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

24 Alligevel skal den systemansvarlige virksomhed kunne sikre hele systemets balance og tekniske kvalitet. Forberedelse på indførelsen af mikroanlæg vil derfor være en stor udfordring for elsystemet. Det største potentiale for mikroanlæg forventes at omfatte anvendelsen af brændselsceller. Selv om der internationalt er igangsat en række projekter, der skal demonstrere brændselscellers anvendelighed i forbindelse med mikro-/minikraftvarme, så vurderes det, at der stadig er mindst 10 år til et egentligt kommercielt gennembrud. Gennembruddet forudsætter en betydelig reduktion i fremstillingsprisen, der kun kan nås ved masseproduktion samt en langtids-demonstration af egenskaberne. Anvendelsen af mikroanlæg i stor stil vil udfordre de decentrale kraftvarmesystemer. I områder uden kollektiv varmeforsyning vil mikroanlæg kunne substituere elvarme eller oliefyr og dermed bremse udbredelsen af decentral kraftvarme. I områder med kollektiv varmeforsyning vil individuelle mikroanlæg antageligt kun få lov til etablering efter ændringer i varmeforsyningsloven og lokale varmeplaner. Den helt store udbredelse af mikroanlæg med konsekvens for decentral kraftvarme vil derfor kun ske efter politisk behandling og beslutning. Decentral elfjernvarme Udbygningen af vindkraften særligt fra havmølleparker forventes at fortsætte i mange år fremover. Det betyder, at der vil komme flere og flere timer med overskud af el. Timer med overskud af el er ofte timer med lave elpriser. Eltra har gennem flere år løst "overløbsproblemet" ved at eksportere el til nabolandene (Norge, Sverige og Tyskland), men til lave priser. En yderligere udbygning af vindkraften i Vestdanmark, samt en forventet massiv udbygning af vindkraften i Nordtyskland vil dog gradvis reducere mulighederne for at kunne sælge den overskydende el i alle timer. Anvendelse af el til opvarmning af fjernvarmevand er en mulighed. El vil derved kunne substituere andre brændsler ved produktionen af fjernvarme. Særligt i de situationer, hvor den meget billige el får kraftvarmeværket til at stoppe deres elproduktion og i stedet aftage el fra nettet til fjernvarmeformål, vil det være til stor hjælp for sikring af balancen i elforsyningen. Det er i første omgang en politisk beslutning, i hvilket omfang anvendelse af el til fjernvarmeformål skal opnå udbredelse, idet gældende afgiftssystem skal ændres. Balanceproblemet Et driftsdøgn planlægges i detaljer dagen i forvejen. For at undgå systemsammenbrud ved tilfældige fejl i systemet er det vigtigt, at de prognoser, der ligger til grund for planlægningen, er tæt på den virkelighed, der kommer. Disse prognoser opdateres løbende frem til driftsøjeblikket for at have det bedste grundlag at disponere ud fra. Prognoserne gælder især vindproduktion, forbrug og den kraftvarmebundne produktion. Ubalancer I 1980'erne og før den store tilgang af vindkraft kom, var der normalt kun prognosefejl på mellem 50 og 100 MW. Med den store andel af vindkraft oplever Eltra's område i dag ubalancer på over MW i forhold til de prognoser, der er lavet dagen før driftsdøgnet. Vinden er den altafgørende faktor for de daglige ubalancer. I ca. 80 % af tiden i 2002 er vindkraften en medvirkende faktor til den ubalance, der er. I de resterende 20 % af tiden modvirker vindkraftens ubalance den ubalance, der er i resten af systemet. 24

25 En af de største udfordringer, der er ved vindkraften, er at forudsige præcist, hvornår en vindfront rammer et område. Med en installeret vindkraft på MW betyder en fejl i en vindprognose på 1 m/s en fejl i vindkraftprognosen på ca. 300 MW. Dette kan i værste fald betyde, at hvis en vindfront, der indeholder en stigning i vindhastighed på 3 m/s forskyder sig bare en time, vil det i vindkraftprognosen give en fejl på 900 MW. Ubalancerne dækkes ved køb og salg af regulerkraft inden for området og i nabo-områderne, hvis der er tilstrækkelig transportkapacitet. Princippet er, at regulerkraften aktiveres der, hvor den er billigst. Regulerkraftbehov Eltra har et dagligt behov for regulerkraft. Med stigende mængder vindkraft bliver behovet for regulerkraft ikke mindre. Herunder følger en opgørelse af regulerkraftbehovet i 2003 og Regulerkraftbehov Vestdanmark 2003 Regulerkraftbehov Vestdanmark MWh MWh : 0,58 TWh nedregulering; 0,61 TWh opregulering : 0,54 TWh nedregulering; 0,66 TWh opregulering Regulerkraft - ned, MWh/h Regulerkraft - op, MWh/h Regulerkraft - ned, MWh/h Regulerkraft - op, MWh/h Figur 12 Regulerkraftbehov i Vestdanmark, Figur 13 Regulerkraftbehov i Vestdanmark, Årene 2003 og 2004 var meget forskellige. I 2003 var der en markant eksport af el ud af Vestdanmark. Alligevel er behovet for regulerkraft nogenlunde lige stort i de to år. I det næste ser vi på, hvilket behov der kan forventes fremover. Eltra har gennemført en simulering af størrelsen af det regulerkraftbehov, der er i et lavpris- og et højprisforløb. Simuleringen viser, hvor stor en regulering der kan dækkes af produktion i det jysk-fynske område ved den mængde vindkraft, der forventes installeret i 2005 svarende til MW landbaseret vindkraft og 160 MW havbaseret vindkraft. Det er forudsat, at man kan bruge både den decentrale og den centrale produktion til regulering. Den regulering, der ikke kan dækkes af indenlandske ressourcer, skal hentes i udlandet. 25

26 Figur 14 Varighedskurve for reguleringsbehov og manglende regulering med udnyttet regulering på centrale og decentrale anlæg 2005, lavprisforløb. Figur 15 Varighedskurve for reguleringsbehov og manglende regulering med udnyttet regulering på centrale og decentrale anlæg 2005, højprisforløb. I Figur 14 er udgangspunktet et lavprisår, det vil sige et år, hvor der findes meget vand i vandmagasinerne i Norden, og i Figur 15 er udgangspunktet et højprisår, det vil sige et år, hvor der er mangel på vand i de nordiske vandmagasiner. De tykke blå kurver viser det opreguleringsbehov, der er resultatet af fejlprognoserne for vindkraften. De røde kurver viser opreguleringsbehovet, når både de centrale og decentrale kraftvarmeværker har udnyttet deres reguleringskapacitet. Hvis ikke der kan findes andre indenlandske opreguleringskapaciteter, er det nødvendigt at bruge udlandet til det reguleringsbehov, der er tilbage. De tynde blå kurver viser det nedreguleringsbehov, der er resultatet af fejlprognoserne for vindkraften. De lysegrønne kurver viser nedreguleringsbehovet, når både de centrale og decentrale kraftvarmeværker har udnyttet deres reguleringskapacitet. Hvis ikke der kan findes andre indenlandske nedreguleringskapaciteter, er det nødvendigt at bruge udlandet til det reguleringsbehov, der er tilbage. Som det ses, er de maksimale op- og nedreguleringsbehov henholdsvis MW e og MW e. I et lavprisforløb bliver der et udækket nedreguleringsbehov. I et højprisforløb er der et udækket opreguleringsbehov. Tabel 7 viser de gennemsnitlige op- og nedreguleringsbehov og reguleringsmuligheder opdelt på centrale og både centrale og decentrale anlæg. Opreg. behov Opregulering Nedreg. behov Nedregulering central central + dec. central central + dec. MWe MWe MWe MWe MWe MWe 2005 Lavpris Højpris Tabel 7 Op- og nedreguleringsbehov. Hvis ubalancerne ikke udreguleres enten ved reguleringer inden for Eltra's område eller ved aftalt regulering med nabo-områderne, opstår der ubalancer mod udlandet. Eltra er teknisk og økonomisk ansvarlig for disse afvigelser over for nabo-områderne. Eltra vil fremover bruge de decentrale kraftvarmeværker som reguleringskapacitet på samme måde, som centrale kraftvarmeanlæg bruges. Men selv med denne udvidelse af reguleringskapaciteten er det nødvendigt at indbygge endnu mere fleksibilitet ind i systemet. 26

27 Dette kan man f.eks. gøre ved at installere elpatroner i fjernvarmesystemerne og luftkølere i de decentrale kraftvarmeværker. Decentral kraftvarme på markedsvilkår Decentrale kraftvarmeværker på markedsvilkår er ikke kun et spørgsmål om afregningsregler. For den enkelte ejer af en decentral produktionsenhed er det af stor betydning, at afregningsreglerne for el- og kraftvarmeproduktionen er gunstige, set med producentens øjne. Debatten om overgangen til markedsvilkår for de decentrale anlæg har da også mest drejet sig om afregningsreglerne. Afregningen efter 3-tidstarif er afløst af et nyt system med grundbeløb og salg i spotmarkedet. Der sker en gradvis markedspligt for værker større end 10 MW e fra den 1. januar 2005 og værker større end 5 MW e fra den 1. januar For systemansvaret er decentral kraftvarme på markedsvilkår langt mere end blot ændrede afregningsregler. Decentrale anlæg, der får drift på markedsvilkår, vil kunne bidrage med en række fordele for elsystemet: El produceres ikke i timer med meget lave elpriser og overskud af el (vindkraft) Værker på markedet vil kunne deltage i markederne for regulerkraft og systemtjenester Værker vil få installeret fjernkontrol og kommunikation, som gør det muligt at udnytte værket i situationer med opstart af dødt net. Adgangen til regulerkraft og systemtjenester I takt med at der er mere vindproduktion og færre centrale værker på nettet, er der behov for at sikre adgangen til systemtjenester og regulerkraft i Vestdanmark. Det kan ske ved, at disse købes på et nordisk marked eller ved at anvende ressourcerne på de decentrale kraftvarmeværker. Vægtningen heraf i den daglige drift er en økonomisk afvejning, men det er Eltra's hensigt at sikre, at elsystemet i Jylland og på Fyn kan drives ved hjælp af systemtjenester inden for området. Regulerkraft og systemtjenester kan opdeles i to grupper: 1. De tjenester, der er indbygget i et produktionsanlæg som egenskaber gennem de krav (tilslutningsbetingelserne), der er stillet ved bygningen. Disse skal stilles til rådighed uden betaling. 2. De tjenester, der købes på et marked. I takt med at flere decentrale kraftvarmeværker kan levere regulerkraft og systemtjenester, vil de indgå som leverandører på lige fod med centrale kraftværker. I Tabel 8 er en liste over de reguleringsreserver og systemtjenester Eltra køber. Alle de rubrikker, hvor der står "Produktion i DK-Vest, er det således at forstå, at det er alle producenter uanset værkstørrelse. Dog skal der bydes ind gennem en Produktionsbalanceansvarlig (PBA) og/eller i mindste mængder af 10 MW e. Tabellen viser, at langt hovedparten af produkterne kan teknisk leveres fra decentrale kraftvarmeanlæg. Er de decentrale værker selv mindre end 10 MW e skal deres effekt bydes ind i samarbejde med andre værker time for time. Netop denne proces stiller krav om optimering af produktionsflow. Akkumuleringstank og/eller kedler kan være med til at øge fleksibiliteten. Hvis man benytter sig af systemtjenester fra nabo-områderne, skal man sikre, at transmissionskapaciteten er til stede. Eltra har valgt ikke at reservere overføringskapacitet på forbindelserne til systemtjenester. 27

28 Produkt Kommentarer Mængde og tid Udbydere Primærreserve UCTE-forpligtigelse. Skal købes fra 2. halvår MW for 2. halvår 2004 Jylland og Fyn, E.ONs regulerzone og det synkrone nordiske område efter aftale med lokal TSO. Reguleringsreserver automatisk Opreguleringsreserver manuelt Nedreguleringsreserver manuelt Tre rullende og ét driftsklart anlæg Nødstartanlæg Automatisk regulering for at opfylde UCTE-krav. Leverandøren forpligtiger sig til at give bud i regulerkraftmarkedet i alle timer i kontraktperioden. Leverandøren forpligtiger sig til at give bud i regulerkraftmarkedet i alle timer i kontraktperioden. Der kræves to anlæg i drift af tekniske hensyn. n-1 kræver yderligere ét anlæg i drift, og ét der er driftsklart. Anlæggene skal være tilkoblet transmissionsnettet. Anlæg skal kunne klare start fra dødt net ±100 MW kvartalsvis fra 2. kvartal Bud for 2. kvartal i 1. budrunde. 420 MW for 1. kvartal Derefter månedsvis. 200 MW for 1. kvartal Derefter månedsvis. Tre anlæg skal være sat i drift. Et anlæg skal kunne sættes i drift inden for seks timer. Fra 2. kvartal To anlæg for hele 2004 Produktion og forbrug med adgang til DK-Vest efter aftale med lokal TSO. Produktion og forbrug der har adgang til DK-Vest efter aftale med lokal TSO. Produktion og forbrug der har adgang til DK-Vest efter aftale med lokal TSO. Produktion i DK-Vest. Produktion i DK-Vest. Tabel 8 Nuværende og fremtidige leverandører af systemtjenester og regulerkraft. Mobilisering af de decentrale ressourcer Eltra har i 2002 foretaget en undersøgelse af en række decentrale kraftvarmeværkers egenskaber. Der er i alt 23 værker med effekt større end 10 MW e i alt 611 MW e. Af dem er der udvalgt otte værker, som er to værker med dampturbine, to værker med gasturbine, to værker med kombineret damp- og gasturbine og to værker med forbrændingsmotorer. Formålet er at kortlægge mulighederne for direkte eller ved ombygning at yde systemtjenester. Den overordnede vurdering er, at det er muligt og overkommeligt at bringe alle værker over 10 MW e til at yde de fleste systemtjenester. Undersøgelsen anses for at være repræsentativ for de 23 anlæg. Primærregulering Undersøgelsen tyder på, at de decentrale værker kun i begrænset omfang er i stand til at yde primærregulering og dermed frekvensstøtte. Kun på et af værkerne var primærreguleringen aktiv. Ved ombygninger som hovedsageligt består af ændringer i software, ved afprøvninger af værkernes reguleringer og ved ændring af driftsformen, så de ikke kører fuldlast, kan en stor del af de decentrale kraftvarmeværker bringes til at yde primærregulering. Omkostningerne hertil er ikke gjort op. Automatisk og manuel regulering Undersøgelsen tyder på, at der allerede nu er en stor kapacitet til rådighed på de decentrale kraftvarmeværker til automatisk og manuel regulering. Mulighederne afhænger først og fremmest af årstiden og dermed af varmebehovet. Den afhænger i mindre grad af anlægstypen. Der er forskellige muligheder for op- og nedregulering om vinteren. Om foråret og efteråret er der de største muligheder for at udnytte reguleringsressourcerne, hvis varmeakkumulatortankens 28

29 indhold kan optimeres ud fra den regulerkraft, der skal leveres. Om sommeren er der principielt de samme muligheder som forår og efterår, men i langt mindre omfang. Spændingsregulering, reaktiv effekt De fleste af værkerne kan regulere den reaktive effekt via fjernkontrol, og med små modifikationer kan alle bringes i stand til at regulere inden for -0,1 < tgφ < 0,4. Som det er i de nuværende aftaler, varieres den reaktive effekt dog efter et fast mønster, når der skiftes fra en lastperiode til den næste. Det er derfor muligt at bringe alle anlæg over 10 MWe i stand til at deltage i spændingsreguleringen ved regulering af reaktiv effekt. Overgang til blok-ø-drift Alle produktionsanlæg over 50 MWe er bygget til at kunne gå over i blok-ø-drift ved en netfejl, så de automatisk kan synkroniseres ind på nettet igen efter fejlen. Undersøgelsen bekræfter, at ingen af de undersøgte værker (på nær Silkeborg, der er på 104 MW e ) umiddelbart opfylder dette. Hvis de skal kunne det, skal der installeres automatisk synkroniseringsudstyr over netafbryderne. Denne ombygning er mulig, men omkostningerne hertil er ikke gjort op. Opstart fra dødt net (nødstart) Som en del af systemtjenesterne skal der være enheder, der kan starte op fra dødt net (nødstart) efter driftsforstyrrelser. Dette er dog mest aktuelt i situationer, hvor Eltra's område har mistet sin synkrone sammenkobling med Tyskland. Ingen af de undersøgte decentrale værker kan starte fra dødt net, men det vil være muligt at ombygge flere af dem til at kunne. Silkeborg Kraftvarmeværk anses for at være det mest velegnede, både fordi det er i stand til at regulere eleffekten ned til sit eget egetforbrug og på grund af dets størrelse. Den reaktive balance Den reaktive effekt leveres dels fra de centrale og dels fra de decentrale kraftvarmeværker som en del af spændingsreguleringen. Den resterende del af behovet for reaktiv effekt skal komme fra netkomponenter. Transport af reaktiv effekt skal minimeres og har først og fremmest til hensigt at sikre driftssikkerheden og at minimere tab. Reaktiv effekt er derfor en del af sikkerheden. Det tidligere begreb tgϕ på forbruget har efterhånden mistet sin betydning som følge af den store mængde decentrale produktion i distributionsnettene. I den nye Mvar-ordning er det derfor den absolutte reaktive effektudveksling over skillefladen, der indgår. Dimensionering af reaktiv effekt foretages samlet på kv-nettet. For hver enkelt 150/60 kv-station (celle) foretages der en samlet dimensionering over spændingsniveauerne under stationen. Effektflowet skal til enhver tid holdes inden for et bånd på Mvar maks. -Mvar min. for hver enkelt 150/60 kv-station. Ansvaret for, at den enkelte celle overholder kravet, ligger hos en Mvaransvarlig. Båndene for en 3-års-periode fastlægges i samarbejde med Eltra's netudvalg. Det sker på basis af en årlig Mvar-redegørelse, som udarbejdes af Eltra. I 2002 har der været reaktive effektflow ned i systemet på op til ca. 740 Mvar, se Figur 16. Tilsvarende har der været flow op i systemet på op til ca. 400 Mvar. 29

30 Figur 16 Reaktiv effektflow i 2002 for det samlede vestdanske elsystem. Positive værdier er flow fra 150 kv til 60 kv. Det er hensigten at reducere disse fluktuationer. Inden for perioden har det førsteprioritet at halvere flowet op i systemet til ca. 200 Mvar. Det skal først og fremmest ske ved nedtagning af uheldigt placerede kondensatorbatterier og bedre tilpasning af produktionen på decentrale værker. Spændingskvaliteten Kortslutningseffekten bestemmes primært af produktionsapparatets synkrone generatorer. Nettet bidrager til kortslutningseffekten gennem sin formaskningsgrad. Det er dermed en del af sikkerheden. Tidligere var de maksimalt forekommende kortslutningseffekter dimensionerende, fordi de var bestemmende for de kortslutningsstationer, der skal brydes ved fejl og koblinger. Dermed er de dimensionerende for indkøb og udskiftning af materiel. Spændingskvaliteten og stivheden i nettet afhænger af den kortslutningseffekt, der til en hver tid er til stede. Derfor er der nu i højere grad fokus på de minimale kortslutningseffekter, der kan forekomme. Det er især spørgsmål om, 1) der er tilstrækkelig kortslutningseffekt til sikker drift af HVDCforbindelserne, og 2) der er acceptable lave spændingsspring ved kobling med f.eks. reaktorer. Desuden er det spørgsmålet, om der er rimelig spændingskvalitet i de underliggende net. En analyse af kortslutningseffekten for peger på, at der er lave kortslutningseffekter i Nord- og Vestjylland. Under begge faser for 400 kv Vendsysselværket-Trige er de ekstremt lave. Efter idriftsættelsen af ledningen er niveauet til gengæld øget markant. Under normale omstændigheder er kortslutningseffekter acceptable. Meget lave værdier vil forekomme i situationer, hvor der f.eks. er tre centrale blokke på nettet, ingen vindkraft og kun få decentrale værker i et område. Ekstremt lave værdier vil forekomme, hvis der også mangler en ledning. Undersøgelsen tyder på, at der er behov for at øge kortslutningseffekten i Eltra's område. Det kan ske ved at stille krav om et minimalt antal blokke på nettet eller ved at øge antallet af synkrongeneratorer i nettet. Afklaring heraf vil være nødvendig inden for de nærmeste år og skal især ses i sammenhæng med det fremtidige driftsmønster for de decentrale værker. 30

31 Fremskaffelse af regulerkraft og systemtjenester Som systemansvarlig skal Eltra sikre stabil og sikker drift af elsystemet i det jysk-fynske område samt af forbindelserne til udlandet. Eltra sikrer blandt andet dette ved køb af en række reguleringsreserver og systemtjenester, som leveres af elproducenter og forbrugere i Jylland og på Fyn og/eller tilsvarende i vores nabolande. Eltra udbyder reguleringsreserver og systemtjenester på markedsvilkår, og udbuddet sker som udbud efter forhandling. Behov for op- og nedregulering Behovet for op- og nedregulering er et vigtigt tema især i et system med stor andel af ikkeregulerbar vindkraft. I analyserne af behov for regulerkraft er det for 2012 forudsat, at der i Jylland og på Fyn er MW vindkraft. Den er fordelt på MW på land og 610 MW på havet. En væsentlig egenskab ved vindkraften er, at den kan variere meget inden for kort tid. Historisk set er der observeret variationer på op til MW/min. Vindkraften er vanskelig at forudsige, uanset hvor gode prognoseværktøjer der er til rådighed. Eltra observerer typisk, at MW vindkraft kommer tidligere eller senere end prognosticeret. Eltra har et projekt i gang, hvor et stort antal prognoser skal opstilles 24 gange i døgnet. På den måde får man et bedre bud på den usikkerhed, der er på vindprognoserne. Vindkraften kræver adgang til regulerkraft. Denne tjeneste anses på kort sigt for at være den mest kritiske for Eltra-systemets funktion. Det er især afvigelser på prognoserne, der er årsag til indkøb af regulerkraft. Behov for kapacitet til op- og nedregulering er derfor opgjort for Det er gjort med et høj- og et lavprisforløb. Vindkraften kan på nuværende tidspunkt ikke selv deltage i reguleringen. Vindkraften på land er ikke bygget til at kunne regulere effekten under drift. Havmølleparken Horns Rev A er bygget, så regulering kan ske. Effektregulering af vindkraften er nok et af de redskaber, der kan trækkes på i fremtiden, efterhånden som vindmøllerne bliver til vindkraftværker. Med en installeret vindkraft på i alt MW er det forventede reguleringsbehov på timeniveau fra afvigelser i vindprognosen som vist i Figur 17. De maksimale behov for opregulering er MW. Det maksimale behov for nedregulering er tilsvarende MW. Med høje priser i udlandet vil de centrale anlæg have en høj produktion, og der vil være stor eksport. Dermed er der en naturlig nedreguleringsmulighed på centrale anlæg og en naturlig opreguleringsmulighed fra udlandet. 31

32 MWh/h jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec 2012 Figur 17 Forventet op- og nedreguleringsbehov på timebasis fra afvigelser i vindprognosen i I en overløbssituation med høj vindkraftprognose, høj varmebunden produktion, lavt forbrug og maksimal eksport på udlandsforbindelserne vil der ikke være nogen naturlig nedreguleringsmulighed uden reduktion af varmeproduktion eller stop af vindmøller. Omvendt er det med lave priser. Da vil de centrale anlæg have en meget lav produktion, og eksporten vil være lav, eller der vil være import. Dermed er der en naturlig opreguleringsmulighed på de centrale anlæg og en naturlig nedreguleringsmulighed fra udlandet. I en mangelsituation med maksimal import, høj produktion på termiske anlæg og en lav vindmølleproduktion vil der ikke være nogen naturlig opreguleringsreserve, bortset fra den reserverede. Hvor stort er det udækkede regulerkraftbehov? Mulighederne for at dække reguleringsbehovet er opgjort i en prioriteret rækkefølge: 1. Maksimal regulering på de centrale anlæg 2. Maksimal regulering på forbindelserne til Norge/Sverige 3. Eventuel maksimal regulering på forbindelsen til Tyskland. Reguleringsbehovet efter fuld udnyttelse af de centrale produktionsanlæg og efter fuld udnyttelse af forbindelserne til Norge/Sverige er vist i Figur 18 med høje markedspriser. I dette tilfælde er der et udækket maksimalt nedreguleringsbehov på 900 MW e. 32

33 MWh/h Opregulering mod norden Opregulering på centrale anlæg Nedregulering på centrale anlæg Nedregulering mod norden Timer Reguleringsbehov Reguleringsbehov efter udnyttet regulering på centrale anlæg Reguleringsbehov med udnyttet maks. kapacitet mod Norden Figur 18 Varighedskurve for forventet resterende reguleringsbehov efter udnyttelse af de centrale produktionsanlæg og derefter transmissionsforbindelserne til Norge/Sverige. Der er betydelige ikke-udnyttede indenlandske ressourcer i de decentrale kraftvarmeværker, der bør aktiveres. Reguleringsbehovet kan reduceres ved at udnytte regulering på de decentrale anlæg. Der regnes med, at de kan regulere i intervallet MW e. De 200 MW e er mindste produktion for anlæg, som ikke påvirkes af markedet affaldsfyring, biomasse og procesanlæg. De MW e er maksimal produktion, når der tages hensyn til rådighed på anlæggene. Der er ikke taget hensyn til prisen ved regulering på de decentrale anlæg. Den vil afhænge af, om det ændrer produktionsfordelingen, eller det kan klares ved at udnytte varmelageret. Hvor skal regulerkraften komme fra? Traditionelt har regulerkraften været ydet fra centrale værker i systemansvarsområdet. Det har vist sig at være svært at opnå konkurrence på dette område. Af konkurrencehensyn bør regulerkraft kunne ydes fra både centrale og decentrale værker. Ydelsen bør desuden kunne købes fra aktører i området og aktører uden for området. Det har dog hidtil været svært at opnå konkurrence om levering af det nødvendige kvantum. Ved at prioritere regulering fra de decentrale anlæg højere end regulering fra udlandet fås følgende prioritering: 1. Maksimal regulering på de centrale anlæg 2. Maksimal regulering på de decentrale anlæg 3. Maksimal regulering på forbindelserne til Norge/Sverige 4. Eventuel maksimal regulering på forbindelsen til Tyskland. Reguleringen på de decentrale værker mindsker behovet for regulering fra udlandet. I højprisforløbet forventes opreguleringen på de decentrale anlæg udnyttet i 430 timer og maksimalt 950 MWh/h. Nedreguleringen på de decentrale anlæg forventes udnyttet i 925 timer med maksimalt 860 MWh/h. Dermed reduceres behovet for regulering fra udlandet, specielt Norge/Sverige, markant. Antal timer om året med regulering fra Norge/Sverige reduceres med 750 timer til timer. Den maksimale opregulering fra Norge/Sverige reduceres med 350 MWh/h til 950 MWh/h, og den maksimale nedregulering fra Norge/Sverige reduceres med 230 MWh/h til 990 MWh/h. 33

34 Varighedskurve for forventet reguleringsbehov før og efter fuld udnyttelse af de decentrale produktionsanlæg i højprisforløbet er vist i Figur 19. Det maksimale behov for opregulering fra udlandet bliver dermed MW e og for nedregulering MW e. MWh/h Arealet mellem de to figurer er bidraget fra de decentrale anlæg Timer Figur 19 Behov efter udnyttet central regulering Behov efter udnyttet central og decentral regulering Regulerbehovet ved udnyttet regulering på centrale og decentrale anlæg. Yderligere indenlandsk regulerkraft kan etableres ved en række virkemidler med rimelig samfundsøkonomi, herunder dyppekogere på kraftværkerne. Det vil næppe være samfundsøkonomisk lønsomt at skulle etablere hele behovet inden for systemansvarsområdet. Prognose for regulerkraftbehov Behovet for regulerkraft er meget afhængig af mængden af vindkraft i elsystemet. De decentrale værker er forudsat at deltage i reguleringen. Opreguleringsbehovet opstår især i et højprisforløb. Nedreguleringsbehovet opstår tilsvarende i et lavprisforløb. Behovet for 2005, 2008 og 2012 fremgår af Tabel 9. Maksimalt behov for op- og nedregulering(mwe) Opregulering Nedregulering Tabel 9 Maksimalt behov for op- og nedregulering. Reguleringsbehovet vil kunne reduceres, hvis også efterspørgselssiden bringes til at reagere på prissignalerne. Markedet er også årsag til en del af de ubalancer og regulerkraftbehov, vi ser. Der er for lidt sammenhæng mellem varen, der bliver solgt, og den vare, der bliver leveret. Aktørerne kan i princippet vende effektretningen på Tysklandsgrænsen fra fuld eksport til fuld import på 10 minutter. Det resulterer også i ubalancer, som balanceres via køb af regulerkraft. Systemtjenester Den systemansvarlige virksomhed har behov for adgang til systemtjenester for at kunne løse sine opgaver. De systemtjenester, der ud over regulerkraft skal være til stede, er: Reserver i form af idriftværende og driftsklare produktionsanlæg Regulerreserver for opretholdelse af aktiv effektbalance Spændingsregulering og regulerreserver for reaktiv effektbalance Beskyttelse, netværn 34

35 Nødstartanlæg for opstart fra dødt net. For idriftværende produktionsanlæg er der en række systemtjenester, som anlægget skal levere til systemet uden betaling. Disse tjenester er specificeret i Teknisk forskrift TF I det omfang, hvor andre systemtjenester ikke kan forventes indkøbt til konkurrencedygtige priser, vil Eltra forberede etablering af ressourcer for egen regning inden for det naturlige monopolområde. Det kan være i form af nødstartanlæg og synkronkompensatorer. Største enhed i systemet Ifølge reglerne i UCTE skal der sikres reserver for udfald af største produktionsenhed. Det er i øjeblikket Enstedværkets blok på 626 MW e. Udfald af denne blok sætter grænsen for udnyttelse af Tysklandsforbindelsen i nordgående retning på grund af reservation af overføringskapacitet til reserver. Eltra har hidtil ikke haft regler for, hvor store produktionsenheder elsystemet i Jylland og på Fyn kan acceptere. Det bør indføres i forbindelse med de tekniske forskrifter. Der er ikke udsigt til, at der bygges mange store enheder i Jylland og på Fyn. Til gengæld vil der blive bygget udlandsforbindelser fremover. Også udfald af disse er bestemmende for reservernes størrelse. Der bør indføres følgende regel: "De enkelte jævnstrømsforbindelser og produktionsenheders størrelse må højst være 600 MW e. Hvis der installeres større enheder, skal det sikres, at det største samlede udfald i Jylland og på Fyn højst må give anledning til et træk på udlandet på 600 MW e ". Nye tilslutningsregler for termisk produktion Elkraft System og Eltra arbejder med en teknisk forskrift med krav til termiske produktionsanlæg >2 MW e. Den skal erstatte de tidligere "blå notater", der blev opstillet i 1990'erne. Tilslutningsreglerne indeholder tekniske krav, som et nyt produktionsanlæg skal opfylde for at blive tilsluttet det kollektive elnet. De specificerer, hvilke frekvenser og spændinger anlægget skal kunne producere ved tolerance over for netfejl, eventuelt krav til ø-drift, regulering af aktiv og reaktiv effekt, dataudveksling, idriftsættelsesprøver og dokumentation. Ved netfejl sker der også ofte et udfald af et eller flere decentrale kraftvarmeværker, og ved toog trefasede kortslutninger i transmissionsnettet kan op til flere hundrede MW e blive udkoblet. Decentrale kraftvarmeanlæg er tilsluttet distributionsnet, der kortvarigt kan blive frakoblet transmissionsnettet under fejlforløb. For at undgå skader på de decentrale anlæg i forbindelse med sammenkoblingen af nettene udkobles de decentrale anlæg i det pågældende distributionsnet. Det nuværende beskyttelsesprincip giver stor sikkerhed for de decentrale kraftvarmeværker, men medfører udkobling af flere anlæg end nødvendigt. Eltra søger at minimere antallet af decentrale anlæg, der udkobles. I forbindelse med større fejl i transmissionsnettet registrerer Eltra, hvilke anlæg der udkobles, og der sammenlignes med simuleringer. For de større kraftvarmeværker tilsluttet 60 kv-nettet overvejes, om beskyttelsesprincippet kan ændres. Decentrale kraftvarmeværker på markedet har ofte behov for at få en ny kontrakt med det lokale netselskab. Den nye kontrakt beskriver de ændrede driftsforhold og fastholder værket på tilslutningsbetingelserne, herunder f.eks. kravet om spændingsregulering. Selvom mange værker kom på markedet fra den 1. januar 2005, er det først i foråret 2005, at disse nye kontrakter har fundet sin endelige form. 35

36 Med overgangen til markedsdrift for alle decentrale kraftvarmeværker større end 10 MW e fra den 1. januar 2005 blev der samtidigt indført princippet om udbetaling af grundbeløb. Grundbeløb udbetales som 1/12 hver måned af et beløb beregnet ud fra produktionen i det bedste af årene 2001, 2002 eller Grundbeløbet indekseres desuden i forhold til spotprisen. Kraftvarmeværket skal være til rådighed for markedet for at kunne modtage grundbeløbet. Decentrale kraftvarmeværker, der sælger deres strøm på markedsvilkår, og som modtager pristillæg (grundbeløb) efter 58 i elloven, skal være driftsklare for at modtage det fulde grundbeløb. I dokumentet "Rådighed af decentral kraftvarme" af 5. april 2005 præciseres nærmere, hvad man forstår ved "driftsklar", hvordan udetid som følge af nedbrud eller havarier skal opgøres og indberettes, samt hvordan grundbeløbet reduceres i tilfælde af, at den tilladelige udetid overskrides. Dokumentet er udarbejdet af Elkraft System og Eltra og godkendt af Energistyrelsen den 12. april Dokumentet er tilgængeligt på Ny lovgivning og andre regler Decentral kraftvarme reguleres (opgjort pr. april 2005) af følgende regler: Gældende love og bekendtgørelser Lov nr. 493 af 9. juni 2004 om CO 2 -kvoter Lov nr. 494 af 9. juni 2004 om ændring af lov om elforsyning, lov om naturgasforsyning og lov om varmeforsyning (Sikring af uafhængighed i den overordnede infrastruktur, ændring af kapitalbegreber, privat ankenævn på energiområdet m.v.) Lov nr. 495 af 9. juni 2004 om ændring af lov om elforsyning og lov om varmeforsyning (Markedsovergang for miljøvenlig elektricitet, fremme af vindmølleudbygning, anvendelse af brændsler i kraftvarmeværker m.v.) Lovbekendtgørelse nr. 490 af 13. juni 2003 om tilskud til elproduktion Lovbekendtgørelse nr. 151 af 10. marts 2003 af lov om elforsyning Lov nr. 376 af 2. juni 1999 om CO 2 -kvoter for elproduktion Lovbekendtgørelse nr. 772 af 24. juli 2000 om varmeforsyning Lov nr. 3 af 3. januar 1992 om statstilskud til fremme af decentral kraftvarme og udnyttelse af biobrændsel (CO 2 -pakken) Lov nr. 4 af 3. januar 1992 om statstilskud til færdiggørelse af fjernvarmenet (CO 2 -pakken) Lov nr. 5 af 3. januar 1992 om statstilslkud til omstilling af ældre boliger til kraftvarme Lovbekendtgørelse nr. 130 af 27. februar 2003 af lov om naturgasforsyning Lovbekendtgørelse nr. 692 af 25. august 1999 om udnyttelse af vedvarende energikilder m.v. Redigeret Af særlig relevans for denne rapport er de nye afregningsregler for decentral kraftvarme, der fik virkning fra den 1. januar BEK. nr af 15/12/2004 (Gældende) se Bilag A. 36

37 Opstarten af PUDDEL Eltra's beslutning for projektmodel Ledelsen i Eltra (TEK) havde følgende grundlag for at træffe beslutning om at igangsætte projekt PUDDEL, i form af en projektbeskrivelse: Projektbeskrivelse: Pilotprojekt for decentral kraftvarme på markedsvilkår Notatet er en ajourført udgave i henhold til aftale på TEK-mødet den 23. februar Udviklingen siden december 2003, herunder forsinkelsen af en ny lovgivning for decentral kraftvarme på markedet, har, sammen med erfaringerne fra FDKV-projektet (Nørregaardprojektet) og Eltra's forslag til standard for kommunikation, afdækket behov for at gennemføre et pilotprojekt med revideret indhold. Projektet: Pilotprojekt til Udvikling og Demonstration af driftsstøtte- og kommunikationsværktøjer for Decentral Elproduktion i et Liberaliseret marked PUDDEL. Formål Projektet har til formål, at: Udvikle driftsstøtteværktøjer og kommunikationssystem til brug for de balanceansvarliges håndtering af decentrale kraftvarmeværker i regulerkraftmarkedet. Gennemføre dels en simuleret afprøvning af værktøjer og systemer og dels en testperiode med faktisk deltagelse i både spot- og regulerkraftmarkedet. Vurdere de decentrale kraftvarmeværkers mulighed for deltagelse i regulerkraftmarkedet. Projektfaser PUDDEL-projektet opdeles i fire faser: 1. En udviklingsfase, hvor standarder formuleres, styringsstrategier (driftsværktøjer), hardware og software udvikles 2. En testfase, hvor de nye værktøjer afprøves ved simuleret drift 3. En driftsfase under virkelig drift. Sættes i gang efter ny lovgivning er trådt i kraft 4. Projektet afsluttes med en slutrapport, som offentliggøres, og et åbent møde. Deltagerkreds Eltra inviterer de balanceansvarlige til at danne balanceansvarsgrupper med decentrale kraftvarmeværker. Værkerne skal være større end 2 MW e, og der kan højest være fem værker i hver balanceansvarsgruppe. Balanceansvarlige og værker i Jylland og på Fyn kan deltage. Hans Ravn engageres til at deltage i udvikling og afprøvning af driftsværktøjer. Eltra etablerer aftaler med de balanceansvarsgrupper, der tilmelder sig og opfylder Eltra's krav. Balanceansvarsgrupper vil kunne nøjes med at deltage i faserne 1 og 2, og der gives mulighed for omgrupperinger forud for fase 3. 37

38 Struktur Der etableres en egentlig projektledelse. TEK anmodes om at udpege Eltra's projektleder. Derudover deltager Hans Ravn, to repræsentanter fra hver gruppe af værker (f.eks. en med erfaring med kommunikation og en med erfaring med drift). Endelig deltager formændene for de to interne arbejdsgrupper i Eltra henholdsvis "Tele-it" og "Driftskontrol" i projektledelsen. Hans Ravn n. værk gruppe 2 rep. Eltra gruppe fmd. Tele-IT (HRI 1. værk gruppe 2 rep. Eltra projektleder 2. værk gruppe 2 rep. Eltra gruppe fmd. Drift-kontrol (BHE) PUDDEL-projektledelsen. To interne Eltra-arbejdsgrupper etableres. Grupperne har medlemskab af medarbejdere fra relevante afdelinger. Desuden er Eltra's projektleder med i begge grupper til koordinering. Grupperne har selvstændige formænd. Afdeling SD Afdeling SD Afdeling SK/SR Eltra gruppeleder (BHE) Afdeling DK Afdeling? Eltra gruppeleder (HRI) Afdeling AT Eltra projektleder Afdeling MD Eltra projektleder Afdeling TT En arbejdsgruppe for "Driftskontrol". En arbejdsgruppe for "Tele-it". Tidsplanen Det vil være hensigtsmæssigt at komme i gang med projektet hurtigst muligt, så fase 1 og eventuelt fase 2 kan være gennemført, når en ny lovgivning træder i kraft og åbner for gennemførelse af fase 3. Marts: Balanceansvarsgrupper dannes Alle balanceansvarlige og værker inviteres til at danne balanceansvarsgrupper, når Eltra har formuleret en anvisning og udsendt den i slutningen af marts. Det skal fremgå, at der er tale om en åben invitation, at Eltra kun betaler bidrag til udvikling og installation af værktøjer samt gennemførelse af den simulerede test. 38

39 Værkerne deltager i 3. fase for egen risiko. Der er krav om, at grupper består af højest fem værker med hver mindst 2 MW e. Det er herudover vigtigt, at balanceansvarsgrupperne er repræsenteret ved folk med viden om driftsstyring, algoritmer og kommunikation. April: Indgåelse af aftaler Der indgås aftaler med balanceansvarsgrupper om PUDDEL-projektkontrakt(er). Hans Ravn engageres til at være centralt placeret i projektet, så viden fra Ramløse EDB og PSO-projektet kan udnyttes. Med en projektleder vil Eltra stå i spidsen for projektet. Projektledelsen vil bestå af følgende: Eltra-projektlederen, Hans Ravn, lederen af Eltra's interne Tele-it-gruppe, lederen af Eltra's interne Driftskontrolgruppe og to repræsentanter fra hver gruppe af værker. Hos Eltra dannes to interne grupper (se illustration): o En Tele-it-gruppe under ledelse af HRI og med deltagelse fra afdelingerne TT, AI og SD. Desuden deltager Eltra's projektleder i gruppen. Gruppen har ansvar for udvikling af kommunikations- og it-delen af projektet. o En Driftskontrolgruppe under ledelse af BHE og med deltagelse fra afdelingerne SD, DK, MD, SK/SR. Desuden deltager Eltra's projektleder i gruppen. Gruppen har ansvar for udvikling af kommunikationsstandarder og vilkår for planhåndtering. Maj-juni-august: Udviklingsfase Udviklingsfasen omfatter udvikling af de it- og kommunikationsværktøjer, som skal til, for at den balanceansvarlige kan håndtere de deltagende værker. Målet er at udvikle værktøjer med fælles standarder, der gør det lettest muligt for flest mulige decentrale kraftvarmeværker at deltage i regulerkraftmarkedet. Eltra må bidrage aktivt ved formulering af standarder for såvel it- og kommunikation som driftsstrategier for decentrale værker. Hans Ravn deltager med erfaring og algoritmer for styring af værkerne. En del erfaringer fra FDKV-projektet kan genanvendes. FDKV-projektet havde afrapportering ved et arrangement hos Eltra den 24. marts September-oktober: Simuleret test Denne fase skal være velforberedt under udviklingsfasen, så de deltagende balanceansvarlige og værker får installeret relevant it- og kommunikationsudstyr. Særligt her kan erfaring fra FDKV-projektet være nyttigt. I denne fase skal der køres simuleret drift for at få alt hardware og software afprøvet. Da driften simuleres, kan den gennemføres, før en ny lovgivning er på plads og uden driftstab for de deltagende værker. En mere realistisk test kan gennemføres ved kun at lade deltagelsen i regulerkraftmarkedet være simuleret, det vil sige, når loven er trådt i kraft, og værkerne derfor allerede deltager i spotmarkedet! November-?: Driftsfase (når ny lovgivning er trådt i kraft) 4 Det skønnes tidligst at være fra den 1. november Lovforslaget er ikke fremsat endnu den 1. marts 2004, og Folketinget går på sommerpause lige op til Grundlovsdag. Forslaget skal have mindst 30 dages behandling i Folketinget. Der kan derfor nemt komme forsinkelser. Driftsfasen bør af hensyn til erfaringsgrundlag forløbe mindst to måneder, hvor de to måneder er "normalmåneder" uden for sommeren og julen. Alle balanceansvarsgrupper deltager i størst muligt omfang i regulerkraftmarkedet. 4 Hvis en ny lov først får virkning fra den 1. januar 2005, vil 3. fase først komme til den tid, og fase 2 kan forlænges, eller projektet være i hvile. 39

