PUDDEL-slutrapport PUDDEL- slutrapport Dok.nr KBE juli 2005

Transkript

1

2 PUDDELslutrapport Dok.nr KBE juli 2005

3 Indholdsfortegnelse Resume... 7 Konklusioner Baggrunden for PUDDEL Det Vestdanske elsystem Kortlægning af elsystemet Resultater af referenceberegninger Elproduktionskapacitet i Vestdanmark Fremtiden for den decentrale produktion Balanceproblemet Decentral kraftvarme på markedsvilkår Adgangen til regulerkraft og systemtjenester Mobilisering af de decentrale ressourcer Fremskaffelse af regulerkraft og systemtjenester Ny lovgivning og andre regler Opstarten af PUDDEL Beslutningen i Eltra for model for projektet/eltra's beslutning for projektmodel Projektbeskrivelse: PUDDEL kort projektbeskrivelse Krav til produktionsansvarlige aktører Køreplan for igangsættelse af PUDDEL Informationsmødet den 21. april Invitation til deltagelse Deltagerne i PUDDEL Økonomien i PUDDEL Organisering af projektet PUDDEL Projektbeskrivelse til projektledelsen PUDDEL Projektledelsens arbejdsplan Projektledelsesmøder Forløbet af møderne og de vigtigste beslutninger Projektledelsesmøde 1 referat 12. maj Projektledelsesmøde 2 referat 7. juni Projektledelsesmøde 2 referat 7. juni Projektledelsesmøde 3 referat 1. juli Projektledelsesmøde 4 referat 24. august Projektledelsesmøde 5 referat 16. september PUDDEL-workshop referat 4. og 5. oktober Projektledelsesmøde 6 referat 12. oktober Projektledelsesmøde 7 referat 25. november Projektledelsesmøde 8 referat 15. december PUDDEL Rejsegilde referat 27. februar Projektledelsesmøde 9 program 17. februar

4 Projektledelsesmøde 9 referat 17. februar Projektledelsesmøde 10 referat 2. marts Projektledelsesmøde 11 referat 2. marts Workshop referat 26. maj Markeder for handel med el Præsentation af de forskellige markedspladser og produkter Leverandører af systemtjenester og regulerkraft Beskrivelse af strukturen med fuld markedsdeltagelse Den daglige tidsplan for elmarkedet Regulerkraftmarkedet Prissætning af reguler- og balancekraft Tekniske krav til deltagelse Deltagelse kun i spotmarkedet Deltagelse i regulerkraftmarkedet Deltagelse i reservemarkedet Kommunikation i PUDDEL Eltra's television Standarder for kommunikation RTU-løsningen Skab for signaludveksling i projekt PUDDEL RTU-afprøvning Protokolløsningen PUDDEL-software Modulopbygget software Kravspecifikation til PUDDEL-softwaren Overordnede projektrammer Understation/kommunikation Softwarepakker Beskrivelse af Eltra XML-struktur PUDDEL I/O Specifikation til PUDDEL-planmodul Forventninger til optimeringsmodul i PUDDEL Beskrivelse af Hans Ravns moduler Beskrivelse af lastfordeler fra EURISCO Test af planhåndteringen i regulerkraftmarkedet Balancegruppernes rapport Gruppe A Energi Danmark Gruppe B DONG Gruppe C Nordjysk Elhandel

5 Gruppe D Decentral Energihandel Gruppe E Scanenergi Gruppe F Markedskraft Rapporter fra værker Tekniske data for de deltagende værker Økonomi for værkerne Bogense 206 Bramming Ringe 206 Sindal 206 Svendborg Ørnhøj-Grønbæk Brædstrup Problemer værker har oplevet Simuleringsfasen Simuleringsfasen blev til drift fra den 1. januar PUDDEL drift på markedet Forløbet af januar og februar Markedsdrift marts-april Mageskifte og omstruktureringer Markedsdrift marts-april Markedsdriften Hvor mange MW er kommet med? Har markedsdeltagelsen virket? Regulerkraftleveringer Forløbet af markedsdeltagelsen Tekniske forløb Økonomiske forløb Erfaringer fra konkrete værker hvorfor gik de med? Anbefalinger Markedsdeltagelse ja eller nej? Anbefalinger til værker efter brændsel og værkstype Anbefalinger til værker større end 10 MW Anbefalinger til værker større end 5 MW Anbefalinger til værker mindre end 5 MW Erfaringer fra en PBA Beslægtede projekter Elkraft System "POWER" Gasturbine i Esbjerg

6 Nødstrømsanlæg Decentral levering af reguleringsydelser Perspektiver efter PUDDEL Behov for regulerkraft i fremtiden Reduktion af "overløbsel" med decentrale værker på markedet Anvendelse af priselastisk elforbrug (elpatroner) til overløbsel Hvad betyder decentral markedsdrift for naturgassystemet? Simplere løsninger (mini PUDDEL) Reaktiv effekt-spørgsmålet Appendiks: Projekter forud for PUDDEL Eltra's F&U-indsats inden for decentral kraftvarme Decentrale værkers reguleringsevne PSO 4712 "Optimal drift af prioriterede anlæg", Hans Ravn FDKV-projektet "Decentral kraftvarme på markedsvilkår Bekendtgørelse om pristillæg... 1

