KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2022-23 (2. samling)
KEF Alm.del Bilag 117
Offentligt

Dok. 22/00314-20

Offentlig/Public

2/68

Indledning

Denne bilagsrapport er udarbejdet i sammenhæng med Redegørelsen for elforsyningssikkerhed 2022 og består af føl-

gende bilag:

Bilag I er Afbrudsstatistikken for 2021, hvorfra de vigtigste hovedresultater er gengivet i selve redegørelsen.

Bilag II uddyber de beregninger og forudsætninger, der er anvendt i redegørelsens fremskrivninger af effekttilstrække-

lighed og indeholder desuden en detaljeret gennemgang af en række tilhørende følsomhedsanalyser.

Bilag III indeholder et Metodenotat med nærmere beskrivelse af de beregningsmæssige metoder, der ligger bag frem-

skrivningerne af effekttilstrækkelighed.

Bilag IV består af en ordliste med korte forklaringer af centrale begreber anvendt i redegørelsen og bilagsrapporten.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

3/68

Indhold

1. Bilag I – Afbrudsstatistik .................................................................. 5

1.1

1.2

1.3

Opsummering ....................................................................................................... 5

Historisk elforsyningssikkerhed ............................................................................ 5

Ny metode til opgørelse af elforsyningssikkerheden i eltransmissionsnettet ...... 7

1.3.1 Særlige hændelser .................................................................................... 8

1.3.2 Sammenligning med andre europæiske lande ......................................... 8

Elforsyningssikkerheden i eltransmissionsnettet i 2021 ....................................... 9

1.4.1 Hændelser i eltransmissionsnettet ......................................................... 11

Væsentlige hændelser i eltransmissionsnettet (ingen afbrud)........................... 13

Beredskabshændelser......................................................................................... 16

Energinets omkostninger til sikring af elforsyningssikkerhed ............................ 16

1.5.1 Omkostninger til systemydelser ............................................................. 16

1.5.2 Afhjælpende tiltag .................................................................................. 18

1.5.3 Håndtering af revisionsansøgninger og afvikling af værker ................... 18

1.4

1.5

2. Bilag II – Effekttilstrækkelighed, beregning og følsomheder ........ 19

2.1

2.2

Baggrund for vurdering af effekttilstrækkelighed .............................................. 19

Forudsætninger for prognose for effekttilstrækkelighed ................................... 20

2.2.1 Elforbrug og produktionskapacitet i Danmark ....................................... 21

2.2.2 Elforbrug og produktionskapacitet i udlandet........................................ 24

Effekttilstrækkeligheds prognose resultater ...................................................... 26

Prognosens robusthed og følsomheder.............................................................. 36

2.4.1 Forværrende følsomheder for udvikling i dansk effekttilstrækkelighed 38

2.4.2 Afhjælpende følsomheder for udvikling i dansk effekttilstrækkelighed 43

Perspektivering til europæiske vurderinger og sidste års redegørelse .............. 48

2.3

2.4

2.5

3. Bilag III – Metodenotat om effekttilstrækkelighed....................... 51

3.1

3.2

Metoder og antagelser, BID3 .............................................................................. 51

Elproduktionskapaciteter og -forbrug ................................................................ 52

3.2.1 Produktionskapaciteter og årligt elforbrug ............................................ 52

3.2.2 Balanceringsreserver .............................................................................. 52

3.2.3 Aggregering af kraftværker .................................................................... 53

3.2.4 Bornholm ................................................................................................ 53

Klimaår ................................................................................................................ 53

3.3.1 Danske forbrugsprofiler og antagelser om fleksibilitet .......................... 54

3.3.2 VE-profiler .............................................................................................. 55

3.3.3 Must run-profiler .................................................................................... 56

Udetider .............................................................................................................. 57

3.4.1 Danske udlandsforbindelser (herunder Storebæltsforbindelsen) .......... 57

3.4.2 Øresundsmodellering ............................................................................. 58

3.4.3 Danske kraftværker ................................................................................ 59

3.4.4 Revisionsplan i Danmark ........................................................................ 60

Opsætning af modelårene 2027 og 2032 for udlandet ...................................... 62

3.5.1 Elforbindelser ......................................................................................... 62

3.3

3.4

3.5

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

4/68

3.6

3.5.2 PtX og batterier ...................................................................................... 62

3.5.3 Profiler .................................................................................................... 62

Forbrugsafkobling ............................................................................................... 63

4. Bilag IV – Ordliste .......................................................................... 64

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

5/68

1. Bilag I – Afbrudsstatistik

Dette bilag beskriver dels den historiske elforsyningssikkerhed frem til og med 2021, dels specifikt hændelser i eltrans-

missionsnettet i 2021. Endelig belyses Energinets omkostninger til sikring af elforsyningssikkerheden. Dette bilag til

Energinets Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2022 opfylder de hertil stilede krav, jf.

Bekendtgørelsen om systeman-

svarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v.

(herefter

Systemansvarsbekendtgørelsen).

1.1

Opsummering

De danske elforbrugere har i mange år – særligt de seneste godt 10 år – haft en meget høj sikkerhed for levering af el.

Det var også gældende for 2021. I gennemsnit oplevede elforbrugerne knap 22 minutters afbrud af elforsyningen, sva-

rende til en elforsyningssikkerhed på 99,996 pct. Dette fordeler sig med godt 20 minutter fra eldistributionsnettene og

lidt over ét minut fra eltransmissionsnettet.

Ovennævnte afbrudsminutter/-sekunder er opgjort pr. elforbruger (indikatoren SAIDI

). Energinet opgør også afbruds-

minutter relateret til eltransmissionsnettet på basis af, hvor meget energi, der ikke kunne leveres på grund af afbrud-

dene. Den samlede mængde ikkeleverede energi sættes i forhold til årets elforbrug, hvormed et mål for forbrugsvæg-

tede afbrudsminutter i eltransmissionsnettet kan beregnes. De forbrugsvægtede afbrudssekunder opgøres for 2021 til

ca. 39 sekunder på grund af afbrud i eltransmissionsnettet. Afbruddene i eltransmissionsnettet i 2021 var forårsaget af

seks driftshændelser.

Der har i 2021 været væsentlige hændelser i eltransmissionsnettet, som dog ikke har ledt til afbrud af elforbrugere. En

af de væsentligste hændelser var i forbindelse med planlagt arbejde, hvor et automatisk anlæg til spændingsregulering

koblede utilsigtet. Dette medførte, at en 400 kV-samleskinne i station Bjæverskov på Sjælland blev udkoblet. Udkoblin-

gen medførte også, at to 400 kV-linjer blev udkoblet. Samtidig var eltransmissionsnettet svækket, da en systembæ-

rende enhed var ude af drift. Normalt ville situationen have medført handelsbegrænsninger i elmarkedet. Men på

grund af et gunstig effektflow i elsystemet blev elmarkedet ikke påvirket.

Elforsyningssikkerheden, særligt i form af systemsikkerheden, sikres blandt andet ved indkøb af systemydelser. Energi-

net havde i 2021 omkostninger på ca. mio. DKK 1.191 til indkøb af systemydelser. Det er en stigning på mio. DKK 256 i

forhold til 2020.

1.2

Historisk elforsyningssikkerhed

I 2021 var der knap 22 minutters afbrud pr. elforbruger, hvilket er lige over gennemsnittet over de seneste 10 år. Dan-

skerne havde således i gennemsnit el i 99,996 pct. af tiden. 2021 var derfor endnu et år, hvor danske elforbrugere har

haft en af Europas højeste sikkerheder for levering af el. Afbrud i det danske elsystem registreres i Elselskabernes Fejl-

og Afbrudsstatistik (ELFAS), som håndteres af Green Power Denmark

. I henhold til

Systemansvarsbekendtgørelsen

skal

Energinet i forbindelse med Redegørelse for elforsyningssikkerhed give en statistisk opgørelse af elforsyningssikkerhe-

den baseret ELFAS, eller anden anerkendt fejl- og afbrudsstatistik.

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

SAIDI = System Average Interruption Duration Index.

Den seneste rapport fra august 2021 "Leveringssikkerhed i Danmark – Afbrudsstatstik for det danske elnet 2011-2020" findes her: https://www.danskenergi.dk/udgi-

velser/afbrudsstatistik-danske-elnet-2011-2020.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

6/68

160

140

Opgjort pr. leveringspunkt

Opgjort pr. elforbruger (SAIDI)

Afbrudsminutter pr. år

120

100

0-24 kV

25-99 kV

>100 kV

Figur 1

Afbrudsstatistik for Danmark, 1995-2021. Perioden 1995-2006 er opgjort pr. leveringspunkt (fiktivt punkt i 10

kV-nettet, og perioden 2007-2021 er opgjort pr. elforbruger (SAIDI – System Average Interruption Duration

Index). I gennemsnit er afbrudsminutter opgjort pr. leveringspunkt ca. 2 minutter højere end afbrudsminut-

terne opgjort pr. elforbruger. Frem til 2007 er afbrudsstatikken 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, Green Power Denmark.

Figur 1 illustrerer for de seneste 27 år det gennemsnitlige antal minutter pr. elforbruger pr. år i Danmark, hvor der ikke

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

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

eltransmissionsnettet skyldes manglende robusthed. Det generelle billede er, at langt størstedelen af afbrudsminut-

terne skyldes hændelser i eldistributionsnettene. I Danmark betegnes elnet på et spændingsniveau over 100 kV som

eltransmissionsnet og elnet under 100 kV-niveau som eldistributionsnet.

Afbrudsstatistikken viser, hvor længe og hvor ofte den gennemsnitlige elforbruger har oplevet afbrud. Det betyder, at

nogle elforbrugere har oplevet flere afbrud, mens andre ikke har oplevet afbrud.

Der har de seneste år været ca. 20 afbrudsminutter pr. år. i eldistributionsnettene. Det lavere antal afbrudsminutter,

som i dag opleves i forhold til tidligere, skyldes blandt andet kabellægningen af eldistributionsnettene, som har gjort

disse mere robuste over for vejrrelaterede hændelser. Dette fremgår af nedenstående tabel, som angiver antallet af

afbrudsminutter som gennemsnit over en årrække. Kabellægning af eldistributionsnettene er primært sket efter 2000.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

7/68

Gennemsnitligt antal afbrudsminutter over:

25 år

5 år

10 år

15 år

20 år

0-24 kV

25-99 kV

>100 kV

Total

Tabel 1

0,7

0,6

0,4

Gennemsnitligt antal afbrudsminutter over de seneste 5, 10, 15, 20 og 25 år. Frem til 2007 indgår afbrud el-

transmissionsnettet i statistikken for 25-99 kV, hvorfor tal for spændingsniveauet >100 kV ikke indgår med 20

og 25 års gennemsnit. Kilde: Elselskabernes Fejl- og Afbrudsstatistik, Green Power Denmark.

1.3

Ny metode til opgørelse af elforsyningssikkerheden i eltransmissionsnettet

Energinet opgør elforsyningssikkerheden på baggrund af den ikkeleverede energimængde i tilfælde af en afbrydelse af

elforbrugere. Metoden, som historisk har været anvendt til opgørelse af elforsyningssikkerheden i eltransmissionsnet-

tet, vurderes dog ikke længere at være repræsentativ. Dette skyldes, at metoden ikke tager højde for elproduktion til-

sluttet i eldistributionsnettene. Historisk har metoden givet et rimeligt estimat for den ikkeleverede energimængde.

Metoden giver også i dag i mange tilfælde et rimeligt estimat for den ikkeleverede energimængde.

Elforsyningssikkerheden opgøres på baggrund af den ikkeleverede energimængde som ville være efterspurgt i for-

bindelse med afbrydelse af elforbrugere. Den ikkeleverede energimængde omregnes til forbrugsvægtede afbruds-

sekunder. Dette sker ved at sammenholde den ikkeleverede energimængden med den samlede årsenergi leveret

fra eltransmissionsnettet. Herefter deles med antallet af sekunder på et år.

Ikkeleveret energi [MWh]

x 365 x 24 x 60 x 60

Samlet årsenergi [MWh]

Afbrudssekunder =

Målingen, som ligger til grund for den ikkeleverede energimængde, er summen af elforbruget og elproduktionen i det

underliggende eldistributionsnet. Hvis der er elproducerende enheder tilsluttet i det underliggende eldistributionsnet,

vil elproduktion fra disse modregne det afbrudte elforbrug. Dette vil resultere i mindre afbrudt effekt, og dermed min-

dre ikkeleveret energi som opgøres til for få afbrudssekunder.

I særlige tilfælde med store mængder elproduktion i det underliggende eldistributionsnet kan det i praksis medføre ne-

gativ afbrudt effekt og dermed "negative afbrudssekunder". Transit i eldistributionsnettet kan også havde medført for

mange eller for få opgjorte afbrudssekunder.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

8/68

Figur 2

Antal afbrudssekunder i perioden fra 2017 til 2021 ved benyttelse af henholdvis den historiske metode og

metoden med State-Estimator.

Energinet vil fremadrettet anvende en State-Estimator til at estimere elforbruget under stationerne i eldistributionsnet-

tene. Dette sker ud fra forskellige målinger i stationerne, således at decentral elproduktion kan adskilles fra elforbruget.

Benyttelse af State-Estimator kan medføre både flere og færre afbrudssekunder sammenlignet med den historiske me-

tode. Metoden vil dog højst sandsynligt medføre flere afbrudssekunder. I Figur 2 er forskellen i afbrudssekunder de se-

neste fem år vist ved benyttelse af de to metoder.

Metodeændringen påvirker ikke elforsyningssikkerheden for elforbrugeren. Den gør kun, at den faktiske elforsyningssik-

kerhed bliver opgjort mere korrekt. Metodeændringen giver ikke anledning til at ændre på anbefalingen i

Redegørelse

for elforsyningssikkerhed 2022.

Tværtimod vil en mere korrekt metode til opgørelse af afbrudssekunder styrke anbefa-

lingen. Dette vurderes ud fra, at anbefalingen i højere grad vil være datadrevet.

1.3.1 Særlige hændelser

Særlige hændelser defineres som hændelser, som ligger ud over det, som elnettet er dimensioneret til. Ved særlige

hændelser kan der være risiko for relativt store afbrud i form af brownout eller blackout. Blandt særlige hændelser kan

nævnes en procedurefejl i det vestdanske eltransmissionsnet i 2002 og en fejl i det svenske eltransmissionsnet i 2003.

Disse hændelser førte til blackout i henholdsvis Nordjylland og hele Østdanmark. Energinet arbejder målrettet for at

undgå fejl denne type hændelser. Blandt andet ved at implementere nye arbejdsgange i Kontrolcenteret og samarbejde

med nabo-TSO'er. På grund af det store antal mulige kombinationer af fejl er det dog ikke muligt at udelukke, at lig-

nende afbrud kan ske igen. De bagvedliggende årsager til det høje antal afbrudsminutter i 1999 og 2005 var henholdsvis

orkan og storm.

1.3.2 Sammenligning med andre europæiske lande

I europæisk kontekst er den danske elforsyningssikkerhed i dag meget høj. Baseret på den seneste europæiske opgø-

relse på tværs af lande fra CEER (Council of European Energy Regulators) har Danmark over perioden 2010-2016 det

laveste antal afbrudsminutter pr. elforbruger pr. år (SAIDI). Der forventes at komme en ny europæisk opgørelse fra

CEER i 2023.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

9/68

Figur 3

Gennemsnitlige afbrudsminutter pr. elforbruger pr. år (SAIDI) over perioden 2010-2016 i udvalgte europæiske

lande med færrest afbrudsminutter i perioden.

Kilde: CEER Benchmarking Report 6.1 on the Continuity of Electricity and Gas Supply, July 2018.

Et særligt kendetegn ved Danmark og de fire andre lande med det laveste antal afbrudsminutter i Figur 3 er, at en stor

andel af eldistributionsnettet på lav- og mellemspændingsniveau (typisk ≤ 36 kV, men ikke entydigt) er kabellagt. Base-

ret på CEER-rapportens tal for 2016 er kabellægningsandelen på lav- og mellemspændingsniveau i de fem lande mini-

mum 86 pct. (Danmark 99 pct.), mens lande som fx Norge (51 pct.) og særligt Irland (14 pct.) har væsentligt lavere an-

dele. Kabellægningen vurderes at være en vigtig årsag til det lave antal afbrudsminutter i Danmark.

1.4

Elforsyningssikkerheden i eltransmissionsnettet i 2021

Ud af de knap 22 minutters samlede afbrud i elforsyningen i 2021 var Energinet ansvarlig for ca. 39 forbrugsvægtede

afbrudssekunder grundet seks driftshændelser i eltransmissionsnettet. I Figur 4 ses antallet af afbrudssekunder på

grund af driftshændelser i eltransmissionsnettet siden 2007.

Figur 4

Energinets forbrugsvægtede afbrudssekunder siden 2007. Afbrud på Bornholm, Læsø og Anholt indgår, da

Energinet har reserveforsyningspligt til øerne (kun ved afbrud, som ikke skyldes lokalt eldistributionsnet).

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

10/68

Til sammenligning var der i 2020 ca. 24 forbrugsvægtede afbrudssekunder grundet tre driftshændelser i eltransmissi-

onsnettet. Der har således været flere afbrud i 2021 end i 2020. Samtidig har afbruddene generelt påvirket flere elfor-

brugere og haft længere varighed end afbruddene i 2020.

Dato

12. feb.

20. jun.

5. aug.

6. aug.

18. sep.

20. sep.

Total

Tabel 2

Antal forbrugere

[stk.]

~ 22.000 (Struer)

~ 19.800 (Hørning)

~ 34.200 (Starbakke)

~ 7.600 (Kirkeskovgård)

~ 40.800 (Malling)

~ 7.600 (Kirkeskovgård)

Afbrudt tid

[minutter]

110

Fejltype

Komponentfejl

Procedurefejl

Fejlindstilling

Komponentfejl

Procedurefejl

Forbrugsvægtet afbrudstid

[sekunder]

2,0

2,6

15,4

7,9

6,7

4,4

39,0

Opgørelse over afbrud i 2021, som Energinet er ansvarlige for, angivet med fejltype og forbrugsvægtet påvirk-

ning.

12. februar: Afbrydelse i Vestjylland

Strømafbrydelsen var en konsekvens af en signalfejl i beskyttelsesudstyret til en transformer. Der var samtidig en

defekt i et relæ, som skulle sikre automatisk omkobling til den redundante transformer. Elforbrugerne under statio-

nen blev derfor afbrudt.

20. juni: Afbrydelse i Østjylland

En knækket ledning på en del af beskyttelsesudstyret til en transformer medførte, at der skete en utilsigtet afbry-

delse af elforsyningen.

