teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning ... · 6.3 metode for analyser af...

Teknisk redegørelse om fremtidig udbygningog kabellægning i eltransmissionsnettet

April 2008

ISBN nummer: 978-87-90707-61-3 Rapporten kan downloades på: www.energinet.dk

Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

1

Indholdsfortegnelse

1. Indledning 3 2. Sammenfatning 4

2.1 Elinfrastrukturudvalgets kommissorium 4 2.2 Afgrænsning af redegørelsen 5 2.3 Hovedkonklusioner for udbygningsprincipperne 5 2.4 Beregningsforudsætninger og udbygningsbehov 17 2.5 Teknologierne og de teknologiske udfordringer 20 2.6 Miljøpåvirkning ved udbygningsprincipperne 23 2.7 Økonomisk sammenfatning af udbygningsprincipperne 24

3. Elinfrastrukturens opgaver 29 3.1 Forsyningssikkerhed og beredskab 29 3.2 Marked 32 3.3 Indpasning af vedvarende energi 35

4. Teknologierne 36 4.1 Vekselstrøm (AC) 36 4.2 Jævnstrøm (HVDC) 37 4.3 Anlægsomkostninger ved de forskellige teknologier 38 4.4 Tekniske egenskaber og udfordringer for luftlednings-, AC- og DC-

kabelanlæg 39 4.5 Kabelmarkedet 40 4.6 400 kV-vekselstrømskabler i transmissionsnettet – den

fremadrettede indsats 41 5. Miljøhensyn ved planlægning af transmissionsnettet 44

5.1 Visuelle påvirkninger fra kabler, master og stationsanlæg 44 5.2 Støjpåvirkninger ved eltransmissionsanlæg 47 5.3 Påvirkninger på natur, planter og dyr 49 5.4 Magnetfelter 50

6. Beregningsforudsætninger, udbygningsbehov og metoder 53 6.1 Beregningsforudsætninger 53 6.2 Netbelastning og udbygningsbehov 55 6.3 Metode for analyser af udbygningsmodeller 58 6.4 Metoder til vurdering af miljømæssige konsekvenser 59

7. Udbygningsprincipper for eltransmissionsnettet 64 7.1 A – Fuldstændig kabellægning af elnettet 65 7.2 B – Nye 400 kV-forbindelser i kabler 66 7.3 C – Nye 400 kV-forbindelser i kabler og lavere master i nyt design

ved ét eksisterende tracé 67 7.4 D – Nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor der i forvejen er

luftledninger, men på lavere master i nyt design 69 7.5 E – Nye 400 kV-forbindelser i luften på lavere master i nyt design 70 7.6 F – Ingen udbygning af elnettet 71 7.7 Kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettene 71 7.8 Forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net 71 7.9 Distributionsnettet under 100 kV 73 7.10 Økonomisk sammenstilling af udbygningsprincipper 74 7.11 Robusthed 80


2

7.12 Leveringssikkerhed for udbygningsprincipperne 83 7.13 Teknisk realiserbarhed for udbygningsprincipperne 84 7.14 Markedstab ved udbygningsprincipper 84 7.15 Miljøpåvirkning ved udbygningsprincipper 85

Bilag Bilag 1 Analyse af konkrete netudbygningsmodeller Bilag 2 Gældende statslige retningslinjer for etablering og sanering af højspændingsanlæg Bilag 3 Kort med eksisterende eltransmissionsnet Bilag 4 Elinfrastrukturudvalgets sammensætning Bilag 5 Elinfrastrukturudvalgets kommissorium


3

1. Indledning Denne tekniske redegørelse udgør Elinfrastrukturudvalgets afrapportering af arbejdet vedrørende fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet. Rapporten er udarbejdet til klima- og energiministeren i henhold til kommissoriet, der fremgår af afsnit 2.1. Udvalget har været sammensat af repræsentanter fra Klima- og Energiministeriet, Energistyrel-sen, Energinet.dk, Miljøministeriet v. By- og Landskabsstyrelsen samt Miljøcenter Odense, Fi-nansministeriet, Kommunernes Landsforening og Dansk Energi (fra december 2007). Udvalgets medlemmer fremgår af Bilag 4. Elinfrastrukturudvalget har afholdt 9 møder i perioden fra ultimo august 2007 til ultimo februar 2008. Redegørelsen omfatter i afsnit 2 en sammenfatning, som opsummerer redegørelsens resultater og præsenterer de analyserede udbygnings- og kabellægningsprincipper for elnettet. Sammen-fatningen kan læses som et selvstændigt dokument. Det indebærer, at der er gentagelser mellem sammenfatningen og redegørelsens øvrige afsnit, som uddyber og mere detaljeret beskriver de opgaver, som elinfrastrukturen skal varetage i dag og fremover, de mulige teknologiske løsnin-ger, en række miljøforhold vedrørende eltransmissionsanlæg samt de anvendte beregningsforud-sætninger og analysemetoden. Derudover beskrives viften af mulige udbygningsprincipper for eltransmissionsnettet samt en række analyserede, konkrete udbygningsmodeller for elnettet.


4

2. Sammenfatning En af de energipolitiske målsætninger er at øge andelen af vedvarende energi til mindst 30 pct. af energiforbruget i 2025.1 Det er samtidig regeringens ønske at sikre indfrielse af de overordne-de målsætninger om forsyningssikkerhed, miljøbeskyttelse og høj konkurrenceevne på en om-kostningseffektiv måde. Et tilstrækkeligt og robust eltransmissionsnet er en forudsætning for at realisere de energipoliti-ske målsætninger for miljø, forsyningssikkerhed og markedsudvikling i energisektoren. Eltransmissionsnettet skal derfor løbende udbygges og tilpasses i takt med indpasningen af store mængder vedvarende energi og forøgelsen af handelskapaciteter til nabo-områder. I den fortsatte udbygning af EU's indre marked for energi vil en afgørende forudsætning være, at infrastrukturen kan håndtere transmission af betydelige energimængder – ofte på tværs af lan-degrænser – og dermed reducere flaskehalse i markedet. Hermed begrænses enkelte aktørers muligheder for at udnytte deres markedsmagt til at påvirke prisdannelsen til skade for virksom-heder og husholdninger. EU har som en del af TEN-aktiviteterne – Trans European Network – peget på en række konkrete transmissionsforbindelser landene imellem, som bør etableres eller udbygges. Heri indgår en række forbindelser i Danmark og fra Danmark til Norge og Tyskland. Planlægningen af denne udbygning har hidtil baseret sig på Miljø- og Energiministeriets princip-per for etablering og sanering af højspændingsanlæg fra 1995 med senere ajourføringer, senest regeringens Energistrategi 2025 fra juni 2005. De gældende retningslinjer er gengivet i Bilag 2. Foruden en kvantificering og specifikation af det forventede udbygningsbehov er det vurderet hensigtsmæssigt, at der dannes et grundlag for en systematisk overvejelse af de hensyn, der lægges til grund ved planlægningen af udbygningen af eltransmissionsnettet. På den baggrund nedsatte transport- og energiministeren i sommeren 2007 Elinfrastrukturudval-get med den opgave at udarbejde en teknisk redegørelse om den fremtidige udbygning af eltransmissionsnettet.

2.1 Elinfrastrukturudvalgets kommissorium Udvalget skal udarbejde en teknisk redegørelse, der beskriver og kvantificerer det samlede ud-bygningsbehov samt de opgaver, som elinfrastrukturen skal løse med hensyn til indpasning af vedvarende energi og decentral elproduktion, opretholdelse af forsyningssikkerheden og facilite-ring af elmarkedet på transmissionsniveau. Den tekniske redegørelse skal ligeledes indeholde en analyse af mulige fremtidige netstrukturer med udgangspunkt i forskellige, langsigtede netudbygningsstrategier. Heri skal forskellige scena-rier for udviklingen af det samlede danske energisystem inddrages. Ligeledes skal der indgå ana-lyse af en øget kabellægning frem for luftføring af det danske 400 kV-net. På baggrund af disse analyser skal der i den tekniske redegørelse opstilles en række konkrete modeller for den fremtidige udbygning af elinfrastrukturen baseret på forskellige teknologiske muligheder.

1 Regeringen har 21. februar 2008 indgået en bred energiaftale. I aftalen er partierne blandt andet enige om at rejse 400

MW nye havmøller i 2012, hvilket stort set stemmer overens med de i udvalgsarbejdet anvendte forudsætninger. Det er udvalgets vurdering, at Energiaftalen ikke ændrer på udvalgsarbejdets resultater.


5

Den tekniske redegørelse skal afdække miljømæssige/landskabsmæssige, tekniske, omkost-ningsmæssige og samfundsøkonomiske konsekvenser forbundet med de individuelle udbyg-ningsmodeller. Ligeledes skal der indgå en vurdering af konsekvenserne for elprisen. Det tilstræbes, at alternativerne opfylder sammenlignelige krav til forsyningssikkerhed, markeds-udbygning og integration af store mængder vedvarende energi, svarende til målsætningerne i regeringens energistrategi. Alternativerne skal tillige vurderes ud fra mulighederne for samspillet med udlandet. Som reference anvendes Energinet.dk's hidtidige plan for den langsigtede elin-frastruktur baseret på de nuværende principper for udbygning af elinfrastrukturen.

2.2 Afgrænsning af redegørelsen Elinfrastrukturudvalget har udarbejdet en teknisk redegørelse for mulige, fremtidige principper for udbygning og kabellægning af elnettet. Det har været udvalgets opgave at sikre, at de fore-slåede netudbygningsprincipper er tilstrækkeligt rummelige og robuste til at kunne understøtte både forsyningssikkerhed og markedsfunktion ved varianter af udlandsforbindelser og inden-landsk elproduktionsapparat. Redegørelsen er derimod ikke en detaljeret analyse af det samfundsøkonomiske optimum for udbygning af det samlede elsystem. De konkrete udbygninger af infrastrukturen vil blive analyse-ret yderligere i forbindelse med udarbejdelsen af beslutningsgrundlag for de enkelte investerin-ger. I det fortsatte arbejde skal der tages højde for de ændrede rammebetingelser i både Dan-mark og nabo-områderne, som er af betydning for det danske energisystem. Det er væsentligt at være opmærksom på, at indpasningen af store mængder vind i elsystemet medfører et betydeligt behov for udveksling af el med nabo-områder. Samhandel via stærke udlandsforbindelser er en forudsætning for at sikre en hensigtsmæssigt udnyttelse af det øvrige danske elproduktions-system, som i en hvis udstrækning må opretholdes for at sikre stabiliteten og forsyningssikker-heden i det danske system. Foreliggende redegørelse tager ikke stilling til, hvilken konkret udvik-ling af elproduktionsapparatet, der er mest sandsynlig eller direkte nødvendig af hensyn til forsy-ningssikkerheden. Ligeledes er der ikke i redegørelsen foretaget analyser vedrørende eventuel manglende udbyg-ning af udvekslingsforbindelser til nabo-områder. Der er således ved beregning af de markeds-mæssige omkostninger ved netmæssige begrænsninger alene regnet på omkostninger som følge af begrænsninger i det interne danske transmissionsnet – ikke udlandsforbindelser. Endelig skal det bemærkes, at det er afgørende for rettidig gennemførelse af udbygningsprincip-perne, at myndighedsbehandlingsprocessen smidiggøres væsentligt. Eksempelvis bør der fremad-rettet nedsættes styre- og arbejdsgrupper i forbindelse med planprocessen for nye eltransmis-sionsprojekter. Energistyrelsen, Miljøministeriet v/de statslige miljøcentre, de berørte kommuner, Energinet.dk, de regionale transmissionsselskaber og andre relevante myndigheder bør inddrages i disse grupper, så de to godkendelser i henhold til Elforsyningsloven og Planloven i højere grad koordineres. Der er i udvalgsarbejdet ikke foretaget yderligere overvejelser vedrørende de gæl-dende procedurer for myndighedsbehandling af elinfrastrukturanlæg.

2.3 Hovedkonklusioner for udbygningsprincipperne Udbygningen af elnettet skal ske gennem en sammenhængende, langsigtet og styret udvikling, så forsyningssikkerheden opretholdes, og elmarkedets funktion understøttes bedst muligt. Ud-bygningen skal ske under hensyntagen til den fortsatte teknologiske udvikling, miljøet, herunder de landskabelige hensyn, samt de samfundsøkonomiske rammer. Det overordnede elnet består i dag af ca. 1.100 km 400 kV-forbindelser og 3.000 km 132 kV- og 150 kV-forbindelser. 400 kV-nettet er rygraden i det danske elsystem og udgør populært sagt


6

elsystemets motorveje, mens 132 kV- og 150 kV-nettet til sammenligning udgør elsystemets hovedveje. På 400 kV-niveau er ca. 165 km kabellagt, hvoraf 80 km er vekselstrømskabler. På 132 kV- og 150 kV-niveau er ca. 600 km kabellagt. Tabel 1 giver et overblik over andelen af kabler og luftledninger i det eksisterende net samt de vurderede omkostninger ved en kabellægning af de resterende luftledninger.

Spændingsniveau

Total km

Km kabel

Km luftledning

Omkostninger ved ka-bellægning af resteren-de luftledning (mia. kr.)

6-20 kV 61.566 53.428 8.138 32

30-60 kV 8.465 2.760 5.705 7-8

132-150 kV 4.062 611 3.451 11,5

220-400 kV 1.478 164 1.314 37

Tabel 1 Fordeling af kabler og luftledning i det eksisterende net samt omkostning ved kabellæg-ning. Alle længder er angivet som system-kilometer.3

Det er overvejende sandsynligt, at hele distributionsnettet under 100 kV vil være kabellagt inden for den tidshorisont, der anvendes i de nærværende analyser. Ønskes en øget kabellægning af det overordnede transmissionsnet, kan det ske uden væsentlige teknologiske problemer på 132 kV- og 150 kV-niveau, mens der er betydelige teknologiske ud-fordringer med øget kabellægning på 400 kV-niveau. Det er samtidig væsentligt billigere at ka-bellægge 132 kV- og 150 kV-nettet i forhold til 400 kV-nettet. Udvalget har vurderet de miljømæssige, leveringssikkerhedsmæssige4, markedsmæssige og samfundsøkonomiske forhold ved seks forskellige udbygningsprincipper, hvoraf to ikke anses for hensigtsmæssige, da de ikke vil kunne understøtte de miljø- og energipolitiske målsætninger i det nødvendige omfang. Udvalget har for hvert af de seks udbygningsprincipper gennemregnet en eller flere konkrete udbygningsmodeller som eksempler inden for hvert princip, se Bilag 1. Analyserne har speciel fokus rettet mod alternative kabellægningsprincipper. Analyserne kan ikke anvendes som beslut-ningsgrundlag for en konkret udbygning af elnettet, da det på sigt vil begrænse mulighederne for fx at tage ny teknologi i anvendelse. Det er altså primært udbygningsprincippet, der bør tages stilling til. Figur 1 illustrerer de seks udbygningsprincipper A til F for det overordnede elsystem på 400 kV-niveau.

2 Et overordnet skøn, som er behæftet med stor usikkerhed. Der er regnet med en omkostning på 350 tkr. pr. km. Afledte omkostninger til ændringer af stationer er ikke inkluderet i estimatet.

3 Tracé-km angiver længde af selve tracéet. System-kilometer angiver selve ledningslængden, som kan være større end

tracélængden, da der kan være flere systemer på samme masterække. 4 Leveringssikkerhed kan defineres som sandsynligheden for, at nettet er i stand til at transportere strøm til slutbrugerne.

Leveringssikkerhed er således ikke lig med forsyningssikkerhed, der kan defineres som sandsynligheden for, at der er strøm til rådighed hos slutbrugerne, men et vigtigt element heri.


7

Principperne A, B og C forudsættes alle kombineret med en kabellægning af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net i henhold til særskilte kriterier, som senere skal udmøntes i en konkret kabel-handlingsplan. For principperne D og E kan en kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet vælges fra eller til. På samme måde kan principperne B til E for 400 kV-nettet alle kombineres med en forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net. Det vil med de nuværende teknologiske muligheder fortrinsvis ske ved udskiftning af de eksisterende gittermaster til nye og lavere mastetyper (se Figur 7, side 15) i takt med, at behovet for renovering opstår. Kabellægning af eksisterende 400 kV kan ske på korte og særligt udvalgte strækninger.

Kabellægning af eksisterende 132 kV- og 150 kV-net i henhold til

særskilt kabelhandlingsplan

AFuldstændig

kabellægning

AFuldstændig

kabellægning

BNye

forbindelser

i kabler

BNye

forbindelser

i kabler

CNye forbindelser

i kabler og nye

master ved et

eksisterende

tracé

CNye forbindelser

i kabler og nye

master ved et

eksisterende

tracé

DNye forbindelser

i luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

DNye forbindelser

i luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

ENye forbindelser

i luften

ENye forbindelser

i luften

FIngen

udbygning af

elnettet

FIngen

udbygning af

elnettet

Forskønnelse af eksisterende 400 kV-net ved

lavere master i nyt design

+ kabellægning på særligt udvalgte strækninger




132 kV og

150 kV

400 kV



AFuldstændig

kabellægning

AFuldstændig

kabellægning

BNye

forbindelser

i kabler

BNye

forbindelser

i kabler

CNye forbindelser

i kabler og nye

master ved et

eksisterende

tracé

CNye forbindelser

i kabler og nye

master ved et

eksisterende

tracé

DNye forbindelser

i luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

DNye forbindelser

i luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

ENye forbindelser

i luften

ENye forbindelser

i luften

FIngen

udbygning af

elnettet

FIngen

udbygning af

elnettet







132 kV og

150 kV

400 kV

Figur 1 Udbygningsprincipper for elnettet.


8

A – Fuldstændig kabellægning af elnettet

Figur 2 Udbygningsprincip A – fuldstændig kabellægning af elnettet. En total kabellægning af det danske 400 kV-net vil være en meget omfattende og teknisk kræ-vende opgave, som ikke vil kunne forventes gennemført på under 30-40 år.5 På grund af den tidsmæssige horisont og de teknologiske udfordringer må en konkret beslutning om en total kabellægning af det danske elnet afvente løsning af disse udfordringer. I stedet kan en total kabellægning af elsystemet være en overordnet og langsigtet målsætning, uanset hvilket af de øvrige udbygningsprincipper der vælges. Hvis det kunne lade sig gøre at gennemføre en total kabellægning af 400 kV-nettet med den i dag kendte teknologi, må det forventes at koste i nærheden af 37 mia. kr.6 Det er 14 gange de forventede udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper. Dertil skal lægges en total kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet, som vil koste omkring 11,5 mia. kr. I alt vil det altså koste ca. 48 mia. kr. at kabellægge det danske 400 kV-, 150 kV- og 132 kV-net.

5 Det er i de økonomiske analyser antaget, at kabellægningen er gennemført i 2030 af hensyn til sammenligningen med de øvrige udbygningsprincipper.

6 Alle omkostninger i forbindelse med realiseringen af principperne er angivet i 2008-priser.


9

B – Nye 400 kV-forbindelser i kabler

Figur 3 Udbygningsprincip B – nye 400 kV-forbindelser i kabler. Med udbygningsprincip B lægges alle nye 400 kV-forbindelser i jorden. Det eksisterende 400 kV-luftledningsnet bliver stående, men princippet åbner mulighed for tilvalg af forskønnelsesprojekter i form af udskiftning til nye mastetyper, eventuel omlægning af tracé og delvis kabellægning ligesom i dag, sådan at der tages størst muligt hensyn til de landskabelige værdier. Dette princip ventes at koste ca. 8 mia. kr., svarende til ca. tre gange mere end de forventede udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper. De første udbygningspro-jekter forventes at være Endrup-Kassø-Tyskland (2012) og Endrup-Idomlund (2014). Samtlige 400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020. Dette udbygningsprincip forudsætter en omfattende omstrukturering af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net som følge af 400 kV-kabellægningen. En fuldstændig kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet vil kunne gennemføres i takt med omstruktureringen og vil koste ca. 11,5 mia. kr. Den samlede pris for udbygningsprincip B vil således være omkring 20 mia. kr. De teknologiske løsninger, som vil skulle tages i anvendelse ved dette udbygningsprincip, er ikke afprøvet i det omfang, som de forudsættes. Dette udbygningsprincip må derfor betragtes som væsentligt mere risikobetonet end principperne C, D og E.


10

For ikke at sætte leveringssikkerheden over styr som følge af nye teknologiske løsninger vil ka-bellægning af flere, nye forbindelser på længere strækninger først kunne påbegyndes i takt med, at der er opnået tilfredsstillende resultater af forsøg med lange (mere end 40 km) 400 kV-vekselstrømskabler i det eksisterende elnet. Sådanne forsøg vil med en målrettet indsats kunne gennemføres i løbet af 6-10 år. Da indpasningen af markant mere vedvarende energi kræver udbygning af elnettet, inden disse kabelforsøg kan være gennemført, må det forventes, at der i en overgangsperiode vil blive behov for etablering af mere kortsigtede løsninger – fx 400 kV-jævnstrømskabler – som ikke i alle til-fælde understøtter den langsigtede udvikling af elnettet. En del af investeringerne ved dette ud-bygningsprincip må derfor betragtes som kortsigtede. C – Nye 400 kV-forbindelser i kabler og master i nyt design ved ét eksisterende tracé

Figur 4 Udbygningsprincip C – nye 400 kV-forbindelser i kabler og master i nyt design ved ét

eksisterende tracé. Med udbygningsprincip C lægges nye 400 kV-forbindelser som hovedregel i jorden. Samtidig forstærkes 400 kV-nettets vitale rygrad gennem Jylland ved anvendelse af en mast i et mere tidssvarende design. Det betyder, at den eksisterende masterække mellem den jysk-tyske grænse og Tjele fjernes og erstattes med en ny tosystemsforbindelse7 på master i et nyt design.

7 To 400 kV-systemer ophænges på samme masterrække.


11

Det øvrige 400 kV-luftledningsnet bliver stående, men princippet åbner mulighed for tilvalg af forskønnelsesprojekter i form af udskiftning til nye mastetyper, eventuel omlægning af tracé og delvis kabellægning ligesom i dag, sådan at der tages størst muligt hensyn til de landskabelige værdier. Dette udbygningsprincip ventes at koste ca. 5,5 mia. kr., det vil sige ca. 2,5 gange mere end de forventede udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper. De første udbygningsprojekter i dette princip forventes at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012), Revsing-Tjele (2014) og Endrup-Revsing. Samtlige 400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020. Udbygningsprincippet forudsætter ligesom princip B en omfattende omstrukturering af det eksi-sterende 132 kV- og 150 kV-net som følge af 400 kV-kabellægningen. En fuldstændig kabellæg-ning af 132 kV- og 150 kV-nettet vil kunne gennemføres i takt med omstruktureringen og vil koste ca. 11,5 mia. kr. i 2008-priser. Den samlede pris for udbygningsprincip C vil således være ca. 17 mia. kr. Som for udbygningsprincip B gælder det, at de teknologiske løsninger, som tages i anvendelse ved dette udbygningsprincip, ikke er afprøvet. Princippet vil dog grundet forstærkningen af den vitale 400 kV-forbindelse gennem Midtjylland samt en trinvis integration af 400 kV-kabler i nettet være en væsentligt mere sikker og robust løsning end princip B. Forstærkningen gennem Midtjyl-land medfører, at kabellægningen af alle øvrige nye 400 kV-forbindelser vil være væsentligt min-dre risikobetonet, end det er tilfældet for udbygningsprincip B. Som for princip B vil kabellægning af flere nye 400 kV-forbindelser på længere strækninger kun-ne påbegyndes i takt med, at der er opnået tilfredsstillende resultater af forsøg med lange (mere end 40 km) 400 kV-vekselstrømskabler i det eksisterende elnet. Sådanne forsøg vil med en mål-rettet indsats kunne gennemføres i løbet af 6-10 år.


12

D – Nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor der i forvejen er luftledninger, men på master i nyt design

Figur 5 Udbygningsprincip D – nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor der i forvejen er luftled-ninger, men på master i nyt design.

Med netudbygningsprincip D opføres alle nye 400 kV-forbindelser som luftledninger. De nye for-bindelser placeres udelukkende ved tracéer, hvor der i forvejen er højspændingsmaster. De eksi-sterende og nye luftledninger samles på nye lavere master i et nyt design, hvorefter de gamle gittermaster fjernes. Udbygningsprincip D bygger på de eksisterende principper for netudbygning. For at reducere de visuelle gener for landskabet bygges nye 400 kV-luftledninger alene ved eksi-sterende tracéer og med en ny mastetype. Fx udskiftes den eksisterende luftledning mellem Kassø og Tjele med en ny tosystemsluftledning. Dette udviklingsprincip ventes at koste ca. 4 mia. kr. De første udbygningsprojekter i dette prin-cip forventes at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012), Revsing-Tjele (2014). Samtlige 400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020. Dette princip kan kombineres med forskønnelsesprojekter for det eksisterende 400 kV-net, samt kabellægning af elnettet på de lavere spændingsniveauer. Her kan luftledninger kabellægges uden væsentlige teknologiske problemer, og er samtidig væsentligt billigere end kabellægning på 400 kV-niveau. Dette udbygningsprincip giver maksimal kapacitet i elnettet og undgår nye 400 kV-tracéer til lavest mulige omkostninger.


13

E – Nye 400 kV-forbindelser i luften på lavere master i nyt design

Figur 6 Udbygningsprincip E – nye 400 kV-forbindelser i luften på lavere master i nyt design. Med udbygningsprincip E opføres nye 400 kV-forbindelser som luftledninger på master, som er lavere og i et mere tidssvarende design end de traditionelle gittermaster. Udbygningsprincip E bygger på de allerede i dag eksisterende principper for netudbygning og ventes at koste ca. 2,7 mia. kr. i 2008-priser. De første udbygningsprojekter i dette princip for-ventes at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012) og Endrup-Idomlund (2014). Samtlige 400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020. Dette princip kan kombineres med forskønnelsesprojekter for det eksisterende 400 kV-net samt kabellægning af elnettet på de lavere spændingsniveauer. Udbygningsprincippet giver maksimal kapacitet i elnettet til lavest mulig omkostning, men prin-cippet giver samtidig en øget visuel påvirkning af landskabet som følge af nye luftledninger. F – Ingen udbygning af elnettet Udvalget har vurderet konsekvenserne af ikke at foretage yderligere udbygning af eltransmissionsnettet. Princippet er ikke sammenligneligt med de øvrige udbygningsprincipper både af forsyningssik-kerhedsmæssige årsager, hensynet til en velfungerende konkurrence på elmarkedet og ønsket om at indpasse markant mere vedvarende energi i elsystemet. Der er behov for at forstærke eltransmissionsnettet, når de politiske målsætninger om mere vindenergi i elsystemet skal nås.


14

Kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet 132 kV- og 150 kV-nettet udgør de store hovedveje i elsystemet. Efter de gældende regler kabellægges nye 132 kV- og 150 kV-forbindelser som udgangspunkt allerede i dag. Ønskes det eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledningsnet kabellagt, vil dette kunne kombineres med et hvert af udbygningsprincipperne for 400 kV-nettet. Ønskes en massiv kabellægning af transmissionsnettet, vil det være samfundsøkonomisk mest hensigtsmæssigt at kabellægge 132 kV- og 150 kV-nettet i henhold til en sammenhængende kabelhandlingsplan på basis af miljø-mæssige, tekniske og økonomiske kriterier og i forbindelse med større renoveringer. En detalje-ret udredning om kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet er under udarbejdelse af Dansk Energi. Denne udredning vil kunne indgå som en del af grundlaget for udarbejdelsen af en kon-kret kabelhandlingsplan, når de fremtidige principper for udbygning af eltransmissionsnettet er fastlagt. Prisen for at kabellægge hele det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net (ca. 3.000 km) vurderes at være ca. 11,5 mia. kr.8 Forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net Udbygningsprincipperne B-E vil alle kunne kombineres med en forskønnelse af det eksisterende 400 kV-luftledningsnet. Ved renoveringer af det eksisterende luftledningsnet kan de eksisterende master på udvalgte strækninger udskiftes med lavere master i et nyt design. Se Figur 7. Master-ne vil være 7-12 meter lavere end en typisk Donaumast på 42 meter. De nye master vil desuden kunne indpasses bedre i landskabet end de eksisterende ved at planlægge tracéet i bedre samspil med landskabets struktur og med størst mulige hensyn til de landskabelige værdier. På kortere delstrækninger kan der ligesom i dag kabellægges – fx i tæt bymæssig bebyggelse og der, hvor en luftledning får væsentlige konsekvenser for landskabelige interesser. Samlet set opnås en markant forskønnelse af landskabet i forhold til i dag.

8 Dette beløb omfatter alene omkostninger til kabellægning. Det vurderes, at der vil blive behov for ombygning af stationer,

som vil koste 1-2 mia. kr.


15

Figur 7 Eksisterende og nye mastetyper – alle til to 400 kV-systemer. Donaumasten findes flere steder i Jylland. Eaglemasten er i dag færdigudviklet og kan tages i brug ved nye pro-jekter. Fibermasten er under udvikling og forventes at være færdigudviklet om ca. 5 år.

En forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net med udskiftning af omkring en tredjedel af de eksisterende master (fordelt med kabellægning af 50 km og udskiftning til nye master på 350 km) vurderes til at koste ca. 2,3 mia. kr. Det er værd at bemærke, at en del af denne forskøn-nelse er indregnet i princip C, hvor der etableres nye 400 kV-luftledninger ved et eksisterende tracé.


16

Opsummering af nøgletal for udbygningsprincipperne Tabel 2 viser en samlet oversigt over hovedresultater for de seks udbygningsprincipper.

Parameter År Princip A

Princip B

Princip C

Princip D

Princip E

Princip F

2015 1.100 1.100 1.100 1.100 1.280 1.100

2020 740 1.100 1.100 1.100 1.360 1.100

2025 370 1.100 1.100 1.100 1.360 1.100

Km 400 kV-luftledning i alt

2030 09 1.100 1.100 1.100 1.360 1.100

2015 1.940 1.940 1.940 2.330 2.330 2.330

2020 1.300 1.300 1.300 2.330 2.330 2.330

2025 650 650 650 2.330 2.330 2.330

Km 132 kV- og 150 kV-luftledning i alt

2030 0 0 0 2.330 2.330 2.330

Investeringsomkostninger 400 kV, total – mia. kr.

(2008-priser)10

36,6 8,1 5,6 3,8 2,5 0

Investeringsomkostninger 132 kV og 150 kV, total – mia. kr. (2008-priser)

11,5 11,5 11,5 0,2 0,2 0

2015 0,5 1,2 0,8 0,3 0,3 1,0

2020 3,2 2,6 2,3 0,6 0,4 2,7

2025 6,2 3,3 3,0 0,7 0,5 4,4

Tarifpåvirkning øre/kWh11

2031 9,5 3,9 3,5 0,7 0,5 -

2015 0,0 0,4 0,2 0,0 0,0 0,3

2020 1,4 1,1 0,8 0,1 0,0 1,0

2025 3,0 1,4 1,2 0,1 0,0 1,4

Samfundsøkonomisk om-

kostning/år12 – mia. kr. Princip E (eksisterende principper) er anvendt som reference. 2031 5,0 1,8 1,6 0,1 0,0 -

Leveringssikkerhed13 - Mellem Mellem Høj Høj -

Teknisk realiserbarhed14 Ikke mu-ligt i dag

Lav Mellem Høj Høj Høj

Tabel 2 Nøgletal for de seks udbygnings- og kabellægningsprincipper.

9 En fuldstændig kabellægning på 400 kV-niveau er ikke en realiserbar mulighed i 2030, men er anvendt som eksempel for

at kunne sammenligne principperne. 10 Omkostninger til udvidelse af udlandsforbindelser og ilandføringsanlæg for havmølleparker, samt eventuelle omkostnin-

ger i forbindelse med ombygning af stationer, er ikke indregnet i investeringsomkostningerne. 11 Tarifvirkning for 400 kV-net samt 132 kV-net ejet af Energinet.dk er beregnet som 4,3 pct. nominel rente, lineær af-

skrivning og 2 pct. inflation. Tarifvirkning for regionale net (132-150 kV) er derimod beregnet som den toneangivende lange byggeobligationsrente + 1 pct. (p.t. svarende til 6,7 pct.) i henhold til Bekendtgørelse 1520 af 23/12 2004.

12 Ved beregning af den samfundsøkonomiske omkostning er der indregnet et forvridningstab på 20 pct. af meromkostnin-gen ved kabler i forhold til luftledninger. Ved forvridningstab forstås samfundsøkonomisk tab ved forvridning i markeds-balancen som følge af meromkostningen ved kabler.

13 Niveauet for leveringssikkerhed er primært baseret på deterministiske analyser af systemtilstrækkelighed suppleret med

enkelte probabilistiske beregninger. Forskelle i "ikke leveret energi" er relativt små og vil sandsynligvis kunne imødegås ved en senere detailprojektering. Se i øvrigt afsnit 7.12.

14 Med teknisk realiserbarhed forstås en samlet vurdering af princippets tekniske risici samt muligheden for gennemførelse

af princippet inden for tidsrammen. Myndighedsbehandlingsmæssige risici er ikke vurderet under teknisk realiserbarhed. Se i øvrigt afsnit 7.13.


17

2.3.1 Robusthed Med udgangspunkt i Energinet.dk's fire scenarier15 er der foretaget en vurdering af de enkelte udbygningsprincippers fleksibilitet og robusthed i forhold til forskellige udviklinger af de omgiven-de faktorer, der påvirker investeringer i elnettet frem mod 2030. Tabel 3 viser vurderingen af princippernes anvendelighed i de fire scenarier. Blåvang

Høj miljø-prioritet Primært nationalt

fokus

Blueville Høj miljø-prioritet

Primært internationalt fokus

Greenville Lavere miljø-prioritet

Primært nationalt fokus

Grønnevang Lavere miljø-prioritet Primært internationalt

fokus

SUM

A -1 1 -1 2 1

B -1 1 1 2 3

C 1 2 2 1 6

D 2 2 2 -1 5

E 2 2 2 -1 5

F -1 -1 -1 1 -2

Tabel 3 Scenariebaseret robusthedssammenligning af principper. Score: -1 = ikke hensigts-mæssigt i scenariet; 1 = anvendeligt i scenariet; 2 = anvendeligt i scenariet og under-støtter scenariet.

Princip B, C, D og E opnår de højeste scorer. Princip C scorer lidt højere end B, D og E. Baggrun-den for dette er, at princip C er det mest fleksible af principperne. Princip C er således det eneste af principperne, som ikke vurderes som uhensigtsmæssigt i et eller flere scenarier.

2.4 Beregningsforudsætninger og udbygningsbehov Et robust eltransmissionsnet, både internt i Danmark og forbindelserne til de omkringliggende områder, giver betydelige samfundsøkonomiske gevinster. Gode udvekslingsmuligheder betyder, at elektriciteten kan produceres, hvor det er billigst, og forbruges, hvor værdien er størst. En stærk infrastruktur er med til at sikre et velfungerende marked, og med gode udvekslingsmulig-heder udvides markedsområdet. Dermed fremmes konkurrencen, og forsyningssikkerheden øges. Eltransmissionsnettet skal grundlæggende medvirke til at opfylde følgende krav: • opretholde forsyningssikkerheden • sikre velfungerende konkurrence på markedet for el • sikre optimal indpasning af vedvarende energi og øvrige energiformer • minimere miljøpåvirkning • skabe robusthed i forhold til fremtidige krav.

Den politiske målsætning er, at mindst 30 pct. af energiforbruget skal baseres på vedvarende energi i 2025, hvilket betyder, at ca. 50 pct. af elforbruget skal komme fra vedvarende energi. Incitamenterne i støttesystemet og markedet vil afgøre den fremtidige elproduktionsstruktur, det vil sige den konkrete effektbalance og sammensætning af havvind, landvind og øvrige centrale og decentrale produktionsenheder. Dette miks er en af de afgørende parametre for, hvilken net-udbygning der bliver behov for. Udbygning med havmøller er en af de største udfordringer for udviklingen af det sammenhæn-gende elsystem frem til 2025.

15 Fire scenariebeskrivelser af omverden i 2030 med varierende grad af national/international fokus og høj/lavere grad af

miljøfokus. Se i øvrigt afsnit 7.11.


18

I udvalgets analyser forudsættes en udbygning med 1.000 MW landvind, så der i alt er 4.000 MW i 2025 – svarende til forudsætningerne i regeringens energistrategi fra januar 2007.16 Tilsvaren-de forventes udbygning med havmøller til i alt 2.500 MW. I Havmølleudvalgets rapport "Fremti-dens havmølleplaceringer – 2025" fra april 2007 er de mulige havmølleplaceringer prioriteret, og disse prioriteringer er anvendt i udvalgets analyser (grundberegning). I grundberegningen er havmølleudbygningen efter etableringen af den planlagte Rødsand 2 hav-møllepark således udelukkende placeret i Vestdanmark. For at vurdere udbygningsprincippernes robusthed har udvalget desuden analyseret betydningen af at flytte tre havmølleparker fra Horns Rev i Vesterhavet til Kriegers Flak i Østersøen. Det øvrige produktionsapparat er i grundberegningen forudsat som angivet i Energistyrelsens basisfremskrivning fra januar 2007. Udbygningsprincipperne er tillige analyseret i forhold til en variant, hvor den centrale produktionskapacitet er forøget med 1.000 MW i både Øst- og Vest-danmark.17 I analyserne er anvendt en elforbrugsfremskrivning svarende til et samlet elforbrug på 35,6 TWh i 2025. Udvalget har analyseret belastningen i nettet og dermed behovet for at udbygge nettet ud fra to forskellige rammebetingelser, dels med og dels uden en udbygning af udvekslingsforbindelserne til udlandet samt mellem Øst- og Vestdanmark.

År 2015 År 2025

Rammebetingelse 0 Eksisterende net og udlandsforbin-delser 2007 samt Storebælt 1

Eksisterende net og udlandsforbin-delser 2007 samt Storebælt 1

Rammebetingelse 1 Som ovenfor + Skagerrak 4 (600 MW) + DKVest-Tyskland (2.000 MW)

Som ovenfor + Skagerrak 4 (600 MW) + Storebælt 2 (600 MW) + DKVest-Tyskland (2.500 MW)

Tabel 4 To antagelser om udvekslingsforbindelser.

2.4.1 Udbygningsbehovet Med disse antagelser om behovet for indpasning af vindkraft m.v. kan det beregnes, hvordan det eksisterende transmissionsnet vil blive belastet. Eltransmissionsnettet dimensioneres og drives i dag efter det såkaldte n-1 (n minus en) princip, der betyder, at driften af elsystemet skal kunne opretholdes ved et udfald af en vilkårlig netkomponent (ledning, transformer eller generator). Nedenstående figur viser, hvilke netstrækninger der overbelastes i tilfælde af en netmangel (n-1). Det er typisk i situationer, hvor der mangler en 400 kV- eller en 132 kV- og en 150 kV-ledning eller en transformer, og hvor der derfor skal overføres en større mængde elektrisk energi


MW nye havmøller i 2012, hvilket stort set stemmer overens med de i udvalgsarbejdet anvendte forudsætninger. 17 Energistyrelsen har efterfølgende medio januar 2008 offentliggjort en opdateret basisfremskrivning. Det har ikke været

muligt inden for den givne tidsramme at opdatere analyserne i henhold til denne basisfremskrivning. Det skal desuden bemærkes, at denne redegørelse ikke tager stilling til, hvilken konkret udvikling af elproduktionsappa-ratet, der er mest sandsynlig eller direkte nødvendig af hensyn til forsyningssikkerheden.