7 Resume "Forsyningssikkerheden kan endvidere forbedres ved aftaler med forbrugere om afbrydelighed, ved at forstærke transmissionsnettet, ved at forbedre vindprognoser samt ved øget konkurrence i leveringen af reguleringsydelser m.v. En øget konkurrence vil desuden bidrage til en mere omkostningseffektiv systemdrift " citat fra Regeringens Energistrategi Mere præcist kan det ikke siges, hvorfor Eltra valgte at igangsætte PUDDEL-projektet. I det Vestdanske elsystem er der et stort behov for levering af reguleringsydelser til systemansvaret. Stigende mængder vindkraft øger behovet for regulerkraft. Markedssituationen er den, at en enkelt stor leverandør har haft næsten eneret på levering af regulerkraft og systemtjenester gennem mange år. Eltra har ihærdigt arbejdet for, at de decentrale kraftvarmeværker, der i Vestdanmark har en samlet elkapacitet på MW, flyttes fra fast 3-tidstarif til elproduktion på markedsvilkår. Ved overgangen til markedsdrift er det forventningen, at værkerne vil følge spotmarkedets prissignal og derved reducere elproduktionen i timer med meget lave elpriser timer der typisk er sammenfaldende med stor elproduktion fra vindkraften. Desuden vil situationer med eloverløb kunne minimeres. Eltra har desuden set store muligheder i at gøre de decentrale kraftvarmeværker klar til at levere regulerkraft og andre systemtjenester for elsystemet. Det giver konkurrence og forsyningssikkerhed. I betragtning af at Eltra har udgifter på mio. kr. om året til regulerkraft, kan konkurrence på leverancen hjælpe til markedsægte priser. PUDDEL-projektet blev sat i gang for at få udviklet driftsstøtteværktøjer til de produktionsbalanceansvarlige og deres portefølje af værker. Derudover skulle der udvikles ny kommunikation og it-systemer. I projektet skulle der desuden ske en vurdering af markedspotentialet for de decentrale kraftvarmeværker. En ny lovgivning midt i projektet gjorde, at pilotprojektet måtte ændres til et projekt for fuldskaladrift. PUDDEL-projektet kom til at omfatte 30 meget forskellige decentrale kraftvarmeværker, og der kom hele seks produktionsbalanceansvarlige (PBA) med i projektet, hvoraf fem fuldførte. PUDDEL-arbejdet har været organiseret i en projektledelse med repræsentanter fra alle parter. Teknisk løsning PUDDEL-projektet blev bygget op omkring en relativ simpel teknisk løsning. Dels skulle det gå hurtigt, dels var der mange forskellige værker blandt de 30 anlæg, og dels ønskede Eltra, at der blev udviklet en løsning, som giver værkerne fleksibilitet i tilfælde af skift af PBA. Den valgte løsning blev at opsætte en lokal kommunikationsenhed (RTU) på hvert værk. - At forbinde alle værker med deres PBA gennem ADSL-linier i et MPLS-netværk fra TDC - At Eltra i projektet har kikket med i alle fem netværk - At der hos PBA blev opsat en særlig pc med alt det udviklede software - At nogle værker havde eller fik opdateret deres eget styringsanlæg (SRO), så de kunne kommunikere direkte til netværket uden brug af RTU-løsning. Kommunikation For at fremtidssikre PUDDEL-projektet blev der valgt en kommunikationsstandard, som der kan bygges videre på, når IEC om få år forventes at komme med en særlig standard for decentrale kraftvarmeværker. Den valgte IEC standard skulle fremtidssikre løsningen. 7

8 MPLS-netværk er af TDC sikret mod hacking og aflytning. Som supplement i projektet anvendes almindelig internetbaseret kommunikation i tilfælde af tekniske fejl i netværkene. Softwareudvikling I PUDDEL-projektet blev en stor andel af projektet udvikling af de driftsstøtteværktøjer, som er nødvendige for en PBA. Softwaren er modulopbygget, så der kan tilvælges moduler efter behov. Al kommunikation i softwaren foregår over XML-snit, og softwaren er programmeret i åben standard (Java) hvilket gør, at softwarepakken er anvendelig for videreudvikling. Der er udviklet software til håndtering af online dataflow mellem værker og PBA, ved: - fjernkontrol af værker fra en afvikler - en værkfinder med stamdata - et planmodul, der kan omsætte de planer (aktør- og effektplaner), som Eltra skal modtage - endelig er der moduler for lastfordeling og et ikke-færdigt modul for regulerkraftbud. Markedskrav Værker, der skal deltage på regulerkraftmarkedet, skal sammen med deres PBA'er overholde en række tekniske krav. For det første skal et bud fra PBA (fra flere værker) være på mindst 10 MW e. For det andet skal der være beredskab til aktivering af bud for de timer, der er meldt ind. For det tredje skal den aktiverede MW være udreguleret inden for 15 minutter. Særligt 15 minutterkravet har medført, at de fleste værker har fået ændret deres drift for at klare kravet. Beredskabet er løst på flere måder. Egentlig fjernkontrol af værker er implementeret, men er hidtil kun anvendt i begrænset omfang. Derimod har værker og PBA'er lavet aftaler om f.eks. kun at lægge bud ind inden for normal arbejdstid, hvorved værket er bemandet til aktivering. Markedsdeltagelsen Værker og PBA'er fik selskab af flere værker op til den 1. januar 2005, da en ny lovgivning krævede, at alle værker større end 10 MW e kom på markedet. Samlet kom ca. 780 MW e på markedet fra den 1. januar 2005, og fra den 1. juli 2005 er ca. 890 MW e decentral kraftvarme på markedet i Vestdanmark. I alt er 57 værker på markedet. Fra 2007 følger yderligere ca. 340 MW e. Markedsdeltagelsen i forhold til spotmarkedet er forløbet meget flot og kun med få problemer. Værkerne og deres PBA'er udnytter dog endnu ikke fuldt ud spotmarkedets produkter (prisafhængig bud og blokbud). Der har været udvist en kæmpe arbejdsindsats fra alle parter, og det er et væsentligt bidrag til, at alt er forløbet godt. Værkerne fik en voldsom ilddåb i begyndelsen af januar 2005, hvor der var mange timer med 0- priser. Værkerne formåede sammen med deres PBA'er at reducere produktionen, når prisen faldt. Det kan derfor konkluderes, at i forhold til deltagelse i spotmarkedet har både værker og PBA'er hurtigt tilpasset sig markedsforholdene. Det har medført, at unødvendig elproduktion i timer med 0-priser og megen vind er blevet undgået. Deltagelsen i regulerkraftmarkedet var obligatorisk i perioden marts-april 2005, men allerede fra midten af februar gik flere PBA'er ind med bud, når de var teknisk og beredskabsmæssigt klar. Bud er blevet aktiveret, og værker har meget flot leveret regulerkraften. Det svage regulerkraftmarked (set med producentøjne) i 1. kvartal 2005 har dog gjort, at indtjeningspotentialet ikke har været så stort. Desuden har de sidste softwaremoduler været forsinkede og derfor ikke gjort det muligt at byde alle aktive MW ind endnu. 8

