Kapacitetsbehov i forhold til sikring af effekttilstrækkelighed i

I dette afsnit gennemgås kapacitetsbehov i forhold til sikring af effekttilstrække-lighed i Danmark efter metoden, som er beskrevet i kapitel 4.5. Der er analyse-ret på Nonflex- og Flex-scenariet i 2025 og 2035.

For beregningerne med FSI-modellen for Vestdanmark optræder der ingen ef-fekttilstrækkelighedsproblemer i hverken 2025 eller 2035. Derfor fokuseres i det efterfølgende kun på effektsituationen i Østdanmark.

I beregningerne for 2025 optræder et meget lille effektbrists-omfang på ca. 7 vægtede afbrudsminutter i Nonflex-scenariet. I Flex-scenariet er tallet stort set det samme, hvilket betyder, at der i 2025 ikke er brug for ekstra investeringer af hensyn til effekttilstrækkeligheden, når der introduceres fleksibelt forbrug.

For 2035 er viser FSI-modellen, at der i Nonflex-scenariet er et effektbristom-fang på ca. 34 vægtede afbrudsminutter i Østdanmark. For Flex-scenariet er tallet 20 vægtede afbrudsminutter.

Dette betyder, at der er en stigning i behovet for kapacitet til at sikre effekttil-strækkeligheden i begge cases.

Resultaterne fra FSI-modellen omregnet til behov for ekstra kapacitet i Østdan-mark i hhv. Nonflex- og Flex-scenariet i 2035 er vist i Figur 60. MW'erne er et udtryk for, hvor mange MW der skal til for at fjerne det antal minutter, FSI-modellen ligger over Energinet.dk's målsætning på 5 vægtede afbrudsminutter.

Den nødvendige kapacitet kan både være termiske kraftværker, fleksibelt for-brug eller udlandsforbindelser. Valget skal træffes ud fra samfundsøkonomiske overvejelser.

Figur 60 Resultater af FSI-beregningerne for 2035 i hhv. Nonflex- og Flex-scenarierne. Bemærk, at Balmorel ikke har genereret investeringer i spidslastkapacitet, hvorfor der står nul i de midterste kolonner for både Nonflex og Flex.

Det reducerede minuttal i Flex-scenariet skyldes, at der sker reduktion i behovet til ekstra kapacitet for at opretholde samme effekttilstrækkelighedsniveau. Be-hovet ændres fra 420 MW til 320 MW. Såfremt det fleksible elforbrug også er i stand til at levere fleksibilitet til sikring af forsyningssikkerheden, eksempelvis ved at indgå som strategiske reserve, vil mængden af ekstra investeringer i eksempelvis gasturbiner kunne reduceres yderligere end til de 320 MW.

For at vurdere dette er der i Figur 61 vist en sorteret kurve for effektunderskud-det (eksklusive den mængde ikkeleveret energi som kan optræde i forbindelse med følgeeffekter) i Østdanmark fra FSI-modellen sammen med det tilhørende elforbrug fra udvalgte, nye fleksible teknologier i disse timer med effektunder-skud. Det ses, at der er et additionelt nedreguleringspotentiale hos de fleksible teknologier i timer med effektunderskud. Timer med effektunderskud i FSI-modellen er altså ikke altid sammenfaldende med perioder, hvor det fleksible elforbrug er maksimalt nedreguleret på grund af spotmarkedet.

Inkludering af fleksibelt forbrug i det ekstra kapacitetsbehov (320 MW i Flex-scenariet) er selvfølgelig en afvejning af, hvor stor rådighed der er i forbruget.

Denne løsning skal dog analyseres yderligere, for at det kan vurderes, hvor me-get de fleksible forbrug kan bidrage med, hvilket ikke vil blive gjort her.

Figur 61 Effektunderskud fra FSI-modellen i Flex-scenariet for Østdanmark (DK2) i 2035.

