering af udlandsforbindelser.

Understøttelse af effekttilstrækkelighed

Markedstiltag

Principielt kan markedstiltag vurderes som samfundsøkonomisk relativt billige i forhold til andre tiltag, endog med mu-

ligheder for økonomiske gevinster, idet der principielt er tale om tiltag, hvor omkostninger og gevinster netop er afvejet

i elmarkedet i forbindelse med iværksættelsen. Desuden kan en udvidet og forbedret konkurrence på elmarkedet for-

ventes at skabe økonomiske gevinster. Energinet følger udviklingen i en række allerede igangsatte markedstiltag og har

startet en nærmere monitorering af elforbrugsfleksibilitet (se afsnit 4.2.1.1). Indtil videre er det dog vanskeligt at op-

gøre den præcise effekt af disse tiltag, blandt andet i forhold til at understøtte effekttilstrækkeligheden. Markedstiltage-

nes effekt er afhængig af, at der skabes de rette incitamenter for markedsaktørerne. Og de rammebetingelser og incita-

menter, der kan understøtte aktørernes reaktioner på priserne i elmarkedet, er igen afhængige af, at der institutionelt

og politisk fortsat er opbakning til at skabe sådanne rammebetingelser og incitamenter.

Midlertidig strategisk reserve

Hvis effekttilstrækkeligheden på trods af igangsatte tiltag og de på længere sigt planlagte tiltag ikke opnår den tilstræk-

kelige understøttelse, kan en midlertidig strategisk reserve være et nyt tiltag til at sikre effekttilstrækkeligheden, givet

den fornødne statsstøttegodkendelse kan opnås. Den præcise omkostning vil afhænge af størrelsen og designet på den

midlertidige strategiske reserve, herunder om en sådan reserve vil bygge på aktivering af eksisterende produktionska-

pacitet eller på etablering af nye spidslastenheder. En midlertidig strategisk reserve vil i givet fald blive udbudt på bag-

grund af et udbud på markedsvilkår, og prisen kan ikke præcist vurderes på forhånd. (se også afsnit 4.2.2 og 5.2).

Lavere niveau af elforsyningssikkerhed

Ønsker man at spare på de igangsatte eller planlagte tiltag i eltransmissions- og eldistributionsnettene, vil det medføre

et lavere niveau af elforsyningssikkerhed. De fulde konsekvenser af sådanne besparelser er svære at estimere, og nogle

konsekvenser vil først udmønte sig på længere sigt. Væsentlige besparelser på fx reinvesteringer kan på langt sigt have

store konsekvenser for elforsyningssikkerheden. Et investeringsefterslæb kan på grund af de lange investeringshorison-

ter for mange typer af anlæg have en langvarig negativ effekt på elforsyningssikkerheden.

Besparelser i eltransmissionsnettet kan i princippet også opnås ved at acceptere et lavere niveau af robusthed og nettil-

strækkelighed. Dette kan opnås ved at spare omkostninger til at opretholde af N-1-kriteriet.

Netvirksomhederne vurderer, at en reduktion af reinvesteringsniveauet for eldistributionsnettene indebærer en stor

risiko i forhold til elforsyningssikkerheden og også risiko i forhold til personsikkerhed og miljø.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

50/73

Afvigelse fra netdimensioneringskriterierne

Afvigelse fra netdimensioneringskriterierne, N-1, i kortere eller længere tid, fx under revision på en station eller linje-

strækning, kan ved én fejl føre til afbrud af elforbrugere. Energinet kan kun påvirke elforsyningen af danske elforbru-

gere, da Energinet er bundet af internationale krav. Fejl i det interne elnet må således ikke påvirke udvekslingen på ud-

landsforbindelserne i driftsdøgnet. Det må formodes, at jo længere der afviges fra N-1, jo lavere bliver niveauet af elfor-

syningssikkerhed. I givet fald vil accepten bero på en risikovurdering i det enkelte tilfælde.

Langtidseffekt af færre reinvesteringer eller udskydelse af reinvesteringer

Energinet kan reducere omkostningerne til reinvesteringer ved at udskyde de planlagte reinvesteringer. Hvis Energinet

sænker reinvesteringsporteføljen, vil der i princippet kunne spares op mod 1,5 mia. kr., alt efter hvor mange projekter

som ikke reinvesteres. Dette vil på det helt korte sigt ikke nødvendigvis og umiddelbart føre til en stigning i afbrud af

elforbrugere, men 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 afbrud hos elforbrugerne og øgede

omkostninger til beredskab og vedligehold. Det skal understreges, at der vil være væsentlige udfordringer relateret til

nettilstrækkelighed, hvis der ikke reinvesteres i forhold til behovene i det nuværende reinvesteringsprogram. Hertil

kommer, at den øgede elektrificering og udbygning med decentralt placerede VE-anlæg formentlig vil øge behovet for

netforstærkninger i forhold til de seneste års investeringsniveau.

Omkos tni ng

Opgradering,

eltransmissionsne�½et

Flere

udlandsforbindelser

Øgede

reinvesteringer,

eldistribu�½onsniveau

Strategisk

reserve

La vere ni vea u a f el fors yni ngs s i kkerhed

Langvarig afvigelse

Afvige fra N-1

Færre/udskydelse af

reinvesteringer

Markeds�½ltag/

forbrugsﬂeksibilitet

Højere ni vea u a f el fors yni ngs s i kkerhed

Figur 15 Illustration af mulige tiltags omkostningsniveauer samt deres indvirkning på elforsyningssikkerheden. Ni-

veauer såvel som tiltagenes indbyrdes forhold bygger på skøn, og det skal understreges, at der ikke findes et

samlet vurderingskriterie på tværs af tiltagene

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

Bes pa rel s e

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

51/73

6. Appendiks A. Effekttilstrækkelighed

Risikoen for afbrudsminutter i Danmark på grund af manglende effekttilstrækkelighed vurderes at stige over de kom-

mende 10 år. Men selv om Energinets analyser viser, at der er en stigende risiko for enkelte situationer med brownouts

(kontrollerede forbrugsafkoblinger) på grund af manglende effekttilstrækkelighed, forventes sådanne situationer at

være sjældne hændelser. Historisk de seneste 20 år har manglende effekttilstrækkelighed ikke været årsag til afbruds-

minutter i det danske elsystem.

Den stigende risiko for manglende effekttilstrækkelighed er et resultat af en forventning om fortsat udfasning af termisk

kapacitet og stigende elforbrug blandt andet til øget elektrificering af varme- og transportsektorerne. Udviklingen gør

Danmark mere afhængig af at kunne importere el fra vores nabolande i visse situationer for at kunne opretholde effekt-

tilstrækkeligheden. En række af vores nabolande oplever samme tendenser som i Danmark. Derfor vurderes risikoen for

ikke at kunne importere tilstrækkeligt el fra udlandet at stige over de kommende 10 år og frem, når der er behov for

import på grund af effektknaphed i Danmark.

Beregninger af effekttilstrækkelighed er forbundet med betydelig usikkerhed, specielt på længere sigt. En lang række

forudsætninger og antagelser for både Danmark og udlandet ligger til grund for effekttilstrækkelighedsberegningerne,

og for alle parametre stiger usikkerheden, jo længere tidshorisonten er. Derfor vil resultaterne i de sidste år af analyse-

perioden også have en tendens til at svinge mere fra år til år, da forudsætninger for fjerne år i fremtiden er mere usikre

end nære år. Yderligere vil forskellige modeller og de stokastiske elementer i beregningerne betyde forskellige resulta-

ter, selvom de grundlæggende forudsætninger er ens. Dette viste sig fx med overgangen i 2018/2019 fra FSI-modellen

til BID-modellen hos Energinet og har vist sig årligt i forbindelse med de paneuropæiske effekttilstrækkelighedsvurde-

ringer i ENTSO-E’s MAF (Mid-term Adequacy Forecast). De absolutte effekttilstrækkelighedsresultater skal derfor altid

tolkes med varsomhed.

6.1

Baggrund for vurderinger af effekttilstrækkelighed

Ifølge

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet mv.

skal Energinet udar-

bejde en prognose for effekttilstrækkeligheden. Prognosen er lig med et basisscenarie og dermed referencen for effekt-

tilstrækkelighedsvurderingerne baseret på den forventede udvikling i elsystemet. Bekendtgørelsen stiller derudover en

række specifikke krav til effekttilstrækkelighedsvurderingerne, herunder blandt andet til følsomhedsanalyser og udar-

bejdelse af alternative prognoser.

Forordningen om nyt elmarkedsdesign (EU regulation 2019/943) fra

Clean Energy Package

fastsætter en række speci-

fikke krav, som europæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger fremadrettet skal opfylde.

Metoden skal efterleves af

nationale effekttilstrækkelighedsvurderinger ved ønske om indførelse af kapacitetsmekanismer på baggrund heraf.