9 Værkernes erfaring De deltagende værker har rapporteret, at de har oplevet store vanskeligheder med at få leverandører af anlæg til hurtigt at ombygge/omstille teknisk udstyr. Det har givet forsinkelser og mange driftstab i overgangsfasen. De svage spotpriser i lange perioder af 1. kvartal 2005 har fået værker med god kedelkapacitet til at levere betydeligt mere varme fra kedlerne end normalt for årstiden. Det har resulteret i lavere naturgasforbrug og dermed positive bidrag til bundlinjen. En samlet økonomisk vurdering må dog afvente drift i et helt år, da det nye grundbeløb udbetales med 1/12 hver måned. Netop grundbeløbsmekanismen fik fire industrielle kraftvarmeværker med nettoafregning til at afstå fra markedsdeltagelse. PBA erfaring De fem produktionsbalanceansvarlige (seks fra starten), hvoraf flere er helt nye på markedet, har på kort tid formået at få skabt en markedsplads for de decentrale værker. Det forhold, at et værk har hele fem PBA at vælge imellem, er meget gunstigt. PBA har haft de fleste indkøringsvanskeligheder med den megen ny it og desuden besværet med at blive markedsklar på rekordtid. Det er en foreløbig erfaring, at værkerne er tilbageholdne med at vælge den aftaleløsning med deres PBA, hvor PBA'en får fuld kontrol over værkerne med onlinestyring. PBA'er har gennem konkurrence kæmpet om værkerne for at få dem i "stald". Det har medført, at flere værker mindre end 10 MW e er kommet på markedet, end loven foreskriver. Lovbekendtgørelsen har en særlig bestemmelse om, at værker mindre end 5 MW e har mulighed for at prøve markedsdeltagelse i et år fra et kvartals begyndelse. Både den 1. april og den 1. juli har flere værker mindre end 5 MW e meldt sig for en "prøveperiode" på markedet. Mindste enhed på markedet i Vestdanmark er Glyngøre med 0,9 MW e. PBA'er får en særdeles vigtig rolle for udviklingen af elmarkedet. De bliver centrale i afprøvningen af alle spotmarkedets produkter, større deltagelse med regulerkraft og det kommende daglige udbud af reserver. Særligt kravet om mindste bud på 10 MW e for regulerkraft stiller krav om, at PBA'er samler værker til fælles bud. Indtil videre har alle PBA'er valgt kun at byde regulerkraft ind i dagtimerne. PBA'erne har oplyst, at de skal have en portefølje på mindst 100 MW e før et egentligt døgnberedskab for regulerkraft kan betale sig. Eltra skylder PBA'erne stor tak for samarbejdet i PUDDEL-projektledelsen og vil som opfølgning på PUDDEL fastholde samarbejdet i en ERFA-gruppe. Eltra's erfaringer Det har været særdeles værdifuldt for Eltra at få gennemført PUDDEL-projektet. Fragmenter af viden fra tidligere projekter blev samlet i dette projekt for at gøre et pilotprojekt til virkelighed og ægte markedsdrift med kort varsel. Eltra har oplevet, at det store engagement fra projektets deltagere har båret projektet igennem. Selvom projektet har haft direkte omkostninger på 4,8 mio. kr., så vil det vise sig, at disse midler er givet godt ud for elforbrugerne, hvis markedsgørelsen af den decentrale kraftvarme betyder bare få procent lavere udgifter til systemtjenester og regulerkraft i Vestdanmark. PUDDEL-projektet har lagt grundlaget for, at PBA og værker nu kan deltage i markedet for reserver som en naturlig overbygning på deltagelsen i regulerkraftmarkedet. Reservemarkedet er en specialisering af regulerkraftmarkedet. Eltra har igangsat et projekt (DART), hvis mål er at gøre det muligt at udbyde en del af de obligatoriske reserver på daglige udbud. Da vinderne af udbud forpligtes til efterfølgende at byde regulerkraft ind til Eltra, har PUDDEL-projektet på værdifuld vis skabt mulighed for, at også dette reservemarked kan blive udsat for konkurrence. Eltra vil gerne benytte slutrapporten til at takke alle deltagere direkte og indirekte i PUDDELprojektet for stort og professionelt engagement. 9

10 Konklusioner Eltra kan som følge af PUDDEL-projektet gøre følgende konklusioner, der er beskrevet grundigt i denne rapport. For værker med procesenergi som primær produktion er der ikke tilstrækkelige frihedsgrader i form af produktionsændringer til, at det er muligt at optimere elproduktionen i relation til spotmarkedet. Til gengæld vil en række industrielle værker have potentialer i reservemarkedet. For værker med faste brændsler (biomasse og affald), der ikke tillader at have aktiveringstid under 15 minutter, er regulerkraftmarkedet ikke aktuelt. De kan til gengæld have glæde af at optimere i forhold til spotmarkedet. Naturgasværker har størst potentiale for regulering. Det er dog ikke tilrådeligt med dellast, da både virkningsgrad og miljøforhold forringes. Værkerne har bedst af on-off kørsel. For værker med traditionel fjernvarmeproduktion, god kedelkapacitet og akkumuleringstank er der gode muligheder for at optimere. For et værk, der ønsker at deltage fuldt ud på markedet, er opstartomkostninger til kommunikation og fjernkontrol på omkring kr. Det betyder, at værker med stor fleksibilitet og fuld markedsdeltagelse hurtigst kan tjene investeringen hjem. For værker, der har et SRO-anlæg, med mulighed for direkte kommunikation (protokolløsning), kan den direkte omkostning være mindre. Til gengæld kan der vise sig behov for generel opdatering af SRO-anlæg. Dertil kommer individuelle omkostninger til anlægsændringer samt eventuelle driftstab under omstillingen. For værker, der kun ønsker at deltage i spotmarkedet, er opstartsinvesteringen lavere, da der ikke er behov for onlinekommunikation. Værker, der deltager i alle tre markeder (spot, regulerkraft og reserve), har det største indtjeningspotentiale. Elmarkedet har over år store udsving. Decentrale værkers evne til at følge prissignalet vil være med til at stabilisere elmarkedet. Det er ikke længere siden end , der var regulær mangel på el i Norden og dermed en periode med høje priser. Den fortsatte mangel på udbygning med grundlast i Norden vil give et mere ustabilt marked med store prisudsving. Den fortsatte udbygning med vindkraft i Danmark vil forstærke behovet for regulerkraft. Det er således et marked, der er kommet for at blive. I Vestdanmark anvendes der årligt 1,2 TWh til op- og nedregulering ud af en årsproduktion på 22 TWh el. Markedet skal ses over en periode. Det er tilfældigheder, der afgør, om et værk har haft god indtjening i en kort periode på en eller to måneder. Særligt de nye regler om 1/12 grundbeløb tilsiger, at man vurderer et værks økonomi over 12 måneder. Kommunikationsbehov mellem værk og PBA blev antageligt overvurderet i PUDDELprojektet. Langt fra alle onlinemålinger anvendes, og der kan derfor godt ske reduktion i dataflow. Til gengæld er det vigtigt at holde fast i en semi-standard, så værker kan skifte PBA uden krav om nye installationer. It og software er afgørende for succes. Driftsstøtteværktøjer og overblik opnås kun med it, når der er mange værker i "stald" hos en PBA. PUDDEL-softwaren er et "start-kit", som nu er til fri afbenyttelse for branchen, og som på grund af de åbne standarder (XML og Java) er nemt at videreudvikle for andre it-leverandører. Der skal være redundans på kommunikationen mellem værker, PBA'er og systemansvar. Derfor skal der være etableret alternativ kommunikationsvej, f.eks. via internettet. Eltra forventer, at de kommende års udbygning med datakommunikation vil gøre dataudveksling mellem aktørerne på elmarkedet nemmere. Eltra forventer, at nye IEC-standarder vil gøre visionen om et "pluk-and-play"-system muligt. 10