5. august: Afbrydelse i Nordjylland

En samleskinne var udkoblet på grund af arbejde i stationen og var derfor arbejdsjordet. Der skete en kortslutning

af den udkoblede samleskinne. Kortslutningen indtraf som følge af en procedurefejl i forbindelse hermed.

6. august: Afbrydelse på Sjælland

Der indtraf en fejl i det underliggende eldistributionsnet. På grund af fejl i opsætningen af Energinets beskyttelses-

udstyr blev hele stationen afbrudt.

18. september: Afbrydelse i Østjylland

Der skete et havari på en strømtransformer. Det medførte udkobling af transformeren mellem 400 kV- og 150 kV-

niveau samt halvdelen af stationen. De tilsluttede elforbrugere blev dermed afbrudt.

20. september: Afbrydelse på Sjælland

En samleskinne var udkoblet og arbejdsjordet på grund af arbejde i stationen. Der skete en kortslutning af den ud-

koblede samleskinne. Kortslutningen indtraf som følge af en procedurefejl. Hele stationen blev udkoblet, og alle

tilsluttede elforbrugere blev afbrudt.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

11/68

1.4.1 Hændelser i eltransmissionsnettet

Hændelser med betydning for elforsyningssikkerheden kan ske på både elmarkeds-, system-, IT- og komponentniveau. I

2021 var der 89 driftsforstyrrelser i det danske net på spændingsniveauet over 100 kV, og til sammenligning var der 58

driftsforstyrrelser i 2020. Fordelingen af årsagerne til driftsforstyrrelser fra 2020 og 2021 kan ses i Figur 5 med forkla-

ring i Tabel 3. 10-årsgennemsnittet fra 2012 til 2021 var på 60 driftsforstyrrelser. I 2021 var der seks driftsforstyrrelser i

eltransmissionsnettet, der forårsagede afbrud af elforbrugere. Til sammenligning var der tre i 2020.

Lynnedslag

Andre

Eksterne

Drift og Teknisk udstyr

miljømæssige påvirkninger vedligehold

årdsager

Andre

Ikke kendt

2020

2021

Figur 5

Antal [stk.]

Illustration af antal driftsforstyrrelser i vekselstrømsnettet (HVAC), hvor søjlen 'Drift og vedligehold' omfatter

procedurefejl.

Kilde: DISTAC, Nordic and Baltic Grid Disturbance Statistics 2022.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

12/68

Driftsforstyrrelsesårsag

Lynnedslag

Andre miljømæssige årsager

Eksterne påvirkninger

Drift og vedligehold

Teknisk udstyr

Andre

Tabel 3

Eksempler

Lynnedslag

Fugt, is, lav temperatur, jordskælv, forurening, regn, salt, sne, vegetation, vind, varme

og skovbrande

Brand, dyr, fugle, fly, udgravning, kollision, eksplosion, træfældning og hærværk

Mangel på overvågning, fejlindstillinger, fejl i plan for tilslutninger, fejl i relæplan, for-

kert betjening, fejl i dokumentation og procedurefejl

Dimensionering, fejl i teknisk dokumentation, design, korrosion, materialer, installa-

tion, produktion, vibration og ældning

Driftsproblemer, fejl hos forbrugeren, fejl i andres net, problemer i forbindelse med

fejl i andre komponenter, systemårsager og andet

Forklaring til driftsforstyrrelsesårsager i Figur 5.

Driftsforstyrrelser, nærved-hændelser og afbrud

Udtrykket

hændelser

dækker over driftsforstyrrelser, nærved-hændelser og afbrud.

En driftsforstyrrelse

dækker over, at fejl i elnettet får mindst én komponent til at falde ud og derved påvirker driften

af elsystemet. Driftsforstyrrelser fører ikke nødvendigvis til afbrud af elforbrugere.

Nærved-hændelser

er situationer, der var tæt på at have væsentlige konsekvenser for enten elsystemet, personsik-

kerhed eller elforbrugernes levering af el.

Afbrud

dækker over situationer, hvor elforbrugere ikke får den el, som de efterspørger.

Driftsstatus

Energinets kontrolcenter opererer med tre forskellige former for driftsstatus:

normaldrift, skærpet drift

nøddrift.

I langt størstedelen af tiden drives elsystemet i normaldrift. Der har i 2021 ikke været registreret skærpet drift eller nød-

drift.

Driftsstatustyper

normaldrift

er driften af elsystemet karakteriseret ved at følge de almindelige driftsbetingelser, herunder at elsy-

stemet kan klare et udfald af en vilkårlig enhed (N-1 princippet).

Hvis hændelser i elsystemet betyder, at normaldriften trues, og at der er risiko for usikker drift, overgår driftssituati-

onen til

skærpet drift.

I skærpet drift kan elmarkedet suspenderes, og Energinet kan tage alle handlemuligheder i

brug for at sikre elforsyningen.

Under ustabil drift og samtidige lokale/regionale afbrydelser ændres driftssituationen til

nøddrift.

I nøddrift tilkalder

Energinet ekstra mandskab til bemanding af krisestab og gør klar til at håndtere længerevarende driftsforstyrrelser.

Effekttilstrækkelighed

I 2021 var der ingen afbrydelser af elforbrugere relateret til manglende effekttilstrækkelighed i det danske elsystem.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

13/68

Brug af brownout

Der har ikke været behov for kontrolleret afkobling af elforbrugere i 2021 – for at håndtere pressede driftssituationer.

Hvad er et brownout?

Et brownout er en kontrolleret afbrydelse af dele af elsystemet. Brownouts anvendes typisk som følge af mang-

lende systemtilstrækkelighed. Et brownout anvendes som tiltag for at undgå et blackout. Et blackout vil have større

konsekvenser for elsystemet end et brownout. Brownouts kan aktiveres for et helt prisområde, DK1 eller DK2, eller

regionalt i mindre områder. Der er to typer af procedurer for brownout, som Energinet kan iværksætte.

1. Automatisk frekvensaflastning

Dette vil automatisk afkoble elforbrugere, hvis frekvensen i elsystemet bliver for lav (mindre end 49,0 Hz i

DK1 og mindre end 48,8 Hz i DK2).

2. Manuel aflastning

Energinets kontrolcenter har muligheden for manuelt at afkoble elforbrugere. Dette gøres ved at sende

signal til netvirksomhederne samt transmissionstilsluttede elforbrugere om afkobling af elforbrug.

Begge typer af procedure sker trinvist. Frekvensaflastningen i DK1 udføres i trin af 8 pct. af elforbruget. Der er i alt

10 aflastningstrin i DK1. I DK2 udføres aflastningen i trin af 5 pct. af elforbruget. Der forventes at være 16 aflast-

ningstrin i DK2

Manuel aflastning bliver brugt, hvis elsystemet eller eltransmissionsnettet er truet. Aflastning anvendes først, når

der ikke er flere alternative muligheder. Dette kan eksempelvis være at købe de nødvendige ydelser i balancemar-

kedet eller mulighed for at få hjælp fra TSO'erne i nabolandene.

Energinets kontrolcenter sender signal til netvirksomhederne om aktivering af brownout. Det er netvirksomhedernes

ansvar at fordele udkoblingsmulighederne i eldistributionsnettene. Da der også kan risikeres udkobling af elproduk-

tion kan det være svært at forudsige, hvor stort et elforbrug, der reelt afkobles. I dag bygger forudsigelserne på

historiske data.

Det nuværende og historisk høje niveau af effekttilstrækkelighed i Danmark gør, at erfaringen med at benytte disse

procedurer er stort set ikkeeksisterende. Det gør det svært at vide, hvordan strømafbrydelserne i praksis fordeler sig,

og hvad det medfører af konsekvenser.

Væsentlige hændelser i eltransmissionsnettet (ingen afbrud)

Til trods for de lave afbrudssekunder i eltransmissionsnettet i 2021 oplevede Energinet flere væsentlige driftsforstyrrel-

ser og nærved-hændelser, som kunne have ført til store afbrud af elforbrugere.

Dato

8. januar

16. januar

1. marts

3. maj

30. juni

25. august

13. oktober

1. december

25. og 26. december

Tabel 4

Hændelse

Frekvensfald og systemsplit i Centraleuropa

Udkobling af 400 kV-linje mod København

Udkobling af 400 kV-samleskinne på Sjælland

Udkobling af 400 kV-transformer i Sydjylland

Alvorlig arbejdsulykke på Fyn

Fejlkobling i Nordjylland

Udkobling af Horns Rev C

Voldsomt snefald i Nordjylland

Udkobling af 400 kV-linje i Sønderjylland

Type

Komponentfejl

Signalfejl

Komponentfejl

Procedurefejl

Komponentfejl

Meteorologiske forhold

Komponentfejl

Væsentlige hændelser for elforsyningssikkerheden i eltransmissionsnettet i 2021.

Disse trinstørrelser vil gælde fra 2023, hvis den senest anmeldte Systemforsvarsplan godkendes. I dag er de på henholdsvis 8 pct. og 10 pct.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

14/68

8. januar: Frekvensfald og systemsplit i Centraleuropa

Der skete en udkobling i 400 kV-eltransmissionsnettet i Kroatien. Dette medførte en kaskadeudkobling af flere 400 kV-

linjer på grund af transit i Centraleuropa fra Nordvest til Sydøst. Som resultatet blev synkronområdet Centraleuropa

opdelt i to områder. Det medførte et frekvensfald, og der blev aktiveret nødeffektindgreb fra Norden. Dette skete på

Konti-Skan, Skagerrak og Kontek. Efter ca. 10 minutter blev der givet tilladelse til at standse nødeffektindgrebet.

16. januar: Udkobling af 400 kV-linje mod København

Linjen mellem de to 400 kV-stationer Hovegård og Glentegård ved København udkoblede på grund af et havari af en

endemuffe i station Hovegård. En endemuffe er "afslutningen" af en linje i fx en station. Den konkrete 400 kV-linje ud-

gør en central del i elforsyningen af København. Hændelsen medførte et spændingsdyk på hele Sjælland. Samtidig ud-

koblede ca. 230 MW elproduktion.

1. marts: Udkobling af 400 kV-samleskinne på Sjælland

Der skete en udkobling af den ene 400 kV-samleskinneskinne på station Bjæverskov på Sjælland. Hændelsen indtraf

som følge af en signalfejl. Der foregik arbejde i stationen, komponenter skulle udkobles og adskilles fra eltransmissions-

nettet. Der er i stationen installeret en automatik, som regulerer spændingen. Denne automatik sendte et indkoblings-

signal samtidig med at en adskilleren i stationen blev betjent. Dette medførte, at afbryderen blev sluttet mens adskille-

ren åbnede. Resultatet af dette var en lysbue, som beskadigede adskiller og samleskinne overfladisk.

3. maj: Udkobling af 400 kV-transformer i Sydjylland

En 400 kV-transformere i station Endrup i Sydjylland udkoblede. Udkoblingen skete på grund af en havareret strøm-

transformer. Havariet af strømtransformeren medførte, at den eksploderede. Eksplosionen sendte fragmenter fra

strømtransformeren rundt på stationsområdet. Disse fragmenter, samt brændende olie fra strømtransformeren, med-

førte anlægsskade på øvrige komponenter. Der opstod brand på stationsområdet som følge af eksplosionen. Branden

blev slukket af brandvæsnet uden yderligere konsekvenser.

30. juni: Alvorlig arbejdsulykke på Fyn

I forbindelse med planlagt arbejde i station Abildskov på Vestfyn skete der en alvorlig arbejdsulykke. Der blev igangsat

arbejde på en spændingssat komponent. Én person kom alvorligt til skade ved ulykken.

25. august: Fejlkobling i Nordjylland

Der skete en utilsigtet udkobling i 150 kV-nettet mellem 150 kV-stationerne Mosbæk, Fredensdal og Klim Fjordholme i

Nordjylland. Hændelsen indtraf i forbindelse med planlagt arbejde med omlægning af linjerne i en koblingsstation. Un-

der denne omlægning var der etableret en midlertidig 150 kV-linje. Årsagen til hændelsen var en fejlagtig visning af kob-

lingstilstanden i Energinets SCADA-system. På grund af den forkert angivne koblingstilstand blev en jordslutter indkoblet

på en spændingssat linje.

13. oktober: Udkobling af Horns Rev C

Hele 220 kV-stationen i Endrup i Sydjylland udkoblede – og dermed også havvindmølleparken Horns Rev C. Dette med-

førte et produktionsudfald på ca. 390 MW. Efter ca. 2 timer kunne vindmøllerne på Horns Rev C igen indkobles. Udkob-

lingen skete af samleskinnebeskyttelsen, hvorfor hele 220 kV-stationen blev udkoblet. Årsagen til udkoblingen var gen-

tænding i den ene fase på afbryderen til en reaktor.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

15/68

1. december: Voldsomt snefald i Nordjylland

Den 1. december i tidsrummet fra ca. kl. 15.00 og godt fire timer frem ramte et voldsomt snefald Nordjylland. Dette

medførte, at der skete en række udkoblinger i både 150 kV- og 400 kV-nettet. Udkoblingerne skete som følge af

piskninger på luftledningslinjerne. Piskninger sker, når luftledningerne tynges, og de bliver sat i svingninger, så de

rammer hinanden. Piskningerne opstod på grund af kombinationen af snefaldet og kraftig blæst. Belastningen fra

sne og is gjorde, at jordtrådene på masterne blev tynget ned og fik et nedhæng svarende til den øverste faseleder.

Det samme skete ikke for faselederne på grund af varmeudviklingen i disse. Nedenstående tabel og figur angiver

antallet af udkoblinger, og hvor de berørte linjer geografisk er placeret.

Spænding

150 kV

400 kV

150 kV

Linje mellem

Station Klim Fjordholme og

station Vilsted

Station Ferslev og

station Thrige

Station Mosbæk og

station Vilsted

Station Fredensdal og

station Mosbæk

Station Starbakke og

station Vendsysselværket

Station Bredkær og

station Vendsysselværket

Hændelseressource

En enfaset jordslutning og udkobling, samt vellykket automatisk genindkobling.

Otte enfasede jordslutninger og udkoblinger samt vellykkede automatisk genindkob-

linger. Herefter en tofaset kortslutning og definitiv udkobling.

Tofaset kortslutning og definitiv udkobling.

En tofaset kortslutning og udkobling, samt vellykket automatisk genindkobling.

En tofaset kortslutning og udkobling samt vellykket automatisk genindkobling.

En tofaset kortslutning og udkobling samt vellykket automatisk genindkobling. Heref-

ter en tofaset kortslutning og definitiv udkobling.

Ikkekronologisk oversigt over udkoblinger i eltransmissionsnettet grundet voldsomt snefald og piskninger.

Illustration af den geografisk placering af de linjer, som udkoblede under hændelsen.

De mange udkoblinger gav anledning til blink i lyset, men der skete ikke afbrydelse af elforbrugere som følge af

hændelsen. Der var ligeledes ikke risiko for person- og anlægsskade. På trods af de mange udkoblinger var system-

sikkerheden heller ikke udfordret under hændelsen.

Piskninger er et kendt fænomen, og eltransmissionsnettet er bygget til at kunne modstå disse i et vist omfang. Der

var ikke sendt varsel til Kontrolcenteret fra DMI om snefaldet. Dette skyldtes, at Kontrolcenteret ikke var tilmeldt

informationer om snevejr. Dette er efterfølgende blevet tilmeldt.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

16/68

25. og 26. december: Udkobling af 400 kV-linje i Sønderjylland

Julenat havarerede en endemuffe på en partiel kabelstrækning på den ene 400 kV-linje mellem station Kassø og station

Revsing i kabelstation Roved i Sønderjylland. Der er to 400 kV-linjer mellem station Kassø og station Revsing. I kabel-

overgangen mellem kabelstation Gamst og kabelstation Roved, hvor 400 kV-linjerne er kabellagt, er hver linje udgjort af

to delsystemer. Havariet påvirkede delsystem 1. Det fejlramte delsystem blev adskilt, og det tilbageværende "raske"

delsystem sat i drift igen den 26. december. Ca. 5 minutter efter indkobling havarerede endnu en 400 kV-endemuffe i

kabelstation Roved, denne gang på det modsatte delsystem 2 på samme 400 kV-linje.

Beredskabshændelser

Beredskabshændelser i det danske elsystem er sjældne. Elsystemets robusthed sikrer, at Energinets kontrolcenter kan

håndtere de fleste driftsforstyrrelser, uden at disse eskalerer til beredskabshændelser. I 2021 har der været to hændel-

ser, den 30. juni 2021 og hændelsen den 18. september 2021, hvor det i begge tilfælde var nødvendigt at aktivere væ-

sentlige dele af Energinets beredskab samt det øvrige beredskab.

1.5

Energinets omkostninger til sikring af elforsyningssikkerhed

Energinet har en række omkostninger for at opretholde sine forpligtelser i Lov om elforsyning. Energinets omkostninger

kan deles op i driftsomkostninger, afskrivninger og finansiering. Det er svært at definere de præcise omkostninger til

sikring af elforsyningssikkerheden, da det principielt er alle aktører i elsystemet fra elproducenter til elforbrugere, som

bidrager til denne.

Det skal pointeres, at ikke kun Energinet har omkostninger forbundet med opretholdelse af elforsyningssikkerheden. En

række andre aktører, blandt andet netvirksomhederne, elforbrugere og -producenter, har ligeledes omkostninger, som

i større eller mindre grad er relateret til understøttelse af elforsyningssikkerheden.

1.5.1 Omkostninger til systemydelser

Energinet har i 2021 indkøbt systemydelser for mio. DKK 1.191, hvilket er en stigning på mio. DKK 256 sammenlignet

med 2020. De seneste fem år fra 2017 til 2021 har omkostningerne til systemydelser årligt ligget i størrelsesordenen ca.

mio. DKK 600-1.200 i løbende priser.

Systemydelser er et samlet begreb for de elproduktions- og elforbrugsressourcer, som anvendes til at opretholde

balancen og stabiliteten i elsystemet. Energinet indkøber systemydelser, som kan aktiveres automatisk eller manuelt

i driftstimen. Systemydelserne består af reserver, regulerkraft, spændingsregulering og øvrige systemydelser som fx

nødstart (start fra dødt net).

Historisk over de seneste fem år har manuelle reserver stået for den største andel af omkostninger til systemydelser. De

5-årige aftaler om levering af manuelle reserver i Østdanmark udløb med udgangen af 2020. I Vestdanmark er manuelle

reserver indkøbt på daglig basis.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

17/68

Figur 6

Energinets omkostninger til indkøb af systemydelser. Energinets omkostninger til synkronkompensatorer er

ikke med i denne opgørelse.

Der var i 2021 ikke omkostninger til indkøb af spændingsregulering. Det store fald i omkostninger til spændingsregule-

ring siden 2015 skyldes primært, at det generiske behov for ad hoc-spændingsregulering er blevet mindre de seneste

år, samtidig med at Energinet har udbygget nettet med synkronkompensatorer, implementeret automatik i eksiste-

rende komponenter i elnettet samt udarbejdet en aftale med netvirksomhederne om at reducere udveksling af reaktiv

effekt mellem transmissionsnettet og distributionsnettet for at sikre optimal styring af transmissionsnettet.

