Dato:
5/5 2017
Afsender:
TKS-TJN/MNT Energinet.dk Tonne Kjærsvej 65 DK-7000 Fredericia
+45 70 10 22 44 info@energinet.dk VAT no. 28 98 06 71
OFFENTLIG UDGAVE
BUSINESS CASE KØBENHAVN FORSYNING OG
REINVESTERING
INDHOLD
1. Indstilling ... 3
1.1 Resumé ... 4
2. Baggrund og rationale ... 4
2.1 Baggrund og sammenhænge ... 4
2.1.1 Et aldrende 132 kV-kabelnet ... 6
2.1.2 Stigende elforbrug i københavnsområdet ... 6
2.1.3 Reduceret produktionskapacitet og omlægning af elproduktion ... 7
2.1.4 Oprindelig plan ... 8
2.2 Rationale ... 8
3. Alternativer ... 9
3.1 Udvalgte alternativer... 10
3.1.1 Alternativ 1 – Forsyning via Bellahøj-Hovegård (delvis luftledning) ... 10
3.1.2 Alternativ 2 – Forsyning via Bellahøj-Hovegård (kabel)... 11
3.1.3 Alternativ 3 – Forsyning via ny kraftværkskapacitet ... 12
3.1.4 Alternativ 4 – Forsyning via ny kraftværkskapacitet og Amagerværk Blok 3 ... 13
3.2 Fravalgte alternativer ... 14
4. Investeringsanalyse ... 15
4.1 Overblik ... 15
4.2 Investeringskriterier ... 16
4.2.1 Forsyningssikkerhed ... 16
4.2.2 Samfundsøkonomisk analyse ... 18
4.2.3 Selskabsøkonomi ... 19
4.2.4 Indpasning af vedvarende energi ... 20
4.2.5 Konkurrencesituation ... 20
4.2.6 Risikobeskrivelse... 21
4.2.7 Miljøpåvirkning ... 23
4.2.8 Personsikkerhed ... 23
4.2.9 Image ... 23
4.2.10 Planer ... 24
4.3 Sammenfatning af investeringsanalyse ... 24
5. Anlægsbudget og afledte driftsomkostninger ... 25
5.1 Anlægsbudget... 25
5.2 Afledte driftsomkostninger ... 27
5.3 Tarifpåvirkning ... 27
5.4 Cash Flow ... 27
5.5 SFI (Standardisering, Forenkling og Indkøb) ... 27
6. Tidsplan ... 28
1. Indstilling
Det indstilles til godkendelse, at projektet "København Forsyning og Reinvestering"
igangsættes. De totale projektomkostninger er budgetteret til 1.283 mio. DKK. Yderlige- re er der afholdt 11 mio. DKK i modningsprojektet (2017 faste priser).
Projektet omfatter etablering af en 400 kV-forbindelse mellem Bellahøj og Hovegård som kabel samt en ny 400 kV-station ved Bellahøj og udvidelse af station Hovegård.
Endvidere reinvesteres og opgraderes 132 kV-forbindelserne Bellahøj-Glentegård og Glentegård-Svanemølle Koblingsstation, og der etableres en 132 kV-forbindelse mellem Avedøreværket og Amager. Det indstillede alternativ er illustreret i Figur 1.
Figur 1 Oversigt over det indstillede alternativ 2.
Projektet forventes afsluttet ultimo september 2021 med løbende idriftsættelse af anlæg i perioden 2018-2021. Projektet indgår i senest godkendte investeringsplan og udgør heri samlet 1.655 mio. DKK. Behovet for reinvestering og udbygning af transmis- sionsnettet i københavnsområdet er beskrevet i "Anlægsrapport 2015/16" og "RUS-plan 2016 – Reinvesterings-, Udbygnings- og Saneringsplan".
Efter gennemførelse af dette projekt er der grundet alderen på den resterende del af 132 kV-forbindelserne i københavnsområdet behov for at foretage yderligere reinveste- ringer i 132 kV-kabelnettet inden for en kortere årrække.
1.1 Resumé
Forsyningssikkerheden i københavnsområdet udfordres i de kommende år af:
et aldrende kabelnet, som præges af stigende udetider,
et stadigt stigende elforbrug i københavnsområdet, drevet af befolkningstil- vækst og øget forbrug til transport (fx Metro og Letbane),
en forsat afvikling af konventionelle kraftværker, hvor
████████████████████████████████████████████
████████████████████████████████████████████
████████████████████████████████████████████
██
Uden afhjælpende tiltag vil det efter skrotning af Amagerværket Blok 3 ikke være muligt at gennemføre planmæssige vedligeholdelsesaktiviteter eller sikkerhedsudkobling af en 400 kV-forbindelse uden betydelig risiko for forbrugsaflastning. Indtræffer der fejl på en af 400 kV-forbindelserne, vil forbrugsaflastning1 være nødvendig for at sikre nettet mod anlægsfejl.
For at imødegå disse udfordringer og samtidig sikre, at reinvestering af den resterende del af kabelnettet i københavnsområdet kan gennemføres, er der indstillet et alternativ med etablering af nye forbindelser ind til københavnsområdet.
Det valgte alternativ er etablering af en 132 kV- og en 400 kV-forbindelse ind til køben- havnsområdet inden 2020 samt reinvestering af to 132 kV-forbindelser. Derved forsvin- der afhængigheden til Amagerværket Blok 3 og det stigende forbrug i københavnsom- rådet kan håndteres på langt sigt.
Der er undersøgt flere alternativer, herunder muligheden for at etablere ny produkti- onskapacitet i københavnsområdet som alternativ til nye transmissionsforbindelser.
Investeringsanalysen viser, at det er 2-3 gange dyrere at etablere ny produktionskapaci- tet end at etablere nye 132 kV- og 400 kV-forbindelser.
Der er fastlagt en ambitiøs tidsplan for gennemførelse af anlægsprojektet, og der er i den forbindelse identificeret en række risici, der kan forsinke ibrugtagning af de nye forbindelser. De væsentligste risici er forsinkelse af § 4-godkendelsen, lokalplan- og kommuneplansgodkendelse, samt at myndighederne mod forventning beslutter, at der skal laves en fuld VVM-behandling af én eller flere af strækningerne.
Anlægsbudgettet for det indstillede alternativ er estimeret til 1.283 mio. DKK i faste priser (2017-niveau). Løsningen sikrer forsyningen af københavnsområdet på kort og langt sigt og reducerer risikoen for forbrugsaflastning til et minimum.
2. Baggrund og rationale
2.1 Baggrund og sammenhænge
Det eksisterende forsyningsnet i københavnsområdet, som udgøres af City- og Glente- gårdområdet, blev etableret på et tidspunkt, hvor der var centrale kraftværker på H.C.