11 Baggrunden for PUDDEL Det Vestdanske elsystem Elsystemet i Vestdanmark består af et transmissionsnet ( kv) Figur 1 og et distributionsnet (0,4-60 kv). Derudover er der transformerstationer og HVDC-stationer for udlandsforbindelserne mod Norge og Sverige. Eltra er systemansvarlig for transmissionssystemet i Vestdanmark, hvorfor denne rapport ikke beskæftiger sig så meget med distributionssystemet. Elsystemet i Vestdanmark er gennem årene udviklet til at være et sammenhængende transmissionsnet med stærke udlandsforbindelser og fokus på markedsbetjeningen. Figur 1 Transmissionsnettet i Vestdanmark Ved begyndelsen af 2. verdenskrig var der i Danmark næsten 500 offentlige elværker og private. I årene efter krigen samledes produktionen på færre værker. Bygningen af samarbejdsnet muliggjorde stordriftsfordele både i Danmark og i andre lande. I 1970'erne var der således mindre end 10 produktionssteder vest for Storebælt. Den koncentrerede produktion betød også, at driftsuheld på kraftværkerne og i nettene kunne få vidtrækkende konsekvenser. Studier af enkelte store driftsforstyrrelser i udlandet blev brugt som grundlag for udvikling af koncepter og kriterier, som med lokal tilpasning kunne indføres i de fleste lande. Disse fælles koncepter gjorde det også muligt at organisere internationale samkøringssystemer som Nordel og UCPTE (nu UCTE). 11

12 I disse koncepter udgjorde produktions- og transmissionssystemet aktive lag, som blev underkastet intensiv overvågning. Overgangen fra transmission til distribution foregik på nogle "aftapningsstede". Elforbruget fulgte kendte og forudsigelige mønstre, Figur 2. Derfor kunne det centrale kontrolrum modellere forbruget i de mange aftapningssteder og koncentrere opmærksomheden på styringen af forholdsvis få produktionssteder. Figur 2 Det oprindelige koncept, hvor produktion og transmission udgjorde de aktive lag 2a), er ændret efterhånden, som der er indført decentral produktion i distributionsnettene 2b). I et vekselstrømssystem viser produktionsunderskud sig ved lav frekvens. Det skal omgående udlignes ved automatisk bortkobling af forbrug. En sådan bortkobling af forbrug er let at indrette og dosere i et system uden produktion i distributionsnettene. I det daglige var der kun ringe behov for samordning af driften mellem transmission og distribution. Set fra distributionsselskabernes side kan man sige, at det var transmissionens opgave at sørge for den nødvendige forsyning i aftalte punkter. Læs mere i Eltra's Systemplan Aktive distributionsnet Med den installerede effekt ligeligt fordelt mellem transmissions- og distributionsnet har den traditionelle sikkerheds- og styringsstrategi mistet sin gyldighed. Produktionen kan ikke længere måles centralt, og dermed kendes forbruget heller ikke. Det centrale kontrolrum må agere mere eller mindre i blinde, når systemets balance skal holdes. En løsning på dette problem kunne være at udvide det centrale kontrolrums domæne til også at omfatte alle distributionsnet. En sådan fremgangsmåde ville imidlertid få kontrolproblemet til at vokse med flere størrelsesordener. En person ville ikke kunne overskue dette system, og selv med en høj grad af automatisering ville fejlrisikoen blive betydelig. Spørgsmålet om overvågning af net med distribueret produktion har allerede været genstand for en del forskning i udlandet. Her er der bred enighed om, at løsningen skal søges i en organisation, hvor de lokale net udgør celler med ansvar for lokal overvågning og styring af udvalgte funktioner. En celle svarer her til et område, der dækkes af en 150/60 kv-station, Figur 3. Det er vigtigt, at de lokale opgaver er veldefinerede, og at cellerne har en klar afgrænsning i forhold til transmissionssystemet. I den løsning Eltra forbereder, er transformerne medregnet i den lokale celle, jf. Figur 3. Dette valg kan diskuteres. 12

13 Figur 3 Lokale net udgør celler med ansvar for lokal overvågning og styring. Der er samtidigt med udbygningen af den lokale produktion etableret et elmarked, så købere af el skal finde sig en leverandør. Dermed er det ikke længere nettets opgave at sørge for forsyningen. Nettet skal derimod sørge for forbindelsen mellem købere og sælgere og indrettes til dette formål. Med spredningen af produktionen er det blevet uklart, hvordan forskellige funktioner som Mvar-behovet og frekvensaflastning vil virke i en konkret driftssituation. Den hidtidige styringsstrategi er blevet ineffektiv. Som udgangspunkt for en ny strategi opstilles nogle funktionskrav, som vil være bestemmende for kommandostruktur og samarbejdsform. Det er: Mulighed for at drive decentrale kraftvarmeværker i overensstemmelse med markedets signaler og efter systemets behov. Så kan nettet udnyttes mere rationelt. Mulighed for at styre den reaktive effekt lokalt. Det vil give bedre lokale spændingsforhold. Adgang til visse målinger fra lokale net. Det vil højne kvaliteten af Eltra's systemanalyser. Mulighed for styret bortkobling af produktion eller forbrug i kritiske situationer, så pludseligt opståede ubalancer kan udlignes omgående. Samordnet procedure for retablering efter afbrydelser. Omlægningen af opgaver til lokale systemoperatører vil ske gradvist. Der lægges fra begyndelsen vægt på styringen af spændinger og reaktiv effekt. I den forbindelse skal det sikres, at lokale operatører har effektive muligheder for at gennemføre nøjagtige analyser på egne net. Det bliver ligeledes en lokal opgave at sikre muligheden for manuel eller automatisk bortkobling af forbrug eller produktion i kritiske situationer. Endelig skal de lokale operatører indgå i et fælles beredskab til retablering af systemet efter alvorlige driftsforstyrrelser. Læs mere i Eltra's Systemplan Kortlægning af elsystemet Forud for de årlige planer (System-, Anlægs- og Miljøplaner) foretager Eltra en kortlægning af de forudsætninger, der skal indgå. Det sker ved, at de relevante aktører indberetter deres data og planer. Derefter supplerer Eltra med prognoser, vurderinger og analyser. Dataindberetninger er sket fra Elsam, de regionale transmissionsvirksomheder og de decentrale værker. Eltra har hvert år indsamlet data for el- og varmeforbrug, marked, miljø, produktion og transmission. På baggrund heraf er der udarbejdet et offentligt Plangrundlag, hvor de data og forudsætninger, der er anvendt, kan ses. 13