40 Afrapportering Betingelsen for støtte fra Eltra er, at der er fuld offentlighed om resultater. Der etableres en bred sammensat projektledelse på PUDDEL. Der sker løbende orientering, blandt andet via Eltra's hjemmeside. Slutrapporten fremlægges på et åbent møde og lægges på Eltra's hjemmeside. Det kan desuden forventes, at DFF vil benytte deres medlemsblad "Fjernvarmen" til at formidle viden fra projektet. De udviklede værktøjer stilles frit til rådighed for balanceansvarlige og værker. Kommunikation og it En Eltra-gruppe har på opfordring fra TEK udarbejdet et dokument om "Fremtidigt kommunikationssystem til decentrale enheder". I dokumentet beskrives en vision for, hvordan kommunikationssystemet til og fra decentral kraftvarmeproduktion skal designes i fremtiden (om fem år). Der er desuden en beskrivelse af en "overgangsfase". Overgangsfasen skal transformere nutidens smalle kommunikation mellem systemansvar, netselskaber og visse producenter over til en åben, bred kommunikationsvision, hvor store og små værker (helt ned til μ-k/v) kan koble sig på nettet og være online. Den foreslåede overgangsløsning handler blandt andet om: Gateway ved anlægget (IEC-104 eller XML til proprietær snit/parallel fortrådning), internet/vpn ved anlægget, midlertidig databeskrivelse og gateway hos netselskaber, produktionsbalanceansvarlige og Eltra. Eltra kan anvende PUDDEL-projektet til at få afprøvet nogle af de værktøjer, som vil være nødvendige i overgangsfasen. Det gælder både behovet for hardware på værker, hos balanceansvarlige og hos Eltra og behovet for nye softwareløsninger til styring af kommunikationen. I internationalt regi (f.eks. IEEE eller IEC) er der udarbejdet standarder, som kan afprøves, og de deltagende projektparter kan få afprøvet forskellige strategier for omfang af dataudveksling, driftskontrol og måledata. FDKV-projektet har afdækket, at der på de decentrale kraftvarmeværker er en meget bred vifte af styringer (SRO- og PLC-anlæg). Det har i FDKV-projektet vist sig, at opdatering, omprogrammering og verificering af disse anlæg har været både tidskrævende, besværligt og kostbart. PUDDEL-projektet kan arbejde videre med at formulere standarder og finde billigere og nemmere løsninger. Økonomi PUDDEL-projektet vil koste engagement, tidsforbrug for udvalgte Eltra-medarbejdere og direkte bevilling. Direkte omkostning, ud over tidsforbrug m.v. hos Eltra's medarbejdere, vil løbe op i 1,5 mio. kr. med én balanceansvarsgruppe og yderligere 1 mio. kr. for hver ekstra balanceansvarsgruppe. Bliver der op til fem balanceansvarsgrupper, vil Eltra få udgifter på op til 5,5-6 mio. kr. Et skøn er dog, at der ikke bliver tale om så mange balanceansvarsgrupper. Tidsforbrug Ud over at Eltra udpeger en projektleder, er der behov for, at medarbejdere fra følgende afdelinger bidrager successivt i arbejdet: AI, DK, MD, SD, SR/ SK og TT. De to interne Eltra-arbejdsgrupper (Tele-it og Driftskontrol) får brug for hver en gruppeleder (henholdsvis HRI og BHE). Den endelige bevilling til PUDDEL- projektet bør afvente tilbagemelding fra balanceansvarlige og værker. Først på det tidspunkt er der et realistisk billede af det samlede udgiftsbehov. Det blev besluttet af Eltra's ledelse (TEK) at igangsætte PUDDEL-projektet, og herefter blev der lavet en projektbeskrivelse. 40

41 PUDDEL kort projektbeskrivelse Den vestdanske udfordring Eltra har som TSO for Vestdanmark daglige udfordringer ved at holde balance i højspændingssystemet. Produktionsapparatet er i Vestdanmark fordelt på ca MW e centrale kraftværker, ca MW e decentrale kraftvarmeværker og ca MW vindkraft. Vindproduktionen kommer uplanlagt og er vanskelig at prognosticere præcist. Konsekvensen bliver ubalancer og behov for køb af op- og nedregulering. I 2003 købte Eltra 0,61 TWh opregulering og 0,58 TWh nedregulering. Som hovedregel er der kun en leverandør af regulerkraft i Vestdanmark, hvilket betyder, at der ikke sker en markedsafprøvning af prisen på regulerkraft. Det er derfor Eltra's ønske, at de decentrale værker også deltager i markedet for regulerkraft. Særligt i lyset af, at der i de kommende fem år vil ske en forøgelse af vindkraften i Vestdanmark med mindst 400 MW, er der behov for at få flere deltagere i regulerkraftmarkedet og markedet for reguleringsreserver. Med virkning fra 1. januar 2005 ophører 3-tidstariffen for de decentrale værker. For værkerne vil det være nemt at fortsætte en driftsform med fokus på varmeleverancen og så sælge elproduktionen på spotmarkedet. En sådan driftsform vil betyde, at der fortsat forekommer mange timer i året, hvor decentrale værker producerer el, der ikke er behov for som følge af megen vindkraft. Ud fra alle betragtninger vil det derfor være bedre, hvis de decentrale værker tilrettelægger deres produktion efter, hvornår der er brug for elproduktionen, og så lader varmekedler og akkumuleringstanke sikre tilstrækkelig fjernvarmeleverance. Foruden spotmarkedet er det vigtigt for Eltra, at værker, som har mulighed for det, deltager i regulerkraftmarkedet. I det marked er der som hovedregel bedre indtjeningsmuligheder end kun at deltage i spotmarkedet, når man ser på Vestdanmark. Deltagelse i regulerkraftmarkedet kræver, at man mindst byder 10 MW e ind, at aktørerne har døgnbemanding til at indsende opdaterede effektplaner for værker, og at der hver dag før driftsdøgnet udarbejdes en strategi for næste døgns drift. Forhold tilsiger, at man danner "klubber" af værker, der i samarbejde med produktionsbalanceansvarlige løser opgaven. PUDDEL-projektet PUDDEL-projektet har til formål at få udviklet og afprøvet de kommunikationsværktøjer, der er nødvendige for, at en gruppe af decentrale værker kan styres med fjernkontrol fra en balanceansvarlig. Desuden skal der etableres og afprøves kommunikationsveje for de effektplaner, der skal udveksles med Eltra. Ud fra en kommerciel strategi skal den balanceansvarlige udarbejde en plan hver dag for, hvorledes de tilknyttede værker skal køre i efterfølgende døgn. Hvor stort et varmebehov forventes? Hvordan bliver priserne i morgen? Hvor meget energi skal der sælges i spotmarkedet? Hvor meget skal tilbydes i regulerkraftmarkedet? Alle disse overvejelser er kommercielle, og dem blander Eltra sig ikke i. Eltra vil med PUDDEL-projektet skabe de minimumdriftsværktøjer og kommunikationsveje, der er nødvendige for at få etableret systemet. Eltra's mål er at få systemer udviklet, så flest mulige af de decentrale værker i Vestdanmark kan blive aktive deltagere i markedet for regulerkraft. Derved opnås en egentlig markedsplads, og der bliver ikke længere anvendt brændsler på elfremstilling i timer, hvor der ikke er noget behov. 41

42 PUDDEL-projektet inviterer alle værker >2 MW e til at danne balancegrupper med en balanceansvarlig. Grupperne kan bestå af op til fem værker med eleffekt på over 10 MW e. Eltra forventer, at der etableres 4-5 pilotgrupper. I perioden frem til september 2004 udvikles, installeres og afprøves de nødvendige it- og kommunikationsværktøjer. I perioden fra oktober til november 2004 testes alle forhold i simuleret drift. Værkerne vil fortsætte drift efter skabelonafregning. Den simulerede drift afsluttes den 1. december. Fra den 1. januar 2005 gælder en ny lovgivning. Derfor anvendes januar og februar til drift under rigtige forhold. Værkerne vil da i to typiske vintermåneder køre i rigtig kommerciel drift. Projektet afsluttes med en slutrapport i marts Vi håber, at denne rapport kan anbefale flest mulige at deltage i regulerkraftmarkedet og danne "klubber" med balanceansvarlige. De udviklede it- og kommunikationsværktøjer stilles til rådighed for branchen. PUDDEL-projektet gennemføres i forlængelse af et andet Eltra-projekt FDKV-projektet. I FDKV-projektet blev en særlig model for "klyngedrift" af 13 meget forskellige værker 30 kw e - 30 MW e afprøvet. En af konklusionerne var, at værkerne skal have en vis minimumstørrelse, for at det kan betale sig at ombygge til fjernkontrol. Desuden blev en række typer af værker udelukket fra markedet, da de ikke formår at være fuldt udreguleret på 15 minutter. For at kunne deltage i PUDDEL-projektet skulle de produktionsbalanceansvarlige (PBA) opfylde en række krav. Krav til produktionsansvarlige aktører Med udgangspunkt i "Krav til produktionsansvarlige aktører" er dette notat skrevet for at give en kort introduktion til emnet. Generelt Eltra er ansvarlig for balancen i det samlede vestdanske system og er forpligtiget til at handle systemubalancen så effektivt som muligt til gavn for alle aktører. For at kunne handle ubalancen optimalt er Eltra nødt til at have en idé om, hvor meget der skal handles. Dette kan kun gøres, hvis Eltra ved, hvad der vil blive produceret, forbrugt og udvekslet med udlandet, minut for minut frem i tid. Eltra's handel af systemubalancen afspejles direkte i op- og nedreguleringspriserne i balancemarkedet. Eltra er forpligtiget til at overholde aftalte krav om minimal ubalance mod vore nabosystemansvarlige. Specielt Eltra's "medlemskab" af UCTE stiller særlige krav til at holde balancen i eget system. Mod Tyskland må Eltra afvige 4 MWh pr. kvarter, eller hvad der svarer til 16 MW e i snit. En producent eller gruppe af producenter må i døgnet før driftsdøgnet træffe valg. 1. Hvor meget effekt vil der kunne bydes ind i markedet dagen efter? 2. Hvor stor en del af denne effekt skal bydes ind i spotmarkedet? 3. Hvor stor en del af effekten skal bydes ind i regulerkraftmarkedet? Disse valg er til dels kommercielle valg. Dog vil der være krav om, at den effekt, som bydes ind i regulerkraftmarkedet, skal være på mindst 10 MW e og kunne udreguleres både op og ned inden for 15 minutter. Elproduktion i regulerkraftmarkedet håndteres gennem en produktionsbalanceansvarlig virksomhed. Deltagelse i spotmarkedet er det nemmeste og kræver blot, at den indbudte effekt sælges (via et akkrediteret selskab) på den nordiske elbørs Nord Pool. 42

43 Deltagelse i markedet for regulerkraft stiller større krav, men honoreres også med en bedre afregningspris i forhold til spotpris. De to væsentligste krav ved at deltage er fremsendelse af en række planer og en døgnbemanding. Endelig skal den aftalte effekt leveres til tiden. Sker det ikke, er der et element af erstatningsbetaling. Kravet om forskellige planer og døgnbemanding er udløst af Eltra's pligt til konstant at have balance i det vestdanske elsystem. Værker, der ønsker at deltage i markedet for regulerkraft, skal indgå aftale med en produktionsbalanceansvarlig (PBA). Den balanceansvarlige er herefter ansvarlig i relation til Eltra og har herunder ansvaret for udveksling af alle nødvendige planer. Aktørplaner Aktørplanen skal indeholde time-energiplan opdelt på de produktionstyper, som aktøren er i besiddelse af. Den forventede produktion er et af de elementer, som er nødvendig, for at Eltra kan leve op til sine forpligtigelser som systemansvarlig. Derfor skal de produktionsbalanceansvarlige aktører til enhver tid oplyse Eltra om forventet drift af deres produktionsanlæg i form af 5-minutters-effektplaner, der også kaldes køreplaner. Første bud på forventet drift, effektplan, skal være Eltra i hænde senest en time efter deadline for aktørplaner. Beredskab Hvis en given aktør råder over andre produktionstyper end ikke-regulerbar vindkraft, stilles der krav om, at Eltra til enhver tid skal kunne komme i kontakt med en person hos den produktionsbalanceansvarlige aktør. Denne person kan være en produktionsvagt på et af aktørens anlæg. Denne person skal have overblik over de anlæg, som den produktionsbalanceansvarlige aktør er ansvarlig for. Kontaktpersonen skal være i stand til at indsende en revideret effektplan i overensstemmelse med forventet drift på samtlige af den produktionsbalanceansvarlige aktørs anlæg og anlægskategorier. Regulerkraft For at holde den fysiske balance i systemet aktiverer Eltra effektkraft hos udenlandske aktører og regulerkraft hos indenlandske aktører. Aktiveringen sker under hensyntagen til pris for reguleringen og overføringskapacitet i transmissionsnettet. Deltagelse i regulerkraftmarkedet er frivilligt for aktører, som ikke har forpligtiget sig til leverance af systemydelser og reserve. Et regulerkraftbud fra en aktør indeholder oplysninger om reguleringens størrelse (MW e ) og prisen for reguleringen (DKK/MWh) samt timen, som buddet tilbydes i. Mindste tilbud om regulering er 10 MW e op eller ned i en time. Bud kan indmeldes og/eller ændres op til en 30 minutter før driftstimen. For aktører, som har forpligtiget sig til systemydelser og reserve, skal første bud, der minimum svarer til reserveforpligtigelsen, dog indsendes til Eltra senest en time efter deadline for aktørplaner. I nogle tilfælde har Eltra brug for specialregulering. Specialregulering er en regulering, hvor Eltra vælger reguleringen ud fra indfødningspunktet i nettet. I disse tilfælde kan Eltra kun benytte sig af bud, hvor Eltra har kendskab til, hvilket indfødningspunkt der knytter sig til et bestemt bud. Med andre ord skal regulerkraftbud være geografisk inddelt for at komme i betragtning i disse tilfælde. 43

44 Regulerkraftbud Ved modtagelse af bud accepterer Eltra kun de bud, som er leveret senest 30 minutter før driftstimen. Igen regnet fra modtagelsestidspunktet. Aktivering af et regulerkraftbud til balance- og specialregulering vil ske ved, at Eltra afsender en DELFOR-meddelelse til aktøren i form af en 5-minutters-effektplan. Alle serier vil altid være en sum af alt, hvad Eltra har bestilt eller ønsker at bestille hos aktøren for det givne døgn. Kommunikation Aktørplaner og effektplaner leveres til Eltra i Ediel-meddelelser. Planer udveksles generelt med Ediel-meddelelsen DELFOR. Bud til regulerkraftmarkedet udveksles med Ediel-meddelelsen QUOTE. Herudover skal servicemeddelelserne APPERAK og CONTROL kunne håndteres. Afsendelse af en ny aktør-, effektplan samt regulerkraftbud erstatter alt det, der tidligere er indsendt for døgnet. En effektplan skal altid indsendes for et helt døgn. Delplaner accepteres ikke og vil blive afvist. Kommunikation af effektplan (køreplan) Kommunikationen af effektplaner mellem Eltra og de produktionsbalanceansvarlige er speciel vigtig og tidskritisk, derfor skal den være dubleret. Kommunikation skal foregå via FTP og sekundært med . Udveksling af onlinemålinger Eltra stiller onlinemålinger af produktion til rådighed for den relevante produktionsbalanceansvarlige aktør i det omfang, målinger haves. Målingerne kan leveres via ELCOM eller "semi online" som MSCONS i en flad tekstfil, som opdateres hvert 5. minut. Der kan efter ønske leveres et mindre pladskrævende format. Godkendelse Før en aktør kan blive godkendt som produktionsbalanceansvarlig aktør, skal aktøren gennemgå og bestå en test. Testen skal sikre, at formater og procedurer, herunder kommunikationsrutiner, kan leveres og gennemføres på sikker og tilfredsstillende vis. Afregning Dagen efter driftsdøgnet sender Eltra en DELFOR-meddelelser, der indeholder oplysninger om, hvilken effekt Eltra mener, der er bestilt, og hvor meget energi der skal afregnes og til hvilken pris, og om der er prissat ud fra marginalprisprincip eller middelprisprincip. Køreplan for igangsættelse af PUDDEL I Eltra blev der med afsæt i beslutningen om at igangsætte PUDDEL-projektet lagt nedenstående køreplan for at få projektet sat i gang. Det var vigtigt for Eltra at få igangsat projektet hurtigt, også selv om det betød, at PBA kun havde få dage til at danne balancegrupper. Det skulle dog vise sig, at der i branchen var meget stort engagement, og derfor blev der etableret hele 6 balancegrupper på rekordtid. Det var i første omgang vurderingen, at projektet kunne være afsluttet den 1. oktober 2004 hvis ny lovgivning havde været klar fra den dag. Men sådan gik det ikke i stedet blev den 1. januar 2005 den egentlige "sigte" dato for projektet. For at sikre optimal kommunikation med branchen blev de to organisationer DFF (nu Dansk Fjernvarme) og FDKV inviteret til at deltage i opstarten og løbende følge projektet. 44

45 Både Dansk Fjernvarme og FDKV har benyttet sig af en mulighed ved at invitere Eltra's medarbejdere til at komme med indlæg, om PUDDEL og decentral kraftvarme på markedet, på en lang række konferencer, møder og kurser. Eltra er tilfreds med de to brancheorganisationers velvilje og engagement. Projekt PUDDEL Pilotprojekt til Udvikling og Demonstration af driftstøtteværktøjer og kommunikationsværktøjer for Decentral Elproduktion i et Liberaliseret marked Invitation udsendes den 25. marts til: Alle blanceansvarlige, godkendt 1. maj 2004 Alle værker > 2 MW el effekt DFF og FDKV Informationsmøde den 21. april 2004, 10:00 12:00 hos Eltra Sidste frist for at ansøge om balance-grupper 1. maj 2004 Projektperiode frem til 1. oktober 2004 Eltra yder bidrag til deltagende værker og balanceansvarlige Eltra betaler for generel IT udvikling Hans Ravn deltager med erfaring fra tidligere PSO-projekter Slutrapport stilles til rådighed for hele branchen. 45

46 Informationsmødet den 21. april 2004 Eltra inviterede alle relevante værker (større end 2 MW e ), produktionsbalanceansvarlige, Elkraft System, Elsam, Elfor, DFF (nu Dansk Fjernvarme), FDKV, Energistyrelsen med flere til informationsmøde den 21. april Mødet blev en overvældende succes med over 100 deltagere. Den udsendte invitation lød således: Invitation til at deltage i Eltra's pilotprojekt PUDDEL I anledning af opstart af pilotprojekt PUDDEL afholdes der informationsmøde hos Eltra den 21. april 2004, kl. 10:00-12:00. Baggrunden for det nye pilotprojekt er, at de decentrale kraftvarmeværker med den kommende lovgivning ikke længere vil være prioriterede, og de får derfor mulighed for en anden driftsprofil end den hidtidige 3-tidstarif. Værkerne vil kunne byde deres elproduktion ind i det nordiske spotmarked. Der er desuden mulighed for at byde kapacitet ind i markedet for regulerkraft og levering af systemtjenester for det overordnede højspændingssystem. Eltra ønsker som systemansvarlig i Vestdanmark at få flest mulige ressourcer aktiveret i markedet. Det, at den megen vindkraft i Vestdanmark løbende skal balanceres, stiller særligt krav om reserver. Af hensyn til prisdannelsen for regulerkraft og systemtjenester ønsker Eltra at opnå flest mulige markedsdeltagere. Eltra har derfor besluttet at invitere produktionsbalanceansvarlige og alle værker større end 2 MW e til at deltage i pilotprojektet PUDDEL. Pilotprojektet har til formål at: Udvikle driftsstøtteværktøjer og et kommunikationssystem til brug for de produktionsbalanceansvarliges håndtering af decentrale kraftvarmeværker i regulerkraftmarkedet. Gennemføre først en simuleret afprøvning af værktøjer og systemer og dernæst en testperiode, hvor man deltager i både spot- og regulerkraftmarkedet. Vurdere de decentrale værkers mulighed for at deltage i regulerkraftmarkedet. Produktionsbalanceansvarlige godkendt pr. 1. maj 2004 inviteres til at danne balancegrupper på op til fem værker, der har minimum 10 MW e og maksimum 100 MW e tilsammen. Hver balancegruppe er repræsenteret i projektets ledelse. Eltra er projektleder, og i projektledelsen deltager også Hans Ravn (RAM-løse edb), som har erfaring fra tidligere PSO-projekter. Projektet har fået navnet PUDDEL (Pilotprojekt til Udvikling og Demonstration af driftsstøtteværktøjer og kommunikationsværktøjer for Decentral Elproduktion i et Liberaliseret marked). Projektet er opdelt i fire faser: 1. En udviklingsfase, hvor standarder formuleres, og styringsstrategier (driftsværktøjer), hardware og software udvikles. 2. En testfase, hvor de nye værktøjer afprøves ved simuleret drift. 3. En driftsfase under virkelig drift, der sættes i gang, efter den nye lovgivning er trådt i kraft. 4. Projektet afsluttes med en slutrapport, som offentliggøres, og et åbent møde. Tidsplanen for projektet er meget afhængig af, hvornår Folketinget vedtager en ny lovgivning på området. Det er imidlertid Eltra's intention at benytte tiden frem mod nye regler konstruktivt. Det er planen at gennemføre projektets fase 1 og 2, hvorefter værkerne og de produktionsbalanceansvarlige er klar til den virkelig drift under de nye regler. Faserne 1 og 2 gennemføres frem til den 1. november

47 Balancegrupperne kan efter ansøgning modtage F&U-bevilling hos Eltra for udviklings- og testfasen. Eltra vil yde et fast støttebeløb til hvert værk og hver balanceansvarlig til hel- eller delvis dækning af omkostninger for tilpasning. Målet er at få etableret styring af værker fra de produktionsbalanceansvarlige samt kommunikation til Eltra. Eltra betaler desuden for udviklingen af overordnet it-software i projektet. Det forventes dog, at de værker og produktionsbalanceansvarlige, der deltager, selv deltager med arbejdskraft og dele af udviklingsomkostningerne. I den virkelige drift (fase 3), når en ny lovgivning gælder, vil værkerne deltage uden finansiel godtgørelse fra Eltra. Det skal understreges, at resultater og værktøjer fra projektet vil blive stillet frit til rådighed for hele branchen i form af en slutrapport. Udbyttet for deltagerkredsen er at få udviklet nye værktøjer og opnå erfaring, der kan blive værdifuld i en kommende markedsdeltagelse. Plancher fra informationsmødet: Informationsmøde for PUDDEL projektet v/kim Behnke, Eltra [email protected] PUDDEL projektet Program for informationsmødet 21. april :00 10:20 Velkomst og baggrund for PUDDEL projektet (Peter Jørgensen) 10:20 10:40 Gennemgang af PUDDEL projektet (Kim Behnke) 10:40 11:05 Driftskontrol i regulerkraft markedet (Bo Hesselbæk) 11:05 11:30 Kommunikation med decentrale værker (Henrik Riis) 11:30 11:45 PSO projektet Optimal drift af prioriterede anlæg (Hans Ravn) 11:45 12:00 Igangsætning af PUDDEL projektet (Kim Behnke) 12:00 13:00 Frokost Spørgsmål besvares efter hvert indlæg 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet PUDDEL projektet Formål med PUDDEL projektet: At udvikle driftsstøtteværktøjer og kommunikationssystemer til brug for de produktionsbalanceansvarliges (PBA) håndtering af decentrale kraftvarmeværker i regulerkraftmarkedet. At gennemføre dels en simuleret afprøvning af værktøjer og systemer og dels en testperiode med faktisk deltagelse både i spot- og regulerkraftmarkedet. At vurdere de decentrale kraftvarmeværkers mulighed for deltagelse i regulerkraftmarkedet. 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet PUDDEL projektet Tidsplan for PUDDEL projektet: 1. maj: Ansøgningsfrist for at deltage i projektet 12. maj: Første møde i projektledelsen Maj sep.: Udviklingsfasen Okt. nov.: Simuleret drift 30. nov.: Klar til drift i markedet fra 1. januar 2005 Jan. feb.: Drift med deltagelse i spot- og regulerkraftmarkederne Marts 2005: Slutrapport præsenteres. Hans Ravn Eltra projektgruppe TELE - IT Balancegruppe A PUDDEL projektet Eltra styregruppe PUDDEL projektledelse Balancegruppe B Eltra projektgruppe DRIFT KONTROL Balancegruppe C 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet 47

48 PUDDEL projektet Organisering af PUDDEL projektet 1: Projektledelsen er ansvarlig for gennemførelsen af projektet I projektledelsen har Eltra tre repræsentanter Projektlederen (Kim Behnke) Leder af projektgruppe Driftskontrol (Bo Hesselbæk) Leder af projektgruppe Tele-IT (Henrik Riis) Hans Ravn har plads i projektledelsen som faglig konsulent Hver balancegruppe har to pladser i projektledelsen Projektledelsen holder fællesmøde ca. hver måned Organisering af PUDDEL projektet 2: > 2 MW SRO PLC Værk område Kommunikation PUDDEL projektet Tele system Projekt område PBA er Netselskaberne 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet PUDDEL projektet Krav til deltagerne i PUDDEL projektet: Balancegrupper bestående af op til 5 værker Balancegrupper på mindst 10 MW eleffekt. Værkerne skal kunne op/ned-regulere indmeldt effekt på max. 15 min. Anlæg for procesenergi, affald og biomasse er normalt ikke interessante Gasmotorer har normalt ingen problemer med at deltage Gasturbiner og Combined Cycle anlæg kan have relativt store omkostninger ved kort op/ned-reguleringstid. Det er i den sidste ende op til den enkelte anlægsejer om deltagelse er interessant. Aktiv deltagelse i projektledelsen og udviklingsfasen. En PBA og et værk kan kun deltage i en balancegruppe. Økonomi i PUDDEL projektet 1: PUDDEL projektet kr. tilskud fra Eltra til hver PBA. Udgifter derudover, herunder tidsforbrug betaler de PBA selv kr. tilskud fra Eltra til hvert deltagende værk. Udgifter derudover, herunder tidsforbrug betaler værkerne selv. Eltra betaler for opsætning af kommunikationsenhed på værkerne. Efter endt projekt kan værkerne beholde opsat udstyr uden beregning. Eltra betaler for udvikling af generel software og styreværktøjer. Udviklede værktøjer og systemer stilles frit til rådighed efter endt projekt Eltra er vært for møder i projektledelsen. Der ydes ikke rejsegodtgørelse og lignende. Eltra sørger for publicering af slutrapport på og på cd-rom. 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet Økonomi i PUDDEL projektet 2: PUDDEL projektet De deltagende værker fortsætter hidtidig drift frem til 1. januar Under simuleringsfasen (okt.-nov.) testes alt hardware og software samt planhåndtering i simulerede forsøg. Der er ikke krav om døgnbemanding i simuleringsfasen. Værker kan få driftsforstyrelser når SRO/PLC udstyr skal opgraderes. Herunder når fjernkontrol af anlæg skal testes. Eltra yder ikke kompensation. Fra 1. januar 2005 deltagende værker og PBA i regulerkraftmarkedet, med mindre projektet har godtgjort at det ikke er rentabelt. I markedsdeltagelsen afgøres omfang og strategi for drift individuelt. Eltra foretager ingen finansiel afdækning. Deltagende værker og PBA afgør individuelt om de balancegrupper, der har fungeret under projektet skal fortsætte. Opstart af PUDDEL projektet: PUDDEL projektet Ansøgninger udfyldes og skal være Eltra i hænde senest den 1. maj kl. 12. Eltra afgør om en ansøgning kan godkendes. Godkendte balancegrupper inviteres til første projektledelsesmøde den 12. maj hos Eltra balancegruppen vælger selv sine to repræsentanter. Produktionsbalanceansvarlig (PBA) i Vestdanmark pr. 1. maj 2004: Firmanavn: Adresse: Decentralt kraftvarmeværk: Værk 1: Postnr. By: Navn: Telefon: Adresse: Postnr. By: Telefon: Kontaktperson: Kontaktperson: Værk type Brændsel MW el effekt Anlæg id (GSRN) 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april 2004 Central lastfordeling og lille decentral andel Baggrund for projektet. Fra central lastfordeling til marked og fra få til mange produktionsanlæg Deltagelse i spot- og regulerkraftmarkederne Peter Jørgensen Markedschef, Eltra Centralt styret lastfordeling efter marginalomkostninger Centralt styret udlandshandel Decentrale kraftvarmeværker efter 3-tidstarif og varmebehov Vindmøller efter vejret Med beskeden decentral andel kunne systembalance og optimal lastfordeling opretholdes 21. april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april

49 Fra få til mange produktionsanlæg - i og uden for markedet 1000 MW Værdien af el - bestemt af både tekniske og organisatoriske rammer MW MW Pris Prioriteret Produktion Kommerciel Produktion Udbud 3000 Efterspørgsel Elforbrug MW Marked Ej marked Manglende sammenhæng Dårlig systemudnyttelse 1200 MW Elforbrug MW Centrale kraftværker 3000 MW Dec. kraftværker (ca. 700) 1500 MW Vindmøller (ca. 5000) 2300 MW MWh Spotpris = Aktuel værdi af el i området 21. april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april 2004 PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april 2004, Eltra Planer, målinger og balanceansvar Baggrund for projektet. Fra central lastfordeling til marked og fra få til mange produktionsanlæg Deltagelse i spot- og regulerkraftmarkederne Balanceansvarlige sender AKTØRPLANER til systemansvaret 15:00 HANDEL DRIFT Driftsdøgnet Netselskaber sender MÅLEDATA til systemansvaret 10:00 AFREGNING Systemansvaret opretholder fysisk balance v.h.a. REGULERKRAFT Systemansvaret udsender BALANCEAFREGNINGER til de balanceansvarlige Balanceansvar er finansielt 21. april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april 2004 Spotmarked og bilateral handel - aktørernes fysiske handel forud for driftsdøgnet Regulerkraftmarked - systemansvarets fysiske handel i driftsdøgnet Bilateral handel inden for prisområdet Auktionsresultat mod Tyskland og kapaciteter mod Norden Bud til Nord Pool Spot Nord Pool Spot udsender resultat Dagen før driftsdøgnet Aktørplaner til systemansvar -10:00 12:00 13:30 15:00 Afvigelser fra aktørplaner afregnes som ubalancer Driftsdøgn Aktørplan til systemansvar 15:00 Effektplan til systemansvar 16:00 Regulerkraftbud til systemansvar indtil 30 min. før driftstime Effektplaner opdateres ved ændringer > 25 MW Systemansvar beordrer regulerkraft Aktør kvitterer med effektplan Regulering inden for 15 min. Driftsdøgn TIME HANDEL DRIFT HANDEL DRIFT 21. april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april 2004 Afregningsprincipper for produktion Spot og bilateral handel i henhold til indgåede handler dvs. uafhængigt af faktisk drift Regulerkraft i henhold til beordret regulering dvs. uafhængigt af faktisk drift pay as bid /marginalpris afhængig af aktuelle konkurrenceforhold Afvigelser mellem planer og faktisk drift afregnes i balancemarked Eltra kan desuden sikre tilstedeværelsen af tilstrækkelige reguleringsreserver ved køb af optioner. Eltra s køb af optioner på reguleringsreserver Eltra betaler producenter for at afgive bud på regulerkraft i alle timer. Køb i december 2003: Manuel reguleringsreserve i 1. kvartal 2004: 370 MW op: Fast betaling 47,3 mio. kr ~ kr/mw pr. md. 300 MW ned: Fast betaling 9,9 mio. kr ~ kr/mw pr. md. Energibetaling givet af regulerkraftmarkedet Køb i marts 2004: Manuel reguleringsreserve i april forhandles pt. Køb gennemføres ved EU-udbud 21. april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april

50 Produktions-balanceansvarliges roller Resumè Decentrale kraftvarmeværker på markedsvilkår Balanceansvarlig A Kommunikation, afregning og eventuelt styring Salg i markedet Balanceansvarlig B Levering af regulerkraft Balanceansvarlig C Balanceafregning Den planlagte produktion afsættes bilateralt eller i spotmarkedet forud for driftsdøgnet Anlæg med hensigtsmæssige tekniske og økonomiske egenskaber deltager desuden i regulerkraftmarkedet Balanceansvarlige aktører varetager den markedsmæssige håndtering af anlæggene det forudsætter bl.a. driftstøtteværktøjer og kommunikationssystem Marked Systemansvar PUDDEL-projektet hjælper processen i gang! 21. april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april april 2004/PEJ Dok.nr PUDDEL-projektet, Informationsmøde 21. april 2004 Driftskontrol i regulerkraft markedet Temaer Driftskontrol i regulerkraft markedet v/bo Hesselbæk afdeling Systemdesign Eltra s balanceopgave Informationsflow Før driftsdøgnet I driftsdøgnet Regulering via kraftvarmeværker Regulerkraftbud Hvor hurtigt skal der reguleres? Regulerkraftafregning Spørgsmål 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet PUDDEL projektet Hvad fokuseres der på i denne præsentation? Eltra s balanceopgave - en analogi Import > 2 MW SRO PLC Værk område Kommunikation Tele system Projekt område PBA er Netselskaberne Vandstanden skal holdes konstant Spanden må ikke løbe over & den må heller ikke mangle vand Eltra opregulerer vandtilførselen, hvis der forudsiges større afledning end tilførsel. ved køb i eget område eller i udlandet. Eltra nedregulerer vandtilførselen, hvis der forudsiges mindre afledning end tilførsel. ved salg i eget område eller i udlandet Eksport Regulerbar produktion 10L Elsystemet Ikke-regulerbar produktion Forbrug 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet 3000 Eltra s balanceopgave Systemubalancen, elementerne 500 Eltra s balanceopgave Systembalancen, forventet [MW] Hvordan ser det ud for det rigtige elsystem [MW] :00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 Prognose, belastning Prognose, decentral KV Prognose, vind Planlagt, produktion Planlagt, udveksling Forventet systemubalance Forventet systemubalance 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet 50

51 Eltra s balanceopgave spørgsmål og svar Informationsflow Aktør-, driftsplaner og regulerkraft Hvorfor regulerkraftmarkedet? For at sikre at der er regulerreserver nok! Ønsker konkurrence på regulerkraftmarkedet Hvorfor vil Eltra have effektplaner? Markedet fører til et mere uforudsigeligt driftsmønster Minimering af automatisk reguleringsreserve Krav om maksimal ubalance overfor E.ON Netz 4 MWh pr. kvarter ( 16 MW) Hvilke informationer udveksles mellem Kraftvarmeværker og produktionsbalanceansvarlig Produktionsbalanceansvarlig og Eltra Hvad er sammenhængen mellem aktørplaner, driftsplaner og regulerkraftbud? Jo bedre overblik, jo mere effektivt kan nettet drives! 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet Informationsflow dagen før driftsdøgnet Informationsflow Aktør- og driftsplan Kraftvarme værker Produktions balanceansvarlig aktørplan driftsplan regulerkraftbud ELTRA Aktørplan Indeholder de handler, som aktøren har indgået for kommende døgn (MWh/h) Danner grundlag for aktørens balanceafregning plan holdes op mod måling Driftsplan Varmebehov, akkumuleringstank, vejrudsigten, spotmarkedet mm. Kontrol af aktørplaner og driftsplan Driftsplaner er 5 minutters effektplaner for Produktion Maksimal og minimal mulig produktion Produktion > 25 MW i separate tidsserier Produktion < 25 MW summeres i områder Nord Midt Syd Øst 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet Informationsflow i driftsdøgnet Regulering via kraftvarmeværker Regulerkraftbud Kraftvarme værker Varmebehov, akkumuleringstank, priser, salg på spotmarkedet (nuværende produktionsplan), vejrudsigten.. Produktions balanceansvarlig regulerkraftbud driftsplan driftsplan regulerkraftbud regulerkraftbestilling regulerkraftbestilling driftsplan regulerkraftbud ELTRA Kontrol af systembalancen. Køb/salg af regulerkraft Hvad er regulerkraftbud? Minimum bud på 10 MW Timebasis Bud må ændres indtil en halv time før driftstimen Geografisk inddeling, valgfri Ikke inddelt, bud vil kun komme i betragtning hvis reguleringsbehov ikke er geografisk afhængig (flaskehals). Inddelt, bud vil også komme i betragtning hvis reguleringsbehov er geografisk afhængig, specialregulering 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet Regulering via kraftvarmeværker Regulerkraftaktivering Regulerkraftafregning fra 1. januar 2005 Hvor hurtig skal regulering være? 5 minutter til kommunikation regulering over 10 minutter eller 5 minutter. Bestilling fra Eltra Regulering påbegyndes Kommunikation Tilladt reguleringsperiode og håndtering minutter Hvordan afregnes regulerkraft? Daglig afstemning mellem Eltra og aktør Afregning hver måned med balanceafregningen Time Aktør plan Reguler plan Målt Ubalance Afregnes i balancemarked Salg af 3 MWh til nedreg. pris Salg af 5 MWh til nedreg. pris Køb af 5 MWh til opreg. pris -- Salg af 7 MWh til nedreg. pris Køb af 1 MWh til opreg. pris 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet 51

52 Spørgsmål til driftsplanhåndtering Baggrundsmateriale Krav til produktionsbalanceansvarlige aktører læs let Udkast til Krav til produktionsbalanceansvarlige på Eltra s hjemmeside i uge 18 Yderligere spørgsmål kan stilles til: Poul Mortensen [email protected] Bo Hesselbæk [email protected] 21. april 2004/PMO-BHE Dok.nr PUDDEL, Driftskontrol i regulerkraftmarkedet Eltra Telekommunikation Eltra Telekommunikation Specifikation, anlæg og drift af Telekommunikationssystemer Lysledernet LAN og WAN Telefoni (offentligt og eget net) Udlejningsforretning Radio kæde Internet, Electronic Highway Fjernkontrol i stationer på Eltra Mere realisering end teori! 15. april dok Henrik Riis 2 PUDDEL kommunikation, møde 21/ april dok Henrik Riis 3 PUDDEL kommunikation, møde 21/4-04 Eltra Telekommunikation Backbone- og accessnet Samarbejde med transmissions- og netselskaber Vision om fælles IP net for dansk elforsyning > 2 MW SRO PLC Værk område PUDDEL projektet Hvad fokuseres der på i denne præsentation? PBA er Kommunikation Tele system Netselskaberne Projekt område 15. april dok Henrik Riis 4 PUDDEL kommunikation, møde 21/ april dok Henrik Riis 5 PUDDEL kommunikation, møde 21/4-04 Trend for proceskontrol i elforsyningen PUDDEL: IT og Telekommunikation Fra central dataopsamling til distribuerede systemer intelligente felter i stationer frekvensaflastning vind decentrale Teknologiskift! PUDDEL telekommunikation har 2 spor Markedskommunikation (Elbørs)-PBA-Eltra Styring og overvågning ( online data ) 1 dataserver: Det decentrale anlæg 3 klienter: Balanceansvarlig, Eltra og netselskab Styre, måle, melde Netværkssikkerhed Datasikkerhed sikkerhed mod uønskede kommandoer sikkerhed mod uautoriseret læsning af data Fremtidssikring Minimum latenstid? Dataomfang=? PBA er 15. april dok Henrik Riis 6 PUDDEL kommunikation, møde 21/ april dok Henrik Riis 7 PUDDEL kommunikation, møde 21/

53 PUDDEL: IT og Telekommunikation PUDDEL: IT og Telekommunikation De traditionelle løsninger Central server eller datakoncentratorer på APL, Tekniknet, radio, Hvorfor vælge noget andet? Skalerbarhed (antal steder, dataomfang, hastighedskrav) Digital konvergens og kompatibilitet Data ved kilden pålidelighed organisatorisk frihed netværkssikkerhed og datasikkerhed 15. april dok Henrik Riis 8 PUDDEL kommunikation, møde 21/ april dok Henrik Riis 9 PUDDEL kommunikation, møde 21/4-04 PUDDEL: IT og Telekommunikation PUDDEL: IT og Telekommunikation Om visionen Basis: IEC61850 IP XML Objekter Vindkraft: IEC Decentrale: IEC62350 IEC møde 1: 27/4-03 Eltra deltagelse Begrænsninger Endnu ingen produkter som er hyldevare Tidsrammen er 2004! Det skal virke i praksis 15. april dok Henrik Riis 10 PUDDEL kommunikation, møde 21/ april dok Henrik Riis 11 PUDDEL kommunikation, møde 21/4-04 PUDDEL: IT og Telekommunikation PUDDEL: IT og Telekommunikation Om projektet IEC-104 Internet VPN/MPLS RTU løsning hårdt fortrådet Gateway Prod.bal snitflade skal besluttes enkel HMI Gateway Eltra & netselskab fjernkontrolanlæg 15. april dok Henrik Riis 12 PUDDEL kommunikation, møde 21/ april dok Henrik Riis 13 PUDDEL kommunikation, møde 21/4-04 PUDDEL: IT og Telekommunikation Hvor langt lander vi fra målet? Nye og gamle anlæg kan anvende samme netværk Eventuel overgang fra offentligt til privat net kan ske successivt Klient gateways skal opgraderes for håndtering af begge protokoller Fremtidige anlæg behøver ikke RTU en 15. april dok Henrik Riis 14 PUDDEL kommunikation, møde 21/

54 Invitation til deltagelse Efter informationsmødet den 21. april 2004 fik de balanceansvarlige tiden frem til den 1. maj 2004 til at ansøge om deltagelse i PUDDEL-projektet. På dette tidspunkt var der godkendt seks produktionsbalanceansvarlige virksomheder i Vestdanmark. Ansøgningen om deltagelse havde følgende ordlyd: Ansøgning om deltagelse i PUDDEL-projektet Dette er en ansøgning om godkendelse af en balancegruppe i Eltra's PUDDEL-projekt Ansøgningen skal være hos Eltra senest den 1. maj 2004, kl. 12:00. Eltra afgør, om en ansøgning kan imødekommes. En balancegruppe består af en produktionsbalanceansvarlig (PBA), der er godkendt af Eltra senest den 1. maj 2004 samt op til fem decentrale kraftvarmeværker (værk) med en effekt på tilsammen mindst 10 MW e. PUDDEL-projektet er beskrevet i invitationen til informationsmødet den 21. april 2004, dok.nr , og oplyst på samme informationsmøde. PUDDEL-projektet ledes af Eltra. Hver balancegruppe får to pladser i projektledelsen. Det forventes, at balancegrupper deltager aktivt. Projektet er opdelt i fire faser. I faserne 1 og 2 arbejdes der sammen i projektledelsen om udvikling og afprøvning af værktøjer og kommunikationssystemer. I fase 3 deltager PBA'er og værker i virkelig drift i markedet. Fase 3 er ikke obligatorisk, hvis det i projektledelsen godtgøres, at det økonomiske grundlag er ugunstigt. Balancegrupperne kan ændres efter fase 2. I fase 4 afrapporteres projektet. Eltra yder et engangsbeløb på kr. til hver PBA og et engangsbeløb på kr. til hvert deltagende værk. Derudover betaler Eltra for udvikling af generelle værktøjer og kommunikationssystemer, herunder opsætning af en kommunikationsenhed på hvert værk. Omkostninger ved projektdeltagelsen ud over dette afholdes af deltagerne selv. I projektets fase 3, med drift i markedet for både spot og regulerkraft, deltager værker og PBA med egen kommerciel strategi og uden finansiel afdækning fra Eltra. Deltagende værker må regne med driftsforstyrrelser under afprøvning af fjernkontrol m.v. Eltra påtager sig ikke noget ansvar i den anledning eller yder nogen kompensation. Ved projektets afslutning kan deltagende værker beholde det kommunikationsudstyr, der er installeret. Efter projektets afslutning påtager Eltra sig ikke noget ansvar eller nogen serviceforpligtelse i relation til udstyr, der indgår i projektet. De generelle driftsstøtteværktøjer, edb-software, kommunikationssystemer og lignende, som udvikles i projektet, vil blive stillet til rådighed for tredjepart uden vederlag, men også uden, at Eltra i den anledning påtager sig noget ansvar for efterfølgende anvendelse af disse komponenter. Følgende balancegruppe er dannet med henblik på deltagelse i PUDDEL-projektet: Produktionsbalanceansvarlig (PBA) i Vestdanmark pr. 1. maj 2004: Firmanavn: Adresse: Postnr. + by: Telefon: Kontaktperson: Decentralt kraftvarmeværk: Værk 1, 2, 3, 4 og op til 5: Navn: Adresse: Postnr. + by: Telefon: 54