1 Forbrugsaflastning er en nødvendig udkobling af forbrugere, for at sikre el-systemet mod skadelig overbelastning.
Ørstedværket, Amagerværket og Svanemølleværket. Disse kraftværker sikrede sammen med transmissionsforbindelserne forsyningssikkerheden i københavnsområdet.
I slutningen af 1990'erne blev forsyningsnettet til københavnsområdet forstærket med to 400 kV-forbindelser fra transmissionsnettet på Sjælland til henholdsvis station Glen- tegården i nord og station H.C. Ørstedværkets i syd. Hermed kunne udfasningen af el- produktionen fra de to ældste kraftvarmeværker H.C. Ørsteds- og Svanemølleværket håndteres i forhold til sikring af elforsyningen, og i dag har de to værker minimal betyd- ning for elproduktionen i københavnsområdet.
De to 400 kV-forbindelser (Avedøreværket-H.C. Ørstedværket og Hovegård-Glentegård) har siden fungeret som to af i alt tre forsyningskilder til københavnsområdet. Den tredje forsyningskilde består af to 132 kV-forbindelser Ejbygård-Lindevang og Glentegård- Stasevang plus de resterende termiske kraftværksblokke på Amagerværket. Det eksiste- rende eltransmissionsnet i københavnsområdet er illustreret i Figur 2.
Figur 2 Netkort over 400 kV- og 132 kV-nettet i københavnsområdet med markering af City-området og Glentegård-området i 2018.
I det følgende belyses en række problemstillinger, der påvirker den fremtidige forsy- ningssituation i københavnsområdet:
det eksisterende 132 kV-kabelnet er aldrende og skal reinvesteres,
der er et stadigt stigende elforbrug i københavnsområdet, hovedsageligt pga.
befolkningstilvækst og elektrificering af kollektiv transport,
en fortsat afvikling af konventionelle kraftværker,
████████████████████████████████████████████
████████████████████████████████████████████
████████████████████████████████████████████
████████████████████████████████████████████
██████████████████████████████
2.1.1 Et aldrende 132 kV-kabelnet
Københavnsområdets 132 kV-kabelnet er etableret i årene 1956-2000. Aldersfordelin- gen er vist i Figur 3 herunder.
Figur 3 Oversigt over antal km 132 kV-kabel i københavnsområdet og alderen af kabelsystemerne. I oversigten er 132 kV-forbindelser, der indgår i de tre for- syningskilder til københavnsområdet fremhævet.
132 kV-forbindelserne Bellahøj-Glentegård og Glentegård-Svanemølle Koblingsstation indgår som væsentlig bindeled mellem 400 kV-forsyningen i Glentegården og de indre dele af københavnsområdet, men er med deres hyppige olielækager ofte med til at begrænse kapaciteten og muligheden for revision på de øvrige 400- og 132 kV- forbindelser i københavnsområdet. Olielækager på de to kabler har også betydet, at Energinet flere gange har foretaget oprensning af olie og i den forbindelse haft kablerne ude af drift i flere måneder. De to forbindelser har været i drift i henholdsvis 60 og 50 år, og Energinets erfaringer viser, at oliekabler typisk kan holdes i drift 40-60 år.
2.1.2 Stigende elforbrug i københavnsområdet
Prognoserne for elforbruget i københavnsområdet er baseret på Energinets analysefor- udsætninger fra 2016. Dette er under hensyntagen til den forventede demografiske forskydning på Sjælland, som beskrevet i Danmarks Statistiks befolkningsfremskrivnin- ger, Radius'2 forbrugsfremskrivninger og oplyste effektbehov fra Banedanmarks Elektri-
2 Radius (Radius Elnet A/S) er et netselskab under DONG Energy. Radius ejer og driver distributionsnettet (10 kV-, 30 kV- og 50 kV-nettet) i Københavnsområdet, Nordsjælland og dele af Midtsjælland.
ficeringsprogram, som derefter er fremskrevet over 20 år. Figur 4 viser fremskrivningen i elforbruget i Købehavnsområdet.
Figur 4 Elforbrugsprognose for københavnsområdet.
Af Figur 4 fremgår det, at det maksimale elforbrug i københavnsområdet forventes at stige fra 750 MW i 2017 til 850 MW inden 2023 og derefter til 1100 MW frem mod 2035, hvilket svarer til en stigning på 13 pct..
Forbrugsprognosen tager ikke hensyn til eventuelle fremtidige elpatroner3 til fjernvar- meforsyning, da der er stor usikkerhed om udviklingen af elpatroner. Såfremt elpatro- ner bliver tilsluttet nettet med begrænset netadgang, kan de tvinges udkoblet i kritiske forsyningssituationer, men der er ikke sikkerhed for, at anlægsejerne af elpatronerne vil vælge den tilslutningsform, og dermed kan potentielt kommende elpatroner øge for- bruget.
2.1.3 Reduceret produktionskapacitet og omlægning af elproduktion
Som et naturligt led i omstillingen til vedvarende energi ændres det traditionelle pro- duktionsmix; kraftværker omstilles til bæredygtig biomasse, og der etableres mere vindkraft. Dette betyder generelt, at elproduktionen primært etableres der, hvor for- holdene er gunstige i form af vind, samt at eksisterende kraftværker ombygges til bio- massefyring eller erstattes af nye biomasse-enheder, primært med varmeproduktion for øje og med elproduktion som et biprodukt.
Alle værkerne i københavnsområdet på nær Amagerværket Blok 3 er kraftvarmeværker, hvis elproduktion er bundet til varmebehovet. Elproduktion fra disse værker vil ikke altid være tilgængelig – særligt ikke i perioder med lavt varmebehov.
██████████████████████████████████████████████████
██████████████████████████████████████████████████
3 Elvarmeelementer, der er egnet til opvarmning af fjernvarmevand. Anvendes typisk, når elprisen er lav og der kan spares omkostninger til brændsel på kraftvarmeværker.
██████████████████████████████████████████████████
██████████████████████████████████████████████████
██████████████████████████████████████████████████
██████████████████████████████ Den forventede produktionskapa- citet i københavnsområdet er vist i Figur 5.
Figur 5 Nominel elektrisk kapacitet for centrale og decentrale kraftværker i køben- havnsområdet angivet med maksimal elkapacitet.
2.1.4 Oprindelig plan
Forstærkning af forsyningsnettet i københavnsområdet var indtil 2013 planlagt fortsat med yderligere en 400 kV-forbindelse mellem Amagerværket og Skåne samt en 400 kV- forbindelse mellem Amagerværket og H.C. Ørstedværket. Dette ville på én gang have forøget handelskapaciteten imellem Danmark og Sverige og have givet en tredje 400 kV-forsyningskilde, som kunne bidrage til at sikre den langsigtede forsyning af køben- havnsområdet. Svenska Kraftnät besluttede dog i 2013 ikke at gå videre med forbindel- sen.