14 Installeret effekt Den installerede produktionskapacitet er MW e i Den er fordelt på kraftværker tilsluttet net over 100 kv, kraftværker tilsluttet i nettet under 100 kv, land- og kystnære vindmøller og havplacerede vindmøller, Tabel 1. Der er ikke forudsat skrotninger af eksisterende kraftværker og heller ingen nye kraftværker bygget i perioden frem til Der er dog forudsat ca. 200 MW nye vindmøller på land og 600 MW nye havmøller. Type MWe Kraftværker tilsluttet nettet over 100 kv Kraftværker tilsluttet nettet under 100 kv Vindmøller, land- og kystnært placerede Vindmøller, havplacerede 160 Samlet installeret effekt Tabel 1 Installeret kapacitet i januar I de oplyste MW e centrale kraftværker er indregnet 295 MW e fra Nordjyllandsværkets B2. Effektbalancen Produktionssystemet i Jylland og på Fyn er et meget decentralt system, hvor kapaciteten er langt større end forbruget. Denne tendens er startet i begyndelsen af 1990'erne og er fortsat siden, Figur 4. Elforbruget er steget med 10 % fra 1990 til Samtidig er produktionskapaciteten steget med 93 %. I 1993 var forbrug og produktion nogenlunde afstemte, og produktionen kunne dække indenlandske behov. I 1998 var produktionskapaciteten fordoblet. I 2003 var produktionskapaciteten dobbelt så stor som forbruget. Udviklingen har ført til en stigende nettoeksport fra Vestdanmark. Denne udvikling er i høj grad et resultat af den danske miljø- og energipolitik med en stor andel af subsidieret produktion. Aftalen, om at en del af de decentrale kraftvarmeværker fra 2005 og 2007 skal producere på markedsvilkår, vil reducere ubalanceproblemet. Af Figur 4 fremgår effektbalancen for Jylland og Fyn for Produktionskapaciteten er sammenlignet med det maksimale effektforbrug (kvartersbelastning). Det maksimale effektforbrug stiger fra MW e til MW e, mens den installerede termiske kraftværkskapacitet er konstant MW e i perioden. MW Vind Decentral Central Forbrug Figur 4 Effektbalance i det jysk-fynske område for

15 Vindkraftens indpasning Vindkraften udgør 32 % af den installerede kapacitet i Eltra's område. Vindkraften dækkede i % af områdets elforbrug. Indpasning af vindkraften har derfor stor opmærksomhed. Eltra arbejder med at forbedre vindprognoserne ved "ensemble forecast". Det sker ved at beregne mange vindprognoser i stedet for kun én vejrprognose. Opsamling af erfaringer fra den eksisterende havmøllepark Horns Rev A pågår. Der er blandt andet observeret fluktuationer af effekten fra parken på op til 50 MW (ved en produktion på 120 MW) inden for 5 minutter, Figur 5. MW Horns Rev Elsam landm øller :00 06:00 12:00 18:00 00:00 S ø ndag den 31. august 2003 Figur 5 Observerede fluktuationer i effekten på Horns Rev er større end forventet. Det er større fluktuationer end forventet. Det skyldes formentlig, at møllerne har en stejlere effektkurve end oprindelig antaget. Disse fluktuationer udlignes i øjeblikket primært ved ændret øjebliksudveksling med resten af UCTE-området. Elsam er balanceansvarlig for Horns Rev A og har inden for afregningstimen ansvaret for at regulere sig samlet i balance blandt andet ved regulering på centrale værker. At sikre systemets øjebliksbalance er dog en opgave for den systemansvarlige virksomhed. For kommende vindmølleparker behøves der større incitament hos de balanceansvarlige til at holde effektbalancen både i øjeblikket og i driftstimen. Et middel kunne være etablering af effektbalanceopgørelser med økonomisk konsekvens af effektubalance. Det er nødvendigt at analysere behovet for effektudligning ved Horns Rev B-udvidelsen nøje, herunder hvilke midler, der kan anbefales for at minimere ubalancer. Generelt forventes det, at effekten fra havmølleparker uanset placering har større fluktuationer end landmøller. Der kan dog være forskelle afhængig af havmøllernes geografiske placering. Der skal indsamles yderligere demonstrationsresultater fra Horns Rev A i henhold til de vilkår, Elsam og Eltra har fået i godkendelsen. Ensemble forecasting af vind Ideen bag Eltra's projekt "ensemble forecasting" er at beregne adskillige vindprognoser i stedet for kun én. Prognoserne udregnes med flere modeller for de enkelte parametre. I alt beregnes der for hvert tidspunkt i øjeblikket 75 prognoser. Herved kan der findes et gennemsnit og en spredning på prognosen. Målet for projektet er både at give en mere nøjagtig prognose og samtidig give et skøn på, hvor sikker prognosen er. 15

16 Resultater af referenceberegninger Som grundlag for Eltra's Miljøplan 2004 og Systemplan 2004 er der opstillet to sæt referenceberegninger med henholdsvis lave og høje elpriser. Referenceberegningerne dækker 2004 til Referenceberegningerne er en simulering af el- og kraftvarmesystemets drift over året. Markedspriser for el I lavpris- og højprisforløb er markedsprisen på el i Nord Pool i gennemsnit for antaget at være 160 kr./mwh og 300 kr./mwh. De lave og høje priser skal afspejle langsigtede tendenser, så hydrologiske svingninger fra år til år sker i forhold til de to niveauer. Referenceberegningerne giver resultater for elproduktion, udveksling og varmeproduktion fordelt på typer af produktionsanlæg. De giver også brændselsforbrug, restprodukter og emissioner. Beregningerne for er beskrevet i Systemplan Import og eksport Tabel 2 viser de forventede eksport- og importmønstre for både et lavpris- og et højprisforløb. I lavprisforløbet importeres i gennemsnit over årene ,6 TWh pr. år til Eltra's område via Nord Pool. Heraf går 8,0 TWh pr. år videre til Tyskland i form af transit. I højprisforløbet eksporteres i gennemsnit 15,9 TWh over årene Heraf går 6,2 TWh pr. år til Tyskland og 9,7 TWh pr. år til Norge og Sverige. TWh Gennemsnit for Lavprisforløb Højprisforløb Eksport til Tyskland 8,0 6,2 Eksport via Nord Pool 1,2 9,7 Import fra Tyskland 1,2 1,9 Import via Nord Pool 8,6 1,0 Nettoeksport -0,6 13,0 Tabel 2 Gennemsnitlig eksport og import i perioden Områdets nettoeksport har haft en stigende tendens siden 1990, Figur 6. Det jysk-fynske system er udviklet til at producere % mere end områdets elforbrug. Om denne udvikling vil fortsætte afhænger først og fremmest af kapacitetsudbygningen i nabo-områderne. Import, eksport og nettoeksport varierer kun lidt i inden for de enkelte forløb, se Systemplan I højprisforløbet er eksporten på op til 13 TWh meget stor sammenlignet med områdets størrelse og elforbrug. Alle de decentrale værker er i denne fremskrivning forudsat drevet på markedsvilkår, hvilket reducerer produktionen ved lavpris med ca. 3 TWh til ca. 4 TWh. 16

