KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

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

1/19

Energinet

Tonne Kjærsvej 65

DK-7000 Fredericia

NOTAT

+45 70 10 22 44

[email protected]

CVR-nr. 39 31 49 59

Dato:

13. december 2022

SVAR TIL ENS - HAVVINDSUDBYGNING UNDER ÅBEN

DØR-ORDNING – OPFØLGNING 13. DECEMBER

Forfatter:

SVT/SVT

Dok. 22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

2/19

Indhold

1. Baggrund ......................................................................................... 3

2. Konkrete spørgsmål fra Energistyrelsen d. 19. september ............ 3

2.1

2.2

2.3

2.4

Netudbygningsbehov ved indpasning af 16+ GW Åben Dør-havvind (spm. 1+2) . 4

2.1.1 Muligheder for afsætning af energi ved nuværende forudsætninger ..... 4

Indvirkning af Åben Dør-havvindmølleparker på udbudsparker (spm. 3) ............ 5

Forhold ved udvalgte områder for tilslutning (spm. 4) ......................................... 5

Indvirkning af Åben Dør-havvindmølleparker på Energiø Bornholm (spm. 5)...... 6

3. Opfølgende spørgsmål d. 16. november 2022 ............................... 8

Tekniske risici ved HVDC- kontra HVAC-tilslutning (spm. 1) ................................. 9

Risici ift. miljø- og myndighedsarbejde ved tilslutning til Energiø Bornholm (spm. 2)

.............................................................................................................................. 9

3.3 Dækning af omkostninger via producentbetaling (spm. 3a, 3b & 7) .................... 9

3.4 Markedsmekanismer ved overproduktion af eleffekt (spm. 3c) .......................... 9

3.5 Minimering af ricisi for koncessionsvinder af udbudsparker, herunder contract-for-

difference (spm. 4) .............................................................................................. 10

3.6 Forventninger til fremtidig brintinfrastruktur (spm. 5) ...................................... 11

3.7 Tarifering af konkrete Åben Dør-havvindsprojekter (spm. 6) ............................. 12

3.7.1 Beregning af producenttariffer .............................................................. 13

3.7.2 Tarifering af Åben Dør-havvindsprojekter tilsluttet en Energiø ............. 14

3.8 Mulighed for tilslutning af Bornholm Bassin Øst og Bornholm Bassin Syd til Energiø

Bornholm (spm. 8) .............................................................................................. 15

3.9 Nærmeste station på relevante spændingsniveau for åben dør-havvindmølleparker

Bornholm Bassin Øst og Bornholm Bassin Syd (spm. 9) ..................................... 15

3.10 Udbygning af elnettet til/på Bornholm (spm. 10 & spm. 12) ............................. 15

3.11 Elnettilslutning før transmissionsanlægget ifm. Energiø Bornholm er etableret (spm.

11) ....................................................................................................................... 16

3.1

3.2

4. Opfølgende spørgsmål d. 9. december 2022 ................................ 17

4.1

4.2

4.3

4.4

4.5

Øgede omkostninger ved indpasning af Åben Dør-havvindmølleparker (spm. 1)17

Konsekvenser for forbrugere ved udbygning af det dybe net som følge af

vedvarende energi (spm. 2) ................................................................................ 17

Konsekvenser for forbrugere og producenter som følge af øget

netudbygningsbehov (spm. 3) ............................................................................ 18

Behov for luftledninger og udlandsforbindelser (spm. 4, samt afsnit 3 spm. 3b)18

Udbygning af handelskapacitet til Energiø Bornholm (spm. 5) .......................... 19

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

3/19

1. Baggrund

Energistyrelsen har i 2022 modtaget 47 ansøgninger om forundersøgelsestilladelse gennem

Åben Dør-ordningen. Grundet overlap mellem ansøgninger og andre forhold er der reelt 19

områder, hvor det skal vurderes, om der kan gives forundersøgelsestilladelse. De 19 projekter

har en samlet kapacitet på 11,1-14,6 GW. Derudover er der allerede Åben Dør-ansøgninger på i

alt 1,982 GW.

Energistyrelsen skal vurdere om ansøgningerne kan tildeles en forundersøgelsestilladelse, hvil-

ket beror på, hvorvidt projektet betragtes som relevant. I relevansvurderingen kan der bl.a.

indgå hensyn som miljø, skibsfart, fiskeri, overordnede planmæssige hensyn i forhold til den

samlede udbygning af havvindmøller, omfanget af vindressourcer i et område samt hensyn til

den overordnede netplanlægning.

Særligt ift. hensynet til den overordnede netplanlægning har Energistyrelsen d. 19. september

2022 stillet fem konkrete spørgsmål til Energinet, der skal benyttes som en del af den samlede

vurdering.

Energinet har i notat d. 8. november 2022 besvaret disse fem spørgsmål i afsnit 2, samt frem-

bragt evt. andre opmærksomhedspunkter som kan være relevante for hensynet til Energinets

overordnede planlægning af eltransmissionsnettet.

Energistyrelsen har d. 16. november 2022 fremsendt syv opfølgende spørgsmål. Disse spørgs-

mål er besvaret i afsnit 3.

Energistyrelsen har d. 9. december 2022 fremsendt fem opfølgende spørgsmål. Disse spørgs-

mål er besvaret i afsnit 4.

2. Konkrete spørgsmål fra Energistyrelsen d. 19. september

Energistyrelsen har stillet følgende 5 konkrete spørgsmål, der besvares i det følgende:

1. Hvilken betydning vil 16+ GW gennem åben dør ud over det allerede planlagte og poli-

tisk aftalte have for netudbygningsbehovet i DK?

2. Hvilken betydning vil 16+ GW gennem åben dør ud over det allerede planlagte og poli-

tisk aftalte have for udbygningen af luftledninger i DK?

3. Er der nogle områder, hvor der i dag er statslige arealreservationer, hvor der vil være

særlige netmæssige konsekvenser ved at tillade opførsel af åben-dør-parker, herun-

der kan der være konsekvenser for kommende udbud og energiøer?

a. Her tænkes f.eks. på, om en ophævelses af den statslige arealreservationer

langs Vestjylland vil kunne medføre begrænsninger for potentielle parker og

kabelføring fra Energiø Nordsøen.

4. Hvilke steder forventes der at være mere plads i nettet/behov end andre?

a. Her tænkes fx på DK1 og DK2, og om der kan differentieres mellem, hvorvidt

der er bedre plads i nettet i en del af landet.

5. Er der nogle konkrete ansøgte ÅD-projekter, der vil være særligt udfordrende at etab-

lere ift. netplanlægningen? Er der fx konsekvenser for kommende energiøer og ud-

bud?