2.2 Rationale
Forbruget i københavnsområdet forventes at stige de kommende år, samtidig med at den installerede produktionskapacitet falder og bliver omlagt til i større grad at blive baseret på ren varmeproduktion uden samtidig elproduktion. I 2020 forventes den installerede elproduktionskapacitet at være 350 MW i københavnsområdet (i dag er den 530 MW).
██████████████████████████████████████████████████
██████████████████████████████████████████████████
██████████████████████████████████████████████████
██████████████
Det betyder, at forsyningssikkerheden i københavnsområdet primært er baseret på 400- og 132 kV-transmissionsnettets rådighed og overføringsevne samt den øjeblikkelige varmebundne elproduktion. Den nye blok 4 på Amagerværket etableres, så den kan producere varme uden at producere elektricitet, og blokken vil kun producere elektrici- tet, når spotprisen er meget høj. Derfor bidrager blokken ikke tilstrækkeligt til at løse den samlede forsyningssituation.
Sandsynlighedsbaserede analyser, der inkluderer elproduktion på de eksisterende fjern- varmeblokke samt mulighederne for at transportere strøm ind til københavnsområdet, viser,
██████████████████████████████████████████████████
██████████████,vil være en anstrengt forsyningssituation, hvis der ikke gen- nemføres tiltag til at sikre tilstrækkelig effekt. Fra 2020 vil det i ca. 50 pct. af døgnets timer ikke længere være muligt at tage en 400 kV-anlægskomponent ud til vedligehold, uden at der på forhånd skal afbrydes elforbrug i størrelsesordenen 170-400 MW for- brug, svarende til 20-60 pct. af alt forbrug i københavnsområdet. Udkobling af anlægs- komponenter er en almindeligt forekommende aktivitet, men især i københavnsområ- det opstår der behov for længerevarende udkoblinger af hensyn til andre anlægsarbej- der, fx letbanebyggeri. Alle fire forbindelser til københavnsområdet (markeret i Figur 2) berøres af behov for udkobling grundet tredjeparts anlægsarbejde i perioden 2019- 2022, hver med et omfang på 2-5 uger.
Den beregnede sandsynlighed svarer til, at der i udkoblingsperioden dagligt skal aflastes forbrug i 8-14 timer i større eller mindre mængder afhængigt af årstid og varmebehov (herunder elproduktion), når der er taget en 400 kV-anlægskomponent ud. Det vil der- for ikke være muligt at planlægge revision uden samtidig at planlægge aflastning af forbrug i dagtimerne mellem kl. 6.00 – 22.00, mens arbejdet pågår. Konsekvensen er ens, uanset hvilken 400 kV-anlægskomponent der udkobles.
Hvis kabelnettet har samme struktur i 2035 som i 2020, og der ikke etableres yderligere ny produktionskapacitet, mangler der kapacitet i størrelsesordenen 500-700 MW4. Selvom samtlige nuværende og forventede fjernvarmeblokke i københavnsområdet ville kunne tvangskøres til at levere maksimal elproduktion samtidig, vil det stadig ikke være tilstrækkeligt til at dække behovet for effekt (det forventes, at den maksimale installe- rede effekt vil være 350 MW).
En situation med et ofte forekommende behov for forbrugsaflastning i store mængder anses som uacceptabelt. Der er derfor gennemført vurderinger af forskellige alternati- ver til at løse den fremtidige forsyning af københavnsområdet.
3. Alternativer
Nedenstående alternativer kan håndtere det fremtidige behov for forsyning af køben- havnsområdet, svarende til behovet beskrevet i afsnit 2.2. Fravalgte alternativer er opsummeret i afsnit 3.2.
4 Behovet på de 500-700 MW svarer til 2-2½ kraftværksblokke (modtryksanlæg) af samme størrelse som Amagerværkets blok 3.
3.1 Udvalgte alternativer
Følgende alternativer er udvalgt til investeringsanalysen:
Alternativ Beskrivelse
Alternativ 1
Forsyning via Bellahøj-Hovegård (delvis luftledning)
Reinvestering og opgradering af 132 kV-kabler ved Glentegård
Etablering af ny 132 kV-kabel Amager Koblingsstation-Avedøreværket
Etablering af ny 400 kV-forsyning Bellahøj-Hovegård, delvis med luftled- ning vest for Motorring 3 og kabel i resten
Etablering af 400 kV-station Bellahøj
Udvidelse af 400 kV-station Hovegård.
Alternativ 2
Forsyning via Bellahøj-Hovegård (kabel)
Reinvestering og opgradering af 132 kV-kabler ved Glentegård
Etablering af ny 132 kV-kabel Amager Koblingsstation-Avedøreværket
Etablering af ny 400 kV-forsyning Bellahøj-Hovegård, anlagt i kabel hele vejen
Etablering af 400 kV-station Bellahøj
Udvidelse af 400 kV-station Hovegård.
Alternativ 3
Forsyning via ny kraftværkskapacitet
Reinvestering og opgradering af 132 kV-kabler ved Glentegård
Etablering af ny kraftværkskapacitet i københavnsområdet.
Alternativ 4
Forsyning via ny kraftværkskapacitet og Amagerværk Blok 3
Reinvestering og opgradering af 132 kV-kabler ved Glentegård
Fortsat drift af Amagerværket Blok 3
Etablering af ny kraftværkskapacitet i københavnsområdet.
Alternativerne baserer sig på enten etablering af transmissionsanlæg (alternativ 1 og 2) eller nye produktionsanlæg (alternativ 3 og 4). Alternativerne indeholder alle tiltag på 132 kV-niveau, hvorfor 132 kV-tiltagene ikke er nævnt i navngivningen af alternativerne.
3.1.1 Alternativ 1 – Forsyning via Bellahøj-Hovegård (delvis luftledning)
Alternativ 1 indebærer etablering af to nye forbindelser til københavnsområdet; 1) en ny 132 kV-forbindelse mellem Avedøreværket og Amager Koblingsstation og 2) en ny 400 kV-forbindelse mellem Hovegård og Bellahøj, inklusive etablering af 400 kV-station Bellahøj og udvidelse af station Hovegård. Den nye forbindelse mellem Hovegård og Bellahøj etableres dels som luftledning i grønne områder, dels som kabelforbindelse i bymæssig bebyggelse. Etablering af luftledning vil udløse krav om VVM-behandling, for at finde et optimalt tracé langs Frederikssundsmotorvejen og gennem Vestskoven. Tra- céet bør være minimum 10 km langt, for at opveje de omkostninger, der er forbundet med etablering af overgangsstationer mellem kabel og luftledning. Alternativet er illu- streret i Figur 6.