55 Kontaktperson: Værktype: Brændsel: MW eleffekt: Værk id (GSRN) Deltagerne i PUDDEL Ved udløbet af ansøgningsfristen den 1. maj 2004 havde Eltra modtaget ansøgning fra seks balanceansvarlige PBA'er, der alle havde dannet balancegrupper med fem decentrale kraftvarmeværker. Den 5. maj 2004 orienterede Eltra de to brancheorganisationer DFF og FDKV om ansøgningerne og Eltra's godkendelse af samtlige ansøgere. Samme dag blev alle seks balancegrupper budt velkommen i PUDDEL-projektet. Eltra havde forventet fire balancegrupper, håbet på fem og var meget tilfreds med, at hele seks grupper blev etableret med hele 30 værker bag. Liste over ansøgninger fra balancegrupper, der ønsker at være med i PUDDEL-projektet: Gruppe A Navn: Person MWe Noter PBA Energi Danmark Jesper Tronborg Jensen 40,1 Værk 1 Brødrene Hartmann Søren Styrbak 14,4 N-Gasturbine Værk 2 Bramming Fjernvarme Steen Thøgersen 9,6 N-Gasmotor Værk 3 Fællingaard Varmeforsyning Kaj Nielsen 8,4 N-Gasmotor Værk 4 Gartneriet Knud Jepsen Kim Pedersen 5 N-Gasmotor Værk 5 Nr. Nissum Kraftvarmeværk Flemming Jensen 2,7 N-Gasmotor Gruppe B Navn: Person MWe Noter PBA DONG Jesper Pedersen 48,91 Værk 1 Skagen Varmeværk Jan Diget 12,9 N-Gasmotor Værk 2 Ribe Fjernvarme Bjarne Buelund 10,25 N+B-Gasmotor Værk 3 Løgstør Fjernvarmeværk Per Rasmussen 7,7 N-Gasmotor+biomasse Værk 4 Jelling Kraftvarmeværk Bent Pedersen 6,06 N-Gasmotor Værk 5 Bjerringbro Kraftvarmeværk Mogens Brix Jacobsen 12 N-Gasmotor Gruppe C Navn: Person MWe Noter PBA Nordjysk Elhandel Bo Lynge Rydahl 42,3 Værk 1 Sindal Varmeforsyning Johnny Andersen 5,75 N-Gasmotor Værk 2 Brovst Fjernvarme Niels Hansen 6,2 N-Gasmotor Værk 3 Ringe Fjernvarmselskab Kurt Pedersen 8,1 N-Gasmotor Værk 4 Svendborg Kraftvarmeværk Niels Christian Hansen 16,5 N-Gasmotor Værk 5 Bogense Forsyningsselskab Peter Lind 5,75 N-Gasmotor Gruppe D Navn: Person MWe Noter PBA Decentral Energihandel Erik Nørregaard Hansen 49,1 Værk 1 Maricogen Knud Timm-Andersen 29 N-Gasturbine Værk 2 Gartneriet Hjortebjerg Steen Thomsen 4 N-Gasmotor Værk 3 Danfoss H.C. Nielsen 4,3 N-Gasmotor Værk 4 Ørnhøj-Grønbæk KV Flemming Iversen 2,0 N-Gasmotor Værk 5 Dragsbæk Maltfabrik Vagn Nielsen 9,8 N-Gasmotor Gruppe E Navn: Person MWe Noter PBA Scanenergi Niels Ringtved 45,12 Værk 1 Vildbjerg Varmeværk Søren Skærbæk 6,1 N-Gasmotor Værk 2 Videbæk Energiforsyning Ib Melsen 9,0 N-Gasmotor Værk 3 GEV Varme Bent Overgaard Pedersen 19 Dualfuel-motor Værk 4 Brædstrup Totalenergi Per Kristensen 6,12 N-Gasmotor Værk 5 Arla Foods Hoco Poul Erik Madsen 4,9 N-Gasturbine 55

56 Gruppe F Navn: Person MWe Noter PBA Markedskraft Nis Kjær 159 Værk 1 Billund Varmeværk Kim Selch 10,6 N-Gasmotor Værk 2 Sæby Varmeværk J. Holm 12 N-Gasmotor Værk 3 Brønderslev KVværk Thorsten Djernæs 21,4 N-Gasmotor Værk 4 Viborg Kraftvarme Christian Hagelskjær 55 Combined Cycle Værk 5 Hjørring Kraftvarmeværk Niels Jørgen Bæk 60 Combined Cycle Økonomien i PUDDEL PUDDEL-projektet blev gennemført som et projekt støttet af Eltra og med bidrag af egenfinansiering fra både PBA og deltagende værker. PBA Værker Eltra Modtager kr. fra Eltra. Modtager pc med PUDDEL-software fra Eltra. Betaler selv for øvrige it-udgifter. Bidrager med arbejdsindsats. Modtager kr. fra Eltra. Modtager RTU-enhed fra Eltra. Betaler selv for øvrige installationsomkostninger. Bidrager med arbejdsindsats. Betaler for udvikling af PUDDEL-software. Betaler for etableringen af kommunikation. Bidrager med arbejdsindsats. Når projektet er afsluttet, overtager PBA og værker de udleverede komponenter, netværk og software. Eltra har herefter ingen serviceforpligtelser over for komponenter, netværk og software. PUDDEL-softwaren stilles i øvrigt frit til rådighed, når projektet er afsluttet. Eltra's budget for PUDDEL-projektet, ekskl. intern arbejdstid er på ca. 4,8 mio. kr. Organisering af projektet PUDDEL-projektet blev organiseret i en projektstruktur som illustreret herunder: Hans Ravn Eltra projektgruppe TELE - IT Balancegruppe A PUDDEL-projektet Eltra styregruppe PUDDEL projektledelse Balancegruppe B EURISCO Eltra projektgruppe DRIFT KONTROL Balancegruppe C Balancegruppe D Balancegruppe E Balancegruppe F PUDDEL-projektet er organiseret med Projektledelsen som omdrejningspunktet. Eltra har en styregruppe, der blandt andet står for bevillinger og overordnet tilsagn. Fra Eltra deltager desuden medarbejdere fra Tele-afdelingen og Systemdesign. Hver balancegruppe har to medlemmer af projektledelsen. Fra balancegrupperne kan personer med særlig teknisk viden endvidere deltage som bisiddere. Endelig deltager Hans Ravn og EURISCO i projektledelsen. Kim Behnke fra Eltra er projektleder. Projektledelsen fik udarbejdet en projektbeskrivelse og en arbejdsplan. PUDDEL Projektbeskrivelse til projektledelsen Pilotprojekt for decentral kraftvarme på markedsvilkår Projektet: Pilotprojekt til Udvikling og Demonstration af driftsstøtte- og kommunikationsværktøjer for Decentral Elproduktion i et Liberaliseret marked PUDDEL. 56

57 Formål Projektet har til formål at: Udvikle driftsstøtteværktøjer og kommunikationssystem til brug for de balanceansvarliges håndtering af decentrale kraftvarmeværker i regulerkraftmarkedet. Gennemføre dels en simuleret afprøvning af værktøjer og systemer og dels en testperiode med faktisk deltagelse i både spot- og regulerkraftmarkedet. Vurdere de decentrale kraftvarmeværkers mulighed for deltagelse i regulerkraftmarkedet. Projektfaser PUDDEL-projektet opdeles i fire faser: 1. En udviklingsfase, hvor standarder formuleres, styringsstrategier (driftsværktøjer), hardware og software udvikles 2. En testfase, hvor de nye værktøjer afprøves ved simuleret drift 3. En driftsfase under virkelig drift. Sættes i gang, efter ny lovgivning er trådt i kraft 4. Projektet afsluttes med en slutrapport, som offentliggøres, og et åbent møde. Deltagerkreds Eltra inviterer de produktionsbalanceansvarlige (PBA) til at danne balancegrupper med decentrale kraftvarmeværker. Værkerne skal være større end 2 MW e, og der kan højest være fem værker i hver PBAgruppe. Balanceansvarlige og værker i Jylland og på Fyn kan deltage. Hans Ravn engageres til at deltage i udvikling og afprøvning af driftsværktøjer. Desuden deltager firmaet EURISCO fra forskerparken i Odense med udvikling af standardsoftware. Eltra laver aftaler med de balancegrupper, der tilmelder sig, og som opfylder Eltra's krav. Balancegrupper forventes at deltage i alle faser dog så faserne 1 og 2 er obligatoriske, mens fase 3-deltagelsen kan suspenderes, hvis det i projektledelsen godtgøres, at deltagelse vil medføre tab. Der gives mulighed for omgrupperinger forud for fase 3. I fase 4 skrives en slutrapport, og denne præsenteres på en konference. Struktur Der etableres en egentlig projektledelse. Kim Behnke, Eltra, er projektleder. Derudover deltager Hans Ravn, EURISCO. To repræsentanter fra hver gruppe af værker (f.eks. en med erfaring for kommunikation og en med erfaring for drift) deltager. Endelig deltager formændene for de to interne arbejdsgrupper hos Eltra henholdsvis "Tele-it" og "Driftskontrol" i projektledelsen. Hos Eltra er etableret en styregruppe, som sørger for backup for projektledelsen og fastlæggelse af Eltra's overordnede politik på området. Der etableres to interne arbejdsgrupper hos Eltra. Grupperne har medlemskab af medarbejdere fra relevante afdelinger. Desuden er Eltra's projektleder med i begge grupper til koordinering. Grupperne har selvstændige formænd. Driftskontrol Eltra har som systemansvarlig i Vestdanmark forpligtelser i relation til det europæiske elsystem (UCTE). Det er Eltra's ønske at få flest mulige producenter til at deltage på markedet, både for levering på spotmarkedet og markedet for regulerkraft og systemtjenester. 57

58 For at PBA'erne og deres portefølje af værker kan deltage på markederne, er der en række betingelser, der skal opfyldes. Driftskontrolgruppen har til formål at udarbejde retningslinjer for, hvordan PBA'erne skal kommunikere med Eltra, og hvilke krav og standarder der skal kunne efterleves. Det er også nyt for Eltra at få mange værker og PBA'er til at deltage i markedet. Derfor anvender Driftskontrol PUDDEL-projektet til at få afdækket, hvilke behov der er for kommunikation, samt hvilke krav der skal stilles til datastrømme, formater m.v. For Driftskontrol er hovedinteressen at få etableret kommunikation mellem PBA og Eltra. Desuden skal behov for kontrolsignaler fra værkerne også afdækkes. Projektet har ikke til formål at udvikle værktøjer for PBA'erne til de kommercielle beslutninger, men derimod værktøjer til at få beslutningerne kommunikeret til Eltra. Kommunikation og it Eltra har formuleret en vision for, hvordan kommunikationssystemet til og fra decentral kraftvarmeproduktion skal designes i fremtiden (om fem år). Der er desuden en beskrivelse af en "overgangsfase". Overgangsfasen skal transformere nutidens smalle kommunikation mellem systemansvar, netselskaber og visse producenter over til en åben, bred kommunikationsvision, hvor store og små værker (helt ned til μ-k/v) kan koble sig på nettet og være online. Eltra vil anvende PUDDEL-projektet til at få afprøvet nogle af de værktøjer, som vil være nødvendige i overgangsfasen. Det gælder både behovet for hardware på værker, hos balanceansvarlige og hos Eltra og behovet for nye softwareløsninger til styring af kommunikationen. I internationalt regi (f.eks. IEEE eller IEC) er der udarbejdet standarder, som kan afprøves, og de deltagende projektparter kan få afprøvet forskellige strategier for omfang af dataudveksling, driftskontrol og måledata. FDKV-projektet har afdækket, at der på de decentrale kraftvarmeværker er en meget bred vifte af styringer (SRO- og PLC-anlæg). Det har vist sig i FDKV-projektet, at opdatering, omprogrammering og verificering af disse anlæg har været både tidskrævende, besværligt og kostbart. PUDDEL-projektet kan arbejde videre med at formulere standarder og finde billigere og generelle løsninger. Økonomi PUDDEL-projektet finansieres af Eltra. Eltra betaler kr. til hvert deltagende værk for hel eller delvis finansiering af omkostningerne ved at forbinde værkets SRO/PLC til den RTU (boks), Eltra opsætter på værkerne. Efter endt projekt overtager værket RTU-enheden uden beregning. Eltra betaler kr. til hver PBA for hel eller delvis finansiering af de omkostninger, PBA får til etablering af nødvendige it-værktøjer for fjernkontrol af værker. Eltra betaler udgifterne til udvikling af generel software. Herunder Hans Ravn og EURISCO. Eltra betaler etablering af teleforbindelser mellem deltagerne. Efter endt projekt overgår disse forbindelser til værkerne eller nedlægges. Eltra afholder udgifter som vært for PUDDEL-arbejdet. Eltra betaler ikke: Deltagernes omkostninger ved deltagelse ud over de faste tilskudsbeløb Deltagernes timeforbrug på projektet Værkers udgifter som følge af driftsforstyrelser. Eltra påtager sig ikke noget ansvar i den anledning og yder ikke nogen kompensation Drift og vedligeholdelse af udstyr fra projektet efter afslutning af projektet. 58

59 De generelle driftsstøtteværktøjer, edb-software, kommunikationssystemer og lignende, som udvikles i projektet, vil blive stillet til rådighed for tredjepart uden vederlag, men også uden at Eltra i den anledning påtager sig noget ansvar for den efterfølgende anvendelse af disse komponenter. Tekniske forhold Fra FDKV-projektet blev der udviklet og defineret, hvilket signaler der er behov for at udveksle mellem værket, PBA'en, Eltra og netselskaberne. Signal Modtager Bemærkning Digitale signaler Nødstop PBA Drift PBA-Eltra Normalt stop PBA-Eltra Analoge værdier Generatoreffekt (MWe) PBA-Eltra-Netselskab Cos φ-værdi PBA-Netselskab Beh. i akk. tank PBA Flow til/fra akk. tank PBA Samlet gasforbrug PBA Modtage fra PBA Start/stop af motor Fra PBA Displaybesked Fra PBA I projektet skal det afgøres, hvordan listen over signalbehov skal sammensættes. Telekommunikationen mellem værkerne, PBA, Eltra og netselskaber etableres som MPLSforbindelse hos TDC. Eltra har testet en RTU med IEC-104 protokol med henblik på valg til opsætning på værkerne. Eltra deltager i IEC-samarbejdet omkring ny standard for DKVV IEC Projektets omfang og afgrænsning Hensigten med projektet er at få udviklet generelle værktøjer, som flest mulige i branchen kan anvende til at komme på markedet efter den 1. januar PUDDEL projektet Organisering af PUDDEL projektet 2: > 2 MW SRO PLC Værk område Kommunikation Tele system Projekt område PBA er Netselskaberne 21. april 2004/KBE Dok.nr Informationsmøde for PUDDEL projektet Projektet er afgrænset af den punkterede ramme. På værket opsætter Eltra en kommunikationsboks (RTU). Værket sørger selv for at få nødvendige signaler frem til RTU, f.eks. fra værkets SRC- eller PLC-system. Værkets RTU har kommunikation til et TDC-net via en ADSL-forbindelse, som Eltra får etableret. TDC sørger for den nødvendige sikkerhed omkring kommunikationssystemet. 59

60 Hos PBA leveres signaler fra de værker, PBA har i sin portefølje. Projektet udvikler et format for levering af disse signaler samt en minimumløsning for fjernkontrol af værkerne. PBA sørger selv for at få data videre ind i egne edb-systemer. Hos PBA etableres et værktøj til udarbejdelse af de planer, som skal sendes til Eltra. I det omfang, der skal kommunikeres med PBAs egne edb-systemer, sørger PBA selv for at få dette etableret. Hos Eltra bliver planer osv. fra PBA modtaget til håndtering. Alle data fra værkerne bliver under projektet gemt på en server for evaluering. Efter endt projekt vil Eltra kun modtage nødvendige signaler fra værkerne. Netselskaberne er måleransvarlige og forventes at løse opgaven med opsætning af RTU hos værkerne. Derudover skal netselskaberne have visse værksdata leveret. På lidt længere sigt får netselskaberne brug for viden om værkernes reaktive produktion med henblik på overholdelse af Mvar-ordning. Derfor forberedes RTU til også at opsamle disse data. Projektets hovedopgaver 1. Der etableres et kommunikationssystem, som gør det muligt at have onlinekommunikation mellem grupper af værker (fem i projektet) og en PBA. PBA'en får mulighed for fjernkontrol af værkerne. 2. På værkerne etableres en RTU-enhed for dataopsamling. Data lagres i RTU og kan leveres til PBA, Eltra og eventuelle andre klienter på forespørgsel. Denne decentrale løsning gør systemet mindre følsom over for udetider på kommunikationen. 3. TDC vælges til at etablere kommunikationssystemet for projektet. Andre teleudbydere vil fremover også kunne løse opgaven. 4. Hos PBA etableres et minimumsystem, som gør det muligt at modtage data fra tilknyttede værker samt foretage fjernkontrol af værkerne. 5. Hos PBA etableres et minimumsystem, som gør det muligt at levere nødvendige planer til Eltra og i vedtagne formater. Med en sådan minimumløsning vil PBA og grupper af værker kunne komme på markedet fra Både hos PBA og hos værkerne vil der være individuelle krav og ønsker, som kræver tilpasning af systemerne. Desuden vil PBA skulle beslutte en kommerciel strategi. Disse overvejelser indgår ikke i projektet, men vil være en naturlig overbygning uden for projektet. Dernæst aftalte projektledelsen en arbejdsplan for projektledelsens virke i PUDDEL-projektet. PUDDEL Projektledelsens arbejdsplan Dette er en beskrivelse af arbejdsopgaver for projektledelsen på PUDDEL-projektet. Projektledelsen er den egentlige ledelse af PUDDEL-projektet. Det er i dette forum, alle balancegrupper har sæde og kan deltage fagligt samt være med til at træffe beslutninger. Projektledelsen er under ledelse af Kim Behnke, Eltra. Derudover deltager Hans Ravn som faglig konsulent på projektet samt henholdsvis Henrik Riis fra Eltra's teleafdeling og Bo Hesselbæk fra Eltra's Systemdesign. Eltra kan vælge at tage andre medarbejdere med til møderne, hvis der er brug for deres særlige kompetence. Hver balancegruppe har to pladser i projektledelsen. Balancegrupperne afgør selv, hvem de ønsker at lade sig repræsentere med. Materialer sendes til de personer, som er anmeldt. Hvis der sker repræsentation ved stedfortræder, sørger Balancegruppen selv for materialeformidling. Det forventes, at balancegrupperne deltager aktivt i arbejdet. 60

61 Der afholdes møder, jf. mødeplanen. Dagsorden og relevante materialer sendes forud for møderne. Der tages referat fra møderne. Møderne foregår hos Eltra, medmindre der viser sig et særligt behov for at afholde møde andet sted. Eltra er vært for møderne, men yder ikke rejserefusion og lignende. Under projektet vil relevante dokumenter fra arbejdet dog ikke referater blive lagt frem på Eltra's hjemmeside. Mest mulig korrespondance i projektet foregår via . Godkendte balancegrupper forventes at deltage i alle projektets fire faser. Dog vil der efter afslutningen af fase 2 (simuleret drift) og før start på fase 3 (markedsdrift) forventes i december 2004 kunne ske omgrupperinger. PBA og værker får derved mulighed for at finde andre samarbejdspartnere til den virkelige drift. Det forventes, at alle deltager i markedsdrift i januar og februar Denne markedsdrift sker for værkers og PBAs egen regning uden afdækning fra Eltra. Som følge heraf vil kravet om markedsdeltagelse kunne fraviges, hvis det i projektledelsen godtgøres, at en sådan deltagelse vil medføre uforholdsmæssige økonomiske tab. Hans Ravn er engageret til, med erfaring fra andre projekter, at deltage som faglig konsulent i arbejdet. Hans Ravn har udviklet algoritmer og styringsværktøjer for planlægning af optimal drift på værker med deltagelse i spotmarkedet (Billund og Fællinggaard). Arbejdet udvides nu til også at dække deltagelse i markedet for regulerkraft. Firmaet EURISCO er hyret til at omsætte Hans Ravns løsninger til software, der kan installeres på computere. Hans Ravns arbejde angår primært det driftsstøtteværktøj, som PBA skal bruge for at kunne planlægge og afvikle de aftalte planer for værkerne. Dette værktøj bliver en minimumløsning, som PBA selv kan bygge videre på. Projektledelsen bliver det forum, hvor de fælles standarder, protokoller, formater, krav, styringsværktøjer, driftsstøtteværktøjer osv. bliver diskuteret, aftalt og iværksat. Det egentlige arbejde foregår uden for projektledelsen. PBA: Skal i udviklingsfasen forberede sig på, hvilken model man vil anvende for driftsstrategi, hvor skal fjernkontrollen fysisk etableres, hvilke eksisterende it-systemer skal der etableres kontakt til osv. Værkerne: Skal have kommunikationsboks installeret og forbundet den til værkets eksisterende SRO/PLC. Derudover skal værket have generator, motor, turbiner osv. trimmet, så de bliver i stand til at udregulere indmeldt effekt på maks. 15 minutter. Et bidrag til at afkorte tiderne er at flytte skylningen af røgkanalerne fra før drift til efter drift. Værkerne tager selv kontakt til leverandører. Tele-it: Eltra's teleafdeling vil tage kontakt til hvert enkelt værk for at aftale, hvornår og hvordan det fælles kommunikationsudstyr skal leveres og installeres. Dette arbejde foregår med orientering til PBA. Det er hensigten, at kun problemer af generel interesse skal behandles i projektledelsen. Driftskontrol: Eltra's afdeling for systemdesign vil tage kontakt til hver enkelt PBA for at aftale implementeringen af planhåndtering m.v. Det er også her hensigten, at kun problemer af generel interesse skal behandles i projektledelsen. 61

62 I simuleringsfasen bliver alt etableret udstyr testet. Kommunikationsveje bliver afprøvet, og software installeret. Hvert enkelt værk skal i denne fase indstille sig på, at fjernkontrol af værket skal afprøves, hvilket kan give driftsforstyrrelser. Den simulerede drift testes i dagtimerne, hvorfor døgnbemanding hos PBA ikke bliver påkrævet før i markedsdrift i Møderne i projektledelsen skal være forum for udveksling af erfaringer, problemer og ideer. Det er ikke hensigten, at egentlig "sagsbehandling" skal foregå på disse møder. Eltra har en række medarbejdere med særlig ekspertise. Det kan være om markedsforhold, it-systemer m.v. I det omfang, der er behov for at indhente oplysninger eller inspiration fra dem, kan de indkaldes til enkelte møder. Eltra udarbejder udkast til slutrapporten. Nødvendige data og erfaringer indhentes fra respektive folk på projektet. Udkastet vil herefter gå til kommentering og bidragssupplement fra projektledelsen. Slutrapporten bliver projektledelsens produkt. Eltra sørger for, at slutrapporten og tilhørende bilag bliver mangfoldiggjort, herunder på Eltra's hjemmeside og på cd-rom. Arbejdet afsluttes ved en åben konference for branchen. Under projektets forløb kan alle deltagere frit formidle fra arbejdet i fagblade og på konferencer, men altid med angivelse af PUDDEL-projektet som et Eltra-projekt. Branchebladene "Fjernvarmen" og "Kraftvarme Nyt" vil blive opfordret til at omtale projektet. 62

63 Projektledelsesmøder Forløbet af møderne og de vigtigste beslutninger Arbejdet i Projektledelsen er forløbet gennem 11 møder. Fra mødereferaterne er der følgende uddrag med betydning for slutrapporten: Projektledelsesmøde 1 referat 12. maj 2004 Fra programmet til møde 1 var der følgende oplysninger: Velkomst og præsentation af deltagerne Kim Behnke bød velkommen til det første møde i projektledelsen for PUDDEL-projektet. Den 1. maj havde hele seks balancegrupper ansøgt om at deltage i projektet. De seks balancegrupper repræsenterer 30 decentrale kraftvarmeværker. Den 3. maj udsendte Eltra til de seks PBA'er med besked om, at de var indstillet til godkendelse af Eltra's bestyrelse samt en dagsorden for dagens møde. For balancegruppe D var der dog et forbehold omkring økonomien. På møde den 6. maj blev dette forhold afklaret mellem Eltra og gruppe D, så de kan deltage med Dankontrol/Kboks-løsningen, men uden starttilskud for fire af fem værker. Den 5. maj godkendte Eltra's bestyrelse PUDDEL-projektet med tilhørende budget. Samme dag fik de seks PBA'er skriftlig besked om, at de er godkendt. Den 6. maj sendte Eltra til de to brancheorganisationer DFF og FDKV med orientering om PUDDEL-opstart med seks balancegrupper og de 30 navngivne værker. Mødepapir til dette møde blev sendt som til PBA den 10. maj. Til mødedeltagerne var der en PUDDEL-mappe med en række baggrundsnotater af relevans, herunder alle plancher fra informationsmødet den 21. april. Mødets dokumenter var fremlagt. Adresselisten for PUDDEL-deltagerne var omdelt, dok.nr , og alle deltagere anmodes om hurtigst muligt at sende eventuelle rettelser til [email protected], hvorefter opdateret adresseliste rundsendes. Mest mulig korrespondance i projektet vil foregå med . Gennemgang af PUDDEL-projektet Kim Behnke gennemgik rammerne for PUDDEL-projektet med udgangspunkt i præsentationen fra informationsmødet den 21. april, dok.nr Kim Behnke redegjorde for, at der er fem balancegrupper med standard løsning og en balancegruppe D, der ønsker at få videreført en løsningen med nedsat tilskud. Driftskontrol og planhåndtering Kim Behnke og Poul Mortensen gennemgik forholdene omkring køre- og effektplaner og henviste i øvrigt til, at et samlet oplæg er sendt i høring, dok.nr Det blev understreget, at driftskontrollen drejer sig om kommunikation mellem PBA og Eltra se figur herunder. PBA Eltra 63

64 Det blev slået fast, at en køreplan er summen af effektplaner for PBAs portefølje af værker, så værker <25 MW e skal indgå i summerede effektplaner med andre værker <25 MW e, og at værker >25 MW e skal have individuel effektplan. Der var derefter debat om planhåndteringen, herunder ikke mindst om omfanget af det "bødeelement" Eltra kan forlange, hvis en PBA ikke får indsendt nye planer, ved ændringer. Bo Hesselbæk (BHE) lovede, at der inden for en måned vil komme et udkast til regler for dette "bødeelement" til høring. PHE slog fast, at i normal drift med indsendelse af planer til tiden og hurtig fremsendelse af nye planer ved ændringer vil bødeelementet ikke blive aktiveret. Eltra vil levere et minimum softwareværktøj til at indtaste og opliste de planer, som PBA skal fremstille til Eltra med start/stop, min./maks. og prisbud. Tele og kommunikation: Henrik Riis (HRI) slog fast, at hans opgave på projektet er at få etableret kommunikation mellem værkerne og PBA samt mellem værkerne og Eltra/netselskaber. Se figuren herunder. PBA Eltra Eltra Kommunikationen etableres som MPLS-netværk mellem værkerne i hver balancegruppe og tilhørende PBA, det vil sige, i projektet indgår i alt 5 stk. MPLS-netværk samt en speciel (endnu ikke fastlagt) forbindelse til Dankontrol. Eltra's og senere netselskabernes adgang til data skabes ved VLAN-forbindelser til hvert MPLS-netværk. Der er tale om en TDC-løsning med sikkerhedsgarantier fra TDC. Der etableres en ADSL-forbindelse til hvert værk og PBA med 512 kbit/s båndbredde. TDC opsætter en Cisco Router på værkerne for at skabe øget fleksibilitet i projektets opsætning. HRI fastslog, at Eltra's vision er at få etableret eget IP-netværk for branchen, men at det ikke er realistisk de første år, hvorfor den valgte løsning kan bruges til hurtigt at blive klar til markedsdrift. På værkerne opsættes en RTU-enhed (foreløbigt SAT1703 mic) for kommunikation mellem værkets SRO/PLC og MPLS-netværket. Der opsættes en RTU pr. værk, hvis der er flere generatorer, vil RTU'en blive tilpasset med nødvendige antal porte. Spørgsmål om skalering af analoge måledata (f.eks. ma for MW e -produktion) fra ingeniørværdier til absolutte tal udestår til afklaring. Udgangspunktet er, at skaleringen foregår i klientdelen (PBA eller Eltra), men Eltra undersøger, om det kan håndteres hensigtsmæssigt at foretage skaleringen i RTU'en i stedet. Fra RTU skal der foretages fortrådning over til værkets SRO/PLC eller relevante målepunkter på generator. Målet er at anvende en kommende standard IEC for kommunikationen mellem SRO og nettet, hvorved man kan springe RTU-enheden over. Men indtil videre og på grund af tidspres laves den simple løsning med fortrådning. RTU'en vil kommunikere mod netværket med IEC standarden. Hos PBA vil data blive modtaget i IEC format. Data skal herefter omsættes til de værdier, som PBA'ens eget it-system har behov for. PUDDEL-projektet sigter mod at få lavet en minimumløsning, hvorved data fra værkerne indlæses i et simpelt Scada-system. 64

65 Data skal desuden anvendes i et optimeringssystem, der udvikles af Hans Ravn. Optimeringssystemet vil ud fra tilstandsværdier fra værkerne kunne optimere driften mod at sikre varmeforsyning, gøre klar til at byde i spotmarkedet og medvirke til kvantificering af budmulighed i regulerkraftmarkedet. Der vil blive tale om en minimumløsning, som gør det muligt at komme i markedet og styre en gruppe værker efter optimering. PBA skal selv udvikle mere raffinerede systemer, der kan samarbejde med PBAs øvrige it, og anvende den kommercielle strategi PBA vælger. Format af kommunikation til/fra værkerne Med udgangspunkt i erfaringerne fra FDKV-projektet er der udviklet en liste over databehov til/fra værkerne. Listen er optrykt som skema i projektbeskrivelsen dok.nr På mødet fremkom der spontant ønsker om data for "Flow af varme til varmekunderne", "Styring af cos φ" fra PBA (på ordrer fra netselskabet) og "Lokal eller fjernstyring" af værket. Alle bedes hurtigst muligt fremsende ændringsforslag til listen, så den kan få sin endelige udformning på mødet den 7. juni. Gennemgang af projektledelsens arbejdsplan Kim Behnke gennemgik dok.nr , og understregede vigtigheden af følgende aktionspunkter: Alle værker skal have kontakt til motorleverandør med flere for, at få værket optimeret til at kunne starte/stoppe inden for maksimalt 15 minutter. BEMÆRK, der er 15 minutter til rådighed fra regulerkraftbud op/ned er accepteret, til buddet skal være udreguleret. Det gælder derfor også om, at værker og PBA får aftalt kommandorutiner som er meget hurtige, hvorved mest muligt af de 15 minutter efterlades til selve maskinoperationen. Værkerne skal have fundet alt relevant dokumentation og leverandøraftaler på SRO/PLCudstyret frem, således at det er muligt at skride til nødvendig ombygning. Der skal laves aftale med teknikere for tilpasning af SRO/PLC og fortrådning over til RTU. PBA skal have klargjort egne it-systemer til at kunne arbejde med data fra værker, etablere kommunikation til Eltra osv. Eltra's Teleafdeling vil bestille TDC til at opsætte ADSL-forbindelser og Router på de værker, som er meldt til projektet. For balancegruppe D anvendes K-boks-løsning. Derudover vil Eltra tage individuel kontakt til værkerne for at aftale tidspunkter og tekniske detaljer omkring opsætning af RTU. Eltra forventer, at RTU'erne opsættes af netselskaberne, da de i forvejen er måleransvarlige. PBA'erne vil blive kontaktet individuelt af Eltra for at få kortlagt behov for it-konverteringer mellem PUDDEL-enheder og PBA'ernes egne it-systemer. Projektledelsesmøde 2 referat 7. juni 2004 Fra programmet til møde 2 var der følgende oplysninger: Opdatering fra Eltra's teleafdeling Koncept er på plads over for TDC. Der etableres 5 MPLS-netværk, ét for hver balancegruppe, med 512 kb båndbredde. Det aftales separat, hvordan balancegruppe D skal kobles på systemet. TDC starter med at etablere et testnetværk hos Eltra. De endelige bestillinger på ADSL-forbindelser til værker og PBA afventer tilbagemelding vedrørende eksakt installationssted. Installationen vil finde sted successivt i 6 uger op imod den 1. august Samtidig leveres Cisco Router, som siden skal installeres i RTU-enhed. 65

66 Standard RTU-enheden har 8 digitale udgange og 16 digitale indgange. Dertil 12 analoge indgange. RTU'en kan udvides, f.eks. med analoge udgange. På værker med flere generatorer vil der blive sat flere RTU-moduler op i samme skab. Planen er, at der i perioden fra 14. september bliver opsat RTU'er hos alle værker af de lokale netselskab. Alle RTU'er er testet hos Eltra og med nødvendig software. Alle værkers RTU skal være sat op og testet senest den 1. november. Eltra vil udsende tegninger og beskrivelser til alle værker i god tid, så arbejdet med at trække kabler fra SRO/PLC til RTU kan igangsættes hurtigst muligt. Eltra har lagt fast, at skaleringen af data fra værkerne vil foregå i it-systemet hos PBA. IECprotokollen anvender råværdier i området til , og vi tilstræber at udnytte hele dynamikområdet. Hos PBA bliver et sæt stamdata for værket baggrund for skaleringen. Bilag dataflow hos PBA: Eltra PUDDEL 2004 skitse over dataflow hos PBA TDC TDC MPLS MPLS Net Net A Modtagelse og afgivelse af data i IECxx104 format Stam data Online data C D HROPT B Data bearbejdelse PBA eget IT system? Plan generering Beskrivelse af dataflow hos PBA: Data modtages fra værkerne via TDC MPLS IP netværket i IEAxxx104 format. Data fanges og formidles videre til en lagring som onlinedata fra værkerne. Der findes i forvejen et lager med stamdata for hvert værk. I stamdata er alle nødvendige oplysninger om værket, herunder omsætning af analoge måledata til værdier der kan behandles. F.eks. vil måling af MW-produktion blive genereret som en 0-20 ma analog værdi ude på værket. Denne værdi kommunikeres med fuld båndbredde til PBA for konvertering via stamdatatabel til f.eks MW e værdier. 66

67 Onlinedata modtages også i Hans Ravns optimeringsprogram herefter kaldet HROPT. Der foretages en bearbejdning af data, så de kan præsenteres i formater, der kan arbejdes videre med. Alle data formidles videre til PBAs eget it-system. HROPT vil således modtage onlinedata direkte, bearbejdede onlinedata, stamdata og fra PBAs egne it-systemer oplysninger om priser, metrologiske data osv. HROPT vil på baggrund af disse data komme med et forslag til optimal produktion. Hos PBA foretages en kommerciel procedure markeret "?", hvor der træffes beslutninger om, hvorledes der skal disponeres. Disse beslutninger bliver dels udmøntet i generering af planer til Eltra, dels indmeldinger til Nord Pool og start/stop planer for de enkelte værker. PBA sender de genererede planer til Eltra via EDOS-systemet. Eltra sørger for, at der bliver installeret en minimumløsning til plangenerering og indmelding. Hvis PBA selv har optimeringsprogram, eller blot ønsker at bruge stamdata og onlinedata i andre it-systemer, er det intentionen, at en simpel modulopbygning vil tillade, at man anvender eller udbygger de enkelte dele. Eltra opstiller en pc hos hver PBA, hvori de nødvendige programmer installeres. Bilag 1.b: Dataflow hos værkerne Eltra PUDDEL 2004 skitse over dataflow hos værk Data bearbejdelse SRO PLC Motor data RTU: Modtagelse og afgivelse af data i IECxx104 format CISCO router TDC TDC MPLS MPLS Net Net Beskrivelse af dataflow hos værkerne: Fra de enkelte generatorer, fra SRO/PLC osv., bliver der trukket nødvendige kabler over til forbindelse på RTU-enheden. RTU forbindes til en Cisco Router og derefter videre ud til TDCs MPLS IP-netværk. Hvis et værk har et SRO-anlæg eller anden it-installation, der gør det muligt direkte at kommunikere ud på IP-nettet med IEAxx104 standard, så er det også en mulighed. Disse værker vil da blot få eget it-system tilsluttet til Cisco Routeren. 67

68 For værker med flere separate produktionsenheder (generatorer) skal der i RTU'en laves dataopsamling for hver enhed. For værker og PBA'er, der ønsker at benytte MPLS-netværket til at kommunikere f.eks. stamdata eller prognoser eller planudkast m.v., vil det være muligt at tilslutte ekstra pc til Cisco Routeren. Det vil imidlertid være, så Eltra i PUDDEL-projektet forbeholder sig at få projektets kommunikation etableret og testet grundigt, før der tilsluttes øvrigt udstyr. Dette er blandt andet for at minimere fejlmuligheder og for at kunne teste kommunikationshastighed i projektet. Hvis Cisco Routeren anvendes til andre formål end de, der indgår i projektet, er det op til PBA og værker selv at sikre nødvendig firewall og anden beskyttelse mod virus og hacking. Projektledelsesmøde 2 referat 7. juni 2004 Fra referatet for projektledelsesmøde 2 var der følgende oplysninger: Tilbagemelding på aktionsliste fra projektledelsesmøde nr. 1 Fra Eltra: Spørgsmålet om, hvor skaleringen af onlinemåledata skal foretages, er blevet undersøgt af Henrik Riis. Det er mest hensigtsmæssigt, at skaleringen foretages hos modtageren af måledata, da det derved er muligt at udnytte fuld opløsning på alle data. Det kræver blot, at der hos modtageren af måledata er et stamblad med skaleringsværdier for det aktuelle værk. Fra værkerne: Med udgangspunkt i de tilbagemeldinger, balancegrupperne havde foretaget, blev det gennemgået, hvilke værker der ønsker RTU-løsning, og hvilke der ønsker en "protokolløsning". Fysisk placering af udstyr blev lagt fast, som de oplyste adresser. Ingen værker har meldt tilbage, at de må udgå af projektet som følge af, at deres motor ikke formår at være udreguleret på op til 15 minutter. Enkelte værker har endnu ikke gennemført deres tekniske test. Se i øvrigt samlet skema i Bilag A. Der var en længere drøftelse af behovet for dataudveksling mellem værker og PBA. Den udarbejdede bruttoliste på dok.nr blev sammenholdt med de anmeldte ønsker fra DONG, Energi Danmark og Decentral Energihandel, (se Bilag B). Ud fra disse blev en nettoliste (se Bilag C) udarbejdet på mødet. Spørgsmålet om cos φ regulering blev drøftet. Formålet med at have måling af cos φ fra værkerne og fjernregulering af værdien skyldes, at netselskaberne kan få behov for at indgå aftale med værkerne om denne mulighed. Værker, der ikke har måling, eller adgang til fjernregulering, skal ikke etablere dette under PUDDEL. Det blev tilkendegivet, at ved overgangen til markedsdrift vil værkerne antageligt indstille cos φ på generatoren til fast værdi på 1. Fra PBA: Placering af fjernkontrol, pc fra Eltra og ADSL-linje for TDC for opkobling til MPLS netværket? Der blev givet følgende tilbagemelding: o Grp. A: Hos Energi Danmark, Åhave Parkvej 27, 8260 Viby J 68

69 o Grp. B: Hos DONG, Agern Allé 24-26, 2970 Hørsholm o Grp. C: Hos Nordjysk Elhandel, Stigsborg Brygge 5, 9400 Nørresundby o Grp. D: Hos Dankontrol, Hjallelsegade 35, 5260 Odense S o Grp. E: Hos Scanenergi, Dalgas Allé 1, 7400 Herning o Grp. F: Hos Markedskraft, Klostertorvet 6-8, 1.sal., 8000 Århus C. PBA'erne mangler fortsat at give Eltra en oversigt over, hvilke it-systemer de allerede har, og som de ønsker data leveret til fra projektets pc. Gruppe B ønsker dataudveksling via filer i henholdsvis format XML og CSV. Gruppe B forventer, at planer til Eltra kan udveksles som CSV-filer. Data fra værker ønskes leveret i XML-format. Opdatering fra Eltra's teleafdeling Henrik Riis (Eltra) gav en samlet orientering. Koncept er på plads over for TDC. Der etableres fem MPLS-netværk, ét for hver balancegruppe, med 512 kb båndbredde. Det aftales separat, hvordan balancegruppe D skal kobles på systemet. TDC starter med at etablere et testnetværk hos Eltra. De endelige bestillinger på ADSL-forbindelser til værker og PBA afventer tilbagemelding vedrørende eksakt installationssted. Installationen vil finde sted successivt i 6 uger op imod 1. august Samtidig leveres Cisco Router, som siden skal installeres i RTU-enhed. Standard RTU-enheden bestykkes ud fra signallisten. På værker med flere generatorer vil der blive sat flere RTU-moduler op i samme skab. Planen er, at der i perioden fra 14. september bliver opsat RTU'er hos alle værker af de lokale netselskab. Alle RTU'er er testet hos Eltra med nødvendig software. Alle værkers RTU skal være sat op og testet senest 1. november. Eltra vil udsende tegninger og beskrivelser til alle værker i god tid, så arbejdet med at trække kabler fra SRO/PLC til RTU kan igangsættes hurtigst muligt. Der foreligger en opdateret tidsplan for tele-arbejdet, som fremgår af Bilag E. Det er hensigten, at der den 28. juni foreligger en samlet kravspecifikation m.v. for hele teleandelen af projektet. Opdatering fra Eltra driftskontrol Ib Schöllhammer (Eltra) orienterede om følgende punkter: Papiret "Krav til produktionsansvarlige aktører" dok.nr har været i høring. Der er kommet gode tilbagemeldinger. Disse har blandt andet medført, at kravet om geografisk zoneopdeling af bud på regulerkraft frafaldes. Strukturen for de softwaremoduler, som PBA'en vil få installeret på den Eltra pc, der opstilles, blev gennemgået. Se Bilag F. Det blev diskuteret, hvilket dataformat der er bedst mellem PUDDEL it-værktøjerne og PBA'ernes eget it-system. Der var primært ønske om, at der vælges XML-format. Alternativt komma-separerede filer. Kravspecifikationen og definering af snitflader for software til planhåndtering forventes også at være klar til den 28. juni. 69

70 Hans Ravns andel af projektet Hans Ravn beskrev, hvorledes han udvikler en optimeringsmodel, og hvorledes EURISCO varetager opgaven med at omdanne stamdata og onlinedata til de værdier, som Hans Ravns model kan regne på, samt hvordan resultater omdannes af EURISCO til værdier, der kan anvendes. Det blev slået fast, at værker forventes at køre fuld last eller ingen last. Større værker, som indbyder f.eks. 10 MW e op- eller nedregulering ud af en samlet kapacitet på 40 MW e, vil så blive betragtet som værende "fuld last" med de indmeldte 10 MW e. Spørgsmålet om, hvilke afregningsregler der findes for gaskøb som konsekvens af at værker bruge mere gas end aftalt, vil blive undersøgt af Hans Ravn. Hans Ravns optimeringsmodel har brug for inddata. PBA'en må selv sikre adgang til prisprognoser, meteorologiske data, graddageoplysninger m.v. Optimeringsprogrammet giver herefter et forslag til optimering op mod et fjernvarmeforbrug, et spotmarked og et regulerkraftmarked. Det er ikke projektets formål at udvikle værktøjer til optimering af fjernvarmedrift som sådan. Hans Ravns præsentation findes på Bilag G. Hans Ravn skriver et samlet papir om hans optimeringsmodel. 70

71 Bilag A: Skema over tilbagemeldinger fra PBA'er og værker den 10. juni 2004: Selskab Placering af ADSL/ RTU enhed RTU? Anlæg type Antal gen. Energi Danmark Åhave Parkvej 27, 8260 Viby J Brødrene Hartmann Hartmannsvej 2, 6270 Tønder J NG turbine 2 0 J * Bramming Fjernvarme Grønningen 7, 6740 Bramming J NG motor 4 2 J * Fællinggaard Varmefors. Ny Vestergade 72, 5672 Broby J NG motor 3 1 J * Gartneriet Knud Jepsen Damsbrovej 53, 8382 Hinnerup J NG motor 5 1 J Nr. Nissum KV Seminarvej 70, 7620 Lemvig J NG motor 1 1 J * DONG Agern Allé 24-26, 2970 Hørsholm Skagen Varmeværk Ellehammervej 21, 9990 Skagen J NG motor 3 4 N Ribe Fjernvarmeværk Mosevej 100, 6760 Ribe J NG+BG motor 5 6 N Løgstør Fjernvarmeværk Blekingevej 8, 9670 Løgstør J NG motor + bio 2 4 N Jelling KV Nordkrogen 20 b, 7300 Jelling J NG motor 1 2 N Bjerringbro KV Jørgens Allé 40, 8850 Bjerringbro J NG motor 4 4 N Nordjysk Elhandel Stigsborg Brygge 5, 9400 Nørresundby Sindal Varmeforsyning Baggesvognvej 32, 9870 Sindal J NG motor 2 2 N Brovst Fjernvarme Bøge Bakke 3, 9460 Brovst J NG motor 2 0 N Ringe Fjernvarmeselsk. Kielb. Vej 2, 5750 Ringe N NG motor 3 0 N Svendborg KV Bodøvej 15, 5700 Svendborg J NG motor 3 0 N Bogense Fors.selsk. Fynsvej 5, 5400 Bogense J NG motor 2 1 N Decentral Energihandel Hjallelsegade 35, 5260 Odense S Maricogen Hadsundvej 17, 9550 Mariager K-boks NG turbine 1 1 N Gartneriet Hjortebjerg Hjortebjergvej 26, 5471 Søndersø K-boks NG motor 3 1 N Danfoss, bygn. L11 S10 Nordborgvej 81, Nordborg K-boks NG motor 1 1 N Ørnhøj-Grønbæk KV Kjærs Vej 13, 6973 Ørnhøj? NG motor 2 1 J * Dragsbæk Maltfabrik Simons Bakke 42, 7700 Thisted K-boks NG motor 3 1 N Scanenergi Dalgas Allé 1, 7400 Herning Vildbjerg Varmeværk Pugdalvej, 7480 Vildbjerg J NG motor 2 2 N Videbæk Energifors. Håndværkervej 9, 6920 Videbæk (J) NG motor 3 2 N GEV Varme Tårnvej 24, 7200 Grindsted J Dualfuel motor 2 2 J * Grønningen, 7200 Grindsted N NG motor 1 2 Brædstrup Totalenergi Fjernvarmevej 2, 8740 Brædstrup J NG motor 2 1 N Arla Foods Hoco Bülowsvej 9, 7500 Holstebro J NG turbine 1 0 N Markedskraft Klostertorvet 6-8, 1.sal., 8000 Århus C Billund Varmeværk Møllevej 9, 7190 Billund J NG motor 5 2 N Sæby Varmeværk Energivej 1, 9300 Sæby J NG motor 2 0 N Brønderslev KV værk Virksomhedsvej 20, 9700 Brønderslev J NG motor 7 0 N Viborg Kraftvarme Industrivej 40, 8800 Viborg J CCGT 1 0 N Hjørring KV Mandøvej 10, 9800 Hjørring J CCGT 1 0 N Noter: J * = Kun ønske om elforbrug, når elpatroner bliver mulig. Antal kdl. El forb.? 71