Grundlæggende er der god overensstemmelse mellem de danske krav i

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed

og anvendelse af eltransmissionsnettet mv.

og de europæiske krav fra

Clean Energy Package.

Der er dog en række yder-

ligere og mere specifikke krav til de europæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger end til de danske vurderinger.

Modellen BID er i dag Energinets foretrukne og anvendte værktøj til at foretage langsigtede vurderinger af effekttil-

strækkeligheden. BID-modellen er hidtil blevet anvendt i de paneuropæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger i ENTSO-

E’s MAF og forventes også anvendt i de europæiske vurderinger fremadrettet. Energinet deltager aktivt i arbejdet med

de paneuropæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger i regi af ENTSO-E og står således godt rustet til at efterleve kra-

vene fra

Clean Energy Package

til effekttilstrækkelighedsvurderinger. I dag er der dog en betydende metodemæssig

Se nærmere herom i tekstboksene i afsnit 4.2.1 og 5.1.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

52/73

forskel mellem de paneuropæiske vurderinger fra ENTSO-E og Energinets analyse i forhold til håndteringen af manuel

reservekapacitet (mFRR) i Danmark. Denne forskel belyses nærmere via en følsomhed i afsnit 6.4.2.1.

BID-modellen

BID er en elmarkedsmodel, der blandt andet kan anvendes til at vurdere effekttilstrækkelighed. Modellen simulerer el-

markedet på tværs af Europa (i årets redegørelse 37 lande) og afspejler den danske tilknytning til omverdenen. Havarier

på kraftværker og udlandsforbindelser er stokastiske elementer. Sammen med data for 35 historiske klimaår

giver det

mulighed for at vurdere effekttilstrækkeligheden ved en række forskellige kombinationer af vilkårlige vejrsituationer og

havarier. Modellen vurderer effekttilstrækkeligheden i alle de modellerede elprisområder og tager dermed højde for,

hvordan udlandets effekttilstrækkelighed påvirker den danske.

BID benyttes hos flere andre europæiske TSO'er, herunder de øvrige nordiske, samt i ENTSO-E’s paneuropæiske effekt-

tilstrækkelighedsvurderinger, hidtil MAF og kommende ERAA (European Resource Adequacy Assessment)

. Dermed får

Energinet bedre mulighed for at kunne bruge resultaterne, både nationalt og internationalt.

6.2

Forudsætningerne for prognose for effekttilstrækkelighed

6.2.1 Elforbrug og produktionskapacitet i Danmark

Elforbrug og elproduktionskapacitet for Danmark er i år baseret på

Analyseforudsætninger til Energinet 2020

(AF2020)

fra Energistyrelsen mod AF2019 sidste år. Det overordnede indhold i AF2020 er illustreret og beskrevet i afsnit 4.1.

I figur 16 og 17 er årsudviklingen for henholdsvis Vestdanmark og Østdanmark illustreret, da opdelingen er væsentlig

ved effekttilstrækkelighedsvurderinger, når landsdelene elektrisk kun er forbundet med Storebæltsforbindelsen på 600

MW. Figurerne illustrerer, hvordan begge landsdele bliver mere og mere afhængige af at kunne importere strøm i visse

situationer, da den termiske kapacitet falder, og maksimumforbruget stiger.

1982-2016. Et klimaår angiver den historiske kombination af vind, sol, nedbør og temperatur i løbet af et år på tværs af de modellerede lande.

Se nærmere beskrivelse af BID her:

BID3: AFRY’s Power Market Modelling Suite | AFRY

ERAA erstatter ENTSO-E’s MAF fra 2021. For nærmere information, læs her:

https://www.entsoe.eu/outlooks/eraa/

Analyseforudsætningerne udarbejdes til brug for Energinets opgave med at planlægge udviklingen i el- og gastransmissionsnettet og koncentrerer sig om udviklingen i

el- og gasforbrug samt i el- og fjernvarmeproduktionskapaciteter. Analyseforudsætningerne angiver et sandsynligt udviklingsforløb for det danske el- og gassystem

frem mod 2040.

Analyseforudsætninger til Energinet | Energistyrelsen (ens.dk)

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

53/73

Vestdanmark (DK1)

14.000

MW eller MWh/h

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

Termisk kapacitet (MW)

Maks. forbrug uden PtX (MWh/h)

Importkapacitet (MW)

Maks. forbrug med PtX (MWh/h)

Figur 16 Udvikling for Vestdanmark i AF2020. Maks. forbrug er baseret på Energinet modelresultat baseret på AF2020.

Østdanmark (DK2)

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

MW eller MWh/h

Termisk kapacitet (MW)

Maks. forbrug uden PtX (MWh/h)

Importkapacitet (MW)

Maks. forbrug med PtX (MWh/h)

Figur 17 Udvikling for Østdanmark i AF2020. Maks. forbrug er baseret på Energinet modelresultat baseret på AF2020.

Et mere detaljeret billede af udviklingen i det danske importbehov er illustreret i figur 18 og 19. Figurerne viser, hvor-

dan effektbalancerne for henholdsvis Vestdanmark og Østdanmark isoleret udvikler sig, hvis dansk elforbrug kun kan

dækkes af dansk elproduktion. Figurerne er baseret på timedata for de 35 klimaår, som anvendes i Energinets effekttil-

strækkelighedsvurderinger. Elproduktionen fra kraftværkerne i alle timer i de enkelte år antages dog at være konstant

og udgøre 60-80 pct. af den installerede kraftværkskapacitet, svarende til den antagne årlige tilgængelighed for kraft-

værker i Energinets effekttilstrækkelighedsvurderinger.

Ved positive værdier er der tilstrækkelig dansk elproduktion til

at dække elforbruget, mens negative værdier angiver timer, hvor dansk elproduktion ikke vil være tilstrækkelig til at

dække elforbruget, og der er importbehov.

Timedata for elforbrug og elproduktion fra vind- og solkraft er baseret på modeloutput fra BID for 35 klimaår, dvs. 35 år x 8760 timer/år = 306.600 timeværdier. Til-

gængeligheden af elproduktion fra vestdanske kraftværker estimeres til 65 pct. af den installerede kraftværkskapacitet for 2025 og 2030 og 60 pct. for 2031. Tilgæn-

geligheden af elproduktion fra østdanske kraftværker estimeres til 75 pct. af den installerede kraftværkskapacitet for både 2025, 2030 og 2031. Tilgængeligheden af

kraftværkskapaciteten i prisområderne er beregnet ud fra de antagelser om udetider og varmebindinger for de enkelte kraftværker, som indgår i Energinets effekttil-

strækkelighedsvurderinger. Det betyder, at det er den kapacitetsvægtede årlige tilgængelighed for kraftværker, som antages for de forskellige år i figur 18 og 19. For

timeværdier for vindproduktion inkluderes vindproduktionen fra Kriegers Flak-havvindmølleparken i Østdanmark, mens vindproduktion fra de to energiøer tildeles

henholdsvis Vestdanmark og Østdanmark, men er begrænset af kapaciteten på ilandføringsforbindelserne fra energiøerne til det danske fastland, dvs. 1,5 GW til

Vestdanmark og 1 GW til Østdanmark.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

54/73

Det fremgår af Figur 18 og Figur 19, at Vestdanmark i større grad bliver afhængig af import fra udlandet end Østdan-

mark. Vestdanmark har dog også væsentligt større importkapacitet end Østdanmark, fx forventes importkapaciteten

(inkl. Storebæltsforbindelsen) i 2025 for Vestdanmark at være ca. 8,5 GW og for Østdanmark ca. 2,9 GW. Figur 18 viser

blandt andet, at Vestdanmarks elproduktion i 2025 går fra at kunne dække elforbruget i ca. 70 pct. af timerne til 75 pct.

af timerne i 2030 og så ned i 2031 til at kunne dække elforbruget i ca. 65 pct. af timerne. Udvikling fra 2025 til 2030

skyldes primært tilgangen af vedvarende elproduktionskapacitet fra blandt andet energiøen i Nordsøen. Nedgangen fra

2030 til 2031 skyldes primært en nedgang i kraftværkskapaciteten for Vestdanmark i perioden på ca. 1 GW, som det

fremgår af AF2020. Både Figur 18 og Figur 19 viser, at størrelsen (i MW) af importbehovet i timerne med størst behov

for import er stigende over tid for både Vest- og Østdanmark.