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

4/19

2.1

Netudbygningsbehov ved indpasning af 16+ GW Åben Dør-havvind (spm. 1+2)

Generelt er det sådan, at når der tilføres mere elproduktion til det danske elsystem, vil netud-

bygningsbehovet afhænge af, hvor den ekstra produktionsmængde kan afsættes. Det kan en-

ten være ved forbrugsanlæg eller via handelsforbindelser.

Flere af Åben Dør-havvindmølleparkerne nævner i deres ansøgning om forundersøgelsestilla-

delse muligheden for samplacering med forbrugsanlæg, som kan aftage en del af produktio-

nen. Der skal altså ikke etableres kollektivt elnet til den del af elproduktionen, som udvikleren

aftager selv, hvilket medfører, at indpasningen af anlægget er mindre omfattende. Dette kan

dog skabe behov for etablering af brintinfrastruktur for at gøre projekterne rentable.

Hvis forbrugsanlæggene eller handelsforbindelserne er placeret i andre geografiske områder

end tilslutningspunkterne for elproduktionen, vil netudbygningsbehovet være større.

Uanset er det dog givet, at den øgede elektrificering af samfundet samt indpasning af store

mængder vedvarende energi i elsystemet vil medføre behov for udbygning af eltransmissions-

nettet. Dette både lokalt i form af 132/150 kV-kabelforbindelser og nye stationer til tilslutning,

samt i det overordnede elnet ved brug af 400 kV-luftledninger og kabler.

2.1.1 Muligheder for afsætning af energi ved nuværende forudsætninger

Hvis de ansøgte Åben Dør-havvindmølleparker blot tilsluttes ud over det allerede planlagte og

politisk aftalte i

Analyseforudsætninger til Energinet 2021

Klimaaftale om grøn strøm og

varme 2022,

vil den ekstra produktion som udgangspunkt lede til øget eksport eller afkortning

af VE-produktion i markedet som følge af manglende afsætningsmuligheder.

For at visualisere denne tendens er hhv. produktion og afsætningsmuligheder skitseret i ne-

denstående figur. Figuren viser, at den forventede fremtidige produktionskapacitet i forvejen

overstiger de nuværende forventninger til afsætningsmuligheder. Hvis produktionskapaciteten

derudover øges med yderligere 16+ GW vil dette blot øge denne udfordring og lede til markant

mere afkortning af VE-produktion i markedet.

Figur 1 - Installeret sol og vind kapacitet ift. afsætningsmuligheder. Peak forbruget jf. Klima-af-

talen er baseret på første hurtige markedssimuleringer baseret på politiske ud-mel-

dinger i foråret. Energiøerne er medtaget på figuren, selvom de ikke forventes fær-

digetableret i 2030.

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

5/19

Energinet udarbejdede i forbindelse med bestillingsopgaven vedr. øget udbygning af havvind i

foråret et notat, der beskriver dette overordnede forhold. Notatet,

Markedsmæssig nedregule-

ring af VE-produktion ved øget udbygning med havvind,

er vedlagt.

2.2

Indvirkning af Åben Dør-havvindmølleparker på udbudsparker (spm. 3)

Åben Dør-havvindmølleparkerne vil i høj grad producere samtidig med udbudsparkerne, da det

er samme teknologi og omtrent samme vindforhold, de udsættes for. Åben Dør-havvindmølle-

parkerne vil altså direkte reducere indtægtsgrundlaget for udbudsparkerne både ved at presse

priserne samt ved at øge antallet af timer med afkortning af VE-produktion i markedet. Det

samme gør sig i øvrigt gældende for udbygning med vindmøller på land, men her er det forven-

tede omfang betydeligt mindre end de 16+ GW Åben Dør-havvind, der behandles på nuvæ-

rende tidspunkt.

Udsigten til øget konkurrence på det danske marked vil alt andet lige betyde reduceret beta-

lingsvillighed/investeringsvillighed for både koncessionerne og Åben Dør-parkerne. Hvis der op-

nås sikkerhed for, at Åben Dør-havvindmølleparkerne realiseres inden gennemførelse af ud-

buddet for udbudsparkerne, vil det dermed forventelig føre til en reduceret betalingsvillighed

for udbudsparkerne. Hvis der omvendt indgås aftaler om realisering af udbudsparkerne inden

Åben Dør-havvindmølleparkerne træffer endelig investeringsbeslutning, er der en vis sandsyn-

lighed for, at Åben Dør-havvindmølleparkerne vil afvente sikkerhed for et større dansk elfor-

brug, som kan absorbere den yderligere produktion.

Udbudsparkernes attraktivitet kan desuden fx afhænge af muligheden for samplacering med

nye forbrug samt mulighed for contract-for-difference, som kan beskytte investeringerne mod

priskollaps i elmarkedet.

2.3

Forhold ved udvalgte områder for tilslutning (spm. 4)

Eftersom Åben Dør-havvindmølleparker er underlagt samme lovgivning som almindelige VE-

anlæg på land, er Energinet i sin behandling også underlagt fx afstandskravet i Bekendtgørelse

2653. Afstandskravet fastslår, at VE-anlægget ikke må anvises tilslutningspunkt længere væk

end nærmeste station på relevante spændingsniveau. Afstandskravet blev senest ændret i de-

cember 2021, hvilket løste de primære udfordringer, der var kendte på daværende tidspunkt.

Med den nylige udvikling i interessen for Åben Dør-havvindmølleparker giver det dog anledning

til nye uhensigtsmæssige forhold. Afstandskravet giver altså ikke Energinet mulighed for at an-

vise det tilslutningspunkt, hvor konsekvenserne for eltransmissionsnettet er mindst, og om-

kostningerne derfor er lavest. Til forskel har Energinet denne mulighed ved udbudsparker.

Derudover kan afstandskravet begrænse mulighederne for at lave sammentænkte energiklyn-

ger med fx forbrug, produktion og brintinfrastruktur.

Energinets kapacitetskort viser hvor og hvor meget plads, der er til tilslutning af produktion i

transmissionsnettet. Kortet er udarbejdet med baggrund i de anlæg, der allerede er tilsluttet

samt de anlæg, der er ved at blive nettilsluttet og eksisterende net samt godkendte netudbyg-

ninger. Af kortet fremgår det, at der primært er ledig kapacitet i den østlige del af Jylland og på

Fyn samt i den nordøstlige del af Sjælland. Dermed vil åben-dør-projekter i størrelsesorden op

til ca. 300 MW relativt hurtigt kunne tilsluttes i disse områder tilsvarende andre VE-anlæg. Til-

slutninger i de øvrige områder må forventes at medføre behov for netudbygninger, hvilket dog

også er gældende, hvis fx nye solcelleparker i denne størrelse ønsker tilslutning.

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

6/19

Figur 2

Energinets kapacitetskort fra april 2022. Kortet viser de områder, hvor der pt. er ledig

kapacitet i transmissionsnettet til tilslutning af produktion.