72 Bilag B: Signalliste fra DONG Signal Signaltype Modtager Bemærkning Enhedsniveau Nødstop/shut down Digitalt PBA Driftsforstyrrelser (motor ikke klar) Pr. KV-enhed Drift Digitalt PBA-Eltra Status Pr. KV-enhed Planlagt vedligehold tidspunkt 5 stk digitale PBA Pr. Energi-enhed Planlagt vedligehold fra/til +1 stk digital PBA Indeværende driftsdøgn Pr. Energi-enhed Planlagt vedligehold fra/til +1 stk digital PBA Kommende driftsdøgn Pr. Energi-enhed Displaybesked stk Digitale PBA Fx. varighed af driftforstyrrelser Pr. Værk Generatoreffekt (0-x MW) Analogt PBA-Eltra-Netselskab Pr. KV-enhed Eksterne varmeleverancer Analogt PBA Forventet leverance indeværende døgn Pr. Værk Eksterne varmeleverancer Analogt PBA Forventet leverance kommende døgn Pr. Værk Beh. I akk. Tank (0-x MWh) Analogt PBA Beregnet værdi Pr. Værk Effekt til/fra Akk. Tank (-x til +x MW) Analogt PBA Alternativt timeværdier for energi Pr. Værk Eller Effekt ab. Værk (0-x MW) samt Analogt PBA Alternativt timeværdier for energi Pr. Værk Produceret effekt (0-x MW) Analogt PBA Alternativt timeværdier for energi Pr. KV-enhed Signal Signaltype Modtager Bemærkning Start/stop KV-Enhed Digitalt KV-værk Fra PBA Pr. Energi-enhed Displaybesked stk Digitale KV-værk Fra PBA Pr. Værk Signalliste fra Decentral Energihandel: Oplæg til ønsker om datafangst fra værkerne. Emne Type Antal Motor SHUT down D 4 Motor DRIFT D 4 Motor normal STOP D 4 Kedel alarm (generelt) D 1 Kedel DRIFT D 4 Generator/Netfejl D 1 Lagertank ALARM LAV D 4 Lagertank ALARM HØJ D 4 Vækstlys tændt D 1 Generatoreffekt A 4 Cos-phi A 4 Varmetank behold. A 4 Tilgang Lager A 1 Afgang Lager A 1 Aftag (Byen) A 1 Samlet gasforbrug A 1 Oplæg til ønsker om data til værkerne. Emne Type Antal Drift ikke muligt MOTOR A 4 Cos-phi A 4 Start/Stop af motor A 4 Displaytekst A 1 Start/stop af vækstlys A 1 D=digital(binær) A=Analog Signalliste fra Energi Danmark: Data fra værkerne Emne Type Antal Motor SHUT down D 4 Motor DRIFT D 4 Motor normal STOP D 4 Kedel alarm (generelt) D 1 Kedel DRIFT D 4 72

73 Generator/Netfejl D 1 Lagertank ALARM LAV D 4 Lagertank ALARM HØJ D 4 Vækstlys tændt D 1 Generatoreffekt A 4 Cos-phi A 4 Varmetank behold. A 4 Tilgang Lager A 1 Afgang Lager A 1 Aftag (Byen) A 1 Samlet gasforbrug A 1 Data til værkerne Drift ikke muligt MOTOR A 4 Cos-phi A 4 Start/Stop af motor A 4 Displaytekst A 1 Start/stop af vækstlys A 1 D = digital (binær) A = Analog Bilag C: Opdateret: Nettoliste over signalbehov den 10. juni 2004: Signal Form. Modtager Bemærk. Motor: Motor alarm D PBA fra værket 1 pr. motor Motor i drift D PBA og Eltra fra værk 1 pr. motor Motor lokal/fjernkontrol D PBA fra værket 1 pr. motor Motor må ikke starte D Værket fra PBA 1 pr. motor Start motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Stop motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Generator effekt produktion A PBA, Eltra og Netselskab fra værket 1 pr. motor Cos φ værdi A PBA og netselskab fra værket 1 pr. værk Cos φ regulering A Værket fra PBA (Netselskabet) 1 pr. værk Kedel: Kedel alarm D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel i drift D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel tænd D Værket fra PBA 1 pr. kedel Kedel sluk D Værket fra PBA 1 pr. kedel Varme: Lagertank tilgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank afgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank beholdning A PBA fra værket 1 pr. tank Varmeforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Varmelevering fra ekstern A PBA fra værket 1 pr. værk Øvrige: Gasforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Display besked D Værket fra PBA Tekst? 73

74 Bilag E: PUDDEL. Tidsplan for delprojekt Tele/IT /hri Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Jan Feb Mar PL møder 7/6 1/7 24/8 16/9 12/10 15/11 6/12 27/1 17/2 2/3 Udviklingsfasen Simuleret drift Drift med deltagelse i spotog regulerkraftmarkederne Slutrapport præsenteres 28/6 kravspec klient klar 28/6 Dok. til værkerne klar 9/7 Testopstilling klar 1/9 Eurisco demo for Eltra 15/9 RTU er leveres til værker 1/10 Parametreret PC leveres til PBA 1/11 Alle RTU er er køreklar på nettet Projektdeltagernes ferieplaner FLW HRI ISC AG JKH JEJ Bilag F: IEC GATEWAY HMI Java HROPT Optimering Hans Ravn Planindmelding til effekt & bud EDIEL ELTRA Bilag G: Driftsstøtteværktøjet HROPT Formål med værktøjet: At give gode forslag til indmelding på spotmarkedet At give gode indmeldinger på regulerkraftmarkedet... i form af et prototypeværktøj inden for Puddel-projektet rammer Baggrund og idé Udvikles med udgangspunkt i erfaringer fra demo-projektet i oktober måned 2003, Billund og Fællinggaard, se Der udarbejdes budforslag til spot- og regulerkraftmarkedet i form af en udbudskurve (pris-mængde-kombinationer) Nyt i Puddel bl.a.: Online geografisk adskillelse mellem værk og PBA flere værker, hvoraf nogle skal puljes fokus på regulerkraft Puddel Puddel

75 Inddata typer/oprindelse (1) Stamdata: Kapaciteter (kv-anlæg, kedler, varmelager, evt. elforbrug) Virkningsgrader Variable omkostninger (netto, dvs., incl. tilskud, excl. elsalg) Evt. startomkostninger Online data: Varmelagerindhold Produktionsanlægsstatus (drift/stop, driftsklar/ikke ) Varmeleverance an net Evt. elforbrug Puddel Puddel Forudsætninger spørgsmål Stamdata Kapaciteter/driftsmønstre: kan/skal det forudsættes, at der køres on/off med on=fuldlast? Hvis nej: hvilken yderligere information er da nødvendig? Start/stop-betingelser? Hvis ja: hvordan? Varmelager: 1 pr. anlæg? Reguleringevner/mængder skal dette inddrages eksplicit? Hvis ja: hvordan? Inddata typer/oprindelse (2) Aftaler, planer: Spothandelsaftale Køreplan Prognoser: Varmeforbrugsprognose Evt. elforbrugsprognose Spotprisprognose Evt. regulerprisprognose Produktionsanlægsprognose (driftsklar ja/nej/hvornår) Evt. historie (som baggrund for prognoser) Puddel Puddel Forudsætninger spørgsmål Prognoser Der kan laves prognoser for spotpriser, regulerkraftpriser, varmeforbrug og evt. elforbrug på baggrund af 1-2 ugers historie: Brugbart, men ikke fremragende. Laver/har PBA selvstændige prognoser for dette? Hvis ja: bør og kan de tages ind? Der kan ikke automatisk laves egentlige prognoser for status (driftsklar etc.) for produktionanslæg. Hvad gør vi her? Forudsætninger spørgsmål Flere værker til én PBA: Pulje til mindst 25 MW / regulerkraftbud på mindst 10 MW: hvordan? Der optimeres på det samlede system Evt. afvigelse fra køreplan hos ét værk kompenseres ikke af et andet i puljen Regulerkraftmarkedet: hvordan er prisdannelsen?.. Puddel Puddel Overordnet idé i værktøjet Bud til spotmarkedet gives på baggrund af Aktuel status Prognoser (se ovenfor) for 3-5 dage frem Buddene eller forudsætningerne kan evt. revideres Bud til regulerkraftmarkedet gives på baggrund af Aktuel status Prognoser (se ovenfor) for 2 dage frem Der tages hensyn til usikkerhed i prognoserne Der sammenlignes alle relevante alternativer Der vælges den løsning, der giver de bedste forventede værdier - dvs., de mindste forventede nettoomkostninger for den samlede varmeforsyning under PBA Arbejdsdeling EURISCO - HR Kernen i værktøjet håndteres af HR: et program til udarbejdelse af bud til spot- og regulerkraftmarkederne Grænsefladerne håndteres af EURISCO: Indhente data Kalde optimeringsprogrammet Viderehåndtere uddata (buddene) Grafisk brugergrænseflade Puddel Puddel

76 Bilag H: Afregning af ubalancer Aktørplan: Afvigelser mellem aktørplan (MWh/h) og produktionsmålinger (MWh/h) afregnes via gældende regler i balancemarkedet. Håndterer niveaufejl: Energi pr. time summeret for alle produktionsanlæg hos den balanceansvarlige. Effektplaner: Afvigelser mellem sidst indleverede effektplan (MWh pr. kvarter) og produktionsmålinger (MWh pr. kvarter) afregnes ved hjælp af op- og nedreguleringspriser fra balancemarkedet for den pågældende time. Håndterer inden-for-timen fejl: Energi pr. kvarter separat for anlægskategorier hos den balanceansvarlige. Eksempel afregning af ubalancer Opregulering i timen Opreguleringspris: 25 øre/kwh Nedreguleringspris (spotpris): 20 øre/kwh Afregning af ubalancer (aktørplan) Forventet produktion i henhold til aktørplan: 100 MWh Faktisk produktion i henhold til målinger: 80 MWh Standard balanceafregning: 20 MWh x 25 øre/kwh = kr. 6. juni 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-projektmøde 6. juni 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-projektmøde Eksempel afregning af ubalancer (fortsat) Opregulering i timen til priser: 25 øre/kwh (opregulering) og 20 øre/kwh (nedregulering) Afregning af ubalancer (effektplan) MW Måling Effektplan Effektplan (normeret) Min. MWh MWh MWh MWh I alt Effektplan 27,5 27,5 19,4 12,5 86,9 Måling ,0 Effektplan (normeret) 25,3 25,3 17,9 11,5 80,0 Ubalancer 5,3 5,3-2,1-8,5 0,0 Pris (øre/kwh) Udgift (kr.) Afregning af ubalancer To lempelser i relation til effektubalancer Bundgrænse i kr./time svarende til bagatelgrænsen for indlevering af effektplaner på 10 MW pr. anlæg (PC) henholdsvis anlægskategori. Anlægshavarier: Tidsforskydning af effektplanen inden beregning af ubalancer pr. kvarter gennemføres svarende til nødvendig reaktionstid/opklaringstid. Foreløbige overvejelser 6. juni 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-projektmøde 6. juni 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-projektmøde 76

77 Projektledelsesmøde 3 referat 1. juli 2004 Fra referatet for projektledelsesmøde 3 var der følgende oplysninger: Eltra har orienteret netselskaberne i Jylland og på Fyn om PUDDEL-projektet og potentialet i aftaler om cos φ regulering på Netudvalgsmøde den 15. juni Yderligere vil alle netselskaber blive orienteret op til Mvar-seminar den 18. august Se i øvrigt dok.nr Henning Parbos præsentation på projektledelsesmøde 2, angående ændringer i afregningssystemet for regulerkraft (incitament afregning), skal betragtes som foreløbigt, se i øvrigt punkt 7. Tilbagemeldinger på aktionsliste fra projektledelsesmøde 2: Budget for hvad det vil koste at tilknytte et enkelt værk til en PBA, og gøre det klar til deltagelse i markedet for regulerkraft, vil blive rundsendt i løbet af juli måned. Budgettet er forsinket, da priser på komponenter til RTU ikke kendes endnu. Alle PBA'er fik afleveret nødvendige anlægsdata til Eltra på deadline den 10. juni. PBA'erne har ikke alle meldt tilbage om ønsker til dataudveksling mellem "Eltra pc" hos PBA'er og PBA'ens egne it-systemer. Umiddelbart op til mødet havde Gruppe A og E afleveret materialer. Se Bilag 1. Eltra har den 1. juni 2004 udsendt "Teknisk Forskrift, TF 5.8.1_vest, Måleforskrift til systemdriftsformål i Eltra's område". Der er høringsfrist frem til den 30. juni dok.nr v3. Af forskriften fremgår, hvilke måledata Eltra forventer fra nye fremtidige værker samt fra eksisterende værker senest 31. december Listen over måledata afviger fra måledatalisten i PUDDEL. Årsagen er, at måleforskriften angår data til Eltra, mens PUDDEL har fokus på data til PBA. Det er vurderingen, at der ikke skal stilles krav til de 30 værker, der er tilmeldt PUDDEL, om at etablere nye målepunkter 3 år før tidsfristen og, at de to emner ikke skal blandes sammen. Derfor fastholdes forskellene i listerne over målebehov. Orientering fra Gruppe A, B, C, D, E og F: Gruppe A: Der er afholdt møde med alle værker. Der er god forståelse for det tekniske set-up. God fremdrift i projektet. Der mangler endnu at få økonomi, stamdata og prognosenøgletal identificeret og gjort klar til optimeringsprogrammer. Der pågår analyse af det fremtidige grundlag for forretningsmodel i markedet. Gruppe. B: Der er afholdt møde med alle værker. Der anbefales simple løsninger. Økonomien i værkerne er meget forskellig (har også biomasse- og biogasværker). Det forventes, at alle kan lave op-/nedregulering på 10 minutter. Indsatsen for Mvar-regulering afventer vurdering af, om der er penge i en ordning. Der er lavet test i gruppen for afgivelse af tilbud på op-/nedregulering. Der blev rejst spørgsmål om hvorvidt prognoser for op-/nedregulering og prognoser for regulerkraftmarkedet er etisk korrekt. Poul Mortensen (PMO) oplyste, at det ikke er ulovligt eller uetisk, og at bevidste fejlbud ikke kan betale sig i længden. Eltra foretager i øvrigt en løbende monitorering af alle aktører. Eltra understregede, at det er op til hver balancegruppe at finde frem til egen strategi for, hvorledes der skal optimeres mellem varmebehov, bud i spotmarkedet og regulerkraftmarkedet. Der er ikke nogen opskrift klar, aktørerne må gøre deres egne erfaringer med hensyn til, hvorledes der kan tjenes penge. 77

78 Gruppe C: Der er afholdt møder og opnået enighed mellem værker og PBA om strategi. På næste møde laves en endelig tidsplan. Økonomien mellem værker og PBA er endnu ikke på plads. Signallister og it-snitflader er der spørgsmål og forbedringsforslag til (se senere punkt og Bilag 3). Gruppe D: Gruppen er orienteret. Der er lagt en tidsplan, som følges. Alle værker vil være med K-boks og FC 2000-løsning. Anlæg på Ørnhøj skiftes måske til helt ny SRO, som kan kommunikere direkte. Økonomien er ikke aftalt endnu. Opstartstider ok, dog er Dansk Salt indstillet på primært at deltage i nedregulering på f.eks. 10 MW e fra 30 eller 40 MW e last. Der afholdes nyt fællesmøde den 1. september. Dankontrol (Bent Navne) er i kontakt med EURISCO for løsning af datakonvertering til IECxx104. Gruppe E: Har holdt en del møder i gruppen. Faste møder efter hvert projektledelsesmøde. Er langt i overvejelserne også for en strategi. Bruger erfaringer fra FDKV-projekt. Enkelte værker har måske tekniske problemer med tider for op-/nedregulering. Stor forskel på værkernes SRO-leverandører. To værker vælger protokol frem for RTU-løsning. Der er opnået et interessant tilbud fra ABB til blandt andet Brædstrup på en RTU-løsning med seriel kommunikation til SRO-anlæg. Se Bilag 2. En sådan løsning giver ikke anledning til problemer i relation til PUDDEL-projektet. Eltra (Flemming Willert) kan eventuelt kontaktes. Gruppe F: Der er afholdt tre møder. Alle SRO-leverandører siger ok. Tre motor-værker vælger RTUløsning. Motorleverandørerne har lovet minutters reguleringstid. De to turbine-værker forventer primært at skulle deltage i nedregulering. Der fastlægges strategi i gruppen på mødet i august. Opdatering fra Eltra's teleafdeling: Kravspecifikation, signallister og tegninger af RTU-skab var rundsendt den 28. juni 2004 fra Eltra (Flemming Willert) til alle værker og PBA'er med individuelle beskrivelser. Den generelle beskrivelse fremgår af dok.nr Arne Grud (Eltra) gennemgik strukturen i telekommunikationen. Flemming Willert gennemgik det udsendte materiale. Følgende punkter blev lagt til grund: MPLS-løsningen hos TDC for netværk får en opsætning, hvor en PBA kan se "sine værker" og se Eltra. Eltra kan se værkerne og PBA'en. Værkerne kan se PBA og Eltra, men ikke hinanden. Når PUDDEL-projektet er slut, vil Eltra kun se relevante måledata. Under projektet foretager Eltra log af alle data i systemet med henblik på evaluering og sikkerhed ved eventuelt lokalt tab af data. TDC har fået lister over alle adresser. Der forventes tilbagemelding om, hvorvidt der er problemer på nogle adresser. Hvis der er problemer, vil der søges en alternativ løsning. TDC vil levere ADSL-linjer og tilhørende elektronik frem mod den 1. september (ikke den 1. august som tidligere meddelt). Udstyret skal tilsluttes af TDC og spændingssættes. Der skal være en sikret 230 V-forsyning. TDC-elektronik vil blive monteret ind i RTU-skabet senere. RTU-skabene leveres omkring den 15. september. Derefter vil netselskaber tilslutte RTU'en. Der skal etableres et "krydsfelt" ved hjælp af en klemrække. Værkerne skal sørge for, at kabler er trukket frem til og forbundet til denne klemrække, jf. de instrukser der er rundsendt den 28. juni. Alle analoge signaler skal følge standarden 0-20 ma. Alle digitale signaler er potentialefri kontakter. 78

79 Alle værker skal have udarbejdet stamdatalister, som hos PBA og Eltra kan oversætte de analoge værdier til "rigtige"/ingeniørværdier ved skalering. F.eks. kan 0-20 ma dække over 0-10 MW e eller 0-50 MW e osv. Disse stamdatalister er vigtige og skal derfor være klar til projektledelsesmødet den 24. august. Gruppe C havde udarbejdet et bidrag til fortolkningen se Bilag 3. Der er på den baggrund foretaget en opdatering af Kravspecifikationen. Se dok.nr v4. Opdatering fra Eltra's driftskontrol: Bo Hesselbæk (Eltra) gennemgik forslag om, at softwaren i Eltra pc hos PBA får en modulmæssig ændring. I stedet for at have ét HROPT-modul og ét Effektplan-modul vil de to moduler blive forenet. Det giver dog ikke problemer for de PBA'er, som ønsker at fravælge enkelte moduler. Der skal i sådanne tilfælde blot importeres data fra andet software. Se bilag 4. Claus Andersen fra EURISCO gennemgik software-delen af kravspecifikationen i dok.nr En række punkter blev lagt til grund: Effektplanerne vil også kunne kommunikeres som FTP. Eventuelle bemærkninger til Kravspecifikationen skal være Eltra i hænde inden den 16. juli Der bliver tale om regulerkraftbud af mindst 10 MW e fra PBA. Eltra vil aktivere bud i hele 10'er (MW e ). Afregningen bliver efter marginalprisprincippet. Hans Ravn vil komme med udspil, så optimeringsmodulet HROPT også kan komme med forslag til lastfordeling se i øvrigt dok.nr Der vil ud over Kravspecifikationen blive udarbejdet et dokument med beskrivelse af alle grænsefladerne i PBA-software. Softwaren vil desuden først blive præsenteret i en "betaversion" for forbedringsforslag fra alle i PUDDEL. Umiddelbart efter projektledelsesmødet blev der afholdt et møde mellem EURISCO, Eltra-folk og interesserede software-folk fra balancegrupperne med henblik på nærmere definitioner. Der vil desuden hurtigt blive indkaldt til møde mellem EURISCO, Eltra og de softwarekyndige i balancegrupperne. Opdatering fra Hans Ravn: Hans Ravn oplyste, at han følger planen for udvikling af optimeringsprogrammet. Han vil tage det nye ønske om at indbygge en lastfordelingsfunktion med i overvejelserne. Beskrivelsen af dette modul findes i dok.nr Det videre arbejde: Bo Hesselbæk oplyste, at der i Eltra har været arbejdet videre med en forenkling af den "incitamentafregning", som vil være i regulerkraftmarkedet for at få PBA'er til at lave præcise køreplaner og hurtigst muligt fremsende ændringer til disse. Det seneste forslag vil betyde, at PBA'er, som overholder køreplanerne, ikke får nogen "afgift". Se Bilag 5. 79

80 Bilag 2: Bidrag fra Vildbjerg Varmeværk RTU560E og Procontic T200/AC31 Control System IEC ABB Procontic T200/ AC31 og PUDDEL projekt Bestående system LAN / WAN TDC Leverance IEC RTU560E MODBUS CS31-bus ABB A/S ABB A/S AC31 07KR51 Bilag 3: Bidrag fra Svendborg Kraftvarmeværk. Signal Form. Modtager Bemærk. Motor: Oplæg til definitioner af digital-signaler. PUDDEL-gruppe C for digital-signalerne i nettoliste. (dokument v2 ) Motor alarm D PBA fra værket 1 pr. motor Motor i drift D PBA og Eltra fra værk 1 pr. motor Motor lokal/fjernkontrol D PBA fra værket 1 pr. motor Motor må ikke starte D Værket fra PBA 1 pr. motor Start motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Stop motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Generator effekt produktion A PBA, Eltra og Netselskab 1 pr. motor fra værket Cos φ værdi A PBA og netselskab fra værket 1 pr. værk Cos φ regulering A Værket fra PBA (Netselskabet) 1 pr. værk Kedel: Kedel alarm D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel i drift D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel tænd D Værket fra PBA 1 pr. kedel Kedel sluk D Værket fra PBA 1 pr. kedel Varme: Lagertank tilgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank afgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank beholdning A PBA fra værket 1 pr. tank Varmeforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Varmelevering fra ekstern A PBA fra værket 1 pr. værk Øvrige: Gasforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Display besked D Værket fra PBA Tekst? Digital signal Motor alarm Dette signal skal dække over alle signaler der utilsigtet kan stoppe en motor. Underforstået alle stop/udfald/trip/nødstop der ikke er planlagt/ønsket af driftspersonalet. Digital-signal Motor i drift Hvornår skal signalet gives. Ved startsignal? Generatoren kobler parallel? Ved ønsket last (fuldlast)? 80

81 Digital-signal Motor lokal/fjernkontrol Fjern når PBA en har styringen af motoren. (underforstået at motoren deltager i regulermarkedet). Lokal når motoren ikke deltager i regulermarkedet. Lokal når der arbejdes på motoren (sikkerhed) i forbindelse med udfald, når motoren har vundet en opregulering. Digital-signal Motor må ikke startes (signal fra PBA til værk) Signal sendes når der er vundet en nedregulering, samtidig med at signalet stop motor sendes til værket. Signalet skal generere en startblokering af motoren, så denne ikke startes utilsigtet. Hvad med signalet Motor må ikke stoppes? Øvrige digital-signaler. Start motor og Stop motor. Forklarer sig selv. Kedel alarm. Sidestilles med signalet Motor alarm. Kedel i drift. Sidestilles med signalet Motor i drift. Kedel tænd og Kedel sluk Sidestilles med signalerne Start motor og Stop motor. Bilag 3 fortsat, bidrag fra Svendborg Kraftvarmeværk Nettoliste kopieret fra mødereferat fra PUDDEL-projektledelsesmødet dok.nr v2 Opdateret: Nettoliste over signalbehov den 10. juni 2004: Signal Form. Modtager Bemærk. Motor: Motor alarm D PBA fra værket 1 pr. motor Motor i drift D PBA og Eltra fra værk 1 pr. motor Motor lokal/fjernkontrol D PBA fra værket 1 pr. motor Motor må ikke starte D Værket fra PBA 1 pr. motor Start motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Stop motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Generator effekt produktion A PBA, Eltra og Netselskab fra værket 1 pr. motor Cos φ værdi A PBA og netselskab fra værket 1 pr. værk Cos φ regulering A Værket fra PBA (Netselskabet) 1 pr. værk Kedel: Kedel alarm D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel i drift D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel tænd D Værket fra PBA 1 pr. kedel Kedel sluk D Værket fra PBA 1 pr. kedel Varme: Lagertank tilgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank afgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank beholdning A PBA fra værket 1 pr. tank Varmeforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Varmelevering fra ekstern A PBA fra værket 1 pr. værk Øvrige: Gasforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Display besked D Værket fra PBA Tekst? 81

82 Forslag til definitioner for forskellige digital-signaler: Motoralarm (tidligere nødstop eller shut down): Dette signal skal dække over alle signaler, der utilsigtet kan stoppe en motor. Underforstået alle stop/udfald/trip/nødstop der ikke er planlagt/ønsket af driftspersonalet. Motor i drift: Her skal der enes om et bestemt tidspunkt for, hvornår signalet skal gives. Mit forslag er, når generatoren kobler parallel. Et andet tidspunkt kunne være, når motoren starter. Eventuelt når motoren kører den ønskede last (normalt svarende til fuldlast). Motor lokal/fjernkontrol: Signalet "lokal" skal opfattes, så motorstyringen står i "manuel", hvor det også er driftspersonalet, der bestemmer over motoren. Dette er f.eks, når der arbejdes på motoren (sikkerhed) i forbindelse med udfald (motoralarm), når motoren har vundet en opregulering. Signalet står i "fjern", når motorstyringen står i "auto", og PBA en har styringen af motoren (underforstået at motoren deltager i regulermarkedet). Signalet skal dog muligvis ikke stå i "fjern" selvom motorstyringen står i "auto", hvis motoren ikke deltager i "regulermarkedet", da PBA en så muligvis ikke har lov til at fjerne starte/stoppe motoren. Dette afhænger dog af, hvordan værket og PBA en har forpligtet sig kontraktmæssigt i spotmarkedet (hvem laver varmeprognosen? hvem indtaster start og stoptidspunkter for motoren?). Motor må ikke startes (signal fra PBA til værk): PBA sender signalet, når der er vundet en nedregulering samtidig med, at signalet "stop motor" sendes til værket. Signalet "Motor må ikke startes" skal generere en startblokering af motoren, så denne ikke startes utilsigtet. Ligeledes mener jeg, at der mangler et tilsvarende signal, der kunne hedde "Motor må ikke stoppes". Signalet skal sendes fra PBA til værket og informere om, at motoren ikke må stoppes, da motoren har vundet en opregulering i regulermarkedet. Signalet skal generere en simpel "stop-blokering", for at forhindre utilsigtede stop, ønsker fra driftspersonalet. Signalet skal dog undertrykkes af et nødstop fra motorens sikkerhedskreds. Start motor og Stop motor: Disse signaler forklarer sig selv. Kedelalarm: Signalet burde kunne sidestilles med signalet "Motoralarm", altså at der utilsigtet stopper en kedel. Kedel i drift: Signalet burde kunne sidestilles med signalet "Motor i drift", men hvornår er det lige præcis, at signalet skal afgives fra kedlen? Kedel tænd og Kedel sluk: Signalet burde kunne sidestilles med signalerne "Start motor" og "Stop motor". Display besked: Her behøver der ikke være nogen standard, da alt i teorien kan udveksles. 82

83 Bilag 4: Præsenteret af Bo Hesselbæk Overordnet design af PBA-PC Produktionsbalanceansvarlig PC PC PC IEC GATEWAY HMI XML Java HROPT Optimering Hans Ravn Planindmelding XML til EDIEL effekt & bud ELTRA IEC GATEWAY HMI XML Java HROPT Optimering Hans Ravn Planindmelding til effekt & bud EDIEL XML ELTRA Eltra specificere XML format, som kan benyttes sideløbende med EDIEL Bilag 5: Præsenteret af Bo Hesselbæk Incitamentsafregning af køreplan Incitament til overholdelse af effektplaner for PBA Hvorfor vil Eltra indføre incitamentsafregning på effektplanerne? Eltra får øgede udgifter, hvis køreplaner ikke overholdes Afvigelse fra køreplan betyder at der skal bruges mere netregulatorenergi En simpel metode Hvordan afregnes uoverensstemmelserne? Incitamentsafregningen skal svarer til Eltra s omkostninger Afvigelsen er forskellen mellem køreplan og målt kvartersenergiplan Afvigelsen +/- 100 kr/mwh i forhold til områdepris DK1 svarer til de nuværende omkostninger til netregulator Dødbånd: endnu ikke afgjort ideer: xxx kr. pr. dag eller yyy MWh pr. kvarter Ingen regning, hvis beløbet er under x kr. pr. dag, (uge eller måned) Time Time 2 Time 3 Overholdes køreplanen er der ingen omkostninger! Projektledelsesmøde 4 referat 24. august 2004 Fra referatet for projektledelsesmøde 4 var der følgende oplysninger: Kravspecifikationen til PBA-software blev den 23. august rundsendt i opdateret version, dok.nr Budget for tilslutning af et ekstra værk til en PBA forudsætter, at PBA'en allerede har en pc med relevante software, og at der er etableret et MPLS-netværk. Omkostninger til en RTU-enhed for kommunikation og/eller en såkaldt protokolløsning er ikke taget med. Da der er en række decentrale kraftvarmeværker >10 MW e, som ikke er med i PUDDELprojektet, men som må forventes at skulle i markedet fra 1. januar 2005, blev PBA'erne gjort opmærksom på, at de har potentiale for at få disse værker som kunder. Det blev aftalt, at PBA softwarens planmodul bliver åben for, at disse ekstra værker kan indgå i PBA'ens planindmeldinger til Eltra. At få et ekstra værk vil typisk tage op til 2 måneder, inden der er etableret fuld kommunikation mellem værk og PBA. I denne periode vil værket kunne formidle køreplaner til PBA f.eks. som telefon, telefax eller mail. PBA vil herefter manuelt kunne indtaste disse værksdata i køreplansmodulet og dermed opnå en samlet indmelding for "PUDDEL-værker" og ekstra værker >10 MW e. 83

84 Opfølgning siden projektledelsesmøde 3: Bladet "Fjernvarmen" bringer en artikel om PUDDEL-projektet. Relevante brancheorganisationer er blevet orienteret om Mvar-ordningen og anvendelsen af målinger, der er en del af PUDDEL-projektet. Gruppe C Nordjysk Elhandel, havde fremsendt en med gode og relevante spørgsmål. Eltra havde besvaret spørgsmålene. I den anledning er der følgende vigtige tilføjelser: 1. Af korrespondancen fremgår det, at det aktiverede bud i regulerekraftmarkedet vil blive afregnet efter marginalprisprincippet. Dette er også hensigten, at det bliver sådan men først fra 1. december Eltra er i forhandling med norske Statnett om principperne. 2. Fra 1. januar 2005 vil alle værker >10 MW e være pligtig til markedsdrift. Værker <10 MW e og >5 MW e vil have to år til at beslutte sig, og værker <5 MW e har ingen pligt. Værker <10 MW e har dog en mulighed for at vælge markedsdrift allerede fra 1. januar Det fremgår af bemærkningerne til loven, at en beslutning om at gå på markedet vil være irreversibel. I PUDDEL-projektet er der 18 værker <10 MW e. Eltra har ingen intention om at bringe disse værker i en økonomisk eller juridisk klemme. Derfor blev følgende principper slået fast på mødet. a) Eltra arbejder i Energistyrelsen for, at der i bekendtgørelsen bliver givet en dispensationsmulighed for de 18 værker, så de f.eks. fra 1. april 2005 har frihed til at fortsætte i PUDDEL uden konsekvenser for deres status. b) Eltra arbejder internt for at finde en model for finansiel afdækning af de 18 små værker under markedsdriften i januar-februar c) Hvis der ikke findes en juridisk og økonomisk holdbar løsning, vil de 18 værker køre simuleret drift i januar-februar 2005, og afrapporteringen vil da bygge på beregnede data. Muligheden for at afstå fra virkelig markedsdrift, i december 2004, består uændret hvis et værk godtgør, at drift vil give tab af juridiske rettigheder eller økonomi. 3. I besvarelsen fremgik, at visse industrianlæg og gartnerier har mulighed for både at byde produktion og forbrug af el ind i regulerekraftmarkedet. PUDDEL-projektet handler imidlertid om regulering af produktion. Overvejelser om at byde forbrug ind i markedet via en forbrugsbalanceansvarlig er således ikke en del af projektet. Orientering fra grupperne A, B, C, D, E og F: Gruppe A: Nogle værker har i forbindelse med tilkobling af RTU overvejet i stedet at vælge protokolløsningen. Hvis der er mere end en motor, koster det kr. at få programmeret til en protokolløsning. Disse overvejelser har givet forsinkelser. Derfor er cos φ oplysninger og skaleringslister ikke klar endnu. Der kommer en snarlig tilbagemelding. Værkerne kan forvente udgifter på kr. for at blive klar. Der har været afholdt møde om driftsstrategi. Gruppe B: Tidsplanen er fulgt til nu. RTU/protokol-overvejelser hos flere værker. Lister over skaleringer er på vej. Der arbejdes på at finde et optimalt interface mellem DONG og PBA-pc'en. Gruppe C: RTU løsningen er for dyr, derfor overvejer flere værker protokolløsningen. ABBs RTU-løsningen er også overvejet. Stamdata er på vej. Har holdt møde om elmarkedet. Har lavet økonomisk simulering, og det ser ok ud. Gruppe D: Kun et værk skal have en K-boks-løsning, så der er ingen tidsproblemer. Har holdt møder om økonomisk model. 84

85 Gruppe E: Er rimelig klar. Et værk er ikke helt klar (Grindsted med to centraler). Det er ikke helt afklaret, hvorledes PBA-pc'en skal kommunikere med øvrig it. Der blev spurgt om følgende punkter, og herunder er svarene: Temperaturforhold for RTU'en? Den kan tåle op til 40 C. RTU'en bruger 25 W, Cisco Routeren bruger 18 W. Der skal være elforsyning 230 V til RTU. F.eks. ved hjælp af et UPS-anlæg. Findes det ikke, kan der købes en simpel pc UPS til kr. Uden konstant elforsyning vil der kunne opstå situationer, hvor elforsyningen til RTU forsvinder, mens værket fortsat er med spænding. Alle værker (med undtagelse af gruppe D) modtager en RTU-enhed som planlagt. Vælges der en protokolløsning, kan TDC-udstyr tilsluttes alene. Den leverede RTU-enhed repræsenterer en tilbagefaldsmulighed, hvis protokolløsning ikke virker eller er forsinket. Opdatering fra Eltra's teleafdeling Den opdaterede tidsplan findes på dok.nr Heraf fremgår det, at PBA-pc'erne skal leveres til PBA'erne den 1. oktober HRI foreslog, at der i stedet arrangeres en workshop hos Eltra, hvor relevante medarbejdere fra PBA'erne kan introduceres til den nye software og afprøve udstyr på Eltra's testnetværk. Der var opbakning til denne løsning, og der blev valgt følgende dage: 4. og 5. oktober. TDC-netværk er etableret og testet. Det hele virker, og der er meget hurtige svartider (30 ms ved 56 Kb-forbindelse). Testnetværk hos Eltra er i drift og fungerer godt. Der er således klar til at modtage software fra EURISCO for test. Alle ADSL-forbindelser er etableret. Jens Jakobsen (JEJ) oplyste, at der af hensyn til tidssynkronisering i det samlede system af pc'er, RTU'er, lokale PLC/SRO'er osv. vil blive udsendt tidskoder fra Eltra's GPS-ur. Dem, der vælger protokol-løsninger bør derfor have med i programmeringsovervejelserne at gøre plads til at modtage disse tidskoder. Der er i Kravspecifikationen til PBA-software indskrevet et afsnit om sikkerhedsaspekter, dok.nr Opdatering fra Eltra's driftskontrol Design af planmodul er på plads. Yderligere bemærkninger skal komme hurtigt. Der udsendes en kopi af notatet om planmoduldesign, dok.nr , sammen med dette referat. Bemærk, at notatet ikke er endeligt afsluttet. Opdatering fra Hans Ravn Formater for kommunikation er på plads og formidlet til EURISCO Lastfordelingsfunktionen er med i optimeringsprogrammet For at optimeringsmodulet kan arbejde, skal det bruge inddata: Beskrivelse af produktionsanlæggene (stamdata). Prisprognose (som PBA selv må lave). Produktionsplaner fra værkerne (varme). Der kommer følgende output: Bud til spotmarkedet. Bud til regulerkraftmarkedet. Køreplaner timeplaner, der opsplittes på 5 minutters-niveau. Der kommer lastfordeling, som fungerer efter en matematisk model med lineær programmering. EURISCO præsenterede en oversigt over, hvorledes softwaremodulerne bliver udviklet, og hvilken kommunikation der bliver mellem modulerne. Det hele blev sendt rundt til kommentering med den 27. august og er optrykt i dette referat som bilag. 85

86 Bilag 86

87 Projektledelsesmøde 5 referat 16. september 2004 Fra referatet for projektledelsesmøde 5 var der følgende oplysninger: Kim Behnke kunne glædeligt meddele, at Svendborg Kraftvarme, som det første værk, havde etableret RTU og fået testet, at der er forbindelse til netværket. Bekendtgørelsen og servicebreve: Henning Parbo (Eltra) orienterede om, at den nye bekendtgørelse for afregning af decentral kraftvarme vil få en særlig bestemmelse om, at værker, der deltager i forsøg, får mulighed for at gøre dette uden juridiske konsekvenser for deres status som 3-tids afregnede. Dermed er der ikke nogle juridiske problemer for værker <10 MW e ved at deltage i markedskørsel i januar og februar Se i øvrigt Bilag 1. Henning Parbo orienterede derefter om, at Eltra har undersøgt behovet for finansiel afdækning af værkerne for markedsdeltagelsen i januar og februar Vilkåret for deltagelse i PUDDEL-projektet, dok.nr , lagde til grund, at værkerne selv må dække tab/manglende gevinst i markedstesten. Nu har beregninger imidlertid vist, at der næppe opstår tab. Behovet for finansiel afdækning er derfor ikke til stede. Henning Parbo orienterede om ændrede vilkår for netto-afregnede virksomheder, blandt andet så de får mulighed for at deltage i regulerkraftmarkedet. Se i øvrigt Bilag 1. Henning Parbo udleverede en kopi af Elkraft System og Eltra's input til Energistyrelsen på dette punkt. Henning Parbo orienterede om de servicebreve, Eltra vil udsende til værker og med kopi til PBA'er om fremgangsmåde ved overgang til markedet og individuelle beregninger af værkernes økonomi. Se i øvrigt Bilag 1. 87

88 Kim Behnke orienterede om, at deadline for at være med i markedet fra den 1. januar 2005 er en erklæring senest den 30. november Og at værker, der eventuelt ikke når at være klar til markedsdrift den 1. januar 2005, vil blive forsinket til start den 1. februar 2005 og så køre markedsdrift frem til den 31. marts. Se Bilag 2. Status for softwareudviklingen Poul Mortensen (Eltra) fremlagde nogle justeringer i det udsendte notat om XML-strukturen (dok.nr ) og tilkendegav, at et notat med samlet opdatering er klar i løbet af et par dage. Kravspecifikationen (dok.nr v4) vil desuden blive opdateret og rundsendt i løbet af et par dage. Se i øvrigt Bilag 3. Hans Ravn fremlagde en præsentation af status for hans virke med optimeringsmodulet. Se Bilag 4. Hans Ravn havde brug for en tilkendegivelse om, hvorvidt man ønsker at anvende "Kippriser" eller indtastning af en række økonomiske data for beregning af marginalprisen. De tilstedeværende tilkendegav, at Kip-prisen er det bedste, da det er et veldefineret begreb i branchen. Der findes et beregningsværktøj for værker til fri afbenyttelse, som kan hentes på følgende webadresse: Kip-prisen regnes ud for hver enkelt el-produktionsenhed sammenholdt med en kedelproduktion. Regnearket kan have op til fem motorer og en kedel indtastet i beregningerne. Startomkostninger for en elproduktionsenhed skal beregnes separat. Størrelsen af startomkostningerne kan bruges som indikator for at få en enhed til at køre i et mindste antal driftstimer. Claus Andersen, EURISCO, fremlagde status for det samlede softwarekompleks. Se Bilag 5. Der vil samme dags eftermiddag ske test af modulerne i Eltra's test-pc. Til Workshoppen forventes de fleste moduler at være færdige i en beta-version. Softwaren, der anvendes i OPCdelen, kan man læse nærmere om og få tekniske detaljer om på denne webside: Opdatering fra Eltra's teleafdeling Workshoppen afvikles som planlagt i dagene den 4. og 5. oktober hos Eltra i en særlig bygning bag Eltra. Henvendelse ved Eltra's hovedindgang. Tilmelding til workshoppen senest onsdag den 22. september til [email protected]. Der henvises i øvrigt til bilaget til programmet for projektledelsesmødet. Hans Ravn vil have mest muligt færdigt til workshoppen. RTU'erne leveres successivt i øjeblikket. TDC har haft lidt praktiske vanskeligheder omkring levering af ADSL-linjer, men tingene har god fremdrift. Ib Schöllhammer gennemgik det sikkerhedssetup, Eltra har valgt på projektet, med beskrivelse af firewall osv. I projektet vil der periodisk blive sendt opdaterede antivirus ud til alle pc'er tilknyttet. Det blev understreget, at der i projektperioden er valgt et supportniveau inden for normal arbejdstid (08:00-16:00). Hvis der viser sig behov, tages det op til overvejelse. Efter endt projekt påhviler det PBA'er og værker selv at sikre support fra TDC og softwareleverandører m.v. Orientering fra grupperne A, B, C, D, E og F: Gruppe F: Der er ikke styr på skaleringerne fra alle værker endnu. Det kommer snarest. Gruppen er ved at aftale en optimeringsstrategi. 88

89 Gruppe E: To værker er meldt helt klar. To værker vælger protokol, og der påregnes ikke problemer. Arla Food er også klar. Gruppe D: Venter fortsat på Ørnhøj-Grønbæk, de forventes at være klar den 1. oktober. Der arbejdes på højtryk med it-integrationen, som forventes klar den 1.oktober. Gruppe C: Forretningskonceptet forhandles i øjeblikket. Teknikken er på plads. Ringe vælger protokolløsning. Gruppe B: Værkerne er teknisk på plads, dog har et værk besvær med opstartstider. Tre værker vælger protokolløsning, og to værker vælger RTU-løsning. Skalering er på plads hos fire af fem det sidste kommer i uge 40. På et værk skal hele SRO-systemet udskiftes. Gruppe A: Skaleringslister kommer i uge 40. Afgørelsen om RTU-/protokolløsning ventes på tirsdag (den 21. september). Der holdes møder om forretningsplanen. Steen Thøgersen, Bramming, viste et plot af, hvordan hans værk havde opført sig ved et serviceeftersyn. Ved serviceeftersyn er det ikke unormalt, at der foretages en række start/stop sekvenser inden for nogle timer. Spørgsmålet blev rejst, hvorledes dette skal håndteres i relation til markedsdeltagelsen. Emnet blev diskuteret, og det bedste råd er, at hvis et værk skal have planlagt service, så bør det ikke meldes ind for disse timer. Produktionen fra værket ved test start/stop vil fremgå i balanceafregningen, men den solgte energi vil også blive afregnet. Det videre arbejde Alle opfordres til hurtigst muligt at få afrapporteret manglende data. RTU'erne leveres, og successivt vil der på Eltra blive foretaget teknisk test. Workshoppen vil give indsigt i drift af PBA-pc med softwaremoduler. I takt med at PBA'er og deres værker melder klar til test-drift gennemføres individuelle testforløb. Når en balancegruppe er meldt klar for alle værker, igangsættes den egentlige simulerede drift, hvor såvel værker som PBA'er øver sig i datahåndtering, planhåndtering, start/stop sekvenser osv. Der foretages simulerede indmeldinger til Eltra af planer, mens Nord Pools bud kun testes op til afsendelsen af bud. Erfaringer fra test og simuleringsfasen vil givet udløse opdaterede versioner af softwaremoduler. Disse vil blive distribueret efter behov. 89