Omkostninger til spændingsregulering (mio. DKK)

PLANLAGT:

Markedskontrakter

Beordret efter Elforsyningsloven

IKKEPLANLAGT:

Beordret efter Elforsyningsloven

Indkøb af spændingsregulering i alt

Omkostninger til synkronkompensatorer

Samlede omkostninger til spændingsregulering

Tabel 5

Energinets omkostninger til spændingsregulering.

2017

2018

2019

2020

2021

Note: Beløbet til synkronkompensatorer omfatter drift og vedligehold, elforbrug, afskrivning og finansiering. Synkron-

kompensatorerne leverer mere end spændingsregulering, men det er den samlede udgift, der er gengivet.

Det lokale behov for spændingsregulering ved udfald og revisioner anses for uændret, fordi der lokalt ofte kun er én

mulig leverandør. Med den i 2018 reviderede elforsyningslov kan Energinet undgå afhjælpende tiltag i situationer, hvor

der kun er én potentiel leverandør. Se også nedenstående afsnit 1.5.2.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

18/68

Hvad er afhjælpende tiltag?

Afhjælpende tiltag består i, at et elproduktionsanlæg indkøbes af Energinet til at være i drift eller blot til

at være driftsklar. Afhjælpende tiltag foretages kun i kortere perioder, hvorefter Energinet vil foretage et

udbud, hvis der kan konstateres et længerevarende behov. Afhjælpende tiltag foretages, når Energinet

oplever et uforudset behov.

1.5.2 Afhjælpende tiltag

Med Elforsyningsloven fra 2018 har Energinet mulighed for at foretage udbud, hvor der kun er én byder. I dette tilfælde

afregnes den pågældende ydelse til reguleret pris. Energinet foretager dermed kun afhjælpende tiltag i kortere perio-

der, når der opstår en uforudset hændelse. Konstateres et vedvarende behov, vil Energinet hurtigst muligt foretage et

udbud af den pågældende ydelse. Ikkeplanlagte afhjælpende tiltag, hvor Energinet med meget kort varsel må gøre brug

af Elforsyningslovens mulighed for afhjælpende tiltag, har ikke været foretaget i 2021.

1.5.3 Håndtering af revisionsansøgninger og afvikling af værker

Energinet Elsystemansvar koordinerer og udarbejder årligt en revisionsplan på vegne af Energinet. Revisionsplanen sik-

rer, at udetid koordineres på tværs af aktører. Revisionsplanen bliver lagt for centrale kraftværker, handelsforbindelser,

Energinet Eltransmissions projekter samt vedligeholdsarbejder på baggrund af deres indmeldinger. Når revisionsplanen

er godkendt, kan Energinet ikke afvige herfra uden at kompensere de berørte aktører. I 2021 har Energinet ikke aflyst

revisioner planlagt i revisionsplanen.

Energinet vurderer alle ønsker til revisionsperioder fra aktørerne i forhold til effektbalancen og netsituationen i Vest- og

Østdanmark og områderne samlet. Hvis det vurderes nødvendigt, må aktørernes revisionsplaner justeres. Alle aktører

har fået deres ønsker til revisioner opfyldt i revisionsplanen for 2021.

Der har i 2021 været ansøgninger om ændringer af driftstilstanden for de centrale kraftværker. Disse omfatter blandt

andet lukninger og forlængede startvarsler. I hver enkelt situation har Energinet vurderet de elforsyningssikkerheds-

mæssige konsekvenser.

I det seneste år har Energinet ikke modtaget forespørgsler på ændringer, som ville betyde en uacceptabel forringelse af

elforsyningssikkerheden. Hvis Energinet ikke kan give tilladelse til en ændring, vil det fremgå af Energinets brug af af-

hjælpende tiltag.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

2. Bilag II – Effekttilstrækkelighed, beregning og følsomheder

Risikoen for effektminutter 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. Som nævnt i 1.2 har manglende effekttilstrækkelighed ikke været årsag til afbrudsminutter i

det danske elsystem i hele den opgjorte periode, der går tilbage til 1995.

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.

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. Dette er særligt relevant i dette års redegørelse som følge af den ændrede geopolitiske situation efter ud-

bruddet af krigen i Ukraine, hvilket hverken de anvendte udlandsdata eller nationale data tager højde for.

Særlige usikkerheder som disse forsøges derfor mitigeret gennem diverse følsomheder, som beskrives nærmere i afsnit

2.4. Desuden vil forskellige modeller og de stokastiske elementer i beregningerne genererer forskellige resultater,

selvom de grundlæggende forudsætninger er ens. Dette viste sig fx med overgangen i 2018/2019 fra FSI-modellen til

BID3-modellen hos Energinet og har vist sig årligt i forbindelse med de paneuropæiske effekttilstrækkelighedsvurderin-

ger i ENTSO-E's ERAA (European Resource Adequacy Assessment). De absolutte effekttilstrækkelighedsresultater skal

derfor altid tolkes med varsomhed.

2.1

Baggrund for vurdering 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.

Se nærmere herom i tekstboksen i 2.2.2.

Dok. 22/00314-20

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

20/68

Modellen BID3 er i dag Energinets foretrukne og anvendte værktøj til at foretage langsigtede vurderinger af effekttil-

strækkeligheden. BID3-modellen er hidtil blevet anvendt i forbindelse med de paneuropæiske effekttilstrækkeligheds-

vurderinger i ENTSO-E's ERAA og forventes også anvendt i fremtiden. Energinet deltager aktivt i arbejdet med de paneu-

ropæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger i regi af ENTSO-E og står således godt rustet til at efterleve kravene fra

Clean Energy Package

til effekttilstrækkelighedsvurderinger. I dag er der en betydelig metodemæssig forskel mellem de

paneuropæiske vurderinger fra ENTSO-E og Energinets analyse i fx forhold til håndteringen af manuel reservekapacitet

(mFRR). Denne forskel belyses nærmere via en følsomhed i 2.4.1.3.

BID3-modellen

BID3 er en elmarkedsmodel, der blandt andet kan anvendes til at vurdere effekttilstrækkelighed. Modellen simulerer

elmarkedet på tværs af Europa (i årets redegørelse 36 lande) og afspejler den danske tilknytning til omverdenen. Hava-

rier 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.

BID3 benyttes hos flere andre europæiske TSO'er, herunder de øvrige nordiske, samt i ENTSO-E's paneuropæiske effekt-

tilstrækkelighedsvurderinger, tidligere MAF (Midterm Adequacy Forecast) og nu ERAA

. Dermed får Energinet bedre

mulighed for at kunne bruge resultaterne, både nationalt og internationalt.

2.2

Forudsætninger for prognose for effekttilstrækkelighed

Analyseforudsætninger til Energinet 2021

(AF21)

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 AF21. Derimod er Finansloven

2021 offentliggjort efter AF21 og senere planer, herunder EU's plan for grøn omstilling,

Fit-for-55

og regeringsudspillet,

Danmark kan mere II,

fra 2022 er ikke med i AF21. Forudsætningerne ligner derfor til dels AF20. Termisk kapacitet er

stort set uændret fra AF20 og falder i hele perioden, mens især en højere solcelle- og vindmøllekapacitet på langt sigt

kendetegner AF21. Energiøen i Nordsøen er rykket til 2033 i AF21 modsat 2030 i AF20, hvorfor vind- og importkapacite-

ten fra denne først kommer uden for den analyserede periode i dette års redegørelse. Bruttoelforbruget ligger højere i

Historiske klimaår: 1982-2016. Et klimaår angiver en 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 erstattede 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. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

21/68

hele perioden i AF21 og er fortsat støt stigende. Figur 7 viser udviklingen i den danske termiske kapacitet, vind- og sol-

kapaciteten samt importkapaciteten på de danske udlandsforbindelser

. Derudover vises udviklingen i det samlede

danske elforbrug.

Figur 7

Udvikling i elproduktions- og importkapacitet samt det årlige elforbrug baseret på AF21.

Der er usikkerhed forbundet med fremskrivningerne, og AF21 er et bud på én sandsynlig udviklingsvej for det danske

elsystem. Særligt ændringer i termisk produktionskapacitet, importkapacitet og elforbrug har betydning for elforsy-

ningssikkerheden og specielt effekttilstrækkelighed og nettilstrækkelighed, men også for robustheden.

Elforbrugsstigningen forventes primært at ske ved elektrificering af andre sektorer som fjernvarme, transport og PtX,

som samtidig forventes at have større fleksibilitet end klassisk elforbrug, men hvordan fleksibiliteten faktisk vil udmøn-

tes i systemet, er fortsat usikkert.

2.2.1 Elforbrug og produktionskapacitet i Danmark

Vestdanmark (DK1) og Østdanmark (DK2) er kun forbundet med Storebæltsforbindelsen på 600 MW. Det er derfor rele-

vant at undersøge udviklingen i de to forskellige prisområder separat. I Figur 8 og Figur 9 er årsudviklingen for hen-

holdsvis DK1 og DK2 illustreret. Figurerne illustrerer, hvordan begge landsdele bliver mere og mere afhængige af at

kunne importere strøm i situationer uden VE-produktion, da den termiske kapacitet falder, og maksimumforbruget sti-

ger.

Bemærk, at importkapacitet særligt i effekttilstrækkelighedsøjemed ikke altid kan udnyttes fuldt ud.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

22/68

Figur 8

Udvikling for Vestdanmark i AF21. Maks. forbrug er baseret på Energinet-modelresultat baseret på AF21

vises uden PtX, da det antages 100 pct. fleksibelt. I effekttilstrækkelighedsberegningerne til Redegørelsen for

elforsyning 2022 er forbindelsen til Nordsø Energiøen først antaget idriftsat fra 2033 sammen med vinden på

energiøen efter aftale med Energistyrelsen, hvor AF21 modsat har den idriftsat fra 2032.

Figur 9

Udvikling for Østdanmark i Af21. Maks. forbrug er baseret på Energinet-modelresultat baseret på AF21

vises uden PtX, da dette antages 100 pct. fleksibelt.

Et mere detaljeret billede af udviklingen i det danske importbehov er illustreret i Figur 10 og Figur 11. Figurerne viser,

hvordan effektbalancerne for henholdsvis Vestdanmark og Østdanmark isoleret set udvikler sig, hvis dansk elforbrug

kun kan dækkes af dansk elproduktion. Figurerne er baseret på timedata for de 35 klimaår, som anvendes i Energinets

effekttilstrækkelighedsvurderinger. Elproduktionen fra kraftværkerne i alle timer i de enkelte år antages dog at være

konstant og udgøre 60-75 pct. af den installerede kraftværkskapacitet, svarende til den antagne årlige tilgængelighed

Notat: Metode for opgørelse af maksimalt effektforbrug relateret til analyseforudsætningerne (https://energinet.dk/-

/media/68BB1C0F8BC74E7B8E732520B785527D.pdf).

Notat: Metode for opgørelse af maksimalt effektforbrug relateret til analyseforudsætningerne (https://energinet.dk/-

/media/68BB1C0F8BC74E7B8E732520B785527D.pdf).

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

23/68

for kraftværker i Energinets effekttilstrækkelighedsvurderinger.

I forbindelse med 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 således er importbehov.

Det fremgår af Figur 10 og Figur 11, 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

(inklusive Storebæltsforbindelsen) i 2025 for Vestdanmark at være ca. 8,5 GW og for Østdanmark ca. 2,9 GW.

Figur 10 viser blandt andet, at Vestdanmarks elproduktion i 2025 og 2027 går fra at kunne dække elforbruget i ca. 70

pct. af timerne til ca. 55 pct. af timerne i 2030 og ca. 40 pct. af timerne i 2032. Udvikling fra 2025 til 2032 skyldes pri-

mært en nedgang af termisk kapacitet samt en forøgelse af elforbruget. I mellem 2025 og 2032 er nedgangen af termisk

kraftværkskapacitet i Vestdanmark på ca. 1,3 GW, jf. AF21. Figur 11 viser at effektbalancen i Østdanmark er positiv i ca.

75 pct. af timerne i alle analyseår. Det skyldes primært tilgangen af VE og særligt energiøen ved Bornholm, der opvejer

både tilgangen i elforbruget og nedgangen i den termiske kapacitet. Dette er i modsætning til i Vestdanmark, hvor til-

gangen i VE kun opvejer, hvad der knap svarer til elforbrugsforøgelsen frem til 2032. Både figur 10 og 11 viser, at stør-

relsen (i MW) af importbehovet i timerne med størst behov for import er stigende over tid for både Vest- og Østdan-

mark.

Figur 10

Udvikling i effektbalancerne på timeniveau for Vestdanmark på tværs af 35 klimaår. Værdierne er sorteret fra

størst til mindst. Effektbalancen er her givet ved elproduktion fra VE (vind og sol) plus 60-65 pct. af den instal-

lerede kraftværkskapacitet afhængigt af analyseår fratrukket elforbruget. Tilgængeligheden af kraftværkska-

pacitet er beregnet ud fra antagelser om udetider og varmebindinger for de enkelte kraftværker.

Timedata for elforbrug og elproduktion fra vind- og solkraft er baseret på modeloutput fra BID3 for 35 klimaår, det vil sige 35 år x 8.760 timer/år = 306.600 timevær-

dier. Tilgængeligheden af elproduktion fra vestdanske kraftværker estimeres til 65 pct. af den installerede kraftværkskapacitet for 2025 og 2027 og 60 pct. for 2030 og

2032. Tilgængeligheden af elproduktion fra østdanske kraftværker estimeres til 75 pct. af den installerede kraftværkskapacitet for både 2025, 2027, 2030 og 2032.

Tilgængeligheden af kraftværkskapaciteten i prisområderne er beregnet ud fra de antagelser om udetider og varmebindinger for de enkelte kraftværker, som indgår i

Energinets effekttilstrækkelighedsvurderinger. Det betyder, at det er den kapacitetsvægtede årlige tilgængelighed for kraftværker, som antages for de forskellige år i

Figur 10 og Figur 11. For timeværdier for vindproduktion inkluderes vindproduktionen fra Kriegers Flak-havvindmølleparken i Østdanmark, mens vindproduktion fra

energiøen ved Bornholm tildeles Østdanmark, men er begrænset af kapaciteten på ilandføringsforbindelserne fra energiøen til det danske fastland, det vil sige 1 GW

til Østdanmark.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

24/68

Figur 11

Udvikling i effektbalancerne på timeniveau for Østdanmark på tværs af 35 klimaår. Værdierne er sorteret fra

størst til mindst. Effektbalancen er her givet ved elproduktion fra VE (vind og sol) plus 75 pct. af den installe-

rede kraftværkskapacitet fratrukket elforbruget. Tilgængeligheden af kraftværkskapacitet er beregnet ud fra

antagelser om udetider og varmebindinger for de enkelte kraftværker.

For yderligere information, om hvordan forbrug, VE og termisk elproduktionen afhænger af forskellige klimaår, henvises

til selvstændige underafsnit i afsnit 3.3.

2.2.2 Elforbrug og produktionskapacitet i udlandet

De anvendte udlandsdata i årets redegørelse er baseret på data anvendt til ENTSO-E's nye effekttilstrækkelighedsvurde-

ringer ERAA 2021

(European Ressource Adequacy Assessment. ERAA er afløseren for de tidligere vurderinger med

navn MAF (Midterm Adequacy Forecast). Data til ERAA indberettes af de nationale TSO'er og kontrolleres og sammen-

skrives af ENTSO-E.

ERAA udarbejdes på et centralt scenariegrundlag (Central Reference Scenarios) og vil også i næste version, ERAA 2022,

blive udbygget med såkaldte EVA-scenarios (Economic Viability Assessment). EVA bygger på den tidligere scenarietype,

National Trends, men er en videreudvikling, hvor man justerer den installerede kapacitet efter kriterier om fremtidig

økonomisk levedygtighed for elproduktionsenheder. Data danner efterfølgende grundlaget for en effekttilstrække-

lighedsberegning for alle medlemsområder.

Energinet vurderer, at der med ERAA-scenarier foreligger et mere gennemarbejdet sæt af udlandsdata end tidligere,

dog med den tilføjelse at ERAA 2021 blev offentliggjort i november 2021 og således ikke inkluderer de seneste energi-

politiske ændringer på europæisk plan. Variationer og eventuelle usikkerheder i udlandsdata forsøges belyst via følsom-

hedsberegningerne i

Redegørelsen for elforsyningssikkerhed 2022.

Læs mere om ERAA fra ENTSO-Es på

https://www.entsoe.eu/outlooks/eraa/

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

25/68

Fremskrivningerne i ERAA 2021 går kun til og med 2030 med beregninger for effekttilstrækkelighed i nedslagsårene

2025 og 2030. Det samme vil gælde for den kommende ERAA 2022, som dog beregner effekttilstrækkelighed i nedslag-

sårene 2024, 2025, 2027 og 2030. Disse beregninger forventes at blive grundlaget for næste års effekttilstrækkeligheds-

vurderinger. Tidshorisonten for fremskrivningerne i ERAA 2023 kendes endnu ikke.

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 Asses-

sment), skal opfylde. De væsentligste elementer og forskelle til de hidtidige europæiske vurderinger i ENTSO-E's MAF

(Midterm Adequacy Forecast) er som følger. Det bemærkes, at det beskrevne er den endelige form, man arbejder

frem mod og forventer at nå i løbet af få år.



Tidshorisont på ca. 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 kapacitets-

mekanismer.

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

forbrug, 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 indførelse

af kapacitetsmekanismer. I dag er der en betydelig metodemæssig forskel mellem de europæiske effekttilstrække-

lighedsvurderinger og Energinets danske analyser. I Energinets analyser inkluderes fx de danske manuelle reserver

(mFRR) til understøttelse af effekttilstrækkeligheden, mens de ikke er inkluderet i de europæiske analyser. Dermed

er den europæiske metode mere konservativ i sin tilgang til effekttilstrækkelighedsvurderinger. I dag udgør de manu-

elle reserver ca. 300 MW i Vestdanmark og 600 MW i Østdanmark.

2.2.2.1 Udlandsdata i RFE22

En væsentlig ændring til dette års effekttilstrækkelighedsberegninger sammenlignet med sidste års redegørelse er, at

alle udlandsforudsætninger er blevet opdateret. Til årets redegørelse er udlandsforudsætninger som nævnt baseret på

ENTSO-E's ERAA 2021 National Estimates (National Trends) fremfor ENTSO-E's MAF 2020, som var grundlaget for ud-

landsforudsætninger i sidste års redegørelse.