For de store Åben Dør-parker, hvoraf flere er større end 1 GW, kan det være uhensigtsmæs-

sigt, at tilslutning af disse skal overholde afstandskriteriet i nettilslutningsbekendtgørelsen. Der

kan være stor forskel på netudbygningsbehovet afhængigt af, hvilken 400 kV station et større

anlæg tilsluttes i. Dette er fx gældende for projekterne i Nordsøen, som iht. afstandskravet vil

skulle tilsluttes i 400 kV stationerne Stovstrup eller Idomlund. P.t. foregår den største forbrugs-

udvikling i Esbjerg-området, hvorfor det vil være hensigtsmæssigt at tilslutte større VE-anlæg

her, hvilket ikke er muligt for de større Åben Dør-havvindmølleparker i Nordsøen. Afstandskra-

vet kan dermed medføre, at nettilslutningen af de store Åben Dør-havvindmølleparker ikke kan

ske på den samfundsøkonomiske bedste måde.

2.4

Indvirkning af Åben Dør-havvindmølleparker på Energiø Bornholm (spm. 5)

De to projekter indmeldt af Copenhagen Infrastructure Partners øst for Bornholm vil forment-

ligt først være under opførelse, når Energinet i regi af Energiø Bornholm har besluttet stations-

anlæg på 400 kV og er i gang med anlæggelse af HVDC-forbindelser til Sjælland og sandsynlig-

vis Tyskland. Således vil Energiø Bornholm muligvis være det nærmeste tilslutningspunkt på re-

levant spændingsniveau, jf. Nettilslutningsbekendtgørelsen, afhængigt af, hvornår anlægget

skal nettilsluttes.

Det bemærkes, at tilslutning af produktion og forbrug til Bornholm vil have betydning for Ener-

giø Bornholm inkl. den planlagte forbindelse til Tyskland og samarbejdet med den tyske TSO,

50Hertz. Det må forventes, at produktion og forbrug ved/på Bornholm, som Energinet måtte

blive forpligtet til at nettilslutte iht. gældende regler, formentlig skal tilsluttes den kommende

station på Bornholm ifm. Energiø Bornholm-projektet. Der er indgået ministeraftale mellem

Danmark og Tyskland i juli 2022 om Energiø Bornholm-projektet, og Energinet forhandler

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

7/19

aktuelt med 50Hertz om en TSO-aftale i forlængelse af den politiske aftale. Energinet vil infor-

mere 50Hertz om evt. kommende nettilslutninger til Bornholm stationen og drøfte muligheder

for nærmere nettilslutningsløsning inden for rammerne af dansk lovgivning.

Vedrørende den tekniske tilslutning af yderligere havvindmølleparker til Energiø Bornholm, så

er dette relativt komplekst i forhold til en vanlig nettilslutning, da der er flere teknologier i spil

(hhv. HVAC og HVDC). Der er tekniske risici ved dette, da HVDC-tilslutning af en havvindmølle-

park ikke er etableret før – det vurderes dog, at det kan løses. Derudover er der miljømæssige

risici ift. ilandføring af kabler fra havvindmølleparken grundet begrænset plads til dette, samt

at en evt. udvidelse af anlægget ikke er indeholdt i miljø- eller myndighedsarbejde.

På grund af ovenstående forhold må det forventes at tilslutning af forbrug eller produktion til

Energiø Bornholm må afvente, at de tekniske anlæg er etableret og idriftsat.

Energiø Bornholm er derudover designet med udgangspunkt i, at den tilsluttede vindmøllepro-

duktion kan eksporteres til Sjælland og Tyskland, hvorved der er balance i systemet, og der

sjældent vil være indestængt produktion på øen. Forbruget på Bornholm er pt. i størrelsesor-

denen 50 MW, så det er uden betydning for den overordnede energibalance på Energiø Born-

holm. Det betyder, at der er øget konkurrence om kapaciteten ud af området, og dermed at

priserne i området afhænger af realiseringen af de to Åben Dør-havvindmølleparker. Alterna-

tivt skal der udbygges med flere HVDC-forbindelser fra Energiøen til Sjælland, Tyskland og/eller

andre lande.

Det er her vigtigt at gøre opmærksom på, at alle aktører så ikke vil være lige godt stillet i ud-

buddet omkring vindmøller til Energiø Bornholm, eftersom Copenhagen Infrastructure Part-

ners kan eje de to Åben Dør-havvindmølleparker og formentligt også vil deltage i udbuddet om

vindmøller på Energiø Bornholm. De kan dermed have en komparativ fordel, da de alene ken-

der status på de to Åben Dør-havvindmølleparker, og hvorvidt de reelt tænkes realiseret.

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

8/19

3. Opfølgende spørgsmål d. 16. november 2022

Energistyrelsen har den 16. november 2022 stillet følgende syv spørgsmål, som besvares i de

efterfølgende afsnit.

1) Der beskrives en teknisk udfordring med HVDC, som kan løses – hvad menes med

det? Og er det i så fald ikke et reelt problem?

2) Der beskrives et miljømæssigt problem med ilandføring – hvad er udfordringen og

hvilke konsekvenser har det, at det ikke er indeholdt i nuværende miljøarbejde?

3) Hvilke konsekvenser har netudbygningen som måtte følge af kommende ÅD-projekter

for forbrugerne hhv. producenterne selv?

a) Beskrivelse af snittet mellem producenter og forbrugere generelt

b) Giver ÅD-parker behov for nye luftledninger og/eller udlandsforbindelser, og

hvad er i så fald fordelingen mellem producentbetaling of forbrugstariffer?

c) Hvem betaler omkostninger til ”afkortning”? Hvis forbrugerne – kan det så betale

sig for en producent at bygge og så få kompensation og slutte til når det kan be-

tale sig?

4) Hvad menes med muligheden for at få ”contract-for-difference” (s. 5)? At der kan ind-

gås PPA’er? Betyder det at man kan få en god business uanset om der kan findes fy-

sisk aftag og er det realistisk?

5) Hvornår forventer vi at der kommer brintinfrastruktur? Hvor henne og hvilke projek-

ter kan det i så fald være relevant?

6) Hvor meget vil åben-havvind-opstillerne skulle betale i tilslutningsbidrag og indfød-

ningstariffer?

7) Hvor mange omkostninger forbundet med netudbygning og –forstærkning vil Energi-

net ikke kunne få dækket via producentbetalinger? Med andre ord: hvor stor vil reg-

ningen være for forbrugerne?

Energistyrelsen har d. 24. november 2022 stillet følgende yderligere spørgsmål.