Figur 18 Udvikling i effektbalancerne på timeniveau for Vestdanmark på tværs af 35 klimaår. Værdierne er sorteret fra

størst til mindst. Effektbalance er her givet ved elforbrug minus elproduktion fra VE (vind og sol) minus 60-65

pct. af den installerede kraftværkskapacitet, afhængigt af analyseår. Tilgængeligheden af kraftværkskapacitet

er beregnet ud fra antagelser om udetider og varmebindinger for de enkelte kraftværker.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

55/73

Figur 19 Udvikling i effektbalancerne på timeniveau for Østdanmark på tværs af 35 klimaår. Værdierne er sorteret fra

størst til mindst. Effektbalance er her givet ved elforbrug minus elproduktion fra VE (vind og sol) minus 75 pct.

af den installerede kraftværkskapacitet. Tilgængeligheden af kraftværkskapacitet er beregnet ud fra antagel-

ser om udetider og varmebindinger for de enkelte kraftværker.

Elforbruget i BID-modellen er i år blevet opdelt i fem kategorier med forskellige forbrugsprofiler hen over året. Til sidste

års redegørelse var der en flad forbrugsprofil for store datacentre og én samlet forbrugsprofil for resten af elforbruget. I

år er der forbrugsprofiler for klassisk elforbrug, el til varme (store varmepumper, elkedler og individuelle varmepum-

per), el til transport (personbiler, busser og søtransport), banetransport og store datacentre.

Kun dansk elforbrug til PtX antages prisfleksibelt, mens alt andet dansk elforbrug følger den specifikke forbrugsprofil for

hver kategori. Elforbrug til PtX antages 100 pct. prisfleksibelt, dvs. elforbruget til PtX er nul, hvis der opstår effektman-

gel.

Siden sidste års redegørelse er varmebindingsprofilerne

for danske modtrykskraftvarmevarmeværker blevet opdate-

ret. Det betyder, at der generelt er en større tilgængelig elkapacitet fra modtrykskraftvarmeværkerne i Danmark i ef-

fekttilstrækkelighedsvurderinger i årets redegørelse sammenlignet med sidste år. Isoleret set har det en positiv effekt

på de danske effekttilstrækkelighedsvurderinger.

6.2.2 Elforbrug og produktionskapacitet i udlandet

En væsentlig ændring til dette års effekttilstrækkelighedsberegninger sammenlignet med sidste års redegørelse er, at

alle udlandsforudsætninger er blevet opdateret. Til årets redegørelse er udlandsforudsætninger baseret på ENTSO-E’s

MAF20 fremfor ENTSO-E’s MAF17 (2025) og TYNDP18 (2030), som var grundlaget for udlandsforudsætninger i sidste

års redegørelse.

De anvendte udlandsforudsætninger stammer fra TSO'erne i de enkelte lande og er væsentligt opdaterede og mere

detaljerede end i sidste års redegørelse. Samtidig er udlandsdata for 2030 i årets redegørelse for første gang anvendt

og testet gennem ENTSO-E’s paneuropæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger. Energinet vurderer, at disse to forhold

Da varmesiden ikke modelleres endogent i BID-modellen repræsenteres bindinger ift. varmelevering for kraftvarmeværker ved såkaldte varmebindingsprofiler.

De opdaterede varmebindingsprofiler sænker effektminutterne for Danmark fra sidste år redegørelse fra 35 til 28 effektminutter i 2030.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

56/73

betyder, at udlandets effekttilstrækkelighed er mere retvisende i årets redegørelse sammenlignet med sidste års rede-

gørelse.

Forskelle mellem udlandsforudsætninger i dette års redegørelse sammenlignet med sidste års redegørelse er illustreret

i nedenstående Figur 20. Figuren viser forskellen mellem den regulerbare produktionskapacitet (termiske og hydrokraft-

værker) og det maksimale residualforbrug (elforbrug fratrukket VE-produktion fra sol- og vindkraft) for Danmark og ud-

valgte omkringliggende lande. Det er værd at bemærke kategorien ”system”, som viser de ti lande betragtet som et

system uden netbegrænsninger mellem landene. Systemet er gået fra at have et underskud af regulerbar produktions-

kapacitet i timen med det største residuale forbrug til at have et betydeligt overskud. Det betyder, at det samlede euro-

pæiske elsystem er blevet væsentligt mere robust overfor effekttilstrækkelighedsproblemer. Det ses både i årets rede-

gørelse og i ENTSO-E’s MAF20-resultater. Den største enkeltstående ændring fra sidste års udlandsforudsætninger til i

år er, at der i år er ca. 21 GW mere atomkraft i Frankrig i 2030, hvilket også har væsentlig betydning for de danske ef-

fekttilstrækkelighedsvurderinger, som illustreret i følsomhedsanalyser i både årets og sidste års redegørelse. Yderligere

bemærkes det, at landene omkring Danmark med højest risiko for manglende effekttilstrækkelighed i sidste års redegø-

relse (Frankrig, Storbritannien, Belgien og Polen), se Figur 8 i afsnit 4.2.1, alle har kapacitetsmekanismer til understøt-

telse af effekttilstrækkeligheden. Det forklarer bl.a., hvorfor effekttilstrækkeligheden i disse lande vurderes bedre i

dette års redegørelse sammenlignet med sidste år.

2030 udlandsdata - kapacitetsmargin

40.000

30.000

Kapacitetsmargin (MW)

20.000

10.000

-10.000

-20.000

-30.000

-40.000

RFE20

RFE21

Figur 20 Forskel mellem udlandsdata for 2030 anvendt til RFE20 (TYNDP18 scenariet ”Sustainable transition”) og

RFE21 (MAF20). Kapacitetsmarginen angiver her forskellen mellem den regulerbare produktionskapacitet

(termiske og hydrokraftværker) og det maksimale residualforbrug (elforbrug fratrukket VE-produktion fra sol-

og vindkraft). ”System” er resultatet for de viste lande betragtet som et samlet ”land” uden hensyntagen til

faktiske begrænsninger på forbindelser mellem landene.

Alle forudsætninger fra ENTSO-E’s MAF20 er kun angivet for nedslagsårene 2023, 2025 og 2030. For 2027 anvendes

derfor 2030 data som estimat. For 2031 er udlandet identisk med 2030-data, da data fra MAF20 kun går til og med

2030. Handelsforbindelser er medtaget i forhold til deres forventede idriftsættelsestidspunkt.

6.2.3 Andre forudsætninger

For en beskrivelse af alle de andre forudsætninger, som ligger til grund for Energinets effekttilstrækkelighedsberegnin-

ger, henvises til det selvstændige metodenotat, som udgives sammen med redegørelsen.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

57/73

6.3

Prognose for effekttilstrækkelighed

Analyserne af effekttilstrækkeligheden i Danmark frem mod 2031 viser, at risikoen for effektmangel er stigende over

tid. Resultaterne for de forskellige indikatorer fremgår af nedenstående Tabel 2 og 3. Risikoen for afbrudsminutter på

grund af manglende effekttilstrækkelighed vurderes, som i tidligere redegørelser, at være større i Østdanmark end i

Vestdanmark, da effektminutterne er højere for alle år. Det betyder konkret, at andelen af elforbruget, som ikke kan

dækkes på grund af manglende effekttilstrækkelighed, er størst i Østdanmark. Men omvendt viser indikatorerne for

2031, at den absolutte energimængde (EUE), som ikke kan dækkes på grund af effektmangel, er størst i Vestdanmark.

Effekttilstrækkelighedsindikatorer

Det overordnede output fra effekttilstrækkelighedsberegninger er nogle primære effekttilstrækkelighedsindikato-

rer, som beskriver effekttilstrækkeligheden for hvert elprisområde på gennemsnitlig basis over ét år.

Indikator

LOLE

(Loss of Load Expected)

EENS

(Expected Energy Not Served)

/EUE*

(Expected Unserved Energy)

Effektminutter

Typisk enhed

Timer/år

Beskrivelse

Forventet antal timer, hvor produktion og import ikke kan

dække forbrug. Måler hyppigheden af effektmangelsituatio-

ner.

Forventet energiforbrug pr. år, som ikke kan dækkes af pro-

duktion og import. Måler størrelsen af effektmangelsituatio-

ner.

Forventet antal afbrudsminutter pr. år på grund af mang-

lende effekttilstrækkelighed. Omregning af EUE baseret på

det gennemsnitlige elforbrug pr. minut for året.

Andel af et års elforbrug, som forventet kan leveres på grund

af tilstrækkelig effekt. Omregning af effektminutter/EUE.

MWh/år

Minutter/år

Leveringssikkerhed

Pct.

*Den specifikke forskel mellem EENS og EUE er, at forbrug ikke præventivt vil afkobles (aflastes) ned til præcise

MWh-størrelser. I stedet angiver netvirksomhederne forskellige aflastningstrin, som elforbrug i praksis vil afkobles i. I

beregningerne 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.