De anvendte udlandsforudsætninger stammer fra TSO'erne i de enkelte lande med et stadigt stigende detaljeringsni-

veau. Ligesom sidste års udlandsdata har ENTSO-E brugt og gennemtestet data gennem de paneuropæiske effekttil-

strækkelighedsvurderinger frem til analyseåret 2030. De anvendte data er indmeldt til ENTSO-E i det sene efterår 2020,

hvilket betyder, at der vil være politiske beslutninger og generelle udviklinger i udlandet, der ikke afspejles i udlands-

data.

Forskelle mellem udlandsforudsætninger i dette års redegørelse sammenlignet med sidste års redegørelse er illustreret

i nedenstående Figur 12. 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 10 lande betragtet som et

system uden netbegrænsninger mellem landene. Systemets betydelige overskud af regulerbar produktionskapacitet fra

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

26/68

sidste års redegørelse er blevet betydeligt mindre. Det betyder, at det samlede europæiske elsystem er blevet væsent-

ligt mindre robust over for effekttilstrækkelighedsproblemer. Det ses både i årets redegørelse og i ENTSO-E's ERAA

2021-resultater. Særligt er det her værd at bemærke, at både Frankrig og Storbritannien går fra at have overskud af

regulerbar termisk kapacitet til at have et underskud, hvor Frankrig går fra at have ca. 3 GW i overskud til at have ca. 3,5

i underskud, mens Storbritannien går fra ca. 9 GW i overskud til at have ca. 9 GW i underskud. Samlet set er dette med

til at forklare, at der overordnet set bliver mindre effekt at hente i udlandet, når der er problemer i Danmark i forhold til

i sidste års redegørelse.

Figur 12

Sammenligning af udlandsdata for 2030 anvendt til RFE21 (MAF 2020) og RFE22 (ERAA 2021). Kapacitets-

marginen angiver her forskellen mellem den regulerbare produktionskapacitet (termiske og hydrokraftværker)

og det maksimale residualforbrug (elforbrug fratrukket VE-produktion fra sol- og vindkraft). "System" er resul-

tatet for de viste lande betragtet som et samlet "land" uden hensyntagen til faktiske begrænsninger på forbin-

delser mellem landene. En positiv kapacitetsmargin betyder, at der er "overskud" af kapacitet i det pågæl-

dende land.

For en beskrivelse af de yderligere forudsætninger, der vedrører metoden, som ligger til grund for Energinets effekttil-

strækkelighedsberegninger, henvises til afsnit 3.

2.3

Effekttilstrækkeligheds prognose resultater

Analyserne af effekttilstrækkeligheden i Danmark frem mod 2032 viser, at risikoen for effektmangel er stigende over

tid. Resultaterne for de forskellige indikatorer fremgår af nedenstående Tabel 6 og Tabel 7. Risikoen for afbrudsminut-

ter på grund af manglende effekttilstrækkelighed vurderes, som i tidligere redegørelser, at være større i Østdanmark

end i Vestdanmark. Det betyder konkret, at andelen af elforbruget, som ikke kan dækkes på grund af manglende effekt-

tilstrækkelighed, er størst i Østdanmark. I modsætning til sidste år ses også at den absolutte effektmangel er størst i

Østdanmark, når indikatorerne EENS og EUE tages i betragtning for mål-året 2032.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

27/68

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.

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.

Effektminutter

(min./år)

EENS

(MWh/år)

112

1.031

EUE

(MWh/år)

114

1.048

LOLE

(timer/år)

0,0

0,1

0,2

1,4

Leveringssikkerhed

(%)

~100 %

99,9999 %

99,9997 %

99,9976 %

År

2025

2027

2030

2032

Tabel 6

År

2025

2027

2030

2032

Tabel 7

Resultater for Vestdanmark i udvalgte år i perioden 2025-2032.

Effektminutter

(min./år)

EENS

(MWh/år)

236

529

1.890

EUE

(MWh/år)

244

537

1.920

LOLE

(timer/år)

0,1

0,4

1,7

Leveringssikkerhed

(%)

99,9998 %

99,9988 %

99,9977 %

99,9924 %

Resultater for Østdanmark i udvalgte år i perioden 2025-2032.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

28/68

Resultaterne for hvert år i Tabel 6 og Tabel 7 angiver et gennemsnit på tværs af 315 gennemregninger, som hver effekt-

tilstrækkelighedssimulering består af. Ifølge

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed

skal Energinet udarbejde

en prognose for effekttilstrækkeligheden for hvert af de kommende 10 år, medmindre det kan begrundes, at effekttil-

strækkeligheden ikke ændrer sig væsentligt fra et år til det næste. Da ændringerne i effektminutter i 2025 i Tabel 6 og

Tabel 7 viser stort set nul, vurderes der samlet set ikke at være væsentlige ændringer på kort sigt.

For de valgte nedslagsårs i perioden 2025-2032 vurderes resultaterne i tilstrækkelig grad at illustrere trenden for effekt-

tilstrækkelighedsvurderingerne. De specifikke ændringer, der måtte være fra år til år frem mod 2032, ville blot vise

samme trend uden at give mærkbar ekstra værdi og samtidig give en falsk indikation af præcisionen af resultaterne og

ændringer fra år til år. Det vurderes derfor tilstrækkeligt for vurderingen af den fremtidige effekttilstrækkelighed at vur-

dere nedslagsårene 2025, 2027, 2030 og 2032.

Figur 13 og Figur 14 nedenfor viser, hvordan fordelingen af henholdsvis effektminutter og LOLE over simuleringen for

2032 ser ud. Figurerne viser blandt andet, at ca. 80 pct. af gennemregningerne for 2032 giver ingen timer med effekt-

mangel. Udfordringerne med effekttilstrækkelighed i 2032 er altså for prognosen centreret om ca. 20 pct. af gennem-

regningerne. Dette er en væsentlig forskel fra sidste års redegørelse, hvor det var 5-10 pct. af gennemregninger, hvori

der var udfordringer.

Figur 13

Fordeling af effektminutter i simuleringen af 2032 i Vestdanmark (DK1) og Østdanmark (DK2). Bemærk, at én

simulering består af 315 gennemregninger.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

29/68

Figur 14

Fordeling af LOLE i simuleringen af 2032 i Vestdanmark (DK1) og Østdanmark (DK2). Bemærk, at én simule-

ring 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 peri-

oder og begrænset sol og vind ressourcer i løbet af vinteren, som viser flere effektminutter. Tabel 8 viser, hvordan ef-

fekttilstrækkelighedsvurderingerne påvirkes ved betragtning af forskellige grupper af klimaår. Fx forværres effektminut-

terne og LOLE med ca. 5-7 gange, hvis kun de fem værste af klimaårene analyseres.

Effektminutter

(min./år)

Vestdanmark

Østdanmark

(DK1)

(DK2)

252

LOLE

(timer/år)

Vestdanmark Østdanmark

(DK1)

(DK2)

1,4

1,7

0,3

0,4

8,3

0,2

0,4

0,5

9,9

0,3

2032 – prognose

Klimaår

Alle 35 (1982-2016)

Seneste 18 (1999-2016)

Seneste 10 (2007-2016)

5 værste (1985, 1997, 1986, 1996, 2010)

Uden 5 værste

Tabel 8

2032-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 fem

værste klimaår er valgt på baggrund af effektminutter på landsniveau.

Ved et tættere syn på simuleringsårene med effektmangel kan det ses i de bagvedliggende data, at effektminutterne

forårsages af få af de klimaår som anvendes til beregningerne, jf. nedenstående Figur 15.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

30/68

Figur 15

2032 prognosens gennemsnitlige effektminutter for hvert simuleret klimaår (CY) 1982-2016.

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.

2.3.1.1 Uddybende forklaring af prognoseresultaterne for Vestdanmark

Som beskrevet i afsnit 4.1.1 i

Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2022

opstår situationerne med effektmangel typisk i

perioder med "dunkelflaute", hvor VE-produktionen fra både vind og sol er lav – samtidig med et relativt højt elforbrug.

Nedenstående Figur 16 viser et detaljeret billede for Vestdanmark af alle de timer, der i de 315 gennemregninger af

2032 har problemer med effekttilstrækkelighed sammen med de respektive timers elforbrug, elproduktion fra VE og

termiske anlæg samt import.

Alle enheder er vist i forhold til den maksimale værdi eller installerede kapacitet. Effektmanglen for hver time er vist

som andelen af timens forbrug, der mangler. Grafen er sorteret, så den time, hvor effektmanglen er størst i forhold til

timens elforbrug, er længst til venstre i grafen og derfra faldende mod højre. Det er kun de timer, hvor der har været

observeret effektmangler, der er vist, hvilket vil sige, at nærved-situationer ikke er en del af analysen.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

31/68

Figur 16

Effektmangelsituationer i Vestdanmark i 2032 sorteret efter den største procentvise effektmangel i forhold til

timens elforbrug vist sammen med andelene af henholdsvis VE og termisk produktion samt import og forbrug

i forhold til deres maksimale værdier. Figuren viser kun de 436 timer med effekttilstrækkelighedsproblemer ud

af alle simulerede timer (315 x 8760). I Vestdanmark regnes med 13.316 MW installeret VE, 1.704 MW ter-

misk effekt, 8.547 MW importkapacitet og et maksimalforbrug på 7.933 MWh/h på tværs af alle klimaår.

Timerne med de største effektmangler i Figur 16 er tydeligt karakteriseret ved, at der nærmest ikke er sol- eller vindba-

seret elproduktion tilgængelig i det vestdanske system, og at den tilgængelige termiske kapacitet samtidig er ca. 60-90

pct. af den installerede kapacitet. Desuden er også importen på de vestdanske forbindelser lavere i timerne med de

største effektmangler, end hvad der typisk er tilgængeligt i effektmangelssituationer. Derudover er forbruget højt og ca.

75-80 pct. af maksimalforbruget, hvor 80 pct. er ca. 95 pct.-percentilen, mens 85 pct. er 99 pct.-percentilen for elfor-

bruget i Vestdanmark i 2032. Disse karakteristika er gældende for de første ca. 20 timer, illustreret i Figur 16, altså ti-

merne med de største effektmangler og giver effektmangler i Vestdanmark på mellem 30 og 50 pct. af timeforbruget i

de pågældende timer.

Mere generelt for effektmanglerne i modelkørslerne i Vestdanmark gælder, at der opstår problemer, når der er meget

lav produktion fra vind eller sol, hvor produktionen kun er ca. 5 pct. af den installerede VE-kapacitet. Der ses dog også

enkelte situationer med effektmangel, hvor VE-produktioner er over 10 pct. af den installerede kapacitet. Disse situatio-

ner er typisk kendetegnet ved, at der samtidig ses et markant fald i enten import eller den termiske produktion eller

begge dele samtidigt, hvilket fx sker omkring time 140 i Figur 16 . Dette er dog et fåtal af de observerede timer med

effektmangler. Effektmangel indtræffer primært ved meget lav VE-produktion og ikke specifikt på grund af udfald på

grund af havarier. Udfald og havarier har dog en forstærkende effekt på, hvor store problemer der opstår og kan også

være en katalysator for effekttilstrækkelighedsudfordringer i de situationer, hvor systemet er presset i forvejen.

Nedenstående Figur 17 viser, hvordan importen til Vestdanmark ser ud i de timer, hvor der er udfordringer med effekt-

tilstrækkeligheden i det vestdanske system. Udlandsforbindelserne har forskellige kapaciteter, og alle forbindelserne i

figuren er sorteret individuelt, hvilket vil sige, at der ikke er sammenhæng mellem timerne på

x-aksen

mellem de for-

skellige forbindelser. Time '100' kan derfor godt henføre til to forskellige timer, alt efter om det er Skagerrak eller Konti-

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

32/68

Skan, der ses på. Figuren illustrerer, hvilke af vores nabolande der har overskud til at hjælpe det vestdanske system, når

der opstår situationer med effektknaphed. Her fremgår det, at der i langt størstedelen af tiden er energi at hente fra

vores nordiske naboer via både Skagerrak mod Norge (NO2) og Konti-Skan mod Sverige (SE3), men også fra Storbritan-

nien via Viking Link. De markante skift i plateauer på forbindelserne fx på Viking Link fra time 350 til time 410 skyldes

havarier på forbindelserne, hvilket igen understreger, at havarier kan være en medvirkende og forværrende faktor i ef-

fektudfordringerne, men det er ikke hovedforklaringen.

I modsætning til de tre ovennævnte forbindelser viser figuren, at forbindelserne til Tyskland og Østdanmark anvendes i

begrænset omfang, mens COBRAcable til Nederlandene kun aflaster det vestdanske system i mindre end 60 ud af de

436 timer med effektknaphed. I den sammenhæng skal det bemærkes, at figurerne her kun beskriver de situationer,

hvor der faktisk

problemer, og der kan således sagtens være situationer, hvor det netop er fordi, der fx importeres

fra Tyskland, at der undgås effektmangel.

Figur 17

Import til Vestdanmark i 2032 på forbindelser til andre prisområder i effektmangelssituationer. Forbindelserne

er sorteret individuelt. Figuren viser kun de 436 timer med effekttilstrækkelighedsproblemer ud af alle simule-

rede timer (315 x 8.760).

2.3.1.2 Uddybende forklaring af prognoseresultaterne for Østdanmark

Figur 18 nedenfor viser det detaljerede billede af effekttilstrækkelighedsudfordringerne i Østdanmark og viser de

samme grundlæggende udfordringer som for Vestdanmark. I Østdanmark er der dog knap hundrede timer mere med

udfordringer end i Vestdanmark. Som i Vestdanmark opstår udfordringerne, når VE-produktionen er lav. I de timer, hvor

effektmanglerne er størst, mangler der op mod 70 pct. af timens forbrug. I disse situationer er der nærmest ingen VE

eller import fra naboområderne, elforbruget er ca. 80 pct. af maksimalforbruget (hvilket udgør 0,97-percentilen af for-

bruget), og den termiske elkapacitet er lavere end normalt med kun ca. 60 pct. af elkapaciteten tilgængelig. I modsæt-

ning til Vestdanmark er der dog markant mindre import i timerne med effektmangel, hvor der i ca. 300 ud af de 528

timer ud af alle de 315 gennemkørsler er mindre end 20 pct. import til det østdanske system i forhold til den samlede

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

33/68

importkapacitet. Dette indikerer, at det østdanske system ikke har samme mulighed for at trække på sine naboområ-

der, som det vestdanske system har, da naboområderne i højere grad også er pressede på de samme tidspunkter.

Figur 18

Effektmangelsituationer i Østdanmark i 2032 sorteret efter den største procentvise effektmangel i forhold til

timens elforbrug vist sammen med andelene af henholdsvis VE og termisk produktion samt import og forbrug

i forhold til deres maksimale værdier. Figuren viser kun de 528 timer med effekttilstrækkelighedsproblemer ud

af alle simulerede timer (315 x 8.760). I Østdanmark regnes der med 7.675 MW installeret VE, 2.059 MW ter-

misk effekt, 4.390 MW importkapacitet og et maksimalforbrug på 4.650 MWh/h på tværs af alle klimaår.

Nedenstående Figur 19 viser, at forbindelserne mod det vestdanske og tyske system kun overfører den fulde kapacitet

imellem 5 og 20 timer ud af de i alt 528 timer, hvori der observeres effektmangler. Både fra energiøen ved Bornholm og

Kriegers Flak er der en lang hale med lav import til det østdanske system.

Det skyldes den meget lave elproduktion fra vindmøllerne fra de to parker, eftersom udfordringerne med effekttilstræk-

kelig især opstår, når der er lav vindproduktion. I situationerne med effektmangler er der import via Øresundsforbindel-

sen i omegnen af halvdelen af de timer, hvori der er effektmangel til trods for, at det kun er i under en femtedel af disse

timer, at der er fuldt flow fra Sverige (SE4) til Østdanmark. Dette viser således også, at det sydsvenske system er presset

i mange af disse timer. Denne generelt meget lave import og de meget pressede naboområder til Østdanmark er en af

forklaringer på, at problemerne i Østdanmark i dette års redegørelse både er flere og værre, end de er i Vestdanmark.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

34/68

Figur 19

Import til Østdanmark i 2032 på forbindelser til andre prisområder i effektmangelssituationer. Forbindelserne

er sorteret individuelt. Figuren viser kun de 528 timer med effekttilstrækkelighedsproblemer ud af alle simule-

rede timer (315 x 8.760).

2.3.1.3 Uddybende forklaring af årsagerne til prognoseresultaterne for Vest- og Østdanmark

I ovenstående beskrivelse af situationerne med effektmangler fremgår det, hvordan særligt manglende VE-produktion

er årsag til effekttilstrækkelighedsudfordringerne. Nedenfor viser Figur 20 den samlede VE-produktion i forhold til den

installerede kapacitet sorteret fra højest til lavest for Vest- og Østdanmark. Der er indsat en horisontal streg ved 5 pct.

for at vise de timer, hvor VE-produktionen er lavere end 5 pct. af den installerede kapacitet. I Vestdanmark er det i knap

9 pct. af tiden, at VE-produktionen er lavere end 5 pct., mens det i Østdanmark er godt 7 pct. af tiden. Til sammenlig-

ning er det blot i 0,016 pct. og 0,019 pct. af tiden, at der er timer med effektmangel i forhold til de 315 gennemregnin-

ger for henholdsvis Vest- og Østdanmark. Som tidligere vist svarer dette henholdsvis til en LOLE på 1,4 og 1,7 timer/år i

de to prisområder. Det vil sige, at der relativt er en del timer, hvor VE-produktionen er lavere end 5 pct., men hvor der

faktisk ikke er effektmangel, jf. den overordnede indikator. Det er derfor ikke lav VE-produktion i Danmark, som i sig

selv er den enkeltstående årsagsforklaring på effekttilstrækkelighedsproblemerne.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

35/68

Figur 20

Produktion fra vind og sol sorteret fra højest til lavest i de 315 gennemregninger af 2032 i forhold til den in-

stallerede kapacitet.

Det mest afgørende og karakteristiske ved effektmanglerne på tværs af landet er situationer med paneuropæisk "dun-

kelflaute"

, der resulterer i lidt til ingen elproduktion fra vind og sol kombineret med et højt elforbrug såvel i Danmark

som i vores nærmeste nabolande. Som beskrevet i hovedrapporten og gengivet i Figur 21 er disse situationer særligt

fremherskende i vintermånederne, december, januar og februar, særligt i løbet af dagtimerne og koncentreret omkring

morgen og aftenkogespidserne.

Figur 21

Fordeling af effektminutter på måned, ugedag og time i døgnet (1-24) i 2032 DK2 for prognosen. Jo rødere

nuancer, jo større manglende effekttilstrækkelighed. Gengivelse af figur fra hovedrapporten.