90 Bilag 1: Bekendtgørelse om decentral kraftvarme INDHOLD Værksdefinition (geografisk afgrænsning, ejerforhold) Bestemmelse af grundbeløb mv. Definition af til rådighed mv. Tidsfrister ved overgang til markedsvilkår TIDSPLAN Udkast til Bekendtgørelse til høring ultimo september Høringsperiode i oktober Behandling af høringssvar, revision af Bekendtgørelse i november Vedtagelse/ikrafttræden primo december Bekendtgørelse om decentral kraftvarme Tidsfrister ved overgang til markedsvilkår Som udgangspunkt er værkets beslutning om at deltage på markedsvilkår bindende (kan ikke gøres om), dog således at værker, der deltager i kortvarige demonstrationsforsøg med den systemansvarlige virksomhed, er undtaget fra denne bestemmelse. Hvis denne formulering fastholdes i den endelige Bekendtgørelse er der ingen juridisk binding af værker, der deltager i PUDDEL-projektets demonstrationsfase i januar-februar september 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-projektmøde den september 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-projektmøde den Vilkår for nettoafregnere Forlængelse af nuværende praksis Køb pr. time = max (forbrug produktion, 0) Salg pr. time = max (produktion forbrug, 0) Vilkår for nettoafregnere Alternativ løsning: forbrug og produktion adskilles Køb pr. time = forbrug pr. time (forbrugsbalanceansvarlig) Salg pr. time = produktion pr. time (produktionsbalanceansvarlig) Nettarif betales af nettolevering fra net (køb) Rådighedsbetaling i relation til den produktion, som virksomheden leverer til sig selv Indfødningstarif betales af nettolevering til net PSO-tarif betales af samlet forbrug. PSO-rabat i relation til den produktion, som virksomheden leverer til sig selv time for time Nettarif betales af nettolevering fra net som nu Rådighedsbetaling i relation til den produktion, som virksomheden leverer til sig selv som nu Indfødningstarif betales af nettolevering til net som nu PSO-tarif betales af samlet forbrug. PSO-rabat i relation til den produktion, som virksomheden leverer til sig selv time for time som nu 6. september 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-projektmøde den september 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-projektmøde den Vilkår for nettoafregnere Eltra/Elkraft forslag til Energistyrelsen Anlæg, som fravælger markedet (fortsat 3-tidstarif): Forlængelse af nuværende praksis balanceansvaret måles i forhold til udvekslingen med det offentlige net. Tarifbetaling og PSO-rabat efter gældende praksis. Anlæg, der vælger markedsløsningen: Bruttoopgørelse af forbrug og produktion. Tarifbetaling og PSO-rabat efter gældende praksis. Servicebreve fra Eltra til decentrale kraftvarmeværker INDHOLD Individuel økonomiberegning (grundbeløb mv.) Procedure ved overgang til markedsvilkår aftale mellem værk og balanceansvarlig skal anmeldes på særlig blanket, som sendes til Eltra senest én måned før markedsdeltagelse Kort beskrivelse af krav og vilkår i de forskellige markedspladser (spot- og regulerkraftmarkedet, markedet for reguleringsreserver) henvisning til PUDDEL-projektet TIDSPLAN Værker > 10 MW: Breve udsendes i uge 39. Deadline for anmeldelse af balanceansvar er 30. november Værker 5-10 MW: Breve udsendes i løbet af oktober måned. Markedsdeltagelse er frivillig. Værker < 5 MW: Breve med tilbud om at få foretaget økonomiberegning mv. udsendes i løbet af oktober måned. 6. september 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-projektmøde den september 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-projektmøde den

91 Bilag 2: Bilag 5: PUDDEL projektet Tidsplan nov. 31. dec. 31. jan. 28. feb. 31. mar. Deadline PUDDEL Decentral kraftvarme i markedet PUDDEL markedsdrift PUDDEL teknik færdig Deadline for markedsdeltagelse 1. jan. PUDDEL markedsdrift 2 Alternativ driftsperiode Bilag 3: Ændringer til planhåndtering XML Alle datotid elementer i GMT (datetime til NMTOKEN) TTimeInterval (yyyy-mm-ddthh:nnz/yyyy-mmddthh:nnz). Benyttes i Header i DELFOR og QUOTE og i stedet for Bid TimeFrom og TimeTo i QUOTE. ISO 8601 TimeDisplacement er taget ud. DataTimeInterval ændret til NMTOKEN (PT0M, PT5M, PT15M og PT1H). ISO 8601 CodeText er gjort valgfri i APERAK (det er Code som tæller ) Attributterne Version og Release indføres i rodelementet. Ændringer til planhåndtering XML Alle datotid elementer i GMT (datetime til NMTOKEN) TTimeInterval (yyyy-mm-ddthh:nnz/yyyy-mmddthh:nnz). Benyttes i Header i DELFOR og QUOTE og i stedet for Bid TimeFrom og TimeTo i QUOTE. ISO 8601 TimeDisplacement er taget ud. DataTimeInterval ændret til NMTOKEN (PT0M, PT5M, PT15M og PT1H). ISO 8601 CodeText er gjort valgfri i APERAK (det er Code som tæller ) Attributterne Version og Release indføres i rodelementet. 16. september 2004/PMO Dok.nr PUDDEL projektmøde nr september 2004/PMO Dok.nr PUDDEL projektmøde nr. 5 Bilag 4: Driftsstøtteværktøjet Inddata (1) Integration i systemet: Kaldes som eksekverbart program med nødvendige inddata og afleverer uddata i XML formater Stamdata: Kapaciteter (kv-anlæg, kedler, varmelager, evt. elforbrug), gasmax Virkningsgrader Kip-pris Startomkostninger Online data: Varmelagerindhold Varmeleverance an net Evt. elforbrug Anlægsstatus Puddel Inddata (2) Aftaler, planer: Spothandelsaftale Reguleraftale Køreplan Prognoser: Varmeforbrugsprognose Evt. elforbrugsprognose Spotprisprognose Regulerprisprognose (op/ned) Uddata Indmelding på spotmarkedet Indmelding på regulerkraftmarkedet Lastfordeling Puddel Puddel

92 PUDDEL-workshop referat 4. og 5. oktober 2004 Workshoppen foregik i dagene den 4. og 5. oktober 2004 hos Eltra. Programmet startede den 4. oktober kl. 09:00 for alle balancegrupper, og der var møde helt frem til kl. 16:00-17:00 den første dag. Hver PBA sammensatte en delegation af 2 (3) nøglemedarbejdere til deltagelse i workshoppen. Det bør fortrinsvis være for de medarbejdere, som forventes at skulle arbejde med PBA-pc'en i fremtiden. På workshoppen fik hver gruppe udleveret en pc, der har installeret de softwareværktøjer, som er udviklet. Derefter skulle hver gruppe indlæse data og selv arbejde med de forskellige elementer. Alle pc'er var koblet på netværk, og der skete afprøvning af og arbejde med de mange faciliteter. EURISCO og medarbejdere fra Eltra står for den praktiske afvikling af workshoppen. Forberedelsesskema Hvis workshoppen den 4. og 5. oktober 2004 skulle forløbe så realistisk som muligt, var det nødvendigt, at PBA'erne medbragte en række informationer til indtastning i PUDDELsoftwaren. Kip-priser En vigtig parameter er marginalomkostningerne (kip-priserne) for, hvornår det kan betale sig for modellen at starte en produktionsenhed. Kip-priserne kan beregnes ved brug af regnearket fra "Foreningen Danske Kraftvarmeværker" For at komme så tæt på en realistisk afvikling som muligt var det nødvendigt, at PBA'erne inden workshoppen fik udregnet kip-priserne for alle deres produktionsenheder. Stamdata I "værkfinde"-softwaremodulet skulle der indtastes en række stamdata for PBA'erne og de værker, som er tilknyttet. Informationer for de enkelte produktionsenheder f.eks. motortype, effektivitet og startomkostninger kan kræve en dialog med de enkelte værker, og derfor er det hensigtsmæssigt, at disse overvejelser blev gjort inden workshoppen. PBA'erne kunne vælge at bruge fiktive data under workshoppen, men det frarådes. Udarbejdelsen af de faktiske data kunne med fordel ske inden workshoppen, da et af hovedformålene med workshoppen netop var vejledning i opsætning af systemet og de korrekte data. Skemaet herunder blev udfyldt inden workshoppen. Information for PBA: 1.1 PBA navn 1.2 Adresse 1.3 Postnr. 1.4 By 1.5 Kontaktperson Information for hvert Værk: 2.1 Værk navn 2.2 Adresse 2.3 Postnr. 2.4 By 2.5 Kontaktperson 2.7 Tankkapacitet 2.8 Gaskapacitet 2.9 Gasstraf 92

93 Information pr. motor (udfyld venligst et skema for hver motor) 3.1 Motor navn 3.2 Motor type 3.4 Produktionskapacitet (MWe) 3.5 Eleffektivitet 3.6 Varmeeffektivitet 3.7 Startomkostninger 3.8 Kip-pris Information pr. kedel (udfyld venligst et skema for hver kedel) 4.1 Kedel navn 4.2 Kedel type 4.4 Produktionskapacitet (MW) 4.5 Eleffektivitet 4.6 Varmeeffektivitet 4.7 Startomkostninger 4.8 Kip-pris Projektledelsesmøde 6 referat 12. oktober 2004 Fra referatet for projektledelsesmøde 6 var der følgende oplysninger: Opfølgning på workshoppen den 4. og 5. oktober 2004: Der var under ledelse af HRI en generel drøftelse af forløbet af workshoppen. Herunder blev blandt andet følgende tilkendegivet: Ikke nok funktionaliteter klar hellere have ventet til færdig software. Behov for en "hot-line", når software er færdig, da meget ikke er blevet testet endnu. Manglende mulighed for bud. Onlinedelen positiv for de værker, der var klar. Bekymring om, hvorvidt HROPT-modulet bliver klar. Forudsætningerne før workshoppen var ikke afstemt med PBA. EURISCO var glad for de mange tilbagemeldinger, som gav god mulighed for fejlretning. Status for softwareudviklingen ved EURISCO: EURISCO gennemgik de softwaremoduler, som er klar, og fortalte om, hvornår resten forventes færdig se tidsplan senere. Præsentationen findes i Bilag 2. EURISCO spurgte, om der er behov for en kip-pris for nedregulering og en kip-pris for opregulering. Det blev konkluderet, at software skal have plads til to forskellige priser, og at værker, som kun har en pris, så må skrive denne to gange. Optimeringsmodul ved Morten Middelboe (Hans Ravn) Hans Ravn havde meldt afbud til mødet. I stedet deltog Morten Middelboe og Sarah Straarup fra DTU. Morten og Sarah gennemgik en præsentation af optimeringssoftwaren Bilag 3. Der blev stillet en del spørgsmål til funktionalitet i optimeringsmodulet, samt til hvilke XML-snit der kan forventes. Særligt det forhold, at flere PBA'er ikke vil anvende alle moduler i det samlede software-kompleks, men selv udvikler f.eks. prognoseværktøjer, gør, at det er vigtigt at kende XML-snit nu. Kim Behnke rykker Hans Ravn for at få XML-snit defineret samt at få softwaremodulerne gjort færdig. Desuden presser det på at få GRAMS-software konverteret til C++ software. På spørgsmål fra Sarah blev det fastslået (igen), at startomkostninger er nøglen til, hvor lang kørselstid et værk vil få i optimeringsoutput. Der var generel utryghed ved, om optimeringsmodulet bliver klar til tiden. Kim Behnke fastslog, at der vil blive lagt fornyet pres på Hans Ravn. 93

94 Status for arbejdet med planhåndtering v/poul Mortensen På Eltra's hjemmeside vil der fremover blive lagt de forskellige XML-filer m.v. (er tilgængelige nu). Filerne ligger i originale formater. Det er aftalt, at alle PBA'er skal gennemføre en test af, om de kan udveksle planer med Eltra test finder sted i uge 47. Poul Mortensen laver oplæg til, hvorledes testen skal forløbe. Da der fortsat er en del tvivl om, hvorledes de forskellige moduler kan levere data og hvilke inddata der er mulige, vil Poul Mortensen lave et oplæg til en I/O-beskrivelse. Det blev diskuteret, om der skal laves et notat om, hvorledes den "typiske" dag vil være hos en PBA. Efter overvejelse er det imidlertid vurderingen hos Eltra, at det vil være forkert, hvis Eltra skriver sådan et papir. Det må være op til PBA'erne selv at tilrettelæge deres virke som balanceansvarlige. I den forbindelse er der nyttige informationer i tidligere udsendte dok.nr v6 "Specifikation til PUDDEL-planmodul" og dok.nr "Forventninger til optimeringsmodul i PUDDEL". Til orientering vedlægges begge dokumenter ved udsendelse af referatet. Eltra efterlyser større engagement og ansvar hos PBA'erne for at gøre egne tanker og planer for deres virke som blanceansvarlig. Eltra vil med PUDDEL-projektet gøre en stor indsats for, at alt er klar til den 1. januar, men det kræver aktivt medspil. Problemer med forsinkelser af softwaremoduler er én ting, men almindelig usikkerhed om planhåndtering bør ikke være tilfældet. På opfordring gav HEP en kort orientering om status for de ændrede afregningsvilkår ved effektubalancer. Seneste version har været i høring og gav ikke anledning til bemærkninger. Status fra grupperne A, B, C, D, E og F: Gruppe A: I denne uge (42) vil alle værker være med. 1 protokolløsning, resten RTU-løsning. Enkelte har fortsat problemer med skaleringslisterne. Gruppe B: Skagen er som første værk i gruppen kommet med den 11. september. Tre værker i grupen er med i protokolløsningen, og to er med i RTU-løsningen. Sidste værk er klar i uge 45. Gruppe C: To værker på plads. To værker på protokol. Sindal har ny SRO, forventes færdig om tre uger. PLC-kodning og SRO-opsætning har givet tidsproblemer. Fra Eltra kan man trække på Jens Jacobsen og Flemming Willert angående tekniske spørgsmål om RTU- og SRO-programmering i relation til PUDDEL. Gruppe D: Ørnhøj-Grønbæk er fortsat ikke klar. Ellers arbejdes med software for IES 104-konvertering. Gruppe E: Vildbjerg på med RTU. Grindsted har henholdsvis RTU og protokolløsning for de to afdelinger. Videbæk har protokol. Brædstrup har protokol. Arla har protokol. Arla har måske problemer med ny serviceaftale for maskinen (opstarttider). Nogle værker kan tabe penge, så forbehold fra dem angående driften i januar og februar. Gruppe F: Brønderslev og Hjørring med i uge 45. Viborg, Sæby og Billund har RTU, der er "hul igennem", men ikke med driftsdata. 94

95 Status fra Eltra's teleafdeling Signallisterne er ikke på plads for alle værker endnu. De er en forudsætning for, at et værk kan erklæres for "afleveret". HRI understregede proceduren ved aflevering. Et værk er godkendt, når der foreligger signallister, når PBA har godkendt værket, og Eltra kan se, der flyder onlinedata. En PBA er godkendt, når de har dataflow til Eltra, og når de har vist planhåndtering. Se i øvrigt Bilag 4. Når PUDDEL-projektet er forbi, vil PBA'er overtage teleabonnementer, MPLS-netværk osv. Eltra vil udarbejde en procedure for overdragelsen. Desuden en tjekliste til brug fremover, når et værk f.eks. vil flytte fra en PBA til en anden. Derved skulle alle gerne undgå, at der bliver ophold/afbrydelser i teleforbindelserne. Der er leveret to typer RTU. Liste over til hvem m.v. sender HRI rundt til PBA'erne. Det videre arbejde simuleringsfasen HRI fremlagde den opdaterede tidsplan Bilag 4. Følgende pejlemærker er vigtige: Den 20. oktober kommer der opdateret software fra EURISCO, blandt andet indeholdende en "testknap", så det er muligt på en enkelt måde at få verificeret, at der er dataflow til værkerne. Den 28. oktober afleverer Hans Ravn planmodulet og EURISCOs andel heraf til Eltra. Den 1. november skal alle onlinedata være klar og i kontinuerlig drift. Den 8. november til 12. november kommer der en opdateret software-pakke fra EURISCO. Den november bruges gruppe C (Nordjysk Elhandel) til at gennemføre en samlet softwaretest. Den 22. november skal alle PBA'er inden for 8-16 arbejdsdagen gennemføre fuld udveksling af planer, kvitteringsprocedurer osv. Den 30. november er alt klar til drift. Tidsplanen er forsinket, eftersom simuleret drift vil komme successivt i takt med, at grupperne har alle værker med. Det er vigtigt, at værker og PBA selv får testet fjernkontrol af start/stop på tidspunkter, der passer dem. Simuleret drift vil forløbe ind i december. Under den simulerede drift er værket stadig under 3- tidsafregning. Driftsmønster for værkerne registreres af PBA, og softwaremodulernes forslag til drift efter optimering bliver registreret med henblik på sammenligning. Markedsdrift! I Bilag 5 er optrykt en tidsplan for markedsdrift fra 1. januar. Af hensyn til afregningsprincipperne (1/12 pr. måned osv.) bliver det ikke muligt at starte midt i en måned. De værker eller PBA'er, der ikke er klar til den 1. januar, vil derfor ikke komme på markedet før den 1. februar Disse vil så få markedsdrift i februar og marts mod det forventede i januar og februar. Den nye bekendtgørelse har fået en passus med om, at deltagelse i PUDDEL (og andre projekter) ikke fratager værker under 5 MW e deres mulighed for at fortsætte med 3-tidstarif drift. På mødet den 6. december gøres status for alle værker og PBA'er. Ingen vil blive tvunget til at gå i markedet med udsigt til at lide væsentlige tab. Eltra har udsendt breve til værker >10 MW e med individuel beregning af deres situation efter den 1. januar Der kommer desuden breve til værker >5 MW e og <10 MW e med tilsvarende beregning. For alle øvrige værker bliver der om kort tid et beregningsværktøj (Excel) på Eltra's hjemmeside, så alle kan udregne egen situation efter de nye regler. 95

96 Bilag 2 Bilag 3: Optimeringssoftware Status Inddata i xml Stamdata Herunder kippriser Online data Aftaler, Planer ( ) Prognoser Optimeringssoftware Status Modellerne Spotbud GAMS / CPLEX ( ) C++ / COIN påbegyndes snarest Regulerkraft GAMS / CPLEX ( ) C++ / COIN påbegyndes snarest Lastfordeling GAMS / CPLEX C++ / COIN påbegyndt 96

97 Optimeringssoftware Status Uddata i xml Spotbud påbegyndt Puddel Regulerkraft op / ned påbegyndt Optimeringsmodellerne Lastfordeling påbegyndt Tre forskellige modeller Spotmarkeds modellen Regulermarkeds modellen Lastfordelings modellen Tidshorisonter i modellerne Prognoser laves for 168 timer Spotmarkedet simuleres for 168 timer Regulermarkedet simuleres for 24 timer Resultater gives for op til 24 timer for alle tre modeller Prognoser Spotpris prognose Mulighed 1: Egen prognose Fordele: mulighed for at bruge et prognoseværktøj efter eget valg, kortere regnetid fordi der kun laves et scenarie Ulemper: kun et scenarie, derfor ingen afspejling af usikkerhed Mulighed 2: Vores prognose Fordele: flere scenarier (dog kun ved spotpriser) som buddene kan forholde sig til Ulemper: mere regnetid, simpel afspejling af fortiden T23 T21 T19 T17 T15 T13 T11 T9 T7 T5 T3 T seneste weekenddage Weekend 1 Weekend 2 Weekend 3 Weekend scenarier, 168 timer T23 T21 T19 T17 T15 T13 T11 T9 T7 T5 T3 T1 4 seneste hverdage Scenarie 1 Scenarie 2 Scenarie 3 Scenarie 4 Hverdag 1 Hverdag 2 Hverdag 3 Hverdag 4 0 T1 T25 T49 T121 T97 T73 T145 Øvrige prognoser Varme-, opreguleringspris-, nedreguleringspris- og måske (hvis det bliver relevant) elforbrugs prognoser. Et enkelt scenarie. Gennemsnit af de seneste 4 hhv. hverdage og weekenddage. Spotmarkeds modellen Bruger varmeforbrugs-, spotpris- og regulerpris forventninger samt lagertilstand til at danne gode bud til spotmarkedet Bud på spotmarkedet tager hensyn til eventuel indtjening på regulermarkedet Udbudspriserne svarer som udgangspunkt til kippriserne (eller marginalomkostningerne), men kan blive modificerede, hvis der er høje forventninger til regulermarkedet Der bydes mindst 0,1 MW ud ad gangen 97

98 Start/stop omkostninger inddrages? Regulerkraft modellen Pris KIPpris Spot pris Time Forslag til produktion på baggrund af ovenstående prisbillede: Antag at der er behov for mindst 7 timers produktion. Det relevante spørgsmål er så om der skal produceres i timerne 10 og 11 Afhængigt af start/stop omkostningernes størrelse kan enten det ene eller andet af de 2 følgende forslag være at foretrække Time Spot pris > KIP > KIP > KIP > KIP < KIP < KIP > KIP > KIP > KIP Samme prognoser som til spotmodellen, bortset for de timer på spotmarkedet, hvor prisen allerede er kendt Et godt bud til regulermarkedet findes på baggrund af lagertilstand, spotsalg (både kendt og forventet), prognoser samt salg på regulermarkedet (tidligere timer) Der kan bydes på 1-24 timer ad gangen Der bydes mindst 10 MW ind ad gangen Forslag 1 prod prod prod prod prod prod prod Forslag 2 prod prod prod prod prod prod prod prod prod Lastfordelings modellen På baggrund af varmeforbrugs-, spotsalgs forventninger (for resten af ugen) samt lagertilstand på de forskellige værker, fordeles den samlede solgte produktion på de enkelte produktions enheder. Dette kan gøres for 1-24 timer ad gangen Bilag 5 Deadline PUDDEL PUDDEL teknik færdig PUDDEL projektet Tidsplan nov. 31. dec. 31. jan. 28. feb. 31. mar. Deadline for markedsdeltagelse 1. jan. Decentral kraftvarme i markedet PUDDEL markedsdrift PUDDEL markedsdrift 2 Alternativ driftsperiode Bilag 4: Afleveringskriterier PUDDEL tidsplan Værker PBA checker at data for det enkelte værk er OK i forhold til signallisten PBA giver Eltra besked om, at værket er OK (husk opdatering af signalliste om nødvendigt) Eltra udløser betaling PBA Eltra verificerer at planudveksling er i orden 7. oktober 2004/HRI Dok.nr PUDDEL PL møde 6 7. oktober 2004/HRI Dok.nr PUDDEL PL møde 6 Projektledelsesmøde 7 referat 25. november 2004 Fra referatet for projektledelsesmøde 7 var der følgende oplysninger: Umiddelbart før mødet var der modtaget en "Bekendtgørelse om ikrafttræden af dele af lov om ændring af lov om elforsyning, lov om naturgasforsyning og lov om varmeforsyning". Dette betyder, at den 1. januar ligger fast som start på markedsdrift. 98

99 Udskydelse af perioden for markedsdrift: Eltra har været i dialog med mange værker og PBA'er op til mødet. Anledningen er, at en del værker mindre end 10 MW e er utrygge ved at skulle tilmelde sig markedet fra den 1. januar gennem en underskrift allerede den 30. november. Andre værker har meddelt, at markedsdrift i januar og februar 2005 vil udløse tab for dem, blandt andet ud fra de nu forventede spotpriser på Nord Pool. Disse værker vil benytte deres adgang til at træde ud af projektets markedsdrift. Teknikken er forsinket, hvorfor simuleringsfasen er blevet afkortet meget. Under indtryk af ovenstående meldinger havde Eltra et forslag til projektledelsen. Forslaget går ud på at sikre tilstrækkelig simuleringsfase og derfor gennemføre driften på markedet senere end hidtil planlagt. Værker større end 10 MW e skal under alle omstændigheder på markedet fra den 1. januar. PUDDEL-projektets markedsdriftsperiode er foreslået til marts og april Se nærmere i notat, dok.nr Eltra lagde op til, at projektledelsen træffer beslutning om ovenstående. Gruppe F, Markedskraft, havde meldt afbud til mødet på og samtidig tilsluttet sig løsningen. Alle tilstedeværende gav opbakning til løsningen. Herefter bliver tidsplanen som vist i Bilag 1. Markedstilmelding: Angående markedstilmelding blev beskrivelsen opdateret med de nye tider, jf. udskydelsen af markedsdriften for værker <10 MW e. Se samlet fremstilling på papir i Bilag 2. Henning Parbo understregede, at den 30. november ligger fast som frist for værker >10 MW e og andre, der skal/vil på markedet fra den 1. januar. Eltra's jurister har undersøgt muligheden for at være "fleksibel", men det tillader loven ikke. Som svar på spørgsmål oplyste Kim Behnke, at Eltra's jurister havde undersøgt, om det vil være i overensstemmelse med bekendtgørelsens "PUDDEL-paragraf" 18, stk. 3, at gennemføre perioden med markedsdrift i marts-april Der er ingen problemer. Status fra Eltra's teleafdeling Henrik Riis gav en status for projektets teleandel. Notatet om klarmeldinger blev gennemgået og opdateret. Opdateret tidsplan blev gennemgået af HRI. Se herunder. Vi er forsinket! Det betyder, at der bliver følgende nye datoer: Den 18. november er alle onlinedata klar. Den 26. november afleveres software hos Eltra. Den 30. november frigives en opdatering af planmodul. Den 1. december gennemføres SAT hos Nordjysk Elhandel (var planlagt til den 29. november, men blev skubbet efter fælles overenskomst). Den 8. december frigives hele softwaren fra EURISCO. Den 14. december gennemføres "8-16-testen" med alle PBA'er. Testen går ud på, at en PBA melder fiktive effektplaner og priser ind til Eltra, kvitteringsrutiner osv. gennemføres. Der påregnes flere runder mellem Eltra og PBA'erne samme dag, så begyndervanskeligheder kan justeres. Den december er der simuleret drift for værker >10 MW, for værker <10 MW er der ligeledes simuleret drift i januar-februar

100 Eltra betaler forlængelsen af TDC-aftaler med et kvartal som følge af forskydelsen af tidsplanen. Eltra er opmærksom på, at tidsplanen nu er meget stram og opfordrer alle parter til at yde det optimale for, at vi i fællesskab når frem til mållinjen. Status for softwareudviklingen Claus Andersen fra EURISCO gennemgik softwaremodulerne og berettede om status for hver enkelt. Der er nu planlagt softwarerundsending den 26. november (blev den 30. november) inklusive effektplaner. Der rundsendes med , med CD-ROM og med downloadmulighed fra FTP-serveren. Optimeringsmodulet ved Hans Ravn Hans Ravn oplyste, at modulet er færdigprogrammeret i GAMS. Programmet er ved at blive oversat til C++, og det giver vanskeligheder. Der er foretaget kørsler med dummy-data fra "Fællinggaard-Billund-projektet". GAMS-licenserne vil blive fornyet vederlagsfrit. Alle i PUDDEL-projektet kan således arbejde videre med optimeringsmodulet i GAMS, indtil C++ versionen foreligger. PUDDEL-softwaren kan dog ikke frigives til 3. part, før C++ versionen af optimeringsmodulet er på plads. Planhåndtering ved Poul Mortensen Poul Mortensen opfordrede alle til at henvende sig med de problemer, de måtte have i relation til dataudveksling m.v., jo før jo bedre. Levering af måleværdier for værker <20 MW e kan være nyttigt, også når der skal afregnes for ubalancer. Jf. punkt i dok.nr modtager PBA'en en "pakke" med måleværdier for hvert enkelt værk. Det er MW e -værdier og ikke afregningsmålinger i MWh. Status fra grupperne B, C, D og E: Gruppe B: OK, ikke noget at tilføje. Gruppe C: Fokus har været på produktionen, nu går man over til at have fokus på salg. Gruppe D: K-boks-løsningen droppes. Oversættelsen af K-boks-data til IEC format var ikke mulig. Værkerne får mulighed for at få RTU'er fra Eltra og hjælp til at komme videre. Gruppen D modtager ikke yderligere tilskud fra Eltra, ud over det oprindeligt aftalte. Gruppe E: Alle er klar, de mindre værker forventer også at gå i regulerkraftmarkedet. 100

101 Bilag 1: Bilag 2: Noter om markedstilmeldingen: Bekendtgørelsen om afregning af decentral kraftvarme Bekendtgørelsen åbner i 18, stk. 1, mulighed for, at et værk < 5 MW kan "prøve" at være på markedet i et år og eventuelt vende tilbage til skabelonafregning. Høringsudkast til bekendtgørelse vedhæftet. Bekendtgørelsen har i 18, stk. 3, en "PUDDEL-bestemmelse". Ifølge den kan Energistyrelsen efter indstilling fra systemansvaret beslutte, at nærmere angivne anlæg, i en eller flere perioder på indtil 3 mdr, kan modtage pristillæg efter loven som led i demonstrationsprojekter. o Eltra vil derfor drage omsorg for,at Energistyrelsen får to breve: o Når bekendtgørelsen er trådt i kraft, vil Eltra sende brev til Henrik Lawaetz i Energistyrelsen med oplysning om, hvilke værker der er omfattet af PUDDEL-projektet, og som følge heraf vil være i markedet i perioden marts-april i o I løbet af april 2005 vil Eltra kontakte alle værker i PUDDEL <10 MW e for at få afklaret, om værket ønsker at fortsætte på markedet eller vil tilbage til skabelonafregning. Disse oplysninger sendes videre til Energistyrelsen. o Herefter vil ingen af PUDDEL-værkerne <10 MW e komme juridisk i klemme ved at deltage i markedsdriften i marts-april Tilmelding til markedet Alle værker >10 MW e skal på markedet fra den 1. januar Derudover kan øvrige værker frivilligt gå på markedet fra den 1. januar For de værker, som så skal, eller vil på markedet, skal der udfyldes og indsendes en blanket til Eltra. Alle værker med i PUDDEL >10 MW e skal udfylde og indsende en blanket. Blanketten skal være Eltra i hænde senest 1 måned før markedsdeltagelsen, hvilket er den 30. november Af blanketten skal fremgå, hvem værket ønsker at have som produktionsbalanceansvarlig (PBA) fra den 1. januar Værker, der deltager i PUDDEL-projektet, har siden maj 2004 været sammen med en PBA i en balancegruppe. Af tilmeldingsvilkårene for PUD- DEL, skal det fremgå af blanketten, når den indsendes. Eltra's teleafdeling, Henrik Riis, skal hurtigst muligt have besked fra de værker, som ønsker at være i "stald" hos en anden PBA fra den 1. januar, sål TDC kan nå at flytte teleforbindelser til andet MPLS-netværk. 101

102 BEMÆRK Eltra yder fuld fortrolighed. Værker kan derfor uden betænkning rette henvendelse til Eltra om valg af ny PBA og teleflytning. Når vi er kommet på markedet Det er planen, at alle PUDDEL-værker skal have markedsdrift i marts-april Værker >10 MW e har da allerede været på markedet i januar-februar 2005 med salg i spotmarkedet og mulighed for salg af regulerkraft. I marts-april perioden er regulerkraftbud obligatoriske. Eltra forventer, at værker og deres PBA'er, som deltager i PUDDEL, vil deltage både i spotog i regulerkraftmarkedet. Deltagelse i regulerkraftmarkedet skal ikke nødvendigvis være fra den 1. januar for værker >10 MW, men i løbet af testperioden. Derved bliver evalueringsgrundlaget troværdigt. Værker, der ikke er omfattet af PUDDEL, men som går på markedet fra den 1. januar, kan få deres produktion budt ind i spot- og regulerkraftmarkedet ved at formidle produktionsdata fra værk til PBA som f.eks. eller fax. Når onlineforbindelser er etableret, kan disse værker også være 100 % med. Værker, der ønsker at komme på markedet, men som ikke har mulighed for at få en ADSLopkobling fra TDC kan deltage i spot- og regulerkraftmarkedet blot ikke med onlinedata. Da må den daglige planhåndtering fra værk til PBA foregå som eller fax. Eltra vil fra driftskontrollen være behjælpelig med planhåndtering mellem PBA og Eltra fra den 1. januar 2005, så alle sikres en god start på markedet. Deltagelse i spotmarkedet Værker, som skal sælge elproduktionen i spotmarkedet, skal indgå aftale med en PBA. For at PBA'en kan levere elproduktionen på markedet, er der et par vigtige betingelser, som PBA'en skal opfylde. Det hele fremgår af den aftale, som PBA har underskrevet ved anmodningen om at blive PBA. Se dok.nr Selvom det i første omgang er PBA'en, som skal bringe praktiske forhold i orden, så påhviler det også værksejeren at sikre sig, at PBA'en som der indgås aftale med, jf. pkt. 2.2 herover fuldt ud er i stand til at sælge elproduktionen i spotmarkedet. PBA'en skal etablere sig som handler på Nord Pool-børsen, det har Eltra ingen andel i. PBA'en skal etablere en kommunikation til Eltra for levering af aktørplaner. Som det fremgår af dok.nr , så kan denne kommunikation etableres som Ediel-kommunikation eller som en web-baseret kommunikation. PBA skal sørge for at få testet denne kommunikation med Eltra inden markedsdeltagelsen. Ediel-kommunikationen og webkommunikation til formidling af aktørplaner testes med Christian Odgaard hos Eltra. Deltagelse i regulerkraftmarkedet Værker og PBA'er, som ønsker at deltage i regulerkraftmarkedet, skal enten anvende PUDDEL-systemet til indmelding af effektplaner osv. til Eltra eller anvende et andet system, som slet ikke eller kun delvist anvender PUDDEL. Da Eltra ikke er fuldt opdateret med, hvilke overvejelser PBA'erne gør sig om anvendelse af systemer uden for PUDDEL, så påhviler det PBA'en selv at sikre sig, at systemer uden for PUDDEL bliver testet. Denne test af planudveksling med Eltra skal iværksættes hurtigst muligt og aftales med Poul Mortensen på Eltra. Uanset om PBA'en får alle onlinedata fra værkerne gennem PUDDEL-systemet, så tilbyder Eltra, at alle PBA'er kan modtage onlinedata hvert minut fra Eltra's registrering af målinger (EDOS) på værker <2MW e. Der skal blot aftales med Poul Mortensen at få åbnet for disse data. Selvom der er opstået forsinkelser med leveringen af PUDDEL-software, er det fortsat Eltra's plan, at der til den 1. januar 2005 foreligger et færdigt softwaremodul. Der arbejdes i øjeblikket prioriteret med systemet, så alle PBA'er og tilknyttede værker er i stand til at køre fra den 1. januar. Den prioriterede rækkefølge er: 102

103 o o o o o Mulighed for at indsende aktørplaner for salg i spotmarkedet (er ikke en del af PUDDEL og påhviler PBA'en selv, jf. punkt 2.4. herover). Mulighed for at sende planer til Eltra fra PUDDEL-planmodulet for deltagelse i regulerkraftmarkedet. Modtagelse af onlinedata fra værkerne (er testet ok). Værkfindermodulet (er testet ok). Optimeringsmodulet (er ok i GAMS-version, licenser er forlænget, og der arbejdes på oversættelse til sproget C++). Værker og PBA'er afgør selv, hvornår de vil prøve at byde kapacitet ind i regulerkraftmarkedet i test-perioden marts-april Der er ikke noget krav om, at bud skal indleveres allerede den første dag. Eltra finder det helt acceptabelt, at PBA'er og værker starter med at blive fortrolig med levering i spotmarkedet. Eltra vil have medarbejdere i kontrolrummet efter den 1. januar, som hjælper PBA'erne gennem de første dage med startvanskeligheder. Afregning til værker og PBA Eltra udbetaler kr. til et værk, når Eltra kan se, der flyder onlinedata, når der foreligger en signalliste, og når PBA'en har godkendt, at de har dataflow. Skema med Eltra's vurdering pr. 16. november 2004 er på dok.nr Eltra udbetaler kr. til en PBA, når Eltra har set, at der er dataflow til Eltra, og de har vist planhåndtering. Se i øvrigt skema. Projektledelsesmøde 8 referat 15. december 2004 Fra referatet for projektledelsesmøde 8 var der følgende oplysninger: Referat fra projektledelsesmøde 7 Støttebeløb var udbetalt til deltagende værker og PBA'er den 3. december. Status for softwareudviklingen Der blev gennemført SAT hos Nordjysk Elhandel den 10. december. Testen varede 2-3 timer og Ann Sloth Andersen kunne rapportere, at det gik godt. Der er fortsat småting, som skal forbedres. Poul Mortensen supplerede, at det set fra Eltra også var en vellykket test. EURISCO understregede, at det er vigtigt med tilbagemeldinger fra ægte drift. Forløbet af "8-16"-test havde været følgende: Gruppe A: Var ikke til stede, men Poul Mortensen kunne oplyse, at de ikke har deltaget. Gruppe B: Testen fungerede godt, dog har de fortsat kun 3 værker 100 % online. DONG havde en liste indeholdende de mindre fejl/mangler, de havde observeret. PMO bekræftede, at testen var gennemført. Gruppe C: OK, har alle værker med. Der er et par mindre ting, som skal forbedres. Gruppe D: Deltog ikke i testen. Gruppe E: Var først på banen, også med indmelding allerede mandag eftermiddag. Det gik godt, dog er der problemer med æ-ø-å i visse situationer. Det bliver rettet. Poul Mortensen bekræftede, at testen var gennemført. Gruppe F: Var ikke til stede, men Poul Mortensen kunne oplyse, at de ikke har deltaget. EURISCO gennemgik den omdelte mangelliste. Fremover vil mangellisten blive lagt på Eltra's hjemmeside under PUDDEL, så alle kan se, om observerede fejl/mangler er registreret. 103

104 EURISCO har haft Plan-modulet som 1. prioritet og Afvikler-modulet som 2. prioritet. Nu går EURISCO i gang med at få Afvikler-modulet gjort færdig. I første omgang med en test over for Eltra's "Test værk" som rigtige kraftvarmeværker ikke skal bruge til fejlfinding. Herefter blev PBA'erne bedt om at give deres prioritering af softwaremodulerne i relation til, hvornår og hvad de vil anvende: Gruppe C: Kommer ikke til at benytte Afvikler-modulet, har Plan-modulet og dets brugervenlighed som 1. prioritet. Gruppe E: Vil bruge Afvikler-modulet, men Plan-modulet skal være færdigt først. Gruppe D: Plan-modulet skal være færdigt først. Gruppe B: 1. prioritet er at få rettet småfejl i Værkfinder-modulet. 2. prioritet er Planmodulet og 2. prioritet er Afvikler-modulet. Eltra konkluderer derfor følgende prioritering: 1. Værkfinder-modulet skal have rettet småfejl (blandt andet en manglende test-knap) 2. Plan-modulet skal være færdigt inklusive øget brugervenlighed 3. Afvikler-modulet gøres færdigt og er antageligt først klar i ugerne Optimerings-modulet (Hans Ravn) har sidste prioritet. EURISCO gennemgik udleveret ark omkring backup-procedure. Installationsvejledning blev omdelt og gennemgået af EURISCO. Eltra har testet vejledningen på en "ren" maskine, og den virker. Eltra (JEJ) skriver et afsnit omkring Opc-gateway og installationsvejledning for denne. Det hele samles i et dokument dok.nr Hans Ravn oplyste, at GAMS-versionen af Optimerings-modulet er klar til test. Der er ikke gennemført test endnu, dels fordi Optimerings-modulet har været forsinket, og dels fordi Planmodulet har haft 1. prioritet. Der vil være snitflader, som skal justeres. C++ versionen er klar i midten af januar Der var enighed om, at det ikke tjener noget formål at få installeret GAMS-versioner på PBA'ernes Eltra-pc. PBA'erne venter hellere til C++ versionen. GAMS-licenser for hele PUDDEL-gruppen skal derfor ikke forlænges. EURISCO vil teste GAMS-versionen af Optimerings-modulet for sikring af korrekte snitflader. Derefter testes C++ versionen hos Eltra på en "Eltra-pc" inden modulet installeres på PBA'ernes Eltra-pc. Status fra Eltra's teleafdeling Der er sket "mageskifte" for et par PUDDEL-værker, jf. note 2 i program for mødet på dok.nr Eltra administrerer MPLS-nettene inklusive alle tilslutninger, indtil der foreligger et færdigt sæt spilleregler for den fremtidige telekommunikation. Fra og med den 1. maj 2004 påhviler det de enkelte PBA-grupper at betale driftsomkostninger til telenettet. Omkostningerne faktureres gennem Eltra. Eltra meddeler hver PBA, hvilke beløb der kan ventes faktureret. Desuden vil der inden den 1. maj 2004 foreligge en procedure for administrationen. De enkelte PBA-grupper sørger selv for etablering af nye RTU'er. Hvis aktører vælger at købe RTU'er af mærket SAT, er Eltra dog behjælpelig med parametrering (kopiering af SIM-kort etc.). Eltra opdaterer dokumentet vedrørende RTU-krav. 104

105 Udestående opgaver før den 1. januar 2005 Hvis der er PBA'er, som vil bruge andet end PUDDEL til planindmelding, skal det meddeles, og det alternative værktøj skal godkendes senest den 21. december Poul Mortensen gennemgik de forhold, som det er vigtigt at være opmærksom på. Se Bilag 2. Bemærk særligt de kontaktpersoner og telefonnumre, Eltra skal have fra alle PBA'er, da det er vigtigt! Alle fejl/mangler/rettelser/opdateringer osv. til softwaren sendes til EURISCO og med kopi til Listen med udeståender inklusive prioritering lægges på under PUDDEL. Den 1. januar 2005 er der ægte markedsdrift for værker >10 MW og syv værker <10 MW, der har tilvalgt markedet. Disse værker har ret til, men ikke pligt til, at deltage i regulerkraftmarkedet, og skal da indsende effektplaner osv. til Eltra. Bud vil blive behandlet som ægte bud og accepteret, hvis prisen er rigtig. I marts og april 2005 skal alle PUDDEL-værker (30) gennem deres respektive PBA'er byde kapacitet ind i regulerkraftmarkedet. Disse bud vil blive betragtet som ægte bud og aktiveret, hvis prisen er rigtig. Dette er nødvendigt, da værkernes bud vil påvirke prisdannelsen i markedet. Når vi i PUDDEL kalder perioden marts-april for en "Simuleret drift", er det fordi, planudveksling osv. kan testes frem til accept. For at få rigtig prisdannelse i markedet vil bud også blive eksekveret i løbet af perioden. Nordjysk Elhandel spurgte, om der er en nødplan, hvis Eltra-pc går ned? Svaret var: Der findes forskrifter for nødkommunikation i forbindelse med aktørplaner, men ingen dedikeret plan for PUDDEL. Eltra anbefaler, at hver PBA laver en image-back up eller eventuelt laver en komplet reserve-pc det sidste kræver ekstra licens af OPC-softwaren. Bilag 2 Sidste nyt om drift Uddrag af stamdata er rundsendt til aktører den 14. december Værk Id til brug i køreplan (KPL-id) Identifikation af Eltra online måling (Online-id) Status på test den 14. december Status fra hver gruppe Fortsæt endelig med at sende planer og bud meget gerne live data Fejl i planmodul samt ændringsforslag kommunikeres til EURISCO og cc til PMO Driftsoplysninger Beredskab aktører Samtlige aktører skal inden den 21. december oplyse: telefonnummer til kontrolrum/beredskab faxnummer til kontrolrum/beredskab adresse til kontrolrum/beredskab Oplysningerne sendes til Poul Mortensen, [email protected] 15. december 2004/PMO Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde nr december 2004/PMO Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde nr