19

i det øvrige transmissionsnet. Disse situationer skal kunne håndteres til enhver tid og er derfor dimensionsgivende for eltransmissionsnettet.18

Figur 8 Overbelastninger i det eksisterende net ved n-1 med udbygning af udvekslingsforbin-delserne (rammebetingelse 1).

Analyserne viser, at i situationen med udbygning af udvekslingsforbindelserne Skagerrak 4, for-bindelsen mellem Jylland og Tyskland (2500 MW) og Storebælt 2 – svarende til rammebetingelse 1 – vil der i tilfælde af mangel af en betydende netkomponent være risiko for overbelastninger i det midtjyske transmissionsnet i ca. 94 pct. af årets timer. Disse overbelastninger skal i praksis undgås, idet der vil være stor risiko for systemnedbrud samt skader på ledninger og øvrige an-læg. På Sjælland vil det primært være 132 kV-nettet på Sydsjælland, der overbelastes i situationer med stort vindkraftproduktion. Denne vil i mange situationer overstige det lokale elforbrug. Disse overbelastninger kan elimineres ved mindre forstærkninger og opgradering af eksisterende 132 kV-luftledninger, som planlægges gennemført i forbindelse med nettilslutningen af Rødsand 2 havmølleparken. Analyserne viser således, at der er et behov for at forstærke det eksisterende eltransmissionsnet, når de politiske målsætninger om mere vindenergi i systemet skal imødekommes, uden at det får konsekvenser for forsyningssikkerheden. Vindenergien vil ikke kunne udnyttes fuldt ud uden en udbygning af elnettet. Det kan desuden konkluderes af analyserne, at udbygningen af forbindelser til nabo-områderne har stor betydning for belastningen af det nationale net. Hvis en eller flere af de antagne udbyg-

18 Der arbejdes i disse år på at udvikle modeller, der tager hensyn til sandsynligheden for, at disse beregnede situationer med overbelastning rent faktisk opstår, men beregningerne i denne rapport er baseret på n-1 princip-pet uden en vurdering af, om sandsynligheden for overbelastning er stor eller lille.


20

ninger ikke realiseres, vil det kunne have betydning for, hvordan eltransmissionsnettet kan opti-meres. 2.4.2 Andre virkemidler Ud over udbygning af eltransmissionsnettet findes der en række andre virkemidler, der kan med-virke til at løse de kommende udfordringer for eltransmissionsnettet. Det kan fx være etablering af store forbrugsenheder, som giver en stor afsætning af el i specifikke forbrugspunkter. Det kan være trykluftlagre eller elektrolyseanlæg til produktion af brint, som anvender elproduktionen tæt ved havmølleparkerne. Fx vil forbrugsbilledet i Vestjylland ændres markant ved en placering af et elektrolyseanlæg (600 MW) nær ved Endrup, hvor en stor effekt indfødes fra havmølleparker i Nordsøen. Da en stor del af forbruget dermed vil ligge nær indfødningspunktet, vil de interne netbegrænsninger i det vestjyske net blive tilsvarende reduceret. Andre tiltag, der øger elforbruget generelt, fx elbiler eller varmepumper, vil kunne understøtte det øgede behov for reguleringsmuligheder i et elsystem med meget vindkraft, men ændrer ikke væsentligt ved konklusionerne vedrørende udbygningsbehovet og dermed valget mellem de ana-lyserede udbygningsprincipper. Det ligger uden for Elinfrastrukturudvalgets kommissorium at foretage en detaljeret vurdering af de nævnte virkemidler, herunder deres rentabilitet og teknologiske modenhed. Her noteres det alene, at de alternative virkemidler indeholder et potentiale for at påvirke udbygningsbehovet for elinfrastrukturen. Der er således behov for yderligere at analysere disse virkemidlers potentialer og muligheder, – uanset hvilket princip der vælges for fremtidens elinfrastrukturudbygning.

2.5 Teknologierne og de teknologiske udfordringer Der findes to grundlæggende teknologier til transmission af strøm – jævnstrøm (DC) og veksel-strøm (AC).

2.5.1 Vekselstrøm Både i Danmark og i resten af verden er langt hovedparten af transmissionsnettet baseret på vekselstrøm i luftledninger. Denne løsning er under normale forhold både den teknisk mest enkle og samtidig den billigste teknologi til fremføring af store mængder elektrisk energi. Fordelen ved vekselstrøm er, at den i modsætning til jævnstrøm relativt enkelt kan transformeres op og ned mellem forskellige spændingsniveauer. Det muliggør, at strømmen så at sige kan "fyldes på" og "tappes" overalt i nettet, lige fra transmissionsniveauet (400 kV, 132 kV og 150 kV) over distri-butionsniveauet (60-10 kV) og til forsyning i husstande og virksomheder (230/400 V). Både vekselstrøm og jævnstrøm kan føres via luftledninger og via kabler i jorden. For veksel-strøm gælder dog, at der er en række tekniske udfordringer, når det gælder kabellægning på de høje spændingsniveauer (400 kV).

Vekselstrømskabler Udbredelsen af 400-500 kV-vekselstrømskabler til transmission på verdensplan er forholdsvis beskeden. De anvendes især over kortere strækninger i bymæssig bebyggelse og kun i relativt sjældne tilfælde i det åbne land. Der er i dag kun 250 km vekselstrømskabel på 400-500 kV-niveau i verden. Heraf er ca. en tred-jedel lagt i Danmark. Danmark er således blandt de førende i verden på kabellængde i vek-selstrømsnettet på dette spændingsniveau. Det længste kabel i Danmark er lagt i København. Det er i alt 20 km langt, men består af to sektioner, idet der er tilsluttet en station på halvvejen.


21

Det længste kabel på 400-500 kV-niveau i verden er lagt i Tokyo by, hvor et 40 km langt 500 kV-kabelanlæg fører energien ind mod centeret af byen fra et omkransende luftledningsnet. Ud over dette kabel på 500 kV har Tokyo by et omfattende kabelnet på 275 kV. Overspændinger og resonans – risiko for strømsvigt Når et 400 kV-kabel afbrydes, vil de store energimængder, som er lagret i kablet og i kabelstati-onerne, svinge frem og tilbage og medføre overspændinger. Installation af lange kabler eller et stort antal af kortere 400 kV-kabler i elsystemet vil bidrage til, at sådanne fænomener kan blive alvorlige. Overspændingerne kan blive meget store og derfor udgøre en risiko for, at andre komponenter udkobles. Dermed øges risikoen for strømafbrydelser. I teorien kan overspændinger minimeres ved installation af passende udstyr i stationer. Der er imidlertid ingen praktisk erfaring med at benytte sådant udstyr for 400 kV-kabler længere end 40 km. De systemmæssige udfordringer med lange vekselstrømskabler i et luftledningssystem er desu-den knyttet til det forhold, at vekselstrømskabler på høje spændinger sænker elsystemets så-kaldte egenfrekvens mærkbart. Dermed øges risikoen for, at der opstår resonanssvingninger i systemet. Resonanssvingninger er kritiske, fordi selv en ofte indtræffende hændelse – som fx udkobling af en afbryder – kan anslå resonanssvingningen, som så igen kan medføre, at andre komponenter på grund af høje og svingende spændinger skades eller udkobles. Når flere ledninger og genera-torer frakobler nettet ukontrollerbart, reduceres systemsikkerheden, og risikoen for strømafbry-delser er stor. Fænomenet med egenfrekvens og resonanssvingninger i elsystemet er fysisk set helt identisk med de fænomener, der kan optræde i forbindelse med fx broer eller maskiner, som pludselig og uden varsel "ryster" eller sættes i svingninger. Risikoen for resonanssvingninger er mere kritisk på 400 kV-niveau end på lavere spændingsni-veauer, hvilket skyldes, at 400 kV-nettet er elsystemets rygrad. Det sammenbinder hele det eu-ropæiske elsystem og sikrer en stærk og stabil spænding hos elforbrugeren. Hændelser på lavere spændingsniveauer "bringes på plads" af 400 kV-systemet. Hvis 400 kV-systemet bliver ustabilt, skal kræfterne til at sikre stabiliteten på ny komme fra 400 kV-systemet selv. Det må forventes, at det vil tage en årrække, før et større antal lange 400 kV-vekselstrømskabler kan bygges ind i det danske elnet. Der er ingen erfaringer i verden med meget lange veksel-strømskabler, og et eventuelt forsøg med én lang kabelstrækning i det danske elnet (60-100 km) vil blive verdens største kabelforsøg. Et landskabsmæssigt velovervejet og beregningsmæssigt godt analyseret projekt samt et længere forløb med indsamling af driftserfaring er derfor en af-gørende forudsætning for senere at kunne anvende flere vekselstrømskabler i elnettet.

2.5.2 Jævnstrøm Transmission med højspændt jævnstrøm (HVDC) anvendes normalt i de tilfælde, hvor veksel-strøm af tekniske eller andre årsager ikke kan bruges, fx til at forbinde vekselstrømssystemer, der ikke er synkrone, det vil sige ikke svinger i takt samt ved lange havkrydsninger. Eksempelvis er det jyske transmissionsnet forbundet med det norske og det svenske transmissionsnet ved flere jævnstrømsforbindelser, mens det østdanske elsystem er forbundet til Tyskland med jævn-strømsforbindelse. Den nye elektriske Storebæltsforbindelse vil ligeledes blive en jævnstrømsfor-bindelse, idet elsystemerne i Øst- og Vestdanmark ikke er synkrone.


22

HVDC-forbindelser er punkt til punkt-forbindelser, hvor der overføres effekt imellem omformer-stationer i forbindelsens endepunkter. Disse omformerstationer er store og omkostningstunge. Omformerstationerne omformer vekselstrøm til jævnstrøm og omvendt. Der anvendes i dag to forskellige teknologier til omformningen; klassisk HVDC, der omformer strømmen ved hjælp af såkaldte tyristorer, og ny HVDC, såkaldt VSC, baseret på såkaldte effekttransistorer. Ny HVDC-teknologi har en række fordele frem for den klassiske teknologi, men til gengæld har den større energitab i omformerstationerne. Klassisk HVDC er i dag etableret med en overføringskapacitet på op til 3.000 MW, mens VSC-teknologien markedsføres med en overføringskapacitet på 50 til 1.000 MW. Der er i dag ikke etableret ny HVDC-forbindelse med kapaciteter større end 350 MW. Svenska Kraftnät har dog i januar 2008 besluttet at etablere en 1.000 MW HVDC-forbindelse i Sydsverige, den såkaldte SydVästlänken. Forbindelsen forventes idriftsat i 2012/2013.

2.5.3 Anlægsomkostninger ved de forskellige teknologier For spændingsniveauer over 100 kV er luftledninger generelt billigere end kabler. Jo højere spændingsniveauet er, jo større er den prismæssige forskel mellem luftledninger og kabler. Vekselstrømsluftledninger har endvidere en væsentlig højere "medfødt" overføringskapacitet end kabler. Det betyder, at der fås betydeligt mere overføringskapacitet i et vekselstrømsnet med luftledninger end et tilsvarende net med kabler. Jævnstrømskabler er billigere end vekselstrømskabler ved samme overføringskapacitet. Til gen-gæld er de nødvendige omformerstationer væsentlig dyrere end vekselstrømsstationer. I Tabel 5 er vist eksempler på skønnede anlægsomkostninger ved at etablere en transmissions-forbindelse på ca. 600 MW ved de forskellige teknologier. Bemærk, at kapaciteten er 2.000 MW for luftledningen, da det er den typiske kapacitet for ét enkelt luftledningssystem på 400 kV.

400 kV vekselstrøm 400 kV jævnstrøm Teknologi

Luftledning Kabel Klassisk (kabel) Ny VSC (kabel)

Kapacitet 2.000 MW 600 MW 600 MW 550 MW

50 km 290 mio. kr. 515 mio. kr. 1.500 mio. kr. 1.400 mio. kr.

100 km 550 mio. kr. 990 mio. kr. 1.900 mio. kr. 1.675 mio. Kr.

200 km 1.050 mio. kr. 1.940 mio. kr. 2.600 mio. kr. 2.250 mio. kr.

Tabel 5 Prissammenligning for typiske størrelser af 400 kV-vekselstrømsluftledning og -kabel samt klassisk og ny jævnstrømsanlæg. Priserne er for et komplet anlæg (station og led-ning). Bemærk, at der er betydelig forskel på overføringskapaciteten ved de forskellige teknologier.

Generelt skal det bemærkes, at der er stor usikkerhed omkring den fremtidige prisudvikling for kabler. Udbuddet og antallet af leverandører er stærkt begrænset, og omkostningerne for kabel-baserede teknologier varierer derfor betydeligt med den aktuelle efterspørgsel på verdensmarke-det. Der findes fx kun tre udbydere af HVDC-stationsanlæg på verdensmarkedet. Det må dog antages, at en globalt stigende efterspørgsel på sigt vil medføre øget produktionskapacitet som følge af almindelige markedsmekanismer.


23

2.6 Miljøpåvirkning ved udbygningsprincipperne Et eltransmissionsanlægs påvirkninger på miljøet er af forskellig karakter og omfang. Miljøpara-metrene behandlet i dette arbejde omfatter de visuelle forhold, støjgener, og magnetfelter om-kring luftlednings- og kabelanlæg. Derudover er berørte ejendomme, landskaber og naturområ-der, samt kulturhistoriske lokaliteter analyseret ved brug af elektronisk kortmateriale. Udvalgets redegørelse af miljøpåvirkningerne består af: optælling af de områder, som tracéerne passerer i det eksisterende net kvantificering af den positive miljøpåvirkning ved at fjerne luftledninger og den negative mil-

jøpåvirkning ved kabellægning af det eksisterende luftledningstracé redegørelse for støj og visuelle gener ved anlæggene vurdering af de landskabelige påvirkninger ved udbygning af eltransmissionsanlægget redegørelse for påvirkninger på natur, dyr og planter beskrivelse af problematikken omkring magnetfelter.

Detaljerede beskrivelser af arbejdet kan læses i kapitel 5. Ved en normal planlægningsprocedure for anlæggelse af et nyt tracé udarbejdes detaljerede mil-jøundersøgelser, miljøvurderinger og eventuelt VVM-analyser. Miljøpåvirkninger forårsaget af de forskellige udbygningsprincipper er vanskelige at angive konkret, idet de angivne tracéforløb er foreløbige. Det er derfor alene muligt at vurdere miljøproblemstillingerne på et generelt plan. Diagrammerne nedenfor tjener primært til sammenligning af principperne. De absolutte tal angi-vet på figuren er estimater og behæftet med forholdsvis stor usikkerhed. På Figur 9 er antallet af ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger angivet for hvert udbygnings-princip. Antallet af berørte ejendomme er talt ud til 290 m fra 400 kV tracéer og ud til 190 m fra 132 kV- og 150 kV-tracéer19. For kabler er ejendommene optalt ud til 50 m for 132 kV- og 150 kV-tracéer og ud til 100 m for 400 kV-kabeltracéer.

0

2000

4000

6000

8000

10000stk

Ejendomme berørt af 400kV-luftledninger

A

EDCB F

Figur 9 Antal ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger. Optællingen af antal ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger i hvert enkelt princip viser, at stort set ingen ejendomme berøres ved en fuldstændig kabellægning som i Princip A. Princip E

19 Svarende til den gældende erstatningszone.


24

medfører, at nye 400 kV-forbindelser bygges som luftledninger, hvilket vil give ca. 700 flere be-rørte ejendomme end for de øvrige principper B, C, D og F. Antallet af ejendomme berørt af de eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledninger er optalt til ca. 11.500 ejendomme. Estimering af, hvor mange km tracé der passerer igennem forskellige landskabs- og naturområ-der i hvert udbygningsprincip, er angivet i Figur 10 nedenfor. Søjlediagrammerne viser, hvor stor en del af tracéet der gennemløber et område i hvert af udbygningsprincipperne. Diagrammet for "landskaber" viser, hvor mange km tracé der findes inden for de forskellige be-skyttelseslinjer ifølge naturbeskyttelsesloven. Det kan blandt andet omfatte kirkebeskyttelseslin-jer, skovbyggelinjer, sø- og åbeskyttelseslinjer osv. Ofte overlapper områderne, men i analysen er de kun talt med én gang. "Natur" angiver, hvor mange km tracé der findes i områder, som kan beskrives som EF-habitat- og fuglebeskyttelsesområder, § 3-områder (beskyttede naturtyper) og potentielle vådområder. Som ved "landskaber" er data optalt, så overlap undgås.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000km

Landskaber Natur Øvrige, primært landbrug

A

ED

CB

A

FEDCBAFED

CB

F

Figur 10 Kilometer 132 kV-, 150 kV- og 400 kV-tracé, der passerer forskellige områdetyper.

Figur 10 viser en generel tendens til, at et større areal benyttes til tracéanlæg fra Princip F mod Princip A, hvor det største areal er nødvendigt for transmissionsnettet. Især øvrige områder, primært landbrugsområder vil være berørt af nye anlæg. 2.7 Økonomisk sammenfatning af udbygningsprincipperne De beskrevne udbygnings- og kabellægningsprincipper er meget forskellige i forhold til påkrævet investeringsomfang. Valget af udbygningsprincip har desuden ganske stor betydning for drifts-omkostningerne til eltransmissionssystemet. Afsnittene herunder opsummerer og sammenligner de væsentligste økonomiske nøgletal for de seks udbygningsprincipper. Selv om de egentlige analyser kun strækker sig til 2025, er de økonomiske nøgletal vist frem til 2030/2031. Det skyldes, at det for flere af principperne er gældende, at det først er på dette


25

tidspunkt, at den fulde effekt kan ses20. Udbygningsprincip E er anvendt som reference, da dette princip svarer til den hidtil planlagte udbygningsplan for elnettet. De økonomiske nøgletal er for alle principperne angivet for rammebetingelse 1 med hensyn til udbygning med udvekslingsforbindelser, da en udbygning anses for væsentligt mere sandsynlig end rammebetingelse 0, hvor der ikke foretages yderligere udbygning af udlandsforbindelser frem til 2025.

2.7.1 Investeringsomkostninger for udbygningsprincipper Tabellen herunder viser de forventede akkumulerede investeringsomkostninger for realisering af hvert af udbygningsprincipperne. Som det fremgår, er investeringen i principperne A, B og C tidligst afsluttet i 2030.

Princip A Fuldstændig kabellægning

Princip B Nye 400 kV-for-

bindelser i kabler +

132/150 kV i kabler

Princip C Nye 400 kV-for-

bindelser i kabler og

nye master ved ét eksi-

sterende tracé +

132/150 kV i kabler

Princip D Nye 400 kV-for-

bindelser i luften, hvor der i forve-jen er luft-ledninger

Princip E Nye 400 kV-for-

bindelser i luften

Princip F Ingen ud-bygning af

elnettet

Samlet investering til 2025 mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr.

Investering 400 kV 24,4 8,1 5,6 3,8 2,5 0

Investering 132/150 kV 8,3 8,3 8,3 0,2 0,2 0

I alt frem til 2025 32,7 16,4 13,9 4,0 2,7 0

Samlet investering til 2030

Investering 400 kV 36,6 8,1 5,6 3,8 2,5 0

Investering 132/150 kV 11,5 11,5 11,5 0,2 0,2 0

I alt frem til 2030 48,1 19,6 17,1 4,0 2,7 0

Tabel 6 Investeringsomkostninger 2010-2030 mia. kr. (2008-priser). Omkostninger til udlands-forbindelser og ilandføringsanlæg for havmølleparker er ikke inkluderet i priserne.

Omkostningen til fuld kabellægning af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net indgår for princip-perne A til C, men det er også muligt at vælge dette til for de øvrige principper. Det ses af tabel-len, at prisen for at kabellægge hele det eksisterende 400 kV-net (1.100 km) er ca. 29 mia. kro-ner (36,6 – 8,1 mia. kr.). Prisen for at kabellægge hele 132 kV- og 150 kV-nettet (3.000 km) er ca. 11,5 mia. kroner. Den angivne omkostning for princip A er klart den største. Dette tal er usikkert og må betragtes som et minimum, da det endnu ikke er klart, hvilke supplerende investeringer der er nødvendige for at kunne drive et 400 kV-eltransmisionssystem udelukkende med jordkabler med en tilfreds-stillende leveringssikkerhed. Det forudsættes beregningsmæssigt, at en kabellægning er tilende-bragt i 2030, hvilket med nuværende viden ikke anses for realistisk.

20 For princip A vil en fuldstændig kabellægning af 400 kV-nettet ikke kunne gennemføres på under 30-40 år. Af hensyn til

sammenligningen med de øvrige principper er det i de økonomiske analyser antaget, at også princip A er gennemført i 2030.


26

2.7.2 Tarifvirkning for elforbrugerne Nedenstående tabel viser den forventede tarifvirkning af de forskellige udbygningsprincipper.

Tarifvirkning af principper deflateret til faste priser (øre/kWh) (investering og drift)

År


Princip B Nye 400 kV-forbindelser i

kabler + 132/150 kV i

kabler

Princip C Nye 400 kV-forbindelser i kabler og nye master ved ét eksisterende

tracé + 132/150 kV i

kabler

Princip D Nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor

der i forvejen er luftlednin-

ger

Princip E Nye 400 kV-forbindelser i

luften


elnettet

2015 0,5 1,2 0,8 0,3 0,3 1,0

2020 3,2 2,6 2,3 0,6 0,4 2,7

2025 6,2 3,3 3,0 0,7 0,5 4,4

2030 9,0 3,8 3,5 0,7 0,5 n.a.

2031 9,5 3,9 3,5 0,7 0,5 n.a.

Tabel 7 Forventet tarifvirkning for elforbrugerne (2008-priser).21

For princip A til E stammer tarifvirkningen hovedsageligt fra afskrivninger på nyinvesteringer i eltransmissionsnettet. Hvis man vælger et princip, der udelukkende indeholder kabler fremadret-tet, kan det som nævnt blive aktuelt at anvende jævnstrømsløsninger på udvalgte stræk i det interne eltransmissionsnet. Disse løsninger vil give ekstra omkostninger til dækning af de elektri-ske tab, der er i sådanne forbindelser. Det kan øge omkostningerne i forhold til, hvad der er an-givet i Tabel 7. For princip F stammer tarifvirkningen for forbrugerne primært fra markedstab på grund af det utilstrækkelige interne net. Disse vil i praksis – i henhold til de anvendte driftsprincipper – opstå som omkostninger for systemansvaret til at foretage beordrede ændringer af forbrug og produk-tion i elsystemet gennem såkaldt modhandel som følge af interne flaskehalse i nettet. Disse op-træder ikke i nævneværdigt omfang i forbindelse med de øvrige principper. 2.7.3 Samfundsøkonomisk omkostning I ovenstående afsnit er der givet en vurdering af de sandsynlige prisvirkninger for forbrugerne af de enkelte udbygningsprincipper. I tabellerne herunder præsenteres de samfundsøkonomiske omkostninger, der er beregnet efter sædvanlige samfundsøkonomiske analyseprincipper. Den væsentligste forskel er, at investeringerne her afdrages efter et annuitetsprincip, og at den samfundsøkonomiske diskonteringsrente på 6 pct. anvendes.

21 I denne fremstilling anvendes for 400 kV og 132 kV, der er ejet af systemansvaret, den sædvanlige afskrivningsprofil for

systemansvarets anlægsaktiver (serielån) samt antagelser om forventet kapitalomkostning (4,3 pct. og inflation (2 pct.). For 132 kV- og 150 kV-anlæg, der er ejet af transmissionsselskaberne, anvendes den toneangivende, lange byggeobliga-tionsrente + 1 pct. (p.t. svarende til 6,7 pct.).


27

Samfundsøkonomisk årlig omkostning af principper med reference til eksisterende retningslinjer – princip E

(mia. kr. pr. år) inkl. forvridningstab

År




kabler



kabler


der i forvejen er luftledninger


luften

Princip F Ingen udbyg-

ning af elnettet

2015 0,0 0,4 0,2 0,0 0,0 0,3

2020 1,4 1,1 0,8 0,1 0,0 1,0

2025 3,0 1,4 1,2 0,1 0,0 1,4

2030 4,7 1,8 1,5 0,1 0,0 n.a.

2031 5,0 1,8 1,6 0,1 0,0 n.a.

Tabel 8 Forventet samfundsøkonomisk omkostning pr. år.

Samlet økonomi for perio-den 2010-2025 (tilbagedi-skonteret til år 2010)

Princip A

Princip B

Princip C

Princip D

Princip E

Princip F

Investering og restvær-di 400 kV

mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr.

Ny 400 kV-transmission 15,8 7,1 4,5 3,2 2,2 0

Restlevetidsværdi i 2025 -10,8 -2,9 -2,1 -1,6 -1,1 0

Investering og restvær-di 132 kV og 150 kV

Investering og restværdi

132 kV og 150 kV

6,0 6,0 6,0 0,2 0,2 0

Restlevetid kabler i 2025 -3,5 -3,5 -3,5 -0,1 -0,1 0

Drift og vedligehold -0,06 -0,04 -0,02 0,02 0,02 0,00

Markedstab som følge af intern netbegrænsning

0,1 0 0 0 0 5,622

Samlet omkostning mia. kr. for periode ekskl. forvridningstab

7,6 6,7 4,9 1,7 1,2 5,6

Effekt af forvridningstab 1,3 1,1 0,7 0,1 0,0 0,0

Samlet samfundsøko-nomisk omkostning for periode

8,8 7,8 5,7 1,8 1,2 5,6

Samlet investering 2025 32,7 16,4 13,9 4,0 2,7 0,0

Tabel 9 Samlet samfundsøkonomi for perioden 2010-2025. Markedstabene som følge af be-grænsninger i det interne transmissionsnet er for principperne A-E beregnet til at være ubetydelige.

Det skal bemærkes, at miljømæssige effekter som fx landskab/visuelt miljø ikke er opgjort i kro-ner og øre og derfor ikke indgår i ovenstående på lige fod med øvrige gevinster og omkostninger.

22 Det beregnede markedstab er behæftet med forholdsvis stor usikkerhed og kan være lavere. Tallet er væsentligt afhæn-

gigt af de anvendte forudsætninger om prisforskel mellem Norden og Kontinentet.


28

I stedet er der anvendt generaliserede effektmål (cost effectiveness-analyse) til at kvantificere de miljømæssige effekter. 2.7.4 Følsomheder og varianter Der er foretaget en vurdering af følsomhed for investeringspriser og diskonteringsrente.

Følsomheds-element




kabler

Princip C Nye 400 kV-forbindelser i kabler og nye master ved ét eksiste-

rende tracé + 132/150 kV i

kabler



ger


luften

Princip F Ingen udbyg-ning af elnet-

tet

4 % diskonto 79 % 79 % 79 % 74 % 74 % 100 %

8 % diskonto 122 % 122 % 122 % 128 % 128 % 100 %

+25 % an-lægspris

125 % 125 % 125 % 123 % 121 % 100 %

Tabel 10 Vurdering af følsomheder for fremtidige krav til transmissionsnettet.

Derudover er der for at sikre den nødvendige robusthed over for usikkerheder omkring udviklin-gen af det samlede elsystem i forbindelse med analyse af de opstillede udbygningsmodeller fore-taget analyser med variation af udviklingen af de definerede randbetingelser. Særlig fokus er rettet mod etablering af alternative samarbejdsforbindelser til nabo-områderne samt udbygning af det indenlandske centrale produktionsapparat. Endeligt er konsekvenser for elnettet ved at udbygge med havmølleparker ved Kriegers Flak i stedet for udbygning ved Horns Rev undersøgt. Følgende overordnede konklusioner kan udledes af disse analyser: • Eventuel etablering af en 600 MW-jævnstrømsforbindelse mellem Jylland og Holland giver

ikke anledning til ændret udbygningsbehov for principperne.

• Generelt kan der ikke påvises behov for øget intern 400 kV-netudbygning ved etablering af ny central produktionskapacitet på eksisterende kraftværkspladser. Markedstabene som føl-ge af eventuelle begrænsninger i det interne transmissionsnet er for principperne A-E bereg-net til at være ubetydelige. Eventuelle markedstab ved flaskehalse til udlandet eller prispå-virkning er ikke analyseret. For udbygningsprincip F kan det dog konstateres, at markedstabet øges markant som følge af et utilstrækkeligt internt net, hvis den centrale produktionskapacitet forøges med 1.000 MW i både Øst- og Vestdanmark i forhold til forudsætningerne anvendt i grundberegningen.

• Etablering af havmølleparker ved Kriegers Flak (3 x 200 MW) som alternativ til Horns Rev vil ikke reducere 400 kV-udbygningen i Jylland. Etablering af havmølleparker i Østersøen stiller øgede krav til 400 kV-netudbygningen på Sjælland. Dette behov kan løses ved den nordlige 400 kV-ringforbindelse mellem Asnæsværket og Kyndbyværket.


29

3. Elinfrastrukturens opgaver Elinfrastrukturens overordnede opgaver er at opretholde forsyningssikkerheden, sikre indpasning af vedvarende energi og decentral produktion, samt at understøtte elmarkedets funktion bedst muligt. I dette afsnit beskrives disse opgaver, samt hvordan planlægningen af disse hensyn gen-nemføres i praksis.

Figur 11 De tre hensyn, der skal afvejes ved udbygning af eltransmissionsnettet.

3.1 Forsyningssikkerhed og beredskab Forsyningssikkerhed defineres som sandsynligheden for, at en elforbruger har strøm i kontakten, når forbrugeren ønsker at aftage el. Forsyningssikkerhed opdeles ofte i to forhold, der kan medvirke til, at forbrugeren ikke kan få strøm. 1. Det kan skyldes, at de produktionsanlæg og det eltransmissionsnet, der er til rådighed, ikke

kan levere den efterspurgte eleffekt. Denne del betegnes "Systemtilstrækkelighed". 2. Det kan skyldes, at elsystemet er blevet ustabilt og helt eller delvist kollapset som en følge af

fejl i systemet. Denne del betegnes "Systemsikkerhed". Et stærkt eltransmissionsnet er med til at forøge forsyningssikkerheden markant. Det skyldes især, at når mange produktionsanlæg i et større område forbindes med et eltransmissionsnet, kan de enkelte produktionsanlæg fungere som gensidig backup. Ved at forbinde mange forbruge-re via et eltransmissionsnet vil samtidigheden af forbrugene virke udglattende på det samlede forbrug. Dette er også med til at forøge forsyningssikkerheden. Der findes to principielt forskellige metoder til analyse og vurdering af forsyningssikkerheden – deterministiske og probabilistiske metoder. De deterministiske metoder er veletablerede og aner-kendte, mens anvendelsen af de probabilistiske metoder er under udvikling. I denne tekniske redegørelse er de deterministiske metoder anvendt som basis for beskrivelserne af udbygningsbehov og netdimensionering. Disse er suppleret med enkelte probabilistiske bereg-ninger for systemtilstrækkeligheden. Med ændringen af elforsyningsloven i sommeren 2004 er det nu eksplicit angivet, at der i forbin-delse med vurdering af behovet for etablering af transmissionsanlæg også indgår beredskabs-mæssige hensyn, herunder hensynet til at sikre øget robusthed og reduceret sårbarhed i eltransmissionssystemerne.


30

Beredskabsmæssige hensyn kan eksempelvis være, at eltransmissionsnet skal opbygges, så væ-sentlige transmissionsanlæg, fx samarbejdsforbindelser til nabo-områder eller forbindelser til større byområder, er indbyrdes uafhængige. Det vil sige, at udfald af et transmissionsanlæg ikke kan resultere i udfald af andre anlæg. Det kan fx indebære, at der så vidt muligt ikke skal etable-res for mange luftledningssystemer på samme masterække eller flere kabelsystemer i samme underjordiske korridor, men at der i stedet tilstræbes forskellige føringsveje for at reducere kon-sekvenserne af udfald. Tilsvarende er det en væsentlig beredskabsfaktor, hvilket koncept for stationerne der er valgt, fx at løsningen er robust med hensyn til sikkerheden for rådigheden af vitale netkomponenter. Beredskabsmæssige hensyn kan indebære store merudgifter i forhold til den billigste løsning. Generelt er det dog billigere at indarbejde sådanne hensyn i planlægningsfasen frem for at af-hjælpe uhensigtsmæssige forhold på et senere tidspunkt, hvor transmissionsanlægget er etable-ret. Ved selve dimensioneringen af det overordnede eltransmissionsnet anvendes en række dimensi-oneringsregler, hvor beredskabsmæssige hensyn tilgodeses gennem de valgte tekniske løsninger. 3.1.1 Driftssikkerhed Der er to helt basale, tekniske forudsætninger, der skal være opfyldt, for at samkørende el-systemer på vekselstrømsbasis kan fungere tilfredsstillende: 1. Der skal kontinuerligt være en præcis balance mellem elproduktionen og elforbruget. Det

sker i dag ved, at de centrale kraftværker i de respektive synkrone områder hele tiden måler den elektriske frekvens og regulerer produktionen i takt med, at frekvensen ændrer sig i for-hold til den ønskede. Konsekvensen af manglende tilpasning mellem forbrug og produktion er, at frekvensen kommer ud af kontrol i hele systemet. Det medfører overbelastninger i eltransmissionsnettet, og systemet kan bryde sammen.

2. Spændingen skal opretholdes. De store centrale kraftværker eller andre enheder skal konti-

nuert regulere spændingen på transmissionssystemet – såvel statisk som dynamisk. Konse-kvensen af manglende spændingsregulering er, at spændingen i delområder kommer ud af kontrol. Det kan starte en lavine-effekt, kaldet spændingskollaps, som kan få dele af el-systemet til at bryde sammen. Det var et spændingskollaps, der var årsagen til den omfat-tende strømafbrydelse i Sydsverige og på Sjælland i september 2003.

Et net, hvor spændingen og frekvensen kan opretholdes, er forudsætningen for sikker drift af et elsystem. Et veludbygget eltransmissionsnet muliggør, at produktionsanlæggenes reguleringsev-ne supplerer hinanden, og at samkørsel med nabosystemer giver store økonomiske, miljømæssi-ge og driftssikkerhedsmæssige fordele. Det er derfor vigtigt, at der bygges tilstrækkelig styrke ind i eltransmissionsnettet til, at variationer i transportmønstre, forskelligheder i produktionsfor-deling og diverse fejlsituationer kan håndteres på en måde, så alvorlige driftsforstyrrelser und-gås. I forbindelse med netdimensioneringen defineres randbetingelserne for den verden, elsystemet skal fungere i. Det vil sige forudsætninger om forbrug, produktion og udvekslinger med nabo-områderne. Forudsætningerne beskriver sandsynlige og repræsentative driftssituationer, hvori elsystemet skal kunne drives tilfredsstillende, selv om systemet bliver ramt af havari på vitale netkomponenter (ledninger eller transformere) og/eller produktionskapacitet. Ved selve dimensioneringen af det overordnede eltransmissionsnet anvendes en række dimensi-oneringsregler. Disse har til formål at sikre en høj forsyningssikkerhed for forbrugerne, en øko-


31

nomisk og miljømæssig optimal udnyttelse af produktionsapparatet, samarbejdsforbindelserne til nabo-områderne, samt at hindre spredning af fejl i ét netområde til øvrige netområder. 3.1.2 N-1 princippet Det danske eltransmissionsnet dimensioneres og drives i dag efter det såkaldte n-1 princip, der betyder, at driften af elsystemet skal kunne opretholdes ved et udfald af en vilkårlig netkompo-nent (ledning, transformer eller generator). I praksis betyder dette, at udfald af en enkelt net-komponent ikke må medføre overbelastning af netkomponenter eller give anledning til ustabilitet i elsystemet. N-1 princippet er det mest udbredte dimensionerings- og driftskriterium og anven-des fx i Norden (Nordel-samarbejdet) samt i Europa via UCTE-samarbejdet23. Da et eltransmissionsnet normalt er opbygget som et sammenmasket netværk bestående af flere parallelle forbindelser, vil den elektriske strøm løbe, "hvor det er nemmest". Det betyder, at en overvejende del af strømmen vil transporteres i det kraftige 400 kV-net og i 132 kV- og 150 kV-nettet, især hvor der lokalt sker stor effektindfødning, fx i nærheden af kraftværker og havmølle-parker. I et sammenmasket elsystem, bestående af flere parallelle forbindelser, vil der ved "intakt net" – det vil sige driftssituationer, hvor alle ledninger er til rådighed – ske en naturlig fordeling på alle ledninger. I tilfælde af fejl og dermed udkobling af en ledning vil den samme elektriske strøm fortsat skulle løbe i systemet, men da der mangler en forbindelse, skal de intakte forbindelser overføre en større strøm. Forbindelserne er dermed højere belastet. Dette er illustreret i Figur 12.

Figur 12 Eksempel på belastningsforhold ved ”intakt net” og ”n-1”.

I praksis betyder n-1 princippet, at der ikke må opstå for store overbelastninger i eltransmis-sionsnettet, hvis der sker udkobling af en vilkårlig netkomponent. En for stor overbelastning vil dels kunne medføre permanente skader på højspændingsanlæg, og dels true forsyningssikkerhe-den.24

23 Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity. 24 Den omfattende driftsforstyrrelse i Europa den 4. november 2006 er et eksempel på vigtigheden af korrekt anvendelse af

n-1 kriteriet. Årsagen til driftsforstyrrelsen var overbelastning og efterfølgende momentan udkobling af én tysk 400 kV-forbindelse. Udfaldet førte til kaskadeudkobling af transmissionslinjer ned igennem Europa, og nettet blev opdelt i tre iso-lerede områder.

Driftsforstyrrelsen betød, at mere end 15 mio. mennesker var uden strøm i Europa. Organisationen for systemansvarlige virksomheder i Europa, UCTE, anser driftsforstyrrelsen som den værste i organisationens historie.


32

For den daglige drift af eltransmissionsnettet betyder det, at højspændingskomponenter under normal drift ikke må belastes med mere end 100 pct. af den nominelle overføringskapacitet. Der skal efterlades en tilstrækkelig sikkerhedsmargin, så der ved udfald ikke opstår overbelastning. For at kunne forhindre kritiske overbelastninger sker der dagligt time for time-analyse og plan-lægning af driften af elsystemet, idet der løbende foretages beregninger af konsekvensen ved udfald af en vilkårlig netkomponent. Hvis der er risiko for overbelastning, søges denne fjernet fx ved reduceret udveksling med udlandet eller omfordeling af produktionen. 3.1.3 Driftsfleksibilitet Der udføres løbende revisioner, renoveringer og ombygninger i eltransmissionsnettet og produk-tionsapparatet. De udetider i eltransmissionsnettet, der er forbundet med disse arbejder, er for-skellige. Ved revisioner er udetiderne typisk meget korte – ofte 24-48 timer, og udetiderne ved renovering ligger på op til to dage pr. km. Ombygninger og etablering af nye anlæg kan derimod være langvarige. De økonomiske konsekvenser af udetider for transmissionsledninger er blevet mere synlige efter åbningen af markedet for el. For eksempel kan revisioner i nettet påvirke markedsprisen og/eller omkostningerne til specialregulering, modkøb m.m. Stigende udetid er imidlertid ikke ensbetydende med stigende påvirkning af markedet. Den ude-tid, som ikke begrænser handelskapaciteten, er markedet uvedkommende. Valg af tidspunkter for udetid har derfor ofte stor betydning for, i hvilken grad markedet påvirkes. Revisioner og renoveringer i eltransmissionsnettet planlægges, så der kan opretholdes en optimal forsyningssikkerhed samtidig med, at mulighederne for at udnytte fordelene ved den grænse-overskridende elhandel kan opretholdes bedst muligt Ved valg af fremtidige netstrukturer og teknologier skal der sikres en acceptabel balance mellem behovet og muligheden for renovering/revision og den daglige drift af nettet og dermed forsy-ningssikkerheden. Renoveringsbehovet skal være indbygget i den langsigtede netplanlægning, mens revisionsplanen skal være indbygget i driftsplanlægningen på det korte sigt. 3.2 Marked Den markedsbaserede udveksling af elektricitet er en forudsætning for, at elektriciteten til enhver tid produceres, hvor det er billigst, og forbruges, hvor den har størst værdi. Den markedsbestem-te udveksling af energi værdisætter i praksis den elektriske infrastruktur ved at realisere gevin-sterne ved samhandel. Danmarks geografiske placering mellem det vandkraftbaserede system i Norden og det termiske system på det europæiske kontinent betyder, at der ofte kan hentes betydelige fordele ved ud-veksling gennem det danske eltransmissionsnet. De kraftige samarbejdsforbindelser til nabo-områderne er tillige en væsentlig forudsætning for sikker drift af det nuværende elsystem med stor andel af uregulerbar vindkraft og kraftvarme.