Et udpluk af en udvalgt uge i januar, hvori vi ser en sådan "dunkelflaute"-situation, er gengivet i Figur 22. Her ses, hvor-

dan forbruget, VE- og den termiske produktion samt importen udvikler sig i løbet af ugen. Dertil er der tilføjet en stiplet

linje for effektmanglen, så denne kan ses i relation til de andre parametre. For både Vest- og Østdanmark er VE-

produktion (gul streg) relativt høj i starten af ugen, men aftager i løbet af fredagen (fremhævet med en rød boks) til

næsten ikke at være til stede. I takt med at VE-produktionen falder, sker en stigning i importen (grøn streg). Det kan dog

ses, at frem mod fredagen, hvor effektmanglen indtræffer, så falder importen både i Vest- og i Østdanmark, hvor den

går helt i nul i Østdanmark, mens den kun går lidt ned i Vestdanmark. Som respons på dette stiger elproduktionen fra

Se teksteboks i afsnit 4.1.1 i hovedrapporten.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

36/68

de termiske kraftværker, men det er ikke tilstrækkeligt til at dække de store effektmangler, der er i systemet. Efterhån-

den som forbruget (mørkegrøn streg) falder i løbet af fredag nat – samtidig med at VE-produktionen stiger, så forsvin-

der effekttilstrækkelighedsproblemerne. Effekttilstrækkelighedsproblemerne i dette års redegørelse centrerer sig sær-

ligt omkring disse situationer, og den samme dag i klimaåret 1985 – som vist nedenfor – optræder gentagne gange, når

situationerne med effektmangel analyseres nærmere.

Figur 22

2.4

Udvalgt uge i klimaåret 1985 hvor der i en "dunkelflaute" opstår effekttilstrækkelighedsproblemer i både Vest-

og Østdanmark i 2032. Med rød er markeret den dag, hvor der er problemer med effekttilstrækkeligheden.

Prognosens robusthed og følsomheder

Det er væsentligt at inddrage følsomhedsanalyser i effekttilstrækkelighedsvurderingerne, da der ligger en række usikre

forudsætninger til grund for den forventede prognose. På grund af usikkerheden er det relevant at undersøge robust-

heden af effekttilstrækkelighedsvurderingerne over for ændringer i centrale forhold.

Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed

stiller krav om, at Energinet skal udarbejde et antal følsomhedsanalyser

for vurderingen af effekttilstrækkelighed, som vil medføre et ændret niveau af elforsyningssikkerhed.

Som det fremgår af de efterfølgende afsnit, er den absolutte effekt på de forskellige effekttilstrækkelighedsindikatorer

af de belyste følsomheder større end i sidste års redegørelse. Det skyldes, at udgangspunktet, det vil sige, resultaterne

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

37/68

af prognosen er på et højere 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.

Energinet har undersøgt 15 følsomheder, som enten resulterer i afhjælpende eller forværrende effekttilstrækkeligheds-

situationer i Danmark i 2032. Disse følsomheders påvirkning på effekttilstrækkeligheden er sorteret fra mest forvær-

rende og til mest afhjælpende i Figur 23.

Prognose baseret på AF21 og ERAA 2021

Figur 23

Estimerede afbrudsminutter på grund af manglende effekttilstrækkelighed i 2032 i prognose (basisscenarie)

og følsomheder.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

38/68

2.4.1 Forværrende følsomheder for udvikling i dansk effekttilstrækkelighed

I følgende underafsnit beskrives resultaterne fra de følsomhedsberegninger, som viser et forværret billede af den dan-

ske effekttiltrækkelighed. Overordnet kan de forværrende følsomheder kategoriseres i fire grupper relateret til udlands-

forbindelser, udfordrende klimaår, mindre termisk kapacitet/spotmarkedseffekttilstrækkelighed og udlandets betydning

for Danmark.

2.4.1.1 Udlandsforbindelser

Det danske elsystem forventes i større og større grad at være baseret på elproduktion fra vedvarende fluktuerende

energikilder i takt med udbygningen heraf og stigende skrotning af termisk elproduktion, jf. AF21. Denne udvikling øger

alt andet lige vigtigheden af udlandskapacitet i forhold til at kunne opretholde den danske effekttilstrækkelighed i vind-

og solskinsfattige perioder. Man skal være opmærksom på, at ændringer af udlandskapacitet mellem forskellige lande

sker i et samarbejde mellem TSO'erne i de pågældende lande. Energinet kan således ikke selvstændigt beslutte at æn-

dre/etablere kapacitet til Danmarks nabolande.

Energinet har analyseret effekten af at ændre på udlandskapacitet fra Sverige til Østdanmark og fra Norge til Vestdan-

mark på henholdsvis Øresundsforbindelsen og Skagerrakforbindelserne. Dette er blandt andet relevant at se nærmere

på, jf. Figur 17 og Figur 19, hvor det fremgår, at forbindelserne i høj grad anvendes til import i timerne med effektman-

gel i 2032-prognoseberegningerne. Følsomhedsberegningerne undersøger dels en reduktion af Øresundsforbindelsen

fra 1.300 MW til mellem 530 MW og 700 MW afhængigt af sæson

sammen med de afledte reduktioner på andre for-

bindelser og produktionsenheder som følge af et udfald på Øresundsforbindelsen, jf. den gældende kontrolcenterdrifts-

instruks. Desuden undersøger følsomhedsberegningerne en situation, hvor Skagerrakforbindelserne 1 og 2 ikke længere

er i drift.

Energinet har også undersøgt, hvorledes tilgængeligheden på udlandsforbindelserne påvirker situationer med mang-

lende dansk effekttilstrækkelighed. Dette er undersøgt ved at erstatte udetiden for de europæiske elektriske forbindel-

ser med de danske udetidsantagelser

. Resultaterne af disse følsomheder fremgår af Tabel 9.

Effektmi-

EENS

EUE

nutter

(MWh/år) (MWh/år)

(min/år)

1.031

1.048

1.890

1.920

1.041

1.059

3.173

3.263

1.805

1.829

2.042

2.074

3.709

3.770

160

7.550

7.668

LOLE

(timer/år)

1,4

1,7

1,4

4,9

1,8

1,9

4,6

6,7

Leverings-

sikkerhed

(%)

99,9976

99,9924

99,9976

99,9871

99,9959

99,9918

99,9914

99,9696

2032 – Forbindelser

Prognose

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Kun en 400 kV på Øresundforbindelsen Vestdanmark

og begrænsninger

Østdanmark

Vestdanmark

Ingen Skagerrak 1 og 2-forbindelser

Østdanmark

Erstatning af europæiske forbindelsers Vestdanmark

udetider med Energinets antagelser for

Østdanmark

danske forbindelsers udetider

Tabel 9

Alternative prognoser for effekttilstrækkelighed i 2032 ved ændring på udlandsforbindelser for Øresundsfor-

bindelsen mellem Østdanmark og Sverige, Skagerrak 1 og 2 til Norge fra Vestdanmark og udetidsantagelserne

for alle de europæiske HVDC- og AC-forbindelser.

For yderligere information om modelleringen af Øresundsforbindelsen henvises til afsnit 3.4.2.

For yderligere information om de opdaterede udetidsantagelser for de danske elektriske forbindelser henvises til afsnit 3.4.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

39/68

Følsomheden for "Kun

en 400 kV Øresundsforbindelse og begrænsninger"

dækker over, at Energinet i beregningerne

herfor har antaget, at en af de to 400 kV AC-forbindelser mellem Østdanmark og Sverige er fjernet/ude af drift og at de

driftsbegrænsninger som træder i kraft i en sådan situation, er konstant til stede. Resultaterne af følsomheden viser en

forværring af effekttilstrækkeligheden for primært Østdanmark, hvor det er værd at bemærke, at LOLE stiger væsentligt

mere end EENS, hvilket indikerer, at der opstår flere timer med effektmangel, men at gennemsnittet for alle disse timer

med manglende effekt er mindre end for prognosen. Den maksimale effektmangel i den værste time i beregningerne

for DK2 stiger dog fra ca. 2,5 GW til 2,6 GW i følsomheden i forhold til prognosen.

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 Norge fra Vestdanmark. Uden forbindelserne vil risi-

koen for manglende effekttilstrækkelighed i Danmark stige, jf. Figur 17, der viser, at Skagerrak-forbindelserne i stor grad

anvendes til import i timerne med effektmangel for Vestdanmark i prognoseberegningen. Fra resultaterne er det værd

at bemærke, at EENS stiger relativt mere end LOLE, jf. Tabel 9, hvilket er modsat for følsomheden vedrørende Øre-

sundsforbindelsen.

I følsomheden

"Erstatning af europæiske forbindelsers udetider med Energinets antagelser for danske forbindelsers ude-

tider"

har Energinet overskrevet udetidsantagelser for udlandets HVDC- og AC-forbindelser, som der anvendes i ENTSO-

E's ERAA 2021-beregningerne med antagelserne for de danske forbindelserne. I ERAA 2021 anvendte ENTSO-E de ind-

meldte revisionsperioder og havarisandsynligheder fra TSO'erne, og såfremt der ikke var indmeldt data, blev standard-

antagelser anvendt. Disse standardantagelser på 6 pct. og 0 pct. havarisandsynlighed for henholdsvis HVDC- og AC-

forbindelser og ingen revision er væsentligt lavere end de danske samlede udetidsantagelser vedrørende havari og revi-

sion på ca. 16 pct. for HVDC og 11-17 pct. for AC

. Effekttilstrækkelighedsresultaterne for denne følsomhed er væsent-

ligt forværret sammenlignet med prognosen, hvilket understreger det tidligere fremførte argument om, at udlandets

påvirkning på effekttilstrækkeligheden i Danmark er stor, som her når udetider i udlandet forøges.

Det skal påpeges, at det i udlandsdata om udetidsantagelser ikke er muligt præcist at aflæse om nogle af TSO'erne i ste-

det for at indmelde havarisandsynligheder og revisionsperioder, så indmelder lavere MW kapaciteter for forbindelser

for derigennem at tage højde for udetid. Det kan således ikke udelukkes, at en overskrivelse af havarisandsynligheder

med danske antagelser kan resultere i en ekstra, men skjult, yderligere udetid. Energinet arbejder aktivt for at forbedre

indmeldingsprocessen til ERAA og standardantagelserne for HVDC og AC i ERAA gennem Energinets bidrag til arbejdet

med ERAA i ENTSO-E.

Nye udlandsforbindelser eller reinvestering i eksisterende ved udløbet levetid kan, ud over forbedret effekttilstrække-

lighed, også have andre væsentlige samfundsøkonomiske effekter (fx handelsgevinster og integration af VE), som ikke

er vurderet i analyserne her i redegørelsen. Samfundsøkonomisk kan der fortsat være høj værdi i en udlandsforbin-

delse, selvom værdien for effekttilstrækkeligheden vurderes at være begrænset.

2.4.1.2 Udfordrende klimaår

Ud over usikkerheden i udviklingen i elsystemet, i relation til fx elforbrug og elproduktionskapaciteter, er klimaet og de

medfølgende svingende potentialer i vedvarende energiproduktion ligeledes i større og større grad en vigtig faktor i det

danske og europæiske energisystem til opretholdelsen af effekttilstrækkeligheden. I relation hertil har Energinet set

nærmere på, hvad resultatet er af en kombination af de værste fem klimaår og følsomheden for mindre overførselska-

pacitet på Skagerrak svarende til, at forbindelse 1 og 2 fjernes (ca. -500 MW).

For yderligere information om de opdaterede udetidsantagelser for de danske elektriske forbindelser henvises til afsnit 3.4.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

40/68

2032 – Udfordrende klimaår

Prognose

Ingen Skagerrak 1 og 2 forbindelse

Udfordrende klimaår

Udfordrende klimaår og ingen Ska-

gerrak 1 og 2-forbindelse

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Effektminutter

(min/år)

252

132

266

EENS

(MWh/år)

1.031

1.890

1.805

2.042

6.463

11.931

10.958

12.619

Leverings-

EUE

LOLE

sikkerhed

(MWh/år) (timer/år)

(%)

1.048

1.920

1.829

2.074

6.569

12.105

11.095

12.800

1,4

1,7

1,8

1,9

8,3

9,9

10,1

10,5

99,9976

99,9924

99,9959

99,9918

99,9984

99,9983

99,9749

99,9494

Tabel 10 Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved udfordrende klimaår og med kombination af følsomhed i 2032.

Figur 24

Udviklingen i afbrudsminutter ved udfordrende klimaår og med kombination af følsomhed i 2032.

De beregnede afbrudsminutter for 2032 stiger, hvis de mest udfordrende klimaår indtræffer, jf. Tabel 10 og Figur 24.

Bemærk, at tallene i Tabel 10 ikke viser, hvordan risikoen for manglende effekttilstrækkelighed fordeler sig hen over

året. Resultaterne viser, at effekttilstrækkelighedsudfordringerne i prognosen for 2032 er centreret om få klimaår. Des-

uden er det således, at man ikke simpelt kan lægge resultaterne lineært sammen for to individuelle følsomheder for at

få resultatet af en kombination af de to. Resultaterne viser, at den danske effekttilstrækkelighed i 2032 i høj grad påvir-

kes af klimaet (temperatur, vindhastigheder, solindstråling og regn/snefald) også i højere grad, end det tidligere er ob-

serveret.

2.4.1.3 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. AF21. Hastigheden af udfasningen er dog 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

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

41/68

effekttilstrækkelighed

. I de paneuropæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger fra ENTSO-E medtages manuelle reser-

ver ikke til at understøtte effekttilstrækkeligheden hverken i Danmark eller udlandet med argumentet om, at deres pri-

mære formål ikke er at understøtte effekttilstrækkeligheden

. Uden inkludering af de manuelle reserver er det effekt-

tilstrækkeligheden i spotmarkedet, som belyses. Reelt giver det en mere konservativ tilgang til effekttilstrækkeligheds-

vurderinger.

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, 2030 og

2032 med ca. 300 MW mindre kapacitet i Vestdanmark og 600 MW mindre kapacitet i Østdanmark. Desuden er der for

2032 en følsomhed med yderligere udfasning af termisk elproduktionskapacitet – for at belyse en eventuel påvirkning

af udfasningen af yderligere central og decentral kraftvarmekapacitet, herunder affaldsforbrændingsanlæg, end hvad

AF21 foreskriver. Dette kan være relevant, blandt andet fordi varmeaftalen udløber på den største kraftværksblok i Øst-

danmark, Avedøreværket blok 2, i 2027, men i AF21 antages det at fortsætte sin levetid til 2040. I følsomheden er der

yderligere udtaget 500 MW for både Vest- og Østdanmark – for at belyse denne usikkerhed.

Effektmi-

nutter

(min/år)

152

Leverings-

sikkerhed

(%)

100,0000

99,9998

100,0000

99,9965

99,9997

99,9977

99,9995

99,9959

99,9976

99,9924

99,9963

99,9863

99,9934

99,9711

Mindre termisk kapacitet/spotmarkeds-

effekttilstrækkelighed

2025 – Prognose

2025 – Mindre termisk kapacitet/spot-

markedseffekttilstrækkelighed

2030 – Prognose

2030 – Mindre termisk kapacitet/spot-

markedseffekttilstrækkelighed

2032 - Prognose

2032 – Mindre termisk kapacitet/spot-

markedseffekttilstrækkelighed

2032 – Yderligere mindre termisk kapa-

citet/spotmarkedseffekttilstrække-

lighed

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

EENS

EUE

LOLE

(MWh/år) (MWh/år) (timer/år)

555

112

529

201

952

1.031

1.890

1.595

3.399

2.862

7.083

600

114

537

206

968

1.048

1.920

1.619

3.449

2.893

7.270

0,0

0,1

0,0

2,8

0,2

0,4

0,3

0,9

1,4

1,7

1,8

2,9

2,5

11,1

Tabel 11 Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved udeladelse af manuel reservekapacitet/mindre termisk kapacitet i vur-

deringerne. Ca. 300 MW mindre kapacitet i Vestdanmark og ca. 600 MW mindre kapacitet i Østdanmark

samt yderligere 500 MW i begge områder.

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 bidrage til opret-

holdelse af effekttilstrækkeligheden.

I Energinets effekttilstrækkelighedsvurderinger medtages ligeledes ikke manuel reservekapacitet i udlandet til atunderstøttelse af effekttilstrækkeligheden. Tilsva-

rende er håndteringen af andre balanceringsreserver (FCR og aFRR) identisk i de danske og europæiske vurderinger, hvorfor kapacitet til FCR og aFRR antages ikke at

understøtte effekttilstrækkeligheden hverken i Danmark eller i udlandet.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

42/68

Resultaterne i Tabel 11 for 2025, 2030 og 2032 sammenlignet med prognosen i Tabel 6

Resultater for Vestdanmark i

udvalgte år i perioden 2025-2032

– viser, at det er afgørende for resultaterne, om den manuelle reservekapacitet anta-

ges 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 AF21.

2.4.1.4 Udlandets betydning for Danmark

Danmarks effekttilstrækkelighed er i høj grad afhængig af udviklingen i vores nabolande. Når udlandet bliver hårdere

presset, vil det, alt andet lige, også resultere i et mere presset dansk system, og omvendt. Det er vigtigt at kortlægge

udlandets betydning for Danmarks effekttilstrækkelighed, fordi antallet af situationer, hvor Danmark er afhængig af

import for at opretholde effekttilstrækkeligheden, forventes at stige frem mod 2032 med de nuværende forudsætnin-

ger.

Som præsenteret i afsnit 2.2.2 – har Energinet opdateret udlandsforudsætninger til dette års redegørelse sammenlignet

med sidste års redegørelse. Det er dog fortsat usikkert, hvordan effekttilstrækkeligheden udvikler sig i Danmarks om-

kringliggende lande på længere sigt.

For at illustrere udlandets betydning for danske effekttilstrækkelighedsvurderinger er tre følsomhedsberegninger for

2032 udført. Dels to beregninger, hvor elforbruget henholdsvis op- og nedjusteres med 5 pct. i alle andre lande end

Danmark i Europa; dels en beregning, hvor tysk elkapacitet tilføres 18 GW mere, hvilket svarer til, at Tyskland kan

dække egne effekttilstrækkelighedsproblemer – selv i timer med de største udfordringer.

Følsomhedsberegningerne, som ændrer på elforbruget i udlandet, illustrerer usikkerheden om, hvordan effekttilstræk-

keligheden udvikler sig i Europa på langt sigt. Resultaterne af en forværrelse af effekttilstrækkelighed, undersøgt ved en

5 pct. opjustering i elforbruget, vil blive præsenteret her.

De andre følsomheder, som vurderer udlandets betydning på Danmark, præsenteres under afsnit 2.4.2

Afhjælpende

følsomheder for udvikling i dansk effekttilstrækkelighed,

idet de til en vis grad kan forventes at afhjælpe danske effekttil-

strækkelighedsproblemer.