106 Driftsoplysninger Beredskab Eltra Kontakt til Eltra s kontrolrum: normale telefonnumre Balancevagt, bud og planer Netvagt nød telefonnummer faxnummer adresse [email protected] Driftsoplysninger Regulerkraft Regulerkraftbud vil indgå i den skarpe Eltra prioriteringsliste. Dette gælder både den frivillige og den tvungne periode i PUDDEL projektet Regulerkraft vil blive aktiveret, hvis bud er konkurrencedygtige Aktiveret regulerkraft vil blive afregnet sammen med balanceafregningen 15. december 2004/PMO Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde nr december 2004/PMO Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde nr. 8 PUDDEL Rejsegilde referat 27. februar 2005 Fra rejsegildet den 27. februar 2005 er der følgende materialer: PUDDEL-projektet har været i gang siden den 1. maj Vi har passeret den 1. januar 2005 og er nu nået en driftsfase for projektets deltagere. Som ved rigtige rejsegilder så er "huset" ikke helt færdigt endnu, men den samlede kontur tegner sig tydeligt. Vi vil derfor gerne se alle, som har arbejdet med PUDDEL-projektet, til en god dag. Først får vi nogle beskrivelser af, hvordan arbejdet med PUDDEL-projektet er forløbet. Dernæst får vi lidt godt at spise. Sammenlagt bliver det således en anledning til at sige tak til de mange, som hjalp projektet til realisering og hilse på hinanden. Til maj vil der følge en egentlig afrapportering med en konference altså den mere formelle afslutning af projektet. Følgende er inviteret til rejsegildet: Medarbejdere hos PBA'erne, som har arbejdet med PUDDEL Medarbejdere fra kraftvarmeværkerne, som har arbejdet med PUDDEL EURISCOs hold Hans Ravn og hans hold Repræsentanter fra de to brancheorganisationer, Dansk Fjernvarme og FDKV Repræsentanter fra DE, Elfor og Elkraft System Medarbejdere og ledere hos Eltra, som har andel i PUDDEL-projektet. 106

107 Præsentationer fra Rejsegildet Program for PUDDEL-rejsegildet: 09:30-10:00 Ankomst 10:00-10:15 Kim Behnke, Eltra - Velkomst og beskrivelse af projektforløbet 10:15-10:30 Henrik Riis, Eltra - Valg af tele- og kommunikationsløsning 10:30-10:45 Poul Mortensen, Eltra - Udviklingen af forskrifter, planmodul og standarder i softwaren 10:45-11:00 Claus Andersen, EURISCO - Valg af softwareløsning og udfordringerne 11:00-11:15 Pause 11:15-11:30 Søren Skærbæk, Vildbjerg Varmeværk - PUDDEL-deltagelse et mellem værk, frivillig markedsdeltagelse 11:30-11:45 Søren Kjær, Nordjysk Elhandel PUDDEL projektet Rejsegilde 27. januar PUDDEL-deltagelse for en nyetableret PBA 11:45-12:00 Per Sørensen, Eltra - Eltra's udbytte af PUDDEL-projektet og tak til alle. 12:00-12:30 Spørgsmål og synspunkter - Fri debat v/kim Behnke, Eltra 12:30-14:00 Spisning 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet Decentral kraftvarme på elmarkedet Kapacitet i det Vestdanske højspændingsnet 8. januar 2005 Horns Rev, produktion, lørdag den 8. januar Decentral MW MW MW MW Forbrug MW Vindkraft MW MW MW Central :00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00 Opgjort januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 8. januar 2005 Decentral kraftvarme på elmarkedet 2500 Vindkraftproduktion, lørdag den 8. januar 2005 Regulerkraftbehov Vestdanmark 2003 MW :00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00 MWh : 0,58 TWh nedregulering; 0,61 TWh opregulering Regulerkraft - ned, MWh/h Regulerkraft - op, MWh/h 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet MWh Decentral kraftvarme på elmarkedet Regulerkraftbehov Vestdanmark : 0,54 TWh nedregulering; 0,66 TWh opregulering Regulerkraft - ned, MWh/h Regulerkraft - op, MWh/h Decentral kraftvarme på elmarkedet 1. januar januar 2005 Deltager i markedet MW Centrale værker 10 kraftværksblokke (SVS B1 i reserve) Uden for markedet MW Decentrale kraftvarmeværker 560 enheder (ca. 300 MW er industrielle anlæg) MW Vindkraft enheder (160 MW er havvindmøller) ca. 850 møller = ca. 200 MW er på markedet Deltager i markedet MW Centrale værker 10 kraftværksblokke (SVS B1 i reserve) 784 MW Decentrale kraftvarmeværker 28 enheder > 10 MW, 7 enheder < 10 MW Heraf 16 værker fra PUDDEL Uden for markedet 880 MW Decentrale kraftvarmeværker 525 enheder (ca. 250 MW er industrielle anlæg) MW Vindkraft ca enheder (160 MW er havvindmøller) 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 107

108 Brødrene Hartmann Bramming Fjernvarme PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe A Balancegruppe B Balancegruppe C Energi Danmark Samlet 40,1 MW Fællingaard Varmeforsyning Gartneriet Knud Jepsen Nr. Nissum Kraftvarmeværk DONG Samlet 48,91 MW Skagen Varmeværk Ribe Fjernvarme Løgstør Fjernvarmeværk Jelling Kraftvarmeværk Bjerringbro Kraftvarmeværk Nordjysk Elhandel Samlet 42,3 MW Sindal Varmeforsyning Brovst Fjernvarme Ringe Fjernvarmselskab Svendborg Kraftvarmeværk Bogense Forsyningsselskab PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe A Energi Danmark Brødrene Hartmann Balancegruppe B Balancegruppe C DONG Nordjysk Elhandel Skagen Varmeværk Sindal Varmeforsyning Gartneriet Knud Jepsen Ribe Fjernvarme Ørnhøj-Grønbæk Kraftvarme Gartneriet Hjortebjerg Løgstør Fjernvarmeværk Ringe Fjernvarmselskab Jelling Kraftvarmeværk Svendborg Kraftvarmeværk Bjerringbro Kraftvarmeværk Bogense Forsyningsselskab Fællingaard Varmeforsyning Bramming Fjernvarme Nr. Nissum Kraftvarmeværk 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet Maricogen Gartneriet Hjortebjerg Danfoss Dragsbæk Maltfabrik PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe D Decentral Energihandel Samlet 49,1 MW Ørnhøj-Grønbæk Kraftvarme Balancegruppe E Balancegruppe F Scanenergi Samlet 45,12 MW Vildbjerg Varmeværk Videbæk Energiforsyning GEV Varme Brædstrup Totalenergi Arla Foods Hoco Markedskraft Samlet 159 MW Billund Varmeværk Sæby Varmeværk Brønderslev Kraftvarme værk Viborg Kraftvarme Hjørring Kraftvarmeværk PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe D Decentral Energihandel Danfoss Dragsbæk Maltfabrik Balancegruppe E Balancegruppe F Scanenergi Markedskraft Vildbjerg Varmeværk Videbæk Sæby Varmeværk Energiforsyning GEV Varme Brønderslev Kraftvarme værk Brædstrup Totalenergi Viborg Kraftvarme Arla Foods Hoco Billund Varmeværk Hjørring Kraftvarmeværk Brovst Fjernvarme Maricogen 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet PUDDEL projektet Struktur PUDDEL projektet PBA software struktur Struktur i PUDDEL projektet: > 2 MW SRO PLC Værkområde Kommunikation Protokol RTU IEC..104 IEC..104 ADSL MPLS-tele system Projekt område PBA er Planhåndtering COS φ forsøg Netselskaberne Struktur - model: PBA data Import - XML On-line data Værker IEC Lastfordeling til værker Optimerings model, Hans Ravn Database Stamdata værkfinder Til PBA Eksport - XML Planer XML 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet PUDDEL projektet - Slutspurten Software moduler fra EURISCO gøres helt færdige Optimeringsmodulet fra Hans Ravn forsinket, men kommer Markedsdeltagelse marts og april husk deadline 1. februar Ikke deltagelse, hvis det giver økonomisk tab så simulering PBA, registrering af forskel mellem skabelon og marked PUDDEL projektet afsluttes 1. maj Slutrapport ca. 1. juni Software pakke fra PUDDEL stilles til rådighed Dog ikke licensbelagte drivere m.v. Allerede stor interesse! 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 108

109 Projektledelsesmøde 9 program 17. februar 2005 Fra program for projektledelsesmøde 9 var der følgende oplysninger: Testperioden marts-april Status for PUDDEL-værker i relation til markedsdeltagelsen marts-april: Værk PBA Bemærkning Status Arla Fods Hoco Scanenergi Nettoafregnet 4 Billund Varmeværk Markedskraft 1 Bjerringbro Kraftvarmeværk DONG 1 Bogense Forsyningsselskab Nordjysk Elhandel 3 Bramming Fjernvarme Nordjysk Elhandel 1 Brovst Fjernvarme Markedskraft 3 Brædstrup Totalenergi Scanenergi 2 Brødrene Hartmann Energi Danmark Nettoafregnet 1 Brønderslev Kraftvarmeværk Markedskraft 1 Danfoss Decentral Energihandel Nettoafregnet 4 Dragsbæk Maltfabrik Decentral Energihandel Nettoafregnet 4 Fællinggård varmeforsyning DONG 3 Gartneriet Hjortebjerg Energi Danmark Nettoafregnet 3 Gartneriet Knud Jepsen Energi Danmark Nettoafregnet 4 GEV Varme Scanenergi 1 Hjørring Kraftvarmeværk Markedskraft 1 Jelling Kraftvarmeværk DONG 3 Løgstør Fjernvarmeværk DONG 2 Maricogen Markedskraft 1 Nr. Nissum Kraftvarme DONG 3 Ribe Fjernvarme DONG 1 Ringe Fjernvarmeselskab Nordjysk Elhandel 3 Sindal Varmeforsyning Nordjysk Elhandel 3 Skagen Varmeværk DONG 1 Svendborg Kraftvarmeværk Nordjysk Elhandel 1 Sæby Varmeværk Markedskraft 1 Viborg Kraftvarme Markedskraft 1 Videbæk Energiforsyning Scanenergi 3 Vildbjerg Varmeværk Scanenergi 2 Ørnhøj-Grønbæk Kraftvarme Nordjysk Elhandel 3 Note: Status 1 = Værk >10 MW e, der har pligt til markedsdeltagelse fra 1. januar Status 2 = Værk <10 MW e, der har besluttet markedsdeltagelse fra den 1. januar Status 3 = Værk <10 MW e, der får markedsdeltagelse i perioden marts-april Status 4 = Værk <10 MW e, der har afstået fra markedsdeltagelse. Det betyder i praksis, at alle værker markeret med status 1 og 2 har haft markedsdeltagelse siden den 1. januar 2005 sammen med 29 værker uden for PUDDEL, i alt 35 værker med 780 MW e decentral eleffekt. Forløbet af marts-april: Værker, med status 1 og 2: De 16 værker, der er større end 10 MW e (13 stk. status 1), eller mindre end 10 MW e og selv har besluttet markedsdeltagelse (3 stk. status 2), har været på markedet siden den 1. januar For disse 16 værker gælder, at de i perioden marts-april forpligtes til at prøve at deltage i markedet for regulerkraft. Der er mulighed både for op- og nedreguleringsbud. Nogle af værkerne har allerede givet og fået aktiveret regulerkraft bud i februar. 109

110 PBA'erne foretager registrering af de 16 værkers gevinst ved at deltage i regulerkraftmarkedet i de to måneder. Data er til brug for slutrapporten og kan om nødvendigt foreligge i anonymiseret form. Værker med status 3: De 10 værker, der er mindre end 10 MW e, og som har meldt sig på markedet for perioden marts-april 2005 (PUDDEL-perioden), vil få fuld markedsdeltagelse i marts-april. Alle har givet korrekt meddelelse til Eltra inden den 31. januar. Det vil sige, at de går ud af 3-tidstariffen og modtager i stedet det beregnede grundbeløb som 1/12 i hver af de to måneder. Produktionen fra disse 10 værker skal deres respektive PBA indmelde som spot til Nord Pool-børsen. Bemærk, at balanceansvaret også overgår til den respektive PBA. I marts-april-perioden skal alle 10 værker prøve at byde ind med regulerkraft gennem deres PBA. Regulerkraft kan både være op- og nedregulering to separate produkter. PBA'erne foretager registrering af de 10 værkers gevinst ved at deltage i regulerkraftmarkedet i de to måneder. Data er til brug for slutrapporten og kan om nødvendigt foreligge i anonymiseret form. Værker med status 4: De fire værker, alle mindre end 10 MW e, har fået foretaget beregning af grundbeløb og på den baggrund besluttet, at de ikke vil deltage på markedet. Alle fire værker er omfattet af reglerne om nettoafregning. For disse fire værker vil der blive foretaget en beregning af, hvorledes markedsdeltagelse i de to måneder ville have forløbet. Eltra vil med udgangspunkt i udtræk af afregningsdata lave en beregning over, hvad markedsdeltagelsen havde medført af økonomi for værkerne. Denne beregning er til PUDDEL-slutrapporten. Markedsdrift marts-april: De respektive PBA'er vil behandle de 10 nye værker med markedsdrift på samme måde som de øvrige værker, der er på markedet. Der skal indsendes aktørplaner og opdateres effektplaner som hidtil. Forskellen er blot, at de 10 værkers produktion nu skal medregnes. Produktionen sælges som hidtil i spotmarkedet på Nord Pool. Eltra forventer derudover, at alle PBA'er byder kapacitet ind som regulerkraft (op eller ned) i løbet af de to måneder. Eltra vil aktivere bud, når de er konkurrencedygtige, og PBA skal derefter sikre, at værkerne starter/stopper inden for de aftalte maksimale 15 minutter. For de regulerkraftbud, Eltra allerede har modtaget fra PBA i januar/februar, har der ikke været problemer. PBA og værker har reageret flot. Der er ikke krav om at byde regulerkraft ind til Eltra i nattetimerne, men hvis priserne er gunstige, vil det omvendt være en mulighed at tjene disse penge. PBA og værker skal lave bud ud fra markedsvurderinger. Hvis regulerkraftmarkedet bliver "sløvt" i de to måneder, så er der ikke noget at gøre ved det. Formålet med testen er tre ting: 1. Al teknik og arbejdsgange skal afprøves grundigt. 2. Indtjeningspotentialet i regulerkraftmarkedet for decentral kraftvarme skal vurderes. 3. Markedspåvirkning ved tilstedeværelsen i markedet skal undersøges. 110

111 Efter marts-april perioden? Når marts er forløbet, så kan værkerne med deadline den 31. marts 2005 meddele Eltra, at de ikke ønsker at fortsætte på markedet. Det vil da have virkning fra den 1. maj 2005, hvor værket så vender tilbage til 3-tidstariffen. Værker <5 MW e kan imidlertid benytte muligheden for at være på markedet et helt år. Der vil da blive en hel årscyklus for værker og PBA til at evaluere på baggrund af. Den nye bekendtgørelse har adgang til denne markedsdeltagelse i et helt år, jf. 18, stk. 1. Energistyrelsen Eltra holder Energistyrelsen fuldt orienteret og opdateret med, hvilken status værker har gennem hele forløbet. Derved kommer ingen værker i juridisk klemme. Projektledelsesmøde 9 referat 17. februar 2005 Fra referat for projektledelsesmøde 9 var der følgende oplysninger: Referat fra projektledelsesmøde 8 Referat af projektledelsesmøde 8 var udsendt den 17. december 2004 på dok.nr Referatet blev godkendt. Referatet var ledsaget af en opfordring til grupperne A og F om at komme med eventuelle indvendinger for de beslutninger, der blev truffet. Der kom ingen. Desuden var der vedhæftet en status for PUDDEL-planmodul, dok.nr og en PUDDEL-software installationsvejledning, dok.nr Med af 22. december fik projektledelsen en kopi af Eltra's brev til Energistyrelsen angående PUDDEL-projektet, dok.nr Der var ingen bemærkninger. Opfølgning på PUDDEL-rejsegildet PUDDEL-rejsegildet var indkaldt med af 13. januar og dok.nr Rejsegildet blev gennemført den 27. januar hos Eltra med deltagelse af 52 fra projektet og repræsentanter fra brancheforeninger med flere. Erfaringer siden den 1. januar Henning Parbo fra Eltra's Markedsafdeling berettede først om forløbet af de første 14 dage af januar 2005, hvor ubalancer blev registreret, men ikke sendt til afregning hos PBA'erne. Dernæst de efterfølgende 14 dage af januar hvor betaling har fundet sted. Der var tale om en markant tilpasning hos PBA'erne, og situationen er nu meget tilfredsstillende Effektubalancer i januar måned Ikke opkrævet kr Opkræves januar januar 19. november 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-møde den 17. februar

112 Dernæst viste Henning Parbo, hvorledes de decentrale værker har reageret på prissignalerne i spotmarkedet. Ca. 800 MW e var kommet på markedet fra den 1. januar Hovedparten af værkerne havde reageret på prissignaler ved at ændre driftsmønster. Industrielle værker kører dog uden reaktion på prissignaler. Begivenhederne omkring den 8. januar 2005 er påvirket af stormen og udfald. Fjernvarmeværker følger døgnvariationen, og mange stopper derudover, når spotprisen nærmer sig 0. Generelt ser det fint ud med markedstilpasningen. Yderligere forbedring vil kunne opnås ved anvendelse af prisafhængige bud. Situationer med 0-priser har der allerede været en del af i 2005, og her har de decentrale værkers reduktion af elproduktion medvirket til at begrænse overløbsproblemet. Spotprisen i Vestdanmark januar 2005 Produktion fra industrielle værker (164 MW) januar MW 150 MW november 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-møde den 17. februar november 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-møde den 17. februar 2005 Produktion fra fjernvarmeværker (514 MW) januar MW Kørselsmønster januar 2005 kr/mwh 300 MW Industrielle Fjernvarme Spotpris november 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-møde den 17. februar november 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-møde den 17. februar 2005 Kørselsmønster januar MW kr/mwh Industrielle Fjernvarme Spotpris 19. november 2004/HEP Dok.nr PUDDEL-møde den 17. februar 2005 Jens Christian Hygebjerg fra Eltra's driftskontrol orienterede om forløbet de første uger af Generelt var man tilfreds med PBA'ernes virke. Der var tale om en hurtig læringsproces. Der er fortsat småting, men særligt en tæt dialog hjalp hurtigt situationer videre. PBA'erne tilkendegav tilfredshed med Eltra's service og var glade for at få meldinger fra Eltra, når der er afvigelser. 112

113 Status for softwareudviklingen Kim Behnke kunne oplyse, at Hans Ravn havde meldt afbud på grund af sygdom. Hans Ravns moduler er fortsat forsinkede. Eltra er i overvejelser om, hvorledes Hans Ravns andel af projektet skal blive gennemført/afsluttet. PUDDEL-projektet afsluttes den 1. maj Hans Ravns moduler må i givet fald efterleveres. Den nødvendige test af Hans Ravns moduler giver anledning til tidsproblemer, da EURISCO og relevante Eltra-folk skulle have gjort dette i efteråret, men da var modulerne ikke klar endnu. Claus Andersen, EURISCO, orienterede om forløbet af udviklingen af de sidste softwaremoduler. En række tilretninger vil blive gjort i den version 0.12, som frigives den 22. februar. Herunder ikke mindst afvikler-modulet, der har været til "SAT" hos Scanenergi. Derefter kommer den endelige version 1.0 i slutningen af marts. Der udsendes en vejledning til, hvorledes afviklermodulet skal installeres den 21. februar. Det er hensigten, at alle foretager installation af afviklermodulet og så lader modulet foretage log af al drift. Signalvejen ud til værkerne vil stå som 0-markeringer, når softwaren installeres. Efter passende tids drift med log-registreringer, og når PBA'en er tilfreds med, at logregistreringer og faktisk forløb passer sammen, skal 0-markeringerne ændres til 1-markeringer, jf. vejledningen. EURISCO modtager som hidtil alle fejlmeldinger. 113

114 Markedsdrift marts-april 2005 Der er rundsendt den 19. januar med beskrivelse af, hvorledes PBA og værker skulle/skal forholde sig omkring markedsdriften i marts-april. Derudover er der i programmet for projektledelsesmøde 9 en vejledning, dok.nr Kim Behnke understregede, at regulerkraftmarkedet er et frivilligt marked. I marts-april perioden forventes det, at alle PBA'er og alle 26 værker prøver at melde regulerkraft i flere omgange. Det er dog en individuel afgørelse, hvornår og hvor meget. Havarier og tekniske problemer i 114

115 marts-april behandles som på alle andre tider, nemlig at der så ikke bydes den pågældende kapacitet ind i markedet. Balancegrupperne E og F har meldt regulerkraft ind og fået bud accepteret siden begyndelsen af februar værker vil byde regulerkraft ind i marts-april. De sidste fire PUDDEL-værker er industrielle anlæg med nettoafregning, som har sagt fra på grund af ugunstig grundbeløbsberegning. For disse værker laves en beregning som simuleret markedsdeltagelse. Ændringer i balancegrupperne: Balancegrupperne A, B og C som de så ud ved PUDDEL-projektets start, og som de ser ud ved markedsdriften den 1. marts Balancegrupperne D, E og F ved projektstart og pr. 1. marts 2005 fremgår af nedenstående tabeller. Grøn markering er værker >10 MW e, der har været på markedet siden den 1. januar. Rød markering er værker, der har sagt fra. Blå markering er værker <10 MW e der frivilligt er gået på markedet fra den 1. januar. Gul markering er værker <10 MW e, der går på markedet i marts-april. Brødrene Hartmann Bramming Fjernvarme PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe A Balancegruppe B Balancegruppe C Energi Danmark Samlet 40,1 MW Fællingaard Varmeforsyning Gartneriet Knud Jepsen Nr. Nissum Kraftvarmeværk DONG Samlet 48,91 MW Skagen Varmeværk Ribe Fjernvarme Løgstør Fjernvarmeværk Jelling Kraftvarmeværk Bjerringbro Kraftvarmeværk Nordjysk Elhandel Samlet 42,3 MW Sindal Varmeforsyning Brovst Fjernvarme Ringe Fjernvarmselskab Svendborg Kraftvarmeværk Bogense Forsyningsselskab PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe A Balancegruppe B Balancegruppe C Energi Danmark DONG Nordjysk Elhandel Brødrene Hartmann Skagen Varmeværk Sindal Varmeforsyning Gartneriet Knud Jepsen Gartneriet Hjortebjerg Ribe Fjernvarme Ørnhøj-Grønbæk Kraftvarme Løgstør Ringe Fjernvarmselskab Fjernvarmeværk Jelling Kraftvarmeværk Svendborg Kraftvarmeværk Bjerringbro Kraftvarmeværk Fællingaard Varmeforsyning Nr. Nissum Kraftvarmeværk Bogense Forsyningsselskab Bramming Fjernvarme 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet Maricogen Gartneriet Hjortebjerg Danfoss Dragsbæk Maltfabrik PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe D Decentral Energihandel Samlet 49,1 MW Ørnhøj-Grønbæk Kraftvarme Balancegruppe E Balancegruppe F Scanenergi Samlet 45,12 MW Vildbjerg Varmeværk Videbæk Energiforsyning GEV Varme Brædstrup Totalenergi Arla Foods Hoco Markedskraft Samlet 159 MW Billund Varmeværk Sæby Varmeværk Brønderslev Kraftvarme værk Viborg Kraftvarme Hjørring Kraftvarmeværk PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe D Decentral Energihandel Danfoss Dragsbæk Maltfabrik Balancegruppe E Balancegruppe F Scanenergi Markedskraft Vildbjerg Varmeværk Videbæk Sæby Varmeværk Energiforsyning GEV Varme Brønderslev Kraftvarme værk Brædstrup Totalenergi Viborg Kraftvarme Arla Foods Hoco Billund Varmeværk Hjørring Kraftvarmeværk Brovst Fjernvarme Maricogen 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet Decentral kraftvarme på elmarkedet 1. januar januar 2005 Deltager i markedet MW Centrale værker 10 kraftværksblokke (SVS B1 i reserve) Uden for markedet MW Decentrale kraftvarmeværker 560 enheder (ca. 300 MW er industrielle anlæg) MW Vindkraft enheder (160 MW er havvindmøller) ca. 850 møller = ca. 200 MW er på markedet Deltager i markedet MW Centrale værker 10 kraftværksblokke (SVS B1 i reserve) 784 MW Decentrale kraftvarmeværker 28 enheder > 10 MW, 7 enheder < 10 MW Heraf 16 værker fra PUDDEL Uden for markedet 880 MW Decentrale kraftvarmeværker 525 enheder (ca. 250 MW er industrielle anlæg) MW Vindkraft ca enheder (160 MW er havvindmøller) Decentral kraftvarme på elmarkedet 1. januar marts 2005 Deltager i markedet MW Centrale værker 10 kraftværksblokke (SVS B1 i reserve) Uden for markedet MW Decentrale kraftvarmeværker 560 enheder (ca. 300 MW er industrielle anlæg) MW Vindkraft enheder (160 MW er havvindmøller) ca. 850 møller = ca. 200 MW er på markedet Deltager i markedet MW Centrale værker 10 kraftværksblokke (SVS B1 i reserve) 739 MW Decentrale kraftvarmeværker 28 enheder > 10 MW, 17 enheder < 10 MW Heraf 26 værker fra PUDDEL Uden for markedet 825 MW Decentrale kraftvarmeværker 515 enheder (ca. 250 MW er industrielle anlæg) MW Vindkraft ca enheder (160 MW er havvindmøller) 27. januar 2004/KBE Dok.nr januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 9 10 Den samlede markedssituation i Eltra's område den 1. marts Rejsegilde for PUDDEL projektet Jens Christian Hygebjerg orienterede om afregningsreglerne for regulerkraft. 115

116 Eltra forhandler med Nordel om fuld deltagelse i det nordiske regulerkraftmarked, men disse forhandlinger går trægt og der kan gå tid, før de falder på plads. Eltra arbejder således for at få marginalpris-princippet gennemført fuldt ud som led i optagelsen i det fællesnordiske regulerkraftmarked. Indtil da gælder følgende regler for afregning af regulerkraft i Eltra's område (DK1): Når Eltra køber regulerkraft, og dermed aktiverer et bud fra en PBA, sker afregningen til marginalprisen. Det vil sige, at alle aktiverede bud i den pågældende time bliver afregnet til det dyreste bud fra vestdanske producenter. Dette er i øjeblikket hovedreglen. I visse situationer er der flaskehalse på udlandsforbindelserne. Hvis flaskehalsen "vender forkert" i forhold til regulerkraftbehovet i DK1, bliver bud fra PBA'er i DK1 aktiveret og købt til pay-as-bid prisen. Der udregnes så en gennemsnitspris for den pågældende time og den offentliggøres. PBA'en får med andre ord afregnet til den pris, de har budt på, og ikke marginalprisen i timen. Dette forløb med flaskehalse optræder dog kun i ca. 2 % af årets timer. Eltra arbejder i øvrigt for, at de nuværende månedsbud i reservemarkedet bliver ændret til bud helt ned på dagsbasis. Det skulle få den positive effekt, at endnu flere kan byde kapacitet ind. Henning Parbo tilføjede, at det er OK, når PBA/værkerne vælger at afvige fra deres aktørplan, eksempelvis når varmebehovet tilsiger flere/færre driftstimer end oprindeligt antaget. Blot skal man være klar over, at denne køremåde afregnes til andre priser end "rigtig" regulerkraft, og PBA'en skal i sådanne tilfælde under alle omstændigheder indsende opdaterede effektplaner. Henning Parbo blev spurgt om, hvorledes reglerne om "til rådighed" skal anvendes i praksis. Svaret er følgende: Et værk skal være til rådighed med hele sin effekt for at være på markedet og berettiget til at modtage grundbeløb. Havarier og reparationer er tilladt i op til 4/6 uger om året. Disse 4/6 uger skal ikke være sammenhængende. De 4/6 uger er for hele værkets kapacitet (MW). Værket er forpligtet til at indberette, hvor mange dage hvert anlæg ikke er driftsklart. Når de 4/6 uger for hele kapaciteten er "opbrugt", vil en særlig modregningsprocedure gå i gang. Denne procedure er i øjeblikket under udarbejdelse. Værkerne vil blive bedt om at indrapportere havarier og udfald i marts-april-perioden som følge af markedsdeltagelsen. For de værker, der træder ind på markedsvilkår pr. 1. marts 2005 og fortsætter på markedsvilkår efter den 1. maj 2005, vil "rådigheds-regnskabet" for marts-april indgå i det videre forløb. Det videre arbejde Kim Behnke oplyste, at PUDDEL-projektet afsluttes den 1. maj, og at tiden indtil da vil følge nedenstående kalender. Alle værker <10 MW e som skal med på markedet marts-april 2005 (10 stk.), fik helt korrekt tilmeldt sig inden den 1. februar Hvis værkerne ikke ønsker at fortsætte på markedet efter den 1. maj, skal de allerede den 31. marts 2005 give melding om dette til Eltra (Henning Parbo). Projektet slutter den 1. maj 2005, og der afholdes et åbent møde med præsentation af slutrapport i begyndelsen af juni Slutrapporten skrives af projektledelsen. Eltra udarbejder udkast til slutrapporten, som hele projektledelsen derefter giver bidrag og korrektur til. 116

117 1. udkast med beskrivelse af rammer og indhold foreligger til projektledelsens næste møde den 2. marts. 2. udkast med det meste indhold foreligger til mødet den 30. marts. PBA'er og værker forventes at bidrage med deres erfaringer fra PUDDEL-projektet. PUDDEL projektet - Slutspurten Software moduler fra EURISCO gøres helt færdige Optimeringsmodulet fra Hans Ravn forsinket, men kommer Markedsdeltagelse marts og april husk deadline 1. februar Ikke deltagelse, hvis det giver økonomisk tab så simulering PBA, registrering af forskel mellem skabelon og marked PUDDEL projektet afsluttes 1. maj Slutrapport ca. 1. juni Software pakke fra PUDDEL stilles til rådighed Dog ikke licensbelagte drivere m.v. Allerede stor interesse! PUDDEL PUDDEL projektet Tidsplan 17. februar jan. 1. feb. 1. mar. 1. apr. 1. maj Decentral kraftvarme i markedet, værker > 10 MW og frivillige Simuleret drift 4 værker 1. deadline for værker < 10 MW. 2. deadline for værker < 10 MW Markedsdrift 26 værker Slutspurt for PUDDEL projektet Slut for PUDDEL projektet 1. jun. PUDDEL rapport og åbent møde 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet PUDDEL projektet - Slutrapporten Slutrapporten skrives af Projektledelsen. Eltra udarbejder forslag til tekster, som går til kommentering i Projektledelsen. PBA er og værker bidrager med erfaringer fra projektet. 1. udkast med rammer og struktur til 2. marts mødet 2. udkast med indhold til 30. marts mødet Sidste udkast til 3. maj mødet Færdig rapport til åbent møde primo juni 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet PUDDEL projektet Struktur PUDDEL projektet Tilslutningsprincip Struktur i PUDDEL projektet: > 2 MW SRO PLC Værkområde Kommunikation Protokol RTU IEC..104 IEC..104 ADSL MPLS-tele system Projekt område PBA er Planhåndtering COS φ forsøg Netselskaberne SRO/RTU IEC..104 Værk 1 Værk 2-5 ADSL Router Router ADSL PBA 1 Router ADSL MPLS1 MPLS1.. MPLS2 MPLS2 PBA 2 Router 2Mbit/s Router FTP www SCADA 27. januar 2004/KBE Dok.nr Rejsegilde for PUDDEL projektet 4. november 2004/KBE Dok.nr Præsentation af PUDDEL projektet Status på teleforhold Arne Grud fra Eltra's teleafdeling orienterede om de overvejelser, Eltra gør sig angående tiden efter afslutningen af PUDDEL-projektet. Alle leverede RTU'er, som sidder på værkerne, overdrages frit. Eltra opretholder administrationen af MPLS- netværk og ADSL-forbindelser på værker og hos PBA'er til udgangen af Dog således, at omkostningerne til TDC bliver faktureret videre til PBA'erne efter den 1. maj

118 Der er endnu ikke taget beslutning om, hvorledes den endelige overdragelse af MPLS-netværk til PBA'erne skal foregå. Eltra er i den forbindelse meget interesseret i at få tilkendegivelser fra PBA'erne. På mødet blev følgende synspunkter tilkendegivet: Hvis Eltra slipper MPLS-netværket, skal alle PBA'er have deres PUDDEL-software omprogrammeret, og der skal etableres nye internetforbindelser. Hvem og hvordan kan der laves serviceaftaler angående RTU'erne? Alle RTU'er er programmeret hos Eltra. Hvem skal have disse programmer? Hvorledes kan nye værker blive tilsluttet systemet? Kan der laves flere RTU'er? Hvorledes opretholdes værkernes frihed til at skifte PBA, hvis Eltra slipper MPLSnetværkene, og hver PBA'er måske vælger egne veje? I hvilket omfang kan man fastholde TDC som netværksleverandør, hvis nogen hellere vil have anden teleoperatør? Hvad med Eltra's FTP-server og internetforbindelserne? Hvilken rollefordeling skal der være i forhold til netselskaberne? Tilkendegivelserne på mødet var utvetydige, så der skal ske en grundig vurdering, før netværk, serviceaftaler og lignende opsiges. Det vil være ærgerligt, om hele PUDDEL-systemet skrottes som følge af, at der træffes overilede beslutninger. På mødet blev det foreløbigt drøftet, om der i forlængelse af PUDDEL-projektet skal etableres en "ERFA"-gruppe med PBA'erne og Eltra, hvor systemet kan vedligeholdes og udbygges, og hvor f.eks. overskydende RTU-bokse kan finde vej til nye værker m.v. Arne Grud oplyste om priser for netværket se vedhæftede dok.nr Projektledelsesmøde 10 referat 2. marts 2005 Fra referat for projektledelsesmøde 10 var der følgende oplysninger: Referat fra projektledelsesmøde 9 Referat af projektledelsesmøde 9 var udsendt den 18. februar 2005 på dok.nr Referatet blev godkendt. Med af 23. februar blev der givet besked om, at version 0.12 af PUDDEL-softwaren var tilgængelig på ftp-serveren. Softwarestatus Claus Andersen fra EURISCO orienterede om status for udviklingen af PUDDEL-softwaren. Den 22. februar blev version 0.12 frigivet. Der har vist sig et par ekstra ting, som udløser en version 0.12a, som frigives den 4. marts. Version 1.0 forventes fortsat at være klar til i slutningen af marts. Scanenergi har været behjælpelig med den udvidede test, som har udløst behovet for version 0.12a. DONG er behjælpelig med definitioner og test af eksportmodulet. 118

119 PUDDEL projektet PBA software struktur Struktur - model: PBA data Import - XML On-line data Værker IEC Afvikler for værker ( ) Optimerings model, Hans Ravn Database Stamdata værkfinder Lastfordeling model, Hans Ravn Til PBA Eksport - XML Planer XML ( ) 17. februar 2005/KBE Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde Med undtagelse af optimeringsmodul og lastfordelingsmodul fra Hans Ravn vil alle øvrige punkter være klar i version 1.0, jf. nedenstående liste fra EURISCO. 119

120 Hans Ravn gav en præsentation af status for arbejdet med optimerings- og lastfordelingsmodulerne. Ingen af modulerne er færdige endnu. Kim Behnke konkluderede, at der ikke længere er behov for de to optimeringsmoduler (spot og regulerkraft) i relation til PUDDEL-projektet, da de ikke når at blive færdige inden den 1. maj. Lastfordelingsmodulet er fortsat efterspurgt fra PBA, da dette modul er nødvendigt for at kunne håndterer mange værker og mange MW i regulerkraftmarkedet. Hans Ravn arbejder nu videre med at få lastfordelingsmodulet gjort færdigt. Det er dog usikkert, hvorvidt modulet bliver klar inden den 1. maj. Eltra anser det dog for vigtigt, at der i den samlede PUDDEL-software findes et lastfordelingsmodul, også selvom det må leveres efter den 1. maj. 120

121 Hans Ravn præsenterede følgende på mødet: Puddel: Tre forskellige modeller Spotmarkeds modellen Regulermarkeds modellen Lastfordelings modellen Tidshorisonter i modellerne Prognoser laves for 168 timer Spotmarkedet simuleres for 168 timer Regulermarkedet simuleres for 24 timer Resultater gives for op til 24 timer for alle tre modeller Prognoser Spotpris prognose Mulighed 1: Egen prognose Fordele: mulighed for at bruge et prognoseværktøj efter eget valg, kortere regnetid fordi der kun laves et scenarie Ulemper: kun et scenarie, derfor ingen afspejling af usikkerhed Mulighed 2: Vores prognose Fordele: flere scenarier (dog kun ved spotpriser) som buddene kan forholde sig til Ulemper: mere regnetid, simpel afspejling af fortiden T23 T21 T19 T17 T15 T13 T11 T9 T7 T5 T3 T seneste weekenddage Weekend 1 Weekend 2 Weekend 3 Weekend scenarier, 168 timer T23 T21 T19 T17 T15 T13 T11 T9 T7 T5 T3 T1 4 seneste hverdage Scenarie 1 Scenarie 2 Scenarie 3 Scenarie 4 Hverdag 1 Hverdag 2 Hverdag 3 Hverdag 4 0 T1 T25 T49 T145 T121 T97 T73 Øvrige prognoser Varme-, opreguleringspris-, nedreguleringspris. Et enkelt scenarie. Gennemsnit af de seneste 4 hhv. hverdage og weekenddage. Spotmarkedsmodellen Bruger varmeforbrugs-, spotpris- og regulerprisforventninger samt lagertilstand til at danne gode bud til spotmarkedet Bud på spotmarkedet tager hensyn til eventuel indtjening på regulermarkedet Udbudspriserne svarer som udgangspunkt til kippriserne (eller marginalomkostningerne), men kan blive modificerede, hvis der er høje forventninger til regulermarkedet Start/stop omkostninger inddrages? Regulerkraftmodellen Pris KIPpris Spot pris Time Forslag til produktion på baggrund af ovenstående prisbillede: Antag at der er behov for mindst 7 timers produktion. Det relevante spørgsmål er så om der skal produceres i timerne 10 og 11 Afhængigt af start/stop omkostningernes størrelse kan enten det ene eller andet af de 2 følgende forslag være at foretrække Time Spot pris > KIP > KIP > KIP > KIP < KIP < KIP > KIP > KIP > KIP Samme prognoser som til spotmodellen, bortset for de timer på spotmarkedet, hvor prisen allerede er kendt Et bud til regulermarkedet findes på baggrund af lagertilstand, spotsalg (både kendt og forventet), prognoser samt salg på regulermarkedet (tidligere timer) Der kan bydes på 1-24 timer ad gangen Der bydes mindst 10 MW ind ad gangen Forslag 1 prod prod prod prod prod prod prod Forslag 2 prod prod prod prod prod prod prod prod prod 121

122 Lastfordelings modellen På baggrund af varmeforbrugs- og spotsalgs-forventninger (for resten af ugen) samt lagertilstand på de forskellige værker, fordeles den samlede solgte produktion på de enkelte produktions enheder. Dette kan gøres for 1-24 timer ad gangen Modstridende krav (især i lastmodellen) Samlet elproduktion kendt (aftaler på spotog regulermarkederne); Prognose og akkumulatortilstand for varme kendt; Motorer bør køre fuldlast/nullast. Implementeret løsning: el- og varmesidernes krav overholdes derfor kan der være dellast på motorer På mødet blev det tilkendegivet, at lastfordelingsmodellen skal have en prioritering som følger: 1. Motorerne skal (kan) ikke køre dellast, så der er tale om on/off. Hvis en regulerkraftbestilling lyder på 20 MW e og summen af motorer er 21 MW e, så vil man hellere byde 1 MWe mere ind end køre problematisk dellast. 2. El skal leveres som aftalt, og derfor har det højere prioritet end varmesiden. 3. Varmesiden kommer sidst, blandt andet fordi de fleste værker har kedler, som kan tage over, hvis varmebehovet stiger. Slutrapporten Terminerne for slutrapporten er uændret, som aftale på sidste møde: PUDDEL projektet - Slutrapporten Slutrapporten skrives af Projektledelsen. Eltra udarbejder forslag til tekster, som går til kommentering i Projektledelsen. PBA er og værker bidrager med erfaringer fra projektet. 1. udkast med rammer og struktur til 2. marts mødet 2. udkast med indhold til 30. marts mødet Sidste udkast til 3. maj mødet Færdig rapport til åbent møde primo juni 17. februar 2005/KBE Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde Med udgangspunkt i den indholdsfortegnelse, som var optrykt i programmet for projektledelsesmødet, blev der dels tilføjet punkter og dels disponeret, hvem der skal lave hvad. ERFA-gruppe Henrik Riis kunne oplyse, at Eltra er interesseret i, at der etableres et forum med PBA'erne, hvor man efter PUDDEL kan fortsætte samarbejdet. Det kan være om problemer fra daglig drift, markedsforhold, netværksproblemer, beredskab osv. I forlængelse af PUDDEL-projektet vil et sådant forum blive etableret. Eltra tager initiativ til dette. I forhold til Eltra's overvejelser om tele- og netværksstrukturen efter PUDDEL, er Eltra på vej med et forslag til en løsning. Der bliver tale om en løsning, hvor Eltra forventer at få en rolle. 122

123 Fra rejsegildet PUDDEL efter lukketid hvor vil Eltra hen? Administration hos Eltra til udgangen af 2005 Kobling til Eltra s strategi for telekommunikation Vision og strategi Målenetværket Anlæg Vindmølle Målenetværk Netselskab Produktions BA ELTRA 2. marts 2005 HRI dok PUDDEL efter lukketid - overvejelser 2. marts 2005 HRI dok PUDDEL efter lukketid - overvejelser 2 3 PUDDEL efter lukketid hvor vil Eltra hen? PUDDEL efter lukketid hvor vil Eltra hen? Vision og strategi Målenetværket Eltra s interesser Markedet Flest mulige deltagere Enkle skift af balanceansvarlig Systemdriften Ansvarsgrænser (netselskaber!) Enkelhed/ gennemskuelighed Sikkerhed Fleksibilitet Tjenester Beredskab Lav sårbarhed overfor driftsforstyrrelser Start fra dødt net? 2. marts 2005 HRI dok PUDDEL efter lukketid - overvejelser 2. marts 2005 HRI dok PUDDEL efter lukketid - overvejelser 4 5 PUDDEL efter lukketid hvor vil Eltra hen? PUDDEL efter lukketid, summering Én af mulighederne Eltra understøtter fortsat strategien for telekommunikation (*) Målenetværket IP + Standardprotokoller Kobling med måleopgaven Arbejde pågår Gode koncepter lander ikke i papirkurven! Der er behov for et forum, hvor prod. balanceansvarlige mødes med Eltra. (*): Se Eltra s Systemplan 2004, side marts 2005 HRI dok PUDDEL efter lukketid - overvejelser 2. marts 2005 HRI dok PUDDEL efter lukketid - overvejelser 6 7 Det videre arbejde Der kommer et samlet software 1.0 i slutningen af marts. Derefter kan PBA lave fuld fjernkontrol af værkerne. Indtil da vil der være tale om mere simple bud. Deltagelse med regulerkraft går fint, men før der er et lastfordelingsprogram, bliver det ikke i fuld skala. Projektledelsesmøde 11 referat 2. marts 2005 Fra referat for projektledelsesmøde 11 var der følgende oplysninger: PUDDEL-status PUDDEL-software var blevet opdateret til version 1.0 på ftp-serveren. Eltra sørger for, at Energistyrelsen bliver opdateret om, hvilke værker der fortsætter på markedet, og hvilke der har meddelt, at de ønsker at vende tilbage til 3-tidstariffen (3 stk. Fællinggaard, Jelling og Videbæk). 123

124 Kalenderen for slutspurten af PUDDEL-projektet er blevet opdateret således: PUDDEL projektet - Slutspurten Software moduler fra EURISCO gøres færdige Hovedmodul er færdigt Planmodul, færdiggørelse af to-do liste, derefter slut Lastfordelingsmodul klar uge 21 Software moduler fra Hans Ravn Regulerkraftmodul forventes medie juni Lastfordelingsmodul forventes medio juni PUDDEL projektet afsluttes 1. maj Workshop for EURISCO moduler 26. maj Slutrapport færdig medio juni Dokumentation fra EURISCO medio juni Slutkonference 23. juni 2005 PUDDEL PUDDEL projektet Tidsplan 3. maj jan. 1. feb. 1. mar. 1. apr. 1. maj 1. jun. 26. maj Decentral kraftvarme i markedet, værker > 10 MW og frivillige Simuleret drift 4 værker 1. deadline for værker < 10 MW. 2. deadline for værker < 10 MW Markedsdrift 26 værker Slutspurt for PUDDEL projektet Slut for PUDDEL projektet Workshop software Markedsdrift 23 værker 23. jun. PUDDEL rapport og åbent møde 3.maj 2005/KBE Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde Afregningsregler for regulerkraft Henning Parbo (HEP) gennemgik notatet om "Prisændring af reguler- og balancekraft" af 12. april 2005, dok.nr Tvivlen omkring afregningsreglerne, herunder særligt i relation til referat af PUDDEL-projektledelsesmøde nr. 9 af 17. februar 2005, er herefter fjernet, idet afregningsreglerne som formuleret i notatet af 12. april, gælder. Kim Behnke viste en figur fra Eltra, om behovet for regulerkraft i forhold til de muligheder der stilles til rådighed. I januar 2005 har der således været tre kritiske situationer i henhold til sårbarhedsanalysen. Kim Behnke opfordrede til, at alle PBA'er gør en indsats for at få flere MW gjort aktive i regulerkraftmarkedet. Der er penge at tjene for PBA'erne og værkerne, og elsystemet har brug for flere aktive ressourcer. MWh/h Decentral kraftvarme på elmarkedet Regulering, Januar 2005: Mulighed og behov 1. januar 2. januar 3. januar 4. januar 5. januar 6. januar 7. januar 8. januar 9. januar 10. januar 11. januar 12. januar 13. januar 14. januar 15. januar 16. januar 17. januar 18. januar 19. januar 20. januar 21. januar 22. januar 23. januar 24. januar 25. januar 26. januar 27. januar 28. januar 29. januar 30. januar 31. januar Opreguleringsmulighed Faktisk opregulering Nedreguleringsmulighed Faktisk nedregulering 3.maj 2005/KBE Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde Status fra balancegrupperne for marts-april på markedet Der var følgende tilbagemeldinger fra de deltagende grupper fraværende grupper opfordres til at melde tilbage i forbindelse med aflevering af materialer til slutrapporten. 124