Effekttilstrækkelighedsberegningerne er behæftet med betydelig usikkerhed, da en stor mængde datainput vedrørende

forudsætninger frem til 2031 ligger til grund for beregningerne. Usikkerheden for resultaterne er større på længere sigt

frem mod 2031, da usikkerheden om datainput her er størst. Derfor kan resultaterne også ændre sig betydeligt fra år til

år, når inputdata opdateres. Elsystemet kan i den periode udvikle sig meget, og derfor kan effekttilstrækkeligheden

blive udfordret før eller senere. Robustheden af resultaterne belyses nærmere i de efterfølgende afsnit.

Resultaterne er, ud over datausikkerheden, behæftet med en vis mængde stokastisk støj. Det skyldes de stokastiske

havarier af produktionskapacitet og udlandsforbindelser i modellen. Den relative størrelse af den stokastiske støj er

større i elsystemer med sjældne afbrud. Derfor bør man være varsom med at overfortolke de præcise effektminutter.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

58/73

År

2023

2025

2027

2030

2031

Tabel 2

Effektminutter

(min./år)

EENS

(MWh/år)

EUE

(MWh/år)

LOLE

(timer/år)

0.0

0.1

Leveringssikkerhed

(%)

~99,9999

99.9998

Resultater for Vestdanmark i udvalgte år i perioden 2020-2031.

År

2023

2025

2027

2030

2031

Tabel 3

Effektminutter

(min./år)

EENS

(MWh/år)

EUE

(MWh/år)

LOLE

(timer/år)

0.0

0.1

0.3

Leveringssikkerhed

(%)

~99,9999

99.9999

99.9997

Resultater for Østdanmark i udvalgte år i perioden 2020-2031.

Resultaterne for hvert år i Tabel 2 og 3 angiver et gennemsnit på tværs af 315 gennemregninger, som hver effekttil-

strækkelighedssimulering består af. Figur 21 og 22 viser, hvordan fordelingen af henholdsvis effektminutter og LOLE

over simuleringen for 2031 ser ud. Figurerne viser blandt andet, at ca. 95 pct. af gennemregningerne for 2031 giver in-

gen timer med effektmangel i Vestdanmark, mens andelen er ca. 90 pct. for Østdanmark. Udfordringerne med effekttil-

strækkelighed i 2031 er altså for prognosen centreret omkring 5-10 pct. af gennemregningerne.

120

100

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Effektminutter (min./år)

Andel af simuleringer (fraktil)

DK1 fordeling af effektminutter

DK1 gennemsnit af effektminutter (1 min/år)

DK2 fordeling af effektminutter

DK2 gennemsnit af effektminutter (2 min/år)

Figur 21 Fordeling af effektminutter i simuleringen af 2031. Bemærk, at én simulering består af 315 gennemregninger.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

59/73

LOLE (timer/år)

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Andel af simuleringer (fraktil)

DK1 fordeling af LOLE

DK1 gennemsnit af LOLE (0,1 timer/år)

DK2 fordeling af LOLE

DK2 gennemsnit af LOLE (0,3 timer/år)

Figur 22 Fordeling af LOLE i simuleringen af 2031. Bemærk, at én simulering består af 315 gennemregninger.

De 35 benyttede klimaår giver i kombination med de stokastiske havarier på kraftværker og udlandsforbindelser variati-

onen i indikatorerne på tværs af en simulering. Der er således visse klimaår særligt kendetegnet ved relativt kolde perio-

der i løbet af vinteren, som viser flere effektminutter. Tabel 4 viser, hvordan effekttilstrækkelighedsvurderingerne påvir-

kes ved betragtning af forskellige grupper af klimaår. Fx forværres effektminutterne og LOLE med ca. 5-9 gange, hvis

kun de fem værste af klimaårene analyseres.

Effektminutter

(min./år)

DK1

DK2

0.1

0.0

0.9

0.0

LOLE

(timer/år)

DK1

DK2

0.3

0.2

1.6

0.1

2031 - prognose

Klimaår

Alle 35 (1982-2016)

Seneste 18 (1999-2016)

Seneste 10 (2007-2016)

5 værste (1986, 1987, 2001, 2003, 2016)

Uden 5 værste

Tabel 4

2031-resultater for forskellige grupper af klimaår. Bemærk, at den stokastiske støj er større, jo færre klimaår,

der betragtes i tabellen, hvilket vil sige, at usikkerheden på indikatorerne er større for færre klimaår. De 5 vær-

ste klimaår er valgt på baggrund af effektminutter på landsniveau.

Selvom der for visse år angives 0 effektminutter, vil risikoen for, at der forekommer effektmangel, fortsat eksistere, da

der kan forekomme ekstraordinære hændelser. Ekstraordinære hændelser kan fx være meget lidt sandsynlige sammen-

fald af udetider for elproduktionsanlæg og udlandsforbindelser. Ligeledes er effektminutterne udtryk for den samlede

risiko set hen over hele året og på tværs af klimaårene. Der kan således være perioder i løbet af året, hvor risikoen er

større end årsgennemsnittet.

Effektmanglen opstår typisk, når en vis mængde elproduktions- og udlandsforbindelseskapacitet er ude af drift, elpro-

duktionen fra vind og sol er forholdsvis lav, og elforbruget er relativt højt, fx på grund af dækning af varmebehov fra

elforbrugende enheder. Specielt relationen til forbruget underbygges i Figur 23, som for 2031-prognosen viser, hvordan

risikoen for effektmangel hen over året fordeler sig i Østdanmark. Det fremgår, at effektmangelsituationer typisk fore-

kommer i vinterhalvåret, på hverdage mellem klokken 17-20. Det er typisk her omkring "kogespidsen", som tidspunktet

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

60/73

ofte benævnes, på vinterdage, at forbruget er højest i løbet af året. Incitamenter, som fx tidsdifferentierede nettariffer,

der kan tilskynde udskydelse eller undladelse af elforbrug i disse timer, vil derfor forventeligt betyde en afhjælpning af

situationer med potentielt manglende effekttilstrækkelighed. Det kan bemærkes, at i marts 2031 antages revisioner for

udlandsforbindelser at begynde, hvilket vil være noget af forklaringen på de identificerede udfordringer her.

Figur 23 Fordeling af effektminutter på måned, ugedag og time i døgnet (1-24) i 2031 i Østdanmark for prognosen. Jo

rødere nuancer, jo større vurderes risikoen for manglende effekttilstrækkelighed.

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 2 og 3 viser stort set nul, vurderes der ikke at være

væsentlige ændringer på kort sigt. For perioden 2025-2031 vurderes resultaterne at være behæftet med større og

større usikkerhed, og trenden for effekttilstrækkelighedsvurderingerne afspejles i høj grad af de præsenterede resulta-

ter for 2025, 2027, 2030 og 2031. De specifikke ændringer, der måtte være fra år til år frem mod 2031, 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.

6.4

Prognosens robusthed for effekttilstrækkelighed

Det er væsentligt at inddrage følsomhedsanalyser i effekttilstrækkelighedsvurderingerne, da der ligger en række usikre

forudsætninger til grund for den forventede prognose. Et eksempel herpå er Energistyrelsens

Analyseforudsætninger til

Energinet 2020,

som giver et bedste bud på én sandsynlig udviklingsvej for det danske elsystem, hvilket danner grund-

lag for Energinets prognose for effekttilstrækkelighed, hvad angår dansk data. Udviklingen i elsystemet går meget hur-

tigt 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 i både Danmark og vores nabolande er

forbundet med stor usikkerhed, da den er drevet af en række forskellige forhold, som ikke kan forudsiges eller kontrol-

leres præcist, herunder politiske, økonomiske og miljømæssige forhold. På grund af usikkerheden er det relevant at un-

dersøge robustheden af effekttilstrækkelighedsvurderingerne over for ændringer i disse forhold. Dette gøres gennem

følsomhedsanalyser. Energinet vil løbende arbejde med at udvikle vores følsomhedsanalyser, så risikoen for effekttil-

strækkeligheden vurderes bedst muligt med inddragelse også af usikkerheden i forudsætningerne.

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed

stiller krav om, at Energinet skal udarbejde et antal følsomhedsanalyser

samt relevante alternativer til prognosen for effekttilstrækkelighed, som vil medføre et ændret niveau af elforsynings-

sikkerhed. Både alternative prognoser og følsomheder kan under ét beskrives som følsomheds- eller robusthedsanaly-

ser. Begge kategorier undersøger virkningen af ændrede forudsætninger i forhold til prognosen beskrevet i foregående

afsnit 6.3. Alternative prognoser dækker over forhold, som Energinet til en vis grad kan påvirke.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

61/73

Som det fremgår af de efterfølgende afsnit, er den absolutte effekt på de forskellige effekttilstrækkelighedsindikatorer

af de belyste følsomheder ikke lige så stor som i fx sidste års redegørelse. Det skyldes, at udgangspunktet, dvs. resulta-

terne af prognosen, er på et væsentligt lavere niveau i årets redegørelse sammenlignet med sidste år. Den absolutte

effekt af en given følsomhed er større, jo højere risikoen for manglende effekttilstrækkelighed er i udgangspunktet.