Leverings-

Effektminutter

EENS

EUE

LOLE

Landsdel

sikkerhed

(min/år)

(MWh/år) (MWh/år) (timer/år)

(%)

Vestdanmark

1.031

1.048

1,4

99,9976

Østdanmark

1.890

1.920

1,7

99,9924

Vestdanmark

1.689

1.714

2,2

99,9961

Østdanmark

2.869

2.921

2,7

99,9884

2032 – Afhængighed af udlandet

Prognose

Forværret effekttilstrækkelighed i

udlandet (elforbrug +5 pct.)

Tabel 12 Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved ændringer i udlandet for 2032.

Figur 25 nedenfor viser, hvordan udlandets effekttilstrækkelighedssituation påvirkes, når elforbruget i de andre euro-

pæiske lande opskaleres med 5 pct. Figuren er vist ved effekttilstrækkelighedsindikatoren LOLE.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

43/68

Figur 25

Sammenligning af effekttilstrækkelighedsindikatoren LOLE på tværs af lande i prognosen og i følsomheden

med forøget elforbrug i udlandet. I beregningerne indgår, i lighed med sidste år, 36 lande, men i figuren er

kun vist de nærmeste lande til Danmark.

Resultaterne af følsomhedsberegningen viser, ligesom det er blevet konkluderet i de seneste års redegørelser, at forud-

sætningsændringer i udlandet har stor betydning for de danske effekttilstrækkelighedsvurderinger. Det gælder både for

Vest- og Østdanmark. Derfor er det væsentligt at følge udviklingen i effekttilstrækkeligheden i landene omkring Dan-

mark, fx gennem deltagelse i ENTSO-E's ERAA, for at kunne vurdere den danske effekttilstrækkelighed blandt andet ud

fra opdaterede og relevante udlandsforudsætninger.

2.4.2 Afhjælpende følsomheder for udvikling i dansk effekttilstrækkelighed

I følgende underafsnit beskrives resultaterne fra de følsomhedsberegninger, som har en afhjælpende påvirkning på

dansk effekttiltrækkelighed i forhold til prognosen. Overordnet kan de afhjælpende følsomheder kategoriseres i fire

grupper relateret til udlandets betydning for Danmark, fleksibelt elforbrug, ekstra vedvarende energikapacitet og uden-

landske og indenlandske forbindelser.

2.4.2.1 Udlandets betydning for Danmark

Som beskrevet i afsnit 2.4.1.4 så er der fortaget to følsomhedsberegninger for udviklingen i Europa og Danmarks nabo-

lande, der forventes at afhjælpe situationer med manglende dansk effekttilstrækkelighed i 2032. I den første beregning

nedjusteres elforbruget med 5 pct. i alle andre lande end Danmark i Europa. I den anden beregning tilføres Tyskland 18

GW yderligere elkapacitet, hvilket svarer til, at Tyskland kan dække egne effekttilstrækkelighedsproblemer; selv i timer

med størst residualforbrug.

Effektmi-

EENS

EUE

LOLE

nutter

(MWh/år) (MWh/år) (timer/år)

(min/år)

1.031

1.890

635

1.387

1.048

1.920

645

1.405

1,4

1,7

0,9

1,2

Leverings-

sikkerhed

(%)

99,9976

99,9924

99,9985

99,9944

2032 – Afhængighed af udlandet

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Prognose

Forbedret effekttilstrækkelighed i udlan- Vestdanmark

det (elforbrug -5 pct.)

Østdanmark

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

44/68

Ingen tyske effekttilstrækkelighedspro-

blemer (+18 GW)

Vestdanmark

Østdanmark

0,0

100,0000

~100

Tabel 13 Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved ændringer i udlandet for 2032.

Resultaterne illustrerer, ligesom i de seneste års redegørelser, at forudsætningsændringer i udlandet har stor betydning

for de danske effekttilstrækkelighedsvurderinger, både for Vest- og Østdanmark. Situationer med manglende dansk ef-

fekttilstrækkelighed reduceres, når elforbruget i udlandet reduceres med 5 pct., og fjernes fuldstændigt, når Tyskland

ingen effekttilstrækkelighedsproblemer har.

Figur 26 viser, hvordan udlandets effekttilstrækkelighed påvirkes i sammenligning med resultaterne fra prognosen i de

to følsomheder, hvor ændringer i udlandet afhjælper effektknapheden i Danmark. Figuren er vist ved effekttilstrække-

lighedsindikatoren LOLE.

Figur 26

Sammenligning af effekttilstrækkelighedsindikatoren LOLE på tværs af lande i prognosen og i følsomhederne

med nedjusteret elforbrug i udlandet og hvor der ingen effekttilstrækkelighedsproblemer er i Tyskland. I be-

regningerne indgår, i lighed med sidste år, 36 lande, men i figuren er kun vist de nærmeste lande til Danmark.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

45/68

2.4.2.2 Fleksibelt elforbrug

I Energinets prognose for effekttilstrækkeligheden er det i modsætning til sidste års effekttilstrækkelighedsberegninger

antaget, at ikke alene elforbrugskategorien for PtX vil reagere på elprisen, men at også elkedler, der producerer varme

til fjernvarme, kan reagere på elprisen, og at store varmepumper kan reagere på prisen – ved at flytte deres forbrug i op

til to timer, jf. afsnit 3.3.1. Alt andet elforbrug følger givne eksogene forbrugsprofiler uafhængigt af elprisen i simulerin-

gerne 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 usikker-

hed.

For at illustrere usikkerheden omkring fleksibelt elforbrug i fremtiden er der udført to følsomhedsberegninger for 2032.

I den første følsomhedsberegning øges fleksibiliteten i det danske elforbrug ved at gøre store varmepumper fuldt flek-

sible overfor elprisen i op til 8 timer i stedet for to timer, ligesom det også gøres mulig for elbiler at reagere på elprisen.

Elbilernes fleksibilitet er dog begrænset, således at den del af elforbruget der ligger mellem kl. 17-7 kun er fleksibelt

inden for dette tidsrum, og tilsvarende gælder for den del af forbruget der ligger mellem kl. 7-17, som antages fleksibelt

mellem kl. 7-17. Det svarer til, at der for begge grupper skal sikres et bestemt opladningsniveau inden henholdsvis. kl. 7

og kl. 17 for at illustrere et kørselsbehov for henholdsvis nat og dag.

Det betyder, at der i timer med effekttilstrækkelighedsudfordringer (og deraf maksimalpriser i elmarkederne) vil være

et lavere forbrug fra store varmepumper og elbiler, da de i højere grad, men ikke nødvendigvis fuldstændigt, har mulig-

hed for at flytte forbruget til mindre pressede timer.

I den anden følsomhedsberegning øges fleksibiliteten i det danske elforbrug yderligere ved, at der i tillæg til at have

fleksibelt forbrug fra PtX, elkedler, store varmepumper og elbiler også indføres lager i form af korttidslagre for både

Vest- og Østdanmark og et langtidslager for Vestdanmark. Korttidslagerne er batterier, som potentielt eksempelvis

kunne sættes op i forbindelse med nye vedvarende energianlæg, imens at langtidslagret er et CAES

lager. Der er ind-

sat en samlet ellagerkapacitet på 500 MW i både Vest- og Østdanmark, som i Vestdanmark samlet kan indeholde 4,72

GWh, mens det i Østdanmark er 2 GWh.

Den faktiske fleksibilitet fra store varmepumper og elkedler vil afhænge af backup-varmeproduktionskapacitet og var-

melagrer til at dække varmebehovet i fjernvarmeområderne i de pågældende timer. En underliggende antagelse i føl-

somhedsberegningerne er således, at der er tilstrækkelig fleksibilitet i fjernvarmesystemer til at sikre dette behov.

Compressed-air energy storage (CAES).

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

46/68

2032 – Fleksibilitet og el lager

Prognose

Øget fleksibilitet i dansk elforbrug (fra

store varmepumper og elbiler)

Øget fleksibilitet i dansk elforbrug og

ellager (2 × 500 MW)

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Effektmi-

EENS

EUE

LOLE

nutter

(MWh/år) (MWh/år) (timer/år)

(min/år)

1.031

1.048

1,4

1.890

445

1.371

141

966

1.920

456

1.396

145

986

1,7

0,8

1,3

0,3

1,1

Leverings-

sikkerhed

(%)

99,9976

99,9924

99,9990

99,9945

99,9997

99,9961

Tabel 14 Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved antagelse om fleksibelt elforbrug i Danmark. Elforbruget fra store var-

mepumper, der producerer varme til fjernvarme og elbiler, er antaget som 100 pct. fleksibelt over for effekttil-

strækkelighedsudfordringer, hvor det kun er varmepumper, der er antaget fleksible i nogen grad i prognosen.

Resultaterne viser, at den antagne fleksibilitet i elforbruget mærkbart reducerer situationer med manglende effekttil-

strækkelighed i 2032. Tilføjelsen af ellagre forbedrer effekttilstrækkeligheden yderligere, men resultaterne viser samti-

dig, at der er behov for yderligere lagerkapacitet fx i forbindelse opstilling af ny VE, og at det ikke alene kan afhjælpe

alle effekttilstrækkelighedsproblemerne, særligt i tilfælde hvor der mangler store energimængder i flere sammenhæn-

gende timer, som det blandt andet er beskrevet i afsnit 2.3.1.3.

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

AF21. Udviklingen er, set ud fra et elmæssigt effekttilstrækkelighedsperspektiv, dobbelt negativ, da elproducerende

enheder udskiftes med elforbrugende enheder, som vil have deres primære forbrug i vinterhalvåret, hvor effekttil-

strækkeligheden er mest udfordret i forvejen.

2.4.2.3 Ekstra vedvarende energikapacitet

AF21, der ligger til grund for Energinets prognose for effekttilstrækkeligheden, indeholder ikke

Finansloven 2021, EU's

Fit-for-55

eller andre senere energipolitiske udspil, da de er udkommet efter offentliggørelse af AF21. For at vise påvirk-

ningen af ekstra vedvarende energikapacitet er der udført to følsomhedsberegninger med mere havvind i 2032.

Den første følsomhedsberegning opjusterer den fremtidige havvindkapacitet med 5,5 GW i forhold til prognosen, for-

delt med 2 GW ekstra i Østdanmark og 3,5 GW ekstra i Vestdanmark. Hele den ekstra havvind er antaget at være di-

rekte forbundet med Danmark.

I den anden følsomhedsberegning opjusteres den fremtidige havvind endnu mere, så der samlet tilføjes i alt 10 GW eks-

tra havvind i forhold til prognosen. Her er fordelingen imellem Vest- og Østdanmark 50/50, og også i denne følsomheds-

beregning er hele kapaciteten forbundet direkte til Danmark.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

47/68

2032 – Ekstra vedvarende energi

Prognose

Ekstra havvind (5,5 GW)

Ekstra havvind ekstra (10 GW)

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Effektmi-

nutter

(min/år)

EENS

EUE

LOLE

(MWh/

(MWh/år) (timer/år)

år)

1.031

1.890

774

1.571

671

1.361

1.048

1.920

789

1.597

683

1.381

1,4

1,7

1,1

1,4

1,0

1,3

Leverings-

sikkerhed

(%)

99,9976

99,9924

99,9982

99,9937

99,9985

99,9945

Tabel 15 Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved antagelse om ekstra vedvarende energikapacitet.

Det ses af resultaterne, at ekstra vedvarende energikapacitet i nogen grad kan reducere effekttilstrækkelighedsudfor-

dringerne. Relativt til hvor store mængder ekstra vedvarende energikapacitet der tilføres det danske system, reduceres

situationerne med manglende effekttilstrækkelighed til gengæld ikke ret meget. Det skyldes, at situationerne med

manglede effekttilstrækkelig i høj grad opstår i kolde, vind- og solfattige perioder, hvor effekten af den ekstra havvind-

kapacitet er lille og derfor kun i mindre grad afhjælper.

2.4.2.4 Udlandsforbindelser og indenlandske forbindelser

Ligesom udlandet har afgørende betydning for den danske effekttilstrækkelighed, vil både tilgængeligheden og kapaci-

teten på danske udlandsforbindelser og indenlandske forbindelser også have indflydelse på effekttilstrækkeligheden,

når Danmarks afhængighed af import i visse situationer er stigende. Derfor er der, jf. nedenstående, udført to følsom-

hedsberegninger, som undersøger dette forhold, ud over ændrede antagelser om udetider på elforbindelser, ifølge af-

snit 3.4.1

I den første følsomhedsberegning er det undersøgt, hvorvidt en ekstra forbindelse imellem Vest- og Østdanmark afhjæl-

per den danske effekttilstrækkelighed. I den anden følsomhedsberegning undersøges det, hvorvidt det i situationer

med manglende effekttilstrækkelighed i 2032 er muligt at hente effekt fra udlandet, hvis tilgængeligheden på de danske

udlandsforbindelser, herunder Storebæltsforbindelsen, altid er 100 pct. Konkret betyder det, at havariprocenten for

udlandsforbindelser og Storebæltsforbindelsen justeres til nul.

Effektmi-

EENS

EUE

LOLE

nutter

(MWh/år) (MWh/år) (timer/år)

(min/år)

1.031

1.048

1,4

1.890

1.016

1.879

712

1.849

1.920

1.034

1.905

727

1.875

1,7

1,4

1,7

1,2

1,6

Leveringssik-

kerhed

(%)

99,9976

99,9924

99,9977

99,9925

99,9984

99,9926

2032 – Forbindelser

Prognose

Ny ekstra forbindelse mellem Vest-

og Østdanmark

Ingen udetid på danske forbindel-

ser

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Tabel 16 Effekttilstrækkelighedsindikatorer ved en ekstra forbindelse imellem Vest- og Østdanmark og ændring af ude-

tiden på danske udlandsforbindelser, herunder Storebæltsforbindelsen.

Resultaterne viser, at en ekstra forbindelse imellem Vest- og Østdanmark ikke har betydning for de danske effekttil-

strækkelighedsvurderinger i 2032. Reduktion af udetiden på udlandsforbindelserne reducerer antallet af situationer

med effekttilstrækkelighedsudfordringer, men kun i meget lille grad og ikke i samme omfang, som de andre af de bely-

ste følsomheder.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

48/68

Som det også er beskrevet tidligere, så kan nye udlandsforbindelser have andre væsentlige samfundsøkonomiske effek-

ter, som ikke er medtaget i redegørelsen.

2.5

Perspektivering til europæiske vurderinger og sidste års redegørelse

I følgende afsnit perspektiveres ovenstående resultater fra prognosen og følsomhedsberegningerne til udvalgte sam-

menlignelige resultater fra ERAA 2021 samt til sidste års redegørelse.

Som tidligere beskrevet i afsnit 2.2.2 udarbejder ENTSO-E årligt en omfattende risikovurdering af effekttilstrækkelighe-

den på europæisk plan i den årlige udgivelse ERAA. Metoden bag ERAA er grundlæggende den samme, som benyttes i

Energinet, mens datainput naturligt vil variere på grund af forskellig opdateringscyklus. Håndteringen af manuelle reser-

ver i Danmark vurderes for nuværende som den mest afgørende metodemæssige forskel, se beskrivelse i afsnit 2.4.1.3.

Desuden medtager ERAA heller ikke en række landespecifikke forhold, fx metoden for kapacitetsfastsættelse på Øre-

sundsforbindelsen under udetid. For Danmark er forudsætninger omkring elforbrug og elproduktionskapacitet i ERAA

2021 baseret på AF20, og det er i lyset af det, at resultaterne i dette afsnit skal ses. De overordnede resultater for Dan-

mark fra ERAA 2021 fremgår af Tabel 17. Resultaterne viser samme overordnede tendenser som Energinets analyser,

da risikoen for manglende effekttilstrækkelighed frem mod 2030 er stigende, særligt i Østdanmark.

Effektminutter

(min./år)

EENS

(MWh/år)

130

1.860

LOLE

(timer/år)

0,01

0,3

0,2

6,4

ERAA 2021

2025

2030

Landsdel

Vestdanmark

Østdanmark

Vestdanmark

Østdanmark

Tabel 17 Effekttilstrækkelighedsindikatorer i ENTSO-E's ERAA 2021, PLEXOS-resultater. Angivet er det gennemsnitlige

resultat fra ERAA 2021's National Estimates scenarie (National Trends). Effektminutterne er beregnet ud fra

"EENS/Annual Demand" i ERAA 2021 resultaterne af Energinet.

2.5.1.1 RFE22 sammenligning med ERAA 2021

Afbrudsminutter er ikke en effekttilstrækkelighedsindikator, der anvendes på tværs af Europa. Derimod er indikatoren

LOLE (Loss of Load Expectation), altså det forventede antal af timer pr. år, berørt af manglende effekttilstrækkelighed,

en ofte anvendt effekttilstrækkelighedsindikator. En række europæiske lande har i dag fastsatte målniveauer for LOLE

på fx tre timer/år (Belgien, Storbritannien og Frankrig)

. Desuden vil et beregnet målniveau for effekttilstrækkelighed,

den såkaldte pålidelighedsstandard, baseret på tværeuropæiske metoder, også skulle være baseret på denne indikator,

se tekstboks i afsnit 2.2.2. For Østdanmark er LOLE beregnet til mellem ca. 0-10 timer i 2032 ud fra de belyste følsom-

heder, og for Vestdanmark vurderes LOLE til mellem 0-8 timer. Det er værd at notere, at LOLE intet fortæller om stør-

relsen på effektudfordringerne, men kun om antallet af timer med beregnet effektudfordringshændelser.

De europæiske effekttilstrækkelighedsvurderinger fra ENTSO-E's ERAA 2021

viser for Danmark et sammenligneligt

billede som Energinets beregninger, det vil sige en stigende risiko for manglende effekttilstrækkelighed frem mod og

Detaljerede resultater fra ERAA 2021 hvor tallene i tabellen stammer fra, kan findes her: European Ressource Adequacy Assessment 2021 – Detailed results

(https://eepublicdownloads.azureedge.net/clean-documents/sdc-documents/ERAA/ERAA_2021_Annex_2_Detailed_Results.pdf)

European Ressource Adequacy Assessment 2021 – Executive report (https://eepublicdownloads.azureedge.net/clean-documents/sdc-

documents/ERAA/ERAA_2021_Executive%20Report.pdf)

European Ressource Adequacy Assessment 2021 (ERAA 2021) (https://www.entsoe.eu/outlooks/eraa/2021)

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

49/68

efter 2030 med generelt højere risiko for effektknaphed i Øst- end i Vestdanmark, men at der også for Vestdanmark er

stigende risiko, jf. Figur 27.

Figur 27

ERAA 2021 LOLE resultater for scenarierne "National estimates 2025 & 2030"

2.5.1.2 RFE22 sammenligning med RFE21

Risikoen for manglende effekttilstrækkelighed de næste 10 år vurderes højere end niveauet i sidste års redegørelse.