3.2.1 Kriterier for udbygning af samarbejdsforbindelser Når overføringskapaciteten mellem anmeldelsesområder inden for Norden eller på grænsen ud af det sammenhængende nordiske markedsområde ikke fuldt ud kan honorere markedets efter-spørgsel, opstår der en handelsgevinst (flaskehalsindtægt) på forbindelserne. Denne gevinst op-samles hos Nord Pool Spot, der af de systemansvarlige virksomheder i Norden har fået overdra-


33

get råderetten over udvekslingskapaciteten mellem områderne. Gevinsten tilbagebetales til de systemansvarlige virksomheder, der har stillet kapaciteten til rådighed. Værdien af en enheds ekstra kapacitet svarer netop til forskellen mellem priserne i de to områ-der. Det betyder, at prisforskellen viser den marginale nytte og dermed betalingsvilligheden for kapacitet. Størrelsen på overføringskapaciteten er teoretisk set optimal i netop det punkt, hvor den marginale betalingsvillighed er lig med den marginale kapacitetsomkostning. Hvis flaskehalsindtægterne overstiger omkostningerne ved at tilvejebringe en given kapacitet, er det under alle omstændigheder fordelagtigt at tilvejebringe kapaciteten. I nogle tilfælde vil den optimale kapacitet ikke altid kunne finansieres alene af flaskehalsindtægter. I disse tilfælde vil det være samfundsøkonomisk fordelagtigt at medfinansiere kapaciteten fx med tarifindtægter fra elforbrug eller elproduktion. Værdier fra udveksling af systemtjenester og øget forsyningssikker-hed skal endvidere tillægges nyttesiden, når det endelige samfundsøkonomiske optimum skal findes. Det betyder dog langt fra, at det altid er samfundsøkonomisk fordelagtigt at fjerne alle flaskehalse i eltransmissionssystemet.

3.2.2 Teknologivalgets betydning for kapacitetsoptimum Målt pr. MW overføringsevne er kabellægning af eltransmissionssystemet betragteligt dyrere end traditionelle luftledninger. En øget overgang til jordkabler vil derfor teoretisk set påvirke det fremtidige kapacitetsoptimum i eltransmissionsnettet. Som vist i Figur 13 herunder mindskes den optimale kapacitet naturligt, hvis kapacitetsomkostningen stiger. Kr./MWh/h

Prisforskel , PHøj - PLav

Marginal kapacitets-omkostning luftledning

Prisforskel , PHøj - PLav

C*luftC*jord

Marginal kapacitets-omkostning jordkabel

Overførings-evne, MW

Figur 13 Optimal overføringsevne ved kabler i forhold til luftledninger.

I figuren er den optimale kapacitet ved anvendelse af luftledninger omdøbt til C*luft, og en ny højereliggende marginal kapacitetsomkostningslinje, der skal repræsentere kapacitetsomkostnin-gen ved jordkabler, er introduceret. Det ses, at dette giver en lavere optimal kapacitet svarende til C*jord. Det er ikke overraskende, da nytten af forbindelsen givet ved prisforskelskurven jo ikke er ændret. I de konkrete analyser har Elinfrastrukturudvalget dog valgt at lægge sammenlignelige krav til markedsbetjening til grund.


34

Derfor er der udbygningsprincipperne A til E valgt en udbygning, der ikke giver anledning til in-terne flaskehalse i henholdsvis det øst- og vestdanske eltransmissionssystem i et betydende om-fang25.

3.2.3 Håndtering af begrænsninger i overføringskapaciteten I den nordiske markedsmodel opgøres handelskapaciteten time for time mellem Nord Pool Spots anmeldelsesområder. Flaskehalse i eltransmissionsnettet indenfor et anmeldelsesområde kan principielt håndteres på tre måder på kort sigt, mens der på længere sigt desuden er muligt at foretage en udbygning af transmissionskapaciteten. Disse tre metoder er:

• Oprettelse af flere (nye) anmeldelsesområder • Modhandel • Flytning af flaskehalse til grænsen.

De to førstnævnte metoder er begge markedsmæssige metoder til håndtering af flaskehalse, mens den sidste metode er en ikke-markedsbaseret metode. Det er i blandt de nordiske systemoperatører i Nordel konkluderet, at strukturelle flaskehalse skal håndteres gennem oprettelse af anmeldelsesområder, mens temporære flaskehalse skal håndte-res ved hjælp af modhandel. Flytning af flaskehalse karakteriseres som ikke-markedsbaseret, da den ikke sikrer, at produktionen tilrettelægges under hensyntagen til omkostningsminimering. Desuden diskriminerer metoden mellem indenlandsk og udenlandsk forbrug. Internt er Danmark inddelt i to prisområder: Vest-DK og Øst-DK, og nettet er udbygget, så der ikke er interne flaskehalse indenfor prisområderne. En udbygning af transmissionskapaciteten bør dog altid afvejes op imod den markedsmæssige værdi af denne kapacitet. Hvis det ved konkrete beregninger på det fremtidige eltransmissionssystem viser sig, at der vil være flaskehalse af strukturel karakter – det vil sige ofte optrædende – i det interne vestdanske transmissionsnet synes den eneste løsning være at undersøge, om disse kan elimineres ved in-troduktion af nye anmeldelsesområder. Det er uklart, om indførelse af et ekstra anmeldelsesom-råde i Vestdanmark vil være muligt på kort sigt. Man kan dog som udgangspunkt med god ret vurdere, at de mest naturlige flaskehalse for det vestdanske eltransmissionssystem vil ligge på grænserne mod nabo-områder og ikke internt i systemet. Dette skyldes for det første, at omkostningen med at udbygge med HVDC-teknologi (højspændt jævnstrøm) er højere end for en udbygning af AC-net (vekselstrømsforbindelser). Det vil betyde, at Storebæltsforbindelsen og forbindelserne fra Jylland til Norge og Sverige er naturlige flaskehalse. For det andet er det naturligt, at der findes en flaskehals på grænsen mellem Jylland og Tysk-land, da integrationen med dette markedsområde stadig er mindre end mod Norden. Set i forhold til markedets funktion – herunder en stabil prisdannelse og en reduktion i muligheden for, at producenter kan misbruge dominerende positioner – bør det analyseres nøje, om det er optimalt at have så små prisområder, som resultatet af en opdeling af Jylland vil blive. På samme vis vil Østdanmark være et naturligt samlet anmeldelsesområde på grund af den nød-vendige anvendelse af HVDC-teknologi mod Jylland/Fyn og Tyskland. I mange timer vil tilknyt-

25 Undtaget dog princip F, hvor der ikke antages gennemført udbygning af det interne eltransmissionssystem.


35

ningen til Sverige dog sandsynligvis være så stærk, at der vil være fælles pris i Østdanmark og Sverige. 3.3 Indpasning af vedvarende energi Tilslutning og indpasning af vindkraft fra havmøller og landmøller er en af de største udfordringer for elinfrastrukturen. Havmølleudvalgets rapport "Fremtidens Havmølleplaceringer – 2025", april 2007, beskriver i alt 23 mulige placeringer for fremtidige havmølleparker. En betydelig andel af de fremtidige havmøl-leparker forventes etableret langs den jyske vestkyst samt i mindre grad i Østersøen og i de in-dre farvande. Ud over krav om et stærkt eltransmissionsnet stiller store mængder vindkraft krav til det øvrige elsystem i form af behov for systemydelser, herunder regulerkraft, som leveres fra centrale og decentrale kraftværker. Indpasning af flere havmølleparker i det danske elsystem vil kunne redu-cere det forretningsmæssige grundlag for de centrale og decentrale kraftværker og dermed for-trænge disse enheder fra markedet. Det stiller krav om, at de systembærende egenskaber hos disse kraftværker skaffes på andre enheder eller via samarbejdsforbindelserne til nabo-områderne.


36

4. Teknologierne I dette afsnit beskrives luftledningsteknologien samt jævnstrøms- og vekselstrømskabler. På jævnstrømssiden beskrives både konventionel HVDC-teknologi og den nye HVDC VSC-teknologi. Desuden beskrives på vekselstrømssiden Energinet.dk's udviklingsindsats med hensyn til lange 400 kV-vekselstrømskabler i elnettet. Fordelen ved vekselstrøm er, at den i modsætning til jævnstrøm relativt enkelt kan transforme-res op og ned mellem forskellige spændingsniveauer. Det muliggør, at strømmen så at sige kan "påfyldes" og "tappes" overalt i nettet, lige fra transmissionsniveauet (400 kV og 132 kV og 150 kV) over distributionsniveauet (60-10 kV) og til forsyning i husstande m.v. (230/400 V). Jævnstrøm (HVDC) anvendes i dag næsten udelukkende til at forbinde vekselstrømssystemer, der ikke er synkrone, det vil sige ikke svinger i takt, samt ved lange havkrydsninger. Både vekselstrøm og jævnstrøm kan føres via luftledninger og via kabler i jorden. For veksel-strøm gælder dog, at der er en række tekniske udfordringer, når det gælder kabellægning på de høje spændingsniveauer (400 kV). Det betyder, at udbredelsen af vekselstrømskabler til transmission på verdensplan er forholdsvis beskeden. De anvendes især over kortere strækninger i bymæssig bebyggelse og kun i relativt sjældne tilfælde i det åbne land. 4.1 Vekselstrøm (AC)

4.1.1 Luftledninger Både i Danmark og i resten af verden er langt hovedparten af transmissionsnettet baseret på vekselstrøm i luftledninger, idet denne løsning under normale forhold både er den teknisk set mest enkle og samtidig den billigste teknologi til fremføring af store mængder elektrisk energi.

4.1.2 Kabler Der er i dag kun 250 km vekselstrømskabel på 400-500 kV niveau i verden. Heraf er ca. en tred-jedel lagt i Danmark. Danmark er således blandt de førende i verden på kabellængde (400 kV) i vekselstrømsnettet. Det længste kabel i Danmark er lagt i København. Det er i alt 20 km langt, men består af to sektioner, idet der er tilsluttet en station (Avedøre) på halvvejen. Det længste kabel på 400-500 kV-niveau i verden er lagt i Tokyo by, hvor et 40 km langt 500 kV- kabelanlæg fører energien ind mod centeret af byen fra et omkransende luftledningsnet. Den fysiske konstruktion af kabler og luftledninger giver forskellige egenskaber med hensyn til overføringskapacitet. På 132 kV- og 150 kV-niveau vil et luftledningssystem generelt have større overføringskapacitet end ét kabelsystem, men i mange tilfælde er det alligevel muligt at "nøjes" med ét kabelsystem pr. luftledningssystem. På 400 kV-niveau vokser forskellen mellem, hvad et kabelsystem kan overføre i forhold til et luftledningssystem, betragteligt.

Overspændinger og resonans – risiko for strømsvigt Når et 400 kV-kabel afbrydes, vil de store energimængder, som er lagret i kablet og i kabelstati-onerne, svinge frem og tilbage og medføre overspændinger. Installation af lange kabler eller et stort antal af kortere 400 kV-kabler i elsystemet vil bidrage til, at sådanne fænomener kan blive alvorlige. Overspændingerne kan blive meget store og derfor udgøre en risiko for, at andre komponenter udkobles. Dermed øges risikoen for strømafbrydelser.


37

I teorien kan overspændinger minimeres ved installation af passende udstyr i stationer. Der er imidlertid ingen praktisk erfaring med at benytte sådant udstyr for 400 kV-kabler længere end 40 km. De systemmæssige udfordringer med lange vekselstrømskabler i et luftledningssystem er desu-den knyttet til det forhold, at vekselstrømskabler på høje spændinger sænker elsystemets så-kaldte egenfrekvens mærkbart. Dermed øges risikoen for, at der opstår resonanssvingninger i systemet. Resonanssvingninger er kritiske, fordi selv en ofte indtræffende hændelse – som fx udkobling af en afbryder – kan anslå resonanssvingningen, som så igen kan medføre, at andre komponenter på grund af høje og svingende spændinger skades eller udkobles. Når flere ledninger og genera-torer frakobler nettet ukontrollerbart, bliver systemsikkerheden sårbar, og risikoen for strømaf-brydelser er stor. Fænomenet med egenfrekvens og resonanssvingninger i elsystemet er fysisk set helt identisk med de fænomener, der kan optræde i forbindelse med fx broer eller maskiner, som pludselig og uden varsel "ryster" eller sættes i svingninger. Risikoen for resonanssvingninger er mere kritisk på 400 kV-niveau end på lavere spændingsni-veauer, hvilket skyldes, at 400 kV-nettet er elsystemets rygrad. Det sammenbinder hele det eu-ropæiske elsystem og sikrer en stærk og stabil spænding hos elforbrugeren. Hændelser på lavere spændingsniveauer "bringes på plads" af 400 kV-systemet. Hvis 400 kV-systemet bliver ustabilt, skal kræfterne til at sikre stabiliteten på ny komme fra 400 kV-systemet selv. Det må forventes, at det vil tage en årrække, før et større antal lange 400 kV-vekselstrømskabler kan bygges ind i det danske elnet. Der er ingen erfaringer i verden med meget lange veksel-strømskabler, og et eventuelt forsøg med én lang kabelstrækning i det danske elnet (60-100 km) vil blive verdens største kabelforsøg. Et landskabsmæssigt velovervejet og beregningsmæssigt godt analyseret projekt samt et længere prøveforløb med indsamling af driftserfaring er derfor en afgørende forudsætning for senere at kunne anvende flere vekselstrømskabler i elnettet.

4.2 Jævnstrøm (HVDC)

4.2.1 Anvendelse Transmission med højspændt jævnstrøm (HVDC) anvendes normalt i de tilfælde, hvor veksel-strøm af tekniske eller andre årsager ikke kan bruges, fx til at forbinde vekselstrømssystemer, der ikke er synkrone, det vil sige ikke svinger i takt, samt ved lange havkrydsninger. Eksempelvis er det jyske transmissionsnet forbundet med det norske og svenske transmissionsnet ved flere jævnstrømsforbindelser, mens det østdanske elsystem er forbundet til Tyskland med jævn-strømsforbindelse. Den nye elektriske Storebæltsforbindelse vil ligeledes blive en jævnstrømsfor-bindelse, idet elsystemerne i Øst- og Vestdanmark ikke er synkrone. HVDC-forbindelser er punkt til punkt-forbindelser, hvor der overføres effekt imellem omformer-stationer i forbindelsens endepunkter. Disse omformerstationer er store og omkostningstunge. I modsætning til en vekselstrømsforbindelse kan den effekt, der overføres i en jævnstrømsfor-bindelse, reguleres, og en HVDC-forbindelse kan derfor benyttes til at stabilisere nettet. Jævn-strømskabler har i modsætning til vekselstrømskabler ikke behov for at blive kompenseret med kabelstationer.


38

4.2.2 Klassisk og ny HVDC-teknik Omformerstationerne omformer vekselstrøm til jævnstrøm og omvendt. Der anvendes i dag to forskellige teknologier til omformningen; klassisk HVDC, der omformer strømmen ved hjælp af såkaldte tyristorer, og ny HVDC (VSC) baseret på såkaldte effekttransistorer. Ny HVDC-teknologi har en række fordele, fx kontrollerbarhed, frem for den klassiske teknologi, men til gengæld har den større energitab i omformerstationerne. Klassisk HVDC er etableret med en overføringskapacitet på op til 3.000 MW, mens VSC-teknologien markedsføres med en overføringskapacitet på 50 til 1.000 MW. Der er i dag ikke etableret ny HVDC med kapaciteter større end 350 MW. Svenska Kraftnät har dog i januar 2008 besluttet at etablere en 1.000 MW HVDC-forbindelse i Sydsverige, den såkaldte SydVästlänken. Forbindelsen forventes idriftsat i 2012/2013. HVDC-kabler er billigere end AC-kabler for samme overføringskapacitet. Til gengæld er HVDC-stationer væsentlig dyrere end AC-stationer. Designlevetiden for et HVDC-anlæg er 30 år, men driftserfaringer har vist, at levetiden er over 40 år. For AC-kabler er den garanterede levetid 30 år, og da der ikke er de store erfaringer med kablers levetid, er de 30 år også anvendt som den forventede levetid.

4.3 Anlægsomkostninger ved de forskellige teknologier For spændingsniveauer over 100 kV er luftledninger generelt billigere end kabler. Jo højere spændingsniveauet er, jo større er den prismæssige forskel mellem luftledninger og kabler. Vekselstrømsluftledninger har endvidere en væsentlig højere "medfødt" overføringskapacitet end kabler. Det betyder, at der fås betydeligt mere overføringskapacitet i et vekselstrømsnet med luftledninger end et tilsvarende net med kabler. Jævnstrømskabler er billigere end vekselstrømskabler ved samme overføringskapacitet. Til gen-gæld er de nødvendige omformerstationer væsentlig dyrere end vekselstrømsstationer. I Tabel 11 er vist eksempler på skønnede anlægsomkostninger ved at etablere en transmissions-forbindelse på ca. 600 MW ved de forskellige teknologier. Bemærk, at kapaciteten er 2.000 MW for luftledningen, da det er den typiske kapacitet for ét enkelt luftledningssystem på 400 kV.

400 kV vekselstrøm 400 kV jævnstrøm Teknologi

Luftledning Kabel Klassisk (kabel) Ny VSC (kabel)

Kapacitet 2.000 MW 600 MW 600 MW 550 MW

50 km 290 mio. kr. 515 mio. kr. 1.500 mio. kr. 1.400 mio. kr.

100 km 550 mio. kr. 990 mio. kr. 1.900 mio. kr. 1.675 mio. Kr.

200 km 1.050 mio. kr. 1.940 mio. kr. 2.600 mio. kr. 2.250 mio. kr.

Tabel 11 Prissammenligning, 400 kV-vekselstrømsluftledning og -kabel samt klassisk og ny jævnstrømsanlæg. Priserne er for et komplet anlæg (station og ledning). Bemærk, at der er betydelig forskel på overføringskapaciteten ved de forskellige teknologier.

Generelt skal det bemærkes, at der er stor usikkerhed omkring den fremtidige prisudvikling for kabler og HVDC-stationsanlæg. Udbuddet og antallet af leverandører er stærkt begrænset, og omkostningerne for kabelbaserede teknologier varierer derfor betydeligt med den aktuelle efter-


39

spørgsel på verdensmarkedet. Der findes fx kun tre udbydere af HVDC-stationsanlæg på ver-densmarkedet. Se afsnit 4.5 om kabelmarkedet.

4.4 Tekniske egenskaber og udfordringer for luftlednings-, AC- og DC-kabelanlæg I nedenstående tabel er vist en overordnet oversigt over og sammenligning af de tekniske og driftsmæssige forhold for henholdsvis vekselstrømsluftledninger, vekselstrømskabler og jævn-strømskabler.

Vekselstrøm Jævnstrøm

Luftledninger Kabler Kabler

Visuelle for-hold

Master og luftledninger er synlige i landskabet. Der er udviklet en ny, lavere 400 kV-mast (Eagle), som kan tages i anvendelse ved nye anlæg. En ny, endnu lavere 400 kV-fibermast – kan færdigudvik-les indenfor fem år.

Usynlige i landskabet, dog ar efter nedgravning i særligt følsomme landskaber. Der skal etableres kabelstati-oner for hver 30-40 km.

Usynlige i landskabet, dog ar efter nedgravning i særligt følsomme landskaber. Omformerstationer er større end vekselstrømsstationer.

Transport af effekt

På 132 kV- og 150 kV-niveau har ét luftledningssystem generelt større overførings-kapacitet end ét kabelsy-stem. I mange tilfælde er det dog muligt at nøjes med ét kabelsystem pr. luftlednings-system. På 400 kV-niveau vokser forskellen mellem, hvad et kabelsystem kan overføre i forhold til et luftledningssy-stem, betragteligt. Det er derfor ofte nødvendigt med flere kabelsystemer pr. luft-ledningssystem.

Har ikke som luftledninger ekstra reserver indbygget. Kan, modsat luftledninger, overbelastes i kortere perio-der, uden at dette ødelægger kablet.

Kan være en fordel ved transport af store energi-mængder over lange afstan-de, hvor luftledninger eller vekselstrøm ikke kan anven-des.

Mulighed for opgradering af kapacitet

Kapacitet for eksisterende luftledninger kan i visse tilfælde opgraderes ved for-øgelse af mastens højde (skamler). Ligeledes kan eksisterende luftledninger opgraderes ved anvendelse af højtemperaturledere, hvormed kapaciteten kan forøges.

Kræver nyt kabel Kræver nyt kabel. Et eksiste-rende monopolanlæg kan dog med nye konvertere og kabelanlæg opgraderes til en bi-pol.

Energitab Høj belastning øger tab, men det er sjældent, at anlægge-ne udnyttes til grænsen.

Ved høj belastning er tabene typisk mindre i veksel-strømskabel end i tilsvarende luftledningsanlæg. De tilsluttede reaktorer til kompensering vil dog give anledning til en væsentlig forøgelse af de samlede energitab.

Små tab i jævnstrømskabler, men betydeligt energitab i de tilhørende omformerstationer – størst i de nye HVDC VSC- anlæg.


40

Vekselstrøm Jævnstrøm

Luftledninger Kabler Kabler

Rådighed Relativt høj rådighed og hurtig reparation ved fejl.

Færre fejl end for luftlednin-ger, men lange udetider ved reparation. Samlet rådighed som for luftledninger.

Færre fejl end for luftlednin-ger, men lange udetider ved reparation. Samlet rådighed som for luftledninger. Grundet de mere komplekse jævnstrømsstationer er rå-digheden lavere på et jævn-strømssystem end et veksel-strømssystem

Kompense-ring af reak-

tiv effekt26

Normalt intet behov for kompensering.

400 kV-vekselstrømskabler skal kompenseres for reaktiv effekt med kabelstationer for hver 30-40 km. 132-150 kV-kabler kompen-seres efter behov i eksiste-rende transformerstationer.

Ikke nødvendigt. Ny HVDC VSC-teknologi kan derimod anvendes til at leve-re reaktiv effekt til det øvrige transmissionsnet og således virke stabiliserende.

Spændings-forhold

Lange kabler øger risikoen for strømudfald på grund af resonanssvingninger. Se afsnit 4.6.1.

Med hensyn til spændings-stabilitet kan HVDC VSC anvendes til at stabilisere forholdene, hvis der er et svagt vekselstrømsnet.

Belastnings-fordeling

Sjældent problemer med belastningsfordeling.

Samspil mellem 400 kV-luftledninger og veksel-strømskabler kan kræve tværspændingstransformato-rer for at styre strømmen.

Gode reguleringsegenskaber, idet den effekt, der overføres i en jævnstrømsforbindelse, kan styres. En jævnstrøms-forbindelse kan derfor benyt-tes til at stabilisere eltransmissionsnettet.

Tabel 12 Tekniske egenskaber og udfordringer ved vekselstrøm og jævnstrøm. Ovenstående oplysninger gælder for anlæg på land. For offshoreanlæg gælder særlige forhold.

4.5 Kabelmarkedet Markedet for kabler til elforsyningsnettet spænder helt fra de mange relativt enkle kabler, der lægges i parcelhuskvarterer, til de teknisk set mere avancerede højspændingskabler, som bruges i eltransmissionsnettet. Kabelmarkedet under 100 kV er præget af stort volumen og anvendelse af hyldevarer. Kabel-markedet over 100 kV er præget af store udsving i produktionsmængde og anvendelse af indivi-duelt "skræddersyede" løsninger. Et enkelt, stort kabelprojekt, som fx søkabelforbindelsen mel-lem Norge og Holland lægger således beslag på en stor del af den samlede produktionskapacitet for avancerede kabler til eltransmissionsnettet i 2-3 år. Ikke alle kabelproducenter kan producere de avancerede højspændingskabler, mens alle kabel-producenter kan producere kabler til lavere spændingsniveauer. Producenterne vil naturligvis fastlægge deres produktionsstrategier og priser, så indtjeningen på produktionslinjerne maksime-res. Produktionskapaciteten for avancerede kabler er altså ikke en entydig størrelse. Hvis der er større gevinst ved at producere kabler til lavere spændinger, vil de avancerede produktionslinjer blive allokeret til dette. Er markedet interessant, vil der naturligvis blive bygget flere produkti-

26 Reaktiv effekt beslaglægges kapacitet i elnettet.


41

onslinjer, men det tager 2-3 år at få igangsat en ny produktionslinje for avancerede højspæn-dingskabler. CRU Strategies, London, har for Energinet.dk gennemført en markedsundersøgelse vedrørende produktionskapacitet og efterspørgsel på verdensplan for avancerede elkabler over 100 kV i peri-oden frem til 2017. Markedsundersøgelsen er opdelt på såvel verdensdele som forskellige kabel-typer.

4.5.1 Markedsundersøgelsen set i relation til principperne I relation til principperne (princip A, B og C samt eventuelt kabelhandlingsplan for 132 kV- og 150 kV-nettet) er markedssituationen for 400 kV- samt 132 kV- og 150 kV-vekselstrømskabler på land den vigtigste parameter. Generelt forudses det, at efterspørgslen efter disse kabler stiger med ca. 50 pct. frem mod 2017, og at produktionskapaciteten har mulighed for løbende at blive bygget op til dette niveau uden dramatiske prisændringer som følge heraf. Der er kun meget få leverandører af 400 kV-vekselstrømskabler i verden, hvoraf hovedparten findes i Europa. Kontrakter med leverandører skal derfor indgås flere år i forvejen, så der er sik-kerhed for, at kablerne kan leveres. Markedsundersøgelse viser, at den totale produktionskapacitet for 400 kV-kabler i Europa pr. år ca. svarer til 100 km 400 kV-kabel. Skal der i løbet af kort tid anlægges en 100 km lang 400 kV-kabelforbindelse, betyder det, at Danmark kommer til at lægge beslag på den samlede produkti-onskapacitet i Europa i ét år. Dette er næppe realistisk og vil under alle omstændigheder være forbundet med høje omkostninger. En ordre her og nu betyder derfor i praksis, at produktionen må strækkes over mere end 1 år. En ambitiøs dansk kabelhandlingsplan for 132 kV- og 150 kV-nettet vil skulle konkurrere om den eksisterende produktionskapacitet i verden og må derfor forventes også at smitte af på udbuddet af 400 kV-kabelproduktionskapacitet. Generelt må det dog antages, at en globalt stigende efter-spørgsel på kabler vil medføre øget produktionskapacitet som følge af almindelige markedsmeka-nismer.

4.6 400 kV-vekselstrømskabler i transmissionsnettet – den fremadrettede ind-sats 4.6.1 Aktuelle problemstillinger Stationære spændingsforhold Kablers kondensatorvirkning i nettet medfører, at der kan optræde spændingsstigninger i nettet, som ikke finder sted i et luftledningsnet. Indkobles et kabel, som ikke er forbundet til nettet i den anden ende (tomgående kabel), vil der optræde en spændingsstigning i den fjerne ende af kab-let. Spændingsstigningen vil være på nogle kilovolt – afhængig af blandt andet kabellængden. Spændingsforholdene kan kontrolleres ved hjælp af reaktorer, der også kompenserer for kablets ladestrøm. I hvert tilfælde skal det kontrolleres, hvordan det enkelte kabel vil påvirke spæn-dingsforholdene i nettet under forskellige forhold. Driftsspændingen skal indstilles sådan, at der intet sted i nettet optræder spændinger, som overskrider de maksimalt tilladelige. På den anden side er man interesseret i at drive nettet ved så høj en spænding som muligt, da strømtabene derved mindskes.


42

Dynamiske overspændinger Som nævnt i afsnit 4.1.2 er de systemmæssige udfordringer med lange vekselstrømskabler i et luftledningssystem knyttet til det forhold, at vekselstrømskabler på høje spændinger sænker elsystemets såkaldte egenfrekvens mærkbart. Dermed øges risikoen for, at der opstår resonans-svingninger i systemet, hvilket medfører risiko for strømsvigt. Da de faktiske svingningsforløb er afhængige af alle elnettets parametre samt udefrakommende påvirkninger, er der utroligt mange og komplekse kombinationer, der skal undersøges for at sik-re, at der ikke vil kunne optræde farlige overspændinger ved anvendelse af lange vekselstrøms-kabler i nettet. Sådanne undersøgelser kræver gode beregningsmodeller, som skal være meget nøjagtige. Der er i dag meget begrænset erfaring med at eftervise modellernes nøjagtighed over for overspændinger med frekvenser over elnettets driftsfrekvens. Derfor forestår der et større udredningsarbejde på dette område. Når beregningsmodellerne er verificerede, vil det være muligt at undersøge, hvordan forskellige konfigurationer af elnettet vil blive påvirket af varierende hændelser. Det vil være nødvendigt at få gennemregnet dette hver gang, der skal ske en ændring i nettet, så ubehagelige overraskelser undgås, når anlægget er i drift. 4.6.2 Udvikling af beregningsmodeller og internationalt samarbejde Debatten omkring luftledninger og kabler på 400 kV-niveau foregår i flere lande i Europa. Der ligger store synergier i, at flere lande i Europa vælger et kontrolleret udviklingsforløb mod flere 400 kV-kabler i det europæiske eltransmissionsnet. Vidensopbygningen kan dermed ske i et internationalt stærkt fagmiljø, hvilket vil have stor betydning for, hvor hurtigt udviklingen kan gå. Et vigtigt bidrag til den internationale udvikling skal også komme fra kabelleverandørerne. En målrettet international fokus fra de systemansvarlige mod integration af flere 400 kV-vekselstrømskabler i det europæiske elsystem vil også betyde målrettethed fra leverandørernes side. Dette vil være af meget stor betydning, hvis produktionskapaciteten skal udvikles i takt med behovet for 400 kV-kabler. Energinet.dk har etableret et tæt samarbejde med Tokyo Electric Power Company, som ejer ver-dens længste 500 kV-kabel, og som har 6 års værdifulde driftserfaringer med kablet. I samarbej-de med det japanske elselskab analyseres konsekvenser og nødvendige afværgeforanstaltninger i forbindelse med et case studie for et 106 km langt 400 kV-kabel på den jyske vestkyst. Studiet vil ikke give konkrete svar på, hvor mange lange kabler der kan installeres i det danske elsystem. Studiet skal ses som et indledende studie, hvor det primære mål er at indhente vi-den/erfaringer med de udviklede beregningsmodeller. For ikke at sætte forsyningssikkerheden over styr som følge af nye teknologiske løsninger vil kabellægning af flere nye forbindelser på længere strækninger først kunne påbegyndes i takt med, at der er opnået tilfredsstillende resul-tater af forsøg med lange (mere end 40 km) 400 kV-vekselstrømskabler i det eksisterende elnet. Sådanne forsøg vil med en målrettet indsats kunne gennemføres i løbet af 6-10 år.

4.6.3 Forskning i Danmark omkring 400 kV-kabelanlæg Energinet.dk har igangsat to forskningsprojekter omkring 400 kV-kabler for at styrke det hjemli-ge fagmiljø omkring modelberegninger og viden på dette område. Det ene ph.d.-projekt fokuse-rer på kablet som komponent, da det er grundlaget for at kunne lave gode modeller til bereg-ningsprogrammer. Det andet ph.d.-projekt fokuserer på lange kabler i det sjællandske elsystem og konsekvenser heraf.


43

Begge projekter skal ses som en langsigtet investering til det internationale vidensmiljø omkring vekselstrømskabler i elsystemet, som Energinet.dk ønsker at være med til at opbygge.


44

5. Miljøhensyn ved planlægning af transmissionsnettet Et eltransmissionsanlægs påvirkninger på miljøet er af forskellig karakter og omfang. Udvalget har blandt andet undersøgt forhold omkring støj, visuelle gener ved anlæggene og magnetfelter. Desuden er der redegjort for påvirkninger på natur, dyr og planter. Miljøpåvirkninger forårsaget af de forskellige udbygningsprincipper er vanskelige at angive kon-kret, fordi modellerne, der danner baggrund for principperne, angiver foreløbige tracéforløb. Ved en normal planlægningsprocedure for anlæggelse af et nyt tracé udarbejdes detaljerede miljøun-dersøgelser, miljøvurderinger og eventuelt VVM-analyser i samarbejde med de relevante myn-digheder. I udvalgets analyser er det alene muligt at vurdere miljøproblemstillingerne på et ge-nerelt plan. 5.1 Visuelle påvirkninger fra kabler, master og stationsanlæg Ved opstilling af master og stationsanlæg eller nedgravning af kabler i forbindelse med udbygning og vedligeholdelse af transmissionsnettet opstår der visuelle påvirkninger for befolkningen. På-virkningerne opstår typisk som en følge af ændring i landskabets karakteristik eller en brydning af horisonter. Den samlede længde af 400 kV-ledningstracéet i Danmark er ca. 1.100 km (tracé-km). Det un-derliggende 50-150 kV-ledningstracé er ca. 9.000 km. Masterne er mellem 35-55 m høje afhæn-gig af typen, som der er anvendt ni slags af på 400 kV-niveau. Omformer-, transformer- samt overgangsstationer har også en størrelse, som dominerer i landskabet.

Figur 14 Total ledningstracé længde samt eksempler på mastetyper.

Et kabeltracé er ikke synligt som højspændingsmaster, dog vil der ved etableringen af kabeltra-céet være et midlertidigt arbejdsbælte, som i nogle tilfælde ses som et bredt jordbælte efter retableringen. Der må ikke være beplantning med dybtgående rødder oven på eller i umiddelbar nærhed af kabeltracéet. Denne restriktion betyder, at høj beplantning erstattes med lav beplant-ning på tracéet, som derved ændrer det visuelle indtryk af området. Stationsanlæg er varierende i størrelse. Ved større stationsanlæg opkøbes der ofte et større areal end nødvendigt. Det skaber mulighed for etablering af afværgeforanstaltninger, såsom beplant-ninger omkring anlægget. Indsynet til det tekniske anlæg mindskes således, så det er mindre visuelt forstyrrende for forbipasserende og fra omkringliggende bebyggelse. Der udgår typisk flere 400 kV- og 132 kV- og 150 kV-systemer fra stationsanlæggene.


45

5.1.1 Vurdering af landskabelige påvirkninger I de senere år er der i forbindelse med VVM-redegørelser, miljøvurderinger og landskabsvurde-ringer indsamlet erfaring og viden om eltransmissionsanlægs påvirkning af landskabet. I forbin-delse med udvalgsarbejdet er en del af dette medtaget i en særskilt rapport "Vurdering af de landskabelige påvirkninger ved udbygning af eltransmissionsnettet".27 Vurderingen skal medvirke til at kvalificere de beslutninger, der skal tages ved at undersøge, beskrive og vurdere højspændingsanlæggenes påvirkning af udvalgte gængse, danske landskabs-typer. Vurderingen omfatter de forskellige ledningsanlægs fysiske, visuelle fremtoning og den overordnede visuelle påvirkning af landskabet og landskabselementer i forhold til de enkelte ty-per af ledningsanlæg. Fire repræsentative landskabstyper er udvalgt for analysen: Kystlandska-ber, slettelandskaber, morænelandskaber og overgangslandskaber. Desuden er påvirkninger i og ved tekniske landskaber som fx motorveje, vindmøller og industrianlæg evalueret.

Synlighed og konsekvenszoner Til vurdering af den visuelle påvirkning af landskabet kan det være en fordel at operere med føl-gende konsekvenszoner: Nærzonen, hvor anlægget dominerer, og påvirkningen er størst (0-1 km for 400 kV); mellemzonen, hvor anlægget opfattes i samspil med andre elementer i landskabet og påvirker oplevelsen (1-2,5 km for 400 kV), samt fjernzonen, hvor anlægget stadig er synligt, men underordnet i landskabsbilledet, og påvirkningen er uvæsentlig (> 2,5 km).

Påvirkning af landskabstyper Kystlandskaber vurderes overordnet som værende meget sårbare over for placering af luftled-ningsanlæg, dog i mindre grad ved flade kyster end ved høje skræntkyster. Placering af eltransmissionsanlæg i kystlandskaber vil kun i sjældne tilfælde blive overvejet, men sker dog blandt andet ved indføring af søkabler og ved krydsning af smalle farvande. Slettelandskaber er ved deres karakter og store skala vurderet som robuste over for luftlednings-anlæg, selv om disse ofte vil være synlige over større afstande. Anlæggets karakter og skala virker i god balance med landskabets overordnede karakter. Bakkede morænelandskaber kan groft opdeles i henholdsvis småbakkede og storbakkede moræ-nelandskaber. De småbakkede morænelandskaber vurderes overordnet som sårbare over for placering af luftledningsanlæg, mens storbakkede vurderes som værende forholdsvis mere robu-ste. I overgangslandskaber med et skift fra sårbart til robust landskab vil også det robuste landskab opleves som sårbart i en zone, der svarer til nærzonegrænsen. I tekniske landskaber forøger luftledningsanlæg det tekniske præg væsentligt, og der bør gøres særlige overvejelser om de enkelte anlægs indbyrdes samspil og æstetik. Ved større industrian-læg øger luftledningsanlæg udstrækningen af det teknisk prægede landskab. Langs motorveje opleves luftledningsanlæggenes lige strækninger i direkte og uheldig kontrast til motorvejenes bløde kurveforløb.

Afværgeforanstaltninger Den visuelle påvirkning fra et luftledningsanlæg med høje master og en udstrækning over flere kilometer vil ofte være markant. De landskabelige gener bør så vidt muligt begrænses til et mi-

27 Rapporten "Vurdering af de landskabelige påvirkninger ved udbygning af eltransmissionsnettet" kan downloades på

www.energinet.dk.