Der foretages desuden reinvestering og opgradering af de to ældste 132 kV-kabler Bel- lahøj-Glentegård og Glentegård-Svanemølle Koblingsstation, samt tilpasning af 132 kV- forbindelsen mellem Bellahøj-Svanemølle Koblingsstation.
Endelig etableres der en fasedrejetransformer på Glentegård-Stasevang-forbindelsen til styring af belastningen på 132 kV-forbindelserne til københavnsområdet.
Det vurderes, at de første tiltag (132 kV-forbindelserne Avedøreværket-Amager Kob- lingsstation og Glentegården-Svanemøllen Koblingsstation) kan være gennemført til sommeren 2019, mens idriftsættelse af 400 kV-forbindelsen Bellahøj-Hovegård på grund af det forventede krav om fuld VVM-behandling tidligst kan ske i 2021.
Figur 6 Oversigt over alternativ 1. Fasedrejertransformeren i Stasevang er ikke vist.
3.1.2 Alternativ 2 – Forsyning via Bellahøj-Hovegård (kabel)
Alternativ 2 består af tiltagene beskrevet i alternativ 1, men hvor etableringen af 400 kV-forbindelsen mellem Hovegård og Bellahøj foretages i kabel i hele traceet. Herved undgås de udfordringer, der er forbundet med at finde et tracé gennem et område, hvoraf store dele i forvejen er udlagt til rekreative formål. Etablering af et kabel i hele 400 kV-forbindelsens længde er muligt, da den ikke kræver kompenseringsstationer undervejs, da den udelukkende skal bruges til forsyning af Københavnsområdet, og da den ikke indgår i den del af transmissionsnettet, der bruges til effekttransit til og fra forbindelser til andre lande og mellem landsdele. Det forventes, at 400 kV-forbindelsen kan etableres til 2020, da en kabelløsning vurderes ikke at være VVM-pligtig.
Alternativet er illustreret i Figur 7.
Figur 7 Oversigt over alternativ 2.
3.1.3 Alternativ 3 – Forsyning via ny kraftværkskapacitet
Alternativ 3 indebærer etablering af ny kraftværkskapacitet i københavnsområdet sva- rende til ca. 600 MW, samt reinvestering og opgradering af 132 kV-forbindelserne Bel- lahøj-Glentegård og Glentegård-Svanemølle Koblingsstation.
Alternativet er illustreret i Figur 8.
Figur 8 Oversigt over alternativ 3. Ny kraftværkskapacitet forudsættes tilsluttet 132 kV-koblingsanlægget på Amagerværket.
Ny kraftværkskapacitet skal etableres som hurtigstartende anlæg beregnet til kontinu- ert drift. De hurtigstartende enheder skal levere den fornødne effekt, når de eksiste- rende 132 kV- og 400 kV-forbindelser ikke er tilstrækkelige.
Det vurderes, at de reinvesterede 132 kV-forbindelser kan være idriftsat senest 2021.
Det er usikkert, hvor hurtigt ny kraftværkskapacitet kan etableres. Hvis ikke kraftværks- kapaciteten kan være etableret til 2021, vil der være risiko for forbrugsaflastning i for- bindelse med udkobling af 400 kV-forbindelser, indtil kraftværkskapaciteten er klar.
3.1.4 Alternativ 4 – Forsyning via ny kraftværkskapacitet og Amagerværk Blok 3 Alternativ 4 består af samme tiltag som i alternativ 3, men med den forskel, at Amager- værket Blok 3 på 250 MW levetidsforlænges for minimum 20 års drift
████████████████████████████████████████████████.
Det vurderes, at reinvestering i 132 kV-forbindelserne kan være idriftsat senest 2021.
Levetidsforlængelse af Amagerværket Blok 3 vurderes tidligst at være gennemført i 2023, og det er som nævnt i alternativ 3 usikkert, hvor hurtigt ny kraftværkskapacitet kan etableres.
Alternativet er illustreret i Figur 9.
Figur 9 Oversigt over alternativ 4.
3.2 Fravalgte alternativer
Følgende alternativer er undersøgt og fravalgt og indgår derfor ikke i investeringsanaly- sen.
Alternativ Begrundelse for fravalg
Etablering af fire 132 kV-forbindelser ind mod københavnsområdet
Alternativet er både dyrere og teknisk dårligere end 400 kV- løsningerne grundet antallet af kabelægninger og behov for yderligere forstærkning af 132 kV-nettet.
Etablering af 220 kV-forbindelse Bellahøj-Ishøj og forstærkning af 132 kV-nettet
Alternativet er både dyrere og teknisk dårligere end 400 kV- løsningerne.
Etablering af en 400 kV-forbindelse Bellahøj- Ishøj
Alternativet er økonomisk ligeværdigt med alternativ 1 og 2, men vil ikke have samme positive bidrag til det samlede system som en 400 kV-forbindelse til station Hovegård.
Etablering af et yderligere 400 kV-system mellem Avedøreværket og H.C. Ørstedværket.
Alternativet gør H.C. Ørstedværket til et kritisk knudepunkt for forsyningen af københavnsområdet. Desuden må der forventes et behov for en fremtidig forstærkning af 400 kV- forbindelsen mellem Ishøj og Avedøreværket.
Alternativ Begrundelse for fravalg Etablering af en 400 kV-forbindelse Barse-
bäck-Amagerværket- H.C. Ørstedværket
Energinet og Svenska Kraftnät planlagde frem til 2013 etablering af en ny 400 kV-forbindelse Barsebäck- Amagerværket-H.C. Ørstedværket, men Svenska Kraftnät ønskede ikke at gennemføre projektet på daværende tids- punkt. Det er Energinets vurdering, at Svenska Kraftnät på nuværende tidspunkt ikke ønsker at indgå i et samarbejde om etablering af ny forbindelse mellem Sjælland og Sverige.
Hvis Svenska Kraftnät mod forventning vil indgå i samarbej- de om en ny forbindelse, inden de store kontrakter for 400 kV-forbindelsen Hovegård-Bellahøj underskrives, kan be- slutningen genovervejes. Energinet vil i den kommende tid endnu engang afsøge mulighederne for en forbindelse til Sverige, men det er Energinets vurdering, at en forbindelse mellem Sjælland og Sverige ikke kan være klar til 2020.
Dertil kommer, at de indstillede forbindelser til forsyning af københavnsområdet, vil kunne indgå som elementer i de nødvendige interne netforstærkninger, som en forbindelse mod Sverige vil kræve.