Den ændrede vurdering skyldes opdatering af en række af de forudsætninger, som ligger til grund for Energinets effekt-

tilstrækkelighedsanalyser. Den væsentligste opdatering er relateret til data for udlandet, som i dette års redegørelse er

baseret på de nyeste data anvendt i ENTSO-E's ERAA 2021. Opdateringen af de udenlandske forudsætninger betyder, at

effekttilstrækkeligheden på tværs af Europa generelt vurderes mere knap i dette års redegørelse sammenlignet med

sidste år, illustreret i Figur 28.

Da Danmark bliver mere og mere afhængig af at kunne importere elektricitet i situationer med lav elproduktion fra ved-

varende energikilder, vil risikoen for manglende effekttilstrækkelighed i vores nabolande have en direkte og større ef-

fekt end tidligere på den danske risikovurdering for effekttilstrækkeligheden. Forskellen mellem effekttilstrækkeligheds-

resultaterne i dette års og sidste års redegørelse afspejler således også Danmarks følsomhed over for effekttilstrække-

ligheden i vores nabolande.

European Ressource Adequacy Assessment 2021 – Executive report (https://eepublicdownloads.azureedge.net/clean-documents/sdc-

documents/ERAA/ERAA_2021_Executive%20Report.pdf)

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

50/68

Figur 28

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

menlignet med dette års redegørelse, illustreret ved indikatoren LOLE, det vil sige forventet antal timer berørt

af manglende effekttilstrækkelighed. I beregningerne indgår, i lighed med sidste år, 36 lande, men i figuren er

kun vist de nærmeste lande til Danmark.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

51/68

3. Bilag III – Metodenotat om effekttilstrækkelighed

Energinet ønsker med dette notat at give interessenter indblik i Energinets metode og forudsætninger til beregninger af

effekttilstrækkelighed. Samtidig benyttes notatet til opfyldelse af § 47, stk. 3, i bekendtgørelse om systemansvarlig virk-

somhed og anvendelse af eltransmissionsnettet mv.

. Den overordnede analysetilgang og alle analyseresultater mv. er

beskrevet i Bilag 2 i denne bilagsrapport.

Energinets metode for effekttilstrækkelighedsberegninger er illustreret i Figur 29. Strukturen i dette notat følger den

overordnede metode som vist i figuren.

Elproduktion og elforbrug bliver simulereret med klimaprofiler for forskellige historiske klimaår og kombinerer dette

med stokastiske udfald på kraftværker og udlandsforbindelser. Alt sammen for hele det europæiske elsystem.

Figur 29

3.1

Visualisering af Energinets metode vedrørende effekttilstrækkelighedsberegninger.

Metoder og antagelser, BID3

Til effekttilstrækkelighedsberegninger til Redegørelse for elforsyningssikkerhed 2022 benyttes modellen Better Invest-

ment Decisions 3 (BID3). BID3 benyttes til modellering af det europæiske day-a-head-elmarked, herunder til effekttil-

strækkelighedsvurderinger i Energinet.

BID3 benytter således en markedstilgang, som blandt andet modellerer spotpriser i elmarkedet i modsætning til fx

Energinets tidligere model FSI og Energistyrelsens model Sisyfos, der også benyttes til modellering af effekttilstrække-

lighed. BID3 benyttes hos flere andre europæiske TSO'er, herunder de øvrige nordiske samt tidligere i ENTSO-E's Mid-

term Adequacy Forecast (MAF) og nu i forbindelse med ENTSO-E's European Ressource Adequacy Assessment (ERAA).

Modellen simulerer elmarkedet på tværs af Europa (i årets redegørelse 36 lande) og afspejler den danske tilknytning til

omverdenen. Modellen vurderer effekttilstrækkeligheden i alle de modellerede budområder og tager dermed højde

for, hvordan udlandets effekttilstrækkelighed påvirker den danske.

Bekendtgørelse nr. 1067 af 28/05/2021.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

52/68

3.2

Elproduktionskapaciteter og -forbrug

3.2.1 Produktionskapaciteter og årligt elforbrug

For Danmark er AF21

benyttet, mens udlandsdata består af ENTSO-E's ERAA 2021 datasæt

. Som det også er beskre-

vet i årets redegørelse, er ERAA 2021 datasættet baseret på indmeldinger fra TSO'erne i de enkelte lande på tværs af

Europa. Energinet vurderer de udenlandske data som det bedste bud på udviklingen af det europæiske elsystem på ind-

meldingstidspunktet.

3.2.2 Balanceringsreserver

I det følgende beskrives udelukkende manuelle reserver (mFRR), da de hurtige og automatiske reserver (FCR og aFRR) i

både Danmark og i udlandet ikke generelt antages at kunne benyttes til at opretholde effekttilstrækkelighed. De hurtige

reserver vil, så vidt muligt, altid skulle være til rådighed for at kunne imødekomme pludselige driftsforstyrrelser, så risi-

koen for blackout minimeres.

Energinets stokastiske beregninger af effekttilstrækkelighed ønskes at repræsentere situationer, hvor forbrugere i prak-

sis bliver afkoblet på grund af manglende effekt. Det vil sige situationer, hvor Energinet og markedet har benyttet flest

mulige "håndtag" til at sikre effekt til forbrugerne. Derfor afspejler beregningerne, hvordan Energinet i praksis vil hånd-

tere situationer med effektmangel. Modellerne begrænses dog naturligt til "håndtag", som kan køre i en time, da mo-

dellerne er timebaserede. Derfor inkluderes visse "håndtag" ikke, fx overlastevne på kabler, som kan variere over året.

Jf. europæisk lovgivning skal TSO'erne overholde N-1 kriteriet og således kunne håndtere, at elnettets største enhed i

ethvert budområde falder ud. Energinet indkøber blandt andet manuelle reserver (mFRR) til at håndtere udfald af den

største enhed i de danske budområder. Herved sikrer reserverne, at der ved en fejl ikke sker for store ubalancer til

nabo-områder. I dag har Energinet også formel mulighed for at aflaste elforbrug inden for 15 minutter i eldistributions-

nettene, hvilket giver Energinet et "håndtag", som kan reagere lige så hurtigt som manuelle reserver.

I teorien vil N-1 kriteriet derfor kunne overholdes af enten aktivering af manuelle reserver eller afkobling af elforbru-

gere. I praksis forventes det ikke realistisk, at elforbrugere vil blive afkoblet på grund af effektknaphed, før en stor por-

tion af de manuelle reserver er brugt til at dække forbrug. Det vil være afhængigt af den konkrete driftssituation. En

sådan situationsspecifik inddragelse af de manuelle reserver i effektmangelsituationer i Energinets effekttilstrække-

lighedsberegninger vurderes ikke operationaliserbar på nuværende tidspunkt. Derfor gøres en generisk og forsimplende

antagelse om, at hele den manuelle reservekapacitet i Danmark til enhver situation benyttes, før elforbrug afkobles på

grund af manglende effekttilstrækkelighed. Det vurderes ikke at have afgørende betydning for resultaterne.

I forbindelse med reservehåndteringen i udlandet benyttes tilgangen i ENTSO-E's ERAA 2021. Det betyder, at de manu-

elle reserver ikke inddrages for udlandet til at opretholde effekttilstrækkelighed. Reservehåndteringen i Danmark i Ener-

ginets effekttilstrækkelighedsvurderinger er således en væsentlig forskel til reservehåndteringen i den europæiske ef-

fekttilstrækkelighedsvurdering i ERAA 2021. Tilgangen i ERAA 2021 er at vurdere effekttilstrækkeligheden i elsystemet

uden inddragelse af nogen balanceringsreserver (FCR, aFRR, mFRR), mens Danmarks tilgang i Energinets effekttilstræk-

kelighedsvurderinger er tættere på realtid. Med hensyn til DK2 er det i dag af væsentlig betydning, da de manuelle re-

server udgør ca. 600 MW i DK2 eller ca. 25 pct. af DK2's maksimumforbrug i 2021.

Analyseforudsætninger til Energinet:

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

ENTSO-E's ERAA 2021 resultater og metode:

ERAA | European Resource Adequacy Assessment (ERAA) (entsoe.eu)

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

53/68

De automatiske reserver (FCR og aFRR) i Danmark modelleres som et ekstra fast forbrug svarende til den forventede

kapacitet for reserveindkøbene. I praksis betyder det et ekstra fast forbrug i hver eneste time på henholdsvis 110 MW i

Vestdanmark og 142 MW i Østdanmark. Reservestørrelserne er baseret på Energinets prognose for systemydelser.

For udlandet er reserveimplementering og -mængde, som skrevet ovenfor, baseret på ERAA 2021.

3.2.3 Aggregering af kraftværker

Kraftværker, som er placeret på centrale kraftværkspladser i Danmark, er modelleret individuelt pr. blok med undta-

gelse af affaldsværker mindre end 10 MW, som aggregeres med de andre affaldsenheder i samme budområde.

For decentrale kraftværker aggregeres værker på under 10 MW inden for samme brændselskategori, mens enheder

større end 10 MW modelleres individuelt.

3.2.4 Bornholm

Bornholm indgår som en del af den østdanske budzone, DK2, i AF21. Da Bornholm ikke er fysisk sammenkoblet med det

resterende af DK2, vil elforbrug og -produktion på Bornholm derfor ikke direkte påvirke effektsituationen i det reste-

rende DK2. Til effekttilstrækkelighedsvurderinger af DK2 er det derfor hensigtsmæssigt at trække elforbruget på Born-

holm fra det resterende elforbrug i DK2. Herudover skal kapaciteten for elproducerende enheder på Bornholm også

trækkes fra. Det er stadig uklart, hvordan energiø Bornholm vil blive koblet elektrisk og markedsmæssigt med Bornholm

og budzonen DK2, fx om energiøen sammen med det bornholmske forbrug, og den resterende produktion vil få sin

egen budzone, eller om Bornholm fortsat vil tilhøre DK2-budzonen. I forbindelse med dette års redegørelse er der der-

for ikke ændret ved metoden med hensyn til Bornholm i forhold til sidste år, på trods af at energiøen regnes med fra

2030.

Energinets dekomponering af AF resulterer blandt andet i Netplanlægningsforudsætningerne

(NPF), som indeholder

forudsætningsantagelser for forbrug og produktion på Bornholm. Det klassiske forbrug, forbrug til individuelle varme-

pumper og til transport angives i NPF som effekttrækket. Effekttrækket bruges til at fordele elforbruget forholdsmæs-

sigt mellem Bornholm og den resterende del af den østdanske budzone DK2. Det resulterende bornholmske elforbrug

på mellem 0,21-0,26 TWh/år trækkes dernæst fra det samlede forbrug fra AF21 i DK2, hvilket svarer til mellem 1,4-1,1

pct. af det klassiske elforbrug (brutto) i DK2 baseret på AF21 for årene 2022 til 2032.

I forhold til produktionskapacitet, jf. NPF, er det kapaciteten på Østkraft (ca. 80 MW), ca. 5 MW decentral biogasfyret

kraftvarme-elkapacitet, ca. 40 MW landvind og ca. 30 MW solcellekapacitet, som ikke medregnes i effekttilstrække-

lighedsvurderingerne for årene 2022 til 2032.

3.3

Klimaår

I forbindelse med benyttelse af BID3 har Energinet mulighed for at benytte klimadata fra ENTSO-E's Pan European Cli-

mate Database (PECD). Databasen indeholder vind-, sol-, forbrugs- og hydroprofiler fra 35 forskellige historiske klimaår

for perioden 1982-2016, som Energinet benytter i sine vurderinger til at give et billede af indflydelsen af forskellige kli-

maår. Anvendelsen af flere klimaår forventes at føre til en bedre vurdering af effekttilstrækkeligheden, fordi historiske

år med forskellige kombinationer af elproduktion fra fx vindmøller og højt og lavt elforbrug er repræsenteret.

Behovsvurdering for systemydelser 2022:

https://energinet.dk/El/Systemydelser/Markedsgoerelse-og-behovsvurdering

Forudsætninger for elnetplanlægning:

https://energinet.dk/El/Eltransmissionsnettet/Forudsaetninger

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

54/68

Forbrugsprofilerne kommer fra ENTSO-E's værktøj TRAPUNTA

, som danner profilerne blandt andet baseret på histori-

ske temperaturer samt TSO-input (fx fordeling af elforbrug mellem klassisk elforbrug, elbiler og varmepumper). For ud-

landet bruges de af ENTSO-E konstruerede forbrugsprofiler, som også blev anvendt i ERAA 2021. For Danmark konstru-

erer Energinet selv forbrugsprofilerne vha. TRAPUNTA. Disse danske forbrugsprofiler er mere udførlige og detaljerede,

da de er opsplittet på de forskellige forbrugskategorier i modsætning til dem, som anvendes i ERAA 2021, hvor for-

brugskategorierne er lagt sammen og bruger én aggregeret forbrugsprofil.

3.3.1 Danske forbrugsprofiler og antagelser om fleksibilitet

I Energinets effekttilstrækkelighedsberegninger antages elforbrug til PtX og elkedler i fjernvarmesystemer helt prisflek-

sibelt med cut-out-priser under elprisloftet som effektueres i effektutilstrækkelighedssituationer, og dermed antages

PtX og elkedler i fjernvarmesystemer ikke at give anledning til effektudfordringer. Ydermere antages elforbruget til var-

mepumper i fjernvarmesystemer at have mulighed for at skubbe deres forbrug +/- to timer i forhold til den ellers an-

givne klimaårsafhængige elforbrugsprofil. Antagelsen om de to timer er resultatet af en intern analyse foretaget i Ener-

ginet, hvor det maksimale fjernvarmebehov i hvert af de større danske fjernvarmesystemer med varmepumpekapacitet

er holdt op mod størrelsen på de varmeakkumuleringstanke, der er i disse systemer. Herfra vurderes det, teoretisk set,

hvor længe varmepumpekapaciteten i gennemsnit på tværs af disse systemer kan undværes. Alle andre typer elforbrug

følger faste klimaårsafhængige profiler i prognosen for effekttilstrækkelighed.

De faste forbrugsprofiler dannes ved hjælp af TRAPUNTA-værktøjet, der genererer en forbrugsprofil for hver af de 35

forskellige klimaår for hver forbrugskategori. I år er der forbrugsprofiler for klassisk elforbrug, individuelle varmepum-

per, el til transport ("Busser, sø, tog og rør" og "Elbiler og -varebiler") og store datacentre. Et eksempel på disse sepa-

rate forbrugsprofiler – for en effekttilstrækkelighedsmæssig udfordret uge i januar 1985 klimaåret i modelåret 2032 i

Østdanmark – fremgår af Figur 30.

I Figur 31 er de tilsvarende forbrugsprofiler stablet, så variationen i det samlede elforbrug fremgår.

Figur 30

Elforbrugsprofiler for en effekttilstrækkelighedsmæssig udfordret uge (mandag til søndag) i januar klimaåret

1985 for året 2032 i Østdanmark (DK2).

TRAPUNTA er et machine learning værktøj med fokus på at modellere og klimakorrigere klimaafhængige profiler.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

55/68

Figur 31

Forbrugsprofiler, som illustreret i Figur 30, stablet. Elforbrugsprofiler for en effekttilstrækkelighedsmæssig

udfordret uge (mandag til søndag) i januar klimaåret 1985 for året 2032 i Østdanmark (DK2).

Forbruget på budområdeniveau anvendt til beregningerne er skaleret således, at årsforbruget, angivet i AF21, er lig

med årsforbruget i klimaåret 2011. Dette er den samme metode, som for Energinets beregninger til business cases be-

regnet i BID3. Figur 32 viser, hvordan årsforbruget for de faste forbrugskategorier varierer på tværs af klimaår i Vest- og

Østdanmark for 2032.

Figur 32

Forbrugsvariationen for de faste forbrugskategorier på tværs af de 35 klimaår benyttet i effekttilstrække-

lighedsberegningerne for 2032. Forbruget for Vestdanmark er den mørkeste af kurverne og kan aflæses på

venstre akse, mens den lyseste kurve er forbruget for Østdanmark og kan aflæses på højre akse.

3.3.2 VE-profiler

Profilerne for vind og sol er baseret på PECD, som er udarbejdet af DTU og benyttes af ENTSO-E i TYNDP- og ERAA-regi.

Figur 33 nedenfor viser variationen i den danske elproduktion fra VE på tværs af de 35 klimaår for 2032.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

56/68

Figur 33

Summen af elproduktion fra vedvarende energikilder i Danmark uden energiøerne på tværs af de 35 klimaår

for 2032.

3.3.3 Must run-profiler

For at simulere danske modtryksværkers begrænsninger for elproduktion på grund af varmebindinger benyttes "must

run"-profiler i BID3

. Der er benyttet to forskellige profiler, én til industrielle modtryksanlæg og én til klassiske mod-

tryksanlæg til elproduktion for nettet og varmeforsyning til fjernvarme. Must-run-profilerne for modtryksanlæg er vist i

Figur 34 og Figur 35.

Profilen for industrielle modtryksanlæg bliver genereret alene ud fra elproduktionsresultater på timeniveau for disse

enheder i Energinets model SIFRE

. Den samme profil antages på tværs af alle modellerede klimaår.

Figur 34

Must run-profilen benyttet til danske industrielle modtryksanlæg. Profilen er et output fra en SIFRE-simulering

og er udglattet for at undgå pre-optimering i BID3-simuleringer.

Profilerne for klassiske modtryksanlæg er et resultat af en to-trins-proces:

Da varmesiden i det danske energisystem ikke modelleres endogent i BID3-modellen, repræsenteres bindinger i forhold til varmelevering for kraftvarmeværker ved

såkaldte must run-/varmebindingsprofiler.

SIFRE simulerer det danske el- og varmesystem:

https://energinet.dk/Analyse-og-Forskning/Beregningsmodeller

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

57/68

En fjernvarmebehovsprofil for hvert af de 35 klimaår for henholdsvis Vest- og Østdanamark er blevet modelle-

ret ved hjælp af TRAPUNTA, der anvender machine learning på historiske data til at estimere det fremtidige

behov baseret på klima- og kalenderparametre (fx temperatur, vindstyrke og helligdage).

Disse fjernvarmebehovsprofiler er blevet sammenstillet med data fra AF20. Herudfra bestemmes, hvad de mo-

dellerede modtryksværkers varmebindingsbegrænsning er i forhold til forventet fjernvarmebehov og solvar-

meproduktion i den enkelte time for de 35 klimaår i det enkelte fjernvarmeområde. Resultatet herfra giver,

hvad de enkelte modtryksanlæg potentielt kan bidrage med i en effektmangelsituation. Endelig er der konstru-

eret aggregerede kapacitetsvægtede must run-profiler for hvert prisområde, for hvert analyseår og for hvert

klimaår. Aggregeringen skyldes modeltekniske begrænsninger i Energinets effekttilstrækkelighedsmodel. Profi-

lerne er ikke opdateret i forhold til sidste års redegørelse.