46

nimum. Ved at planlægge tracéet i samspil med landskabets struktur og med størst mulige hen-syn til de landskabelige værdier opnås den mindst mulige påvirkning. Planloven, og beslægtet lovgivning, giver visse redskaber, som kan sikre disse formål i kommuneplaner, VVM-tilladelser, lokalplaner, landzoneadministration samt ved administration af tilladelser og dispensationer. Med beplantning kan stationsanlæg til dels indarbejdes i en sammenhæng med det omgivende landskab, så påvirkningen afdæmpes. Luftledningsanlæggene har derimod et omfang, som ikke kan skjules med beplantning. Ved strategiske, udvalgte steder, hvor synligheden af de tekniske anlæg vil forstyrre oplevelsen, kan beplantning tæt på beskueren skjule udsynet til anlægget. Det kan for eksempel tages i anvendelse ved forhistoriske minder, naturparker og lignende eller ved særligt belastede udsyn fra veje, stier og jernbaner. Tidligere har anlægs design overvejende været baseret på tekniske standarder. Det kan give dem et uharmonisk og rodet udtryk. Ved at udforme anlæggene, så de i sig selv fremtræder harmoni-ske og velformede, vil de fremtræde mindre anmassende. Linjeføringen kan tilpasses landskabet, så linjerne i landskabets elementer følges, eller konflikter med andre landskabselementer undgås. Hvor højspændingsanlæg krydser veje, vandløb eller lignende, bør dette gøres vinkelret, og samtidig tilstræbes rolige linjeføringer uden mange knæk, ligesom masterne bør stå lavt i bakkede landskaber. Det roligste og mest harmoniske linjeforløb opnås i dag ved at føre masterne i lange lige stræk. Et knækket linjeforløb vil derimod give et uharmonisk billede, idet de såkaldte knækmaster er større og visuelt mere dominerende end almindelige master. Der tages også højde for afstand til byer, kirker, natur- og rekreative områder osv. Der udvikles i dag master, som er lavere og har et mere enkelt udtryk end de eksisterende git-termaster. Desuden forsøges det også at forbedre linjeføringen, så den bedre tilpasses landska-bet og dermed formindsker de visuelle gener. Kurvede linjeforløb er et af de tiltag, der videreud-vikles fremadrettet. Det endelige tracéforløb baseres altid på en minimering af anlæggets visuelle påvirkninger af landskabet. Ved kabellægning i jorden er de landskabelige påvirkninger minimale. De begrænser sig til de nødvendige kabelstationer samt eventuelt en lavere beplantning i deklarationsarealet. Hvor berø-ring af særligt værdifulde landskaber ikke kan undgås, vil fremføring med jordkabel, fx som en styret underboring, begrænse landskabspåvirkningen til et minimum.


47

Figur 15 Slettelandskab med henholdsvis Eaglemaster og kabler. Ved kabellægning er de land-skabelige påvirkninger minimale.

5.2 Støjpåvirkninger ved eltransmissionsanlæg Både luftledninger og stationer (transformer-, omformer- og overgangsstationer)28 udsender akustisk støj under almindelig drift. Et jordkabel udsender ikke hørbar akustisk støj, men der vil være støj fra de tilknyttede overgangsstationer og transformerstationer. Den vigtigste form for støj fra højspændingsanlæg er koronastøj. Styrken af koronastøjen af-hænger især af spændingen, men også af luftfugtigheden. Koronastøjen består af to typer støj; den ene er en karakteristisk knitrende/knasende lyd, som stammer fra ledere og isolatorer og skyldes elektriske udladninger omkring vanddråber eller sne- og ispartikler. Støjen er højest, når det regner kraftigt. Den anden type koronastøj er en dyb brummen med en konstant frekvens på 100 Hz, som stammer fra særligt kraftige udladninger omkring ispartikler på lederne. Denne type støj optræ-der normalt kun ved rimfrostdannelser på ledningerne eller under visse typer af snefald. Lydni-veauet fra denne type støj er almindeligvis under 45 dB (A) – helt tæt på anlægget, men på frostklare dage med rimfrost kan lyden være stærkt generende for naboer til luftledningsanlæg. Støjens lave frekvens betyder, at den trænger gennem bygningsdele og dermed bliver hørbar indendørs. Det er i praksis teknisk umuligt at fjerne denne støj, som imidlertid kun forekommer få timer om året.

28 Transformerstationer forekommer, når der skiftes spændingsniveau, fx fra 400 kV til 150 kV. Omformerstationer anven-des ved skift mellem jævnstrøm og vekselstrøm, og overgangsstationer anvendes ved overgang fra eksempelvis hav til land.


48

5.2.1 Ledningsstøj Støj fra højspændingsanlæg reguleres efter Miljøstyrelsens vejledning om "Ekstern støj fra virk-somheder", som angiver vejledende grænseværdier for støj målt udendørs. Støjgrænsen for om-råder med blandet bolig- og erhvervsbebyggelse er i natperioden 40 dB (A), og det er således denne grænseværdi, der normalt anvendes for højspændingsledninger. I tørt vejr vil 400 kV-luftledningerne ikke have problemer med at overholde grænseværdien på 40 dB (A), men i perioder med regn og fugtigt vejr kan støjen fra højspændingsledningerne over-skride grænseværdien. I en afstand af 100 meter fra en 400 kV-luftledning vil støjen kun over-skride de 40 dB (A) i få timer om året. I meget kraftigt regnvejr vil støjniveauet være 40 dB (A) i en afstand af op til 250 meter. Til gengæld er der under meget kraftigt regnvejr så høj bag-grundsstøj, at støjen fra højspændingsanlægget er svært at høre. Støj fra ledninger på lavere spændingsniveauer kan normalt ikke høres, men i fugtigt vejr øges koronastøjen så meget, at også støj fra 50/60 kV-, 132 kV- og 150 kV-luftledninger kan høres. Ud over koronastøj optræder der også vindstøj fra luftledninger, som under specielle forhold kan give anledning til støjklager fra naboer. Vindstøjen lyder, som når der blæses i en flaske, og op-står ved luftens passage forbi glasisolatorkæderne. 5.2.2 Afværgeforanstaltninger Koronastøj kan reduceres kraftigt ved at indbygge koronadæmpende bøjler omkring isolatorkæ-derne. Desuden viser undersøgelser, at triplex-systemer29 kan reducere støjen med omkring 5 dB (A) i forhold til de normalt anvendte duplex-systemer30.

5.2.3 Stationsstøj Ud over koronastøj vil der fra stationsanlæg komme støj fra større anlægskomponenter som transformere og reaktorspoler. Denne støj forekommer i alt slags vejr.

Støj fra 400/150 kV-transformerstation

dB (A)

Tæt på stationen – støj fra transformer med blæser kørende 93

Tæt på stationen – støj fra transformer uden blæser kørende 85

Tæt på stationen – støj fra reaktor 91

Afstand 120 m – støj fra transformer eller reaktor med blæser kø-rende

40

Tabel 13 Målt støjniveau for en uskærmet 400/150 kV-transformerstation under typisk drift.

Ved kobling med afbrydere i stationen optræder der et kortvarigt smæld. Kobling med afbrydere sker få gange dagligt. En effektiv støjafskærmning etableres normalt omkring alle transformere og reaktorer i stationen, hvilket mindsker støjgenerne for nærliggende ejendomme. Omformerstationer udsender ud over koronastøj og støj fra transformere og reaktorspoler også støj fra de filtre, som er en integreret del af omformeranlægget. Støjen fra filtrene domineres af en karakteristisk tone på 600 Hz, som stammer fra den spole, der anvendes til udglatning af jævnspændingen. Det er muligt at dæmpe støjen væsentligt gennem en effektiv afskærmning for

29 Triplex-systemer har tre ledere ophængt pr. fase. 30 Duplex-systemer har to ledere ophængt pr. fase.


49

at sikre, at støjbelastningen hos naboer til omformerstationerne almindeligvis er under grænse-værdien for støj. 5.3 Påvirkninger på natur, planter og dyr Dette afsnit beskriver problemstillingen omkring behovet for krydsning af naturområder under anlægsarbejde i relation til de forskellige afværgeforanstaltninger, der tages for at minimere på-virkningerne. Desuden beskrives nogle af de største risici for naturen, dyr og planter, når man anlægger eltransmissionsanlæg. Anlæggelse af højspændingsmaster og kabelgrave er relativt store aktiviteter på en given lokali-tet. Strækninger med master og luftledninger kan ofte ses over lange afstande og kan påvirke omgivelserne i en bred zone omkring tracéet. Kabler påvirker derimod primært næromgivelserne i et udgravningsbælte under anlægsfasen. VVM-undersøgelser er påkrævet af luftledningsanlæg længere end 2 km. De foretages, før det endelige tracé fastlægges. I en VVM-undersøgelse (Vurdering af Virkning på Miljøet) er hensynet til planter og dyr en væsentlig faktor i overvejelserne og kan betyde, at et tracé omlægges for at undgå konflikter med vigtige naturområder. En VVM-undersøgelse er ikke påkrævet ved kabelan-læg. Planlægningsfasen tillader en vis fleksibilitet med hensyn til, hvor et tracé skal ligge. Som ud-gangspunkt undgås tracéer igennem områder, der er udpeget for landskabelige, rekreative, kul-turhistoriske og naturmæssige interesser, heriblandt beskyttede områder som Natura 2000. Skovområder undgås også så vidt muligt i planlægningen af nye tracéforløb. Ved nødvendig pas-sage af luftledninger og kabler igennem et skovområde skal skoven fældes i et bælte, der kan være så bredt, at mindre skovfugle isoleres, og populationerne dermed fragmenteres. Desuden pålægges tracéet efterfølgende restriktioner for vegetationshøjde.

5.3.1 Hensyn til fugle og beskyttede dyre- og plantearter Luftledninger kan udgøre en risiko for især store fugle, eksempelvis svaner, som risikerer at kol-lidere med luftledningerne. Dansk Ornitologisk Forening estimerer, at ca. 0,5-1 mio. fugle dør årligt som følge af kollision med elledninger (hovedsageligt 132 kV-, 150 kV- og 400 kV-ledninger). Placering af luftledningstracéer bør således undgås på tværs af trækruter og tæt på fuglebeskyttelsesområder, i ådale, fjordområder og lignende. Ådale bør fx krydses vinkelret for at minimere påvirkningerne på fugle. Kabellægning af luftledninger kan være en løsning her, men kabellægning kan have konsekvenser for andre artsgrupper for eksempel Bilag IV-arter, som beskrevet efterfølgende. EF-habitatdirektivet pålægger EU-landene at beskytte en række dyre- og plantearter. Arterne står i direktivets Bilag IV, og flere af dem findes i Danmark. Den strenge beskyttelse gælder, uanset om arterne forekommer indenfor Natura 2000-områderne eller udenfor. Bestemmelserne er bindende for myndighederne og indebærer, at, hvor der er regelmæssig forekomst af Bilag IV-arter, må der ikke gives tilladelse til aktiviteter, der kan beskadige eller ødelægge de pågældende arters levesteder eller ødelæggelse af livsstadier for planter. I planlægningsfasen af eltransmis-sionsanlæg foretages derfor en grundig vurdering af den praktiske gennemførlighed af afværge-foranstaltningen og virkningen i forhold til Bilag IV-arterne.31 5.3.2 Påvirkninger ved anlægsarbejdet og afværgeforanstaltninger Anlægsfasen af et nedgravet kabel er mere omfattende teknisk, tidsmæssigt og miljømæssigt end for en luftledning. Både kabellægning og opstilling af master medfører gravearbejde og brug

31 Fx flagermusarter, stor vandsalamander og gul stenbræk.


50

af tungt materiel i anlægsområdet. I begge tilfælde laves desuden fundamenter for henholdsvis master og samlemuffer i jorden til kabler. Ved anlæggelse af et luftledningstracé er der forskellige teknikker til at minimere påvirkningerne på omgivelserne. Når en mast skal sættes op, tilstræbes det at bruge den adgangsvej til anlægs-området, som giver den mindste påvirkning. Som afværgeforanstaltning har man udviklet en harpuneringsteknik sådan, at luftledningerne kan ophænges, uden at området mellem to master betrædes. Gravearbejdet for både kabler og master tilrettelægges, så jordlagene og vegetationen kan re-tableres så tæt på den oprindelige tilstand som muligt, og i nogle tilfælde beplantes tracéet med buske eller mindre træer. Ved nødvendig passage af områder med høj vandstand eller med næringsfattige samfund foreta-ges styret underboring af kabler, så opstilling af master undgås. Selv om anlægsperioden forkortes mest muligt, vil områdets dyreliv forstyrres af aktiviteterne. En åben kabelgrøft i anlægsperioden kan fx virke som en barriere og som en fælde for mindre dyr som mus og padder.

5.3.3 Påvirkninger i driftsfasen og afværgeforanstaltninger Eftersyn og overvågning af tracéerne i driftsfasen har typisk ikke de store konsekvenser for natu-ren. I tilfælde af fejl på ledningerne kan luftledninger repareres eller udskiftes, uden at naturen påvirkes nævneværdigt. Udskiftning af master i forbindelse med omgalvanisering betyder ikke, at nye fundamenter skal graves, men kun at masten udskiftes. Er et kabel udtjent, betyder det derimod oftest, at kablet helt udskiftes eller, at et nyt kabel an-lægges i et parallelt tracé. Det kan derfor have samme påvirkning på naturen som ved anlæggel-se af et helt nyt kabel. 5.4 Magnetfelter Der er magnetfelter overalt, hvor der produceres, transporteres eller bruges elektricitet. Trods mere end 30 års forskning har videnskaben ikke kunnet påvise, at magnetfelter udgør en sund-hedsrisiko. Det har heller ikke været muligt endegyldigt at udelukke det. Hverken WHO eller de danske myndigheder vurderer, at der er videnskabeligt grundlag for at definere konkrete afstandskriterier eller grænseværdier i relation til magnetfelter fra højspæn-dingsanlæg. Dette udtrykkes også i de danske sundhedsmyndigheders udmelding i sætningen: "Begrebet "tæt på" kan ikke defineres generelt, men må afgøres i den konkrete situation ud fra en vurdering af den konkrete eksponering." Når man skal foretage en sådan vurdering, er det vigtigt at bemærke, at felter fra kabler aftager relativt hurtigere med afstanden end felter fra luftledninger. Nedenfor er vist et eksempel på magnetfeltet fra henholdsvis en 400 kV-luftledning og kabel. Beregningen for luftledningen er baseret på ét ledningssystem ophængt på en såkaldt Donau-mast med nederste fasehøjde 15 m over jord. For kabelsystemet er anvendt ét kabelsystem. Magnetfeltet er beregnet i 1 meters højde over jord ved henholdsvis en "typisk" belastning på 425 A (ca. 330 MW) og en "høj belastning på 850 A (ca. 600 MW).


51

Figur 16 Eksempel på magnetfelter ved luftledning og kabel.

5.4.1 Felter i dagligdagen Felter fra almindelige husholdningsapparater kan være ganske store, men de aftager til gengæld meget hurtigt med afstanden, og fra de fleste apparater påvirkes man kun i kortere tid. På ca. 1 meters afstand kan man sjældent skelne feltet fra et apparat fra det almindelige baggrundsfelt fra husets installationer.

Afstand 3 cm 1 m

Vaskemaskine 0,8-50 0,01-0,15

Elektrisk ovn 1-50 0,01-0,04

Støvsuger 200-800 0,13-2

Hårtørrer 6-2000 0,01-0,03

TV 2,5-50 0,01-0,15

Transportabel radio 16-56 < 0,01

Tabel 14 Magnetfelter (målt i µT(mikrotesla) ved forskellige apparater.

På arbejdspladser kan der være felter på flere hundrede µT tæt ved elforbrugende maskiner og apparater. Størst er felterne tæt ved fx visse elektriske svejseanlæg, elektriske motorer, smelte-ovne, galvaniseringsanlæg, ligesom der kan være relativt store felter på transformerstationer og på kraftværker tæt ved generatorudføringer og lignende.

5.4.2 Gennemsnitlig eksponering Ifølge WHO er der ikke voldsom forskel på, hvor store magnetfelter vi i de europæiske lande gennemsnitligt har i boligen. Felterne kan stamme fra ledninger uden for huset, husets egne installationer og en række forskellige apparater. Den gennemsnitlige størrelse af magnetfelter i europæiske boliger varierer mellem 0,025 og 0,07 µT. I USA er felterne gennemsnitligt mellem 0,055 og 0,11 µT. Den væsentligste årsag til forskel-len er formentlig, at man i USA har en spænding på 110 V (Volt) på husinstallationerne, hvor vi i Europa har 230 V. Når spændingen er det halve, bliver strømmen – alt andet lige – det dobbelte, og derfor bliver felterne også ca. dobbelt så store.


52

En undersøgelse fra Arbejdsmiljøinstituttet vurderede i 1993, at danskere, der boede nær høj-spændingsledninger i gennemsnit var udsat for 0,29 µT, mens de, der ikke havde en ledning i nærheden, var udsat for felter gennemsnitligt mellem 0,04 og 0,07 µT. Der var dog spredning inden for begge grupper, og 0,1 µT i gennemsnit forekom fx i begge grupper.

5.4.3 Sundhedsrisici International Agency for Research on Cancer (IARC) klassificerer magnetfelter fra elforsyning i kategorien "mulig årsag til kræft"32. Klassificeringen er baseret på befolkningsstatistiske under-søgelser, der har vist en øget hyppighed af leukæmi hos børn, som har været udsat for magneti-ske felter i boligen på mere end 0,3 til 0,4 µT.

5.4.4 Felter fra jævnstrømsanlæg Omkring jævnstrømsanlæg er der statiske magnetfelter (frekvens 0 Hz). WHO vurderer ikke, at der er helbredsrisici i forbindelse med statiske magnetfelter af den størrelse, der forekommer omkring elforsyningsanlæg. Der er dog ikke forsket nær så meget i statiske felter som i felter fra vekselstrøm. Anbefalet grænseværdi er 40 mT (millitesla) for offentligheden. Felterne kan lokalt forstyrre kompasser og andet, som er afhængig af Jordens magnetfelt.

32 Klassificeringen "mulig årsag til kræft" bruges, når der, som for magnetfelterne, foreligger "limited evidence" (begrænset

dokumentation/belæg) fra statistiske befolkningsundersøgelser, og "inadequate/inconsistent evidence" (utilstrækkelig el-ler ikke-samstemmende dokumentation/belæg) fra den eksperimentelle forskning med dyr og celler.


53

6. Beregningsforudsætninger, udbygningsbehov og metoder I det følgende afsnit beskrives de anvendte beregningsforudsætninger, behovet for udbygning af det eksisterende eltransmissionsnet samt den anvendte metodik til analyse af udbygningsprin-cipperne.

6.1 Beregningsforudsætninger Et robust eltransmissionsnet, både internt i Danmark og forbindelserne til de omkringliggende området, giver betydelige samfundsøkonomiske gevinster. Gode udvekslingsmuligheder betyder, at elektriciteten kan produceres, hvor det er billigst, og forbruges, hvor værdien er størst. En stærk infrastruktur er med til at sikre et velfungerende marked, og med gode udvekslingsmulig-heder udvides markedsområdet. Dermed fremmes konkurrencen, og forsyningssikkerheden øges. Eltransmissionsnettet skal grundlæggende medvirke til at opfylde følgende krav: • opretholde forsyningssikkerheden • sikre velfungerende konkurrence på markedet for el • sikre optimal indpasning af vedvarende energi og øvrige energiformer • minimere miljøpåvirkning • skabe robusthed i forhold til fremtidige krav.

Den politiske målsætning er, at mindst 30 pct. af energiforbruget skal komme fra vedvarende energi i 2025, hvilket betyder, at ca. 50 pct. af elforbruget skal komme fra vedvarende energi. Incitamenterne i støttesystemet og markedet vil afgøre den fremtidige elproduktionsstruktur, det vil sige den konkrete effektbalance og sammensætning af havvind, landvind og øvrige centrale og decentrale produktionsenheder. Dette miks er en af de afgørende parametre for, hvilken ne-tudbygning der bliver behov for. Udbygning med havmøller er en af de største udfordringer for udviklingen af det sammenhæn-gende elsystem frem til 2025. I udvalgets analyser forudsættes en udbygning med 1.000 MW landvind, sådan at der i alt er 4.000 MW i 2025 – svarende til forudsætningerne i regeringens energistrategi fra januar 2007.33 Tilsvarende forventes udbygning med havmøller til i alt 2.500 MW. I Havmølleudvalgets rapport "Fremtidens havmølleplaceringer – 2025" fra april 2007 er de mulige havmølleplaceringer priori-teret, og disse prioriteringer er anvendt i udvalgets analyser.


MW nye havmøller i 2012, hvilket stort set stemmer overens med de i udvalgsarbejdet afvendte forudsætninger.


54

Placering af offshorevindkraft er forudsat som følger:

Placering År Grundberegning Effekt (MW)

Variant Effekt (MW)

Horns Rev 2009 200 200

Rødsand 2010 200 200

Anholt 2012, 2013 2 x 200 2 x 200

Horns Rev 2015, 2016, 2018, 2019,

2021 5 x 200 2 x 200

Jammer Bugt 2022, 2024, 2025 3 x 200 3 x 200

Kriegers Flak 0 3 x 200

Tabel 15 Forudsat placering af havmølleparker. I grundberegningen er havmølleudbygningen efter etableringen af den planlagte Rødsand 2 hav-møllepark således udelukkende placeret i Vestdanmark. For at vurdere udbygningsprincippernes robusthed har udvalget analyseret betydningen af at flytte tre havmølleparker fra Horns Rev i Vesterhavet til Kriegers Flak i Østersøen. Det øvrige produktionsapparat er i grundberegningen forudsat som angivet i Energistyrelsens basisfremskrivning fra januar 2007. Udbygningsprincipperne er tillige analyseret i forhold til en variant, hvor den centrale produktionskapacitet er forøget med 1.000 MW i både Øst- og Vest-danmark. Se Tabel 16.34

År Central Vest

(MW)

Central Øst

(MW)

Decentral Vest

(MW)

Decentral Øst

(MW)

Samlet for hele DK

(MW)

Maks. effekt

(forbrug) (MW)

2007 3.402 3.755 1.741 628 9.526 7.200

Grundberegning 2025

2.317 1.809 1.666 645 6.437 7.200

Variant 2025 3.317 2.809 1.666 645 8.437 7.200

Tabel 16 Termisk produktionskapacitet i 2007 og 2025 samt maksimal effekt.

Tabel 17 viser den i analyserne forudsatte elforbrugsprognose for 2007 og 2025.

År Østdanmark ab værk

(GWh)

Vestdanmark ab værk

(GWh)

Total ab værk

(GWh)

Nettab øst

(GWh)

Nettab vest

(GWh)

Total an forbruger

(GWh)

2007 14.398 21.597 35.995 810 1.418 33.766

2025 15.046 22.928 37.974 852 1.500 35.622

Tabel 17 Den anvendte elforbrugsprognose for Danmark i 2007 og 2025.

34 Energistyrelsen har efterfølgende medio januar 2008 offentliggjort en opdateret basisfremskrivning. Det har ikke været muligt inden for den givne tidsramme at opdatere analyserne i henhold til denne basisfremskrivning. Det skal desuden bemærkes, at denne redegørelse ikke tager stilling til, hvilken konkret udvikling af elproduktionsappa-ratet, der er mest sandsynlig eller direkte nødvendig af hensyn til forsyningssikkerheden.


55

Udvalget har analyseret belastningen i nettet, og dermed behovet for at udbygge nettet, ud fra to forskellige rammebetingelser, dels med og dels uden en udbygning af udvekslingsforbindelser-ne til udlandet samt mellem Øst- og Vestdanmark.

År 2015 År 2025

Rammebetingelse 0 Eksisterende net og udlandsforbin-delser 2007 samt Storebælt 1

Eksisterende net og udlandsforbin-delser 2007 samt Storebælt 1

Rammebetingelse 1 Som ovenfor + Skagerrak 4 (600 MW) + DKVest-Tyskland (2.000 MW)

Som ovenfor + Skagerrak 4 (600 MW) + Storebælt 2 (600 MW) + DKVest-Tyskland (2.500 MW)

Tabel 18 To antagelser om udvekslingsforbindelser.

Udover disse to rammebetingelser er det som et muligt alternativ for samarbejdsforbindelserne til nabo-områder analyseret på en jævnstrømsforbindelse mellem Jylland og Holland.

6.2 Netbelastning og udbygningsbehov Med disse antagelser om behovet for indpasning af vindkraft mv. kan det beregnes, hvordan det eksisterende transmissionsnet vil blive belastet. Eltransmissionsnettet dimensioneres og drives i dag efter det såkaldte n-1 (n minus en) princip, der betyder, at driften af elsystemet skal kunne opretholdes ved et udfald af en vilkårlig netkomponent (ledning, transformer eller generator). Nedenstående figurer viser, hvilke netstrækninger der overbelastes i tilfælde af en netmangel (n-1). Det er typisk i situationer, hvor der mangler en 400 kV- eller en 132/150 kV-ledning eller en transformer, og hvor der derfor skal overføres en større mængde elektrisk energi i det øvrige transmissionsnet. Disse situationer skal kunne håndteres til enhver tid og er derfor dimensionsgi-vende for eltransmissionsnettet.35

35 Der arbejdes i disse år på at udvikle modeller, der tager hensyn til sandsynligheden for at disse beregnede situationer

med overbelastning rent faktisk opstår, men beregningerne i denne rapport er baseret på n-1 princippet uden en vurde-ring af, om sandsynligheden for overbelastning er stor eller lille.


56

Figur 17 Overbelastninger i det eksisterende net ved n-1 uden udbygning af udvekslingsforbin-delserne (rammebetingelse 0).

Figur 18 Overbelastninger i det eksisterende net ved n-1 med udbygning af udvekslingsforbin-delserne (rammebetingelse 1).

Analyserne viser, at uden udbygning af udvekslingsforbindelserne (rammebetingelse 0), vil det midtjyske 400 kV-net i tilfælde af mangel af en betydende netkomponent være overbelastet i ca.


57

18 procent af årets timer. I situationen med udbygning af udvekslingsforbindelserne Skagerrak 4, forbindelsen mellem Jylland og Tyskland (2.500 MW) og Storebælt 2 – svarende til rammebetin-gelse 1 – forøges problemerne med overbelastninger i transmissionsnettet, idet der vil være ca. 94 pct. af årets timer, hvor det midtjyske net vil blive overbelastet i tilfælde af mangel af en be-tydende netkomponent. Disse overbelastninger skal i praksis undgås, idet der vil være stor risiko for systemnedbrud samt skader på ledninger og øvrige anlæg. På Sjælland vil det primært være 132 kV-nettet på Sydsjælland, der overbelastes i situationer med stor vindkraftproduktion. Denne vil i mange situationer overstige det lokale elforbrug. Disse overbelastninger kan elimineres ved mindre forstærkninger og opgradering af eksisterende 132 kV-luftledninger, som planlægges gennemført i forbindelse med nettilslutningen af Rødsand 2 havmølleparken. Analyserne viser således, at der er et behov for at forstærke det eksisterende eltransmissionsnet, når de politiske målsætninger om mere vindenergi i systemet skal imødekommes, uden at det får konsekvenser for forsyningssikkerheden. Vindenergien vil ikke kunne udnyttes fuldt ud uden en udbygning af elnettet. Det ses desuden af Figur 17 og Figur 18, at udbygningen af forbindelser til nabo-områderne har stor betydning for belastningen af det nationale net. Hvis en eller flere af de antagne udbygnin-ger ikke realiseres, vil det kunne have betydning for, hvordan eltransmissionsnettet kan optime-res. 6.2.1 Andre virkemidler Ud over udbygning af elnettet findes der en række alternative virkemidler, der kan medvirke til at løse de kommende udfordringer for eltransmissionsnettet. De mulige virkemidler kan groft opdeles i tre kategorier, jævnfør nedenstående: 1. Virkemidler, der ændrer produktionens indplacering geografisk

Det kan fx være at optimere placeringen af havmølleparker i forhold til infrastrukturen.

2. Virkemidler, der giver en stor afsætning af el i specifikke forbrugspunkter Fx udbygning med store centrale varmepumper til varmeproduktion i centrale fjernvarmenet, trykluftlagre, centrale elektrolyseanlæg til brintproduktion og centrale anlæg til lagring af el.

3. Virkemidler, der giver en øget afsætningsmulighed spredt i landet Eksempelvis el til transportsektoren (elbiler), øget fleksibelt elforbrug tilpasset produktion af vind og udbygning med individuelle varmepumper.

De foreløbige vurderinger af de nævnte virkemidler peger på, at virkemidler i kategori 1 kan ha-ve en væsentlig effekt på udbygningsbehovet. Udbygningsforløbet og indplaceringen af vind-kraftproduktionen i forhold til den eksisterende infrastruktur og de store forbrugsområder har en væsentlig betydning for udbygningsbehovet af den øvrige infrastruktur. Virkemidler i kategori 2 kan potentielt reducere udbygningsbehovet, hvis det pågældende for-brugselement har et effektforbrug, der er i en størrelsesorden, der kan matche den kraftige pro-duktionsudbygning, og som kontinuert kan levere et effektaftag. De langsigtede muligheder, fx elektrolyseanlæg til brintproduktion, kan potentielt aflaste og sup-plere behovet for effekttransport, hvis de etableres nær indfødningspunkterne for havmøl-lestrømmen. Disse virkemidler er dog i dag forbundet med teknologiske problemstillinger og


58

usikkerhed vedrørende den samlede rentabilitet. Centrale elpatroner og varmepumper har et begrænset potentiale i de indfødningspunkter, der ligger langt fra de store kraftvarmeområder. Der er foretaget enkelte beregninger for at give et indtryk af, hvilke potentialer de alternative virkemidler indeholder. Fx vil forbrugsbilledet i Vestjylland ændres markant ved en placering af et elektrolyseanlæg (600 MW) nær ved Endrup, hvor en stor effekt indfødes fra havmølleparker i Nordsøen. Da en stor del af forbruget dermed vil ligge nær indfødningspunktet, vil de interne netbegrænsninger i det vestjyske net blive tilsvarende reduceret. Virkemidler i kategori 3 giver et geografisk spredt forbrug, og deres anvendelse forudsætter en udbygning af infrastrukturen. Disse virkemidler vil kunne understøtte det øgede behov for regule-ringsmuligheder i et elsystem med meget vindkraft, men ændrer ikke væsentligt ved konklusio-nerne vedrørende udbygningsbehovet og dermed valget mellem de analyserede udbygningsprin-cipper. Det ligger uden for Elinfrastrukturudvalgets kommissorium at foretage en detaljeret vurdering af de nævnte virkemidler, herunder deres rentabilitet og teknologiske modenhed. Her noteres det alene, at de alternative virkemidler indeholder et potentiale for at påvirke udbygningsbehovet for elinfrastrukturen. Der er således behov for yderligere at analysere disse virkemidlers potentialer og muligheder – uanset hvilket princip der vælges for fremtidens elinfrastrukturudbygning.

6.3 Metode for analyser af udbygningsmodeller Opstillingen af de konkrete udbygningsmodeller for eltransmissionsnettet, se Bilag 1, er baseret på en optimering af økonomi og forsyningssikkerhed ved netudbygning. For at vurdere om disse krav er opfyldt, er det analyseret, i hvilket omfang de enkelte løsnings-forslag opfylder målsætningerne for nettet. Analyseforløbet er skitseret i Figur 19, og indeholder følgende hovedtrin:

1) Grundforudsætninger om elproduktion og -forbrug, udlandsforbindelser og transmissi-onsnet fastlægges. Forudsætningerne er beskrevet frem til 2025.

2) Beregningsforudsætninger for virkemidler (varmepumper, elpatroner, m.v.), som kan supplere en udbygning af eltransmissionsnettet, er fastlagt.

3) Ud fra de opstillede grundforudsætninger er beregnet en energibalance for hver time i år 2025.

4) Eltransmissionsnettets belastning ved de opstillede energibalancer og alternative netud-bygninger er analyseret. Justeringer/tilpasninger i løsningerne analyseres som en iterativ proces, indtil der er fundet hensigtsmæssige og tilstrækkelige udbygningsmodeller.

5) Udbygningsmodellernes økonomiske effektivitet er beregnet ud fra oplysninger under trin 1-4.

6) Leveringssikkerhed (systemtilstrækkelighed) for udbygningsmodellerne er analyseret.

7) Miljøpåvirkningen ved udbygning af transmissionsnettet er analyseret for de forskellige udbygningsmodeller.


59

Termisk produk-tions-

apparat

Vind-kraft

El-forbrugUdlands-forbin-delser

Eksisterendetransmissionsnet

Energibalance med produktion og forbrug opstilles. Med udgangspunkt i energibalancen, analyseres effektflow i modellerne.

Vurdering af marked og økonomisk effektivitet

Systemforudsætninger

Driftdata

Systemforudsætninger

Brænd-sels-priser

Investerings omkostning-og D&V-omkostninger

Netdesign

Vurdering af miljøVurdering af

leveringssikkerhed

Resultater og nøgletal for udbygningsalternativer

Netdata og belastning

Grundforud-sætning

Variant og virkemiddel der vurderes

Produktion og forbrug

Scenarier som følsomhedsvurdering

Iteration

+2000 MW pro-duktionskapacitet+DK-NL

Figur 19 Metodikken anvendt ved opstilling og analyse af de konkrete netudbygningsmodeller. De anvendte værktøjer og metoder til analyse af energibalancer og udbygningsbehov er velud-viklede og anvendt i en række andre tilsvarende analyser. Metoder til kvantificering af de miljø-mæssige påvirkninger fra eltransmissionsanlæg er imidlertid knap så veludviklede. I det følgende afsnit 6.4 beskrives de anvendte metoder til vurdering af miljømæssige konsekvenser for netud-bygningsprincipperne.

6.4 Metoder til vurdering af miljømæssige konsekvenser De miljømæssige konsekvenser er en vigtig parameter i valget mellem forskellige tekniske løs-ninger til udbygning af eltransmissionssystemet. De miljømæssige konsekvenser af elektrisk in-frastruktur er meget forskelligartede. Meget overordnet kan de miljømæssige implikationer af elinfrastruktur deles op i fem kategorier.

1. Visuelle påvirkninger fra anlægget 2. Magnetfelter og støj 3. Miljø- og natureffekter i forbindelse med etablering 4. Miljø- og natureffekter efter etablering 5. Emissioner (fx forbundet med dækning af elektrisk tab).

Ideelt set skal man i en samfundsøkonomisk analyse opgøre alle disse miljømæssige effekter i kroner og øre og lade disse effekter indgå på lige fod med øvrige gevinster og omkostninger. Imidlertid er de værdisætningsmetoder, der findes for sådanne forhold, genstand for betydelige diskussioner i faglige kredse, og det har vist sig, at de har en række iboende problemstillinger,


60

der underminerer resultaternes validitet. Det er derfor vurderet, at det ikke på nuværende tids-punkt er hensigtsmæssigt at anvende denne tilgang. I stedet anvendes generaliserede effektmål i arbejdet til at kvantificere de miljømæssige effekter. Der er derfor tale om en cost effectiveness-analyse, der netop adskiller sig fra cost benefit-analyse ved, at effektmålet ikke er monetariseret. Det primære mål, der anvendes, er "kilometer tracé". Målet kvalificeres yderligere ved brug af såkaldt GIS- (Geografisk Informations System) analyse. Dette analyseværktøj kategoriserer landskabet efter en lang række parametre og kan derigennem anskueliggøre, hvor fx kabellæg-ning af luftledninger har størst effekt.

6.4.1 Geografisk InformationsSystem – metode til kvantificering af miljøpåvirkninger for det eksisterende eltransmissionsnet Når der etableres nye højspændingsanlæg, medfører det altid en konflikt med omgivelserne – i større eller mindre grad. Det kan være påvirkning af mennesker, dér hvor de bor, eller det kan være påvirkning af et landskab. Naturområder, vilde dyr og planter samt fortidsminder kan også blive påvirket af højspændingsanlæg. For at klarlægge og analysere de komplekse problemstillinger ved nye og eksisterende højspæn-dingsanlæg har Energinet.dk i samarbejde med COWI udviklet en metode og et GIS-værktøj til blandt andet kvantificering af den positive påvirkning ved at fjerne en luftledningsstrækning og den negative påvirkning ved kabellægning. GIS-værktøjet kan fx være med til at klarlægge, hvor der i det danske landskab med størst fordel kan anvendes jordkabler frem for luftledninger. Værktøjets grundlæggende princip for konfliktanalyser er at kombinere to selvstændige analyser, nemlig:

"Gevinster" Positive konsekvenser ved nedtagning af eksisterende luftledninger. "Omkostninger" Negative konsekvenser ved kabellægning af eksisterende luftledning i

samme deklarationsbælte.

Resultatet af analysen er to kort – ét kort med "gevinster" og ét kort med "omkostninger" samt en række tilhørende tabeller. Det kan forekomme nærliggende at trække omkostningskortet fra gevinstkortet for at få et samlet resultat, hvilket imidlertid ikke er hensigtsmæssigt, da resultatet vil skjule variationen. Et område med store gevinster og store omkostninger kan komme til at fremstå som neutralt, hvilket ikke stemmer med virkeligheden. Det er derfor vigtigt, at den en-delige, samlede vurdering foretages ved at sammenholde de to kort. Når man for eksempel vur-derer mulighederne for kabellægning, skal man afveje de positive konsekvenser ved at fjerne den eksisterende luftledning mod de negative konsekvenser ved at ændre anlægget til kabler i jorden.

GIS som analyseværktøj Den nye metode indebærer, at området langs fx et eksisterende luftledningstracé (linjeføring) opdeles i små celler, og for hver celle foretages en vurdering af alle de positive konsekvenser ved at fjerne luftledningerne. Samtidig foretages der en vurdering af alle negative påvirkninger af en eventuel kabellægning – celle for celle. Vurderingen resulterer i to kort med farvekodning af cel-lerne. Det ene viser celler med stor, moderat eller lille gevinst ved at fjerne luftledningerne. Det andet viser, hvor der henholdsvis er store, moderate eller små negative påvirkninger ved ned-


61

gravningen af kabler. De to kort tilsammen kan så udgøre en del af beslutningsgrundlaget for, om der skal bruges jordkabler eller luftledninger. Det er vigtigt at understrege, at denne nye metode aldrig vil give en fuldstændig objektiv vurdering af fordele og ulemper, men værktøjet vil gøre vurderingen mere gennemsigtig.

Valg og vægtning af temaer I forbindelse med analysen af det eksisterende luftledningsnet er der medtaget en lang række forskellige GIS-temaer, der viser forskellige planforhold, fysiske forhold eller demografiske for-hold. Et GIS-tema betegner et datasæt, som beskriver specifikke geografiske forhold. Det kan være udpegninger, planer, fredninger eller boliger. For mange temaer er påvirkningen både posi-tiv og negativ. Fx kan der være en negativ effekt i nærområdet, men en positiv effekt for de om-kringliggende arealer. Derfor kan samme tema indgå både i analysen af gevinster og omkostnin-ger – blot med forskellig vægtning. Udgangspunktet for udvælgelsen af GIS-temaerne har været 5 overordnede emnegrupper: Men-nesker, Planforhold, Natur, Landskab og Kulturhistorie. Inden for hver enkelt emnegruppe er der en række forskellige temaer tilgængelige. Det vil ikke være hensigtsmæssigt at inddrage alle tilgængelige temaer i analysen blandt andet på grund af dataoverlap mellem temaer samt data-kvalitet og tilgængelighed. Konfliktanalysen er delt op i to faser. I første fase undersøges det, om det pågældende tema overhovedet påvirkes af den eksisterende luftledning eller eventuelle kabellægning. I anden fase udregnes betydningen af påvirkningen ved at påføre temaet en vægt mellem 1 og 5, hvor 1 er lavt, og 5 er højt vægtet. Der er udvalgt tre faktorer i vægtningen, der medfører en høj score. Det er hensynet til mennesker, landskab og planforhold, hvor Danmark har internatio-nale forpligtelser. Den første fase er en objektiv beregning, mens anden fase indeholder en vis subjektiv bedømmelse. Vægtningen afhænger af mange faktorer som fx samfundsforhold, politi-ske prioriteringer og lovgivningsmæssige bindinger samt naturhensyn. I analysen af de positive konsekvenser ved fjernelse af eksisterende luftledninger er der medta-get 12 temaer. Det er Byzone, Byvækst, Kirkebeskyttelseslinjer, Skovbyggelinjer, Strandbeskyt-telseslinje, Sø- og åbeskyttelseslinje, Fredede områder, EF-habitatområder, EF-fuglebeskyttelses-områder, Uforstyrrede landskaber, Kystzone og Adresser. Til analysen af de negative konsekvenser ved kabellægning indenfor luftledningens deklarations-bælte er der udvalgt 9 temaer. Det er Fredede områder, EF-habitatområder, Fredede fortidsmin-der, Kulturarvs-arealer, Beskyttede naturtyper, Beskyttede vandløb, Drikkevandsboringer, Poten-tielle vådområder og Råstofområder. Temaerne fredede områder og EF-habitatområder indgår i analysen af såvel de positive konse-kvenser og negative konsekvenser, da årsagen til udpegningen varierer og påvirkningen afhæn-ger af denne. Alle temaer, der er medtaget i analysen, er landsdækkende og fremgår af nedenstående figur.