8) Angående de to ansøgte åbendør havvindmølleparker Bornholm Bassin Øst og Born-

holm Bassin Syd, har det så betydning for deres mulighed for nettilslutning på Born-

holm, hvis de realiseres i 2028 eller 2030 ift. de planlagte netudbygninger og trans-

missionsanlægget for Energiø Bornholm?

Energistyrelsen har derudover d. 30. november og 1. december stillet følgende spørgsmål.

9) Er der en eksisterende station på et relevant spændingsniveau på Bornholm? Ellers får

jeg indtryk af, at Energinet i stedet er nødt til at anvise Sjælland?

10) Kan det overvejes at udbygge nettet på Bornholm/til Bornholm, for at kunne håndtere

en evt. nettilslutning af ÅD-parkerne?

11) Til nærværende tekststykke: ”For så vidt angår håndteringen af en tidligere realisering

af havvindmølleparken end realisering af transmissionsanlægget, eksempelvis i forbin-

delse med Energiø Bornholm vil ovenstående umiddelbart betyde, at havvindmølle-

parken ikke kan tilsluttes, inden nettet på Bornholm er tilstrækkeligt udbygget, med-

mindre der er mulighed for at tilslutte med en del af kapaciteten.”

a) Hvordan fungerer det i praksis? Ville Energinet tale med Ørsted/CIP om, hvor me-

get plads der er til nettilslutning af deres park og så kan de aftale, om det er nok,

eller om der skal udvides mere?

12) ”Det følger af nettilslutningsbekendtgørelsen, at omkostninger til udbygning og for-

stærkning af det kollektive elforsyningsnet ved nettilslutning af anlægget påhviler

Energinet, mens omkostninger til anlæggets nettilslutning frem til det i §§ 3-4 nævnte

tilslutningspunkt afholdes af anlægsejeren.”

a) Kan det i teorien kræve at ÅD-parkerne skal nettilsluttes til Bornholm med 3 GW

hul til nettet, hvilket de betaler for, men at Energinet skal sørge for at udbygge en

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

9/19

forbindelse Bornholm-Sjælland med 3 GW, så strømmen i teorien kan føres væk

fra Bornholm, selvom strømmen størstedelen af tiden vil ryge i PtX-anlægget?

Mao. kan en privat part på den måde ”tvinge” Energinet til at overudbygge til for-

del for en mindre omkostning i form af kabler fra parkerne til Bornholm?

3.1

Tekniske risici ved HVDC- kontra HVAC-tilslutning (spm. 1)

Teknologivalg for Energiø Bornholm medfører, at vind enten skal tilsluttes ved HVAC eller

HVDC, hvor begge metoder endnu ikke er afprøvet i et effektelektronik-domineret system. Det

forventes dog at kunne gennemføres vha. begge teknologier trods uprøvet teknologi. Med

uprøvet teknologi følger derfor også som nævnt et hævet risikobillede, der kan påvirke yderli-

gere udbygninger, som kræves ved tilslutning af mere end de planlagte 3 GW havvind.

3.2

Risici ift. miljø- og myndighedsarbejde ved tilslutning til Energiø Bornholm (spm. 2)

Der pågår parallel dialog med Energistyrelsen vedr. nævnte problematik. Evt. risici afklares i

dette spor.

3.3

Dækning af omkostninger via producentbetaling (spm. 3a, 3b & 7)

Energinet får dækket sine omkostninger via opkrævning af tariffer. Et af de væsentligste prin-

cipper for tarifering er, at denne skal være omkostningsægte. Dvs. at de omkostninger som en

kategori af netbruger giver anledning til også skal afholdes af disse netbrugere. Imidlertid fast-

lægges der i transmissionsafgiftsforordningen begrænsninger for hvor mange omkostninger,

der kan opkræves ved producenterne.

Energinet har d. 10. juni anmeldt en metode for producentbetaling, som ligger til godkendelse i

Forsyningstilsynet. Metoden forventes godkendt inden årsskiftet og skal træde i kraft pr. 1. ja-

nuar 2023.

Der er i metoden valgt en standardiseret tilgang til tilslutningsbidragene således, at disse af-

spejler de forventede faktiske, gennemsnitlige omkostninger til investeringer i eltransmissions-

nettet. Dvs. at omkostningerne til nødvendige netudbygninger for tilslutning af et enkelt elpro-

duktionsanlæg ikke nødvendigvis modsvarer de tariffer der opkræves hos anlægsejeren, men

at der over tid er balance. Metoden indeholder dog en særregel, hvorefter anlægsejer kan op-

kræves faktiske omkostninger i de tilfælde, hvor tilslutningspunktet med de laveste samlede

omkostninger (nettilslutningsbekendtgørelsen § 3) fravælges, og der i stedet ønskes tilslutning

i den nærmeste station på relevant spændingsniveau (nettilslutningsbekendtgørelsen § 4).

Tarifering af produktionsanlæg tilsluttet energiøer er specifikt undtaget fra den anmeldte pro-

ducentbetalingsmodel. Energinet er ved at udarbejde en specifik producentbetalingsmodel for

energiøerne, der også skal godkendes ved Forsyningstilsynet.

Energinet mener, at den anmeldte metode på omkostningsægte vis opgør de omkostninger

som tilslutning af elproduktionsanlæg giver anledning til ift. omkostningerne i tilslutningspunk-

ter og de forstærkninger, der skal laves i det nære net. Derudover er der et mindre bidrag fra

den løbende indfødningstarif til omkostningerne i det dybe net. Den anmeldte model ændrer

ikke på producenternes bidrag til afholdelse af systemydelser eller nettab.

3.4

Markedsmekanismer ved overproduktion af eleffekt (spm. 3c)

Elmarkedet tager sit udgangspunkt i to ting, dels udbud og efterspørgsel på el og dels kapacite-

ten i nettet mellem budzonerne. Disse parametre er groft sagt det som bestemmer elpriserne

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

10/19

og hvem der skal hhv. producere og forbruge strøm, og hvem der ikke skal. Afkortning i elmar-

kedet drejer sig om, at der ikke er plads til en given mængde el i nettet og/eller der ikke kan

findes afsætningsmulighed for den el som tilbydes til markedet. Der er derfor ikke nogen som

betaler for afkortning i markedet, da det er et udtryk for, at aktøren tilbyder strøm til markedet

til en højere pris end andre, og derfor ikke får tilsagn om at producere strøm.

Når afkortning er relevant, så vil det med stor sandsynlighed være, når der er høj vindandel i

systemet, det betyder også, at priserne vil være lave (i omegnen af 0 og ofte negative), hvor-

ved der ikke er noget tab for aktørerne i forbindelse hermed.

Udsigten til generelt lavere priser samt flere timer med afkortning, reducerer samtidig ind-

tægtsgrundlaget for den enkelte producent. Dette er videre beskrevet i afsnit 2.2 samt afsnit

2.4.