125 Scanenergi: Driftssituationen er stabil. Værker har haft enkelte nedbrud. Der er givet regulerkraftbud, og de er blevet aktiveret. Det har været bud i dagtimerne. Der er anvendt telefonkommunikation til opstart, indtil PUDDEL-softwaren er komplet. DONG: Der er ikke afgivet regulerkraftbud. It-leverandøren er forsinket. Der anvendes onlinedata i reduceret form fra PUDDEL. Der bydes ind i spotmarkedet via et andet system. Nordjysk Elhandel: Fire af de fem PUDDEL-værker har været i gang siden december. Der er budt ind for værker i marts-april. Der bydes ind i perioden 8-16 på hverdage. Et værk er fortsat på protokolløsning. Fem værker har afgivet regulerkraftbud. Der er sket aktivering to gange. To større værker vil gerne forblive i regulerkraftmarkedet. Nu venter man på reservemarkedet. Der overvejes blokbud og prisafhængige bud. Problemer med 10 MW-grænsen, når grupper af værker skal sammensættes til fælles timer. Der er gjort meget for at lære spotmarkedet at kende. Venter og ser om regulerkraftmarkedet kan give penge. Gæt fra PBA om elsystemet er i op- eller nedregulering er svært, da der er forsinkelse på 3-4 timer med data fra systemet. Har prøvet med bud fra fem værker i pulje, 3 timers opregulering. Derudover blev der drøftet muligheden for at byde et værk med nedbrud ind i regulerkraftmarkedet som nedregulering. Eltra kunne evaluere, at de aktiveringer som er sket i form af bestillinger af regulerkraft, er blevet effektueret flot, og der er grund til at rose PBA'er og værker for indsatsen. Telestruktur "efter PUDDEL" Eltra har udsendt opkrævninger af fremtidigt abonnement på MPLS netværk med virkning fra den 1. maj, som aftalt tidligere i projektledelsen. Eltra har givet tilsagn om at opretholde administrationen af MPLS-netværk året (2005) ud. Efter fornyet overvejelse i Eltra er det nu besluttet, at Eltra, som udløber af PUDDEL-projektet, fuldt ud opretholder MPLS-netværkene året (2005) ud også med hensyn til betaling. De udsendte opkrævninger skal der derfor ses bort fra. De kan anvendes som evalueringsgrundlag for PBA'er og værker. Anledningen er, at Eltra endnu ikke er færdig med interne overvejelser om den fremtidige telestruktur. Det vil derfor være uhensigtsmæssigt, om MPLS-netværksstrukturen "tabes på gulvet", indtil Eltra er klar med en ny struktur for kommunikation. Eksisterende MPLS-netværk bliver derfor opretholdt uændret foreløbigt 2005 ud herved får PBA'er og værker også bedre tid til at evaluere deres kommunikationsbehov. 125

126 SRO/RTU IEC..104 Værk 1 Værk 2-5 ADSL PUDDEL projektet Tilslutningsprincip Router Router ADSL PBA 1 Router ADSL MPLS1 MPLS1.. MPLS2 MPLS2 PBA 2 Router 2Mbit/s Router FTP www SCADA PUDDEL projektet - Telenettet PUDDEL telenettet MPLS netværk Eltra opretholder administrationen af MPLS-net 2005 ud Ny telestrategi er under udvikling Værker skal kunne vælge PBA med minimum af omstilling Eltra vil derfor videreføre MPLS netværkene 2005 ud Eltra vil også påtage sig betalingen for MPLS 2005 ud. Fremtidig telestruktur udvikles i mellemtiden PBA erne og værkerne får deres databehov endeligt defineret i mellemtiden. Fra 2006 kan vi have en fremtidssikret telestruktur. 17. februar 2005/KBE Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde 3.maj 2005/KBE Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde Gruppe D lukkes under alle omstændigheder, da der ikke længere er PBA-ansvar. Konsekvensen af udsendelsen af opkrævning af MPLS-netværks abonnement var følgende indkomne meldinger fra værkerne: Værk Ønske Bogense RTU og ADSL pilles ned Brovst Usikker Billund Usikker Sæby Usikker Randers Usikker Dragsbæk Skal ned eller flyttes når gruppe D lukkes Danfoss Skal ned eller flyttes når gruppe D lukkes Arla? Videbæk? De respektive PBA'er bedes meddele Eltra (Kim Behnke eller Arne Grud), hvad der skal ske med ovenstående RTU'er og MPLS-opkoblinger. Når situationen nu er den, at Eltra betaler året ud. Angående RTU'erne Alle værker, der har modtaget en RTU, er mere end velkommen til at beholde den, som aftalt ved projektets start. Der blev på projektledelsesmødet drøftet den situation, hvor et værk ikke vil anvende RTU'en og derfor planlægger at pille den ned og måske bare smide den væk. I den situation har Eltra besluttet, at vi gerne vil have RTU'en retur og tilbyder både at betaler for nedtagning og fragt. RTU'en kan nemlig gøre nytte på et andet værk, som måtte ønske markedsdeltagelse hos en PBA'er, hvor der anvendes RTU'er. Tilbud, om at betale for at få RTU'en retur, gælder således de værker som både fravælger brugen af RTU og selv planlægger at nedtage den. Dette tilbud gælder også efter den 1. januar Hvor længe kan man senere drøfte i ERFA-kredsen. Det skal bemærkes, at der i hver RTU sidder en CISCO Router, som er TDCs ejendom og som følger ADSL-abonnementet. Hvis RTU sendes til Eltra, skal routeren blot sendes med. Hvis RTU pilles ned og ikke længere er aktiv, skal routeren leveres tilbage til TDC. Softwarestatus fra EURISCO Claus Andersen gennemgik to-do-listen over, hvad der mangler for at være helt færdig med grundmodulerne og plansoftwaren i PUDDEL-software-pakken. 126

127 Når EURISCO er færdig med to-do listen (senest den 26. maj 2005), vil der ikke blive tilføjet nye punkter til to-do listen. Softwaren betragtes herefter som færdigudviklet. PBA'er, som vælger at bygge videre på softwaremodulerne i PUDDEL, overtager herefter selv ansvaret og kan indgå aftaler med EURISCO eller andre leverandører om den efterfølgende udvikling/servicering. EURSICO leverer komplet dokumentation over softwaren både som en brugervejledning og en softwarebeskrivelse. Dokumentationen vil kun foreligge på engelsk. Dokumentationen er klar til slutkonferencen. Kim Behnke oplyste, at Eltra ville indfri løftet om, at der leveres et lastfordelingsmodul. Da der har været forsinkelser i modulet fra Hans Ravn, blev EURISCO inddraget med hurtig udvikling af et modul for lastfordeling. EURISCO har derfor udviklet et lastfordelingsmodul, jf. den Kravspecifikation som fremgår af det udsendte materiale. Claus Andersen gennemgik kort modulet. EURISCO er klar med deres modul til workshop den 26. maj. Den samlede software i PUDDEL vil herefter bestå af følgende elementer: PUDDEL projektet PBA software struktur PUDDEL software - model: PBA data Import - XML On-line data Værker IEC Afvikler for værker Optimerings model, Hans Ravn Database Lastfordelings program Lastfordeling model, Hans Ravn Stamdata værkfinder Til PBA Eksport - XML Planer XML PUDDEL projektet - Slutrapporten Slutrapporten skrives af Projektledelsen. Eltra udarbejder forslag til tekster, som går til kommentering i Projektledelsen. PBA er og værker bidrager med erfaringer fra projektet. 1. udkast med rammer og struktur til 2. marts mødet 2. udkast med indhold til 3. maj mødet Sidste udkast 1. juni på mail Færdig rapport medio juni Slutkonference 23. juni 3.maj 2005/KBE Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde 3.maj 2005/KBE Dok.nr PUDDEL projektledelsesmøde Workshop den 26. maj om lastfordelingsmodul Eltra inviterer til workshop den 26. maj på Eltra (er udsendt den 13. maj), hvor PBA'er og deres it-leverandør har mulighed for at stifte bekendtskab med det nye lastfordelingsmodul fra EURISCO. Derudover vil der være mulighed for at afklare eventuelle spørgsmål/problemer i relation til de øvrige PUDDEL-software-moduler. Fra hver gruppe kan der deltage 2-3 relevante repræsentanter. Nordjysk Elhandel rejste spørgsmål om dokumentation og beskrivelse af, hvorledes man gør en helt "blank" pc klar til at være en PUDDEL-pc. Nordjysk Elhandel havde været i en kritisk situation, hvor deres PUDDEL-pc var brudt ned, og en ny meget hurtigt skulle installeres. Det viste sig blandt andet, at konfiguration af gateway med STG-filer krævede tre filer, og at licenssituationen kan være besværlig, når man skal overføre en købt licens til ny pc m.v. Eltra vil søge at få opdateret tidligere udarbejdet vejledning, så installation på ny pc bliver så nem som mulig. Software fra Hans Ravn Til mødet var der udsendt beskrivelse fra Hans Ravn af de to moduler (regulerkraftbud og lastfordeling). Hans Ravn gennemgik kort papiret og beklagede, at der har været store forsinkelser i forhold til oprindelig tidsplan. Der bliver væsentlige ændringer i forhold til tidligere annonceret. Fokus er nu flyttet fra PBA'ernes økonomi til værkernes økonomi ved optimeringen. 127

128 Eltra har besluttet, at et modul til spotbud ikke længere har interesse. Hans Ravn arbejder efter, at der i midten af juni kan foreligge udspil til de to tilbageværende moduler. Slutkonference den 23. juni Der afholdes en slutkonference den 23. juni hos Eltra, hvor der inviteres bredt til at deltage. Her vil slutrapporten blive fremlagt. PBA'er og værker inviteres til at melde sig som oplægsholdere (10 minutter) med erfaringer fra projektet. Slutrapporten Slutrapporten er blevet forsinket, primært som følge af Energinet.dk's fusionsarbejde i Eltra. Der var til mødet udsendt et foreløbigt udkast til slutrapporten med de første afsnit. Der var ønske om, at afsnit om "Projekter forud for PUDDEL" blev flyttet til bilag. Eltra kunne oplyse, at der er igangsat et nyt projekt "DART", der har til formål at ændre på indkøb af reserver fra at være et månedligt udbud til at blive et dagligt udbud. Alle PBA'er vil blive kontaktet af Eltra med henblik på et møde, hvor relevante værker også gerne må deltage. Her vil Eltra indhente synspunkter om, hvorledes et marked for reserver bedst designes, så decentrale ressourcer kan deltage. Workshop referat 26. maj 2005 Som aftalt på projektledelsesmøde 11 den 3. maj 2005, afholdes der en workshop i PUDDELprojektet den 26. maj 2005, kl. 09:30 til 15:00, hos Eltra. Workshoppen afvikles i mødelokalet "Østbakken 10", hvilket er en gul villa-bygning ved siden af Eltra-bygningen. Henvendelse i Eltra's receptionen ved tvivl. Det er samme sted, som workshoppen oktober 2004 blev afviklet. Program for Workshoppen: 09:30 Ankomst, kaffe og rundstykke. 10:00 Præsentation af Lastfordelingsmodul v/ EURISCO 11:00 Test og arbejde med Lastfordelingsmodulet 12:00 Frokost, serveres som sandwich i lokalet 13:00 Gennemgang af den samlede PUDDEL pakke V/EURISCO 14:00 Arbejde med den samlede PUDDEL pakke 15:00 Kaffe, kage og afslutning Eltra inviterer PUDDEL-projektets PBA'er til at deltage, gerne sammen med repræsentant fra PBA'ens it-leverandør. Det vil sige 2-3 repræsentanter fra hver gruppe. Formålet med workshoppen er dels at stifte bekendtskab med det nye lastfordelingsmodul fra EURISCO og afprøve funktionerne, dels at gennemgå den øvrige PUDDEL-software og afklare tvivl og spørgsmål. Fra Eltra deltager Henning Parbo fra markedsafdelingen og Jens Jacobsen fra teleafdelingen samt eventuelt flere medarbejdere. 128

129 Materiale fra workshop 129

130 130

131 131

132 Markeder for handel med el Præsentation af de forskellige markedspladser og produkter På det danske marked for salg af elektricitet er der tre markedspladser. Producenten bestemmer selv om deltagelse på de tre markedspladser. Spotmarkedet Elproduktion fra anlæg >10 MW e skal fra den 1. januar 2005 sælges på markedet. Fra den 1. januar 2007 sænkes grænsen til 5 MW e. For værker <5MW e sker produktionen fortsat til 3- tidstarif. Hele produktionen sælges da til systemansvaret, som herefter sælger elproduktionen videre til den nordiske elbørs Nord Pool. Alle producenter som er omfattet af salg på markedsvilkår kan enten vælge selv at sælge sin elproduktion på elbørsen Nord Pool eller vælge en kommerciel handelspartner (produktionsbalanceansvarlig) PBA til at forestå salget. Spotmarkedet er et day-ahead marked, hvilket betyder, at salget skal finde sted dagen før driftsdøgnet. Det betyder, at producenten (og dennes PBA) skal gætte på, hvorledes spotprisen vil forløbe de efterfølgende 24 timer, og så tilrettelægges driftsplanen ud fra dette. Langt hovedparten af elproduktionen sker dog som samproduktion med varme. Derfor er varmebehov også en vigtig faktor, når det kommende døgns produktionsplan skal lægges. Regulerkraftmarkedet Elproducenter kan vælge at reservere en del af sin generatorkapacitet til markedet for regulerkraft. Fordelen er, at prisen i regulerkraftmarkedet altid er bedre end i spotmarkedet. Desuden kan et værk udnytte muligheden for at optimere mellem f.eks. motor og kedel ved at optimere både i forhold til spot- og regulerkraftmarkedet. Kun værker på markedet kan deltage i regulerkraftmarkedet. Mindste bud er 10 MW e, hvilket betyder, at de fleste værker skal lade deres PBA byde effekten ind sammen med andre værker. Der er krav om, at de aktiverede MW skal være udreguleret inden 15 minutter. Op- og nedregulering er to uafhængige produkter, og regulerkraftmarkedet er frivilligt. Regulerkraft kan leveres både fra produktion og fra forbrug. Reservemarkedet Systemansvaret skal købe reserver svarende til, at største produktionsenhed kan falde ud. Det er i øjeblikket 620 MW e, der altid skal være i reserve. Også decentrale værker kan byde kapacitet ind. Kravene er de samme som for regulerkraftmarkedet. Værket modtager da en reservebetaling for at stå klar til op- eller nedregulering. Værket skal (via PBA) byde deres kapacitet ind i regulerkraftmarkedet og modtager afregning til de almindelige regulerkraftpriser ved aktivering. Indtil 2006 foregår systemansvarets køb af reserver som månedlige udbud. Reserver kan leveres både fra forbrug og fra produktion. Optimering Et værk og dets kommercielle PBA kan vælge blot at levere el til spotmarkedet. Derved er der kun mulighed for at optimere i et marked. Værket kan kun øge sit indtjeningsbidrag ved at flytte produktionen fra timer med lav spotpris til timer med højere spotpris. For at kunne optimere mest muligt er det en fordel at have akkumuleringstank og adgang til at producere fjernvarmen på kedel. Det er til gengæld relativt nemt at deltage i spotmarkedet, og det kræver ikke særlig bemanding. Optimering i forhold til regulerkraftmarkedet åbner for yderligere indtjeningsbidrag. Til gengæld er der en væsentlig ulempe i kravet om at være klar i alle de timer, der er budt ind, i tilfælde af aktivering. 132

133 Decentral kraftvarme påp markedet Markedspladsen Markedets muligheder I Danmark er der i øjeblikket tre markedspladser, hvor deltagelse kan give elkunder økonomiske fordele, både ved salg (elproduktion) og køb (elforbrug). Salg i spotmarkedet (day ahead marked) Køb/salg af regulerkraft (aktivering i driftsdøgnet) Salg til reservemarkedet (månedlige udbud) Det økonomiske potentiale stiger, jo flere markedspladser man deltager på! Spotmarkedet er fælles nordisk på Nord Poolbørsen % af elproduktionen i Vestdanmark sælges via børsen. Spotprisen har over tid haft store udsving. Da Vestdanmark befinder sig mellem det nordiske og det europæiske (tyske) elsystem, er der ekstra optimeringsmuligheder for producenterne. Mængden af vandkraft i Norden er typisk den vigtigste faktor ved prissætningen af el. Decentral kraftvarme påp markedet Spotmarkedet Handel i spotmarkedet Udregn marginalværdien af elproduktion i kr./mwh. Find en PBA, som har tilbud om kontrakter, der giver mulighed for at gøre nytte af spotmarkedet. Tag stilling til, hvad og hvor stor effekt (MW), som kan kobles ind/ud timer med høje priser. Kr./MWh Spotprisen siden 2000 og prognosen? Øre/KWh Decentral kraftvarme påp markedet Spotmarkedet Elpriser månedsbasis Tag stilling til, hvad og hvor stor effekt (MW), der kan kobles ind/ud i timer med lave priser. Udtræk fra NordPool - Spotpris DK Vest - uge Østdanmark Vestdanmark Lavpris Højpris Decentral kraftvarme påp markedet Spotmarkedet Decentyral kraftvarme påp markedet Spotmarkedet Nogen gange er elektricitet meget dyrt Og nogle gange er elektricitet meget billig! EUR/MWh Eltra amba Sunday Prices at Nord Pool's Elspot and EEX, February March Sunday Sunday Sunday Denmark West Denmark East Norway - Kristiansand EEX - area E.ON Sunday EUR/MWh Eltra amba Sunday Prices at Nord Pool's Elspot and EEX, January 1. - January Sunday Denmark West Denmark East Norway - Kristiansand EEX - area E.ON Sunday Regulerkraftmarkedet, har ekstra krav, er frivilligt, men afregnes bedre end spotmarkedet. Behovet for regulerkraft er stort i Vestdanmark. Op- eller nedregulering kommer typisk i sammenhængende timer. Prisen har i perioder været meget fordelagtig for producenter. I Østdanmark er potentialet mindre. Regulerkraft kan også komme fra forbrug. Decentral krftvarme på markedet Regulerkraftmarkedet Vilkår i regulerkraftmarkedet Køb og salg af energi i selve driftsdøgnet To produkter: Opregulering og nedregulering Mindste budstørrelse: 10 MW Aktiveringshastighed: 15 min. Bud kan ændres indtil 30 min. før driftsøjeblikket Frivilligt om man vil deltage i regulerkraftmarkedet Priserne altid lidt bedre end i spotmarkedet Man ved ikke, om der bliver brug for ens bud 133

134 Decentral kraftvarme påp markedet Regulerkraftmarkedet Regulerkraftbehov Vestdanmark 2004 Omsætning i regulerkraftmarkedet 500 Decentral kraftvarme påp markedet Regulerkraftmarkedet MW MWh : 0,54 TWh nedregulering; 0,66 TWh opregulering Regulerkraft - ned, MWh/h Regulerkraft - op, MWh/h Decentral kraftvarme påp markedet Regulerkraftmarkedet Op- og nedreguleringspriser i Eltra-området jan apr Øre/kWh Månedsgennemsnit øre/kwh 60 Decentral kraftvarme påp markedet Regulerkraftmarkedet Priser for balancekraft i Elkraft-området Priser for regulerkraft på Sjælland Opreguleringspris Spotpris Spotpris Faktisk opreguleringspris Nedreguleringspris jan-02 apr-02 jul-02 okt-02 jan-03 apr-03 jul-03 okt-03 jan-04 apr-04 jul-04 okt-04 jan-05 apr Faktisk nedreguleringspris 5 0 jan-01 apr-01 jul-01 okt-01 jan-02 apr-02 jul-02 okt-02 jan-03 apr-03 jul-03 okt-03 jan-04 apr-04 jul-04 Kilde: Nord Pool og Elkrafts markedsrapporter Reservemarkedet har de samme krav som markedet for regulerkraft. Den ekstra indtjeningsmulighed for producenter kommer fra den såkaldte reservebetaling. Opregulering honoreres bedst, men også nedregulering giver mulighed for, at et værk kan optimere sin drift og modtage ekstra indtjeningsbidrag. Reserver kan også komme fra forbrug. Reserver udbydes indtil 2006 ved månedlige udbud. Decentral kraftvarme påp markedet Reservemarkedet Reservemarkedet Manuelle reguleringsreserver Samme ydelser som i regulerkraftmarkedet Mindste budstørrelse: 10 MW Aktiveringshastighed: 15 minutter Fast månedlig betaling for at stå til rådighed (kr./mw) Hertil kommer betaling, når man aktiveres Leverandøren/værket forpligtiger sig til at give bud i regulerkraftmarkedet i alle timer i kontraktperioden (måned) Årligt behov: ca. 500 MW opregulering og 200 MW nedregulering Omsætning på årsbasis (Eltra udgift) ~ mio. kr. Decentral kraftvarme påp markedet Reservemarkedet Pris for opreguleringsreserver Januar april 2005 Decentral kraftvarme påp markedet Reservemarkedet Pris for nedreguleringsreserver Januar april kr/måned kr/måned JAN FEB MAR APR MAJ JUN JUL AUG SEP OKT NOV DEC JAN FEB MAR APR 0 JAN FEB MAR APR MAJ JUN JUL AUG SEP OKT NOV DEC JAN FEB MAR Eltra har årlig udgift på 300 mio. kr. i

135 Leverandører af systemtjenester og regulerkraft Eltra køber nedenstående reguleringsprodukter og systemtjenester: Produkt Kommentarer Mængde og tid Udbydere Primærreserve UCTE-forpligtelse. Skal købes fra 2. halvår MW for 2. halvår 2004 Jylland og Fyn, E.ONs regulerzone og det synkrone nordiske område efter aftale med lokal TSO. Reguleringsreserver automatisk Opreguleringsreserver manuelt Nedreguleringsreserver manuelt Tre rullende og ét driftsklart anlæg Nødstartanlæg Automatisk regulering for at opfylde UCTE-krav. Leverandøren forpligter sig til at give bud i regulerkraftmarkedet i alle timer i kontraktperioden. Leverandøren forpligter sig til at give bud i regulerkraftmarkedet i alle timer i kontraktperioden. Der kræves to anlæg i drift af tekniske hensyn. n-1 kræver yderligere ét anlæg i drift, og ét der er driftsklart. Anlæggene skal være tilkoblet transmissionsnettet. Anlæg skal kunne klare start fra dødt net ±100 MW kvartalsvis fra 2. kvartal Bud for 2. kvartal i 1. budrunde. 420 MW for 1. kvartal Derefter månedsvis. 200 MW for 1. kvartal Derefter månedsvis. Tre anlæg skal være sat i drift. Et anlæg skal kunne sættes i drift inden for seks timer. Fra 2. kvartal To anlæg for hele 2004 Produktion og forbrug med adgang til DK-Vest efter aftale med lokal TSO. Produktion og forbrug der har adgang til DK-Vest efter aftale med lokal TSO. Produktion og forbrug der har adgang til DK-Vest efter aftale med lokal TSO. Produktion i DK-Vest. Produktion i DK-Vest. Regulerkraft og systemtjenester bliver fortrinsvis leveret fra produktionsanlæg i Vestdanmark. Eltra er af den opfattelse, at regulerkraft skal leveres fra den billigste leverandør. Derfor arbejder Eltra aktivt for at få regulerkraft leveret fra naboerne (Norge-Tyskland) og fra de decentrale anlæg. Fra efteråret 2005 vil Vestdanmark blive fuldgyldig deltager i det nordiske regulerkraftmarked. Derved åbnes mulighed for, at der bliver mere konkurrence på regulerkraftprisen. Den planlagte vækst i vindkraften øger behovet for at have adgang til regulerkraft i eget område. Derfor er det så vigtigt, at flest mulige decentrale ressourcer bliver aktive på markedet. Beskrivelse af strukturen med fuld markedsdeltagelse Begrebet fuld markedsdeltagelse dækker over, at et værk en producent af el både sælger el i spotmarkedet og stiller kapacitet til rådighed for regulerkraftmarkedet. PUDDEL-projektet har haft til formål at gøre decentrale produktionsenheder med teknisk potentiale klar til at deltage fuldt ud på de to markedspladser. Spotmarkedet kræver ikke så meget som regulerkraftmarkedet, hvorfor hovedvægten i PUDDEL-projektet har været på regulerkraftmarkedet. Værket Et værk, der ønsker fuld markedsdeltagelse, skal finde en kommerciel PBA, der kan sælge elproduktionen henholdsvis i spot- og regulerkraftmarkedet. Værket skal hver dag lægge en produktionsplan for det efterfølgende driftsdøgn. Produktionsplanen lægges dels ud fra en prognose for spotprisen i det efterfølgende døgn og værkets forpligtelser i relation til levering af fjernvarme eller procesvarme. Med adgang til akkumuleringstank og kedelkapacitet kan elproduktionen flyttes til timer med forventning om højeste spotpris. Værket overvejer (sammen med PBA), om der er kapacitet, som skal bydes ind som henholdsvis op- eller nedregulering. Værket sender manuelt (eller som onlinedata) den ønskede produktionsplan til PBA. 135

136 Værket får en accepteret produktionsplan tilbage fra PBA Værket skal herefter opfylde køreplanen og sikre, at der manuelt/automatisk bliver tændt og slukket på de aftalte tider. Afvigelser eller havarier skal meddeles PBA hurtigst muligt, så bud i regulerkraftmarkedet kan ændres kan ændres indtil 30 minutter før driftstimen. En afvigelse kan enten "gå med markedet" eller "imod markedet". Sker et havari på et tidspunkt, hvor systemet er i nedregulering, så er der ingen straf. Hvis derimod der er havari, mens systemet er i opregulering, koster det betaling af ubalancen, som systemansvaret så skal købe andet sted. PBA Produktionsbalanceansvarlig En PBA er en kommerciel virksomhed, der, på vegne af og efter aftale med en række værker, sælger deres produktion af el i spotmarkedet og regulerkraftmarkedet. PBA er tilmeldt Nord Pool-børsen for salg af spotel. PBA er godkendt hos systemansvaret som balanceansvarlig. PBA har kommunikation til sin portefølje af værker enten online eller på anden vis. PBA sælger regulerkraft til systemansvaret og tager imod besked om aktivering. Bud i regulerkraftmarkedet sendes fra Eltra videre til en fælles nordisk portal NOIS. Decentral kraftvarme i elmarkedet Elmarkedets funktion Værker skal sælge deres elproduktion Værkerne finder en PBA PBA sælger elproduktion direkte på Nordpool spotmarked med bud dagen før driftsdøgnet. PBA indmelder kapacitet til Eltra s regulerkraftmarkede, i driftsdøgnet. Eltra lægger regulerkraftbud frem for nordiske TSO er (NOIS). Eltra køber regulerkraft hos PBA, der sælger på vegne af værkerne. Produktionsbalanceansvarlig (PBA) NOIS Decentral kraftvarme i elmarkedet Produktionsbalanceansvarliges roller (PBA) Balanceansvarlig A Salg i markedet Marked Kommunikation, afregning og eventuelt styring Balanceansvarlig B Levering af regulerkraft Systemansvar Balanceansvarlig C Balanceafregning Tidsfrister i elmarkedet Sidste frist for indsendelse af bud til Nord Pools spotmarked Mandag Kl. 00:00 Decentral kraftvarme i elmarkedet Nord Pool udsender mængder og priser vedrørende driftsdøgnet Sidste frist for indsendelse af aktørplaner til Eltra Kl. 12:00 Kl. 13:30 Kl. 15:00 Indsendelse af bud til Eltra s regulerkraftmarked Driftsdøgnet Eltra opretholder fysisk balance ved brug af reguler-kraft Decentral kraftvarme i elmarkedet Regulerkraftmarked - systemansvarets fysiske handel i driftsdøgnet Aktørplan til systemansvar 15:00 Effektplan til systemansvar 16:00 Regulerkraftbud til systemansvar indtil 30 min før driftstime Effektplaner opdateres ved ændringer ± 10 MW Systemansvar beordrer regulerkraft Aktør kvitterer med effektplan Regulering inden for 15 min. Driftsdøgn TIME Handel Drift Afregning HANDEL DRIFT For elmarkedet er der en række tidsfrister, som skal overholdes. Den daglige tidsplan for elmarkedet Da hovedparten (op til 90 %) af al elproduktion fra Vestdanmark sælges på den fælles nordiske elbørs Nord Pool, så er det tidsfrister fra denne børs, som lægger rammerne for elmarkedet. I denne beskrivelse indgår således ikke eventuelle bilaterale aftaler om ellevering. For en typisk deltager på elmarkederne (spot og regulerkraft) vil dagligdagen se nogenlunde således ud: 136

137 Tid Handling 9:00 Værket modtager en prognose fra deres PBA for det efterfølgende døgns spotpris på el. 11:00 Værket sender en køreplan til deres PBA. 12:00 Sidste frist for at PBA kan indmelde salg af el til spotmarkedet, Nord Pool. 13:30 Sidste frist for at Nord Pool offentliggør priskryds for hver af det efterfølgende døgns driftstimer. 15:00 Frist (blød deadline) for indsendelse af aktørplaner (time-energi) til Eltra for leveringen i spotmarkedet. 16:00 Sidste frist (hård deadline) for aktørplaner. 16:00 Sidste frist for indsendelse af effektplaner (5 minutters effektplaner) og regulerkraftbud til Eltra. 00:00 Det nye driftsdøgn starter, og værket skal følge den aftalte køreplan min Ændring af regulerkraftbud og mængde indtil 30 minutter før driftstimen. Driftstimen Aktivering af bud. Eltra giver besked til PBA. PBA giver besked (manuelt eller automatisk) til værk, og efter 15 minutter er effekten udreguleret. Regulerkraftmarkedet Regulerkraft kommer fortrinsvis fra produktionsenheder, der skruer op for produktionen (opregulering) eller ned for produktionen (nedregulering). Men regulerkraft kan lige så godt komme fra forbrug, der tændes (nedregulering), eller forbrug der slukkes (opregulering). Forbrug har endda ofte den fordel, at ændringen kan ske meget hurtig. Leveringen af effekt i regulerkraftmarkedet sker til systemansvaret. Det er Eltra, som modtager bud i mængde (MW) og pris (kr./mw). Disse bud sendes videre til en fælles nordisk portal NOIS, så der blandt Nordel-landene kan ske køb af regulerkraft, hvor det hele tiden er billigst. Det betyder principielt, at et regulerkraftbud fra et værk i Svendborg kan blive accepteret af systemansvaret (Fingrid) i Finland. Netop derfor har Eltra arbejdet målrettet for at blive fuldgyldigt medlem af det nordiske regulerkraftmarked, så regulerkraftkøb til Vestdanmark også kan foregå i Norge. Når der er kapacitet på Skagerrak-kablerne mellem Jylland og Norge, kan norsk regulerkraft være billigere end bud fra værker i Jylland og på Fyn. Eltra's pligt er at købe regulerkraft billigst muligt af hensyn til elforbrugerne. Værker byder regulerkraft ind på markedet gennem deres PBA. De bestemmer selv mængde (>10 MW) og pris. Nogle værker udregner prisen som en marginalomkostning ved at levere den pågældende ekstra MW i en MWh. Andre har en betragtning om, at produktion nu betyder, at værkets produktion i de efterfølgende timer vil ændre sig. Og da de fleste værker har en varmebinding, er der mange hensyn at tage. Det gælder kapacitet i akkumuleringstanken, levering til fjernvarmenet og kedelkapacitet. Når et regulerkraftbud bliver aktiveret, sker der afregning efter regler fastsat af Eltra: Prissætning af reguler- og balancekraft I henhold til forskrift C2 afregner Eltra regulerkraft med leverandørerne til de priser, leverandørerne hver især har meldt ind. Dette afregningsprincip betegnes også "pay-as-bid" eller middelprisprincip 5. I det fælles nordiske regulerkraftmarked benyttes marginalprisen som afregningsprincip. Vestdanmark er i øjeblikket ikke fuldt integreret i det fælles nordiske regulerkraftmarked, men arbejder på at blive det. 5 Middelprisen for en leverandør i en given driftstime beregnes som en vægtet gennemsnitspris af den bestilte regulerkraft ud fra de mængder og priser, der er anmeldt af leverandøren i den aktuelle driftstime. 137

138 Som en midlertidig løsning er det derfor valgt at modificere afregningsprincipperne i forskrift C2 i retning af den nordiske løsning. Ordningen, der beskrives nedenfor, gælder, indtil der er truffet beslutning om, hvorvidt Eltra kan blive fuldt integreret i det fælles nordiske regulerkraftmarked eller ej. Når beslutningen herom foreligger, vil afregningsprincippet på ny blive taget op til revision, og alle aktører vil blive skriftligt informeret om de ændrede afregningsregler 6. Prissætning af regulerkraft Prissætningen af regulerkraft er delt op i to punkter: Prissætning uden flaskehalse mod Norden, her anvendes indenlandsk marginalpris. Prissætning med flaskehalse mod Norden, her anvendes "pay-as-bid". Der er flaskehals, når det ikke er muligt at aktivere regulerkraft ud fra en prisordnet liste af bud uden at fravige den normal prisordning i det fælles nordiske regulerkraftmarked. Når der optræder flaskehals, kan det skyldes for høj overføring på forbindelserne mod Norge og Sverige eller interne flaskehalsproblemer i Eltra's område eller i et af nabosystem-ansvarsområderne. Det er alene Eltra, der kan afgøre, om der er flaskehals i den enkelte driftstime. Prissætning uden flaskehals mod Norden Hvis der ikke er flaskehals mod Norden, prissættes regulerkraft efter indenlandsk marginalpris det vil sige, at det er det sidst aktiverede regulerkraftbud fra de balanceansvarlige aktører i DK1, der bliver prissættende for afregning af al indenlandsk regulerkraft i den pågældende driftstime 7. Prissætning med flaskehals mod Norden Hvis der er flaskehals mod Norden, prissættes regulerkraft efter "pay-as-bid". Da leverandører kan få flere bud aktiveret inden for samme driftstime, udmøntes "pay-as-bid"- reglen i praksis ved at fastsætte en middelpris for hver enkelt leverandør. Middelprisen for en given leverandør i en given driftstime bestemmes som den vægtede gennemsnitspris af den bestilte regulerkraft hos leverandøren, ud fra leverandørens anmeldte mængder og priser i den pågældende driftstime 3. Prissætning af balancekraft Balancekraft prissættes som hidtil det vil sige, prisen for balancekraft i en given driftstime fastsættes som det vejede gennemsnit af de betalte priser for regulerkraft, som Eltra har aktiveret inden for samme driftstime. Balancekraftprisen bestemmes således ud fra alle aktiverede regulerkraftbud i den enkelte driftstime, uanset om buddene stammer fra indenlandske eller udenlandske leverandører. 6 7 Hvis den midlertidige løsning annulleres, vil de oprindelige regler i forskrift C2 på ny træde i kraft. Leverandører, der leverer både op- og nedregulering inden for samme driftstime, afregnes ud fra nettoenergien af deres leverancer. 138

139 Tekniske krav til deltagelse Deltagelse kun i spotmarkedet Et værk, som kun ønsker at deltage i spotmarkedet, har ikke behov for investering i særligt udstyr. Spotmarkedet er et day-ahead-marked, og når først priskrydset er leveret fra Nord Pool (13:30), og aktørplaner er leveret til systemansvaret (16:00), skal værket blot sørge for at køre i de aftalte timer. Eventuelle havarier eller udfald skal værk eller PBA ikke selv søge udreguleret. Systemansvaret sørger for at holde balancen i elsystemet. Værket og PBA får da en afregning for ubalance. Men er værk og PBA "heldige", så har elsystemet været i nedregulering i den periode, hvor værket er havareret, og da er der ikke noget strafelement. De fleste værker og PBA, som kun leverer i spotmarkedet, klarer sig med relativ simpel kommunikation ( , fax eller telefon) i deres daglige arbejde. Deltagelse i regulerkraftmarkedet Deltagelse i regulerkraftmarkedet stiller flere krav end deltagelse kun i spotmarkedet. I regulerkraftmarkedet kan forbrug også deltage med omvendt fortegn. Der gælder de samme regler for forbrug som for produktion med hensyn til teknik, tider og mængder. Forbrugssiden handler gennem en Forbrugsbalanceansvarlig (FBA), som på vegne af forbrugeren køber/sælger effekten i regulerkraftmarkedet. Kommunikation mellem værker og PBA Der er flere niveauer for kommunikation mellem værker og deres respektive PBA. Herunder beskrives tre modeller. Der findes på markedet flere varianter af disse modeller: 1. Fuld integration: Der er etableret fjernkontrol på værket, og PBA modtager løbende onlinemålinger fra værket. PBA træffer alle beslutninger og kan på fjernkontrol tænde og slukke værket. PUDDEL-systemet med RTU på værk, PUDDEL-pc hos PBA og MPLS-netværk tillader denne fulde integration. 2. Onlinedata, men ikke aktivering: Der er etableret onlinemålinger fra værket til PBA, så PBA har det overordnede overblik over akkumuleringstanke og generatortilstand. Men, når bud skal aktiveres, er det værket selv, som tænder eller slukker for værket. PUDDEL-systemet kan brugs til denne model, da softwaremodulerne leverer de nødvendige data, blot sættes afviklermodulet ikke til at tænde/slukke generatorer automatisk. 3. Faste køreplaner: Der er ikke etableret kommunikation mellem værk og PBA. Værket indsender ( , fax) forventede køreplaner for værket, som PBA så lægger ind i sin samlede optimering. Aktivering af værk sker med besked til værket ( , telefon). Eltra har ikke særlige krav om kommunikationen mellem værker og PBA. Så længe de tekniske krav om levering af aktiveret effekt inden for 15 minutter overholdes, så er det op til aftaler mellem værk og PBA at definere deres kommunikationsbehov. 139

140 Eltra har med udviklingen i PUDDEL sikret, at der findes et værktøj i markedet, som kan være driftsstøtte og kommunikationsløsning. Kommunikation mellem PBA og systemansvarlig Eltra stiller som systemansvarlig krav til PBA om, at de leverer de nødvendige planer (aktørplaner og effektplaner) til Eltra. Der er krav om beredskab og krav om afregningssystemer m.v. Det hele er formuleret i papiret "Krav til produktionsansvarlige aktører". Krav til produktionsansvarlige aktører fra den 1. januar 2005 findes i sin helhed på Eltra's hjemmeside og indeholder følgende: Forord Dette notat har været igennem to høringsrunder og foreligger nu i endelig version, dok.nr v5 af 15. november Notatet beskriver de vilkår, som vil være gældende for produktionsbalanceansvarlige aktører pr. 1. januar Notatet er groft set delt i tre sektioner. Del I, som består af afsnittene 1 til 5, indeholder de generelle betragtninger om, hvorfor og overordnet hvordan kravene til produktionsbalanceansvarlige aktører kommer til at se ud fra den 1. januar Del II (afsnit 6) indeholder en mere detaljeret beskrivelse af de daglige procedurer. Del III, der består af afsnittene 7 til 10, indeholder krav til kommunikation, syntaks og tidsserienavne m.m. Til sidst findes et udkast til procedure omkring MPLS-netværk. Deltagelse i reservemarkedet Deltagelse i reservemarkedet stiller ikke andre tekniske krav end deltagelsen i regulerkraftmarkedet. Reservemarkedet foregår frem til 2006 som et månedligt udbud af reserver. Producenter eller forbrugere, som ønsker at stille reserver for op-/nedregulering til rådighed, gør det henholdsvis gennem en PBA eller en FBA. Selve budsituationen er relativ enkel. Der bydes en mængde effekt (MW) ind for en periode. De MW, som Eltra kan købe billigst for at overholde UCTE-regler om reserver, bliver herefter givet besked om, at de er accepteret. PBA eller FBA skal derefter sikre bud i det ordinære regulerkraftmarked i den periode, der er aftalt. Kun hvis de aftalte MW har været til stede i regulerkraftmarkedet i perioden, vil reservebetalingen komme til udbetaling. Når Eltra skal bruge den pågældende reserve (MW), vil PBA eller FBA blive aktiveret efter samme regler som med almindelig regulerkraft. Der afregnes herefter regulerkraftpris for de MWh, der er blevet leveret. Indtil 2006 er reservemarkedet et månedligt udbud. Herefter forventer Eltra, at en af reserven skal rekvireres gennem daglige udbud. Der findes også aftaler på op til 2 år for levering af reserver. Disse aftaler er med individuel kontrakt og pris. Men leverandøren skal fortsat sikre bud i regulerkraftmarkedet. I relation til at få flere leverandører af reserver både fra decentrale producenter og fra forbrug er der igangsat en udvikling af en særlig platform for kommunikation af disse ydelser. Projektet er startet den 1. maj 2005 og har navnet DART. Projektet kan følges på Eltra's hjemmeside. 140

141 Kommunikation i PUDDEL Eltra's television I Eltra er det blevet drøftet og besluttet at have en vision for telekommunikationsnetværket. Et robust elsystem Eltra må som neutral entreprenør for dansk miljø- og energipolitik sikre en strategi for, hvad et robust elsystem skal kunne i fremtiden. Et meget decentralt elsystem vil kræve en del tekniske ændringer i forhold til det eksisterende system. Eltra arbejder på forskellige elementer blandt andet: Etablering af kommunikation til den decentrale produktion Etablering af en ny struktur for overvågning og styring (System Control) Øget uafhængighed af den centrale produktionskapacitet og udnyttelse af de decentrale værkers ressourcer til at skaffe systemtjenester Sikring af ressourcer til opstart fra dødt net efter en fejl Udvikling af cellebegrebet Sikring af stivhed i nettet (kortslutningseffekt) Udvikling af styringen af spændingerne (reaktiv effekt) i de underliggende net Etablering af fælles data til netanalyser Udvikling af et nyt driftssikkerhedskoncept. Ændringerne skal gennemføres ved, at Eltra stiller krav i 150/60 kv-skillefladen mellem transmission og distribution. Det sker også ved et øget samarbejde mellem de involverede parter. I forbindelse med implementering af de tekniske forbedringer gennemføres en række pilotprojekter. En kommunikationsstrategi Det decentrale produktionsapparat med 560 decentrale kraftvarmeværker og vindmøller indgår ikke i systemkontrollen og kan ikke kobles eller styres centralt, da der ikke er kommunikationskanaler til dem. Eltra har derfor opstillet en kommunikationsstrategi baseret på et decentralt koncept. Det er i den forbindelse spørgsmålet, om den fysiske kommunikation til de decentrale produktionssteder skal gå via de balanceansvarlige eller via netvirksomhederne. Der er behov for at få skitseret en fysisk struktur og de nødvendige systemer til fremtidige hovedveje for systemets kommunikation. Da balanceansvar kan flytte fra måned til måned, anses de balanceansvarlige virksomheder for uegnede som knudepunkter i denne kommunikation. Alternativet synes at være, at netvirksomhederne hver for sig eller sammen har de direkte forbindelser til systemansvar, transmissionsvirksomheder, balanceansvarlige og decentrale produktionsanlæg. 141