62

Figur 20 Miljøhensyn ved anlæg af luftledninger og kabler.

6.4.2 Resultater af GIS-analysen Den landsdækkende analyse af det eksisterende luftledningsnet viser, at det vil have særligt po-sitive påvirkninger på mennesker (ejendomme), byudvikling/byvækst, naturen og landskabet, at fjerne ca. en fjerdedel af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledningsnet, hvilket svarer til ca. 630 km. På 400 kV-luftledningsnettet er tallet også ca. en fjerdedel, hvilket svarer til omkring 280 km luftledningstracé. Analysen viser, at det umiddelbart er muligt at kabellægge luftledningsnettet indenfor deklarati-onsarealet for den eksisterende luftledning – det vil sige, hvor der før stod master, kan der nu graves ud til kabler. Analysen viser dog, at kabellægning vil medføre særligt negative miljøpå-virkninger på blandt andet naturområder og fredede områder på ca. 16 pct. af luftledningsnettet, hvilket svarer til 373 km på 132 kV og 150 kV og 177 km på 400 kV. Dette kan imidlertid løses i forbindelse med planlægningsarbejdet, idet der enten kan foretages en styret underboring under det pågældende område (eller lokalitet), eller der kan ændres på tracéet på den givne strækning, så natur- og miljøproblemerne kan undgås eller minimeres mest muligt.

132 kV og 150 kV 400 kV

Sjæl-land

Fyn Jylland Sjæl-land

Fyn Jylland

Særligt positive konsekvenser ved at fjerne af eksisterende luftledninger

25 29 28 23 38 24

Tabel 19 Procentandel af det eksisterende luftledningsnet med særligt positive konsekvenser ved at fjerne luftledninger.

132 kV og 150 kV 400 kV

Sjæl-land

Fyn Jylland Sjæl-land

Fyn Jylland

Særligt negative konsekvenser ved kabel-lægning i samme deklarationsbælte

16 13 16 14 9 18

Tabel 20 Procentandel af det eksisterende luftledningsnet med særlig negativ konsekvens ved kabellægning i samme deklarationsbælte.

Endvidere viser analysen, at der også er negative miljøpåvirkninger ved kabellægning af elnettet. Følsomme naturområder, vandløb og arter knyttet til det åbne land berøres fx i større omfang af kabellægning end anlæg af luftledninger. Det er altså ikke miljøneutralt at kabellægge.


63

På baggrund af analysen kan der udpeges en række delstrækninger på det eksisterende 400 kV-luftledningsnet, hvor det vil være hensigtsmæssigt at foretage en mere dybtgående analyse om forskønnelse af disse delstrækninger. Analysen viser, at nogle af de ældre luftledningsanlæg ud fra landskabelige og naturmæssige hensyn er placeret uhensigtsmæssigt. Det skyldes i høj grad, at man ikke tidligere tog helt så mange natur- og landskabelige hensyn som i dag. Desuden har mange landskaber siden opstil-lingen af masterne en gang i 1960'erne og starten af 1970'erne ændret karakter og indeholder nu boligområder, friluftsområder m.v., som giver konflikt med anlæggene. I dag tages der langt større hensyn til naboerne, naturen og landskabet, når der planlægges nye eltransmissionsan-læg. Det viser analysen fx tydeligt på en 26,4 km lang 400 kV-strækning mellem Bramslev nord for Mariager Fjord og Haverslev vest for Rold Skov. På denne strækning blev der i 2003 opsat omkring 80 nydesignede master. Analysen viser, at kun ca. 2 pct. af strækningen står uhen-sigtsmæssigt. Dette tal er væsentlig lavere end de gennemsnitlige 25 pct.

Det nyudviklede GIS-værktøj giver mulighed for at sammenligne forskellige strækninger ud fra de samme forudsætninger. Det vil være et godt værktøj fremover i forbindelse med planlægning og etablering af kommende eltransmissionsforbindelser. Det er et værktøj, der kan hjælpe med en prioriteret indsats på det overordnede niveau, og værktøjet kan være med til at anskueliggø-re, hvor ressourcerne bruges mest hensigtsmæssigt fremadrettet. Det er vigtigt at understrege, at GIS-analysen er et screeningsværktøj, som kan benyttes som dels beslutningsværktøj og dels udpegningsgrundlag til udvælgelse af forskellige områder, hvor der vil være behov for en nærmere analyse, inden der kan ske en prioritering af områderne. Med værktøjet vil det være muligt at vurdere forskellige luftledningsstrækninger i forhold til hinanden ud fra givne, fælles forudsætninger. Analyseværktøjet kan derimod ikke erstatte mere dybtgåen-de undersøgelser, eksempelvis VVM og miljøvurderinger.


64

7. Udbygningsprincipper for eltransmissionsnettet Der er analyseret en række generaliserede principper for udbygning af eltransmissionsnettet. Disse principper beskrives i de følgende afsnit. Som basis for vurderingen af de økonomiske, leveringssikkerhedsmæssige og miljømæssige for-hold ved principperne, har udvalget for hvert af de 6 udbygningsprincipper gennemregnet en eller flere konkrete udbygningsmodeller som eksempler inden for hvert princip. De 8 konkrete udbygningsmodeller er beskrevet i Bilag 1. I følgende figur illustreres de seks udbygningsprincipper A til F for det overordnede elsystem på 400 kV-niveau. Principperne A, B og C forudsættes alle kombineret med en kabellægning af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net i henhold til særskilte kriterier, som senere skal udmøntes i en konkret kabel-handlingsplan. For principperne D og E kan en kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet vælges fra eller til. På samme måde kan principperne B til E for 400 kV-nettet alle kombineres med en forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net. Det vil med de nuværende teknologiske muligheder fortrinsvis ske ved udskiftning af de eksisterende gittermaster til nye og lavere mastetyper (se Figur 27 og Figur 28) i takt med, at behovet for renovering opstår. Kabellægning af eksisterende 400 kV kan ske på korte og særligt udvalgte strækninger.



AFuldstændig

kabellægning

AFuldstændig

kabellægning

BNye

forbindelser

i kabler

BNye

forbindelser

i kabler

CNye forbindelser

i kabler og nye

master ved et

eksisterende

tracé

CNye forbindelser

i kabler og nye

master ved et

eksisterende

tracé

DNye forbindelser

i luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

DNye forbindelser

i luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

ENye forbindelser

i luften

ENye forbindelser

i luften

FIngen

udbygning af

elnettet

FIngen

udbygning af

elnettet







132 kV og

150 kV

400 kV



AFuldstændig

kabellægning

AFuldstændig

kabellægning

BNye

forbindelser

i kabler

BNye

forbindelser

i kabler

CNye forbindelser

i kabler og nye

master ved et

eksisterende

tracé

CNye forbindelser

i kabler og nye

master ved et

eksisterende

tracé

DNye forbindelser

i luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

DNye forbindelser

i luften, hvor

der i forvejen

er luftledninger

ENye forbindelser

i luften

ENye forbindelser

i luften

FIngen

udbygning af

elnettet

FIngen

udbygning af

elnettet







132 kV og

150 kV

400 kV

Figur 21 Seks generaliserede udbygningsprincipper.


65

7.1 A – Fuldstændig kabellægning af elnettet

Figur 22 Udbygningsprincip A – fuldstændig kabellægning af elnettet.

En total kabellægning af det danske 400 kV-net vil være en meget omfattende og teknisk kræ-vende opgave, som ikke vil kunne forventes gennemført på under 30-40 år.36 På grund af den tidsmæssige horisont og de teknologiske udfordringer må en konkret beslutning om en total kabellægning af det danske elnet afvente løsning af disse udfordringer. I stedet kan en total kabellægning af elsystemet være en overordnet og langsigtet målsætning, uanset hvilket af de øvrige udbygningsprincipper der vælges. Hvis det kunne lade sig gøre at gennemføre en total kabellægning af 400 kV-nettet med den i dag kendte teknologi, må det forventes at koste i nærheden af 37 mia. kr.37 Det er 14 gange de forventede udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper. Dertil skal lægges en total kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet, som vil koste omkring 11,5 mia. kr. I alt vil det altså koste ca. 48 mia. kr. at kabellægge det danske 400 kV-, 150 kV- og 132 kV-net.

36 Det er i de økonomiske analyser antaget, at kabellægningen er gennemført i 2030 af hensyn til sammenligningen med de øvrige udbygningsprincipper.

37 Alle omkostninger i forbindelse med realiseringen af principperne er angivet i 2008-priser.


66

7.2 B – Nye 400 kV-forbindelser i kabler

Figur 23 Udbygningsprincip B – nye 400 kV-forbindelser i kabler.

Med udbygningsprincip B lægges alle nye 400 kV-forbindelser i jorden. Det eksisterende 400 kV-luftledningsnet bliver stående, men princippet åbner mulighed for tilvalg af forskønnelsesprojekter i form af udskiftning til nye mastetyper, eventuel omlægning af tracé og delvis kabellægning ligesom i dag, sådan at der tages størst muligt hensyn til de landskabelige værdier. Dette princip ventes at koste ca. 8 mia. kr., svarende til ca. tre gange mere end de forventede udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper. De første udbygningspro-jekter forventes at være Endrup-Kassø-Tyskland (2012) og Endrup-Idomlund (2014). Samtlige 400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020. Dette udbygningsprincip forudsætter en omfattende omstrukturering af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net som følge af 400 kV-kabellægningen. En fuldstændig kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet vil kunne gennemføres i takt med omstruktureringen og vil koste ca. 11,5 mia. kr. Den samlede pris for udbygningsprincip B vil således være omkring 20 mia. kr. De teknologiske løsninger, som vil skulle tages i anvendelse ved dette udbygningsprincip, er ikke afprøvet i det omfang, som de forudsættes. Dette udbygningsprincip må derfor betragtes som væsentligt mere risikobetonet end principperne C, D og E.


67

For ikke at sætte leveringssikkerheden over styr som følge af nye teknologiske løsninger vil ka-bellægning af flere, nye forbindelser på længere strækninger først kunne påbegyndes i takt med, at der er opnået tilfredsstillende resultater af forsøg med lange (mere end 40 km) 400 kV-vekselstrømskabler i det eksisterende elnet. Sådanne forsøg vil med en målrettet indsats kunne gennemføres i løbet af 6-10 år. Da indpasningen af markant mere vedvarende energi kræver udbygning af elnettet, inden disse kabelforsøg kan være gennemført, må det forventes, at der i en overgangsperiode vil blive behov for etablering af mere kortsigtede løsninger – fx 400 kV-jævnstrømskabler – som ikke i alle til-fælde understøtter den langsigtede udvikling af elnettet. En del af investeringerne ved dette ud-bygningsprincip må derfor betragtes som kortsigtede. 7.3 C – Nye 400 kV-forbindelser i kabler og lavere master i nyt design ved ét ek-sisterende tracé

Figur 24 Udbygningsprincip C – nye 400 kV-forbindelser i kabler og lavere master i nyt design ved ét eksisterende tracé.

Med udbygningsprincip C lægges nye 400 kV-forbindelser som hovedregel i jorden. Samtidig forstærkes 400 kV-nettets vitale rygrad gennem Jylland ved anvendelse af en mast i et mere tidssvarende design.


68

Det betyder, at den eksisterende masterække mellem den jysk-tyske grænse og Tjele fjernes og erstattes med en ny tosystemsforbindelse38 på master i et nyt design. Det øvrige 400 kV-luftledningsnet bliver stående, men princippet åbner mulighed for tilvalg af forskønnelsesprojekter i form af udskiftning til nye mastetyper, eventuel omlægning af tracé og delvis kabellægning ligesom i dag, sådan at der tages størst muligt hensyn til de landskabelige værdier. Dette udbygningsprincip ventes at koste ca. 5,5 mia. kr., det vil sige ca. 2,5 gange mere end de forventede udgifter ved at fortsætte med de i dag gældende udbygningsprincipper. De første udbygningsprojekter i dette princip forventes at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012), Revsing-Tjele (2014) og Endrup-Revsing. Samtlige 400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020. Udbygningsprincippet forudsætter ligesom princip B en omfattende omstrukturering af det eksi-sterende 132 kV- og 150 kV-net som følge af 400 kV-kabellægningen. En fuldstændig kabellæg-ning af 132 kV- og 150 kV-nettet vil kunne gennemføres i takt med omstruktureringen og vil koste ca. 11,5 mia. kr. i 2008-priser. Den samlede pris for udbygningsprincip C vil således være ca. 17 mia. kr. Som for udbygningsprincip B gælder det, at de teknologiske løsninger, som tages i anvendelse ved dette udbygningsprincip, ikke er afprøvet. Princippet vil dog grundet forstærkningen af den vitale 400 kV-forbindelse gennem Midtjylland samt en trinvis integration af 400 kV-kabler i nettet være en væsentligt mere sikker og robust løsning end princip B. Forstærkningen gennem Midtjyl-land medfører, at kabellægningen af alle øvrige nye 400 kV-forbindelser vil være væsentligt min-dre risikobetonet, end det er tilfældet for udbygningsprincip B. Som for princip B vil kabellægning af flere nye 400 kV-forbindelser på længere strækninger kun-ne påbegyndes i takt med, at der er opnået tilfredsstillende resultater af forsøg med lange (mere end 40 km) 400 kV-vekselstrømskabler i det eksisterende elnet. Sådanne forsøg vil med en mål-rettet indsats kunne gennemføres i løbet af 6-10 år.

38 To 400 kV-systemer ophænges på samme masterrække.


69

7.4 D – Nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor der i forvejen er luftledninger, men på lavere master i nyt design

Figur 25 Udbygningsprincip D – nye 400 kV-forbindelser i luften, hvor der i forvejen er luftled-ninger, men på lavere master i nyt design.

Med netudbygningsprincip D opføres alle nye 400 kV-forbindelser som luftledninger. De nye for-bindelser placeres udelukkende ved tracéer, hvor der i forvejen er højspændingsmaster. De eksi-sterende og nye luftledninger samles på nye lavere master i et nyt design, hvorefter de gamle gittermaster fjernes. Udbygningsprincip D bygger på de eksisterende principper for netudbygning. For at reducere de visuelle gener for landskabet bygges nye 400 kV-luftledninger alene ved eksi-sterende tracéer og med en ny mastetype. Fx udskiftes den eksisterende luftledning mellem Kassø og Tjele med en ny tosystemsluftledning. Dette udviklingsprincip ventes at koste ca. 4 mia. kr. De første udbygningsprojekter i dette prin-cip forventes at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012), Revsing-Tjele (2014). Samtlige 400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020. Dette princip kan kombineres med forskønnelsesprojekter for det eksisterende 400 kV-net, samt kabellægning af elnettet på de lavere spændingsniveauer. Her kan luftledninger kabellægges


70

uden væsentlige teknologiske problemer, og er samtidig væsentligt billigere end kabellægning på 400 kV-niveau. Dette udbygningsprincip giver maksimal kapacitet i elnettet og undgår nye 400 kV-tracéer til lavest mulige omkostninger. 7.5 E – Nye 400 kV-forbindelser i luften på lavere master i nyt design

Figur 26 Udbygningsprincip E – nye 400 kV-forbindelser i luften på lavere master i nyt design.

Med udbygningsprincip E opføres nye 400 kV-forbindelser som luftledninger på master, som er lavere og i et mere tidssvarende design end de traditionelle gittermaster. Udbygningsprincip E bygger på de allerede i dag eksisterende principper for netudbygning og ventes at koste ca. 2,7 mia. kr. i 2008-priser. De første udbygningsprojekter i dette princip for-ventes at være Revsing-Kassø-Tyskland (2012) og Endrup-Idomlund (2014). Samtlige 400 kV-projekter forventes færdiggjort i 2020. Dette princip kan kombineres med forskønnelsesprojekter for det eksisterende 400 kV-net samt kabellægning af elnettet på de lavere spændingsniveauer. Udbygningsprincippet giver maksimal kapacitet i elnettet til lavest mulig omkostning, men prin-cippet giver samtidig en øget visuel påvirkning af landskabet som følge af nye luftledninger.


71

7.6 F – Ingen udbygning af elnettet Udvalget har vurderet konsekvenserne af ikke at foretage yderligere udbygning af eltransmissionsnettet. Princippet er ikke sammenligneligt med de øvrige udbygningsprincipper både af forsyningssikkerhedsmæssige årsager, hensynet til en velfungerende konkurrence på elmarkedet og ønsket om at indpasse markant mere vedvarende energi i elsystemet. Der er behov for at forstærke eltransmissionsnettet, når de politiske målsætninger om mere vindenergi i elsystemet skal nås. 7.7 Kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettene 132 kV- og 150 kV-nettet udgør de store hovedveje i elsystemet. Efter de gældende regler kabellægges nye 132 kV- og 150 kV-forbindelser som udgangspunkt allerede i dag. Ønskes det eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledningsnet kabellagt, vil dette kunne kombineres med et hvert af udbygningsprincipperne for 400 kV-nettet. Ønskes en massiv kabellægning af transmissionsnettet, vil det være samfundsøkonomisk mest hensigtsmæssigt at kabellægge 132 kV- og 150 kV-nettet i henhold til en sammenhængende kabelhandlingsplan på basis af miljø-mæssige, tekniske og økonomiske kriterier og i forbindelse med større renoveringer. En detalje-ret udredning om kabellægning af 132 kV- og 150 kV-nettet er under udarbejdelse af Dansk Energi. Denne udredning vil kunne indgå som en del af grundlaget for udarbejdelsen af en kon-kret kabelhandlingsplan, når de fremtidige principper for udbygning af eltransmissionsnettet er fastlagt. Prisen for at kabellægge hele det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net (ca. 3.000 km) vurderes at være ca. 11,5 mia. kr.39

7.8 Forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net Udbygningsprincipperne B-E vil alle kunne kombineres med en forskønnelse af det eksisterende 400 kV-luftledningsnet. Ved renoveringer af det eksisterende luftledningsnet kan de eksisterende master på udvalgte strækninger udskiftes med lavere master i et nyt design. Se Figur 27. Ma-sterne vil være 7-12 meter lavere end en typisk Donaumast på 42 meter. De nye master vil des-uden kunne indpasses bedre i landskabet end de eksisterende ved at planlægge tracéet i bedre samspil med landskabets struktur og med størst mulige hensyn til de landskabelige værdier. På kortere delstrækninger kan der ligesom i dag kabellægges – fx i tæt bymæssig bebyggelse og der, hvor en luftledning får væsentlige konsekvenser for landskabelige interesser. Samlet set opnås en markant forskønnelse af landskabet i forhold til i dag.

39 Dette beløb omfatter alene omkostninger til kabellægning. Det vurderes, at der vil blive behov for ombygning af statio-

ner, som vil koste 1-2 mia. kr.


72

Figur 27 Eksisterende og nye mastetyper – alle til to 400 kV-systemer. Donaumasten findes flere steder i Jylland. Eaglemasten er i dag færdigudviklet og kan tages i brug ved nye pro-jekter. Fibermasten er under udvikling og forventes at være færdigudviklet om ca. 5 år.


73

Figur 28 Ny, lavere 400 kV-mastetype – på højde med en eksisterende 150 kV-mast. Den viste fibermast vil kunne bære ét 400 kV-system.

En forskønnelse af det eksisterende 400 kV-net med udskiftning af omkring en tredjedel af de eksisterende master (fordelt med kabellægning af 50 km og udskiftning til nye master på 350 km) vurderes til at koste ca. 2,3 mia. kr. Det er værd at bemærke, at en del af denne forskøn-nelse er indregnet i princip C, hvor der etableres nye 400 kV-luftledninger ved et eksisterende tracé. 7.9 Distributionsnettet under 100 kV Denne tekniske redegørelse omfatter udelukkende analyser for elnettet over 100 kV. Det skal dog bemærkes, at der er gode muligheder for kabellægning på de underliggende spændingsni-veauer, hvor omkostningerne til kabellægning er lavere end på de højere spændingsniveauer. En tredjedel af distributionsnettet på 30-60 kV-niveau er kabellagt i dag.

20

25

30

35

40

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

år

Kabellagt

andel af

30-6

0 k

V i %

Figur 29 Kabellægningsgrad for distributionsnettet. De anvendte data stammer fra Dansk Ener-gi's statistik.

Tabel 21 giver et overblik over andelen af kabler og luftledninger i det eksisterende net, samt de vurderede omkostninger ved en kabellægning af de resterende luftledninger.


74

Spændingsniveau

Total km

Km kabel

Km luftledning

Omkostninger ved ka-bellægning af resteren-de luftledning (mia. kr.)

6-20 kV 61.566 53.428 8.138 340

30-60 kV 8.465 2.760 5.705 7-8

132-150 kV 4.062 611 3.451 11,5

220-400 kV 1.478 164 1.314 37

Tabel 21 Fordeling af kabler og luftledning i det eksisterende net samt omkostning ved kabellæg-ning. Alle længder er angivet som system-kilometer.41

Det er overvejende sandsynligt, at hele distributionsnettet under 100 kV vil være kabellagt inden for den tidshorisont, der anvendes i de foreliggende analyser. 7.10 Økonomisk sammenstilling af udbygningsprincipper De beskrevne udbygnings- og kabellægningsprincipper er meget forskellige i forhold til påkrævet investeringsomfang. Valget af udbygningsprincip har desuden ganske stor betydning for drifts-omkostningerne til eltransmissionssystemet. Afsnittene herunder opsummerer og sammenligner de væsentligste økonomiske nøgletal for de seks udbygningsprincipper. Selv om de egentlige analyser kun strækker sig til 2025, er de økonomiske nøgletal vist frem til 2030/2031. Det skyldes, at det for flere af principperne er gældende, at det først er på dette tidspunkt, den fulde effekt kan ses42. Udbygningsprincip E er anvendt som reference, da dette princip svarer til den hidtil planlagte udbygningsplan for elnettet. De økonomiske nøgletal er for alle principperne angivet for rammebetingelse 1 med hensyn til udbygning med udvekslingsforbindelser, da en udbygning anses for væsentligt mere sandsynlig end rammebetingelse 0, hvor der ikke foretages yderligere udbygning af udlandsforbindelser frem til 2025.

7.10.1 Investeringsomkostninger for udbygningsprincipper Tabellen herunder viser de forventede akkumulerede investeringsomkostninger for realisering af hvert af udbygningsprincipperne. Som det fremgår, er investeringen i principperne A, B og C tidligst afsluttet i 2030.

40 Et overordnet skøn, som er behæftet med stor usikkerhed. Der er regnet med en omkostning på 350 tkr. pr. km. Afledte omkostninger til ændringer af stationer er ikke inkluderet i estimatet.

41 Tracé-km angiver længde af selve tracéet. System-kilometer angiver selve ledningslængden, som kan være større end

tracélængden, da der kan være flere systemer på samme masterække. 42 For princip A vil en fuldstændig kabellægning af 400 kV-nettet ikke kunne gennemføres på under 30-40 år. Af hensyn til

sammenligningen med de øvrige principper er det i de økonomiske analyser antaget, at også princip A er gennemført i 2030.


75


Princip B Nye 400 kV-for-

bindelser i kabler +

132/150 kV i kabler

Princip C Nye 400 kV-for-

bindelser i kabler og

nye master ved ét eksi-

sterende tracé +

132/150 kV i kabler

Princip D Nye 400 kV-for-

bindelser i luften, hvor der i forve-jen er luft-ledninger

Princip E Nye 400 kV-for-

bindelser i luften


elnettet

Samlet investering til 2025 mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr.

Investering 400 kV 24,4 8,1 5,6 3,8 2,5 0

Investering 132/150 kV 8,3 8,3 8,3 0,2 0,2 0

I alt frem til 2025 32,7 16,4 13,9 4,0 2,7 0

Samlet investering til 2030

Investering 400 kV 36,6 8,1 5,6 3,8 2,5 0

Investering 132/150 kV 11,5 11,5 11,5 0,2 0,2 0

I alt frem til 2030 48,1 19,6 17,1 4,0 2,7 0

Tabel 22 Investeringsomkostninger 2010-2030 mia. kr. (2008-priser). Omkostninger til udlands-forbindelser og ilandføringsanlæg for havmølleparker er ikke inkluderet i priserne.

Omkostningen til fuld kabellægning af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net indgår for princip-perne A til C, men det er også muligt at vælge dette til for de øvrige principper. Det ses af tabel-len, at prisen for at kabellægge hele det eksisterende 400 kV-net (1.100 km) er ca. 29 mia. kro-ner (36,6 – 8,1 mia. kr.). Prisen for at kabellægge hele 132 kV- og 150 kV-nettet (3.000 km) er ca. 11,5 mia. kroner. Den angivne omkostning for princip A er klart den største. Dette tal er usikkert og må betragtes som et minimum, da det endnu ikke er klart, hvilke supplerende investeringer der er nødvendige for at kunne drive et 400 kV-eltransmisionssystem udelukkende med jordkabler med en tilfreds-stillende leveringssikkerhed. Det forudsættes beregningsmæssigt, at en kabellægning er tilende-bragt i 2030, hvilket med nuværende viden ikke anses for realistisk.

7.10.2 Tarifvirkning for elforbrugerne Nedenstående tabel viser den forventede tarifvirkning af de forskellige udbygningsprincipper. I denne fremstilling anvendes for 400 kV og 132 kV, der er ejet af systemansvaret, den sædvanli-ge afskrivningsprofil for systemansvarets anlægsaktiver (serielån) samt antagelser om forventet kapitalomkostning (4,3 pct.) og inflation (2 pct.). For 132 kV- og 150 kV-anlæg, der er ejet af transmissionsselskaberne, anvendes den toneangivende lange byggeobligationsrente + 1 pct. (p.t. svarende til 6,7 pct.).


76

Tarifvirkning af principper deflateret til faste priser (øre/kWh) (investering og drift)

År




kabler



kabler



ger


luften


elnettet

2015 0,5 1,2 0,8 0,3 0,3 1,0

2020 3,2 2,6 2,3 0,6 0,4 2,7

2025 6,2 3,3 3,0 0,7 0,5 4,4

2030 9,0 3,8 3,5 0,7 0,5 n.a.

2031 9,5 3,9 3,5 0,7 0,5 n.a.

Tabel 23 Forventet tarifvirkning for elforbrugerne (2008-priser).

For princip A til E stammer tarifvirkningen hovedsageligt fra afskrivninger på nyinvesteringer i eltransmissionsnettet. Hvis man vælger et princip, der udelukkende indeholder kabler fremadret-tet, kan det som nævnt blive aktuelt at anvende jævnstrømsløsninger på udvalgte stræk i det interne eltransmissionsnet. Disse løsninger vil give ekstra omkostninger til dækning af de elektri-ske tab, der er i sådanne forbindelser. Det kan øge omkostningerne i forhold til, hvad der er an-givet i Tabel 23. For princip F stammer tarifvirkningen for forbrugerne primært fra markedstab på grund af det utilstrækkelige interne net. Disse vil i praksis – i henhold til de anvendte driftsprincipper – opstå som omkostninger for systemansvaret til at foretage beordrede ændringer af forbrug og produk-tion i elsystemet gennem såkaldt modhandel som følge af interne flaskehalse i nettet. Disse op-træder ikke i nævneværdigt omfang i forbindelse med de øvrige principper. 7.10.3 Samfundsøkonomisk omkostning I ovenstående afsnit er der givet en vurdering af de sandsynlige prisvirkninger for forbrugerne af de enkelte udbygningsprincipper. I tabellerne herunder præsenteres de samfundsøkonomiske omkostninger, der er beregnet efter sædvanlige samfundsøkonomiske analyseprincipper. Den væsentligste forskel er, at investeringerne her afdrages efter et annuitetsprincip, og at den samfundsøkonomiske diskonteringsrente på 6 pct. anvendes.


77

Samfundsøkonomisk årlig omkostning af principper med reference til eksisterende retningslinjer – princip E

(mia. kr. pr. år) inkl. forvridningstab43

År




kabler



kabler


der i forvejen er luftledninger


luften

Princip F Ingen udbyg-

ning af elnettet

2015 0,0 0,4 0,2 0,0 0,0 0,3

2020 1,4 1,1 0,8 0,1 0,0 1,0

2025 3,0 1,4 1,2 0,1 0,0 1,4

2030 4,7 1,8 1,5 0,1 0,0 n.a.

2031 5,0 1,8 1,6 0,1 0,0 n.a.

Tabel 24 Forventet samfundsøkonomisk omkostning pr. år.

Samlet økonomi for perio-den 2010-2025 (tilbagedi-skonteret til år 2010)

Princip A

Princip B

Princip C

Princip D

Princip E

Princip F

Investering og restvær-di 400 kV

mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr. mia. kr.

Ny 400 kV-transmission 15,8 7,1 4,5 3,2 2,2 0

Restlevetidsværdi i 2025 -10,8 -2,9 -2,1 -1,6 -1,1 0

Investering og restvær-di 132 kV- og 150 kV

Investering og restværdi

132 kV og 150 kV

6,0 6,0 6,0 0,2 0,2 0

Restlevetid kabler i 2025 -3,5 -3,5 -3,5 -0,1 -0,1 0

Drift og vedligehold -0,06 -0,04 -0,02 0,02 0,02 0,00

Markedstab som følge af intern netbegrænsning

0,1 0 0 0 0 5,644

Samlet omkostning mia. kr. for periode ekskl. forvridningstab

7,6 6,7 4,9 1,7 1,2 5,6

Effekt af forvridningstab 1,3 1,1 0,7 0,1 0,0 0,0

Samlet samfundsøko-nomisk omkostning for periode

8,8 7,8 5,7 1,8 1,2 5,6

Samlet investering 2025 32,7 16,4 13,9 4,0 2,7 0,0

Tabel 25 Samlet samfundsøkonomi for perioden 2010-2025. Markedstabene som følge af be-grænsninger i det interne transmissionsnet er for principperne A-E beregnet til at være ubetydelige.

43 Omkostninger til eventuel ombygning af stationer indgår ikke i økonomiberegningen. Ligeledes indgår omkostninger ved tilslutning af havmølleparker og kabellægning af udlandsforbindelser heller ikke i økonomiberegningen.

44 Det beregnede markedstab er behæftet med forholdsvis stor usikkerhed og kan være lavere. Tallet er væsentligt afhæn-

gigt de anvendte forudsætninger om prisforskel mellem Norden og Kontinentet.


78

Det skal bemærkes, at miljømæssige effekter som fx landskab/visuelt miljø ikke er opgjort i kro-ner og øre og derfor ikke indgår i ovenstående på lige fod med øvrige gevinster og omkostninger. I stedet er der anvendt generaliserede effektmål (cost effectiveness-analyse) til at kvantificere de miljømæssige effekter.

7.10.4 Omkostninger ved forskønnelse af det eksisterende 400 kV-transmissionsnet Som et supplement til flere af principperne kan det som omtalt i afsnit 7.8 være relevant at ud-arbejde en handlingsplan for forskønnelse af det eksisterende 400 kV-transmissionsnet, gennem anvendelse af nye mastetyper, der minimerer de visuelle gener, samt ved målrettet kabellægning af delstrækninger. En sådan indsats kan med fordel målrettes de steder, hvor de eksisterende tracéer medfører de største visuelle gener. Indsatsen vil endvidere kunne afstemmes efter renoveringsbehov. Det vil reducere meromkostningen ved forskønnelsen. Det er naturligvis ikke hensigtsmæssigt at forskønne meget korte stræk, da der vil være visse "engangsomkostninger pr. projekt". En forskønnelse ved udskiftning til lavere og mere tidssvarende master vurderes at kunne gen-nemføres for mellem 4,5 og 6 mio. kr./tracé-km – alt efter, om det kan kombineres med et alle-rede eksisterende renoveringsbehov. En forskønnelse af 400 km af det eksisterende 400 kV-tracé (det vil sige en tredjedel af det eksi-sterende), fordelt med kabellægning af 50 km og udskiftning af nye master på 350 km vil koste ca. 2,3 mia. kr.. Det er værd at bemærke, at en del af denne forskønnelse er indregnet i princip C, hvor der etableres nye 400 kV-luftledninger ved det eksisterende tracé gennem Midtjylland.

7.10.5 Følsomhedsvurderinger Der er foretaget en vurdering af følsomhed for investeringspriser og diskonteringsrente.

Følsomheds-element




kabler

Princip C Nye 400 kV-forbindelser i kabler og nye master ved ét eksiste-

rende tracé + 132/150 kV i

kabler



ger


luften

Princip F Ingen udbyg-ning af elnet-

tet

4 % diskonto 79 % 79 % 79 % 74 % 74 % 100 %

8 % diskonto 122 % 122 % 122 % 128 % 128 % 100 %

+25 % an-lægspris

125 % 125 % 125 % 123 % 121 % 100 %

Tabel 26 Vurdering af følsomheder og robusthed for fremtidige krav til transmissionsnettet.

7.10.6 Varianter For at sikre den nødvendige robusthed over for usikkerheder omkring udviklingen af det samlede elsystem, er der i forbindelse med analyse af de opstillede udbygningsmodeller taget hensyn til en række varianter af sandsynlige udviklinger af elsystemet i forhold til de definerede randbetin-gelser. Et særligt fokus er rettet mod etablering af alternative samarbejdsforbindelser til nabo-områderne samt udbygning af det indenlandske, centrale produktionsapparat. Derudover er de


79

netmæssige konsekvenser undersøgt ved at udbygge med havmølleparker ved Kriegers Flak som et alternativ til udbygning ved Horns Rev.

Jævnstrømsforbindelse til Holland Som et muligt udbygningsalternativ for samarbejdsforbindelserne til nabo-områder indgår en jævnstrømsforbindelse mellem Jylland og Holland. Med en sådan jævnstrømsforbindelse skabes der forbindelse til et attraktivt højprisområde. Ligeledes vil en jævnstrømsforbindelse til Holland gøre det muligt at afsætte større mængder vindkraft i perioder med lokalt overskud af vindkraft i Jylland. Denne situation er undersøgt i relation til mulighederne for at reducere det indenlandske 400 kV-netudbygningsbehov ved at afhjælpe lokale overbelastninger i Sydvestjylland ved fx eks-port af vindkraft til Holland. Ved de udførte netanalyser er der foruden forudsætningerne fra Rammebetingelse 1 forudsat en jævnstrømsforbindelse mellem den eksisterende 400 kV-station Endrup og det hollandske eltransmissionsnet. Netanalyserne viser, at etableringen af en 600 MW-jævnstrømsforbindelse ikke giver anledning til et ændret netudbygningsbehov. Jævnstrømsforbindelsen skal også kunne udnyttes i driftssituati-oner uden produktion fra vindkraften og her indgå som transitkanal mellem Norden og Kontinen-tet. Dermed vil en jævnstrømsforbindelse til Holland således ikke reducere behovet for udbygning af 400 kV-nettet i Jylland.

Udbygning af det indenlandske centrale produktionsapparat For de udførte netanalyser er der ved opstilling af randbetingelser for produktionsapparatet taget udgangspunkt i Energistyrelsens basisfremskrivning fra januar 2007. Denne fremskrivning forud-sætter en betydelig reduktion af det indenlandske centrale produktionsapparat. For at sikre den nødvendige rummelighed i transmissionsnettet for de enkelte udbygningsalterna-tiver, herunder begrænse risikoen for "indestængt" produktionskapacitet i tilfælde af tilgang af ny, central produktionskapacitet på eksisterende kraftværkspladser, er der udført en række sup-plerende netanalyser. Konkret er de netmæssige konsekvenser undersøgt ved tilgang af op til 1.000-1.100 MW central produktion i både i Jylland/Fyn og på Sjælland med følgende geografiske fordeling: Jylland/Fyn:

• 600 MW ved Studstrupværket med nettilslutningspunkt i 400 kV-station Trige • 400 MW ved Nordjyllandsværket med nettilslutningspunkt i 400 kV-station Nordjyllandsvær-

ket. Sjælland:

• 2 x 260 MW ved Kyndbyværket med nettilslutningspunkt i den planlagte 400 kV-station ved Kyndbyværket

• 450 MW ved Amagerværket med nettilslutningspunkt i den planlagte 400 kV-station ved Amagerværket.

Generelt er der ikke påvist behov for et øget 400 kV-netudbygningsbehov ved etablering af ny central produktionskapacitet på eksisterende kraftværkspladser. I forbindelse med etablering af et tredje 400 kV-Øresundskabel mellem Amagerværket og Syd-sverige planlægges samtidig den såkaldte Københavnerring mellem 400 kV-stationerne Amager-værket og H.C. Ørsteds Værket. Dermed er der etableret to-sidet 400 kV-nettilslutning af kraft-


80

værksenhederne ved Avedøre og Amagerværket. Med disse 400 kV-udbygninger opnås to-sidet forsyning af samtlige 400 kV-stationer i Hovedstadsområdet, hvilket giver en høj forsyningssik-kerhed samt mulighed for aflastning af det eksisterende 132 kV-net i Hovedstadsområdet. I Jylland er de undersøgte 400 kV-netstrukturer tilstrækkeligt udbygget og dermed robust over for den forudsatte tilgang af øget central produktionskapacitet på de eksisterende kraftværks-pladser.

Havmølleparker ved Kriegers Flak I grundforudsætningerne er havmølleudbygningen efter 2012 udelukkende placeret i Vestdan-mark. For at vurdere udbygningsprincippernes robusthed har udvalget analyseret betydningen af at flytte tre havmølleparker (3 x 200 MW) fra Horns Rev i Vesterhavet til Kriegers Flak i Østersø-en. De 6 analyserede principper er alle tilstrækkeligt robuste til også at kunne håndtere en til-slutning af havmøller fra Kriegers Flak. Etablering af havmølleparker ved Kriegers Flak som alternativ til Horns Rev vil ikke reducere 400 kV-netudbygningsbehovet i Jylland. Etablering af havmølleparker i Østersøen stiller øgede krav til 400 kV-netudbygningen på Sjælland. Dette søges løst ved den planlagte nordlige 400 kV-ring-forbindelse mellem Asnæsværket og Kyndbyværket. De systemmæssige fordele ved en mere distribueret placering af fremtidige havmølleparker er ikke undersøgt i denne sammenhæng. 7.11 Robusthed Til vurdering af robustheden af beslutninger i forbindelse med den langsigtede planlægning af elinfrastrukturens udbygning anvender Energinet.dk fire scenarier. Scenarierne beskriver fire mulige udviklinger frem til 2030 for de omgivende faktorer, der påvirker investeringer i elnettet. Scenarierne udspænder samlet et udfaldsrum for energiforsyningen frem til 2030. Det er valgt at anvende de fire scenarier til en overordnet vurdering af de seks udbygnings- og kabellægnings-princippers robusthed og fleksibilitet i forhold til forskellige udviklinger af omverden. Ved formuleringen af scenarierne er der taget udgangspunkt i to dimensioner for fremtiden. En miljødimension og en international dimension. Disse to dimensioner er illustreret i Figur 30, hvor den vandrette akse udgør graden af internationalisering, og den lodrette akse udgør graden af miljøprofilen. Hver af de fire kvadranter danner udgangspunkt for et scenarie. Scenarierne be-tegnes Greenville, Grønnevang, Blueville og Blåvang.


81

Primærtinternationalt

fokus

Miljø – et højt prioriteret hensyn

Miljø – et lavere prioriteret hensyn

Primærtnationaltfokus

1 - Greenville

2 - Blueville3 - Blåvang

4 - Grønnevang

Figur 30 Illustration af miljødimension og international dimension i de fire scenarier.