På figuren er vist det nye elforbrug i Østdanmark i de timer, hvor der i FSI-modellen optræder et effektunderskud. Hensigten er at vise, at en del af de fleksible teknologier eventuelt kan bidrage med reduktion af forbruget i de be-rørte timer. Elforbruget fra de viste teknologier er i mange timer med effektun-derskud højere end den nødvendige ekstra kapacitet, hvilket betyder, der er resterende nedreguleringspotentiale fra fleksibelt elforbrug, som måske kan udnyttes til at undgå ekstra kapacitetsinvesteringer. Bemærk, at de 320 MW ekstra behov er estimeret på baggrund af, dels at effektunderskuddet reduceres i de givne timer, dels at det er nogle timer, hvor de 320 MW i tillæg også redu-cerer risikoen for følgeeffekter (risiko for blackout som udgør en væsentlig del af det samlede effektunderskud), og dermed er der ikke 1:1 relation mellem area-lerne i denne kurve og målsætningen på 5 forbrugsvægtede afbrudsminutter.

0

Effektunderskud i DK2 Nyt elforbrug i DK2

Omkostninger til sikring af effekttilstrækkelighed

I Tabel 6 er der illustreret økonomisk omkostning til sikring af effekttilstrække-ligheden afhængigt af, om fleksibelt elforbrug er fleksibelt ud over spotmarke-det:

Scenarium 2035 Ekstra

kapaci-tetsbehov (MW) Omkostning²³ Gevinst i forhold til Nonflex

Nonflex 420 MW 17,2 mio.

deltager i spot og ved effektunderskud i

Tabel 6 Illustration af omkostninger til sikring af effekttilstrækkelighed ved indførelse af fleksibelt elforbrug. Bemærk, at gevinsten afhænger af, om det fleksible forbrug kun er fleksibelt i spotmarkedet, eller om man også deltager i sikring af forsyningssikkerheden i form af eksempelvis en strategisk reserve.

Samlet set kan det konkluderes, at øget fleksibilitet fra Nonflex til Flex giver reducerede omkostninger til sikring af effekttilstrækkelighed.

Tabellen viser, at det kan føre til en forskellig gevinst i Flex- i forhold til Nonflex-scenariet, afhængigt af i hvilken grad fleksibelt elforbrug kan deltage ud over spotmarkedet. Intervallet går fra +4,1 mio. EUR/år til +17,2 mio. EUR/år. Den sidste værdi er dog ikke så realistisk, da nogle af timerne med effektunderskud sker i timer, hvor elprisen er så høj, at de nye teknologier allerede har nedregu-leret, så langt som de kan. På grund af denne usikkerhed vil der i det ef-terfølgende kun blive indregnet den gevinst, hvor fleksibelt forbrug kun agerer på spotmarkedet.

Øget fleksibelt elforbrug regnes derfor at sænke investeringsomkostningen i ny spidslastkapacitet (strategisk reserve) med 4,1 mio. EUR/år.

I Balmorel er medregnet en samfundsøkonomisk gevinst på 1,8 mio. EUR/år i Flex på grund af reduktion i bortkobling af elforbrug i forhold til Nonflex. Bort-koblingen er billigere i spotmarkedet (3.000 EUR/MWh) end investering i ny spidslastanlæg til at dække dette elforbrug. Da der af hensyn til effekttilstræk-keligheden i Danmark er behov for ekstra kapacitet, vil der derfor ikke blive bortkoblet forbrug, fordi kapaciteten findes som strategisk reserve. Hermed skal den samfundsøkonomiske gevinst på 1,8 mio. EUR/år fratrækkes gevinsten på grund af lavere investeringsomkostningen i ny spidslastkapacitet (4,1 mio.

23 Eksempel på beregning af omkostning til 100 MW ekstra OCGT-anlæg:

Annuiseret investering 4 pct. realrente: 0,45 mio. EUR/MW * 0,0736 * 100 = 3,3 mio.

EUR/år.

Fast O&M: 8,05 EUR/kW * 100.000 kW = 0,8 mio. EUR/år.

Total omkostning: 3,3+0,8 = 4,1 mio. EUR/år.

EUR/år). I alt fås en nettogevinst²⁴ i forhold til effekttilstrækkelighed på 2,3 mio.

EUR/år (4,1 – 1,8 mio. EUR/år), ud over hvad der allerede er medtaget af ge-vinster i spotmarkedet.

Figur 62 Bidrag fra Balmor og FSI-modellen til værdien af øget fleksibelt el-forbrug på systemniveau i Danmark i 2035.

24 Variabel omkostning til elproduktion fra strategisk reserve er ikke medtaget.