6.4.1 Alternative prognoser for effekttilstrækkelighed

Energinet har belyst to forskellige håndtag, som kan medføre et ændret niveau af effekttilstrækkelighed og dermed ud-

gør alternative prognoser for effekttilstrækkeligheden. De to håndtag er ændring af udlandskapaciteten og understøt-

telse af forbrugsfleksibilitet gennem elmarkedsudvikling.

6.4.1.1 Alternative prognoser for udlandsforbindelser

Udlandskapaciteten vil have betydning for de danske importmuligheder og derved kunne påvirke den danske effekttil-

strækkelighed. Ændring af udlandskapaciteten mellem forskellige lande sker i samarbejde mellem TSO'erne i de pågæl-

dende lande. Energinet kan således ikke selvstændigt beslutte at ændre/etablere kapacitet til Danmarks nabolande.

Energinet har analyseret på effekten af ændret udlandskapacitet til Norge i forbindelse med Skagerrakforbindelserne,

samt Holland og Tyskland i forbindelse med energiøerne. Resultaterne fremgår af henholdsvis Tabel 5 og Tabel 6.

Udlandsforbindelserne Skagerrak 1 og 2 er ved at have nået deres levetid. Undladelse af reinvestering i disse forbindel-

ser vil mindske den danske udlandskapacitet med ca. 500 MW til Vestdanmark. Uden forbindelserne vil risikoen for

manglende effekttilstrækkelighed i Danmark stige. Afbrudsminutterne for Danmark samlet estimeres under de nuvæ-

rende forudsætninger at stige fra 1 minut i 2031 til 2 minutter uden Skagerrak 1 og 2. Stigningen i afbrudsminutter er

størst i Vestdanmark, jf. Tabel 5.

Effekt-

minutter

(min./år)

LOLE

(timer

/år)

0.1

0.3

0.2

0.3

Leveringssik-

kerhed

(%)

99.9998

99.9997

99.9996

99.9997

2031

Landsdel

Vestdan-

mark

Østdan-

mark

Vestdan-

mark

Østdan-

mark

EENS

EUE

(MWh/år) (MWh/år)

158

160

Prognose

Ingen SK1 & 2

Tabel 5

Alternative prognoser for effekttilstrækkelighed i 2031 ved ændring på udlandsforbindelser for Skagerrak 1 og

2 til Norge.

I Energistyrelsens

Analyseforudsætninger til Energinet 2020

fremgår det, at begge energiøer, inklusive udlandsforbindel-

ser, forventes at være i drift fra 2029/2030. Denne etableringshorisont er dog behæftet med betydelig usikkerhed,

blandt andet set i lyset af udviklingen i processen for etableringen af energiøerne efter den politiske energiaftale af 22.

juni 2020.

Et senere etableringstidspunkt vil medføre, at den danske udlandskapacitet i 2030 og 2031 mindskes med

1.500 MW til Vestdanmark og 1.000 MW til Østdanmark ift. prognosen, samt at de forventede 2 GW og 3 GW vindmøl-

lekapacitet i forbindelse med energiøerne ikke vil være til stede i 2030 og 2031. Ved denne alternative prognose er den

alternative havvindsprognose fra Energistyrelsens

Analyseforudsætninger til Energinet 2020

ikke blevet anvendt. Den

Energistyrelsen beskriver i et offentligt tilgængeligt diskussionsoplæg fra marts 2021 at tilkobling af havvindmøller til energiøen i Nordsøen potentielt først vil være

muligt fra 2032 (https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Vindenergi/invitation_to_market_dialogue.pdf)

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

62/73

alternative havvindsprognose er tiltænkt følsomhedsanalyser, hvor energiøerne antages aldrig at blive etableret. Analy-

sen her i redegørelsen antager, at energiøernes etablering udskydes til et senere tidspunkt end 2031.

Uden energi-

øerne og særligt udlandsforbindelserne i 2030 og 2031 vil risikoen for manglende effekttilstrækkelighed stige i Dan-

mark, jf. Tabel 6. Den største stigning i risikoen vurderes at ske i Østdanmark.

Effektminutter

(min./år)

EENS

(MWh/år)

159

167

EUE

LOLE

Leveringssikkerhed

(MWh/år) (timer/år)

(%)

161

183

0.0

0.1

0.0

0.4

0.1

0.3

0.2

0.8

~99,9999

99.9999

~99,9999

99.9997

99.9998

99.9997

99.9996

99.9992

Uden energiøer

2030 - Prognose

2030 - Uden energiøer

2031 - Prognose

2031 - Uden energiøer

Tabel 6

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Alternative prognoser for effekttilstrækkelighed i 2030 og 2031 ved ændring på etableringstidspunkt for ener-

giøerne inkl. udlandsforbindelserne.

Nye udlandsforbindelser kan også have andre væsentlige samfundsøkonomiske effekter (fx handelsgevinster og integra-

tion af VE), som ikke er vurderet i analyserne her i redegørelsen. Det vil kræve dybere analyser. Samfundsøkonomisk

kan der fortsat være høj værdi i en udlandsforbindelse, selvom værdien for effekttilstrækkeligheden er lille. Det skal

bemærkes, at hvis risikoen for effektmangel fx stiger over udlandsforbindelsernes levetid, vil effekten og værdien af

udlandsforbindelserne på effekttilstrækkeligheden forventeligt forøges.

6.4.1.2 Fleksibelt elforbrug

I Energinets prognose for effekttilstrækkeligheden er det alene antaget, at elforbrugskategorien for PtX vil reagere på

elprisen, mens alt andet elforbrug følger givne eksogene forbrugsprofiler uafhængigt af elprisen i simuleringerne i BID.

Høje elpriser vil være en indikation på effektknaphed og vil give incitament til at mindske elforbruget i disse situationer.

Hvor meget elforbrug, der fremadrettet vil og kan reagere på høje elpriser, er forbundet med stor usikkerhed.

Følsomheden med øget fleksibilitet i det danske elforbrug dækker over en antagelse om, at store varmepumper og el-

kedler, der producerer varme til fjernvarme, er 100 pct. fleksible overfor elprisen og dermed effekttilstrækkelighedsud-

fordringer, og elforbruget fra elbiler er 50 pct. fleksibelt ligeså. Det betyder, at i timer med effekttilstrækkelighedsudfor-

dringer (og deraf maksimalpriser i elmarkederne) vil store varmepumper og elkedler ikke forbruge el, og elbilernes el-

forbrug vil kun være 50 pct. i forhold til prognosen. Den faktiske fleksibilitet fra store varmepumper og elkedler vil af-

hænge af backup-varmeproduktionskapacitet og varmelagre til at dække varmebehovet i fjernvarmeområderne i de

pågældende timer. En underliggende antagelse i følsomheden er således, at der er tilstrækkelig fleksibilitet i fjernvar-

mesystemer til at agere 100 pct. fleksibelt ift. elpriserne.

Den alternative havvindsprognose fra Energistyrelsens analyseforudsætninger til Energinet 2020 kan ses i dette offentlige tilgængelige baggrundsnotat

https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Hoeringer/af20_-_baggrundsnotat_-_havvind.pdf

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

63/73

2031

Prognose

Øget fleksibilitet i dansk

elforbrug

Tabel 7

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Effektminutter

EENS

EUE

LOLE

Leveringssikkerhed

(min./år)

(MWh/år) (MWh/år) (timer/år)

(%)

0.1

0.3

0.0

99.9998

99.9997

~99,9999

Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved antagelse om fleksibelt elforbrug i Danmark. Elforbruget fra store var-

mepumper og elkedler, der producerer varme til fjernvarme og elbiler, er blevet antaget som henholdsvis

100 pct. og 50 pct. fleksibelt overfor effekttilstrækkelighedsudfordringer, fremfor ingen i prognosen.

Resultaterne i Tabel 7 viser, at den antagne fleksibilitet i elforbruget stort set vil eliminere situationer med manglende

effekttilstrækkelighed i 2031.

Fleksibilitet af elforbrug til varmeproducerende enheder vil kun blive mere og mere relevant i takt med udviklingen,

hvor store varmepumper og elkedler erstatter de centrale og decentrale kraftværker i Danmark, jf. Energistyrelsens

Analyseforudsætninger til Energinet 2020.

Udviklingen er, set ud fra et elmæssigt effekttilstrækkelighedsperspektiv,

dobbelt negativ, da elproducerende enheder udskiftes med elforbrugende enheder, som vil have deres primære for-

brug i vinterhalvåret, hvor effekttilstrækkeligheden er mest udfordret i forvejen.

6.4.2 Følsomheder på effekttilstrækkelighed

Energinet har undersøgt fire overordnede følsomheder og deres påvirkning af effekttilstrækkelighedsvurderingerne.