De 4 scenarier er tilstræbt formuleret sådan, at de principielt har samme sandsynlighed for at indtræffe i 2030. Definition af scenarierne er beskrevet i dokumentet "Scenarierapport, fase 1" 45. Greenville I dette scenarie er der høj fokus på udbygning med vedvarende energi. Storskalaløsninger an-vendes både på vindkraftområdet og i store centrale biomasseværker med kombineret produkti-on af el, varme og biofuel. Vindkraft udbygges kraftigt som store offshoreanlæg. Der lægges vægt på et tæt samspil med udlandet (kraftige udlandsforbindelser) til at få den fluk-tuerende produktion fra vindkraft balanceret med forbruget. Udbygning med en kraftig elinfra-struktur er en forudsætning for dette scenarie. Der er accept af, at transportkorridorer med luft-ledninger kan være nødvendige for at indpasse den megen fluktuerende produktion. Samlet set medfører dette, at omkostningen på overordnet infrastrukturkapacitet er væsentlig for økonomi-en i dette scenarie. Herunder omkostningen til transmission på tværs af Danmark og udveksling med udlandet. Grønnevang I dette scenarie er der høj fokus på udbygning med vedvarende energi. I modsætning til Green-ville er der et ønske om, at løsningerne skal være lokalt forankrede, og at energibalanceringen i højere grad løses med lokale virkemidler. Dette princip medfører, at enhedsomkostningen på transmissionskapacitet i mindre grad belaster udbygningsstrategien.

45 "Scenarierapport, fase 1" kan downloades på www.energinet.dk (/Planlægning/Scenarier).


82

De visuelle belastninger i nærmiljøet værdisættes relativt højt, og en høj grad af kabellægning er naturligt i denne løsningsmodel. Blueville I dette scenarie er udbygning med en meget kraftig international naturgasinfrastruktur bærende i den fremtidige danske energiforsyning. Med den stærke satsning på naturgas fastholdes en stor decentral naturgasbaseret produktion af el og varme i de danske byer og endvidere en væsentlig produktion af mikrokraftvarme. Gasinfrastrukturen udgør således et både stærkt og finmasket energinet, som kan supplere energidistribution i elnettet. De visuelle belastninger fra luftledninger værdisættes forholdsvis lavt i dette scenarie. Blåvang I dette scenarie udgør elproduktion fra rene kulkraftteknologier (CCS – Carbon Capture and Sto-rage) rygraden i den danske elforsyning. Da kul kan leveres fra et stort antal lande, gør denne produktionsteknologi Danmark uafhængig af internationalt samarbejde for at sikre en stabil nati-onal el- og gasforsyning. Produktionen leveres fra nogle få store danske værker med CCS-anlæg, der forsyner hele landet. Teknologien drager fordel af, at Danmark kan levere den konkurrence-dygtige CO2-fri kulkraft til omgivende lande. Med god adgang til kølevand og deponering af CO2 i Nordsøen har Danmark en konkurrencefordel i forhold til værker med CCS-anlæg på det europæ-iske kontinent, som ikke har tilsvarende muligheder. Lave omkostninger til elinfrastruktur er i dette scenarie væsentligt for at gøre værkerne med CCS-anlæg konkurrencedygtige. Da de visuelle belastninger fra luftledninger værdisættes for-holdsvis lavt i dette scenarie, betyder det, at kabellægning ikke er ønsket i dette scenarie. 7.11.1 De seks udbygningsprincippers robusthed og fleksibilitet i scenarierne Tabel 27 sammenligner princippernes anvendelighed i forhold til scenarierne og giver på denne baggrund et udtryk for robustheden af det enkelte udbygningsprincip. Blåvang Blueville Greenville Grønnevang SUM

A -1 1 -1 2 1

B -1 1 1 2 3

C 1 2 2 1 6

D 2 2 2 -1 5

E 2 2 2 -1 5

F -1 -1 -1 1 -2

Tabel 27 Scenariebaseret robusthedssammenligning af udbygningsprincipper. Score: -1 = ikke hensigtsmæssigt i scenariet; 1 = anvendeligt i scenariet; 2 = anvende-ligt i scenariet og understøtter scenariet.

Ud fra Tabel 27 vurderes det, at udbygningsprincipperne A og F ikke er tilstrækkeligt robuste i forhold til de i scenarierne beskrevne mulige udviklinger af omverden. Princip B, C, D og E opnår de højeste scorer. Princip C scorer lidt højere end B, D og E. Baggrunden for dette er, at princip C er det mest fleksible af principperne. Princip C er således det eneste af principperne, som ikke vurderes som uhensigtsmæssigt i et eller flere scenarier.


83

Princip C vurderes som det mest fleksible udbygningsprincip og får i den forbindelse den højeste score. Princip C er også det eneste af principperne, som ikke vurderes som direkte uhensigts-mæssigt i et eller flere scenarier.

7.12 Leveringssikkerhed for udbygningsprincipperne Vurderingen af leveringssikkerhed for udbygningsprincipperne er primært baseret på determini-stiske analyser af systemtilstrækkelighed suppleret med enkelte probabilistiske beregninger for de konkrete udbygningsmodeller. Ved de probabilistiske analyser indgår den statistiske sandsynlighed for, at de enkelte produkti-onsanlæg og transmissionsforbindelser ikke er tilgængelige. Ved den probabilistiske analyse fore-tages der en beregning af den statistiske sandsynlighed for, at et udfald af produktionsanlæg og/eller transmissionsforbindelser medfører, at systemet ikke kan forsyne alle forbrugspunkter med den efterspurgte effekt. Ud fra de gennemførte analyser af de forskellige udbygningsprincipper med både deterministiske og probabilistiske værktøjer vurderes det, at de beskrevne udbygningsprincipper overordnet set er sammenlignelige med hensyn til systemtilstrækkelighed. Princip A og F er ikke analyseret med hensyn til leveringssikkerhed, idet disse principper ud fra andre hensyn ikke anses for anvendelige. De principper, hvor det underliggende 132 kV- og 150 kV-net kabellægges og ombrydes fra den nuværende paralleldrift med 400 kV-nettet til ringstrukturer i 132 kV- og 150 kV-nettet (princip B og C), udviser en statistisk lidt højere mængde "ikke-leveret energi" end referencen (princip E). Det vurderes, at de relativt små forskelle, der optræder i "ikke-leveret energi", ligger indenfor en margin, der kan imødegås ved den mere detaljerede projektering, som finder sted ved udmønt-ningen af principperne. Eksempelvis ved, at der på visse strækninger lægges to parallelle syste-mer eventuelt med mindre kapacitet pr. system. Hermed øges leveringssikkerheden. Driftsstra-tegien af det kabellagte 132 kV- og 150 kV-net har også betydning i denne forbindelse, eksem-pelvis kan man forestilles sig, at man ved et længerevarende udfald af en 400 kV-strækning om-kobler en del af 132 kV- og 150 kV-nettet til at udgøre en midlertidig netreserve. Det skal understreges, at leveringssikkerheden på spændingsniveauet over 100 kV i dag er me-get høj og udgør en relativ lille andel af de leveringsudfald, der registreres ved slutforbrugeren. Energinet.dk har taget initiativ til et længerevarende projekt, der forløber i perioden 2008-2010, hvor forsyningssikkerheden probabilistisk kvantificeres, og der fastlægges et ønsket dimensione-ringsniveau for forsyningssikkerheden. Udmøntningen af udbygningsprincipperne i den mere de-taljerede projekteringsfase vil ske under hensyntagen til det niveau for forsyningssikkerhed, som vurderes hensigtsmæssigt ud fra en samlet betragtning af omkostninger ved at øge forsynings-sikkerheden og en vægtning af omkostningen ved ikke-leveret energi. Beregning på systemsikkerhed er særdeles kompleks. Dynamiske hændelser i elnettet kan med-føre stabilitetsproblemer, som afstedkommer en kaskade af reaktioner i elnettet. Ved detailpro-jekteringen foretages dynamiske simuleringer af elnettet ved driftsudfald af komponenter med videre for at vurdere, om kritiske hændelser kan opstå. En større anvendelse af nye typer af komponenter, eksempelvis 400 kV-vekselstrømskabler kan ændre dynamikken i elsystemet mar-kant. Det er derfor nødvendigt at lave omfattende vurderinger af disse forhold. Se endvidere nedenstående afsnit om teknisk realiserbarhed for de enkelte udbygningsprincipper.


84

7.13 Teknisk realiserbarhed for udbygningsprincipperne Ved teknisk realiserbarhed forstås evnen til at realisere de tekniske løsninger uden el-systemmæssige komplikationer indenfor tidsrammen og indenfor den angivne økonomi. Princip A - en total kabellægning af det danske 400 kV-net vil være en meget omfattende og teknisk krævende opgave. En kabellægning af hele 400 kV-nettet er ikke mulig i dag. En række teknologiske udfordringer vedrørende overspændinger og risiko for resonanssvingninger skal være løst først. For princip B gælder, at de teknologiske løsninger, som vil skulle tages i anvendelse ved denne model, ikke er afprøvet i det omfang, som de forudsættes anvendt her. Risikoen for væsentlige udfordringer af teknisk og tidsmæssig karakter er betydelig, som beskrevet i afsnit 4. Udbyg-ningsmodellen er derfor væsentligt risikobetonet, og modellens tekniske realiserbarhed vurderes som 'lav'. Princip C er en international markant, men national kontrolleret og målrettet udvikling mod flere 400 kV-kabler i transmissionsnettet. Udviklingen kan byde på overraskelser af teknisk og tidsmæssig karakter, men det anses for håndterbart. Realiserbarheden er derfor vurderet til 'mellem'. Princip D og E bygger videre på den nationale og internationale udvikling af luftledningsteknologien. Derfor er den tekniske realiserbarhed 'høj'. 7.14 Markedstab ved udbygningsprincipper Markedstabet udtrykker værdien af de produktionsomlægninger, der sker som følge af net-begrænsninger. Beregningerne af markedstab for udbygningsprincipperne foretages ved hjælp af analyser, hvor de netmæssige begrænsninger og produktionsoptimeringerne kombineres. I beregningerne om-lægges herefter produktionen på kraftværker samt import og eksport, indtil flowet på de enkelte netstrækninger respekterer de givne begrænsninger under n-1 antagelsen. De omkostninger, som identificeres ved de nødvendige produktionsomlægninger, kan i hvert tilfælde tilskrives de netmæssige begrænsninger. Det antages at nettet i udgangspunktet altid er fuldt til rådighed, hvilket ikke er helt korrekt, da der løbende er både planlagte og uplanlagte afbrydelser på grund af vedligeholdelse og fejl i transmissionsnettet. Det vurderes dog, at denne antagelse ikke har større betydning for sam-menligningen mellem modellerne. Antagelsen medfører en betydelig underestimering af de reelle omlægningsomkostninger for alle modellerne. Det præcise omfang heraf er det ikke muligt at vurdere ud fra de tilgængelige data, idet det kræver relativt eksakt viden om den forventede rådighed af de enkelte transmissionsfor-bindelser i hver enkelt udbygningsmodel. Herunder vil det være nødvendigt at have kendskab til fordelingen mellem planlagte og uplanlagte afbrydelser. Det skyldes, at de planlagte afbrydelser i vidt omfang kan placeres, så omkostningerne til produktionsomlægning minimeres, mens dette ikke er muligt for de uplanlagte afbrydelser, der skyldes deciderede fejl. Generelt er det forvent-ningen, at forekomsten af planlagte afbrydelser er markant højere for luftledninger end for kab-ler. Omvendt er det også forventningen, at forekomsten – og specielt varigheden – af uplanlagte afbrydelser er betydeligt højere for kabler.


85

De samlede markedsmæssige omkostninger ved begrænsningerne i en given udbygningsmodel findes ved at tilbagediskontere de årlige omkostninger til produktionsomlægninger til en nutids-værdi. For princip F stammer tarifvirkningen for forbrugerne primært fra markedstab på grund af det utilstrækkelige interne net. Disse vil i praksis – i henhold til de anvendte driftsprincipper – opstå som omkostninger for systemansvaret til at foretage beordrede ændringer af forbrug og produk-tion i elsystemet gennem såkaldt modhandel som følge af interne flaskehalse i nettet. Disse op-træder ikke i nævneværdigt omfang i forbindelse med de øvrige principper.

7.15 Miljøpåvirkning ved udbygningsprincipper Et eltransmissionsanlægs påvirkninger på miljøet er af forskellig karakter og omfang. Miljøpara-metrene behandlet i dette arbejde omfatter de visuelle forhold, støjgener, og magnetfelter om-kring luftlednings- og kabelanlæg. Derudover er berørte ejendomme, landskaber og naturområ-der samt kulturhistoriske lokaliteter analyseret ved brug af elektronisk kortmateriale. Udvalgets redegørelse af miljøpåvirkningerne består af: optælling af de områder, tracéerne passerer i det eksisterende net kvantificering af den positive miljøpåvirkning ved at fjerne luftledninger og den negative mil-

jøpåvirkning ved kabellægning af det eksisterende luftledningstracé redegørelse for støj og visuelle gener ved anlæggene vurdering af de landskabelige påvirkninger ved udbygning af eltransmissionsanlægget redegørelse for påvirkninger på natur, dyr og planter beskrivelse af problematikken omkring magnetfelter.

Konklusionerne fra de enkelte redegørelser er sammenfattet nedenfor. Detaljerede beskrivelser af arbejdet kan læses i afsnittene 5 og 6.4.2. Ved en normal planlægningsprocedure for anlæggelse af et nyt tracé udarbejdes detaljerede mil-jøundersøgelser, miljøvurderinger og eventuelt VVM-analyser. Miljøpåvirkninger forårsaget af de forskellige udbygningsprincipper er vanskelige at angive konkret, idet de angivne tracéforløb er foreløbige. De fremtidige strækninger er ikke detaljeret fastlagt, men blot angivet som en lige linje mellem to punkter. Detailplanlægning af fremtidige tracéer er udenfor udvalgsarbejdets rammer. Det er derfor alene muligt at vurdere miljøproblemstillingerne på et generelt plan. I de udbygningsprincipper, hvor luftledninger foreslås kabellagt, er det antaget, at kabellægning vil ske i det samme tracé, som den eksisterende luftledning står i. Ved konkret planlægning af anlægget kan der ofte blive valgt et lidt anderledes og mere optimalt tracéforløb for kabellægnin-gen, sådan at der tages bedst muligt hensyn til miljøet og de berørte ejendomme. De overordnede forskelle på luftledningsanlæg og kabelanlæg er, at strækninger med luftlednin-ger påvirker omgivelserne i en bred zone omkring tracéet, da master og ledninger kan ses langt væk. Derimod påvirker kabellægning primært omgivelserne i et udgravningsbælte under anlægs-fasen. Udvalgets arbejde på miljø giver følgende konklusioner og hovedbudskaber. Detaljerede beskri-velser af de enkelte delanalyser kan læses i afsnittene 5 og 6.4.2.


86

• En optælling af berørte områder i det eksisterende net samt i nye tracéer viser, at antallet af berørte ejendomme langs 400 kV-tracéerne er forholdsvis ens i Principperne B til F. I princip A, hvor hele transmissionsnettet kabellægges, er der næsten ingen berørte ejendomme. Modsat ser det ud for de landskabs-, natur og øvrige områder tracéerne passerer igennem. Optællingerne viser, at et større areal skal bruges til tracéanlæg, når man bevæger sig fra Princip F med det mindste areal til Princip A med det største areal. Især landbrugsområder vil blive berørt af nye anlæg.

• De foretagne undersøgelser og analyser viser, at der også er negative miljøpåvirkninger ved

kabellægning af elnettet. Følsomme naturområder, vandløb og arter knyttet til det åbne land berøres for eksempel i større omfang af kabellægning end anlæg af luftledninger. Det er så-ledes ikke miljøneutralt at kabellægge. GIS-analysen af det eksisterende 400 kV-luftledningsnet viser, at en række områ-der/lokaliteter vil opnå særlige visuelle og landskabelige fordele, hvis de eksisterende luft-ledninger fjernes. Det kan gøres enten ved kabellægning eller ved alternativt at finde et me-re velegnet tracé, hvor der kan opsættes en ny, enklere og lavere mast. Begge løsninger vil bidrage til en samlet landskabelig forskønnelse, dog vil kabellægningen samlet give den stør-ste gevinst. Det vil kræve en mere dybtgående analyse at foretage en prioritering af de en-kelte områder.

• Både luftledninger og stationer (transformer-, omformer- og overgangsstationer) udsender akustisk støj under almindelig drift. Et jordkabel udsender ikke hørbar akustisk støj, men der vil være støj fra de tilknyttede overgangsstationer og transformerstationer. Den vejledende grænseværdi for støj fra elanlæg er 40 dB. I tørt vejr kan luftledninger overholde grænse-værdien, men i vådt og fugtigt vejr kan støjniveauet overskrides. Både for luftledninger og stationsanlæg etableres afværgeforanstaltninger for at dæmpe støjniveauet. Kabler udsender ikke støj, men stationsanlæg i tilknytning til kabelanlæg vil udsende støj.

• Vurderingen af de landskabelige påvirkninger ved udbygning af eltransmissionsnettet viser,

at den primære påvirkning af et 400 kV-luftledningsanlæg sker inden for en afstand af ca. 1 km, og landskabet påvirkes inden for en afstand af ca. 2,5 km. Slettelandskaber og storbak-kede morænelandskaber er mest robuste over for luftledningstracéer, hvorimod kystlandska-ber og småbakkede morænelandskaber er mest sårbare over for placering af luftledninger.

• Luftledninger udgør en risiko for fugle, til gengæld betyder opsætning af master og luftled-ninger kun relativt mindre indgreb i naturen. Anlæggelse af kabelgrave er derimod et større indgreb i naturen, idet gravearbejdet betyder forstyrrelser af dyrelivet og ødelæggelse af ve-getationsdækket. Til gengæld kan kabler ofte bugte sig udenom følsomme områder, eller der kan laves styrede underboringer, så området ovenover kablet friholdes. Den bedste beskyt-telse af naturen er, at der i planlægningsfasen foretages grundige miljøvurderinger, blandt andet VVM, så et tracéforløb kan planlægges med mest muligt hensyn til omgivelserne.

• De senere års forskning har ikke kunnet påvise, at magnetfelter udgør en sundhedsrisiko,

men det har heller ikke været muligt endegyldigt at udelukke det. Magnetfeltet midt over et kabel er større end magnetfeltet midt under en tilsvarende luftledning. Til gengæld aftager feltet fra kablet mere med afstanden.

7.15.1 Optælling af berørte områder i det eksisterende net samt i nye tracéer. For det eksisterende transmissionsnet er det ved brug af data fra Danmarks Miljøportal og Dansk Vej- og Adressedatabase optalt, hvor mange km tracé, der passerer igennem forskellige land-


87

skabs- og naturområder, samt hvor mange ejendomme der berøres. Analysen kategoriserer de områder, som transmissionsnettet løber igennem. Data er baseret på en kortlægning af det eksi-sterende net. For nye tracéer i netudbygningsprincipperne er data estimeret ved brug af erfa-ringstal, der er udledt af analyserne for det eksisterende transmissionsnet. Erfaringstallene kommer fra analyse af de nyeste tracéer, der er anlagt i det eksisterende net. I de udbygningsmodeller, hvor luftledninger foreslås kabellagt, er der gjort den antagelse, at kabellægning vil ske i det samme tracé som luftledningen. Denne antagelse repræsenterer flere problemstillinger. Ved sanering af eksisterende luftledninger og omlægning til jordkabler vil det normalt skulle foregå inden for deklarationsbæltet, der er udlagt om luftledningerne. Det giver visse begrænsninger for, hvor meget jordkablet kan "sno sig udenom" naturområder, kulturmin-der og boliger m.v., som ligger under luftledningen. Ofte er det derfor nødvendigt at vælge et andet og mere optimalt tracéforløb for kabellægningen og på den måde tage bedst hensyn til området og ejendommene. Før man gennemfører en sanering af et eksisterende luftledningsanlæg og anlægger et jordkabel, skal det undersøges, hvilke miljøforhold der ligger i deklarationsbæltet, så der kan tages hensyn til disse fx ved underboring eller justeringer af tracéforløbet. Diagrammerne nedenfor tjener primært til sammenligning af principperne. De absolutte tal angi-vet på figurerne er estimater og er behæftet med forholdsvis stor usikkerhed. På Figur 31 er antallet af ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger angivet for hvert udbyg-ningsprincip. Antallet af berørte ejendomme er talt ud til 290 m fra 400 kV-tracéer og ud til 190 m fra 132 kV- og 150 kV-tracéer46. For kabler er ejendommene optalt ud til 50 m for 132 kV- og 150 kV-tracéer og ud til 100 m for 400 kV-kabeltracéer.

0

2000

4000

6000

8000

10000stk

Ejendomme berørt af 400kV-luftledninger

A

EDCB F

Figur 31 Antal ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger.

Optællingen af antal ejendomme berørt af 400 kV-luftledninger i hvert enkelt princip viser, at stort set ingen ejendomme berøres ved en fuldstændig kabellægning som i Princip A. Princip E medfører, at nye 400 kV-forbindelser bygges som luftledninger, hvilket vil betyde ca. 700 flere berørte ejendomme end for de øvrige principper B, C, D og F. Antallet af ejendomme berørt af de eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledninger er optalt til ca. 11.500 ejendomme.

46 Svarende til den gældende erstatningszone.


88

Estimering af omfanget af berørte områder og elementer i hvert udbygningsprincip er angivet i Figur 32 nedenfor. Søjlediagrammerne viser, hvor stor en del af tracéet der gennemløber et om-råde i hvert af udbygningsprincipperne. Diagrammet for "landskaber" viser, hvor mange km tracé der findes inden for de forskellige be-skyttelseslinjer ifølge naturbeskyttelsesloven. Det kan blandt andet omfatte kirkebeskyttelseslin-jer, skovbyggelinjer, sø- og åbeskyttelseslinjer osv. Ofte overlapper områderne, men i analysen er de kun talt med én gang. "Natur" angiver, hvor mange km tracé der findes i områder, som kan beskrives som EF-habitat- og fuglebeskyttelsesområder, § 3-områder (beskyttede naturtyper) og potentielle vådområder. Som ved "landskaber" er data optalt, så overlap undgås.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000km

Landskaber Natur Øvrige, primært landbrug

A

ED

CB

A

FEDCBAFED

CB

F

Figur 32 Kilometer 132 kV-, 150 kV- og 400 kV-tracé, der passerer forskellige områdetyper.

Figur 32 viser en generel tendens til, at et større areal benyttes til tracéanlæg fra Princip F mod Princip A, hvor det største areal er nødvendigt for transmissionsnettet. Især øvrige områder, primært landbrugsområder vil være berørt af nye anlæg.


89

0

500

1000

1500

2000

2500km

Undgået luftledning 400 kV Undgået luftledning 132/150 kV

F

E

DCB

A

A B C

D E F

Figur 33 Kilometer undgået luftledning ved de seks udbygningsprincipper. Princip E er anvendt som reference.

Figur 33 viser forskellen på omfanget af luftledninger i de enkelte principper. I Princip A undgås ikke overraskende flest luftledninger. I Princip B anlægges nye forbindelser som kabler, så nye luftledninger undgås. Det samme gælder principperne C og D, idet nye luftledninger her udeluk-kende anlægges, hvor der i forvejen er luftledninger (eksisterende tracéer). I Princip E, som er anvendt som reference, bygges luftledninger, uden at nogen nedtages. Der undgås derfor ikke luftledninger i dette princip.

Bilag – Teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning i eltransmissionsnettet

90

Bilag 1 Analyse af konkrete netudbygningsmodeller For at kunne kvantificere og kvalificere de samfundsøkonomiske, markedsmæssige, forsynings-sikkerhedsmæssige og miljømæssige karakteristika ved forskellige udbygninger af elnettet med større eller mindre grad af kabellægning, er en række konkrete udbygningsmodeller for eltransmissionsnettet analyseret. Udbygningsmodellerne er analyseret ved hjælp af de i redegø-relsens afsnit 6.3 beskrevne metode. I dette bilag præsenteres de otte konkrete udbygningsmodeller, resultatet af de udførte netana-lyser og de økonomiske hovedresultater for modellerne. Derudover er det kort ridset op, hvilke særlige fordele og ulemper der er for hver enkelt af modellerne. Nedenstående figur illustrerer sammenhængen mellem de otte konkrete udbygningsmodeller og de seks generaliserede udbygningsprincipper, som er præsenteret i den tekniske redegørelse.

Model 6Jævnstrømsring i Vesterhavet

Model 7Vindmølleindustriens forslag

Model 4Nye 400 kV kabler på land

Model 5Jævnstrømsforbindelser i 400 kV nettetUdbygningsprincip C

Nye forbindelser i kabler og nye masterved ét eksisterende tracé

Udbygningsprincip BNye forbindelser i kabler

Fuldstændigkabellægning

Nybyggerii kabler

Ingennetudbygning

Gældenderetningslinjer

Udbygningsprincip ENye forbindelser i luften

Udbygningsprincip DNye forbindelser i luften, hvor der

i forvejen er luftledninger

Udbygningsprincip AFuldstændig kabellægning

Udbygningsprincip FIngen udbygning af elnettet

Model 3Nye 400 kV luftledninger ved eks. traceer

Model 2Nye 400 kV luftledninger i nye traceer

Model 1Ingen netudbygning

Model 8Fuldstændig kabellægning

Model 6Jævnstrømsring i Vesterhavet

Model 7Vindmølleindustriens forslag

Model 4Nye 400 kV kabler på land

Model 5Jævnstrømsforbindelser i 400 kV nettetUdbygningsprincip C

Nye forbindelser i kabler og nye masterved ét eksisterende tracé

Udbygningsprincip BNye forbindelser i kabler

Fuldstændigkabellægning

Nybyggerii kabler

Ingennetudbygning

Gældenderetningslinjer

Udbygningsprincip ENye forbindelser i luften

Udbygningsprincip DNye forbindelser i luften, hvor der

i forvejen er luftledninger

Udbygningsprincip AFuldstændig kabellægning

Udbygningsprincip FIngen udbygning af elnettet





Model 1Ingen netudbygning

Model 8Fuldstændig kabellægning

Figur 34 Sammenhæng mellem udbygningsprincipper og de analyserede, konkrete netudbyg-ningsmodeller.

1.1 Forudsætninger for analyserne De valgte konkrete netudbygningsmodeller skal opfylde sammenlignelige krav til forsyningssik-kerhed, markedsudbygning og integration af store mængder vedvarende energi. Forudsætningerne angivet i Energistyrelsens basisfremskrivning fra januar 2007 er anvendt. Si-den har Energistyrelsen revurderet denne basisfremskrivning. Det har af tidsmæssige hensyn ikke været muligt at opdatere de mange og meget omfattende beregninger og analyser i forhold


91

til denne nye fremskrivning. Det vurderes, at de analyserede udbygningsmodeller er robuste og dermed også tilstrækkelige i forhold til ændringerne. Ud over Energistyrelsens basisfremskrivning, januar 2007, er Finansministeriets retningslinjer for samfundsøkonomiske beregninger lagt til grund for analyserne. Brændselspriserne svarer til Energistyrelsens beregningsforudsætninger af januar 2007. Det vil sige en langsigtet råoliepris på 55 $ pr. tønde og en CO2-pris på 150 kr./ton. Elprisen beregnes frem til 2011 på grundlag af priserne på Nord Pools spot- og forwardmarkeder og antages i perioden 2012 til 2016 at stige til 49,3 øre/kWh svarende til realpris på 40 øre/kWh i 2006-priser, hvorefter den fastholdes realt. Der er anvendt en kalkulationsrente på 6 pct. (realrente). Som følsomhedsanalyse laves der en gennemregning med en kalkulationsrente på 4 pct. og 8 pct. For øvrige forudsætninger anvendt i analyserne, herunder vindmølleudbygning og variationer af udbygning af udvekslingsforbindelser, henvises til redegørelsens afsnit 6.1. Det skal bemærkes, at investeringsomkostningerne ved udbygning af udvekslingsforbindelserne og ilandføring af havmølleparker ikke indgår i modelberegningerne – det gør kun investeringerne i interne transmissionsforbindelser. 1.2 Modellerne Følgende, konkrete netudbygningsmodeller er analyseret:

1. Ingen netudbygning 2. Nye 400 kV-luftledninger i nye tracéer 3. Nye 400 kV-luftledninger ved eksisterende tracéer 4. Nye 400 kV-kabler på land 5. Jævnstrømsforbindelser i 400 kV-nettet 6. Jævnstrømsring i Vesterhavet 7. Jævnstrømsforbindelse som multiterminalløsning (Vindmølleindustriens forslag) 8. Fuldstændig kabellægning.

I de efterfølgende otte afsnit er modellerne og hovedresultater af analyserne beskrevet. Generelt er modellerne – undtaget model 1 - beskrevet ud fra en forudsætning om rammebetin-gelse 1, det vil sige en udbygning med Skagerrak IV, Storebælt II og 2.500 MW mellem Jylland og Tyskland. Betydning af ændringer i disse rammebetingelser henvises til afsnittene 7.10.5 og 7.10.6 vedrørende følsomheder og varianter for udbygningsprincipperne. Derudover er der ved økonomiberegningerne illustreret omkostninger ved rammebetingelse 0 for enkelte af modellerne. Ved denne rammebetingelse antages etablering af den planlagte Store-bælt I-forbindelse, men i øvrigt ingen udbygning af de eksisterende udlandsforbindelser.


92

1.3 Model 1: Ingen netudbygning

Figur 35 Netudbygningsmodel 1 – ingen netudbygning.

I denne model forudsættes ingen udbygning af det interne transmissionsnet. I stedet søges ud-nyttelsen af det eksisterende eltransmissionsnet maksimeret ved fx opgradering af eksisterende forbindelser med højtemperaturledere og anvendelse af systemværn til automatisk nedregulering af produktionen af havmølleparker og udvekslingsforbindelser. Formålet med dette netudbygningsalternativ er at undersøge rummeligheden af det nuværende transmissionsnet. Modellen er anvendt til kortlægning af eventuelle begrænsninger for udnyttel-sen af elsystemet, hvor eventuelle produktionsbegrænsninger for havmølleparker og forbindelser til nabolande kvantificeres og kapitaliseres. Modellen har ikke den samme status som de øvrige modeller i analysen, hvor der i varierende grad er forudsat udbygning og forstærkning af nettet for at imødekomme behov for øget trans-missionskapacitet. Netudbygningsmodellen anses ikke for hensigtsmæssig, da den ikke vil kunne understøtte de miljø- og energipolitiske målsætninger i det nødvendige omfang.

1.3.1 Netundersøgelser Der er gennemført en række netanalyser for udbygningsmodellen. Resultater og overvejelser i forbindelse med disse analyser er gennemgået nedenfor for henholdsvis Øst- og Vestdanmark. Alle overvejelserne vedrørende netanalyser er relateret til beregninger under forudsætning af rammebetingelse 0 – etablering af den planlagte Storebæltsforbindelse, men i øvrigt ingen ud-bygning af udvekslingsforbindelserne til nabolande – idet rammebetingelse 1 ikke er realistisk for


93

denne model. Markedstab for modellen er dog beregnet også for rammebetingelse 1 af hensyn til modellens sammenligning med de øvrige udbygningsmodeller, se Tabel 28. Østdanmark På grund af vindkraften på Sydsjælland og Lolland/Falster opstår der kritisk overbelastning af enkelte 132 kV-forbindelser i området. Overbelastning kan opstå i situationer med stort produkti-onsbidrag fra vindkraften, hvor hovedparten af denne effekt skal bortledes fra Sydsjælland og videre mod forbrugscentrene i hovedstadsområdet. I forbindelse med nettilslutningen af Rødsand 2 havmøllepark gennemføres forstærkninger47 af 132 kV-nettet omkring Lolland/Falster. Disse forstærkninger vil kunne fjerne overbelastninger forårsaget af den planlagte havmøllepark, men med de anvendte forudsætninger for yderligere vindkraft på land vil det blive nødvendigt med yderligere forstærkninger af 132 kV-nettet nord for Masnedsund. Da behovet for netforstærkninger primært er afledt af vindkraften i området, for-ventes disse at kunne udføres ved opgradering af de eksisterende 132 kV-forbindelser ved an-vendelse af højtemperaturledere. Der kan påvises overbelastning af 400 kV- og 132 kV-forbindelserne til Sverige. Overbelastnin-gen opstår ved udfald af ét af de parallelle Øresundskabler. Øresundskablerne er dimensioneret for den nuværende udvekslingskapacitet, hvor der i tilfælde af overbelastning af 400 kV- og 132 kV-forbindelserne skal ske hurtig aflastning af de øvrige intakte søkabler. Denne driftsstrategi påvirker markedsfunktionen og stiller krav til opretholdelse af effektreserver på Sjælland. 132 kV-forbindelserne til Sverige har en begrænset restlevetid. Det er derfor nødvendigt, at der undersøges alternativer til 132 kV-kablerne, fx i form af et 400 kV-kabel mellem København og Malmø-området (fx Barsebäck). Etablering af den planlagte elektriske Storebæltsforbindelse giver ikke umiddelbart et forstærk-ningsbehov for det sjællandske 400 kV-eltransmissionsnet. Vestdanmark Produktionsbidraget fra havmølleparkerne ved Horns Rev og den øvrige produktion i Vestjylland overstiger i størstedelen af tiden forbruget i lokalområdet. Der er lokalt set en overskydende elektrisk effekt, som skal benyttes i de store forbrugscentre mod nord og langs den jyske øst-kyst. Effekten skal altså transporteres på tværs af Jylland og mod nord. Det er således koncentrationen af havmøller ved Horns Rev kombineret med udveksling med nabolandene, som skaber behovet for forstærkning og udbygning af transmissionsnettet i Jylland. Det overordnede billede er, at det primært er vindkraften, der medfører overbelastninger i øst-vestgående retning. I nord-sydgående retning er det, ud over vindkraften, også udvekslingen af effekt via forbindelserne til nabolandene, som forårsager overbelastninger i nettet. Der er for denne model, hvor nettet ikke udbygges, beregnet moderat overbelastning af 400 kV-forbindelserne gennem Midtjylland samt enkelte 400 kV-forbindelser i Østjylland. Desuden er der påvist moderat overbelastning af 150 kV-nettet i Vestjylland. Nettilslutning af havmølleparker ved Anholt og ved Jammerbugten giver ikke behov for forstærk-ninger af det interne eltransmissionsnet, hvorimod havmølleparker ved Horns Rev vil kræve for-stærkning af 400 kV-forbindelserne i Midt- og Østjylland samt 150 kV-nettet i Vestjylland.

47 Forstærkning af sundkrydsninger ved Guldborgsund og Masnedsund.


94

Særligt kritisk er nettilslutningen af op til 5 fremtidige havmølleparker ved Horns Rev, foruden den besluttede Horns Rev 2. Med den aktuelle netstruktur vil udfald af 400 kV T-afgreningen ved Revsing ville medføre udfald af op til 1.200 MW vindkraft, der momentant skal importeres via Tysklandsforbindelsen. En så stor effektreserve (momentanreserve) – ca. dobbelt så stor som i dag – vurderes som både teknisk og økonomisk uacceptabel. Problemstillingen omkring overbelastning af 400 kV-nettet samt størrelsen af momentanreserven kan i nogen grad reduceres ved at anvende et HVDC VSC-kabel og flytte netttilslutningspunktet for parkerne på tværs af Jylland til Landerupgård ved Kolding. Det udestår at vurdere, om dette er teknisk, driftsmæssigt og forsyningssikkerhedsmæssigt hensigtsmæssigt – specielt hvad angår offshoreanlægget, er der begrænsede erfaringer med HVDC VSC-jævnstrømsteknologien. Net-tilslutning af havmølleparker i 400 kV-station Landerupgård kræver, at ilandføringsanlægget etableres som jævnstrømsforbindelser på grund af de lange kabelforbindelser. Etablering af en jævnstrømsforbindelse vil øge nettilslutningsomkostningerne betydeligt. 150 kV-nettet i Vestjylland er vigtigt af hensyn til forsyningssikkerheden i området samt i forbin-delse med opsamling af betydelige mængder decentral produktion. Desuden indgår de vestjyske 150 kV-forbindelser i forbindelse med udnyttelsen af udvekslingskapaciteten via samarbejdsfor-bindelserne til nabo-områderne. I denne sammenhæng kan der opstå overbelastning ved udfald af den vitale 400 kV-forbindelse gennem Midtjylland, hvormed 150 kV-forbindelserne i Vestjyl-land skal overføre en betydelig andel af effekttransporten mellem Norden og Kontinentet. 150 kV-nettet i Vestjylland vil ikke kunne aflastes tilstrækkeligt ved at flytte nettilslutningspunktet for havmølleparker til 400 kV-station Landerupgård. Disse 150 kV-forbindelser vil kræve forstærk-ning, fx med anvendelse af højtemperaturledere. De udførte analyser af effekt- og energibalancerne ved øget integration af vindkraft uden samti-dig udbygning af udvekslingskapaciteten viser et betydeligt kritisk eloverløb og dermed ubalance i systemet, som skal kompenseres ved brug af andre virkemidler.

1.3.2 Nøgletal – analyseresultater En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 28. Opstillingen er opstillet relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med luftledninger efter de gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af netudbygningsmodel 2). Et ne-gativt beløb angiver således en omkostning, der undgås ved valg af denne model set i forhold til referencen.


95

Samfundsøkonomi

Ramme 0: Eksisterende ud-landsforbindelser

+ SB1

Ramme 1: Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500

Omkostninger i alt (for perioden 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010)

Mia. kr. 2010

Mia. kr. 2010

Investering 400 kV i 2025 -2,0 -2,2

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 1,0 1,1

Investering 132 kV og 150 kV -0,1 -0,2

Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 0,0 0,1

Drift og vedligehold -0,02 -0,02

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning48 1,0 5,6

Samlet samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvrid-ningstab 0,0 4,4

Effekt af forvridningstab 0,0 0,0

Samlet samfundsøkonomisk omkostning for periode 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010 0,0 4,4

Samlet investering (ikke tilbagediskonteret)

Samlet investering i 2025 0,0 0,0


Tabel 28 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel 1 – ingen netudbygning.

En væsentlig omkostning ved denne model er et markedstab som følge af begrænsninger i det interne (indenlandske) transmissionsnet. Denne udbygningsmodel vil medføre, at en del af vind-kraftproduktionen i spidslastperioder ikke vil kunne indfødes i nettet. De samlede omkostninger for denne model er på niveau med referencen, hvis udlandsforbindel-serne ikke udvides. Der forudsættes alene etablering af Storebæltsforbindelsen (pol 1). Hvis der derimod foretages en udbygning af udlandsforbindelserne med Skagerrak 4, en udvidet overfø-ringskapacitet på den jysk-tyske grænse og Storebælt (pol 2), har denne model et meget højt omkostningsniveau, og den vil ikke være økonomisk attraktiv. 1.3.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 1 Fordele ved modellen:

• Lave anlægsomkostninger til transmissionsnet. • Ingen udfordringer i forbindelse med myndighedsbehandling.

Udfordringer/barrierer ved modellen:

• Ringe mulighed for markedsmæssigt samspil med udlandet ved ramme 0. • Store samfundsøkonomiske omkostninger ved ramme 1 på grund af markedsmæssige be-

grænsninger og nødvendig reduktion af havmølleproduktion. • Kritisk eloverløb vil kræve brug af andre virkemidler, og det kan i perioder være nødvendigt

at stoppe vindmølleparkerne. • Ingen forbedring af visuelt miljø.