4. Investeringsanalyse
Investeringsanalysen tager udgangspunkt i de udvalgte alternativer, som her belyses ud fra et økonomisk, samfundsmæssigt perspektiv. Denne analyse foretages ved at opstille de investeringskriterier, der angives i overblikstabellen i afsnit 4.1.
4.1 Overblik
Et overblik over investeringsanalysen er vist i Tabel 1. Investeringsanalysen er baseret på en 40-årig periode, som er den forventede levetid for de nye netanlæg, og dækker således årene til og med 2060. Investeringsanalysen er uddybet i afsnit 4.2.1-4.2.10.
Tabel 1Overblik for investeringsanalysen.
4.2 Investeringskriterier
4.2.1 Forsyningssikkerhed
Probabilistiske beregninger viser, at forsyningssikkerheden udfordres væsentligt i nulal- ternativet5, som er situationen, hvor der ikke gennemføres yderligere tiltag for at sikre effekten til københavnsområdet fra det tidspunkt, hvor Amagerværket Blok 3 ønskes
5 Se dok. 15/03801-38.
Investeringskriterier Nul-alternativAlternativ 1Alternativ 2Alternativ 3Alternativ 4 Investeringer - Projekter uden markeds- mæssig påvirkning Forsyning via Bellahøj- Hovegård (delvis luftled- ning) Forsyning via Bella- høj-Hovegård (ka- bel) Forsyning via ny kraftværks- kapacitet Forsyning via ny kraftværkskapacitet og Amagerværket Blok 3 Forsyningssikkerhed Ændring i forventet, ikke-leveret energi
Udfordres væsentligt og forværres frem mod 2035
Løsningerne løser de afsnit 3 beskrevne pro- blemstillinger.
Kraftværkskapaciteten skal være til rådig- hed fra 2020 for at sikre, at der ikke må forbrugsaflastes fra 2020. Samfundsøkonomi Nettonutidsværdi Ca. -50.000 mio. DKK-1.162 mio. DKK-1.167 mio. DKK-2.665 mio. DKK-2.830 mio. DKK SelskabsøkonomiNettonutidsværdi 0 mio. DKK-1.176 mio. DKK-1.181 mio. DKK-2.680 mio. DKK-2.844 mio. DKK Indpasning af vedvarende energi UændretForbedretMarginalt forbedret KonkurrencesituationUændretGavnlig effekt på den overordnede konkurrence situationMarginalt forbedret Risikobeskrivelse Forbrugsaflastning vil være nødvendig.
Myndighedsbehandling, krav om VVM og sam- gravning med andre ledningsejere, samt stor efterspørgsel på entreprenører kan medføre forsinkelser og øgede omkostninger.
Der er risiko for, at løsningerne ikke kan gennemføres i praksis. Grundet VVM-pligt for luftledning er der risiko for behov for forbrugsaf- lastning indtil 400 kV- forbindelsen er etable- ret. Miljøpåvirkning Omfang af forureningEnerginet har hyppigt olielækager på enkelte 132 kV-strækningerDe ældste 132 kV-strækninger, hvor der er hyppige problemer med olielækager udskiftes til nye moderne kabler uden olie. Varige visuel påvirkning, hvor der ellers nedtages 132 kV-luftning i andet projekt PlanerNavne på planer, som investeringen indgår iAnlægsrapport 2015/16, RUS-plan 2016
skrottet. Det ses endvidere, at situationen i nulalternativet forværres yderligere i perio- den frem til 2035. I det følgende er de udvalgte alternativers påvirkning på forsynings- sikkerheden vurderet.
Netløsningerne alternativ 1 og alternativ 2
De enkelte delelementer i alternativ 1 og 2 bidrager hver især til at sikre den fremtidige forsyning af københavnsområdet.
Reinvestering af de to 132 kV-forbindelser fra Glentegården betyder, at den potentielle effekt, der kan komme ind til området via 400 kV-forbindelsen mellem Glentegård og Hovegård samt fra 132 kV-forbindelsen fra Glentegård til Stasevang, kan nyttiggøres til forsyning af København.
Forbindelsen mellem Amager Koblingsstation og Avedøreværket kan etableres relativt hurtigt. Forbindelsen medfører, at Amagerværket Blok 3 kan skrottes uden, at der vil være behov for forbrugsaflastning, inden en 400 kV-forbindelse tages ud af drift. For- bindelsen sikrer, at forbrugsaflastning kan udskydes, indtil anden fejl indtræffer.
400 kV-forbindelsen mellem Bellahøj og Glentegård medfører, at det under langtidsud- koblinger eller revision på øvrige forbindelser til københavnsområdet, ikke er nødven- digt at gennemføre præventiv forbrugsaflastning i normalt forekommende driftssituati- oner. Samtidig rummer forbindelsen mulighed for en vis stigning i konventionelt forbrug eller storforbrug som fx en elkedel.
Hvis forbindelsen mellem Amager Koblingsstation og Avedøreværket ikke etableres skal der ved langtidsudkobling, revision eller fejl på en af de nordlige 400 kV-forbindelser afbrydes forbruger, idet den samlede indfødningsmulighed via H.C. Ørstedværket kun er det halve af overføringsevnen på de øvrige 400 kV-forbindelser.
Forsyning via kraftværkskapacitet alternativ 3 og alternativ 4
Forsyning med kraftværkskapacitet baserer sig på, at enten nye eller en kombination af Amagerværket Blok 3 og nye anlæg skal levere den fornødne effekt, når de eksisterende 132 kV- og 400 kV-forbindelser ikke er tilstrækkelige.
Det er usikkert, hvor hurtigt ny kraftværkskapacitet kan etableres. Hvis ikke ny kraft- værkskapacitet kan etableres til 2020, kan den ikke erstatte den manglede effekt ved kommende 400 kV-udkoblinger.
Fælles for begge alternativer er, at ny kraftværkskapacitet skal etableres som hurtigstar- tende anlæg beregnet til kontinuert drift.
Specifikt for alternativ 4
Forsyning med en kombination mellem Amagerværket Blok 3 og ny kraftværkskapacitet vurderes kun at være en delvis løsning på problemstillingen. Hvis den fremtidige forsy- ning baseres på Amagerværket Blok 3, skal blokken kontinuert holdes driftsklar med mulighed for hurtigt at kunne producere effekt. Dette behov er allerede til stede i de
fleste af årets timer i dag. Behovet tilgodeses ved at tvangskøre Amagerværket Blok 3, hvis den ikke har fået tilslag6 i spotmarkedet – dette er et indgreb i markedet.