Det drejer sig om den tilgængelige mængde af termisk kapacitet i Danmark til at understøtte effekttilstrækkeligheden,

udlandets betydning for dansk effekttilstrækkelighed, betydningen af udetiden på Danmarks udlandsforbindelser og

ekstreme hændelser, såsom koldt vejr med sammenfaldende havarier på udlandsforbindelser om vinteren.

6.4.2.1 Mindre termisk kapacitet/spotmarkedseffekttilstrækkelighed

Risikoen for manglende effekttilstrækkelighed er specielt følsom over for ændringer i den termiske kapacitet i Danmark.

Den termiske kapacitet har været faldende gennem en årrække og forventes at falde yderligere i de kommende 10 år,

jf. Energistyrelsens

Analyseforudsætninger til Energinet 2020.

Hastigheden af udfasningen er behæftet med betydelig

usikkerhed.

I Energinets prognose indgår de manuelle reserver (mFRR) i Danmark i modelleringen. Denne kapacitet, som i dag er ca.

300 MW i Vestdanmark og 600 MW i Østdanmark, antages således i Energinets beregninger at understøtte den danske

effekttilstrækkelighed.

I de paneuropæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger fra ENTSO-E medtages manuelle reser-

ver ikke til understøttelse af effekttilstrækkeligheden hverken i Danmark eller udlandet med argumentet om, at deres

primære formål ikke er at understøtte effekttilstrækkeligheden.

Uden inkludering af de manuelle reserver er det ef-

fekttilstrækkeligheden i spotmarkedet, som belyses, og reelt giver det en mere konservativ tilgang til effekttilstrække-

lighedsvurderinger.

I praksis forventes det ikke, at danske elforbrugere vil blive afkoblet, før de manuelle reserver (i hvert fald en stor portion heraf) er brugt til at dække elforbrug. Det vil

dog være afhængigt af den konkrete situation. Da Energinets kontrolcenter samtidig har formel mulighed for kontrolleret at aflaste elforbrug inden for 15 minutter i

eldistributionsnettene, det vil sige samme responstid som manuelle reserver, antages alle manuelle reserver inkluderet i modelleringen og dermed at bidrage til

opretholdelse af effekttilstrækkeligheden.

I Energinets effekttilstrækkelighedsvurderinger medtages ligeledes ikke manuel reservekapacitet i udlandet til understøttelse af effekttilstrækkeligheden. Tilsvarende

er håndteringen af andre balanceringsreserver (FCR og aFRR) identisk i de danske og europæiske vurderinger, hvorfor kapacitet til FCR og aFRR antages ikke at under-

støtte effekttilstrækkeligheden hverken i Danmark eller i udlandet.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

64/73

For på samme tid at belyse virkningen af hurtigere udfasning af termisk kapacitet i Danmark eller konsekvensen af at

udelade de manuelle reserver i effekttilstrækkelighedsvurderingerne er der foretaget beregninger for 2025 og 2031

med ca. 300 MW mindre kapacitet i Vestdanmark og 600 MW mindre kapacitet i Østdanmark. Konkrete usikkerheder

vedrørende den fremtidige driftsklare termiske kapacitet angår fx den kapacitet, som indtil 2020 blev indkøbt som ma-

nuelle reserver i Østdanmark på lange 5-årige kontrakter, da et nyt markedsdesign er implementeret i 2021. Desuden

udløber varmeaftalen på den største kraftværksblok i Østdanmark, Avedøreværket blok 2 (AVV2), i 2027. Dertil er der

generel usikkerhed om udfasningen af decentral kraftvarmekapacitet, herunder affaldsforbrændingsanlæg.

Mindre termisk kapacitet/

Spotmarkedseffekttilstrækkelighed

2025 - Prognose

2025 - Mindre termisk kapacitet/

Spotmarkedseffekttilstrækkelighed

2031 - Prognose

2031 - Mindre termisk kapacitet/

Spotmarkedseffekttilstrækkelighed

Tabel 8

Landsdel

Vestdan-

mark

Østdanmark

Vestdan-

mark

Østdanmark

Vestdan-

mark

Østdanmark

Vestdan-

mark

Østdanmark

Effektminutter

(min./år)

EENS

(MWh/år)

191

140

756

EUE

(MWh/år)

212

142

800

LOLE

(timer/år)

0,0

1,0

0,1

0,3

0,2

2,4

Leveringssikkerhed

(%)

~99,9999

99,9987

99,9998

99,9997

99,9996

99,9965

Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved udeladelse af manuel reservekapacitet/mindre termisk kapacitet i vur-

deringerne. 284 MW mindre kapacitet i Vestdanmark og 623 MW mindre kapacitet i Østdanmark.

Resultaterne i Tabel 8 for 2025 og 2031 sammenlignet med prognosen i Tabel 2 og 3 viser, at det er afgørende for resul-

taterne, om den manuelle reservekapacitet antages at kunne understøtte effekttilstrækkeligheden. Resultaterne viser

også, at yderligere udfasning af termisk kapacitet vil forøge risikoen for manglende effekttilstrækkelighed. Specielt for

Østdanmark, hvis der udfases yderligere termisk kapacitet sammenlignet med forudsætningerne i

Analyseforudsætnin-

ger til Energinet 2020.

6.4.2.1.1 Kombination af følsomhederne mindre termisk kapacitet/spotmarkedseffekttilstrækkelighed og uden ener-

giøer

Energinet har også undersøgt konsekvensen for effekttilstrækkelighedsresultaterne i 2030 og 2031, hvis følsomhederne

mindre termisk kapacitet/spotmarkedseffekttilstrækkelighed og uden energiøer kombineres, se nedenstående tabel 9. I

ENTSO-E’s kommende paneuropæiske effekttilstrækkelighedsvurdering, ERAA 2021, vil de danske forudsætninger

netop svare til denne kombination af følsomheder.

Energiøerne indgår ikke i ERAA 2021, da der på tidspunktet for udarbejdelsen af resultaterne til ERAA 2021 ikke forefandt nogle endelige aftaler om tilslutning af

energiøerne til udenlandske eltransmissionsnet. Derved kan de ikke indgå i prognosen i de paneuropæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger i ERAA 2021.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

65/73

Uden energiøer og mindre

termisk kapacitet/

Spotmarkedseffekttilstrækkelighed

2030 - Uden energiøer og mindre

termisk kapacitet/

Spotmarkedseffekttilstrækkelighed

2031 - Uden energiøer og mindre

termisk kapacitet/

Spotmarkedseffekttilstrækkelighed

Tabel 9

Landsdel

Vestdan-

mark

Østdan-

mark

Vestdan-

mark

Østdan-

mark

Effektminutter

(min./år)

EENS

EUE

LOLE

(MWh/år) (MWh/år) (timer/år)

1.428

221

2.646

1.543

223

2.852

0,1

6,4

0,2

11,3

Leverings-

sikkerhed

(%)

99,9928

99,9788

99,9996

99,9873

Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved udeladelse af manuel reservekapacitet/mindre termisk kapacitet i vur-

deringerne, samt ændring på etableringstidspunkt for energiøerne inkl. udlandsforbindelserne til efter 2031.

Den mindre termiske kapacitet er henholdsvis 284 MW mindre kapacitet i Vestdanmark og 623 MW mindre

kapacitet i Østdanmark.

Resultaterne i tabel 9 viser tydeligt, at risikoen for manglende effekttilstrækkelighed i særligt Østdanmark vil stige bety-

deligt, hvis energiøerne og de dertilhørende udlandsforbindelser forsinkes til efter 2031, samt den indenlandske termi-

ske kapacitet udfases yderligere end foreskrevet i

Analyseforudsætninger til Energinet 2020.

Ydermere viser resulta-

terne, at kombinationer af følsomheder med negative effekttilstrækkelighedspåvirkninger ikke nødvendigvis giver en

lineær udvikling i effekttilstrækkelighedsindikatorerne baseret på de partielle effekter af de enkelte følsomheder. Udvik-

lingen er nærmere eksponentiel, hvilket skyldes, at specielt det østdanske elsystem er tæt på et kritisk punkt ift. risi-

koen for manglende effekttilstrækkelighed omkring 2030/2031. Dette resultat afhænger helt af, hvor kritisk risikoen for

manglende effekttilstrækkelighed i det enkelte system er i udgangspunktet, og hvor meget der ændres på systemet. En

sidste pointe fra resultaterne i Tabel 9 er, at der er et betydeligt spring fra 2030- til 2031-resultaterne, igen særligt i Øst-

danmark, hvilket alene skyldes forhold i Danmark, jf. udvikling i

Analyseforudsætninger til Energinet 2020,

da udlands-

data er identisk i 2030 og 2031.