17 TWh Målt Lavpris Højpris Tendens Figur 6 Nettoeksport fra Produktion på værker tilsluttet nettet over 100 kv For at kunne vurdere sandsynligheden for, at Elsams blokke, der er tilsluttet net over 100 kv, vil være i drift i hele planperioden frem til og med 2013, er der set på deres udnyttelse i henholdsvis lavpris- og højprisforløbet. De enkelte blokke vil køre mere eller mindre ifølge beregningerne, da de f.eks. brænder biomasse eller kører af hensyn til naturgaskontrakt eller behov for levering af kraftvarme. Der er ikke valgt enkelte blokke ud. Den samlede installerede effekt på spændinger over 100 kv er MW e det vil sige Enstedværket, Esbjergværket, Fynsværkets blok 3 og blok 7, Nordjyllandsværkets blok 2 og 3, Skærbækværket og Studstrupværket, blok 3 og blok 4. Blokkene vil altid være udnyttet mindre end 90 % under normale forhold på grund af revisioner. TWh Figur 7 Central Decentral Vind Forbrug Produktionsfordeling og elforbrug i lavprisforløbet. TWh Central Decentral Vind Forbrug Figur 8 Produktionsfordeling og elforbrug i højprisforløbet. I lavprisforløbet falder udnyttelsen af de centrale blokke fra ca. 42 % i 2004 til 36 % i 2013, Figur 7. Dette skyldes især udbygningen med vindkraft. Ved forventning om en årrække med lave priser vil de ældste blokke måske blive skrottet. Det er Skærbækværkets blok 1 (100 MW e ), Fynsværkets blok 3 (266 MW e ) og Nordjyllandsværkets blok 2 (295 MW e ). I højprisforløbet ligger udnyttelsen af de centrale blokke i hele perioden på over 70 % på grund af eksport, Figur 8. Produktion på værker tilsluttet nettene under 100 kv Alle de decentrale kraftvarmeværker tilsluttet nettene under 100 kv er forudsat til at producere på markedsvilkår i perioden frem mod Fra den 1. januar 2005 vil dog kun anlæg over 10 MW e ifølge den politiske aftale af 29. marts 2004 have pligt til markedsdeltagelse. Værker større end 5 MW e vil have pligt til markedsdeltagelse fra den 1. januar For værker mindre end 5 MW e er der mulighed for selv at vælge markedsdeltagelse f.eks. i en prøveperiode på et år. 17

18 For decentrale værker, som påbydes eller selv vælger at gå på markedet, erstattes den hidtidige 3-tidstarif med et grundbeløb. Grundbeløbet udregnes ud fra produktionen i et af årene eller 2003 og udbetales herefter som 1/12 hver måned. Desuden sker der en indeksering af grundbeløbet i relation til spotmarkedsprisen på el. Markedsvilkårene medfører, at de decentrale kraftvarmeværker kan producere i de timer, hvor markedsprisen for el er så høj, at samproduktion af el og varme kan ske med overskud. I de øvrige timer dækkes varmebehovet af spidslastkedler. I lavprisforløbet producerer disse værker ca. 3 TWh pr. år, mens de i højprisforløbet producerer ca. 7 TWh pr. år. For lav- og højprisforløbet ses produktionsfordelingen mellem central, decentral kraftvarme og vindkraft i de enkelte år i lavpris- og højprisforløb og elforbruget, Figur 7 og Figur 8. Elproduktionskapacitet i Vestdanmark Produktionsapparat og elforbrug i Vestdanmark har ændret karakter i perioden siden Som det fremgår af Figur 9, er andelen af decentral produktion og vindkraft øget markant i perioden siden Da der ikke har været tilsvarende afgang af kapacitet på de centrale kraftværker, har Vestdanmark i dag et komfortabelt overskud af elproduktionskapacitet. Særligt i år med høje priser (lav vandkraftproduktion) er der et betydeligt eksportpotentiale. Søjlerne over den røde markering af forbruget er til rådighed for nettoeksport. 40 TWh Elproduktionsfordeling og elforbrug, Vestdanmark Vind Decentrale Lavpris centrale Højpris centrale tillæg Elforbrug Figur 9 Produktionsfordeling og forbrug, , Vestdanmark. Produktionsapparatet i Eltra's område opdeles i tre kategorier: 1. Udtagsenheder elproduktionen kan reguleres relativt uafhængigt af varmeproduktionen. 2. Modtryksenheder, hvor elproduktionen står i fast relation til varmeproduktionen (decentrale kraftvarmeværker, industrielle anlæg). 3. Vindmøller, hvor elproduktionen afhænger af de aktuelle meteorologiske forhold. 18