Når den nye kraftværkskapacitet er tilvejebragt, vil antallet af timer, hvor Amagervær- ket Blok 3 skal være på nettet, blive reduceret.
4.2.2 Samfundsøkonomisk analyse
Den danske samfundsøkonomi påvirkes ved alternativerne primært ved opretholdelse af forsyningssikkerheden i københavnsområdet. De forskellige alternativer forventes ikke at frembringe det samme niveau af forsyningssikkerhed. Der forventes ikke andre direkte samfundsøkonomiske gevinster, da fx handelsgevinsterne ikke påvirkes i de forskellige investeringsalternativer.
Forsyningssikkerhed er generelt usikkert at værdisætte. Omkostningen er i analysen baseret på et estimat af den samfundsøkonomiske omkostning ved en forringet forsy- ningssikkerhed i nulalternativet. Omkostningen er estimeret til ca. 50 mia. DKK over analyseperioden og er baseret på afbrydelse af 150 MW forbrug7 ved udkobling af en 400 kV-forbindelse. Udkoblinger vurderes at ske ca. 10 pct. af tiden pr. år8 og vil medfø- re, at der er behov for forbrugsaflastning i 50 pct. af tiden, hvor der er en udkobling.
Værdien af ikke-leveret energi er baseret på et konservativt skøn, hvor den samfunds- økonomiske omkostning er sat til 22 DKK/kWh9. Omkostningen pr. år estimeres herved til ca. 2,5-3 mia. DKK.
De samfundsøkonomiske omkostninger i de forskellige investeringsalternativer er pri- mært netanlægsomkostninger og rådighedsbetaling til ekstra kraftværkskapacitet. Der- udover vil der være nogle løbende driftsomkostninger til både nettet og kraftværker.
Omkostninger til kørsel med kraftværkerne er ikke medtaget i analysen, så omkostnin- gerne til alternativ 3 og 4 er således undervurderet.
De samfundsøkonomiske effekter er samlet i Tabel 2.
6 Anlægget er budt ind i markedet til en pris, der er lavere end eller lig med den pris, der fremkommer, når markedet danner priskryds. Det betyder, at anlægget vil være i drift på kommercielle vilkår.
7 De probabilistiske beregninger i @Risk viser aflastning af forbrug på ca. 170-400 MW ved udkobling af ledninger i 2020.
Beregningerne viser ligeledes behov for aflastning ca. 50 pct. af året fra 2020 ved udkoblinger af ledninger. De 150 MW er baseret på dette og afrundet, da beregningerne er behæftet med betydelig usikkerhed. Sammenholdes de 150 MW med Energinets overordnede målsætning på 5 effektminutter ses også, at en enkelt time med udkobling af 150 MW sva- rer i sig selv til ca. 5-6 effektminutter for hele DK2, da et effektminut i DK2 er ca. 25-30 MWh. Mange timer med afbrud af 150 MW forbrug ender således langt over Energinets målsætning.
8 Baseret på en antagelse om udkobling 5 pct. af året for hver af de 2 eksisterende 400 kV-forbindelser.
9 Dette estimat svarer til et lav medianestimat på tværs af sektorer fra Damvads rapport fra 2015 "Analyse af omkostnin- ger ved afbrydelser af elforsyning".
Samfundsøkonomiske effekter i Danmark (nutidsværdi i
mio. DKK) 0-alt. Alt. 1 Alt. 2 Alt. 3 Alt. 4
Samfundsøkonomiske gevinster
Forsyningssikkerhed (effekttilstrække-
lighed)10
Samfundsøkonomiske gevinster i alt
Samfundsøkonomiske omkostninger
Investering
Netanlægsomkostninger
Kraftværkskapacitet
Drift og vedligehold
Net
Kraftværker
Nettab
Samfundsøkonomiske omkostninger i alt
Samfundsøkonomiske nettogevinster
Tabel 2 Sammenfatning af samfundsøkonomi.
Alternativ 1 og 2 vurderes at være samfundsøkonomisk ligeværdige, hvorimod alterna- tiv 3 og 4 medfører væsentligt højere samfundsøkonomiske omkostninger. Løsningerne (alternativ 3 og 4) baseret på kraftværkskapacitet medfører samfundsøkonomiske om- kostninger, der er 2-3 gange niveauet for netløsningerne (alternativ 1 og 2).
4.2.3 Selskabsøkonomi
Alternativerne påvirker primært Energinets selskabsøkonomi gennem omkostningerne til anlæg og rådighedsbetaling til ekstra kraftværkskapacitet.
Effekterne er tilsvarende de samfundsøkonomiske omkostninger i Tabel 2 med undta- gelse af en straksafskrivning, da dette alene er en selskabsøkonomisk omkostning. Ved reinvestering og opgradering af 132 kV Glentegård-Svanemølleværket skal det eksiste- rende anlægs restværdi på 16,9 mio. DKK straks-nedskrives frem mod idriftsættelsen af det nye anlæg. Dette gælder for alle fire alternativer.
For de udvalgte alternativer vurderes det, at der ikke er selskabsøkonomiske gevinster, da der fx ikke forventes ændringer i flaskehalsindtægter i investeringsalternativerne.
10 Bemærk, at de forskellige investeringsalternativer ikke forventes at frembringe det samme niveau af forsyningssikker- hed, selvom det fremgår sådan af tabellen. Se nærmere beskrivelse i afsnit 4.2.1.
Oversigt over de selskabsøkonomiske omkostninger fremgår af Tabel 3.
Selskabsøkonomiske effekter
(nutidsværdi i mio. DKK) 0-alt. Alt. 1 Alt. 2 Alt. 3 Alt. 4
Selskabsøkonomiske omkostninger
Investering
Netanlægsomkostninger
Kraftværkskapacitet
Drift og vedligehold
Net
Kraftværker
Nettab
Straksafskrivning
Selskabsøkonomiske omkostninger i alt
Selskabsøkonomiske nettogevinster
Tabel 3 Sammenfatning af selskabsøkonomi.
Alternativ 1 og 2 vurderes at være økonomisk ligeværdige med en differens på 5 mio.
DKK i Tabel 3. Alternativ 1 (delvis luftledning på Bellahøj-Hovegård) er vurderet ud fra et kabeltracé på 13 km. Denne længde er optimistisk sat i forhold til mulighederne for luftledning gennem Vestskoven. Reduceres længden af luftledningsdelen vil omkostnin- ger stige, og ved ca. 7 km overstiger omkostninger til en luftledningsløsning for 400 kV- forbindelsen omkostningerne til en kabelløsning. Årsagen til, at alternativ 1 ikke har lavere omkostninger end alternativ 2 (kabel på Bellahøj-Hovegård), skyldes primært høje omkostninger til erstatninger og etablering af kabelovergangsstationer i forbindel- se med en luftledningsløsning set i forhold til en kabelløsning.