3.5

Minimering af ricisi for koncessionsvinder af udbudsparker, herunder contract-for-diffe-

rence (spm. 4)

Havvindmølleparker i Danmark er historisk blevet etableret via udbud, hvor en virksomhed har

vundet en koncession i et udbud, hvilket giver dem retten til anvendelse af et konkret havom-

råde til opførsel af en given mængde havvind.

Udbud af havvindmølleparker håndteres af Energistyrelsen, herunder også afklaring af evt. be-

hov for støttetillæg. Der er flere koncessionsmodeller der kan benyttes, som Energistyrelsen

har beskrevet nærmere i notatet

Modeller for tildeling af koncessioner for fremtidige havvind-

udbud

Nedenfor er Energinets input til spørgsmålet om minimering af risici for koncessionsvinder

samt behovet herfor.

Da omkostningerne til havvindmølleparker traditionelt har været høje, har staten i koncession-

saftalen også indeholdt et støttetillæg til virksomheden, hvilket har været konkurrenceparame-

teren i udbuddet. For de senest etablerede udbudsparker har dette været via en Contract-for-

Difference (CfD) model, hvor staten fx garanterer en fast afregningspris.

En CfD model kunne være, at staten yder støtte, hvis spotprisen (referenceprisen) er lavere

end den aftalte afregningspris. Ligeledes betaler virksomheden til staten, hvis spotprisen er hø-

jere end afregningsprisen.

https://ens.dk/ansvarsomraader/vindenergi/fakta-om-vindenergi

- notat: Modeller for tildeling af koncessioner for fremtidige hav-

vindudbud

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

11/19

Figur 3 - Contract-for-Difference model med variable produktionsafhængige betalinger. Kilde:

https://ens.dk/ansvarsomraader/vindenergi/fakta-om-vindenergi

- notat:

Modeller

for tildeling af koncessioner for fremtidige havvindudbud.

For allerede etablere havvindmølleparker har afregningsprisen været som følger:

Anholt Havvindmøllepark – 105,1 øre/kWh

Horns Rev III – 77,0 øre/kWh

Vesterhav Nord/Vesterhav Syd – 47,5 øre/kWh

Kriegers Flak – 37,2 øre/kWh

For Thor Havmøllepark er der aftalt en historisk lav afregningspris på 0,01 øre/kWh med en

maksimal samlet betaling til staten på 2,8 mia. DKK, hvilket også er den maksimale tilbagebeta-

ling tilladt i udbuddet. Således endte fem aktører med samme konklusion, hvilket tydeligt viser,

at niveauet for potentiel tilbagebetaling til staten under CfD’en var sat uhensigtsmæssigt lavt.

Thor Havmøllepark er altså fuldstændig støttefri. Koncessionsvinder forventer altså, at spotpri-

sen i markedet kan bære både investeringen i havvindmølleparken samt en betaling til staten

på 2,8 mia. DKK.

Som udviklingen er nu, ligger en stor del af indtjeningen for VE-anlæg i de tidlige år. Dette er til

dels forventningen om høje elpriser grundet lavere VE-penetration i elsystemet.

Udsigt til mere konkurrence i markedet kan øge risikoen ved investeringen ved, at det alt andet

lige reducerer spotprisen for energien produceret af havvindmølleparken. Afhængig af risikovil-

ligheden af budgiverne kan det have indflydelse på om 1) der er behov for støtte til koncessi-

onsvinder og 2) samlet betaling til staten. Den lavere fremtidige afregningspris for VE kan mod-

virkes ved at sikre en samtidighed i udbygning af VE og nyt forbrug som eksempelvis elektro-

lyse anlæg, der forventes at være en central teknologi i den fremtidige sektorkobling, der skal

adressere den grønne omstilling i de såkaldte ”hard to abate” sektorer.

3.6

Forventninger til fremtidig brintinfrastruktur (spm. 5)

Energinet har påbegyndt et feasibility-studie, som skal afdække grundlaget for brintinfrastruk-

tur på transmissionsniveau. Formålet med studiet er at undersøge muligheden for etablering af

et brint-transmissionsnet som skal understøtte de forventede PtX-udbygninger i Danmark, et

brintlager i Ll. Torup samt kobling med et fremtidigt tysk brintnet.

Derudover har Energinet og Evida i samarbejde med Energistyrelsen og KPMG gennemført en

markedsdialog (oktober 2022) med nuværende og potentielle PtX-aktører med formål at

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

12/19

afdække, hvordan brintinfrastruktur bedst muligt kan støtte op om både producenter og for-

brugere af brint. Markedsdialogen afdækkede både nødvendigheden af brintinfrastruktur,

samt forventninger til størrelser og geografisk fordeling af de potentielle brintprojekter.

På baggrund af de foreløbige resultater i feasibility studiet, markedsdialogen samt modellerin-

gerne i Energinets Systemanalyse (november 2022) har Energinet udarbejdet nedenstående

forslag til en Fase 1 for udbygningen af dansk brintinfrastruktur. De stiplede linjer indikerer

transmissionsnet, som endnu ikke er analyseret, men som Energinet har vurderet kan blive re-

levante. CIP har i markedsdialogen indmeldt 3 GW på elektrolyse på Bornholm ifm. deres Åben

Dør ansøgninger. Dette under forudsætning af, at der etableres en brintforbindelse til Tysk-

land.

Energinet har sammen med de tyske Gas TSOer, Gasunie Deutschland og Gascade underskre-

vet hensigtserklæringer om opstart af de indledende forundersøgelser af de grænseoverskri-

dende forbindelser i Jylland og på Bornholm. Energinet har desuden indmeldt begge projekter,

som mulige

European Projects of Common Interest (PCI).

Det er endnu ikke besluttet om eller hvor det potentielt brinttransmissionsnet skal etableres,

og ej heller tidshorisonten for dette. Der afventes politisk beslutningstagen om brintlovgivning i

Q1 2023. På baggrund af erfaringer fra bl.a. Baltic Pipe projektet vurderer Energinet, at hele

Fase 1 kan være idriftsat i 2030. Det vurderes, at eksportforbindelserne til Tyskland både i Jyl-

land og på Bornholm kan være klar i 2028.

3.7

Tarifering af konkrete Åben Dør-havvindsprojekter (spm. 6)

Energinets anmeldte metode for producentbetaling består af tre komponenter. De til enhver

tid gældende tariffer kan ses på

Energinets hjemmeside

(under Kommende tariffer). De opda-

teres årligt.

Nedenstående tager udgangspunkt i tarifferne, der er udmeldt for 2023, mens faktiske tariffer

for de konkrete Åben Dør-havvindmølleanlæg afhænger af, hvornår de opnår Nettilslutningsaf-

tale.