19 Udtagsenheder Udtagsenhederne i Eltra's område udgør pr. 1. januar 2005 tilsammen en kapacitet på MW e. Den varmebundne elproduktionen herfra udgør ca. 7,2 TWh pr. år. Data for udtagsenhederne ses i Tabel 3. Herudover findes to gasturbiner på henholdsvis 12 MW e og 25 MW e. Central produktionskapacitet Vestdanmark Centralt kraftværk Nettoeffekt Driftsperiode Bemærkning kontinuert, MWe I drift Forventet skrottet Enstedværket B Heraf 40 MWe biomasse Fynsværket B Naturgas 1 Fynsværket B Biomasse fra år 2007, DeNOx år 2008 Nordjyllandsværket B2 (295) 1977 I drift 2 Nordjyllandsværket B Skærbækværket B I reserve Skærbækværket B Studstrupværket B DeNOx år 2007 Studstrupværket B Biomasse fra år 2003, DeNOx år 2008 Esbjergværket B DeNOx år 2005 I alt Note 1: Sikrer, at størst mulig del af naturgaskontrakt går til kraftvarmeproduktion. I begrænset drift fra Note 2: Er sat i drift fra mølposestatus i marts Note 3: Anlæg, som står i reserve, medregnes ikke i summen. Med Nordjyllandsværkets B2 er summen MWe. Referenceberegningernes forudsætninger om skrotninger, etablering af biomasseanlæg og denox-anlæg er ikke udtryk for trufne beslutninger. Tabel 3 Centrale kraftværksenheder pr. 1. januar Modtryksenheder, decentrale kraftvarmeværker Pr. 1. januar 2003 findes der i alt MW e nettilsluttet kapacitet på decentrale kraftvarmeanlæg fordelt på 562 enheder, Tabel 4. Fem anlæg, Herningværket, Silkeborg, Hjørring, Viborg og Sønderborg kraftvarmeværker, skiller sig ud ved at være større end 50 MW e og dermed at have en større driftsfleksibilitet. Det skyldes, at anlæggene er bygget efter strengere krav end de mindre anlæg. Decentrale kraftvarmeværker Effekt MWe Antal værker 0-2 MWe MWe MWe MWe I alt Tabel 4 Installeret nettoeffekt på decentrale kraftvarmeværker pr. 1. januar Heraf er ca. 300 MW e industrielle anlæg. Den varmebundne elproduktion fra disse enheder kan udgøre op til 6,8 TWh pr. år. Det vil være en relativ konstant værdi i årene fremover, idet det forventes, at der maksimalt installeres yderligere 50 MW e decentral kraftvarme i elsystemet i Jylland og på Fyn i perioden frem til Herningværket på 89 MW e er efter ombygning i slutningen af 2002 gået i drift med en kombination af flis- og naturgasfyring. Af de resterende MW e decentrale anlæg er MW e naturgasfyret og resten fyres med biomasse og affald. Vindmøller Pr. 1. januar 2003 er der i Eltra's område på land eller kystnært installeret MW vindkraft i systemet fordelt på ca møller, Tabel 5. 19

20 Vindkraft på land Effekt MW Antal enheder 0-99 kw kw kw kw kw kw kw > kw I alt Tabel 5 Installeret vindmølleeffekt pr. 1. januar 2003 fordelt på møllestørrelser. Udbygningen med nye vindmøller på land er ved at gå i mætning, jf. Tabel 6. Om udbygningen med havmøller fortsætter er usikkert, men det anvendes stadig som beregningsforudsætning. Udbygningen i Tabel 6 må anses som en øvre grænse. Ultimo år Land- og kystnære møller (MW) Havmøller I alt Produktion (GWh) Tabel 6 Prognose for installeret vindkraft (MW) og vindproduktion (GWh) i planperioden. Fremtiden for den decentrale produktion Eltra har gennem Systemplan 2003 og 2004 analyseret fremtidsmulighederne for kraftvarmesystemet, herunder de decentrale kraftvarmeværker. Analyser af fremtidens kraftvarmesystem Analyser af fremtidens kraftvarmesystem er gjort ved simulering af driften af el og kraftvarme i systemet i perioden indtil Disse referenceberegninger er grundlag for miljøopgørelsen i Eltra's Miljøplan 2003 og for effekt- og energibalancen i Systemplan Til- og afgang af produktion vil i høj grad være styret af producenternes kommercielle overvejelser. I referenceberegningerne er der ikke forudsat nyanlæg eller skrotninger af de centrale og de decentrale anlæg i perioden til og med For vindmøller er der forudsat en udbygning på ca. 350 MW på land, og på havet er der forudsat fire nye havmølleparker på i alt 600 MW frem til 2013, se nærmere i Systemplan Eltra's elforbrugsfremskrivning lavet i begyndelsen af 2003 er grundlaget. For det jysk-fynske område er elforbruget for 2003 ab kraftværk prognosticeret til GWh, og det tilhørende maksimale effektforbrug er MW e, Se nærmere i Systemplan I forhold til 2003-prognosen forventes elforbruget at være ca. 300 GWh større i 2005 og 600 GWh større i Dette skyldes, at der er forudsat en større vækst i handel, service og industri. Besparelserne er indregnet i elforbrugsprognosen på grundlag af antagelser om udvikling i antal af apparater, brugshyppigheder og specifikke elforbrug Møller i områder udpeget i Havmøllehandlingsplanen. Under forudsætning af at udbygningen med havmøller udelukkende sker på Horns Rev. Realiseret vindproduktion. År 2002 svarer til 95 % af et normalt vindår. 20

21 Elprognosen er baseret på priselasticiteter beregnet for årenes middelforbrugerpriser og slutbrugernes årlige elforbrug. Forbrugerpriserne er inklusive energiskatter. Priselasticiteterne er opgjort for de enkelte erhverv. Nøgletal for det jysk-fynske elsystem kan ses på Effektbalancen I forbindelse med Systemplan 2002 blev der udarbejdet et tema om forsyningssikkerhed, og der blev opstillet en effektbalance. I Figur 4 er effektbalancen opdateret. Effektbalancen er en sammenstilling af de installerede kapaciteter for hver type og det maksimale effektforbrug. I figuren er indtegnet kapaciteten fra otte centrale kraftværksblokke. Desuden er betydningen af den decentrale kraftvarme og vindkraften vist. Den samlede produktionskapacitet i det jyskfynske område overstiger den efterspurgte effekt i perioden frem til Omtrent halvdelen af produktionskapaciteten er dog ikke-regulerbar (vindkraft) eller begrænset regulerbar (kraftvarme), hvorfor denne traditionelle effektbalance skal fortolkes med forsigtighed. Det kan være nødvendigt at trække på udlandet i situationer med stort effektforbrug. Dette gælder hele perioden frem til Analyser af kraftvarmeproduktionen Driften af el- og kraftvarmeanlæggene er simuleret på timebasis for hvert år i perioden frem til Simuleringerne tager hensyn til de fysiske rammer på anlæggene og optimerer anlæggenes drift på baggrund af prissignaler, så de billigste anlæg producerer den nødvendige el og kraftvarme. Alle resultater kan ses i Systemplan Fra den 1. januar 2005 er det i beregningen forudsat, at elproduktion fra decentrale kraftvarmeværker afsættes på markedsvilkår. Prioriteret produktion af vindkraft er sikret afsætning gennem særlige modeller. Decentrale værker større end 10 MW kom på markedet fra 1. januar Simuleringerne medtager også udveksling med nabo-områderne. Markedsprisen i Norden og i Tyskland samt udlandsforbindelsernes kapacitet bestemmer størrelsen af eksport og import. Simuleringerne giver oversigter over produceret el og kraftvarme, brændselsforbrug og emission til luften samt restprodukter. Der er gennemført beregninger med henholdsvis en lav markedspris for el på 120 kr./mwh og en høj markedspris for el på 220 kr./mwh. Produktionen på de centrale kraftværker er meget tæt knyttet til markedsprisen. Også de decentrale kraftvarmeværker producerer mindre el ved en lav markedspris. I et lavprisforløb, hvor de decentrale kraftvarmeværker skal producere til markedet, falder de decentrale kraftvarmeværkers elproduktion til under halvdelen. Varmebehovet dækkes her ved drift med spidslastanlæg. I Figur 10 ses import og eksport i de enkelte år i lavpris- og højprisforløbet. I 2003, hvor aftagepligten for decentrale kraftvarmeværkers elproduktion stadig er gældende, nettoeksporteres 8,1 TWh til Tyskland i lavprisforløbet. Heraf importeres 3,8 TWh fra Nord Pool. Over årene nettoimporteres der i gennemsnit 9,6 TWh fra Nord Pool. Heraf går 8,9 TWh pr. år videre til Tyskland i form af transit. 21