4.2.4 Indpasning af vedvarende energi
Alternativ 1 og 2, der øger mulighederne for at transportere den nødvendige strøm ind til københavnsområdet, vil muliggøre, at producenter i hele elsystemet leverer ind til forbruget i københavnsområdet. Herunder også vindmøller i perioder, hvor transmissi- onsforbindelser er taget ud til revision. Det kan betyde, at der udbygges med mere vindkraft, eller at eksisterende vindkraftproduktion ikke begrænses i kritiske situationer.
Alternativ 3 og 4, der er baseret på etablering af lokal produktionskapacitet, vil derimod kun give mulighed for, at den lokale produktion leverer ind til forbruget. Løsningens værdi er derfor afhængig af den produktionskapacitet, der etableres.
Overordnet set må det dog forventes, at der er en marginalt større mulighed for ind- pasning af vedvarende energi ved etablering af mere infrastruktur (alternativ 1 og 2) fremfor mere kraftværkskapacitet (alternativ 3 og 4).
4.2.5 Konkurrencesituation
Alternativ 1 og 2 vil have en gavnlig effekt på den overordnede konkurrencesituation. I de tilfælde, hvor forbindelser er udkoblet, er det muligt at anvende det generelle el-
marked – herunder vindmøller – til at sikre den nødvendige strøm til københavnsområ- det.
Ved alternativ 3 og 4, der er baseret på etablering af produktionskapacitet, vil det også være nødvendigt at anvende denne produktionskapacitet til at sikre den nødvendige strøm. Det er vanskeligt at etablere et velfungerende marked til at løse denne udfor- dring, da markedet kun skal træde i kraft i de tilfælde, at der er forbindelser udkoblet.
Derudover vil der også være få mulige leverandører til et lokalt marked i københavns- området.
4.2.6 Risikobeskrivelse
I det følgende er de væsentligste risici beskrevet. Hvor intet andet er skrevet, omfatter risikobeskrivelsen alle fire alternativer.
Ambitiøs tidsplan (alternativ 1 og 2)
Tidsplanerne er ambitiøse og kan påvirkes af Energinets begrænsede erfaring med ka- bellægning i københavnsområdet. Det kan betyde, at der under projektet kan optræde uforudsete udfordringer, som der ikke er taget højde for i tidsplanerne. Det er dog for- ventningen, at tidsplanen kan overholdes.
De væsentligste risici, der kan forsinke tidsplanen er:
at § 4- og § 4a-godkendelser, lokalplan- og kommuneplansgodkendelse ikke modtages som planlagt
at Miljøstyrelsen afgør, at der skal gennemføres en fuld VVM-behandling af én eller flere af strækningerne
at der ikke kan skabes sammenhæng mellem Energinets og andre infrastruk- turejeres anlægstidsplaner for at overholde krav om samgravning. Det betyder, at der ikke nødvendigvis kan graves på en strækning, hvis andre infrastruktur- ejere har haft gravearbejde på stedet det foregående år.
Sandsynligheden for, at tidsplanerne udfordres i sådan grad, at det giver anledning til forsinkelser på over et år, vurderes til middel. For at minimere denne risiko intensiveres arbejdet med koordinering med myndigheder og af gravearbejder med an-
dre infrastrukturejere.
Forsinket idriftsættelse af 400 kV-forbindelsen (alternativ 1 og 2)
Etableringen af 132 kV-forbindelsen Avedøreværket-Amager Koblingsstation reducerer risikoen for, at der ved udkobling af 400 kV-anlæg skal ske præventive omlægninger i el- og varmemarkedet samt præventiv forbrugsaflastning. Indtil 400 kV-forbindelsen Bella- høj-Hovegård er etableret, vil udkobling af en 400 kV-forbindelse dog stadig være for- bundet med risiko jævnfør afsnit 2.2. Risikoen, når 132 kV-forbindelsen Avedøreværket- Amager Koblingsstation er sat i drift, vil være marginalt lavere, end hvis der er fuld rå- dighed over Amagerværket Blok 3.
Sandsynligheden for forsinket idriftsættelse af 400 kV-forbindelsen Bellahøj-Hovegård vurderes til middel. For at minimere denne risiko intensiveres arbejdet med koordine- ring med myndigheder og af gravearbejder med andre infrastrukturejere.
Forøgede anlægsomkostninger (alternativ 1 og 2)
Alle alternativerne omfatter etablering af nye kabelforbindelser i tæt bebyggede områ- der med anden infrastruktur. Erfaringer fra bl.a. København viser, at den faktiske place- ring af anlæg ofte ikke er i overensstemmelse med Ledningsejerregisteret (LER). Der er derfor risiko for, at kabeltraceer skal ændres, hvilket kan medføre øgede omkostninger.
Sandsynligheden vurderes til middel. Det vil være en løbende optimeringsproces igen- nem projektet for at finde og aftale de bedst egnede traceer.
Efterspørgsel på entreprenørydelser (alternativ 1 og 2)
Entreprenøropgaverne i alternativerne har sammenfald med andre infrastrukturprojek- ter i københavnsområdet (Ring 3 Letbane, Sydhavnsmetroen og Nordhavnstunnellen).
Der er risiko for, at for få entreprenører byder på graveentrepriser, hvorved omkostnin- gerne kan stige og forsinke projektet.
Sandsynligheden for mangel på entreprenører vurderes til middel og håndteres ved at have en tæt dialog med entreprenører og deres interesseorganisationer op til udbuds- runder.
Realiserbarheden af ny kraftværkskapacitet (alternativ 3 og 4)
Alternativerne, der er baseret på produktionskapacitet, kan ikke nødvendigvis gennem- føres i praksis. Det er en forudsætning, at Energinet har den tilstrækkelige lovhjemmel til at sikre, at kapaciteten er til stede og til at sikre tilstrækkelige incitamenter til, at aktørerne etablerer og fastholder den nødvendige produktionskapacitet i københavns- området.
I dag sikrer kraftværksbekendtgørelsen og elforsyningsloven, at Energinet kan fastholde kapaciteten i markedet. Denne praksis er dog udfordret af statsstøttereglerne, som fra europæisk side udfordrer, hvornår kapacitet kan fastholdes, hvilket er kommet til udtryk i sagen om strategiske reserver. Der er således et regulatorisk gab.
Der er endvidere igangsat en proces med at få omskrevet lovkomplekset vedrørende elforsyningsloven – en proces, der forventes at køre over de næste par år. Det er usik- kert, hvorvidt lovhjemmel til at fastholde kapacitet eller beordre kraftværker i gang fastholdes i det nye lovkompleks, eller om andre virkemidler vil erstatte denne. Usikker- hed om det fremtidige indhold vil formentlig forsinke tilladelsen til at udbyde kapacite- ten.