6.4.2.2 Udlandets betydning for Danmark

Danmarks effekttilstrækkelighed er i høj grad afhængig af udviklingen i vores nabolande. Antallet af situationer, hvor

Danmark er afhængig af import for at opretholde effekttilstrækkeligheden, forventes med de nuværende forudsætnin-

ger at stige frem mod 2031.

Som præsenteret i afsnit 6.2.2 har Energinet blandt andet opdateret udlandsforudsætninger til dette års redegørelse

sammenlignet med sidste års redegørelse. Særligt opdateringen af udlandsforudsætninger for 2030 har betydet en væ-

sentligt reduceret risiko for manglende effekttilstrækkelighed på tværs af Europa til dette års redegørelse i 2030, jf. Fi-

gur 8 i afsnit 4.2.1. Det er dog usikkert, hvordan effekttilstrækkeligheden udvikler sig i Danmarks omkringliggende lande

på længere sigt. For at illustrere udlandets betydning for danske effekttilstrækkelighedsvurderinger er tre følsomheds-

beregninger for 2031 udført. Dels to beregninger, hvor elforbruget henholdsvis op-/nedjusteres med 5 pct. i de lande,

Danmark forventes at have elforbindelser til i 2031 (Norge, Sverige, Tyskland, Holland, Storbritannien). Dels en bereg-

ning, hvor den franske atomkraftkapacitet reduceres med ca. 21 GW til ca. 38 GW, hvilket svarer til den franske atom-

kraftkapacitet antaget til beregningerne i sidste års redegørelse.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

66/73

2031 - Afhængighed af udlandet

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Effektminutter

(min./år)

EENS

EUE

(MWh/år) (MWh/år)

618

540

335

198

629

562

341

209

LOLE

(timer/år)

0,1

0,3

0,9

1,2

0,0

0,2

0,4

0,6

Leverings-

sikkerhed

(%)

99,9998

99,9997

99,9984

99,9975

~99,9999

99,9998

99,9991

Prognose

Forværret effekttilstrækkelighed i

nabolande (elforbrug +5 pct.)

Forbedret effekttilstrækkelighed i

nabolande (elforbrug -5 pct.)

Mindre fransk atomkraft

Tabel 10 Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved ændringer i udlandet for 2031.

Resultaterne i Tabel 10 illustrerer, ligesom det er blevet konkluderet i de seneste års redegørelser, at forudsætningsæn-

dringer i udlandet har stor betydning for de danske effekttilstrækkelighedsvurderinger. Det gælder både for Vestdan-

mark og Østdanmark. Fx påvirker følsomheden med mindre atomkraft i Frankrig, som Danmark ikke er direkte elmæs-

sigt forbundet til, den danske effekttilstrækkelighed afgørende. Derfor er det væsentligt at følge udviklingen i effekttil-

strækkeligheden i landene omkring Danmark, fx gennem deltagelse i ENTSO-E’s ERAA, for at kunne vurdere den danske

effekttilstrækkelighed.

Figur 24 herunder viser, hvordan effekttilstrækkeligheden vurderes i Danmarks omkringliggende lande i 2031 i de to

følsomheder, som forværrer effekttilstrækkeligheden i udlandet, sammenlignet med prognosen. Det fremgår, at det

særligt er landene på kontinentet, som oplever en forringet effekttilstrækkelighed.

Figur 24 Effekttilstrækkelighedsvurdering for Danmark og omkringliggende lande i 2031 for prognosen og følsomhe-

derne med øget elforbrug i Danmarks nabolande og mindre fransk atomkraft illustreret ved indikatoren LOLE

(Loss Of Load Expected), dvs. forventet antal timer berørt af manglende effekttilstrækkelighed.

6.4.2.3 Havariprocenter +/-50 pct. for danske udlandsforbindelser

Ligesom udlandet har afgørende betydning for den danske effekttilstrækkelighed, vil tilgængeligheden af de danske

udlandsforbindelser også have indflydelse på effekttilstrækkeligheden, når Danmarks afhængighed af import i visse situ-

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

67/73

ationer er stigende. Derfor er to følsomheder undersøgt, som henholdsvis op- og nedjusterer havariudetiden på de dan-

ske udlandsforbindelser og Storebæltsforbindelsen med 50 pct. Konkret betyder det, at havariprocenten for HVDC-

forbindelser justeres med ca. +/-2,7 procentpoint (svarende til ca. 10 dage) og AC-udlandsforbindelser justeres med ca.

+/-2,2 procentpoint (svarende til ca. 8 dage). Grundantagelserne omkring de danske udlandsforbindelsers havariudeti-

der er baseret på historik.

2031 – Ændret tilgængelighed

på udlandsforbindelser og

Storebæltsforbindelsen

Prognose

Havariprocent +50 pct.

Havariprocent -50 pct.

Effektminutter

EENS

EUE

LOLE

Leveringssikkerhed

(min./år)

(MWh/år) (MWh/år) (timer/år)

(%)

115

117

0,1

0,3

0,1

0,4

0,1

0,2

99,9998

99,9997

99,9996

99,9998

99,9997

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Tabel 11 Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved ændring af udetiden på danske udlandsforbindelser, herunder

Storebæltsforbindelsen.

Resultaterne i Tabel 11 viser, at havariudetiden på udlandsforbindelser har betydning for de danske effekttilstrække-

lighedsvurderinger. Men betydningen har ikke samme omfang, som de andre belyste følsomheder i redegørelsen isole-

ret set.

6.4.2.4 Ekstreme hændelser

Udover usikkerheden i udviklingen i elsystemet om fx elforbrug og elproduktionskapaciteter kan der ske specifikke hæn-

delser i et givet år, som vil have betydning for effekttilstrækkeligheden. Sådanne særlige hændelser kan fx være vejraf-

hængige.

I det efterfølgende undersøges, hvordan to specifikke hændelser vil påvirke de overordnede effekttilstrækkelighedsindi-

katorer i 2031. Den ene er samtidigt afbrud på to transmissionslinjer til Østdanmark i de første 40 dage af året i januar

og februar, og den anden er en betragtning af særligt ekstreme klimaår. Kombination af de to specifikke hændelser

fremgår ligeledes af Tabel 12.

De to transmissionslinjer, som antages afbrudt, er dels Storebæltsforbindelsen (ca. 600 MW) og dels én 400 kV-Øre-

sundsforbindelse, hvilket reducerer importkapaciteten fra Sverige med 600 MW fra 1300 MW til 700 MW

. I følsomhe-

den med samtidigt afbrud af to transmissionslinjer er den totale udetid for de to transmissionslinjer i prognose og føl-

somheden ens. Det er således alene placeringen af udetiden, som er til forskel. I følsomheden med særligt ekstreme

klimaår betragtes alene de 5 værste år for dansk effekttilstrækkelighed af de 35 simulerede klimaår (se også afsnit 6.3).

Modelleringen af Øresundsforbindelserne er beskrevet nærmere i metodenotatet om Energinets effekttilstrækkelighedsberegninger, som udgives sammen med

redegørelsen.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

68/73

2031 - Ekstreme hændelser

Prognose

Ekstremt klimaår

Samtidigt udfald af to

transmissionslinjer til Østdanmark

i januar og februar

Samtidigt udfald af to

transmissionslinjer til Østdanmark

i januar og februar + ekstremt

klimaår

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Effektminutter

(min./år)

EENS

EUE

(MWh/år) (MWh/år)

639

360

183

647

958

650

389

193

658

1.000

LOLE

(timer/år)

0,1

0,3

0,9

1,6

0,1

0,7

1,0

2,8

Leverings-

sikkerhed

(%)

99,9998

99,9997

99,9984

99,9983

99,9998

99,9991

99,9983

99,9956

Tabel 12 Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved forskellige hændelser i 2031.

De forventede afbrudsminutter for året vil således stige, hvis et ekstremt klimaår indtræffer. Effekten er ikke lige så

markant ved et samtidigt udfald af én Øresundsforbindelse og Storebæltsforbindelsen. Bemærk, at tallene i Tabel 12

ikke viser, hvordan risikoen for manglende effekttilstrækkelighed fordeler sig hen over året. Risikoen for manglende

effekttilstrækkelighed vil være koncentreret om og betragteligt forhøjet i januar og februar, hvis de to transmissionslin-

jer afbrydes samtidigt, sammenlignet med prognosen. Særlige kombinationer af fx udfald på udlandsforbindelser vil

derfor forøge den specifikke risiko for effektmangel i perioder i løbet af året, når den generelle risiko for manglende

effekttiltrækkelighed i systemet er stigende.