48 Der er ved denne markedsvurdering ikke indregnet effekt af opgradering med højtemperaturledere. Det beregnede

markedstab er behæftet med forholdsvis stor usikkerhed og kan være lavere. Tallet er væsentligt afhængigt af de an-vendte forudsætninger om prisforskel mellem Norden og Kontinentet.


96

• Snæver, ikke robust og ikke langsigtet løsning. Løsningen er ikke umiddelbart sammenligne-lig med de øvrige alternativer.

• Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

1.3.4 Teknisk realiserbarhed Eksisterende luftledninger kan i mange tilfælde opgraderes til at kunne overføre mere effekt. Det er en velkendt metode, og modellens tekniske realiserbarhed vurderes som høj. Generelt vurde-res opgradering af eksisterende ledninger som en velegnet løsning for ledninger, hvor der kan påvises moderat overbelastning, og hvor ledningens tabstid er lav eller moderat. Dermed kan overbelastninger af begrænset varighed effektivt elimineres, uden at det medfører betydeligt øgede samlede nettab. Øget effektoverføring via opgraderede ledninger giver dog generelt større aktive tab samt behov for større reaktive ressourcer. Opgradering af eksisterende ledninger vil ofte kunne udskyde etablering af nye ledninger i en række år. I andre tilfælde vil netforstærkningsbehovet være så stort, at det ikke er muligt at eliminere eventuelle flaskehalse gennem opgradering af eksisterende ledninger, hvorfor der alli-gevel vil være behov for at etablere nye forbindelser.

1.4 Model 2: Nye 400 kV-luftledninger i nye tracéer

Figur 36 Netudbygningsmodel 2 – nye 400 kV-forbindelser i nye tracéer.

I denne model udbygges højspændingsnettet i overensstemmelse med de nugældende retnings-linjer for udbygning med kabler og luftledninger. Det vil sige, at der sker udbygning med 400 kV- luftledninger i nye tracéer (men i eksisterende arealreservationer).


97

I denne version af modellen forudsættes ikke kabellægning af det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net. Nye 132 kV- og 150 kV-forbindelser etableres som jordkabler. Overbelastninger af nettet søges elimineret gennem etablering af nye forbindelser kombineret med sanering og opgradering af eksisterende luftledninger. Modellen kan betragtes som en ”business as usual” model, hvor udviklingen er fremskrevet med et uændret administrationsgrundlag. Ved de udførte netundersøgelser etableres successivt følgende nye anlæg:

Sjælland:

• Den planlagte nordlige 400 kV-ringforbindelse mellem Asnæsværket og Kyndbyværket • En 400 kV Øresundsring (Glentegård forbi Amagerværket til Barsebäck) • En 400 kV Københavnsring (Glentegård-Amagerværket-H.C. Ørsted Værket). Jylland/Fyn:

• Forstærkning af Tysklandsforbindelsen, herunder afvikling af 220 kV-forbindelserne fra Kassø/Ensted og sydpå.

• Ombygning af den eksisterende 400 kV-forbindelse mellem Kassø og Revsing til to systemer. • Etablering af en kombineret 400/150 kV-luftledningsforbindelse mellem Endrup og Idomlund

(Vestkystforbindelsen). • Etablering af en 400 kV-koblingsstation ved Revsing, hvorfra der afgår forbindelser mod

Endrup, Askær og Kassø (to systemer for sidstnævnte). • Etablering af en 400 kV-tværforbindelse mellem Landerupgård og Revsing.

1.4.1 Netundersøgelser Der er gennemført en række netanalyser for udbygningsmodellen. Resultater og overvejelser i forbindelse med disse analyser er gennemgået nedenfor for henholdsvis Øst- og Vestdanmark. Østdanmark Behovet for forstærkning af 132 kV-nettet på Sydsjælland og Lolland/Falster – ud over hvad der allerede er planlagt i forbindelse med tilslutningen af Rødsand 2 – er primært afledt af vindkraf-ten i området. Disse forventes at kunne udføres ved opgradering af de nødvendige 132 kV-forbindelser ved anvendelse af højtemperaturledere. Ved udfald af ét af de parallelle Øresundskabler opstår der overbelastning af 400 kV- og 132 kV-forbindelserne til Sverige. Øresundskablerne er dimensioneret for det nuværende udvekslingsbe-hov, hvor der i tilfælde af overbelastning af 400 kV- og 132 kV-forbindelserne skal ske hurtig aflastning af de øvrige intakte søkabler. Denne driftsstrategi påvirker markedsfunktionen samt stiller krav til opretholdelse af effektreserver på Sjælland. Den korte restlevetid og den generelle tilstand for 132 kV-forbindelserne til Sverige gør det nød-vendigt at overveje alternativer til 132 kV-kablerne, fx i form af et 400 kV-kabel mellem Køben-havn og Malmø-området (fx Barsebäck). Denne løsning er undersøgt og fundet hensigtsmæssig. En 400 kV-forbindelse mellem Amagerværket og Barsebäck vil medføre en betydelig forbedring af forsyningssikkerheden for hovedstadsområdet. Den vil desuden give bedre udnyttelse af kraft-værkskapaciteten i København og øge driftsfleksibiliteten i forbindelse med afbrydelseskrævende drifts- og vedligeholdelsesarbejder.


98

Vestdanmark Produktionsbidraget fra havmølleparkerne ved Horns Rev og den øvrige produktion i Vestjylland overstiger i størstedelen af tiden forbruget i lokalområdet. Der er lokalt set en overskydende elektrisk effekt, som skal benyttes i de store forbrugscentre mod nord og langs den jyske øst-kyst. Effekten skal altså transporteres på tværs af Jylland og mod nord. Det er således koncentrationen af havmøller ved Horns Rev, kombineret med udveksling med nabolandene, som skaber behovet for forstærkning og udbygning af transmissionsnettet i Jylland. Det overordnede billede er, at det primært er vindkraften, der medfører overbelastninger i øst-vestgående retning. I nord-sydgående retning er det, ud over vindkraften, også udvekslingen af effekt via forbindelserne til nabolandene, som forårsager overbelastninger i nettet. I forhold til model 1 (ingen netudbygning) forstærkes problemstillingen med overbelastning af 400 kV- og 150 kV-nettet, idet den udbyggede udvekslingskapacitet via samarbejdsforbindelser-ne mod Norden og Kontinentet (rammebetingelse 1) kombineret med indfødning af vindkraft fra havmøller ved Horns Rev forøger det nord- og sydgående effekttransporter gennem eltransmis-sionsnettet. Dermed øges omfanget af overbelastning (hyppighed og amplitude). Desuden med-fører den forudsatte udbygning af udvekslingskapaciteten via Storebæltsforbindelsen en betydelig forøgelse af overbelastningen af 400 kV-nettet i Østjylland – særligt kritisk er strækningen mel-lem Kassø og Landerupgård. For 400 kV-forbindelsen gennem Midtjylland beregnes der ved n-149 situationer overbelastning på op til 160 pct. af luftledningens nominelle overføringsevne. Der påvises også overbelastning ved intakt net. For 150 kV i Vestjylland nettet viser beregningerne kritisk overbelastning. Overbelastningerne opstår ved udfald af den vitale 400 kV-forbindelse gennem Midtjylland, hvormed 150 kV-forbindelserne i Vestjylland skal overføre en betydelig andel af effekttransporten mellem Norden og Kontinentet. Den lokale produktion (decentral/central) påvirker også belastningsforholdene. Det skal bemærkes, at situationerne med overbelastninger i det omfang, som er beskrevet oven-for, aldrig vil kunne forekomme i praksis. Der vil blive sat ind med modforanstaltninger, før de finder sted. Overbelastningerne har et omfang, som eltransmissionsnettet fysisk ikke kan bære – der vil være stor risiko for systemnedbrud samt permanente skader på ledninger og øvrige an-læg. Det kan konstateres, at overbelastningen af de vitale 400 kV-forbindelser gennem Midtjylland og Østjylland kun kan undgås ved udbygning af 400 kV-nettet i form af en tredje 400 kV-forbindelse i nord-sydgående retning. I denne model 2 foreslås dette løst ved en 400 kV-ringforbindelse (Kassø-Revsing-Endrup-Idomlund). Der opstår også et behov for etablering af en 400 kV-forbindelse mellem Revsing og Landerupgård, som sikrer en tæt elektrisk forbindelse mellem 400 kV-stationerne Endrup og Landerupgård. Dermed kan produktionsbidraget fra havmølleparker ved Horns Rev effektivt overføres til de store forbrugscentre langs den jyske østkyst samt mod Sjælland via Storebæltsforbindelsen. Endeligt kan det blive nødvendigt med opgradering50 af 400 kV-luftledningsforbindelserne mellem Kassø og Tjele og mellem Kassø og Landerupgård.

49 Eltransmissionsnettet dimensioneres og drives efter det såkaldte n-1 (n minus en) princip, der betyder, at driften af

elsystemet skal kunne opretholdes ved et udfald af en vilkårlig netkomponent (ledning, transformer eller generator). 50 Opgradering af eksisterende luftledninger betyder, at luftledningens overføringsevne forøges fx ved at anvende højtem-

peraturledere, der tåler en højere strøm gennem lederen. Opgradering af luftledninger kan anvendes som kortsigtede til-tag og bør kun anvendes på forbindelser, hvor der kan opstå begrænset overbelastning med en begrænset hyppighed.


99

Ved etablering af den forudsatte kombinerede 400/150 kV-luftledningsforbindelse i Vestjylland mellem 400 kV-stationerne Endrup og Idomlund afhjælpes hovedparten af overbelastningerne af 150 kV-nettet i Vestjylland. For de resterende 150 kV-forbindelser kan overbelastning elimineres ved opgradering50. 1.4.2 Nøgletal – analyseresultater Udbygningen med luftledninger efter de eksisterende retningslinjer (model 2) udgør en reference for vurderingen af de alternative udbygningsmodeller. De samfundsøkonomiske omkostninger for de øvrige modeller opstilles i forhold til denne reference, der således pr. definition vil have nul-omkostninger for de enkelte delposter. Det er derfor valgt at vise nærværende model, som er referencemodel, med de reelle omkostninger, som udvidelsen med luftledninger har. En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 29.

Samfundsøkonomi

Ramme 0: Eksisterende

udlandsforbindelser + Storebælt 1

Ramme 1: Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500


Mia. kr. 2010

Mia. kr. 2010

Investering 400 kV i 2025 2,0 2,2

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 -1,0 -1,1

Investering 132 kV og150 kV 0,1 0,2

Restlevetidsværdi 132 kV og150 kV i 2025 0,0 -0,1

Drift og vedligehold 0,02 0,02

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning51 0,0 0,0







Tabel 29 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel.

Den væsentligste omkostning for denne model er investering i nye 400 kV-luftledninger. Udbygning af den interne kapacitet, sådan at den modsvarer udbygning af udlandsforbindelserne, kræver en relativt begrænset merinvestering. Det skyldes primært, at kapaciteten i luftlednin-gerne er relativt "rummelige".

Ud fra en tabsmæssig betragtning bør opgradering kun foretages for forbindelser med en lav benyttelsestid, da øget ef-fektoverføring vil medføre øgede overføringstab.

51 Udbygningen foretages, så markedstab som følge af interne netbegrænsninger begrænses til et minimum. Med udbyg-

ningen vil der under normale driftsforhold kun være meget begrænsede markedstab som følge af interne net-begrænsninger. Der er set bort fra markedstab ved revision og særlige driftsforhold i denne relative sammenligning mel-lem udbygningsmodellerne.


100

1.4.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 2 Fordele ved modellen:

• Lave samfundsøkonomiske omkostninger i forhold til kabelløsninger. • Rummelig og fleksibel løsning i forhold til fremtidig markedsbetjening og udbygning med

vedvarende energi. • Baseret på velkendt teknologi. • Påvirker kun i begrænset omfang driften af de eksisterende forbindelser i etableringsfasen.


• Visuelle gener ved nye 400 kV-luftledninger i nye tracéer. • Andre miljøgener ved luftledningsanlæg, se rapportens afsnit 5. • Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere. • Omfattende og langvarig myndighedsbehandling.

1.4.4 Teknisk realiserbarhed Udbygning med luftledninger i nye tracéer er en velkendt teknologi og metode. Modellens tekni-ske realiserbarhed vurderes som høj. De eksisterende ledninger kan holdes i drift, mens den nye ledning etableres. Det er derfor også driftmæssigt en sikker udbygningsmetode. Yderligere reduktion af den visuelle påvirkning kan ske ved at gå over til at anvende master i et mere enkelt og tidssvarende design. Højden af masten kan reduceres væsentligt i forhold til de tidligere anvendte gittermaster. Se rapportens afsnit 7.8.


101

1.5 Model 3: Nye 400 kV-forbindelser ved eksisterende tracéer

Figur 37 Netudbygningsmodel 3 – nye 400 kV-forbindelser ved eksisterende tracéer.

I denne model udbygges højspændingsnettet, ligesom i model 2, i overensstemmelse med de gældende retningslinjer for udbygning med kabler og luftledninger. Men i stedet for at anvende nyt tracé bruges eksisterende tracéer. Det vil sige, der udbygges kun, hvor der allerede i dag findes luftledninger. Disse erstattes enten af nye eller opgraderes til et højere spændingsniveau eller flere systemer på samme masterække. Konkret er forskellen mellem denne model og model 2, at der etableres en tosystemsmasterække ved eksisterende tracé gennem Midtjylland frem for en masterække i nyt tracé langs den jyske vestkyst. Som i model 2 sker der ikke i denne version af modellen kabellægning på 132 kV- og 150 kV- niveau. Ved de udførte netundersøgelser etableres successivt følgende nye anlæg: Sjælland:

• Den planlagte nordlige 400 kV-ringforbindelse mellem Asnæsværket og Kyndbyværket • En 400 kV Øresundsring (Glentegård forbi Amagerværket til Barsebäck) • En 400 kV-ring i København (Glentegård-Amagerværket-H.C. Østed Værket).


102

Jylland/Fyn:

• Forstærkning af Tysklandsforbindelsen, herunder afvikling af 220 kV-forbindelserne fra Kassø/Ensted og sydpå.

• Ombygning af eksisterende 400 kV-forbindelse mellem Kassø og Revsing til to systemer. • Etablering af to 400 kV-systemer gennem Midtjylland – på ny masterække ved eksisterende

tracé. • Etablering af tosidet forsyning af stationerne Endrup og Idomlund ved udnyttelse af de eksi-

sterende Donaumasterækker. • Etablering af en 400 kV-tværforbindelse mellem Landerupgård og Revsing.

1.5.1 Netundersøgelser Der er gennemført en række netanalyser for udbygningsmodellen. Da modellen i vid udstrækning er identisk med model 2 – Nye 400 kV-luftledninger i nye tracéer – er alene forskelle i vurderinger og resultater beskrevet for nærværende model. Vedrørende øvrige resultater og overvejelser i forbindelse med disse analyser henvises til beskrivelsen af model 2. Østdanmark Der henvises til beskrivelsen for udbygningsmodel 2. Vestdanmark Det kan konstateres, at de beskrevne overbelastninger af de vitale 400 kV-forbindelser gennem Midtjylland og Østjylland kun kan elimineres ved udbygning af 400 kV-nettet i form af en tredje 400 kV-forbindelse i nord-sydgående retning. I denne model 3 foreslås dette løst ved en ringfor-bindelse (Kassø-Revsing-Askær-Tjele). Ved ombygning af den eksisterende 400 kV-luftledning mellem Kassø og Tjele til en to-systemsledning opnås en tilfredsstillende aflastning af 150 kV-nettet i Vestjylland, der dog kræ-ver supplerende opgradering, fx med højtemperaturledere. I forhold til udbygningsmodellen med nye 400 kV-luftledninger i nye tracéer indeholder denne udbygningsmodel en række udfordringer i relation til etableringsfasen samt den efterfølgende driftsmæssige afhængighed af den forudsatte 400 kV-tosystemsledning gennem Midtjylland. Det har afgørende indflydelse på etableringstiden og omkostningerne forbundet med udetid for den nuværende 400 kV-forbindelse, hvorvidt den nye masterække placeres præcist i samme tracé, eller om tracéet mere fleksibelt kan flyttes lidt. Ofte vil de miljømæssige fordele ved juste-ringer af tracéet være betydelige. Ved at etablere en tosystemsledning indbygges en større afhængighed samt sårbarhed i forhold til udbygningsmodel 2 med en ny 400 kV-luftledning i Vestjylland. Ud fra en beredskabsmæssig betragtning er denne udbygningsmodel 3 således ringere i forhold til alternativet med en vestlig 400 kV-forbindelse.

1.5.2 Nøgletal – analyseresultater En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 30. Opstillingen er opstillet relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med luftledninger efter de gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af netudbygningsmodel 2). Et ne-gativt beløb angiver således en omkostning, der undgås ved valg af denne model set i forhold til referencen.


103

Samfundsøkonomi

Ramme 1: Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500


Mia. kr. 2010

Investering 400 kV i 2025 1,0

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 -0,5

Investering 132 kV og 150 kV 0,0

Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 0,0

Drift og vedligehold 0,01

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning 0,0

Samlet samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvrid-ningstab 0,5

Effekt af forvridningstab 0,1

Samlet samfundsøkonomisk omkostning for periode 2010-2025 tilbagediskonteret til 2010 0,6


Samlet investering i 2025 4,0


Tabel 30 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel 3. De samfundsøkonomiske om-kostninger er præsenteret relativt set i forhold til en reference, hvor der udbygges i henhold til eksisterende retningslinjer, jf. model 2.


• Lave samfundsøkonomiske omkostninger i forhold til kabelløsninger. • Rummelig og fleksibel løsning i forhold til fremtidig markedsbetjening og udbygning med

vedvarende energi. • Udnyttelse af eksisterende tracéer betyder, at det visuelle miljø ikke forringes i nye områder

og for nye lodsejere. • Baseret på velkendt teknologi.


• Kræver omfattende og præcis planlægning i etableringsfasen af hensyn til opretholdelse af driften i eksisterende anlæg.

• Begrænsninger i markedsfunktion og udnyttelse af VE i ombygningsperioden. • Beredskabsmæssigt mere sårbar end model 2, idet der samles flere 400 kV-systemer på

samme masterække. • Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

1.5.4 Realiserbarhed Etablering af nye 400 kV-luftledninger i eksisterende tracéer betyder, at den eksisterende led-ning, der skal erstattes, skal udkobles i perioder under bygning af den nye ledning. Selv om der indføres særlige restriktioner under arbejdets udførelse, kan det ikke undgås, at den eksisterende ledning skal udkobles i længere perioder ad gangen. Det medfører en svækkelse af elnettet i byggeperioden. Ligeledes vil udkobling af eksisterende ledninger kunne betyde betydelige be-grænsninger i eltransmissionsnettets overføringskapacitet, og det vil dermed kunne begrænse


104

mulighederne for at udnytte samarbejdsforbindelserne til nabo-områderne samt de centrale kraftværker. Selve teknologien er velkendt, og den tekniske realiserbarhed vurderes som høj. Når der tales om luftledninger i eksisterende tracéer, menes der, at ledningen forløber i samme tracébælte. Det vil kun være muligt i særlige tilfælde at udnytte de eksisterende fundamenter. Fx er 400 kV-ledningen op gennem Midtjylland bygget med master, der kræver to fundamenter. De fleste nyere master kræver ét fundament. Fundamentstørrelsen vil også ofte afvige fra det, der er behov for i dag. 1.6 Model 4: Nye 400 kV-kabler på land

Figur 38 Netudbygningsmodel 4 – nye 400 kV-kabler på land.

Denne udbygningsmodel omfatter etablering af fremtidige 400 kV-forbindelser som 400 kV AC-kabler samt fuldstændig kabellægning af alle eksisterende 132 kV- og 150 kV-forbindelser. De eksisterende 400 kV-luftledninger forudsættes bevaret. En strategi med fuldstændig kabellægning af 132 kV- og 150 kV-transmissionsnettet vil stille øgede og ændrede krav til 400 kV-nettet. Derudover forudsætter et rent kabelnet på 132 kV- og 150 kV-niveau en anderledes netstruktur end den eksisterende luftledningsstruktur, da overfø-ringsevnen for 132 kV- og 150 kV-nettet skal tilpasses fordelingsformål i stedet for transmissi-onsformål.


105

I denne udbygningsmodel forudsættes ringstrukturer i 132 kV- og 150 kV-nettet, som tilsluttes relevante 400 kV-knudepunkter. Ved valg af denne struktur sikres 132 kV- og 150 kV-nettet mod at skulle indgå i de overordnede effekttransporter, der efterfølgende varetages af 400 kV-nettet. Det kræver en større overføringsevne for 400 kV-nettet, som dermed alene skal varetage opga-ven som transitkanal. Derudover skal 400 kV-nettet varetage transmissionsnettets opgave som nettilslutningspunkt for produktionsenheder og udlandsforbindelser samt sikre den nødvendige distribution af elektrisk effekt mellem de enkelte netregioner. 132 kV- og 150 kV-ringstrukturen etableres med fuld stationsreserve, idet der etableres mindst to 400/132-150 kV-transformere, for at sikre fuld redundans. Ligeledes etableres minimum to-sidet forsyning af hver 132 kV- og 150 kV-station. For knudepunkter med et maksimalforbrug større end 100 MW tilstræbes tre-sidet forsyning af hensyn til den lokale forsyningssikkerhed. Mellem 132 kV- og 150 kV-ringene er der enkelte steder etableret reserveforbindelser for at kun-ne nødforsyne52 stationerne i en 132 kV- eller 150 kV-ring ved udfald af 400 kV-forbindelser samt ved regionale driftsforstyrrelser. Endvidere kan reserveforbindelserne benyttes til at opret-holde forsyningen af de enkelte 132 kV- og 150 kV-ringe i forbindelse med revisioner i 400 kV-nettet og 132 kV- og 150 kV-forbindelserne i de enkelte ringe. Ved de gennemførte netundersøgelser analyseres kun udbygningsbehovet for 400 kV-nettet, idet planlægning af hvert enkelt 132 kV- og 150 kV-ringnet kræver indgående kendskab til lokale forhold. Disse forhold vil først kunne kortlægges og inddrages i forbindelse med en konkret plan-lægningsfase. For de eksisterende 132 kV- og 150 kV-stationer er belastninger samt decentral produktion m.m. modelleret som aggregerede størrelser. De resulterende belastninger og produktioner er ved etablering af 132 kV- og 150 kV-ringstrukturer tilsluttet det nærmeste 400/132-150 kV-indfødningspunkt. Eftersom den nuværende netreserve i 132 kV- og 150 kV-nettet afvikles, skal der af hensyn til den samlede forsyningssikkerhed etableres minimum to-sidet 400 kV-forsyning af de enkelte 400 kV-stationer. For vitale 400 kV-knudepunkter kan det være nødvendigt med tre-sidet forsyning. 1.6.1 Netundersøgelser Østdanmark Den geografiske placering af centrale produktionsanlæg, forbrugscentre samt placeringen af net-tilslutningspunkterne for samarbejdsforbindelserne til nabo-områderne på Sjælland bevirker, at 132 kV-nettet på Sydsjælland og Lolland/Falster ikke indgår i de primære effekttransporter på Sjælland. 132 kV-nettet i dette område har karakter af regionalt fordelingsnet samt opsam-lingsnet for decentral produktion. Ved kabellægning af 132 kV-nettet på Sydsjælland og på Lolland/Falster bør det overvejes at drive dette netområde som et sammenhængende 132 kV-maskenet bestående af én eller flere sammenkoblede 132 kV-ringe. Denne netstruktur skal dimensioneres til at kunne forsyne områ-det samt optage den decentrale produktion. På grund af havmølleparkerne ved Rødsand samt den landbaserede vindkraft på Sydsjælland bør der foretages en nærmere analyse af behovet for en 400 kV-radialforbindelse mellem et 400 kV-knudepunkt på Midtsjælland (fx Bjæverskov) og et nyt 400 kV-knudepunkt på Sydsjælland (fx

52 Ved nødforsyning skal det aktuelle områdes forbrug kunne dækkes. Hvis størrelsen af den decentrale produktion oversti-

ger det maksimale forbrug, oprettes der ikke fuld reserve for denne produktion.


106

Radsted). Denne 400 kV-forbindelse vil effektivt kunne bortlede det lokale produktionsoverskud mod de store forbrugscentre i hovedstadsområdet og dermed reducere udbygningsbehovet for 132 kV-nettet. 400 kV-nettet på Sjælland består p.t. af en 400 kV-tosystemsledning med flere afgreningspunk-ter. Som en konsekvens af den manglende ringstruktur i 400 kV-nettet er det nødvendigt at etablere en række 400 kV-forbindelser, hvormed der opnås den nødvendige formaskningsgrad, som muliggør etablering af ringstrukturer i 132 kV-nettet Ud fra disse hensyn etableres som udgangspunkt et 400 kV-kabel mellem Asnæsværket og Kyndbyværket. Samtidig med dette omlægges den eksisterende 132 kV-luftledningsforbindelse53 fra Hovegård til Kyndbyværket til 400 kV-drift. For at opnå to-sidet 400 kV-forsyning i hovedstadsområdet (stationerne Avedøreværket, H.C. Ørsted Værket og Glentegård) er det nødvendigt med en 400 kV-ringforbindelse i København (Københavnerringen). Denne ringforbindelse etableres som et 400 kV-kabel fra station Glente-gård via Amagerværket til H.C. Ørsted Værket. I erkendelse af restlevetiden og den generelle tilstand for 132 kV-forbindelserne til Sverige er det nødvendigt, at der undersøges alternativer til 132 kV-kablerne, fx i form af et 400 kV-kabel mel-lem København og Malmø-området, fx Barsebäck. Denne løsning er undersøgt og fundet hen-sigtsmæssig som en fremtidig erstatning for 132 kV-Øresundskablerne. En 400 kV-forbindelse mellem Amagerværket og Barsebäck vil medføre en betydelig forbedring af forsyningssikkerhe-den for hovedstadsområdet samt give bedre udnyttelse af kraftværkskapaciteten i København, fx ved udbygning på Amagerværket. Ligeledes vil dette 400 kV-kabel øge driftsfleksibiliteten i for-bindelse med afbrydelseskrævende drifts- og vedligeholdelsesarbejder på den vitale 400 kV-dobbeltledning på Sjælland mellem Hovegård og Söderåsen i Sverige. Vestdanmark Med udgangspunkt i det eksisterende 400 kV-net skal der af hensyn til forsyningssikkerheden samt krav til den samlede overføringskapacitet i transmissionsnettet, som udgangspunkt etable-res to-sidet forsyning af de to 400 kV-stationer Endrup og Idomlund, eftersom disse for nuvæ-rende kun har en-sidet 400 kV-forsyning. Med denne 400 kV-forbindelse etableres en tredje 400 kV-ringforbindelse i Jylland (Vestkystforbindelsen). Den nuværende 400 kV T-afgrening ved Revsing forudsættes afviklet, idet der ved Revsing (Ve-jen) etableres en 400 kV-koblingsstation. Foruden Vestkystforbindelsen skal der i Jylland udbygges med 400 kV-kabelforbindelser mellem Endrup og Kassø, mellem Landerupgård og Revsing, mellem Kassø og Landerupgård samt mel-lem Tjele og Trige. 1.6.2 Nøgletal – analyseresultater En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 31. Opstillingen er opstillet relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med luftledninger efter de gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af netudbygningsmodel 2).

53 Luftledningen er oprindelig bygget for 400 kV, men drevet ved 132 kV. Omlægningen medfører ikke visuelle ændringer af

masterækken.


107

Samfundsøkonomi

Ramme 0: Eksisterende

udlandsforbindelser + Storebælt

1

Ramme 1: Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500


Mio. kr. 2010

Investering 400 kV i 2025 2,9 5,0

Restlevetidsværdi 400 kV i 2025 -1,0 -1,8

Investering 132 kV og 150 kV 5,9 5,8

Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 -3,4 -3,4

Drift og vedligehold -0,06 -0,06

Reduceret markedsnytte med fastlagt udlandsudbygning 0,0 0,0







Tabel 31 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel. De samfundsøkonomiske omkost-ninger er præsenteret relativt i forhold til en reference, hvor der udbygges i henhold til eksisterende retningslinjer, jf. model 2.

Som det fremgår, er udbygningen af den nødvendige 400 kV-transmission i kabel væsentlig dy-rere ved udvidelsen af udlandsforbindelser (rammebetingelse 1). Det skyldes primært, at udbyg-ningen af 400 kV-nettet skal være kraftigere, men også at den skal ske tidligere i forløbet.


• Forbedring af visuelt miljø: Ingen nye 400 kV-luftledninger og gradvis fjernelse af luftlednin-ger på 132 kV- og 150 kV-niveau.

• Der kan "ryddes op" i uhensigtsmæssigheder i det eksisterende luftledningssystem ved, at de historiske bindinger på 132 kV- og 150 kV-niveau fjernes.

• Modellen er en mulig fase 1 i en senere total kabellægning af hele 400 kV-nettet – model 8. Udfordringer/barrierer ved modellen:

• Høje samfundsøkonomiske omkostninger og høje anlægsomkostninger i forhold til luftled-ningsløsninger.

• Lange vekselstrømskabler i 400 kV-nettet er ikke afprøvet i praksis. • Kabel på kabelproblematikken. Ét kabel kan indpasses, men flere kabler skaber yderligere

kompleksitet i systemet. Behovet for omfattende og komplekse systemanalyser kan forsinke udbygningen af eltransmissionsnettet.

• Kabler kan have lang udetid ved kabelfejl. Dette stiller øgede krav til "formaskningen" af 400 kV-nettet samt øgede krav til netreserverne i 132 kV- og 150 kV-nettet.

• Høj miljøbelastning i anlægsfasen ved kabler og kabelstationer. • Støj og visuelle gener ved stationerne. • Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.


108

1.6.4 Teknisk realiserbarhed De teknologiske løsninger, som vil skulle tages i anvendelse ved denne model, er ikke afprøvet i det omfang, som de forudsættes anvendt her. Udbygningsmodellen er derfor risikobetonet, og modellens tekniske realiserbarhed vurderes som mellem. Levering af 400 kV-kabler Der er i dag kun få leverandører af 400 kV-kabler. Kontrakter med leverandører skal derfor ind-gås flere år i forvejen, så der er sikkerhed for, at kablerne kan leveres. En markedsundersøgelse vedrørende produktionskapacitet og efterspørgsel for højspændingskab-ler viser, at den totale årlige produktionskapacitet for 400 kV-kabler pt. svarer til 100 km 400 kV-kabel. Skal der anlægges en 100 km lang 400 kV-kabelforbindelse, betyder det, at Danmark lægger beslag på den samlede produktionskapacitet i Europa. Det er ikke realistisk. Derfor vurde-res det, at det vil blive nødvendigt at strække produktionen over flere år. Det vurderes, at det tager 2-3 år at få igangsat en ny produktionslinje for avancerede højspændingskabler. System- og komponentmæssige udfordringer Indførelse af lange 400 kV-vekselstrømskabler i elsystemet medfører risiko for overspændinger, som dels kan være ødelæggende for komponenterne (kabler, transformere, reaktorer), dels kan udgøre en risiko for det samlede system. Optræder der lange kabler i 400 kV-nettet, skal der gennemføres detaljerede analyser af forholdene hver gang, der sker en større ændring (fx etab-lering af et nyt kabelanlæg). Der er risiko for, at der vil optræde spændingssvingninger med frekvenser, der under specielle forhold kan blive lig med nettets egenfrekvens. Det kan medføre ustabilitet i det samlede el-system. Det skal undersøges, hvorvidt sådanne forhold vil indtræffe, og det skal undersøges, hvilke modforholdsregler der i givet fald kan træffes. Se i øvrigt afsnit 4.1 i rapporten.


109

1.7 Model 5: Jævnstrømsforbindelser i 400 kV-nettet

Figur 39 Netudbygningsmodel 5 – jævnstrømsforbindelser i 400 kV-nettet.

Som et alternativ til udbygning med 400 kV-vekselstrømsforbindelser undersøges i denne model mulighederne for at anvende jævnstrømsforbindelser (HVDC VSC) i det interne transmissionsnet. Jævnstrømsforbindelserne vil i givet fald skulle etableres som kabelforbindelser. De eksisterende 400 kV-luftledninger er forudsat bevaret. I denne udbygningsmodellen forudsættes fuldstændig kabellægning af 132 kV- og 150 kV-transmissionsnettet, hvilket stiller øgede og ændrede krav til 400 kV-nettet. Derudover forudsæt-ter et rent kabelnet på 132 kV- og 150 kV-niveau en anderledes netstruktur end den eksisteren-de luftledningsstruktur, da overføringsevnen for 132 kV- og 150 kV-nettet skal tilpasses forde-lingsformål i stedet for transmissionsformål. I denne udbygningsmodel forudsættes ringstrukturer i 132 kV- og 150 kV-nettet, som tilsluttes relevante 400 kV-knudepunkter. Ved valg af denne struktur sikres 132 kV- og 150 kV-nettet mod at skulle indgå i de overordnede effekttransporter, der efterfølgende varetages af 400 kV-nettet. Det kræver en større overføringsevne for 400 kV-nettet, som dermed alene skal varetage opga-ven som transitkanal. Derudover skal 400 kV-nettet varetage transmissionsnettets opgave som nettilslutningspunkt for produktionsenheder og udlandsforbindelser samt sikre den nødvendige distribution af elektrisk effekt mellem de enkelte netregioner.


110

Forudsætningerne for opbygningen af 132 kV- og 150 kV-nettet er identiske med udbygningsmo-del 4. Ved de gennemførte netundersøgelser analyseres kun forstærkningsbehovet/udbygningsbehovet for 400 kV-nettet, idet planlægning af hvert enkelt 132/150 kV-ringnet kræver indgående kend-skab til lokale forhold. Disse forhold vil først kunne kortlægges og inddrages i forbindelse med en konkret planlægningsfase. For jævnstrømsforbindelser er der ikke de samme uafklarede spørgsmål omkring tekniske og forsyningssikkerhedsmæssige problemstillinger, som det er tilfældet med lange 400 kV-vekselstrømskabler. Jævnstrømsforbindelser anvendes typisk til specielle formål fx ved sammenkobling af store syn-krone elsystemer, i forbindelse med lange søkabelforbindelser samt som "transportkorridorer" for meget store effekt- og energimængder over lange afstande. Jævnstrømsforbindelser vil i nogen grad kunne indgå som en integreret del af en fremtidig 400 kV-netstruktur, forudsat at der er etableret en tilstrækkelig ringstruktur i eltransmissionsnettet.

1.7.1 Netundersøgelser Østdanmark Der henvises til beskrivelsen for udbygningsmodel 4. Vestdanmark Det er vurderet relevant at undersøge muligheden for etablering af en jævnstrømforbindelse som alternativ til en ca. 100 km 400 kV-vekselstrømsforbindelse i Vestjylland. For de øvrige nødven-dige 400 kV-forbindelser er det tale om kortere kabelforbindelser, hvor etablering af de relativt kostbare jævnstrømsforbindelser ikke kan motiveres ud fra økonomiske og tekniske kriterier. Disse foreslås etableret som 400 kV-vekselstrømskabler. Den vestjyske 400 kV-forbindelse vil skulle indgå som en "transportkorridor", der skal bortlede store mængder vindkraft fra Vestjylland mod forbrugscentre på Østkysten. Desuden vil forbindel-sen skulle indgå ved transitudvekslinger via samarbejdsforbindelserne til udlandet. Anvendelsen af jævnstrømsforbindelser adskiller sig markant fra anvendelsen af vekselstrøms-forbindelser, idet effektoverførselen via jævnstrømsforbindelser kan styres meget præcist alt efter det aktuelle overføringsbehov. For vekselstrømsforbindelser sker effektoverførselen efter de aktuelle belastningsforhold i det samlede transmissionsnet, hvorfor der kræves særlige kompo-nenter fx tværspændingstransformere for at kunne styre effektfordelingen. Foruden styring af den overførte effekt kan moderne jævnstrømsforbindelser af typen Voltage Source Converters (HVDC VSC) bidrage til spændingsregulering af transmissionsnettet. Netop spændingsreguleringen er en udfordring for elsystemer med stor variation i elproduktionen, fx vindkraft, samt store transporter af effekt hidrørende fra transit til nabo-områderne. For den aktuelle udbygningsmodel indgår den forudsatte jævnstrømsforbindelse mellem Endrup og Idomlund som en parallelforbindelse med 400 kV-forbindelsen gennem Midtjylland og på Øst-kysten. Jævnstrømsforbindelsen forudsættes etableret med en overføringsevne på ca. 1.000-1.200 MW svarende til et tilsvarende vekselstrømskabel, hvormed der opnås en sammenlignelig virkning i forhold til udbygning med en 400 kV-vekselstrømsforbindelse i Vestjylland (model 4).


111

Muligheden for regulering af jævnstrømsforbindelsens effektoverførsel gør det muligt at styre belastning af de øvrige 400 kV-forbindelser og dermed be- og aflaste disse efter behov. Dermed er det muligt at sikre en optimal lastfordeling mellem de parallelle 400 kV-forbindelser. Integration af jævnstrømsteknik (HVDC VSC) i et eksisterende vekselstrømsnet er en interessant teknisk udfordring, der rummer en række muligheder, men som samtidig introducerer en række begrænsninger. Blandt andet er effektoverførsel via jævnstrømsforbindelser forbundet med stør-re overføringstab, der både har en miljømæssig og en økonomisk konsekvens. Indledende netundersøgelser viser, at det er muligt at regulere effektfordelingen mellem de pa-rallelle 400 kV-forbindelser gennem Jylland. Det skal dog understreges, at anvendelse af jævn-strømsforbindelser fortsat kræver omfattende studier af statiske og dynamiske forhold i trans-missionsnettet. Foruden jævnstrømsforbindelsen skal der i Jylland udbygges med 400 kV-kabelforbindelser mel-lem Endrup og Kassø, mellem Landerupgård og Revsing, mellem Kassø og Landerupgård samt mellem Tjele og Trige – analogt til udbygningsmodel 4.

1.7.2 Nøgletal – analyseresultater En oversigt over samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 32. Modellen er økonomisk set på niveau med udbygningsmodel 4. Den væsentligste forskel er inve-steringen i HVDC-anlægget på strækningen Endrup-Idomlund i stedet for et vekselstrømskabel. En strækning af denne længde (106 km) ligger dog i denne foreløbige vurdering omkring punktet for break-even mellem en vekselstrømskabelløsning og en HVDC-løsning. Værdien af HVDC-løsningens særlige driftsmuligheder med hensyn til effektstyring er ikke kvanti-ficeret i denne foreløbige opstilling, ligesom omkostninger ved effekttab heller ikke er kvantifice-ret i opstillingen. Opstillingen er relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med luftledninger efter gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af model 2).


112

Samfundsøkonomi

Ramme 1: Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500


Mia. kr. 2010




Restlevetidsværdi 132 kV og 150 kV i 2025 -3,4

Drift og vedligehold -0,03








Tabel 32 Samfundsøkonomisk vurdering af udbygningsmodel. De samfundsøkonomiske omkost-ninger er præsenteret relativt set i forhold til en reference, hvor der udbygges i henhold til eksisterende retningslinjer, jf. model 2.


• Forbedring af visuelt miljø – ingen nye 400 kV-luftledninger og gradvis fjernelse af luftled-ninger på 132 kV- og 150 kV-niveau.

• Effektflow i HVDC-forbindelser kan styres, hvilket giver mulighed for at styre effektflow i transmissionsnettets øvrige vekselstrømsledninger, som ellers ikke kan styres.