Der er ligeledes risiko for en højere selskabsøkonomisk omkostning for Energinet, end den samfundsøkonomiske kalkule viser. Det skyldes, at den enkelte aktør vil sikre sin investering i kapacitet. Det kræver formentlig, at investeringssummen dækkes i kon- traktperioden, hvor den hidtidige praksis viser, at investeringen skal være tilbagebetalt på 5-10 år.
Sandsynligheden for, at ny kraftværkskapacitet kan udgøre et reelt alternativ, vurderes som lav.
4.2.7 Miljøpåvirkning
Graden af miljøpåvirkningen af de beskrevne alternativer er meget forskellig afhængigt af løsningsvalg og placering af anlæggene. Et luftledningsanlæg (delvis 400 kV-
luftledning i alternativ 1) medfører varige visuelle påvirkninger, mens etablering af ka- belanlæg (alternativ 2) primært medfører midlertidige påvirkninger i forhold til natur og gener for trafikanter i byområder mv. Energinet tilstræber generelt, at projekterne udformes, så påvirkningen af miljøet minimeres.
En luftledningsløsning vil medføre VVM-pligt, hvilket ikke forventes at være tilfældet for en kabelløsning. VVM-behandling vurderes at forsinke en luftledningsløsning 1-1½ år sammenlignet med en kabelløsning. En luftledning gennem Vestskoven vil føre til, at 132 kV-luftledningen Ejbygård-Vejleå, som Energinet har lovet at fjerne, vil blive erstat- tet af en større 400 kV-luftledning. Traceet for 132 kV-luftledningen saneres dermed ikke som ventet og vil påvirke den rekreative værdi af Vestskoven.
Miljøpåvirkningen af alternativ 3 og 4 er ikke vurderet nærmere.
4.2.8 Personsikkerhed
Arbejdet vil primært finde sted i områder med begrænset plads og kræver brug af min- dre og flere køretøjer og maskiner end normalt. Desuden forventes der større omfang af manuel udgravning især omkring 3. parts ledningsanlæg. Det stiller til krav til øget fokus på arbejdsmiljø.
Arbejdet vil påvirke nærområdet med omfattende transporter af materiel i forbindelse med etablering af kabeltracéer, som i sig selv kan udgøre en forøget risiko for person- sikkerhed for både ansatte, beboere og trafikanter i området. For at minimere påvirk- ningen heraf skal kørselsruterne koordineres i tæt samarbejde med entreprenørerne og vejmyndigheder.
4.2.9 Image
Med projektet bevæger Energinet sig ind i områder med langt større befolkningstæthed og dermed andre problemstillinger, end Energinet tidligere har haft i forbindelse med etablering og reinvestering af anlæg. Anlægsarbejdet vil påvirke beboerne i en afstand på op til 200 meter i form af mangel på P-pladser, trafikomlægninger, ændrede ad- gangsforhold mm. Et kabelprojekt i københavnsområdet vurderes at have direkte berø- ring med ca. 1.200-1.400 indbygger pr. kilometer kabelforbindelse, der skal anlægges.
Herudover vil lokale forretningsdrivende kunne blive berørt. I Figur 10 vises et kortud- snit over det nordlige København, hvor reinvestering af 132 kV-kabler mellem Glente- gård og Bellahøj henholdsvis Svanemølle Koblingsstation vil finde sted.
Det er erfaringen fra andre infrastrukturejere, som opererer med lignende anlægsar- bejder i københavnsområdet, at det giver stor værdi i forhold til borgernes accept og fremdriften af projekterne, at der afsættes tilstrækkelige ressourcer til kommunikation før og under anlægsarbejdet. Derfor vil Energinet lægge ekstra vægt på løbende at in- formere og kommunikere med de mange interessenter (borgere, myndigheder og an- dre ledningsejere) og afsætte flere ressourcer hertil. Målet er gennem en strategisk og fokuseret kommunikations- og PA-indsats at positionere Energinets omdømme og
brand som samarbejdsorienteret og involverende, og herunder at sikre, at alle relevante interessenter bliver hørt, inddraget og løbende informeret.
Figur 10 Kortudsnit over det nordlige København, hvor reinvestering af kablerne mel- lem Glentegård og Svanemølle henholdsvis Bellahøj vil finde sted. Energinets eksisterende kabelanlæg er vist med rød og sorte linjer (kilde WebGis/EL).
4.2.10 Planer
Jævnfør "Lov om Energinet" § 4, stk. 211 skal projektet forinden påbegyndelse være belyst i en plan. Forsyning af og reinvestering i københavnsområdet har senest været medtaget i Energinets "Anlægsrapport 2015/16" og "RUS-plan 2016 – Reinvesterings-, Udbygnings- og Saneringsplan", hvoraf det fremgår, at Energinet forventer behov for ny forsyning til københavnsområdet grundet den generelle forbrugsudvikling og reduktion i produktionskapaciteten, samt behov for reinvestering af det eksisterende 132 kV-net.
Herudover har Energinet løbende siden marts 2016 været i dialog med Energistyrelsen om projektet og Energi-, Forsynings- og Klimaministeriet er blevet orienteret om projek- tet på kvartalsmøder.
4.3 Sammenfatning af investeringsanalyse
Alternativ 2 – Forsyning via Bellahøj-Hovegård (kabel) vurderes som det bedste af de fire alternativer, da det er økonomisk ligeværdigt med alternativ 1, samt har mindre omkostninger end alternativ 3 og 4.
Alternativ 1 – Forsyning via Bellahøj-Hovegård (luftledning) er økonomisk ligeværdig med alternativ 2 – Forsyning via Bellahøj-Hovegård (kabel), men alternativ 1 vurderes at være omfattet af VVM-pligt, hvormed 400 kV-forbindelsen mellem Bellahøj-Hovegård delvis som luftledning forventes etableret 1-1½ år senere end i alternativ 2. Alternativ 1 indebærer desuden, at traceet for den eksisterende 132 kV-luftledning Ejbygård-Vejleå, der kabellægges i 2018 som en del af den tidligere Kabelhandlingsplan, delvis skal ud-
11 [§ 4] Stk. 2. Udbygning i henhold til stk. 1 skal forinden påbegyndelse være belyst i en plan, som samtidig skitserer det fremtidige behov for transmissionskapacitet. Planen skal indsendes til klima-, energi- og bygningsministeren, inden ud- bygning i henhold til stk. 1 kan påbegyndes. Udbygning kan tidligst påbegyndes 6 uger efter planens indsendelse.