Endelige tariffer kan derudover også afhænge af, om udvikleren fx etablerer en direkte linje til

et forbrugsanlæg. Hvis en direkte linje til et forbrugsanlæg etableres, kan det medvirke at an-

læggets indfødningskapacitet reduceres. Dermed kan udvikler opnå en besparelse på tilslut-

ningsbidraget samtidig med, at det samlede netudbygningsbehov i eltransmissionsnettet

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

13/19

reduceres. Derudover afregnes der heller ikke indfødningstarif for energi forbrugt bag måleren

i en direkte linje-konstellation.

Der tages i eksemplerne udgangspunkt i, at der ikke etableres en direkte linje.

1. Stationsbidrag

Ved tilslutning af en tredjepart til eltransmissionsnettet skal der etableres ét eller flere felter,

hvortil anlægget kan nettilsluttes. Energinet har på den baggrund beregnet et standard stati-

onsbidrag, som er afhængig af på hvilket spændingsniveau anlægget tilsluttes.

150 kV tilslutning: 7,01 mio. DKK

220 kV tilslutning: 8,04 mio. DKK

400 kV tilslutning: 11,4 mio. DKK

Tilslutningsbidraget afhænger altså af den konkrete tekniske løsning der vælges, men det kan i

store træk siges, at anlæg under 500 MW som regel tilsluttes via ét felt til 150 kV-nettet, og at

anlæg i GW-størrelsen tilsluttes via minimum to felter i 400 kV-nettet. Antal felter afhænger

desuden af den resulterende udvekslingskapacitet, såfremt Åben Dør-havvindmølleparken

etableres med direkte linje til et forbrugsanlæg.

2. Tilslutningsbidrag

Tilslutningsbidraget skal dække de omkostninger Energinet har til udbygning af eltransmissi-

onsnettet i umiddelbar nærhed af produktionsanlæggets tilslutningspunkt. Dette er hovedsa-

geligt udbygninger i 132 kV- og 150 kV-nettet. Der er valgt en standardiseret tilgang til tilslut-

ningsbidraget således, at dette afspejler de gennemsnitlige omkostninger til investeringer i det

nære eltransmissionsnet.

Tilslutningsbidraget er geografisk differentieret således, at der er ét bidrag for tilslutning i pro-

duktionsoverskudsområder og et andet bidrag i forbrugsdominerede områder.

Produktionsoverskudsområder: 0,328 mio. DKK/MW

Forbrugsdominerede områder: 0,101 mio. DKK/MW

3. Indfødningstarif

Udover netudbygninger i det nære net omkring tilslutningspunktet er der også omkostninger til

fx at flytte den producerede energi mellem landsdele eller til udlandsforbindelser. Denne op-

gave varetages hovedsageligt af 400 kV-nettet. Det er valgt, at disse omkostninger dækkes via

en indfødningstarif. Der er dog et loft i transmissionsafgiftsforordningen, der gør, at der højst

kan opkræves 0.9 øre/kWh.

Der opkræves i forvejen en indfødningstarif på 0,3 øre/kWh. Denne er fastholdt i forbrugsdo-

minerede områder.

For produktionsoverskudsområder er indfødningstariffen fastsat til 0,9 øre/kWh.

3.7.1 Beregning af producenttariffer

I det nedenstående beregnes producenttarifferne for projekter af forskellig størrelse på bag-

grund af ovenstående priser.

Der forudsættes, at en havvindmøllepark har 4400 fuldlasttimer.

Havvindmøllepark på 500 MW i produktionsoverskudsområde

Det forudsættes, at en havvindmøllepark på 500 MW kan tilsluttes i ét 150 kV tilslutningsfelt.

Dette giver anledning til nedenstående tariffer for produktionsanlægget.

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

14/19

Stationsbidrag

Tilslutningsbidrag

Indfødningstarif

Omkostninger

7,0 mio. DKK

164,0 mio. DKK

19,8 mio. DKK/år

Havvindmøllepark på 500 MW i forbrugsdomineret område

Det forudsættes, at en havvindmøllepark på 500 MW kan tilsluttes i ét 150 kV tilslutningsfelt.

Dette giver anledning til nedenstående tariffer for produktionsanlægget.

Stationsbidrag

Tilslutningsbidrag

Indfødningstarif

Omkostninger

7,0 mio. DKK

50,5 mio. DKK

19,8 mio. DKK/år

Havvindmøllepark på 1000 MW i produktionsoverskudsområde

Det forudsættes, at en havvindmøllepark på 1000 MW kan tilsluttes i to 400 kV tilslutningsfel-

ter. Dette giver anledning til nedenstående tariffer for produktionsanlægget.

Stationsbidrag

Tilslutningsbidrag

Indfødningstarif

Omkostninger

22,8 mio. DKK

328,0 mio. DKK

39,6 mio. DKK/år

Havvindmøllepark på 1000 MW i forbrugsdomineret område

Det forudsættes, at en havvindmøllepark på 1000 MW kan tilsluttes i to 400 kV tilslutningsfel-

ter. Dette giver anledning til nedenstående tariffer for produktionsanlægget.

Stationsbidrag

Tilslutningsbidrag

Indfødningstarif

Omkostninger

22,8 mio. DKK

101,0 mio. DKK

13,2 mio. DKK/år

3.7.2 Tarifering af Åben Dør-havvindsprojekter tilsluttet en Energiø

Tarifering, herunder tilslutningsbetaling, for havvind/produktion tilsluttet energiøer er specifikt

undtaget i den generelle producentbetalingsmodel hvilket skyldes, at omkostningsstrukturen

er anderledes end ved almindelige tilslutninger til transmissionsnettet på land.

Der kan således ikke for nuværende beregnes, hvad en eventuel tilslutning af fx Bornholm Bas-

sin Øst og Bornholm Bassin Syd vil skulle betale for deres tilslutning til transmissionsnettet.

Energinet er i øjeblikket ved at udvikle tariferingsmodellen for energiøer, og der bør i den for-

bindelse også tages stilling til, hvilken betaling havvind, der ikke indgår i udbud, vil skulle be-

tale, hvis tilslutning til en energiø er mulig. Udgangspunktet for en sådan betalingsmodel vil

formentlig være, at havvinden skal betale de faktiske omkostninger for tilslutningen til Ener-

giøen. Det vil særligt gælde for stationsanlæggene på energiøen, men hele eller dele af den

nødvendige udvidelse af forbindelserne fra energiøen til onshore transmissionsnet vil forment-

lig også indgå i betalingsmodellen.

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

15/19

3.8

Mulighed for tilslutning af Bornholm Bassin Øst og Bornholm Bassin Syd til Energiø Born-

holm (spm. 8)

Som beskrevet i afsnit 2.4 indeholder Energiø Bornholm-projektet på nuværende tidspunkt

udelukkende tilslutning af 3 GW havvind etableret via udbud. Det er ikke givet, at yderligere

udvidelser af de tekniske anlæg kan medtages i det eksisterende projekt på dette stadie. Til-

slutning af yderligere produktion eller forbrug til Energiø Bornholm må derfor forventeligt af-

vente, at de tekniske anlæg er etableret og idriftsat.