Figur 35

Eksempel på must run-profil benyttet til klassiske danske modtryksanlæg i BID3-modelleringen. Det viste ek-

sempel er for Vestdanmark i 2030 med klimaår 2015.

Udtagsværker bliver ikke modelleret med varmebinding. Udtagsværker antages at kunne producere maksimal elproduk-

tion i timer med maksimale elpriser for at maksimere deres indtjening.

3.4

Udetider

Udetidssandsynligheder angives i BID3 på termiske kraftværker og udlandsforbindelser i alle modellerede budområder.

For alle udenlandske værker og udlandsforbindelser anvendes udetidsantagelserne fra ERAA 2021. Det betyder, at alle

havarisandsynligheder

og revisioner

i udlandet er baseret på data anvendt i ERAA 2021. For de danske værker og

udlandsforbindelser, der forbinder Danmark med udenlandske zoner, er de anvendte udetidsantagelser beskrevet i de

følgende afsnit.

3.4.1 Danske udlandsforbindelser (herunder Storebæltsforbindelsen)

I dette års redegørelse for elforsyningssikkerhed er forbindelsernes udetider opdateret i forhold til sidste år. Opdaterin-

gen er på baggrund af samme metode, som tidligere antagelser beroede på historisk data fra 2012-2017, hvor data-

grundlaget nu er opdateret til at inkludere data fra 2012-2021. Denne opdatering har medført generelt højere udetids-

antagelser for de danske forbindelser, sammenlignet med sidste års antagelser, men vurderes af Energinet til at være et

bedre bud end tidligere.

Havarier samt relaterede begrænsninger på forbindelsen og fra underliggende net som skyldes havarier.

Planlagt vedligehold samt relaterede begrænsninger på forbindelsen og fra underliggende net som skyldes planlagt vedligehold.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

58/68

Alle danske HVDC-udlandsforbindelser

antages at have samme udetid, hvorimod der for de to danske AC-

udlandsforbindelser

er separate udetidsantagelser for hver forbindelse. Tabel 17 viser de overordnede antagelser for

HVDC-forbindelserne og AC-forbindelsen mellem DK1 og Tyskland (AC Tyskland). Antagelser om AC-forbindelsen mel-

lem Østdanmark og Sverige (AC Øresund) er nærmere beskrevet i efterfølgende underafsnit.

Samlet udetid

[%]

HVDC

AC Tyskland

15,5

10,8

Revision

[%]

10,2

3,9

Havari

[%]

5,3

6,9

Tabel 17 Udetider for danske udlandsforbindelser. Primærkilden for udetiderne er markedsdata fra 2012-2021. For

HVDC-forbindelserne benyttes et kapacitetsvægtet gennemsnit på tværs af alle de danske HVDC-forbindelser.

Fælles for de danske HVDC og AC-udlandsforbindelser antages en havarilængde på syv dage, hver gang et havari ind-

træffer i modellen. Den antagelse er baseret på ERAA 2021 metodik.

Generelt er antagelserne om den samlede udetid baseret på den historiske tilgængelighed på de danske udlandsforbin-

delser. Data for HVDC-forbindelserne stammer fra ELFAS-datasættet

, og datasættet for HVAC-udlandsforbindelserne

Øresund og Tyskland er udtrukket fra Nord Pool UMM

. Alle udetidsvarigheder er skaleret i forhold til den maksimalt

tilgængelige kapacitet pr. grænse

og omregnet til fuldlastækvivalente udetider. For alle udlandsforbindelserne er der

anvendt data for udetid, der har påvirket importretningen (samt hvis udetiden har påvirket begge retninger), da det er

den danske elforsyningssikkerhed, som er i fokus.

3.4.2 Øresundsmodellering

Øresundsforbindelsen består af fire separate forbindelser (to på 400 kV-niveau og to på 132 kV-niveau). Kapaciteten på

Øresundsforbindelsen nedjusteres, hvis en eller flere af de fire forbindelser er ude. Energinet har indført en opbygning i

BID3, som forsøger at afspejle denne nedjustering. Nedjusteringen er blevet opdateret til dette års beregninger for i

større grad at afspejle de opdelte trin, der repræsenterer kontrolcenter-driftsinstrukspåvirkningen ved udfald på en

eller begge 400 kV forbindelser, hvilket kan ses i Tabel 18. De historiske data anvendt, hvor der er 0 MW til rådighed,

afspejles i havarisandsynligheden for linje c. De resterende data for havari og revisionshændelser på forbindelsen, hvor

tilgængeligheden er over 0 MW, men under fuld kapacitet, er afspejlet i havarisandsynlighed og revision for linje B, hvor

datapunkter er skaleret i forhold til 900 MW fremfor 1.300 MW.

Linje-

stykker

Kapacitet til

rådighed

[MW]

700*

Samlet

udetid

[%]

Revision

[%]

Havarisand-

synlighed

[%]

Forklaring

Kapacitet til rådighed ved udfald af en 400 kV-

linje. (Denne risiko er påført linje B).

Forbindelserne: DK1-NO, DK1-SE, DK1-NL, DK1-GB, DK2-DE, DK1-DK2. DK1 og DK2 angiver de to danske budområder. Yderligere falder alle forbindelser til de to ener-

giøer, i Nordsøen og ved Bornholm, i denne kategori. DK2-forbindelsen til Tyskland via Kriegers Flak har ligeledes HVDC-antagelserne.

Forbindelserne: DK1-DE ("AC Tyskland"), DK2-SE ("AC Øresund").

ELFAS – Elselskabernes fejl- og afbrudsstatistik, der ligger til grund for DISTAC-rapporten (Nordic and Baltic HVDC Utilisation and Unavailable Statistics;

https://www.entsoe.eu/publications/system-operations-reports/)

Nord Pool Remit UMM:

https://umm.nordpoolgroup.com/#/messages?publicationDate=all&eventDate=nextweek

Den maksimale antagede historiske kapacitet på Tyskland AC er 1.500 MW frem til september 2020 og herefter 2.500 MW i importretningen. Den maksimale kapaci-

tet på Øresund er 1.300 MW i importretningen.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

59/68

900

34,5

31,2

3,3

Havarisandsynlighed og revision repræsente-

rende risikoen og vedligeholdet for begge 400

kV-linjer, men hvor udfald sker forskudt i tid for

linjerne.

Havarisandsynlighed og revision repræsente-

rende risikoen og vedligeholdet for begge 400

kV-linjer, men hvor udfald sker samtidigt for lin-

jerne. Hele importkapaciteten forsvinder her

ved havari af begge 400 kV-linjer.

1300

0,1

Tabel 18 Kapacitet på Øresundsforbindelsen fordelt i henhold til gældende driftsinstruks.

* I beregningerne er kapaciteten på maksimalt 700 MW som er en opjustering baseret på en forventet reinve-

stering af internt net på svensk side. På grund af forventede sæsonvariationer som resultatet af begrænsnin-

ger på svensk side antages følgende specifikke kapacitet fra 2025 og frem: Sommer 530 MW, Efterår/forår

630 MW og Vinter 700 MW.

Modelleringen af driftsinstruksen ses i Figur 36. Figuren illustrerer overførselskapacitet og sandsynlighed for havari på

den givne linje med retningsbestemte forbindelser.

Figur 36

Modellering af Øresundsforbindelsen i BID3 til effekttilstrækkelighedsberegningerne.

3.4.3 Danske kraftværker

Energinet anvender udetiderne for kraftværker som foreskrevet i AF21

, hvor det fremgår, at Energinet skal anvende

forudsætningerne fra ENTSO-E's ERAA. De overordnede udetidsantagelser fra ERAA 2021 fremgår af Tabel 19 og er ind-

delt i forhold til værkstyperne.

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

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

60/68

De årlige niveauer i tabellen vedrørende havari er den havarisandsynlighed, som Energinets effekttilstrækkelighedsmo-

del anvender. Det betyder, at i nogle gennemregninger af et givet år

er der færre og i andre flere havarier end det

angivne gennemsnit. Men gennemsnitligt for alle gennemregningerne af det givne år konvergerer resultaterne imod de

angivne havarisandsynligheder. Havarilængderne angiver, hvor længe et anlæg forventes ude af drift, når der opstår et

havari, det vil sige, de danske kraftværkers havarilængde antages generelt til én dag. Havarilængden har betydning for,

hvor stort et antal gennemregninger for en simulering af et givet år, der er nødvendigt for at sikre tilstrækkelig konver-

gens i resultaterne. Ved et uendeligt antal gennemregninger for en simulering af et år har havarilængden ingen betyd-

ning for resultaterne.

Tabel 19 Udetider til vurderinger af effekttilstrækkelighed, jf. ERAA 2021 fra ENTSO-E. Enheder, der forbrænder hen-

holdsvis biomasse eller biogas, er allokeret til henholdsvis Hard coal eller Gas teknologierne. Dette er de mest

lignende teknologityper af ENTSO-E's kategoriseringsmuligheder.

3.4.4 Revisionsplan i Danmark

Udetid til revision er ikke stokastisk i Energinets effekttilstrækkelighedsvurderinger, men revisioner indgår i stedet de-

terministisk.

Bemærk, at en simulering af et givet år består af 315 gennemregninger af året.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

61/68

Revisionsplanen for danske centrale kraftværker og udlandsforbindelser (herunder Storebæltsforbindelsen) er opbygget

ud fra revisionsudetiderne beskrevet i foregående afsnit. For de resterende termiske kraftværker (decentrale kraftvær-

ker) benyttes en revisionsprofil, hvor rådigheden af den samlede elkapacitet af disse aggregerede værker er lav i som-

merperioden og høj i vinterperioden.

Hovedtanken bag revisionsplanen er at skabe en plan, som er ens for alle år med undtagelse af, hvis værker eller ud-

landsforbindelser tilsluttes eller udgår af elsystemet. Planen er opbygget således, at revisioner af de centrale termiske

kraftværker er placeret i sommerperioden grundet varmebindinger, mens revisioner på udlandsforbindelser er fordelt

"omkring" disse. Således er revisioner på udlandsforbindelser placeret primært i foråret og efteråret, hvilket er i tråd

med Energinet faktiske metode til revisionsplanlægning. Revisioner af værker og udlandsforbindelser er jævnt fordelt

fra forår til efterår således, at mange enheder ikke er ude til revision på samme tid. Revisionsplanen for 2032 er visuali-

seret i Figur 37.

Figur 37

Anvendt teoretisk revisionsplan for Danmark i 2032. Revisionsplanen dækker centrale kraftværker og udlands-

forbindelser, hvor deres kapacitet ude til revision aflæses på venstre akse. Den gule kurve er det gennemsnit-

lige danske elforbrug (uden PtX) på tværs af de 35 klimaår, som aflæses på den højre akse i GWh.

Decentrale kraftværker, der ikke er omfattet af den værksspecifikke revisionsplan, er tildelt en tilgængelighedsprofil,

der tager højde for revisioner i den decentrale kapacitet. Decentrale kraftværker er inddelt i to grupper med separate

tilgængelighedsprofiler afhængigt af kraftværkstype i Tabel 19

. Inddelingen i de to grupper skyldes, at der er forskel i

revisionsvarigheden for forskellige værkstyper. Tilgængelighedsprofilerne for de to grupperinger af decentrale kraftvær-

ker er vist i Figur 38.

Gruppe 1 består af værkstyperne: Light oil, Gas OCGT old, Gas OCGT new. Gruppe 2 består af værkstyperne: Gas CCGT old 1, Gas CCGT old 2, Hard coal old 1, Heavy

oil old 1.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

62/68

Figur 38

Tilgængelighedsprofilerne for decentral kapacitet. Gruppering på baggrund af værkstype i Tabel 19. Gruppe 1:

Light oil, Gas OCGT old, Gas OCGT new. Gruppe 2: Gas CCGT old 1, Gas CCGT old 2, Hard coal old 1, Heavy oil

old 1.

3.5

Opsætning af modelårene 2027 og 2032 for udlandet

Som nævnt i afsnit 2.2.2 regnes ERAA 2021 kun i nedslagsårene 2025 og 2030. Det betyder at der er lagt særlig vægt på

de europæiske TSO'ers dataindmelding for disse to nedslagsår, mens det derimod ikke er påkrævet at der indmeldes

data i de mellemliggende og efterfølgende år for al data. Det næste nedslagsår i ENTSO-E sammenhæng er 2040, som

bruges i ENTSO-Es Ten Year Network Development Plan (TYNDP) som ikke har fokus på effekttilstrækkelighed, som

ERAA har. Ligeledes ligger der heller ikke profiler for hverken VE, forbrug og tilgængelighed på elforbindelser og kraft-

værker. Det er derfor nødvendigt at gennemgå data i nedslagsårene 2027 og 2032 for "huller" og udfylde disse. Dette

har været nødvendigt for forskellige kategorier i elsystemet herunder: PtX, elforbindelser, batterier og diverse profiler.

Hullerne er udfyldt forskelligt afhængigt af kategori.

3.5.1 Elforbindelser

For elforbindelser mangler kun data for 2032. Der bruges samme værdi og tilgængelighed som i 2030, medmindre an-

det er angivet i 2031 eller 2032.

3.5.2 PtX og batterier

For både PtX og batterier er der for flere lande ikke angivet data mellem 2025 og 2030 eller mellem 2030 og 2040. Der

er derfor brugt lineær interpolation mellem nedslagsårene for at bestemme niveauet i 2027 og 2032. I de tilfælde hvor

der ikke er angivet noget i 2025, men først i 2030, antages der heller ikke at være noget i 2027. I tilfælde hvor TSO'er

har indmeldt en udvikling i de tekniske egenskaber på batterier med hensyn til forholdet mellem energikapacitet og op-

og afladningskapacitet estimeres udviklingen af disse egenskaber på tilsvarende vis.

3.5.3 Profiler

For diverse profiler, herunder for sol- og vindproduktion samt forbrug, bruges 2025-profiler i 2027 og 2030-profiler i

2032. Der tages således ikke højde for den indvirkning der er på VE-profiler når produktionsflåden fornys og formodent-

lig bliver mere effektiv i løbet af de to år, der henholdsvis er mellem 2025 og 2027 og 2030 og 2032. Ligeledes påvirkes

forbrugsprofiler i udlandet ikke af, at en eventuel forbrugsforøgelse ikke sker jævnt fordelt mellem forskellige forbrugs-

kategorier, da udlandet ikke har opdelt forbrug på kategorier, som det er tilfældet med det danske. Tilgængelighed på

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

63/68

kraftværker og elforbindelser, eksempelvis af hensyn til revision, tages på samme måde fra det senest tilgængelige ned-

slagsår. Det vurderes dog, at dette kun er af mindre betydning når årene ligger så forholdsvist tæt på hinanden.

3.6

Forbrugsafkobling

I praksis er det ikke muligt præventivt at afkoble/aflaste elforbrug ned til præcise MWh-størrelser. Det er kun muligt for

Energinet manuelt at forbrugsaflaste i nogle givne MWh-størrelser baseret på forskellige aflastningstrin, som angives af

netvirksomhederne i de to danske budområder, jf. Systemforsvarsplan pkt. 22.1

Hvert budområde er inddelt i et antal aflastningsregioner og 10-12 manuelle aflastningstrin, som hver ikke må være

større end 60 MW. Det er disse trin, Energinet i praksis vil aflaste i tilfælde af manglende effekt eller fx overbelastning i

elnettet.

Den præcise mængde af aflastet energi i en situation med effektmangel er ikke mulig at kvantificere på forhånd. For-

bruget vil variere mellem aflastningsregionerne, derfor vil man i praksis fx aflaste 50 MW i en region og 10 MW i en an-

den, selv om det er samme aflastningstrin. Aflastningsstørrelser i hvert dansk budområde er antaget statiske i Energi-

nets effekttilstrækkelighedsvurderinger i redegørelsen. I Tabel 20 fremgår de af Energinet estimerede faste aflastnings-

trin.

Vestdanmark (DK1)

Aflastningstrin

25 MW

Østdanmark (DK2)

35 MW

Tabel 20 Forbrugsafkoblingsskalering for danske områder.

I effekttilstrækkelighedsvurderingerne betyder det, at for hver time med effektmangel justeres mængden af ikkeleveret

energi for at afspejle aflastningstrinene. Dette giver forskellen på effekttilstrækkelighedsindikatorerne EENS (Expected

Energy Not Served) og EUE (Expected Unserved Energy), som det også er beskrevet i afsnit 2.3. Hvis eksempelvis EENS i

Vestdanmark er 2 MW, rundes der op til 25 MW for EUE, og hvis EENS er 49 MW, rundes der op til 50 MW for EUE. Der

rundes således altid op og aldrig ned.

Energinets systemforsvarsplan:

https://energinet.dk/El/Nettilslutning-og-drift/Netregler/Godkendte-krav-vilkaar-metoder-og-betingelser#RfG

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

64/68

4. Bilag IV – 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 ud-

dybende forklaringer. Hvis en henvisning optræder mere end én gang, anvendes kun fodnotehenvisning første gang,

den optræder.

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

65/68

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

BID3

Automatic Frequency Restoration Reserves, også kendt som sekundær reserve.

Benyttes til frekvensgenopretning.

Better Investment Decisions 3. En elmarkedsmodel, der blandt andet kan anven-

des 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.

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.

Blackout

Brownout

CEP

CONE

Day-ahead-marke-

det

EENS

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

66/68

Effektminutter

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.

European Resource Adequacy Assessment. Vurdering af den fremadrettede ef-

fekttilstrækkelighed på tværs Europa udarbejdet af ENTSO-E. Erstatter MAF fra

2021 og frem.

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

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.

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.

Effekttilstrække-

lighed

Eldistributionsnet-

tene

Elforsyningssikker-

hed

Elnettet

Elprisområde/bud-

zone

Elsystemet

Eltransmissionsnet-

tet

Energinet

ENTSO-E

ERAA

EUE

FCR

Flow-based

markedskobling

FSI

Intraday-markedet

LOLE

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

67/68

MAF

mFRR

N-1 princippet

Midterm Adequacy Forecast. Tidligere vurdering af den fremadrettede effekttil-

strækkelighed på tværs Europa udarbejdet af ENTSO-E frem til 2020.

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.

Netregler

Nettilstrækkelighed

PtX

Regulerkraft

Reserver

SAIDI

Systembærende

egenskaber

VoLL

Dok. 22/00314-33

Offentlig/Public

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Bilag 117: Orientering om redegørelse for elforsyningssikkerhed og planlægningsmål for 2023

KOLOFON

Energinet

Tonne Kjærsvej 65

DK-7000 Fredericia

+45 70 10 22 44

[email protected]

CVR-nr. 28 98 06 71

Forfatter: HKT/DGR

Dato: 3. november 2022