6.4.3 Perspektivering til europæiske vurderinger

ENTSO-E har siden 2016 årligt udført en omfattende risikovurdering af effekttilstrækkeligheden på europæisk plan. Re-

sultaterne er blevet rapporteret årligt i udgivelsen MAF (Mid-term Adequacy Forecast). Den nyeste udgivelse er fra slut-

ningen af 2020, MAF20, og inkluderer effekttilstrækkelighedsvurderinger på tværs af de europæiske lande for 2025 og

2030. Data til analyserne er bl.a. baseret på indmeldinger fra de europæiske TSO’er omkring den forventede udvikling i

de forskellige landes elsystemer. Analyserne i MAF20 er foretaget i fem forskellige simuleringsværktøjer (herunder BID).

Det er første gang, at ENTSO-E har foretaget effekttilstrækkelighedsvurderinger for år efter 2025.

Metoden bag MAF er grundlæggende den samme, som benyttes i Energinet, mens datainput naturligt vil variere på

grund af forskellig opdateringscyklus. Håndteringen af manuelle reserver i Danmark vurderes for nuværende som den

mest afgørende metodemæssige forskel, se beskrivelse i afsnit 6.4.2.1. Derudover medtages heller ikke mange lande-

specifikke forhold, fx metoden for kapacitetsfastsættelse på Øresundsforbindelsen under udetid. For Danmark er forud-

sætninger omkring elforbrug og elproduktionskapacitet i MAF20 baseret på

Analyseforudsætninger til Energinet 2019.

De overordnede resultater for Danmark fra MAF20 fremgår af Tabel 13. Resultaterne viser samme overordnede ten-

denser, som Energinets analyser, da risikoen for manglende effekttilstrækkelighed frem mod 2030 er stigende, særligt i

Østdanmark.

Læs mere om MAF 2020 her:

https://www.entsoe.eu/outlooks/midterm/

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

69/73

MAF20

2025

2030

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Effektminutter

(min./år)

0 (0-1)

1 (0-5)

0 (0-2)

2 (0-7)

EENS

(MWh/år)

10 (0-40)

30 (0-130)

20 (0-100)

70 (10-220)

LOLE

(timer/år)

0 (0-0)

0 (0-0,1)

0,2 (0,1-0,3)

Tabel 13 Effekttilstrækkelighedsindikatorer i ENTSO-E’s MAF20. Effektminutter er beregnet af Energinet baseret på

EENS. Tal uden for parentes angiver gennemsnittet på tværs af de 5 simuleringsværktøjer anvendt i MAF20.

Tal i parentes angiver intervallet fra minimum til maksimum af indikatorværdierne på tværs af de 5 forskellige

smileringsværktøjer. Bemærk: MAF-studierne medtager ikke mFRR-kapacitet til understøttelse af effekttil-

strækkeligheden i Danmark, hvorfor Energinets resultater i Tabel 8 er det rette sammenligningsgrundlag.

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

70/73

7. Appendiks B. Ordliste

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.

Fodnoter anvendes primært til kildehenvisninger, fx henvisninger til hjemmesider, love og bekendtgørelser, samt til en-

kelte uddybende forklaringer. Hvis en henvisning optræder mere end én gang, anvendes kun fodnotehenvisning første

gang, den optræder.

Begreb

Afbrudsminutter

Beskrivelse

Antal minutter pr. år en forbruger eller en gruppe af forbrugere i gennemsnit

ikke har adgang til eller forventes ikke at have adgang til elektricitet.

For eltransmissionsniveau opgøres fremadrettet (og bagudrettet) afbrudsminut-

ter på baggrund af ikkeleveret energi relativt til den samlede energimængde for

året.

I eldistributionsnettene registreres for hver afbrudshændelse antallet af afbrudte

elkunder og udetiden pr. afbrudt elkunde. På baggrund heraf opgøres afbrudsmi-

nutterne som SAIDI (gennemsnitligt antal afbrudsminutter pr. kunde) i eldistribu-

tionsnettene.

Den forventede udvikling i antallet af afbrudsminutter i eldistributionsnettene,

som indgår i redegørelsen, er SAIDI. I eldistributionsnettene registreres der ikke

den ikkeleverede energimængde i forbindelse med en afbrudshændelse. Det er

dermed ikke muligt at anvende samme metode, som for eltransmissionsnettet.

Denne metodiske forskel skal man have in mente, når fremadrettede afbrudsmi-

nutter fra eltransmissionsniveau og eldistributionsniveau behandles under ét el-

ler sammenlignes.

I den historiske opgørelse af afbrudsminutter i Danmark indgår både eltransmis-

sionsnettets og eldistributionsnettenes bidrag som SAIDI. Tallene er derfor her

en-til-en sammenlignelige.

Afbrudsminutter dækker kun over ufrivillig mangel på el.

aFRR

BID

Automatic Frequency Restoration Reserves, også kendt som sekundær reserve.

Benyttes til frekvensgenopretning.

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

Kontrolleret afkobling af elforbrugere, som følge af mangel på tilstrækkelig el.

Blackout

Brownout

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

71/73

CEP

CONE

Clean Energy Package. Lovgivningspakke fra Europa-Kommissionen.

Cost of New Entry (indgangsomkostning). Beskriver den årlige omkostning base-

ret på investeringsomkostninger og faste omkostninger for ny elproduktionska-

pacitet eller fleksibelt elforbrug.

Elleverandører og producenter handler i day-ahead-markedet for at dække pro-

duktion og forbrug for det følgende døgn.

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.

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 elprisområde, under hen-

syntagen til elproduktion, eksterne elforbindelser og fleksibelt elforbrug.

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).

Sandsynlighed for, at der er elektricitet til rådighed for forbrugerne, når den ef-

terspørges, jf.

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.

European Network of Transmissions System Operators for Electricity. Sammen-

slutning af europæiske TSO'er.

Expected Unserved Energy. EENS korrigeret for kontrollerede, præventive elaf-

brydelser (brownouts) samt ukontrollerede elafbrydelser (blackouts).

Frequency Containment Reserves, også kendt som primær reserve. Benyttes til

frekvensstabilisering.

Mekanisme til markedskobling af forskellige elprisområder i elmarkeder, hvor

flow-based tilgangen til bestemmelse af den tilgængelig transmissionskapacitet

Day-ahead-marke-

det

EENS

Effektminutter

Effekttilstrække-

lighed

Eldistributionsnet-

tene

Elforsyningssikker-

hed

Elnettet

Elprisområde

Elsystemet

Eltransmissionsnet-

tet

Energinet

ENTSO-E

EUE

FCR

Flow-based

markedskobling

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

72/73

mellem elprisområder anvendes. Flow-based tilgangen er én metode til at fast-

lægge transmissionskapacitet mellem elprisområder, mens net transfer capacity

(NTC) tilgangen er en anden.

FSI

Intraday-markedet

LOLE

Forsyningssikkerhedsindex. Model til modellering af effekttilstrækkelighed, som

Energinet tidligere har benyttet.

Markedet mellem day-ahead-markedet og én time før selve driftstimen.

Loss of load expectation. Den forventede hyppighed af situationer, hvor produk-

tionskapaciteten til rådighed i et område, inklusive muligheden for import, er

mindre end elforbruget i området.

Midterm Adequacy Forecast. Vurdering af den fremadrettede effekttilstrække-

lighed på tværs Europa udarbejdet af ENTSO-E.

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 (Capacity Allocation & Congestion Mana-

gement), EB (Electricity Balancing), RfG (Requirement for Generators) og SO GL

(System Operation Guideline).

Nettilstrækkelighed er eltransmissions- og eldistributionssystemets evne til at

transportere tilstrækkelig elektricitet fra elproduktionssted til elforbrugssted.

Power-to-X. Samlet betegnelse for forædlingsprocesser, hvor elektricitet omdan-

nes til anden energibærer, fx brint, syntetiske flydende brændstoffer eller ammo-

niak.

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 regu-

lerkraft er derfor aktivering af indmeldte bud for mFRR.

Generel betegnelse for de systemydelser, i form af energiaktivering og kapacitet,

som Energinet indkøber til at opretholde en stabil og sikker drift af elsystemet.

System Average Interruption Duration Index. Den gennemsnitlige varighed af af-

brud pr. kunde.

De ydelser, der er nødvendige for at opretholde en sikker og stabil drift af elsy-

stemet: Frekvensstabilitet og spændingsstabilitet.

Value of lost load. En økonomisk indikator, som udtrykker omkostningerne ved

afbrudt elforsyning.

MAF

mFRR

N-1 princippet

Netregler

Nettilstrækkelighed

PtX

Regulerkraft

Reserver

SAIDI

Systembærende

egenskaber

VoLL

Dok. 20/07580-55

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2021-22 - Bilag 180: Orientering om udmelding af planlægningsmål for elforsyningssikker 2031

Energinet

Tonne Kjærsvej 65

DK-7000 Fredericia

+45 70 10 22 44

[email protected]

CVR-nr. 28 98 06 71

Forfatter: HKT/HKT

Dato: 8. september 2021