Folketinget har besluttet, at Energiø Bornholm skal stå færdig i 2030. De potentielle Åben Dør-

havvindmølleparker ved Bornholm kan derfor tidligst tilsluttes Energiø Bornholm i 2030, hvis

de kan medtages i det eksisterende projekt, men det må forventes, at nødvendige stationsan-

læg først kan etableres efterfølgende.

3.9

Nærmeste station på relevante spændingsniveau for åben dør-havvindmølleparker

Bornholm Bassin Øst og Bornholm Bassin Syd (spm. 9)

Når Energinet skal anvise tilslutningspunkt for et produktionsanlæg, er der to overordnede pa-

ragraffer i Nettilslutningsbekendtgørelsen, Bekendtgørelse 936, som skal følges.

§3 bestemmer, at Energinet skal anvise et tilslutningspunkt samt spændingsniveau, som giver

anledning til de laveste samlede omkostninger.

§4 begrænser §3 ved at bestemme, at Energinet ikke må anvise et tilslutningspunkt som ligger

længere væk end nærmeste eksisterende station på relevante spændingsniveau.

På Bornholm er der på nuværende tidspunkt ikke et spændingsniveau over 60 kV. Der er såle-

des ikke et relevant spændingsniveau på øen, hvortil de to anlæg kan nettilsluttes. Anlæggene

ville således, hvis der ikke var et igangværende Energiø Bornholm projekt, forventeligt blive an-

vist tilslutningspunkt på Sjælland.

I forbindelse med Energiø Bornholm etableres der forventeligt en station med et relevant

spændingsniveau på Bornholm, hvortil anlæggene kan tilsluttes. Eftersom Energinet er under-

lagt at anvise det tilslutningspunkt, som giver anledning til de laveste samlede omkostninger, jf.

§3, vurderes det, at anlæggene skal anvises nettilslutningspunkt i denne station.

3.10 Udbygning af elnettet til/på Bornholm (spm. 10 & spm. 12)

Det påhviler Energinet at udbygge eltransmissionsnettet, bl.a. for at skabe velfungerende kon-

kurrencemarkeder samt indpasning af vedvarende energi. Dette betyder typisk, at Energinet

ifm. nettilslutning af et produktionsanlæg skal udbygge det interne eltransmissionsnet således,

at energien herfra kan transporteres mod afsætningsmulighederne, hhv. forbrug eller udlands-

forbindelser, i det omfang det giver samfundsøkonomisk mening.

I forbindelse med Energiø Bornholm påtænkes det at oprette en ny budzone på Bornholm,

hvortil både havvindmølleparkerne samt selve øen er tilsluttet. I praksis betyder dette altså, at

forbindelser mellem Sjælland og Bornholm bliver at sidestille med udlandsforbindelser og Sto-

rebæltsforbindelsen.

Udlandsforbindelser udbygges ud fra det princip, at de skal give et samfundsøkonomisk over-

skud. Når der er en prisforskel mellem to budzoner, vil der for ejeren af en udlandsforbindelse

være en avance ved at købe el i lavpris-budzonen og sælge til højpris-budzonen – denne

avance kaldes en flaskehalsindtægt. Hvis prisforskellen mellem budzonen på Bornholm og bud-

zonen DK2 på Sjælland samt producentnytte og konsumentnytte er betydelig nok til at kunne

finansiere en ny forbindelse mellem de to, kan det være et projekt som Energinet skal

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

16/19

igangsætte for at sikre et velfungerende elmarked. En eventuel udlandsforbindelse vil i den

sammenhæng blive dimensioneret ift., hvad der giver størst samfundsøkonomisk værdi.

3.11 Elnettilslutning før transmissionsanlægget ifm. Energiø Bornholm er etableret (spm. 11)

På nuværende tidspunkt er der ikke spændingsniveauer højere end 60 kV tilgængelig på Born-

holm. Det er ikke teknisk muligt at nettilslutte havmølleparker i GW-størrelser til 60 kV-nettet

uanset leveringsomfang.

Nettilslutning af de to åben dør-havvindmølleparker ved Bornholm skal altså afvente, at de

nødvendige stationsanlæg samt udlandsforbindelser ifm. Energiø Bornholm etableres.

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

17/19

4. Opfølgende spørgsmål d. 9. december 2022

Energistyrelsen har d. 9. december fremsendt fem spørgsmål, som besvares i de følgende af-

snit.

Møntet på afsnit 3.3:

1) Indpasning af store mængder havvind i elsystemet vil potentielt indebære markant

øgede omkostninger for Energinet til udbygning af det bagvedliggende. Deler Energi-

net denne opfattelse?

2) Det dybe net anvendes af både forbrugere og producenter og en udbygning heraf må

således formodes at blive afspejlet på omkostningsægte vis i både producenttariffer

og forbrugstariffer. Har Energinet gjort sig nogen overvejelser herom, herunder de

økonomiske konsekvenser for forbrugerne ved en udbygning, der primært er drevet

af produktion?

3) Kan I uddybe, hvilke konsekvenser netudbygningen har som måtte følge af kommende

ÅD-projekter for forbrugerne og producenterne (spørgsmål 3)?

4) Der mangler besvarelse på behov for nye luftledninger og/eller udlandsforbindelser

(spørgsmål 3.b)

Møntet på afsnit 3.10:

5) Er det korrekt forstået, at Energinet potentielt kan blive pålagt at udbygge endnu en

transmissionsforbindelse til enten Sjælland, Tyskland eller et tredje land, hvis åben

dør parkerne realiseres? Kan det give problemer ift. de allerede planlagte forbindelser

eller aftalen med Tyskland?

4.1

Øgede omkostninger ved indpasning af Åben Dør-havvindmølleparker (spm. 1)

Som beskrevet i afsnit 2.1 og afsnit 2.1.1 vil den generelle elektrificering og indpasning af store

mængder vedvarende energi medføre behov for udbygning af eltransmissionsnettet, uanset

om produktionstilgangen udgøres af solcelleanlæg, landvindmølleparker eller havvindmøllepar-

ker. Det samlede behov afhænger bl.a. af de konkrete placeringer af de enkelte VE- og for-

brugsanlæg, samspillet mellem disse samt samspillet med udlandsforbindelser.

Det er dog vigtigt, at rammerne er på plads for at Energinet kan foreslå de samfundsøkonomisk

billigste løsninger, herunder at fx afstandskravet i Nettilslutningsbekendtgørelsen (§4) ikke be-

grænser dette.