22 Figur 10 Import, eksport og nettoeksport i lavprisforløb, henholdsvis højprisforløb. I 2003 nettoeksporteres 5,3 TWh til Tyskland og 4,8 TWh til Nord Pool i højprisforløbet. Over årene nettoeksporteres i gennemsnit 5,3 TWh til Tyskland pr. år og 5,4 TWh pr. år til Norge og Sverige. Produktionsfordelinger For at kunne vurdere sandsynligheden for at Elsams blokke vil være i drift i hele planperioden til og med 2013, er der set på deres udnyttelse i henholdsvis lavpris- og højprisforløbet. Der er ikke valgt enkelte blokke ud. De enkelte blokke vil køre mere eller mindre ifølge beregningerne, da de brænder biomasse eller kører af hensyn til naturgaskontrakt eller efter behov for levering af kraftvarme. I Figur 7 og Figur 8 ses produktionsfordelingen mellem central, decentral og vindkraft i de enkelte år i lavpris- og højprisforløb. Den samlede installerede centrale effekt er MW e. Det dækker Enstedværket, Esbjergværket, Fynsværket, blok 7 og blok 3, Nordjyllandsværket, Skærbækværket og Studstrupværket, blok 3 og blok 4. Elsam har i efteråret 2002 købt E.ON Netz' halvdel (313 MW e ) af Enstedværket. I februar 2003 blev Nordjyllandsværket, blok 2 (295 MW e ), som ellers var i mølpose, midlertidigt sat i drift på grund af den specielle markedssituation. Sidstnævnte er ikke medregnet i simuleringerne. Blokkene vil altid være udnyttet mindre end 90 % under normale forhold på grund af revisioner. I lavprisforløbet falder udnyttelsen af de centrale blokke fra ca. 50 % i 2003 til 40 % i Dette skyldes især udbygningen med vindkraft. I højprisforløbet ligger udnyttelsen af de centrale blokke i hele perioden på omkring 70 % på grund af eksport. Så lave priser, som lavprisforløbet vil medføre, kan betyde, at Elsam ønsker en eller flere blokke skrottet. Dette vil dog kun kunne ske efter godkendelse hos Eltra. Brændselsforbrug og lagerberedskab I 2003 var det jysk-fynske elbehov ab værk godt 21 TWh. Der forventes produceret ca. 6 TWh med vindkraft. Det betyder, at 40 % af elproduktionen dækkes af vind og biobrændsel, og resten af elforbruget dækkes ligeligt af kul og naturgas. I Figur 11 ses brændselsfordelingen mellem kul, olie, naturgas og halm, flis og affald i perioden

23 Figur 11 Brændselsforbrug og CO 2 -udledning i lavprisforløb, henholdsvis højprisforløb Effektbehovet i 2003 er MW e og den installerede produktionskapacitet er ca MW e, heraf vind MW, gasfyret kapacitet MW e, kulfyret kapacitet MW e og biomassefyret 202 MW e. Perspektiver Kyoto-aftalernes første måleperiode fra er inkluderet i referenceberegningerne. Næste måleperiode for Kyoto-protekollen går fra Det giver et øget behov for viden om nye produktionsteknologier og for data. Der blev bygget ca MW e decentrale værker i perioden , og fra anden halvdel af 1990'erne blev der opstillet ca MW vindmøller. Mange af disse anlæg skal udskiftes i perioden efter For de centrale værker gælder, at flere af dem overskrider design-levetiden på 30 år i perioden efter Der er tre mulige strategier: 1) skrotning, 2) levetidsforlængelser og 3) skrotning og bygning af nye anlæg. Producenternes valg vil afhænge af udviklingen i de nærmeste ti år. Mulige udviklinger kunne være, at henholdsvis CO 2 -besparelser eller udbygning med mini- og mikrokraft eller udbredelse af brint til kraftvarmesektoren sætter dagsordenen. Der har været stigende fokus på miljøegenskaberne af disse værker. I Miljøplan 2003 er der også en diskussion af den måde, de decentrale anlæg vil fungere på miljømæssigt, hvis de vælger at driftsoptimere efter markedets signaler. Se nærmere i Miljøplan I PSO-F&U-sammenhæng har Eltra særlig fokus på teknologiudvikling til afhjælpning af især emission af NO x og uforbrændte kulbrinter. Implementering af de nye løsninger vil medføre anlægsændringer, som må forudses at afhjælpe både de mangelfulde miljøegenskaber og forbedre værkernes evne til at følge markedets efterspørgsel på el. Det kræver umiddelbart en afkobling mellem varmebindingen og elproduktionen. Mikro- og minianlæg I designprocessen skal det tages i betragtning, at mikroanlæg måske kan blive indført i betydelige mængder (op til 900 MW e ) og på relativt kort tid. De teknologiske løsninger på området er dog endnu for dyre i forhold til de gældende rammebetingelser. Mikroanlæg er små produktionsanlæg, som kan installeres i de enkelte hjem. Som eksempler kan nævnes solceller og små kraftvarmeanlæg med f. eks. brændselsceller. Så smelter forbrug og produktion helt sammen, og ingen kender systemets samlede produktion eller belastning. 23