• HVDC VSC-anlæg kan benyttes til at regulere spændingen i vekselstrømsnettet. Udfordringer/barrierer ved modellen:


• Større tab i HVDC VSC-forbindelser end i vekselstrømsluftledninger og -kabler. • Der er flere komponenter og mere komplekse systemer i jævnstrømsanlæg og derfor mere

vedligeholdelse af jævnstrømsstationer end for vekselstrømsstationer. • Den lavere rådighed for HVDC VSC-forbindelser stiller øgede krav til "formaskningen" af 400

kV-nettet samt øgede krav til netreserverne i 132 kV- og 150 kV-nettet. • HVDC stiller krav til særlig kontrol ved styring af effektflow. Det kan være en udfordring ved

pludselig opståede fejl i nettet og kan medføre kritiske driftssituationer. • HVDC-stationer fylder typisk 10 ha til 15 ha (ved ca. 600 MW). • Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

1.7.4 Teknisk realiserbarhed Det vil være muligt at bygge en enkelt HVDC-forbindelse inden for eget netområde (ikke som udvekslingsforbindelse mellem forskellige synkrone net). Men det anbefales, at der ikke etableres flere konventionelle forbindelser i samme net, da HVDC-forbindelser af den konventionelle type


113

er sårbare over for netfejl (spændingsdyk). Det kan i værste fald betyde, at en fejl på en parallel 400 kV-vekselstrømsforbindelse, der medfører udkobling af den fejlramte ledning, også fører til udkobling af den parallelle HVDC-forbindelse. På den baggrund vurderes modellens tekniske rea-liserbarhed som mellem. Konventionelle (masseimprægnerede) jævnstrømskabler på land til konventionelle HVDC-anlæg er forholdsvis dyre. Det vil sandsynligvis være billigere at anvende ekstruderede jævnstrømskab-ler til konventionelle anlæg. Der er endnu ingen driftserfaringer med denne type kabler til kon-ventionelle HVDC-anlæg. Det vil være muligt at få driftserfaringer inden for de nærmeste år og dermed skabe mulighed for at anvende ekstruderede kabler på land. Med hensyn til anvendelse af 400 kV-vekselstrømskabler i elnettet henvises til afsnit 1.6.4 vedrø-rende model 4.

1.8 Model 6: Jævnstrømsring i Vesterhavet

Figur 40 Netudbygningsmodel 6 – jævnstrømsring i Vesterhavet.

Med anvendelse af jævnstrøm (HVDC VSC) er der etableret et offshore eltransmissionsnet (en tredje 400 kV-forbindelse nord-syd i Jylland), hvor jævnstrømsforbindelser indgår dels som net-tilslutning af fremtidige havmølleparker og dels som forstærkning af 400 kV-nettet på land. De eksisterende 400 kV-luftledninger på land er bevaret, og det eksisterende 132 kV- og 150 kV-net kabellægges.


114

Etablering af et offshore eltransmissionsnet baseret på jævnstrømsforbindelser rummer et inter-nationalt perspektiv ved en mulighed for at sammentænke nettilslutning af fx danske og tyske havmølleparker med etableringen af fremtidige udvekslingsforbindelser mellem nabo-områderne. Især en forbindelse mellem Norge, Jylland og Tyskland/Holland kan være interessant. Tilsvaren-de forhold gør sig gældende i forbindelse med nettilslutning af eventuelle fremtidige havmølle-parker ved Kriegers Flak. Det skal understreges, at der kun er begrænsede erfaringer med HVDC VSC-teknologien i forbin-delse med offshoreanlæg. Det er særligt kritisk for denne udbygningsmodel, hvor jævnstrøms-forbindelser indgår som en vital del af den overordnede elinfrastruktur. Endelig vil sådanne jævnstrømsforbindelser skulle udlægges i internationalt farvand, hvilket er forbundet med øget risiko for kabelskader (primært ankerskader) og afledte lange udetider på kablerne.

1.8.1 Netundersøgelser Denne model er netmæssigt stort set identisk med udbygningsmodel 5 med jævnstrømsforbin-delse langs Vestkysten på land. Der henvises derfor til beskrivelsen for model 5.

1.8.2 Nøgletal – analyseresultater En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 33. Opstillingen er opstillet relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med luftledninger efter de gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af netudbygningsmodel 2).

Samfundsøkonomi

Ramme 1: Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500


Mia. kr. 2010














54 Ved investeringsvurderingen er der modregnet sparede omkostninger til ilandføringsanlæg.


115


• Forbedring af visuelt miljø – ingen nye 400 kV-luftledninger og gradvis fjernelse af luftled-ninger på 132 kV- og 150 kV-niveau.


• HVDC VSC-stationerne kan benyttes til at regulere spændingen i vekselstrømsnettet. • Modellen rummer perspektiv for forstærkning af eltransmissionsnettet kombineret med net-

tilslutning af fremtidige havmølleparker. Ligeledes rummer modellen et vist perspektiv for etablering af fremtidige udvekslingsforbindelser til nabo-områder og eventuel mulighed for etablering af et internationalt offshore transmissionsnet i Nordsøen for tilslutning af havmøl-leparker.



• Større tab i HVDC VSC-forbindelser end i vekselstrømsluftledninger og kabler. • HVDC stiller krav til særlig kontrol ved styring af effektflow. Det kan være en udfordring ved

pludselig opståede fejl i nettet og kan medføre kritiske driftssituationer. • Anlæg på havet er generelt forbundet med større sårbarhed over for eksterne påvirkninger.

Dette er særligt kritisk, når det involverer vitale dele af transmissionssystemet. Lavere leve-tid, sværere tilgængelighed, højere omkostninger til drift og vedligehold, begrænsninger for udnyttelse af søterritoriet til andre erhverv m.v.

• Offshoreanlæg er ved fejl forbundet med betydeligt længere udetid end anlæg på land på grund af de vanskelige adgangsforhold. (vejrlig, ved kabelfejl skal der forventes ventetid på nødvendige kabelreparationsskibe m.m.).

• Den lavere rådighed for HVDC VSC-forbindelser stiller øgede krav til "formaskningen" af 400 kV-nettet samt øgede krav til netreserverne i 132 kV- og 150 kV-nettet.

• Begrænset driftserfaring med store offshore HVDC VSC-anlæg. • Behovet for dynamisk reaktiv effektregulering skal analyseres nærmere.

1.8.4 Teknisk realiserbarhed Der må forventes et mindre pålideligt net, hvis en vigtig del af transmissionsnettet bliver placeret til søs. Så længe der alene er tale om overførsel af el produceret i havmølleparker, har eventuelle udfald mindre betydning for det overordnede net, da det kun påvirker den eller de parker, der bliver ramt af fejl. En jævnstrømsring i Vesterhavet er en mulighed, men det er forbundet med en større risiko for begrænsninger i nettet end tilsvarende landbaserede jævnstrømsløsninger, og modellens tekni-ske realiserbarhed vurderes som lav.


116

1.9 Model 7: Jævnstrømsforbindelse som multiterminalløsning (Vindmølleindu-striens forslag)

Figur 41 Netudbygningsmodel 7 – Jævnstrømsforbindelse som multiterminalløsning (Vindmølle-industriens forslag).

Vindmølleindustrien har med rapporten "50 pct. vindkraft i Danmark i 2025 – en teknisk-økonomisk analyse", maj 2007, præsenteret et oplæg til nettilslutning af fremtidige havmøllepar-ker kombineret med etablering af en fjerde jævnstrømsforbindelse (Skagerrak 4) til Norge. Løsningsforslaget omfatter en jævnstrømsforbindelse (HVDC VSC) udført som en multiterminal-løsning med to terminaler i Vestjylland (i Galtho ved Varde og Idomlund) samt en terminal i den eksisterende 400 kV-station Landerupgård ved Kolding. De forudsatte havmølleparker ved Horns Rev (3 x 250 MW) nettilsluttes i station Galtho. Effekten fra havmølleparkerne søges overført direkte til Norge og/eller mod Østjylland. Vindmølleindustriens forudsætninger er som udgangspunkt ikke sammenlignelige med forudsæt-ningerne anvendt i Elinfrastrukturudvalgets analysearbejde omkring den fremtidige udbygning af eltransmissionsnettet. I vindmølleindustriens rapport er der forudsat en anderledes udbygning med havmølleparker (omfang og placering), hvorfor der ikke kan foretages en direkte sammen-ligning mellem dette løsningsforslag og de øvrige undersøgte netudbygningsmodeller. For at imødekomme interessen omkring det beskrevne løsningsforslag og på trods af forskellen omkring de anvendte forudsætninger foretages en kvalitativ vurdering af forslaget. Løsningsfor-


117

slaget forsøgt implementeret i eltransmissionsnettet og undersøgt med de samme forudsætnin-ger som for de øvrige undersøgte netudbygningsmodeller – herunder udbygning med havmølle-parker samt kapaciteten via udvekslingsforbindelserne til nabo-områderne. Nødvendige og sup-plerende netudbygninger af hensyn til overføringsbehovet i elnettet er identificeret og tilføjet, hvorved det af Vindmølleindustrien præsenterede løsningsforslag er gjort sammenligneligt med de øvrige udbygningsmodeller. Foruden Skagerrak 4 indgår Storebælt 2 og udvidelse af kapaciteten på den jysk-tyske grænse i modellen. Alle øvrige udvekslingsforbindelser er bevaret som i dag. 1.9.1 Netundersøgelser Østdanmark Der henvises til beskrivelsen for udbygningsmodel 4. Vestdanmark Med Vindmølleindustriens forslag sker nettilslutning af fremtidige havmølleparker kombineret med etablering af en fjerde jævnstrømsforbindelse (Skagerrak 4) til Norge. Jævnstrømsforbindel-sen forudsættes etableret som en såkaldt "multiterminalløsning", hvor forbindelsen foruden om-formerstationerne (effektkonverter) i endepunkterne også har omformerstationer mellem disse, som det er illustreret i nedenstående Figur 42.

AC

DC

AC

DC

DC

AC

AC

DC

Endrup

Galtho

Kassø

Landerupgård

Malling

Trige

Revsing

Askær

TjeleIdomlund

Kristiansand

Ferslev

Ferslev

Figur 42 Multiterminalløsning.


118

Jævnstrømsløsningen består af omformerstationer i Kristiansand (Norge), i 400 kV-station Idom-lund, i en ny station ved Galtho og endeligt i 400 kV-station Landerupgård. Ved at anvende en multiterminalløsning er det muligt at sammenkoble flere 400 kV-knudepunkter i det eksisterende transmissionsnet og dermed opnå en generel forstærkning af transmissionsnettet. Det grundlæggende princip ved den aktuelle løsning er at kunne optage og bortlede produktions-bidraget fra de forudsatte havmølleparker ved Horns Rev og overføre denne effekt til større for-brugscentre, det vil sige i Norge og på den jyske østkyst (via 400 kV-station Landerupgård ved Kolding). Med denne løsning er det desuden muligt at kombinere nettilslutning af havmølleparker i Vesterhavet med etablering af øget udvekslingskapacitet mellem Jylland og Norge. Forudsæt-ningen for oplægget var, at der ikke skulle etableres nye 400 kV-luftledninger. Multiterminalløsninger er teknisk mulige, men hidtil er der ikke leveret sådanne anlæg baseret på HVDC VSC-teknologien. Multiterminalløsninger rummer en række muligheder med hensyn til effektreguleringen i eltransmissionsnettet, herunder muligheden for at kunne styre belastningen af de øvrige 400 kV-forbindelser og dermed be- og aflaste disse efter behov. Dermed er det mu-ligt, at sikre en optimal lastfordeling mellem de parallelle 400 kV-forbindelser. For den aktuelle udbygningsmodel er der tale om en avanceret jævnstrømsforbindelse, der kræ-ver udvikling af meget komplekse styre- og reguleringssystemer, så jævnstrømsforbindelsen kan indgå som en integreret del af det øvrige transmissionsnet. Særligt kritisk er reguleringsegen-skaberne under dynamiske hændelser55 i elsystemet, hvor det er afgørende, at jævnstrømsfor-bindelsen automatisk kan identificere disse driftstilstande og efterfølgende understøtte elsyste-met i disse kritiske driftssituationer. Ud fra drifts- og systemsikkerhedsmæssige betragtninger udgør multiterminalløsninger en bety-delig risiko, idet en fejl på kabelforbindelsen mellem omformerstationerne eller fejl i en af kon-verterstationerne vil medføre øjeblikkelig udkobling af hele jævnstrømsforbindelsen. Det kan betyde udkobling af vitale forbindelser og dermed en alvorlig svækkelse af det øvrige 400 kV-transmissionsnet, som vil medføre kritiske overbelastninger. Integration af jævnstrømsteknik (HVDC VSC) i et eksisterende vekselstrømsnet er en interessant teknisk udfordring, der rummer en række muligheder, men som samtidig introducerer en række begrænsninger. Effektoverførsel via jævnstrømsforbindelser er forbundet med større overføringstab, der både har en miljømæssig og en økonomisk konsekvens. Det skal understreges, at anvendelse af jævnstrømsforbindelser kræver omfattende studier af statiske og dynamiske forhold i transmissionsnettet, før det kan afgøres, hvorvidt den beskrevne løsning kan realiseres. Jævnstrømsforbindelsen forudsættes etableret med en samlet overføringsevne på 600 MW, hvil-ket er væsentligt mindre end de øvrige udbygningsmodeller baseret på 400 kV-luftledningsforbindelser eller 400 kV-vekselstrømskabler. For at begrænse konsekvenserne af udfald af hele jævnstrømsforbindelsen er der etableret et 400 kV-vekselstrømskabel mellem Endrup og en ny 400 kV-station ved Tistrup, der udgør iland-

55 Her tænkes primært på netfejl, hvor fejlramte 400 kV-forbindelser udkobles, og der opstår ændrede effekttransporter i

transmissionsnettet.


119

føringspunktet for de forudsatte havmølleparker ved Horns Rev. I tilfælde af udfald af jævn-strømsforbindelsen overføres produktionsbidraget fra havmøllerne til 400 kV-station Endrup og videre mod Østkysten. De indledende netundersøgelser viser, at det er muligt at regulere effektfordelingen mellem de parallelle 400 kV-forbindelser gennem Jylland. Dette er dog ikke tilstrækkeligt til at kunne hånd-tere overføringsbehovet i 400 kV-nettet. Foruden jævnstrømsforbindelsen skal der udbygges med 400 kV-kabelforbindelser mellem Endrup og Kassø, mellem Landerupgård og Revsing, mellem Kassø og Landerupgård og mellem Tjele og Trige.

1.9.2 Nøgletal – analyseresultater En oversigt over de samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 34. Opstillingen er opstillet relativt set i forhold til en referencesituation, hvor der udbygges med luftledninger efter de gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af netudbygningsmodel 2).

Samfundsøkonomi

Ramme 1: Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500


Mia. kr. 2010

Investering 400 kV i 2025 56 6,2






Samlede samfundsøkonomisk omkostning ekskl. forvrid-ningstab 6,4








• Forbedring af visuelt miljø: Ingen nye 400 kV-luftledninger og gradvis fjernelse af luftlednin-ger på 132 kV- og 150 kV-niveau.


• HVDC VSC-stationerne kan benyttes til at regulere spændingen i vekselstrømsnettet.

56 I investeringen indgår ikke omkostninger til udbygning med Skagerrakforbindelsen fra Idomlund til Norge.


120



• Større tab i HVDC VSC-forbindelser end i vekselstrømsluftledninger og -kabler. • HVDC stiller krav til særlig kontrol ved styring af effektflow. Kan være en udfordring i pludse-

lig opståede fejl i nettet og kan medføre kritiske driftssituationer. • Løsningen giver større afhængighed af én jævnstrømsforbindelse. En sårbar løsning, hvilket

er særligt kritisk for vitale komponenter i transmissionsnettet. • Multiterminalløsning giver risiko for udkobling af flere ledninger samtidig og anbefales derfor

generelt ikke, eftersom dette vil betyde alvorlig svækkelse af det øvrige transmissionsnet. • Der er flere komponenter i jævnstrømsanlæg, mere komplekse systemer, og derfor mere

vedligeholdelse af HVDC-stationer end for vekselstrømsstationer. • Den lavere rådighed for HVDC VSC-forbindelser stiller øgede krav "formaskningen" af 400

kV-nettet samt øgede krav til netreserverne i 132 kV- og 150 kV-nettet. • Forventes vanskeligt realiserbar, da den er forbundet med væsentlige meromkostninger i

forhold til det planlagte fællesprojekt for Skagerrak 4 med norske Stattnet. Af miljømæssige grunde skal den planlagte Skagerrak 4-forbindelse drives parallelt med den eksisterende Skagerrak 3-forbindelse, hvilket forudsætter, at Skagerrak 4 etableres med klassisk jævn-strømsteknik.


1.9.4 Teknisk realiserbarhed En multiterminalløsning sparer på konverteranlæggene, idet et anlæg er fælles for flere linjer, der samles i et knudepunkt. Det kan sammenlignes med T-afgreninger i vekselstrømsnettet, som indimellem etableres som midlertidige "nødløsninger". På samme måde kan en multiterminalløs-ning i 400 kV-nettet heller ikke betragtes som en varig løsning, da alle ledninger knyttet til multi-terminalen vil blive bortkoblet samtidig ved fejl i anlægget.


121

1.10 Model 8: Fuldstændig kabellægning

Figur 43 Netudbygningsmodel 8 – fuldstændig kabellægning.

Ved denne udbygningsmodel, hvor en total kabellægning af det danske eltransmissionsnet gen-nemføres, forudsættes det generelt, at de tekniske udfordringer med drift af omfattende 400 kV-kabelsystemer er løst på en overbevisende måde. Der eksisterer en række tekniske og forsy-ningssikkerhedsmæssige problemstillinger, som skal analyseres nærmere, før denne udbyg-ningsmodel vil kunne realiseres. Omkostningen til at sikre systemdriften er ukendt. Der findes ingen referenceanlæg med kabellægning i dette omfang på 400 kV-niveau. Eftersom kabler og luftledninger har forskellige elektriske egenskaber, skal der foretages en komplet revurdering af strukturen for det fremtidige 400 kV-net, som forudsættes at forblive det overordnede spændingsniveau og dermed "rygraden" i det danske elsystem. Beredskabsmæssige forhold, herunder en vurdering af eltransmisionsnettets sårbarhed, kræver en revurdering af den nødvendige grad af "formaskning" og dermed behovet for ringforbindelser i 400 kV-nettet. Risikoen for langvarige kabelfejl samt behovet for præventive udkoblinger af ka-belnet på grund af øvrige gravearbejder (fx i relation til fjernvarme og kloaksystemer) i nærhe-den af et kabel, vil formodentligt kræve flere uafhængige forsyningsveje, især i nærheden af de større byområder samt øvrige vitale dele af eltransmissionsnettet. Ved udviklingen af en ny netstruktur er det tilstræbt at mindske sårbarheden for vitale 400 kV-knudepunkter, idet fx Øresundsforbindelserne tilsluttes i flere uafhængige 400 kV-knudepunkter, hvor et større havari i et stationsanlæg kun har begrænset påvirkning på systemsikkerheden.


122

1.10.1 Netundersøgelser En fuldstændig kabellægning af eltransmissionsnettet giver anledning til revurdering af hele den overordnede netstruktur. 132 kV- og 150 kV-nettet drives som ringstrukturer, der tilsluttes de enkelte 400 kV-, 150 kV- og 132 kV-knudepunkter. Med denne ringstruktur vil der typisk kunne anvendes kabler med en lavere overføringsevne, eftersom 132 kV- og 150 kV-nettet skal tilpas-ses fordelingsformål samt opsamling af decentral produktion i stedet for transmissionsformål. Eftersom den nuværende netreserve i 132 kV- og 150 kV-nettet afvikles, skal der af hensyn til den samlede forsyningssikkerhed etableres minimum to-sidet 400 kV-forsyning af de enkelte 400 kV-stationer. For vitale 400 kV-knudepunkter kan det være nødvendigt med tre-sidet forsyning. Eksisterende 400 kV-kabelforbindelser tilstræbes indpasset i den fremtidige netstruktur, dog vil en flere af disse umiddelbart være begrænsende som følge af de forudsatte randbetingelserne for den aktuelle udbygningsmodel. Det skal derfor vurderes nærmere, hvorvidt disse kabler skal dubleres, afvikles eller kan indpasses i en ny 400 kV-kabelstruktur. 132 kV- og 150 kV-ringstrukturen etableres med fuld stationsreserve, idet der etableres mindst to 400/132-150 kV-transformere for at sikre fuld redundans. Ligeledes etableres minimum to-sidet forsyning af hver 132 kV- og 150 kV-station. For knudepunkter med et maksimalforbrug større end 100 MW etableres tre-sidet forsyning af hensyn til den lokale forsyningssikkerhed. Mellem 132 kV- og 150 kV-ringene er der enkelte steder etableret reserveforbindelser for at kun-ne nødforsyne57 stationerne i en 132 kV- og 150 kV-ring ved et udfald af 400 kV-forbindelser samt ved regionale driftsforstyrrelser. Endvidere kan reserveforbindelserne benyttes til at opret-holde forsyningen af de enkelte 132 kV- og 150 kV-ringe i forbindelse med revisioner i 400 kV-nettet og 132 kV- og 150 kV-forbindelserne i de enkelte ringe. Det skal understreges, at der som følge af mere detaljerede analyser af forsyningssikkerheden eventuelt vil kunne konstateres behov for yderligere supplerende 400 kV-forsyningsveje. Ved de gennemførte netundersøgelser analyseres kun udbygningsbehovet for 400 kV-nettet, idet planlægning af hvert enkelt 132 kV- og 150 kV-ringnet kræver indgående kendskab til lokale forhold. Disse forhold vil først kunne kortlægges og inddrages i forbindelse med en konkret plan-lægningsfase i samråd med det regionale transmissionsselskab. Østdanmark For transmissionsnettet på Sjælland er belastningsforholdene præget af øst-vestgående effekt-transporter. Det skyldes den geografiske placering af centrale produktionsanlæg, forbrugscentre samt placeringen af nettilslutningspunkterne for udvekslingsforbindelserne til nabo-områderne. Disse effekttransporter samt forbrugskoncentrationen i hovedstadsområdet medfører behov for flere parallelle 400 kV-kabelforbindelser på tværs af Sjælland. Disse forbindelser indgår i et ring-net, hvormed der opnås den nødvendige overføringsevne samt formaskningsgrad af hensyn til forsyningssikkerheden. For at opnå en tilfredsstillende forsyningssikkerhed i hovedstadsområdet ønskes minimum to-sidet forsyning af alle 400 kV-knudepunkter. Dette opnås ved etablering af en 400 kV-ring mellem 400 kV-stationerne Glentegård og H.C. Ørsted Værket. Nærmere studier af paralleldrift mellem 400 kV-kabelnet og 132 kV-kabelnet skal udføres. Et 400 kV-kabel mellem København og Malmø-området samt 400 kV-kabel i det nuværende tracé over Øresund er fundet hensigtsmæssig som en fremtidig erstatning for 132 kV Øresundskabler-

57 Ved nødforsyning skal det aktuelle områdes forbrug kunne dækkes. Hvis størrelsen af den decentrale produktion oversti-

ger det maksimale forbrug, oprettes der ikke fuld reserve for denne produktion.


123

ne. Det er vurderet nødvendigt at tilslutte Øresundsforbindelserne i flere uafhængige 400 kV-knudepunkter, så et større havari i et stationsanlæg kun har begrænset påvirkning på systemsik-kerheden. Det skal understreges, at en total optimering mellem 400 kV- og 132 kV-nettet i hovedstadsom-rådet vil kræve meget omfattende analyser, herunder restlevetidsvurdering af eksisterende 132 kV-kabler. Ligeledes vil den nuværende paralleldrift mellem 50 kV- og 132 kV-nettet i visse om-råder kræver detaljerede analyser af den optimale udbygning af transmissionsnettet (132 kV) og distributionsnettet (50-10 kV). Vestdanmark For transmissionsnettet i Vestdanmark er belastningsforholdene præget af nord-sydgående ef-fekttransporter mellem Norden og Kontinentet, samt det betydelige produktionsbidrag fra vind-kraften i Vest- og Nordjylland. For at kunne opsamle effekten fra vindkraften i Vest- og Nordjyl-land forudsættes et 400 kV-knudepunkt i Thy (fx i Bedsted). Med denne netstruktur opnås desu-den tre-sidet forsyning af 400 kV-stationerne Nordjyllandsværket og Idomlund. De nord-sydgående effekttransporter nødvendiggør tre til fire parallelle 400 kV-kabelforbindelser mellem Kassø og Tjele, hvor disse indgår som naturlige forbindelser i det formaskede 400 kV-net. Kombinationen af transit samt de store forbrugscentre langs Østkysten nødvendiggør to parallelle 400 kV-kabelforbindelser på den vitale strækning mellem Malling og Landerupgård. For de store forbrugscentre ved Århus, Aalborg samt langs Østkysten er der opnået tre-sidet 400 kV-forsyning af 400/150 kV-indfødningspunkterne. På Fyn er der umiddelbart to-sidet 400 kV-forsyning samt alternativ forsyning via Storebæltsfor-bindelsen (jævnstrøm). For at kunne sikre optimal udnyttelse af Storebæltsforbindelsen skal det undersøges nærmere, om der skal etableres tre-sidet forsyning af 400 kV-station Fraugde, der forudsættes at være tilslutningspunktet for Storebæltsforbindelsen. For de forudsatte tilslutningspunkter for fremtidige havmølleparker er der opnået tre-sidet forsy-ning af de pågældende 400 kV-knudepunkter, hvormed produktionsbidraget fra havmølleparker-ne effektivt kan optages i det øvrige transmissionsnet. Forbindelsen mellem Jylland/Fyn og Tyskland forudsættes at bestå af tre uafhængige 400 kV-kabelforbindelser, hvor to af disse tilsluttes i 400 kV-station Kassø. Den tredje tilsluttes 400 kV-station Fraugde på Fyn. Alternativt kan den tredje Tysklandsforbindelse tilsluttes i 400 kV-station Landerupgård. Ved dette alternativ skal der også etableres en supplerende 400 kV-forbindelse til Fyn for at opnå to-sidet 400 kV-forsyning. 1.10.2 Nøgletal – analyseresultater Vurderingen af samfundsøkonomien i denne model er baseret på en udbygning af 400 kV-kabelnettet på 14 år med start i 2016. Denne antagelse er gjort af hensyn til sammenligningen med de øvrige modeller. En kabellægning af hele elnettet vil ikke realistisk kunne forventes gen-nemført på under 30-40 år. En oversigt over samfundsøkonomiske omkostninger for denne model fremgår af Tabel 35. Op-stillingen er opstillet relativt set i forhold til en reference-situation, hvor der udbygges med luft-ledninger efter gældende retningslinjer (jf. beskrivelsen af model 2). Det skal bemærkes, at om-kostningerne er behæftet med stor usikkerhed.


124

Samfundsøkonomi

Ramme 1: Ramme 0 +

SK4+SB2+D2500


Mia. kr. 2010





Drift og vedligehold -0,08









Som det fremgår, er en stor del af kabelinvesteringen modregnet som restlevetidsværdi i 2025. Det skyldes, at levetiden for kabler er fastsat til 30 år. Da kabellægningen først påbegyndes i 2016, vil der være store restlevetider tilbage i kablerne ved 2025. 1.10.3 Fordele og udfordringer/barrierer ved model 8 Fordele:

• Den største visuelle forbedring. Ingen luftledninger i landskabet på langt sigt. • Mindre sårbarhed over for ydre påvirkninger som storme m.v. end et luftledningsnet. • Der kan "ryddes op" i uhensigtsmæssigheder i det eksisterende luftledningssystem, ved at

de historiske bindinger fjernes. Udfordringer/barrierer:

• Kan ikke realiseres her og nu, men kræver en langsigtet handlingsplan. • Behovet for omfattende og komplekse systemanalyser kan forsinke udbygningen af

eltransmissionsnettet. • Forudsætter, at tekniske udfordringer omkring lange kabler i nettet og samspil mellem kab-

ler i nettet er løst, herunder praktiske erfaringer. • Den samfundsøkonomisk og investeringsmæssigt dyreste løsning. Betydelig usikkerhed med

hensyn til investeringstal, da de tekniske løsninger p.t. ikke er kendt. • Lavere rådighed i et kabelsystem end i et luftledningssystem, hvilket stiller øgede krav til

"formaskningen" af 400 kV-nettet samt øgede krav til netreserverne i 132 kV- og 150 kV-nettet.

• Forceret dansk kabellægning kan på grund af begrænsning i 400 kV-kabelleverandørernes produktionskapacitet medføre væsentligt højere danske investeringer, end hvis danske og


125

større udenlandske transmissionsnetejere følger en koordineret strategi for skifte fra 400 kV- luftledningsteknologi til 400 kV-kabelteknologi.


1.10.4 Teknisk realiserbarhed En total kabellægning af det danske 400 kV-net vil være en meget omfattende og teknisk kræ-vende opgave. En kabellægning af 400 kV-nettet er ikke mulig i dag. En række teknologiske ud-fordringer vedrørende overspændinger og risiko for resonanssvingninger skal være løst først, se afsnit 4.1. Der skal udvikles robuste teknologier, som kan imødegå og løse de aktuelle proble-mer. En plan om fuldstændig kabellægning af hele transmissionsnettet forudsætter, at der forud opnås erfaring med lange 400 kV-vekselstrømskabler i nettet, så de problemer, der måtte opstå i net-tet, bliver kendt, og så der udvikles robuste teknologier, der kan imødegå og løse de aktuelle problemer.


126

Bilag 2 Gældende statslige retningslinjer for etablering og sanering af højspændingsanlæg58 Når det overordnede transmissionsnet skal udbygges, skal der tages hensyn til både økonomiske og landskabelige interesser. Ud fra en ren økonomisk betragtning bør luftledninger foretrækkes. Men luftledninger skæmmer også landskabet. Der skal derfor foretages en afvejning imellem disse to hensyn. Hidtidigt gældende retningslinjer De hidtil gældende retningslinjer på dette område blev fastlagt af Miljø- og Energiministeriet i 1995. I disse retningslinjer er der fastlagt principper for valg mellem luftledninger og jordkabler, og der er dermed foretaget en generel og overordnet afvejning imellem økonomiske og landska-belige hensyn. De gamle principper for etablering og sanering af højspændingsanlæg indebærer blandt andet, at nye 400 kV-forbindelser som hovedregel etableres som luftledninger, når de fremføres i åbent land, og når det kan ske uden at komme i konflikt med særlige nationale naturinteresser. Ifølge disse principper kunne 132 kV- og 150 kV-anlæg ligeledes etableres som luftledninger, hvor det kan ske uden væsentlige konsekvenser i forhold til bymæssig bebyggelse eller væsentlige natur-interesser. Senere lempelser af retningslinjerne Der er dog sket en reduktion i kabelpriserne siden 1995. Dette er specielt tilfældet for 132 kV- og 150 kV-kabler. I mange tilfælde er der desuden ikke behov for den overføringsevne, som en luft-ledning giver. Den reelle merpris ved 132 kV- og 150 kV-kabler vil derfor i de fleste tilfælde ikke være væsentlig med de løsninger, der er behov for. Luftledninger har dog af tekniske årsager en naturlig minimumkapacitet, og det er stadig ca. 2-4 gange så dyrt at etablere en 132 kV- og 150 kV-forbindelse som kabel, hvis der er behov for en stor overføringsevne over længere afstande. Regeringen har i 2004 og 2005 lempet de hidtil gældende retningslinjer i retning af større mulig-heder for kabellægning. Dette er gjort med dels økonomi- og erhvervsministerens udmelding fra juni 2004 vedrørende forbedrede muligheder for kabellægning af eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledninger i boligområder, særlige naturområder og øvrige byområder, jf. økonomi- og er-hvervsministerens brev af 10. juni 2004 til Folketingets Energipolitiske Udvalg (Det Energipoliti-ske Udvalg, Alm. del – bilag 409), dels regeringens udmelding i Energistrategi 2025 om en ny statslig politik om at nye 132 kV- og 150 kV-forbindelser fremover som hovedregel skal etableres som jordkabler. 400 kV-forbindelser udgør det overordnede transmissionsnet med lange ledningsstrækninger. Det er stadig væsentligt dyrere at kabellægge 400 kV-forbindelser i sammenligning med luftlednin-ger. Merprisen er 3-6 gange for en tilsvarende overføringsevne. En generel politik med kabellæg-ning på 400 kV-niveau vil derfor være særdeles bekostelig. Regeringen lægger i Energistrategi 2025 derfor vægt på, at nye 400 kV- og 400-132/150 kV-forbindelser også fremover etableres som luftledninger i åbent land, når det kan ske uden at komme i konflikt med særlige nationale naturinteresser. I forbindelse med etablering af nye 400 kV-luftledninger skal der tilstræbes kompenserende kabellægninger på lavere spændingsniveau-er, så det samlede luftledningsnet over 100 kV reduceres. Herved vil der for færre midler samlet

58 Ref. Energistyrelsen.


127

set kunne opnås en større landskabelig forbedring, hvilket vil være i overensstemmelse med regeringens generelle politik om mest miljø for pengene. Prisudviklingen for 400 kV-kabler bør desuden følges nøje med henblik på at øge anvendelsen af kabler, såfremt priserne på sigt bliver mere sammenlignelige. Sammenfatning af de gældende statslige retningslinjer De statslige retningslinjer for så vidt angår etablering og sanering af højspændingsanlæg er givet ved de oprindelige retningslinjer fra 1995 suppleret med de seneste lempelser af retningslinjerne i 2004 og 2005. De aktuelt gældende statslige retningslinjer er sammenfattet herunder. Elselskaberne skal udarbejde en samlet, langsigtet planlægning af højspændingsnettet til sikring af forsyningssikkerheden, sikring af velfungerende konkurrencemarkeder, indpasning af vedva-rende energi samt beredskabsmæssige hensyn. Elselskaberne bør i samarbejde med de kommu-nale og statslige planmyndigheder tilrettelægge denne samlede langsigtede planlægning med en nærmere prioritering af ændringerne i det eksisterende højspændingsnet og af den kommende udbygning med henblik på at nedbringe generne fra luftledninger mest muligt. Følgende principper bør danne grundlag for denne prioritering, for så vidt angår vekselstrømsfor-bindelser:

• Der skal tilstræbes en reduktion af det samlede luftledningsnet over 100 kV. Nye 400 kV-

og 150/132 kV-ledningsanlæg planlægges under hensyn hertil. • 400 kV-forbindelser udgør det overordnede transmissionsnet og skal anvendes, når der

er behov for stor overføringsevne over lange afstande. • 400 kV-ledningsanlæg kan normalt fremføres som luftledninger. Det bør dog i særlige til-

fælde overvejes at kabellægge 400 kV-ledningsanlæg i kortere stræk, fx i forbindelse med indfødning til større byer, eller hvor en luftledning vil få væsentlige konsekvenser for nationale naturinteresser, og der ikke findes acceptable alternative ledningsføringer.

• 132 kV- og 150 kV-ledningsanlæg kan etableres som luftledninger, hvor det kan ske som kombineret 400 kV- og 150/132 kV-luftledning. Derudover etableres nye 132 kV- og 150 kV-forbindelser som hovedregel som jordkabler. Kun i ganske særlige tilfælde – som fx første trin i en senere 400-132/150 kV-kombiledning og eventuelt i tilfælde med meget store behov for overføringsevne på 132 kV- og 150 kV-niveau over større afstande – bør luftledninger overvejes.

• I forbindelse med reduktionen af luftledningsnettet tilstræbes det at fjerne eller kabel-lægge eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledninger, hvor ledningernes placering er uhensigtsmæssig i forhold til bymæssig bebyggelse eller væsentlige naturinteresser. Der vil som hovedregel blive meddelt tilladelse til kabellægninger af eksisterende 132 kV- og 150 kV-luftledninger, når de begrundes i, at de eksisterende luftledninger forløber i eller i nærheden af boligområder samt i særlige naturområder og i øvrige byområder.

• Nye ledningsanlæg under 100 kV kabellægges. • Eksisterende 60 kV- og 50 kV-luftledninger kabellægges, når ledningerne er uheldige i

forhold til bymæssig bebyggelse eller væsentlige naturinteresser. • Ved større saneringsarbejder behandles eksisterende ledningsanlæg på lige fod med ny-

anlæg.

For så vidt angår jævnstrømsforbindelser, bør følgende principper danne grundlag for prioriterin-gen:

• Ledningsanlæg søges altid kabellagt uanset spændingsniveau i forbindelse med nyanlæg og større saneringsarbejder.


128

Bilag 3 Eksisterende eltransmissionsnet


129

Bilag 4 Elinfrastrukturudvalgets sammensætning Elinfrastrukturudvalget har haft følgende medlemmer: Planlægningsdirektør Peter Jørgensen, Energinet.dk (formand) Planchef Dorthe Vinther, Energinet.dk Kontorchef Anders Kragsnæs Balling, Finansministeriet Fuldmægtig Henrik Kjærgaard, Finansministeriet Kontorchef Henrik Andersen, Klima- og Energiministeriet, indtil 1. februar 2008 Fuldmægtig Sune Thorvildsen, Klima- og Energiministeriet Kontorchef Birgitta Jacobsen, Klima- og Energiministeriet, fra 1. februar 2008 Kontorchef Flemming G. Nielsen, Energistyrelsen Civilingeniør Anders Højgaard Kristensen, Energistyrelsen Kontorchef Sven Koefoed-Hansen, Miljøministeriet, By- og Landskabsstyrelsen Centerdirektør Hans Høyer, Miljøministeriet, Miljøcenter Odense Adm. direktør Flemming Kjærulf, Nyborg Forsyning og Service (for Kommunernes Landsforening) Adm. direktør Søren T. Nielsen, FynsNet (for Dansk Energi), fra 4. december 2007 Afdelingschef Jørgen Christensen, Dansk Energi, fra 4. december 2007. Projektleder Vibeke Thyge Frandsen, Energinet.dk (sekretær), indtil 1. februar 2008.


130

Bilag 5 Elinfrastrukturudvalgets kommissorium Udvalget skal udarbejde en teknisk redegørelse, der beskriver og kvantificerer det samlede ud-bygningsbehov samt de opgaver, som elinfrastrukturen skal løse med hensyn til indpasning af vedvarende energi og decentral elproduktion, opretholdelse af forsyningssikkerheden og facilite-ring af elmarkedet på transmissionsniveau. Den tekniske redegørelse skal ligeledes indeholde en analyse af mulige fremtidige netstrukturer med udgangspunkt i forskellige langsigtede netudbygningsstrategier. Heri skal forskellige scena-rier for udviklingen af det samlede danske energisystem inddrages. Ligeledes skal der indgå ana-lyse af en øget kabellægning frem for luftføring af det danske 400 kV-net. På baggrund af disse analyser skal der i den tekniske redegørelse opstilles en række konkrete modeller for den fremtidige udbygning af elinfrastrukturen, baseret på forskellige teknologiske muligheder. Den tekniske redegørelse skal afdække miljømæssige/landskabsmæssige, tekniske, omkost-ningsmæssige og samfundsøkonomiske konsekvenser forbundet med de individuelle udbyg-ningsmodeller. Ligeledes skal der indgå en vurdering af konsekvenserne for elprisen. Det tilstræbes, at alternativerne opfylder sammenlignelige krav til forsyningssikkerhed, markeds-udbygning og integration af store mængder vedvarende energi, svarende til målsætningerne i regeringens energistrategi. Alternativerne skal tillige vurderes ud fra mulighederne for samspillet med udlandet. Som reference anvendes Energinet.dk's hidtidige plan for den langsigtede elin-frastruktur baseret på de nuværende principper for udbygning af elinfrastrukturen.

teknisk redegørelse om fremtidig udbygning og kabellægning ... · 6.3 metode for analyser af...

Documents