Energinets omkostninger bliver dækket via tariffer, herunder den påtænkte producentbeta-

lingsmodel. Dette forhold er uddybet yderligere i afsnit 4.2.

4.2

Konsekvenser for forbrugere ved udbygning af det dybe net som følge af vedvarende

energi (spm. 2)

I takt med at energisystemet omstilles til mere vedvarende energi øges afstanden mellem pro-

duktion og forbrug ligeledes, da VE-anlæg typisk etableres langt fra de klassiske forbrugscen-

tre. Denne voksende transportopgave er den primære omkostningsdriver bag udbygninger i

det dybe net.

Det er i sidste ende samspillet mellem forbrug, produktion og udlandsforbindelser, der giver

det samlede udbygningsbehov i det dybe net – bl.a. ift. placering samt hvornår der produce-

res/forbruges. Ansvaret for udbygning af det dybe net kan altså ikke placeres alene på elprodu-

centerne.

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

18/19

Med Energinets metode for producentbetaling foreslår Energinet at indføre en mere omkost-

ningsægte fordeling, hvor omkostninger i det dybe net i højere grad opkræves ved de produ-

center, der giver anledning til behovet. Dette realiseres ved at indføre geografisk differentie-

rede tariffer, hvor produktionsanlæg, som er placeret i produktionsoverskudsområder, opkræ-

ves en højere indfødningstarif. Dette indføres for at 1) lade produktionsanlæg i produktions-

overskudsområder afholde en større andel af omkostningerne, og 2) give økonomisk incita-

ment til placering af nye produktionsanlæg i forbrugsdominerede områder. Elproducenternes

betaling er dog begrænset ved loftet i EU-transmissionsafgiftsforordningen (838/2010) til 0,9

øre/kWh, hvilket således begrænser hvor stor en andel af omkostningerne ved udbygningen af

det dybe net elproducenterne kan komme til at dække.

Det påtænkes af lignende årsager også at indføre geografisk differentierede tariffer for for-

brugsanlæg.

4.3

Konsekvenser for forbrugere og producenter som følge af øget netudbygningsbehov

(spm. 3)

Som beskrevet i afsnit 2.1 og afsnit 2.1.1 vil den generelle elektrificering og indpasning af store

mængder vedvarende energi medføre behov for udbygning af eltransmissionsnettet, uanset

om energien kommer fra solcelleanlæg, landvindmølleparker eller havvindmølleparker. Dette

vil medføre øgede omkostninger til udbygning af eltransmissionsnettet, som afholdes af både

forbrugere og producenter.

4.4

Behov for luftledninger og udlandsforbindelser (spm. 4, samt afsnit 3 spm. 3b)

Som beskrevet i afsnit 2.1 vil den generelle elektrificering og indpasning af store mængder ved-

varende energi medføre behov for udbygning af eltransmissionsnettet. Dette er uundgåeligt,

uanset om den vedvarende energi genereres af solcelleanlæg, landvindmølleparker eller hav-

vindmølleparker.

Noget af dette udbygningsbehov vil givetvis udløse behov for nye forbindelser på 400 kV-spæn-

dingsniveau. Energinet følger de politiske rammer for brug af kabler og luftledninger, hvor nye

400 kV-forbindelser kabellægges i det omfang, det er teknisk muligt

. Det forventes ikke at

samtlige nye 400 kV-forbindelser kan kabellægges fuldt ud, hvorfor den øgede elektrificering

og indpasning af VE vil medføre behov for nye 400 kV-luftledninger. I et vidst omfang kan dette

håndteres ved at eksisterende traceer udnyttes bedre ved at opsætte dobbelt-systemer frem-

for enkelt-systemer på masterækker. Dette vil ikke kunne håndtere alle behov, da udbygningen

med VE også sker i områder, hvor der i dag kun er lavere spændingsniveauer tilgængeligt, eller

hvor alle 400 kV-luftledninger i forvejen er etableret som dobbelt-system.

Etablering af nye udlandsforbindelser drives af flere behov. Som beskrevet i afsnit 3.10 kan

prisforskelle samt udsigt til øget producent- og konsumentnytte drive en samfundsøkonomisk

business case for yderligere udlandsforbindelser, ligesom effekttilstrækkelig (forsyningssikker-

hed) også kan være en faktor. Med andre ord så bliver behovet for udlandsforbindelser i høj

grad drevet af samfundsøkonomiske gevinster ved øgede muligheder for at importere og ek-

sportere strømmen, og i mindre grad på grund af tekniske forhold. Energinet vurderer dette

behov løbende.

https://energinet.dk/El/Eltransmissionsnettet/PolitiskeRammer

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted

KEF, Alm.del - 2022-23 (2. samling) - Endeligt svar på spørgsmål 136: Spm. om Energistyrelsens undersøgelser af netkapaciteten og behovet for netudbygning samt rammerne for relevansvurderingen

19/19

4.5

Udbygning af handelskapacitet til Energiø Bornholm (spm. 5)

Som beskrevet i afsnit 3.10 udbygges udlandsforbindelser efter det princip, at de skal give sam-

fundsøkonomisk overskud. Dette behov kan udløses af prisforskelle, udsigt til øget producent-

og konsumentnytte eller af forsyningssikkerhedsmæssige årsager.

Ny produktionskapacitet tilsluttet Bornholm vil alt andet lige medføre et behov for at lede el-

produktionen via transmissionslinjer til forbrug på enten Sjælland eller i omkringliggende lande

(Tyskland, Sverige el. Polen). Dette behov for eltransmissionskapacitet kan reduceres eller prin-

cipielt helt fjernes såfremt ny produktion får følgeskab af nyt forbrug, samt hvis ny produktion

ikke ønskes nettilsluttet til Energinets transmissionsnet, men derimod som en direkte

linje/stand alone.

Energinet har i november 2022 indgået aftale med den tyske TSO, 50Hertz. Aftalen sikrer Ener-

ginets forpligtelser efter dansk lovgivning og herunder forpligtelser om tilslutning af ny produk-

tion og/eller forbrug til Energiø Bornholm. Efter aftalen skal Energinet løbende orientere og

inddrage 50Hertz i overvejelser om konkrete nettilslutningsløsninger. Energinet skal endvidere

inden for rimelighedens grænser (”reasonably”) søge at mitigere evt. negative effekter for

50Hertz. Dog fremgår det af aftalen, at Energinet ikke kan blive mødt af et erstatningskrav fra

50Hertz i denne sammenhæng. Som hovedregel vil økonomien ved flaskehalsindtægterne i

Energiø Bornholm-projektet for 50Hertz forbedres, såfremt der tilsluttes ny/yderligere produk-

tionskapacitet og tilsvarende forringes, såfremt der tilsluttes forbrug.

Dok.22/07621-1

Til arbejdsbrug/Restricted