142 Produktionsanlæg Vindmølle Målenetværk Netvirksomhed Produktions BA ELTRA Figur 20 Målenetværk er omdrejningspunkt i en fremtidig kommunikationsstruktur. Databehovet og graden af intelligens i forbindelse med styring af decentrale enheder øges. En fremtidig kommunikationsstruktur skal derfor være robust og fleksibel, Figur 20. Omdrejningspunktet i den foreslåede struktur er et "målenetværk", som kun skal transportere data. Systemet tillader potentielt alle at kommunikere med alle på lige fod. Eltra's strategi er at etablere et samlet telekommunikationsnet, som inkluderer netvirksomhederne og dermed også 60 kv-stationerne i Eltra's område et net som kan fungere uanset driftssituationen. Øget uafhængighed af den centrale produktion Der skal sikres en øget uafhængighed af de ydelser, som de centrale kraftværker yder i dag både for at øge konkurrencen og for at sikre, at de lokale ressourcer aktiveres. De decentrale værker skal i højere grad kunne deltage i effektreguleringen. De skal desuden kunne yde flere systemtjenester, jf. side 36. Derudover skal der sikres bedre opstartsmuligheder fra dødt net i de lokale områder. Et antal af de decentrale værker skal kunne deltage heri. Udvikling af cellebegrebet Produktionens decentralisering medfører en række nye opgaver for de lokale net. Ansvaret for disse opgaver skal være entydigt placeret. Der er behov for at organisere områderne i en såkaldt cellestruktur, Figur 21. Cellebegrebet indføres som en logisk struktur, der er bestemt af systemets naturlige fysiske opdeling og ikke historisk betingede organisatoriske grænser mellem anlægsejerne. Cellerne svarer i stor udstrækning til netområderne omkring en 150/60 kv-station. Cellerne organiseres, så der er størst mulig grad af lokal stabilitet i den enkelte celle. I de enkelte celler indbygges der i en vis grad mulighed for opstart fra dødt net efter driftsforstyrrelser. De første skridt i implementeringen af det nye koncept er taget med starten af den nye Mvarordning fra den 1. januar 2004 og den dermed forbundne ansvarsfordeling. Dermed afprøves og udvikles samspillet mellem den systemansvarlige og de ansvarlige for de lokale net. 142

143 Transmissionssystemet, samlet dimensionering og drift 400 kv-net 150 kv-net Transmissionsnet Rådighedsgrænse Samlet dimensione- 60 kv 60 kv 60 kv ring og drift pr. 150/60 kv station 60 kv Lokale net Figur 21 Cellestrukturen under hver enkelt 150/60 kv-station. Behov for nyt sikkerhedskoncept i Eltra's område Hos Eltra er det ikke bare de nye erfaringer fra driftsforstyrrelser, men især den ændrede produktionsstruktur, som gør det nødvendigt at tilpasse sikkerhedsstrategien. Eltra bliver nødt til at omlægge det traditionelle sikkerhedskoncept til et helt nyt, som skal udvikles fra grunden til et system med stor lokal produktion. Det nye koncept skal bygge på følgende principper: Der skal fastlægges en klar fordeling af ansvaret for systemets sikkerhed mellem systemansvaret og lokale operatører uafhængigt af historiske skel og ejerskab. Der skal opbygges et effektivt og forpligtende samspil mellem centrale, regionale og lokale operatører. Lokal produktion skal mobiliseres til at deltage i systemets regulering og i retablering efter fejl. Kontrolrumspersonale på alle niveauer skal periodisk gennemgå træning i håndtering af kritiske situationer. Nødvendige driftsdata skal indsamles i alle net og stilles uhindret til rådighed for systemets øvrige operatører. Sikkerhedsanalyser skal udføres forebyggende af alle operatører ved brug af fælles værktøjer, som stilles til rådighed af systemansvaret. Lokal overvågning og beskyttelse automatiseres i stigende grad med henblik på at øge sikkerheden, også ved ubemandet drift. Lokale kommunikationsnet integreres i Eltra's kommunikationssystem for at sikre den gensidige adgang til data og muligheden for udvikling af avancerede beskyttelsessystemer. Store udviklingsbehov Elsystemet i Jylland og på Fyn er unikt på grund af den store mængde decentral produktion. Der findes derfor ikke nogen steder, hvor de systemmæssige løsninger til drift af et sådant system er udviklet. Vi skal derfor i høj grad selv udvikle løsningerne i Danmark. For at klare de langsigtede udviklingsbehov, som Eltra's system har, skal der sikres fagmiljøer og forskningsmiljøer af høj kvalitet, og der skal være et tæt samarbejde med forskningsmiljøer i Danmark og i udlandet. Eltra har sammen med DTU taget initiativ til oprettelse af et kompetencecenter ved DTU Center for Elteknologi (CET). Med dannelse af CET er der taget initiativ til en integreret og målrettet satsning på elteknologi i Danmark. CET skal udføre forskning, innovation og uddannelse inden for området gennem nationalt og internationalt samarbejde. 143

144 Decentrale kraftværker er indstillet til udkobling ved forholdsvis små spændingsdyk for at beskytte anlægget mod skader, som kan opstå, hvis lokale net kortvarigt kører ø-drift. Det indebærer, at de decentrale anlæg ikke automatisk fungerer som en del af systemets forsvar mod sammenbrud. Det betyder en forringelse af systemets sikkerhed i takt med væksten af decentral produktion. For at bane vej for en fortsat vækst af den decentrale produktion skal der udvikles nye, avancerede beskyttelsesmetoder til lokale net. Dette vil indgå i den serie af udviklingsarbejder, som Eltra gennemfører sammen med CET med henblik på at udvikle nye metoder, så systemets effektivitet og sikkerhed ikke forringes af den decentrale produktion. Det vil være vigtige mål på lidt længere sigt, at lokale net helt eller delvist kan overleve et sammenbrud af det overordnede net, og at lokal produktion kan bidrage til en hurtigere retablering efter alvorlige forsyningsafbrydelser. Ud over samarbejdet med DTU er der samarbejde med Aalborg Universitet, DTU og Risø om vindkraftforskning, og der er samarbejde med universiteter i Lund om driftssikkerhed. Eltra's hensigt er, at samarbejdet med universiteterne m.v. skal videreudvikles. Muligheden for at udføre sikkerhedsanalyser både lokalt og centralt på grundlag af forenede data afprøves i et pilotprojekt sammen med en netvirksomhed. Dette projekt vil være en teknisk afprøvning af data og beregninger. Et lokalnet planlægges udpeget som studieobjekt for teoretiske undersøgelser af, hvordan et lokalt net med stor andel af produktion kan designes og beskyttes, så både forbrugere og producenter betjenes optimalt. Standarder for kommunikation Kommunikation mellem decentrale enheder og et centralt kontrolrum er ikke nogen ny opgave. I relation til at få decentrale kraftvarmeværker på markedet var der imidlertid en ekstra udfordring. Der skulle etableres et netværk med følgende krav: Kommunikationen skulle foregå i lukkede netværk med høj sikkerhed. Kommunikationen skulle være standardiseret og følge bedst mulig international standard. Kommunikationen skulle være fleksibel, så tilsluttede værker hurtigt kan skifte PBA. Kommunikationen skulle være rummelig, så der kan tilsluttes flere værker. Kommunikationen skulle være med høj oppetid. Løsningen skulle laves på kort tid. Eltra valgte derfor at anbefale følgende løsning: Struktur i PUDDEL projektet: > 2 MW SRO PLC Værkområde Decentral kraftvarme påp markedet PUDDEL projektet Kommunikation Protokol RTU IEC..104 IEC..104 ADSL MPLS-tele system Projekt område PBA er Planhåndtering COS φ forsøg Netselskaberne SRO/RTU IEC..104 Værk 1 Værk 2-5 ADSL PUDDEL projektet Tilslutningsprincip Router Router ADSL PBA 1 Router ADSL MPLS1 MPLS1.. MPLS2 MPLS2 PBA 2 Router 2Mbit/s Router FTP www SCADA Målet er at anvende en kommende standard IEC for kommunikationen mellem SRO og nettet, hvorved man kan springe RTU-enheden over. Men indtil videre, og på grund af tidspres, 144

145 laves den simple løsning med fortrådning. RTU'en vil kommunikere mod netværket med IEC standarden. Løsningen har følgende elementer: På værket: Der opsættes en RTU, leveret fra Eltra. RTU leverer data i IEC 104 formatet. Der opsættes en router, leveret fra TDC. Routeren er forbundet med MPLS-netværket gennem en ADSL-forbindelse. Værket kan vælge en protokolløsning, hvor værkets egen pc/sro-anlæg leverer data til routeren i IEC 104 formatet. Det lokale netselskab er måleransvalig og opsætter RTU. Da alle værker er >2 MW e, foregår der i forvejen målinger af leveret MWh fra værket til Eltra's PANDA-afregningssystem. Målingen i afregningspunktet og MW-målingen fra generator kan have 1-1,5 % i forskel. Eltra: Eltra etablerer MPLS-netværk hos TDC for hver enkelt PBA-gruppe og har indtil videre administrationen af disse. I PUDDEL-projektet kan Eltra "lytte med" på de data, der løber mellem værker og deres PBA-gruppe. Efter endt projekt lukker Eltra for den mulighed. Eltra har søgt at stimulere et eller flere netselskaber til at benytte anledningen til at foretage forsøg med cos φ regulering på værkerne. Det har der imidlertid ikke vist sig interesse for. Eltra modtager planindmeldelser fra PBA via MPLS-netværket eller anden kommunikationsvej. Hos PBA: Hver PBA modtager en PUDDEL-computer fra Eltra, hvori der er PUDDEL-softwaren. PBA har via ADSL-forbindelse til MPLS-netværket adgang til kommunikation med alle sine værker. PBA har kommunikation til Eltra med planudveksling. RTU-løsningen Eltra fik leveret RTU-enheder til værkerne i PUDDEL i to versioner. En standard og en med flere porte for værker med mange enheder. Dimensionerende for RTU'en blev ønskerne til dataudveksling mellem værk og PBA. Signal Form. Modtager Bemærk. Motor: Motor alarm D PBA fra værket 1 pr. motor Motor i drift D PBA og Eltra fra værk 1 pr. motor Motor lokal/fjernkontrol D PBA fra værket 1 pr. motor Motor må ikke starte D Værket fra PBA 1 pr. motor Start motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Stop motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Generator effekt produktion A PBA, Eltra og Netselskab fra værket 1 pr. motor Cos φ værdi A PBA og netselskab fra værket 1 pr. værk Cos φ regulering A Værket fra PBA (netselskaber) 1 pr. værk Kedel: Kedel alarm D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel i drift D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel tænd D Værket fra PBA 1 pr. kedel Kedel sluk D Værket fra PBA 1 pr. kedel El-forbrug: El-forbrug er tændt D PBA fra værket 1 pr. værk El-forbrug start D Værket fra PBA 1 pr. værk El-forbrug stop D Værket fra PBA 1 pr. værk 145

146 Varme: Lagertank tilgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank afgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank beholdning A PBA fra værket 1 pr. tank Varmeforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Varmelevering fra ekstern A PBA fra værket 1 pr. værk Øvrige: Gasforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Display besked D Værket fra PBA Tekst? Skab for signaludveksling i projekt PUDDEL Generelt I forbindelse med projekt PUDDEL leverer Eltra et skab med nødvendigt udstyr for kommunikation mellem kraftvarmeværk (KVV) og PBA (Eltra). Skabet leveres også til de værker, der ønsker at kommunikere via IEC-104-protokollen. Skabet skal placeres i "normale" omgivelser. Maksimalt omgivelsestemperatur er: 30 C. Skab for signaludveksling (RTU-skab) Skabet indeholder nødvendige komponenter for at opsamle signaler fra værket, ligesom det har udgange for at kunne "styre" værket. Skabet har følgende dimensioner: 600*760*210mm (Længde * Højde * Dybde) og er beregnet for ophængning på væg. Skabet vejer ca. 35 kg. Installationskrav TeleDanmark (TDC) etablerer en ADSL-forbindelse til værket. Forbindelsen ender i et telefonstik, hvor der er tilsluttet en "filterdåse" og derefter et modem. Derudover leverer TDC en router. Det hele på nær stikket vil senere blive indbygget i RTU-skabet. Det er op til kraftvarmeværket at finde et passende sted for opsætning af RTU-skabet samt TDC-inst. (telefonstik), men afstanden mellem telefonstik og RTU-skab må maksimalt være 1,5 m. Der skal være fri adgang til RTU-skabet fra fronten samt til TDC's udstyr. Kraftvarmeværket etablerer 230 VAC-sikret forsyning til RTU-skab. Eltra sørger for ophængning af skabet på kraftvarmeværket samt montage af kabler inde i skabet. Opgaven vil blive givet til netselskabet, som ejer det net, værket er tilsluttet. Etablering af rækkeklemme X100 (x-felt) for signaludveksling Kraftvarmeværket etablerer et passende sted en rækkeklemme for signaludveksling mellem kraftvarmeværket og RTU-skab. Herimellem trækkes et eller to stamkabler af typen 30*2*0,8 afhængig af signalomfanget. Signalomfanget er givet ud fra dok.nr "PUDDEL 2. projektledelsesmøde" bilag C af 10. juni Listen vil blive fremsendt fra Eltra til hvert enkelt værk. 146

147 Rækkeklemme X100: Antal klemmer =Signalantal* klemmer Nummereres fortløbende fra kl.1 til maksimalt Først rangeres "signaler til PBA" derefter "signaler til KVV" og til sidst "målinger til PBA". Kraftvarmeværket skal levere dokumentation på ovenstående rækkeklemme, så Eltra er i stand til at "montere" den anden ende. Alle analoge målinger skal være af typen: 0-20 ma. Kraftvarmeværket skal hurtigst muligt oplyse Eltra om, hvilke fysiske måleområder (skaleringer) man har valgt for de analoge målinger. Signaler og rækkeklemme ønskes færdigetableret og klar til test den 1. september Udveksling af data via IEC 104 protokollen For værker tilsluttet direkte til PUDDEL-netværket skal IEC protokollen anvendes til dataudveksling. Protokollen er baseret på standard TCP/IP-kommunikation og kræver derfor en IP-adresse for kommunikation. IP-adressen tildeles af Eltra som oplyst fra TDC. I den pc/rtu, som værket måtte anvende, skal det være muligt at definere to hovedstationer. Adresseringen af data fra stationen er lagt ud efter følgende: Der anvendes to bytes til CASDU, tre bytes til IOA. 147

148 Eltra bestemmer CASDU 1,2 samt IOA 1,2,3. Der er prædefineret adresser på alle værker. Der anvendes følgende telegramtyper til datatransmission: Enkeltmeldinger, med tid: Enkeltordrer: Målinger, normaliseret: TI30, Type identifikation 2, M_SP_TA_1. TI45, Type identifikation 45, C_SC_NA_1. TI34, Type identifikation 9, M_ME_NA_1. Der sendes tidssynkronisering fra Eltra. Der skal kunne beordres kontrolomløb ved etablering af kommunikation efter en afbrydelse, dertil anvendes type-identifikation 100, C_IC_NA_1. Kontrolomløb skal kunne beordres i ordreretningen fra PBA og Eltra samt i melderetningen fra RTU/pc. Oversigt over installationen. RTU-afprøvning Trinvis vejledning til konfiguration og afprøvning af RTU'er til projekt PUDDEL. Opdatering af Firmware i RTU Isæt SIM-kort markeret "FIRMWARE". På dette SIM-kort er en konfiguration i Firmware version 8 svarende til den fil i PUDDEL-directory benævnet "firmwareloader.mic". Eltra-pc'ens netværksindstillinger redigeres til følgende: IP-adresse: Subnetmaske: skulle gerne være uændret. Default Gateway: blank. 148

149 RTU'en har følgende konfiguration: IP-adresse: Subnetmaske: Default Gateway: , svarende til ingen. RTU'en burde nu svare på ping. På pc'ens skrivebord kan nu vælges Firmwareloader version 10. Opdateringen af Firmwaren i RTU'en tager ca. 20 minutter. Generering af SIM-kort til RTU Alt efter hvilken type RTU der skal anvendes, type 1 eller 2, skal det tjekkes, at den aktuelle konfiguration af kort er korrekt. Webmic version 8 skal være lukket ned, førend version 10 startes op. Med Webmic version 10 startet hentes fra PUDDEL-directory grundkonfigurationen til den pågældende type, for RTU type 1 vælges: Eltra_PUDDEL_RTU_TYPE1.mic For RTU type 2 vælges: Eltra_PUDDEL_RTU_TYPE2.mic Disse grundkonfigurationer er prædefinerede til at kunne tale med Eltra pc'en via det hos Eltra installerede MPLS-testnetværk. Kortet programmeres via Webmic 10 softwaren. Kortet mærkes på bagsiden med to tal, PBA nr., RTU nr.; hvilket f.eks. kunne være 3,5 for Bogense forsyningsselskab. Med kortet programmeret isættes det i RTU'en, og den tilsluttes MPLS-nettet på det sted, hvor Eltra PBA_1_ANL1_test skal være. Upload af SPS-kode til udgange I WEBMIC-softwaren vælges SPS. Med konfiguration søges efter den til RTU-typen passende software. Feks. vælges der til RTUtype 1 en type software, og til RTU-type 2 vælges en anden type software. Denne software uploades, og RTU'en resetter. Dernæst kan der ved hjælp af SAT230 testbillede settes og resettes en udgang. Test af RTU-funktioner Eltra-pc'ens netværkskonfigurationer omdøbes nu til at være: IP-adresse: Subnetmaske: Default Gateway: RTU'en skal nu kunne pinges på adressen: Dernæst startes Opc 104 Master. 149

150 Der loades testopstilling benævnt RTU_Type1. Kommunikationen startes, og det gennemførte kontrolomløb tjekkes igennem, alle adresser i RTU'en skal være med i listen. Nogle måleværdi-indgange kan påtrykkes en ma-strøm for at tjekke, at de er ok. Nogle digitale indgange kan sættes høje. Kan dette gennemføres, er RTU-hardwaren ok. Protokolløsningen Protokolløsninger på værkerne I balancegruppe C har der været tilknyttet seks værker i driftsfasen. Blandt disse værker har der været anvendt flere forskellige løsninger og forskellige kombinationer af udstyrstype: En løsning med Eltra RTU1, en løsning med Eltra RTU2 samt fire protokolløsning. I nedenstående skema ses kombinationerne. Værk RTU/protokol Protokol PLC Bemærkning Svendborg Eltra RTU1 - - Fastfortrådet Ørnhøj Eltra RTU2 - - Fastfortrådet Bogense ABB RTU1 Procontic Gateway Modbus Sindal ABB RTU1 Procontic Gateway Modbus Bramming Ringe Prolinx NMET Prolinx NMET Prolinx Gateway Modbus Prolinx Gateway Modbus Eksempel på protokolløsning konfiguration: ABB RTU560E og Procontic T200/AC31 Allen Bradley 5/05E Telemekanik Modicon TS657 Telemekanik Modicon TS657 Signaludveksling over protokol Signaludveksling over protokol Signaludveksling over protokol Signaludveksling over protokol Control System Bestående system TDC Leverance LAN / WAN IEC RTU560E MODBUS CS31-bus AC31 07KT96 150

151 151

152 PUDDEL-software Modulopbygget software Ved opbygningen af PUDDEL-softwaren blev der lagt følgende forudsætninger til grund: 1. Softwaren skal være modulopbygget, så der kan til- og fravælges de moduler, som PBA måtte ønske at anvende. 2. Softwaren skal programmeres efter en åben standard, så det er muligt efterfølgende at arbejde videre med softwaren og tilpasse til individuelle behov. 3. Softwaren har input og output i XML-format med veldefineret struktur. 4. Data fra værker ankommer i et IEC 104 format. 5. På værket er der en RTU-enhed eller en protokolløsning, hvor værkets eget SRO-anlæg leverer det nødvendige IEC 104 datasnit. Programmeringen af RTU-enheden fremgår af teleafsnittet i denne slutrapport. 6. Softwaren stilles frit til rådighed, når projektet er afsluttet. 7. Der er dog elementer i softwarepakken, som er licensbelagt. Det gælder f.eks. nogle drivere m.v. Disse software-elementer må brugeren selv sikre sig licens til. Som det fremgår af nedenstående illustration, så er softwaren opbygget omkring en database, hvor alle data håndteres. Data fra værkerne ankommer i et I/O-modul som onlinedata og bliver gemt i databasen. Data oversættes fra digitale værdier for analoge målinger til almindelige værdier efter en skaleringstabel. F.eks. kan der på værket være en analog 0-20 ma-værdi for generatorens MW e værdi. Denne oversættes i RTU-enheden på værket til en digital værdi fra til Når denne digitale værdi ankommer til I/O-modulet, oversættes den til f.eks. 0-5 MW e aktuel effektvædi af værkets generator. En værkfinder indeholder alle værkets stamdata. En afvikler for værker omsætter planerne til tænd-sluk-tidsserier for det enkelte værk. Dataimportmodulet forbindes til PBAs øvrige it-systemer for at kunne overføre prisprognoser, graddageprognoser osv. til PUDDEL-softwaren. Dataeksportmodulet sender data fra PUDDEL-softwaren over i PBAs øvrige it-systemer for f.eks. afregningsformål, statistik osv. Planmodulet sørger for at udarbejde de nødvendige planer for salg af regulerkraft og salg i spotmarkedet. Der er tale om aktørplaner og effektplaner. Planerne skal sendes til Eltra. Lastfordelingsmodulet fra EURISCO anvendes til at få lastfordelt et accepteret bud på salg af regulerkraft mellem de aktuelle værker. Lastfordelingsmodulet fra Hans Ravn anvender en anden metodik ved lastfordelingen mellem værkerne. Optimeringsmodulet for regulerkraft fra Hans Ravn vil ud fra aktuelle onlinedata og spotprognoser m.v. kunne udregne aktuelle bud på, hvilke mængder og til hvilken pris der kan bydes ind i regulerkraftmarkedet. Internt i PUDDEL-softwaren er der XML-snit mellem de enkelte moduler. Hans Ravn's moduler er programmeret i C++, mens øvrige moduler er programmeret i Java. 152

153 Struktur model for PUDDEL Software modulet: Lastfordeling model, EURISCO Optimerings model, Hans Ravn Lastfordeling model, Hans Ravn PBA data Import - XML On-line data Værker IEC Afvikler for værker Database Stamdata værkfinder Til PBA Eksport - XML Planer XML Kravspecifikation til PUDDEL-softwaren Overordnede projektrammer Indledning Formålet med denne beskrivelse er at beskrive rammerne og fastlægge, hvem der er ansvarlig for designudvikling og implementering af de enkelte softwarepakker hos den Produktions Balance Ansvarlige (PBA). Fleksibilitet De forskellige PBAs tekniske installationer og forudsætninger er forskellige. Det er derfor nødvendigt, at det softwareprodukt, der leveres til dem, er så modulært opbygget som muligt. Så det kan anvendes, som det er, eller dele af det kan implementeres i et eksisterende system. Grænseflader mellem applikationer/softwarepakker Der er følgende grænseflader mellem applikationer/softwarepakker: Gateway HMI Optimering Planindmelding. Af nedenstående skitse er strukturen for applikationer/pakker skitseret. 153

154 Gateway IEC EDIEL Understation/kommunikation Understation Understationen, der er valg til PUDDEL-projektet, leveres af firmaet VA TECH SAT A/S, som kan findes på følgende adresse Understationen er type TM 1703 mic. Kommunikation Nedenstående skema viser antal og placering af de enkelte RTU'er samt kommunikationsform. Selskab Placering af ADSL/ RTU enhed RTU? Protokol IP Adresser Energi Danmark Åhave Parkvej 27, 8260 Viby J Brødrene Hartmann Hartmannsvej 2, 6270 Tønder J Bramming Fjernvarme Grønningen 7, 6740 Bramming J Fællinggaard Varmefors. Ny Vestergade 72, 5672 Broby J Gartneriet Knud Jepsen Damsbrovej 53, 8382 Hinnerup J Nr. Nissum KV Seminarvej 70, 7620 Lemvig J DONG Agern Allé 24-26, 2970 Hørsholm Skagen Varmeværk Ellehammervej 21, 9990 Skagen J Ribe Fjernvarmeværk Mosevej 100, 6760 Ribe J Løgstør Fjernvarmeværk Blekingevej 8, 9670 Løgstør J Jelling KV Nordkrogen 20 b, 7300 Jelling J Bjerringbro KV Jørgens Allé 40, 8850 Bjerringbro J Nordjysk Elhandel Stigsborg Brygge 5, 9400 Nørresundby Sindal Varmeforsyning Baggesvognvej 32, 9870 Sindal J Brovst Fjernvarme Bøge Bakke 3, 9460 Brovst J Ringe Fjernvarmeselsk. Kielb. Vej 2, 5750 Ringe N IEC 104? Svendborg KV Bodøvej 15, 5700 Svendborg J Bogense Fors.selsk. Fynsvej 5, 5400 Bogense J Decentral Energihandel Hjallelsegade 35, 5260 Odense S Maricogen Hadsundvej 17, 9550 Mariager K-boks Gartneriet Hjortebjerg Hjortebjergvej 26, 5471 Søndersø K-boks Danfoss, bygn. L11 S10 Nordborgvej 81, Nordborg K-boks Ørnhøj-Grønbæk KV Kjærs Vej 13, 6973 Ørnhøj K-boks Dragsbæk Maltfabrik Simons Bakke 42, 7700 Thisted K-boks Scanenergi Dalgas Allé 1, 7400 Herning 154

155 Vildbjerg Varmeværk Pugdalvej, 7480 Vildbjerg J Videbæk Energifors. Håndværkervej 9, 6920 Videbæk (J) GEV Varme Tårnvej 24, 7200 Grindsted Grønningen, 7200 Grindsted Brædstrup Totalenergi Fjernvarmevej 2, 8740 Brædstrup J Arla Foods Hoco Bülowsvej 9, 7500 Holstebro J Markedskraft Klostertorvet 6-8, 1.sal., 8000 Århus C Billund Varmeværk Møllevej 9, 7190 Billund J Sæby Varmeværk Energivej 1, 9300 Sæby J Brønderslev KV værk Virksomhedsvej 20, 9700 Brønderslev J Viborg Kraftvarme Industrivej 40, 8800 Viborg J Hjørring KV Mandøvej 10, 9800 Hjørring J J N IEC 104? Fordelingen af de enkelte IP-adresser fastlægges under projekteringen. Netværksopbygning Nedenstående principskitse viser netværksopbygningen mellem produktionsstedet og den produktionsbalanceansvarlige samt de udlagte IP-adresseområder / /28 Switch / /28 512Kb ADSL 512Kb ADSL Sikkerhed For at sikre systemet mod ikke-tilsigtet anvendelse er det væsentligt at adskille systemet fra det administrative netværk. FTP-server hos Eltra FTP-serveren hos Eltra er placeret bag ved en Firewall i en lukket DMZ-zone. Til DMZ-zonen er der åbnet for FLP trafik til og fra den balanceansvarlige. Systemet er sat op, således at de enkelte balanceansvarlige kan ikke se hinandens data. 155

156 Planindmelding hos den produktionsbalanceansvarlige Hos den produktionsbalanceansvarlige skal den produktionsbalanceansvarlige sørge for den nødvendige sikkerhed ind imod egne it-systemer. Dette kan f.eks. være ved hjælp af en Firewall. Det vil endvidere være hensigtsmæssigt at beskytte Windows-pc'er med antivirussoftware. Den pc, de får leveret fra Eltra, er installeret med McAfee-antivirus-software. Softwarepakker Softwaren til håndtering af den produktionsbalanceansvarliges opgaver i PUDDEL-projektet er modulopbygget og skal betragtes som basissoftware. Modulerne er opbygget på en sådan måde, at den enkelte kan benytte det modul, der er behov for i den aktuelle installation. At softwaren er et basisprodukt, skal forstås således, at det opfylder de basale behov for gennemførelse af den produktionsbalanceansvarliges opgaver. Det er efter projektet muligt at udbygge systemet efter egne behov. Gateway For at afgrænse projektet og skabe et ensartet testresultat er der fastlagt standart sæt datapunkter for et værk. Datapunkterne er ens for alle værker, selv om det enkelte værk ikke er ens bestykket. Dataomfang Nedenstående skemaer beskriver det nødvendige onlinedataomfang pr. værk. Dertil kommer en række stamdata, økonomiske data, historiske data m.v. Signal Form. Modtager Bemærk. Motor: Motor alarm D PBA fra værket 1 pr. motor Motor i drift D PBA og Eltra fra værk 1 pr. motor Motor lokal/fjernkontrol D PBA fra værket 1 pr. motor Motor må ikke starte D Værket fra PBA 1 pr. motor Start motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Stop motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Generator effekt produktion A PBA, Eltra og Netselskab fra værket 1 pr. motor Cos φ værdi A PBA og netselskab fra værket 1 pr. værk Cos φ regulering (op/ned) D Værket fra PBA (netselskaber) 1 pr. værk Kedel: Kedel alarm D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel i drift D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel tænd D Værket fra PBA 1 pr. kedel Kedel sluk D Værket fra PBA 1 pr. kedel Varme: Lagertank tilgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank afgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank beholdning A PBA fra værket 1 pr. tank Varmeforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Varmelevering fra ekstern A PBA fra værket 1 pr. værk Øvrige: Gasforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Display besked D Værket fra PBA Tekst? Tabel herunder med forklaring til, hvorledes digitale og analoge signaler skal fortolkes. Alle analoge signaler følger standarden 0-20 ma. Alle digitale signaler foregår som potentialefri kontaktslutninger. 156

157 Signal D/A Forklaring Motor Motor alarm (gælder også turbine) D Signal sendes fra værket til PBA, og opretholdes så længe tilstanden er aktiv. Signalet dækker alle typer af utilsigtede stop for en motor, herunder udfald, trip, nødstop og andre ikke-planlagte stop. Er en motor under reparation, sættes dette signal også. Der er tale om et sikkerhedssignal Motor i drift D Signalet sendes fra værket til PBA/Eltra, og opretholdes så længe tilstanden er aktiv. Signalet dækker over det tidspunkt, hvor generatoren er synkroniseret og koblet på nettet. Motor lokal/ fjernstyring Motor må ikke starte D D Signalet sendes fra værket til PBA og opretholdes så længe tilstanden er aktiv. Signalet "fjernstyring" betyder, at PBA har styringen af motoren. Signalet "lokal" kan både dække over, at værket er "ude af markedet" og således selv bestemmer drift. Og gælde den situation, hvor værket er i markedet, men selv styrer f.eks. efter en aftalt køreplan. Signalet sendes fra PBA til værket og opretholdes så længe tilstanden er aktiv. Signalet sendes, når motoren deltager i nedregulering. Start skal således blokeres, så motoren ikke startes f.eks. ved mangel på energi i akkumuleringstank el.lign. Start motor D Signalet sendes fra PBA til værket og sendes som en puls, f.eks. i 2 sek. Signalet sendes, når en motor skal starte. PBA vil derefter få en tilbagemelding på "Motor i drift", når generatoren går på nettet og leverer effekt. Stop motor D Signalet sendes fra PBA til værket og sendes som en puls, f.eks. i 2 sek. Signalet sendes, når en motor skal stoppe. PBA vil derefter få en tilbagemelding på "Motor i drift", når generatoren går af nettet. Generator effekt produktion Cos φ værdi fra generator Cos φ regulering (op/ned) A A D Signalet sendes fra værket til PBA/Eltra/Netselskab som en variabel analog værdi. Signalet dækker over den MW-produktion, der leveres fra generatoren "ud af værket". Det skal ikke forveksles med MW-værdien, der måles i afregningspunktet - da det typisk er ude ved tilslutning til nettransformer. Signalet sendes fra værket til Netselskab som en variabel analog værdi. Signalet dækker over den værdi for cos φ eller tan φ værket leverer til nettet med. Signalet sendes fra Netselskab til værket som en puls (f.eks. 2 sek). Signalet kan være besked om, at værket regulerer cos φ op (f.eks. fra 0,9 til 1,0) eller ned. netselskaber får derefter en analog værdi retur (se herover) og kan efterfølgende regulere yderligere op eller ned. Kedel: Kedel alarm D Signal sendes fra værket til PBA og opretholdes så længe tilstanden er aktiv. Signalet dækker alle typer af utilsigtede stop for en kedel, herunder udfald, nødstop og andre ikke-planlagte stop. Er en kedel under reparation sættes dette signal også. Der er tale om et sikkerhedssignal Kedel i drift D Signalet sendes fra værket til PBA og opretholdes så længe tilstanden er aktiv. Signalet dækker over den tilstand, at en kedel er i produktion. Kedlen kan have lokal start fra f.eks. føler for energimangel i fyldningstank. Kedel tænd D Signalet sendes fra PBA til værket og sendes som en puls, f.eks. i 2 sek. Signalet sendes, når en kedel skal tænde. PBA vil derefter få en tilbagemelding på "Kedel i drift", når kedlen er i produktion. Kedel sluk D Signalet sendes fra PBA til værket og sendes som en puls, f.eks. i 2 sek. Signalet sendes, når en kedel skal slukke. PBA vil derefter få en tilbagemelding på "Kedel i drift", når kedlen stopper produktion. Varme: Lagertank tilgang A Sendes fra værket til PBA som en variabel analog værdi. Signalet dækker over den tilgang, der er til alle lagertanke på værket. Lagertank afgang A Sendes fra værket til PBA som en variabel analog værdi. Signalet dækker over den afgang, der er fra alle lagertanke på værket. Lagertank beholdning A Sendes fra værket til PBA som en variabel analog værdi. Signalet dækker over den energi-beholdning/fyldningsgrad, der er i hver enkelt tank. Varmeforbrug A Sendes fra værket til PBA som en variabel analog værdi. Signalet dækker over den afgang, der er fra værket til forbruger (fjernvarmenet/industri) Varmelevering fra ekstern A Sendes fra værket til PBA som en variabel analog værdi. Signalet dækker over den tilgang, der er til værket fra ekstern varmeleverandør (industri) Øvrige: Gasforbrug A Sendes fra værket til PBA som en variabel analog værdi. Signalet dækker over det gasforbrug, værket har til motor, turbiner, kedler osv. Display besked D Sendes fra PBA til værket. Der er tale om signaler, der opretholdes så længe tilstanden er aktiv. F.eks. et signal for "Værket er i nedregulering" eller "Værket er i opregulering". Der er stor frihed til selv at definere disse beskeder, og individuelt afgøre, hvorledes de skal kommunikeres (ind i et pc-system med skærm, eller signallamper) 157

158 Selskab Placering af ADSL/ RTU enhed Antal gen. Antal kdl. Bem. Energi Danmark Åhave Parkvej 27, 8260 Viby J Brødrene Hartmann Hartmannsvej 2, 6270 Tønder 2 0 Bramming Fjernvarme Grønningen 7, 6740 Bramming 4 2 Fællinggaard Varmefors. Ny Vestergade 72, 5672 Broby 3 1 Gartneriet Knud Jepsen Damsbrovej 53, 8382 Hinnerup 5 1 Nr. Nissum KV Seminarvej 70, 7620 Lemvig 1 1 DONG Agern Allé 24-26, 2970 Hørsholm Skagen Varmeværk Ellehammervej 21, 9990 Skagen 3 4 Ribe Fjernvarmeværk Mosevej 100, 6760 Ribe 5 6 Løgstør Fjernvarmeværk Blekingevej 8, 9670 Løgstør 2 4 Jelling KV Nordkrogen 20 b, 7300 Jelling 1 2 Bjerringbro KV Jørgens Allé 40, 8850 Bjerringbro 4 4 Nordjysk Elhandel Stigsborg Brygge 5, 9400 Nørresundby Sindal Varmeforsyning Baggesvognvej 32, 9870 Sindal 2 2 Brovst Fjernvarme Bøge Bakke 3, 9460 Brovst 2 0 Ringe Fjernvarmeselsk. Kielb. Vej 2, 5750 Ringe 3 0 Svendborg KV Bodøvej 15, 5700 Svendborg 3 0 Bogense Fors.selsk. Fynsvej 5, 5400 Bogense 2 1 Decentral Energihandel Hjallelsegade 35, 5260 Odense S Maricogen Hadsundvej 17, 9550 Mariager 1 1 K-boks Gartneriet Hjortebjerg Hjortebjergvej 26, 5471 Søndersø 3 1 K-boks Danfoss, bygn. L11 S10 Nordborgvej 81, Nordborg 1 1 K-boks Ørnhøj-Grønbæk KV Kjærs Vej 13, 6973 Ørnhøj 2 1 K-boks Dragsbæk Maltfabrik Simons Bakke 42, 7700 Thisted 3 1 K-boks Scanenergi Dalgas Allé 1, 7400 Herning Vildbjerg Varmeværk Pugdalvej, 7480 Vildbjerg 2 2 Videbæk Energifors. Håndværkervej 9, 6920 Videbæk 3 2 GEV Varme Tårnvej 24, 7200 Grindsted Grønningen, 7200 Grindsted Brædstrup Totalenergi Fjernvarmevej 2, 8740 Brædstrup 2 1 Arla Foods Hoco Bülowsvej 9, 7500 Holstebro 1 0 Markedskraft Klostertorvet 6-8, 1.sal., 8000 Århus C Billund Varmeværk Møllevej 9, 7190 Billund 5 2 Sæby Varmeværk Energivej 1, 9300 Sæby 2 0 Brønderslev KV værk Virksomhedsvej 20, 9700 Brønderslev 7 0 Viborg Kraftvarme Industrivej 40, 8800 Viborg 1 0 Hjørring KV Mandøvej 10, 9800 Hjørring RTU Protokol. Alias opbygning for datapunkter Opbygningen af alias for datapunkter Alias: [Sted][Enhed][Objekt] Dette kunne f.eks. for en effektmåling fra en generator se ud som følgende: VÆRKGENERATOR07MWAT01 Antallet af karakterer afhænger af systemet og skal fastlægges under projekteringen. Der skal endvidere fastlæges stedbetegnelser for hver enkelt værksenhed og objekt. Kommunikationsprotokol Kommunikationsprotokollen mellem Produktionsenheden (understation) og PBA (hovedstation) er en standard LAN/WAN TCP/IP baseret protokol, der understøtter standarten IEC

159 Ansvarlig for design, udvikling og implementering Dataopsamling og kommunikation mellem under- og hovedstation er baseret på et standardprodukt fra firmaet Matrikon. Produktet har betegnelsen IEC OPC-server. Eltra leverer dette produkt i projektet og står for installation og opsætning. EURISCO leverer interfacet imellem OPC-serveren og HMI-softwaren og er ansvarlig for, at kommunikationen mellem OPC-serveren (OPC-Gatewayen) og HMI-softwaren er korrekt. HMI-software HMI-software dækker grundlæggende over alt den software, som gør brugeren i stand til at opsætte og kommunikere med værkerne, visualisere online- og simpel historikdata fra værkerne, styre/afvikle køreplan for værkerne, importere og eksportere data til systemet, afvikle optimeringsprogram (udviklet af Hans Ravn) og kommunikere med software (udviklet af Eltra) for verificering, konvertering og kommunikation af køreplaner. Ansvarlig for design, udvikling og implementering EURISCO ( er ansvarlig for udvikling af HMI-software i henhold til aftale med Eltra. Sag: 5564, Dok.nr.: Brugergrænseflade for HMI-software NB: Brugergrænseflader, som er angivet i dette afsnit, er vejledende. I forbindelse med den egentlige implementering kan funktionalitet og design afvige fra det viste. 159

160 Værkfinder er det nuværende navn for det softwaremodul, som skal give brugeren mulighed for følgende: Opretning af værk, produktionsenhed og tank. Indtastning af stamdata for værk, produktionsenhed og for grupperingen af effektfordeling i henhold til køreplan. Visualisering af online driftsdata og simpelt historikdata for hver enkelt produktionsenhed. Model er det softwaremodul, som opsætter og afvikler optimeringssoftwaren fra Hans Ravn. Prognoser importeres via Importmodulet til databasen, og via Model kan de så vælges, eller der kan arbejdes med en defaultprognose. Efter at optimeringssoftwaren har beregnet en plan, vil der fremkomme en status i resultatvinduet, og en outputfil kan eksporteres fra Eksportmodulet. Import og Eksport er de moduler, som skal bruges til at importere og eksportere køreplaner, prognoser, konfigurationsfiler, stamdata og historikdata. Først vælges type og eventuelt tidsperiode og herefter filnavn samt placering. Formaterne for import/eksport kan enten være semikolonsepareret format (.csv) eller XML. 160

161 Afvikler er et softwaremodul, som har til formål at sikre en korrekt afvikling af den importerede køreplan (styringsplan). Syslog er et softwaremodul, som logger en del informationer fra HMI-softwaren til brug for eventuelt fejlsøgning eller fejldokumentation. Hvis brugeren oplever, at HMI-softwaren reagerer fejlagtigt, så kan der sendes en kopi af Syslog til Eltra/EURISCO. Effektplan er et softwaremodul, som udvikles af Eltra til verificering og indmelding af planer i Ediel-format. Softwaresnitflader til HMI-software Der er følgende eksterne snitflader til/fra HMI-softwaren. A. Driftsdata. I henhold til dataomfangslisten afsnit skal der fastlægges en API for denne snitflade. B. Importdata. Der skal fastlægges API for køreplaner, prognoser, konfigurationsfiler og stamdata. C. Eksportdata. Der skal fastlægges API for stamdata, historikdata. D. Ediel-indmelding. Eltra fastlægger format for indmelding af køreplaner. Der er følgende interne snitflader til/fra HMI-softwaren. E. Modeldata. Der skal fastlægges en API for input og output data til/fra modellen. Hans Ravn specificerer datatyper/parametre, og EURISCO udarbejder API for snitfladen. F. Køreplandata. Der skal fastlægges en API for dataudvekslingen mellem HMI-softwaren og Ediel-softwaren udviklet af Eltra. Eltra specificerer datatyper/parametre, og EURISCO udarbejder API for snitfladen. Optimering I optimeringsdelen skal der tages stilling til automatisk styring ud fra optimering og planer. Optimeringsdelen skal endvidere danne de nødvendige effekt- og handelsplaner. Angående køreplaner skal det afgøres, om de dannes i optimerings- eller planindmeldingsdelen. Ansvarlig for design, udvikling og implementering EURISCO er ansvarlig for udvikling og implementering af snitfladerne (input- og output-data i XML-format), og GUI-afvikling af optimeringssoftwaren. Hans Ravn er ansvarlig for udvikling og implementering af optimeringssoftwaren. Optimeringssoftware skal være et selvstændigt program, som kan eksekveres fra f.eks. en kommandoprompt. Se i øvrigt Eltra dok.nr

162 Brugergrænseflade Se afsnit: "Brugergrænseflade for HMI-software". Udvekslingsformat med andre applikationer Udvekslingsformater mellem optimeringssoftwaren og de øvrige softwaremoduler skal være i XML-format. Input- og outputdata til og fra optimeringssoftwaren defineres af Hans Ravn. Planindmelding Den produktionsansvarlige skal kunne indsende en køreplan i form af effektplaner samt mulig minimum- og maksimumproduktion for de enkelte værker og kategorier samt regulerkraftbud til Eltra i overensstemmelse med Eltra's Krav til Produktionsbalanceansvarlige aktører. PBA'en skal endvidere kunne håndtere regulerkraftbestillinger fra Eltra. På baggrund af bestilling fra Eltra, skal man i Planindmeldingen kunne ændre driftsplaner for enkelt anlæg, så den efterspurgte regulering honoreres. Denne lastfordeling vil være en manuel funktion i form af redigering af planer for enkelt anlæg. En decideret lastfordelingsfunktion, som tager højde for startomkostninger mm., bliver ikke en del af Planindmeldingen. Planindmeldingen skal på baggrund af stamdataoplysninger kunne danne de nødvendige summer og kategorier i overensstemmelse med Eltra's Krav til Produktionsbalanceansvarlige aktører. Disse ændrede planer skal kunne sendes til Eltra. Ansvarlig for design, udvikling og implementering Eltra er ansvarlig for design og udvikler af applikation, der enten baserer sig på godkendte planer fra optimeringsmodulet eller manuelt inddaterede planer. Brugergrænseflade I brugerfladen præsenteres data fra optimeringsmodulet. Hvis optimeringsmodulet ikke anvendes, er det muligt manuelt at lægge data ind eller importere data fra XML-filer. Udvekslingsformat med andre applikationer For planer som sendes til Eltra anvendes Ediel, DELFOR og QUOTE. Herudover skal det være muligt at importere effektplaner og regulerkraftbud fra optimeringsmodulet i XML-format. Effektplaner og regulerkraftbud skal ligeledes kunne eksporteres i XML-format. Planniveau, herved forstås opløsningen på effektplanerne, vil være forskellig mellem optimering på enkelt anlæg og værker. Med værker menes en gruppe af anlæg, som er defineret til at udgøre ét værk. Det er størrelsen af værket, som afgør, hvilken kategori det hører hjemme i i overensstemmelse med Eltras Krav til Produktionsbalanceansvarlige aktører. Sammenhængen mellem anlæg og værker defineres i optimeringsmodulet og eksporteres i XML-format, så planindmeldingen har adgang til disse oplysninger. Et anlægs stamdata er ligeledes nødvendigt input for Planindmeldingen. Disse stamdata defineres i optimeringsmodulet og skal ligeledes kunne eksporteres i XML-format, så planindmeldingen har adgang til disse oplysninger. Eltra fastlægger DTD og/eller Schema for XML-strukturen i fire forskellige udvekslingsfiler. 162

163 Beskrivelse af Eltra XML-struktur Indhold Dette er beskrivelsen af den XML-struktur, som benyttes til kommunikation af køreplan, regulerkraftbud, regulerkraftbestillinger og regulerkraftafstemning mellem produktionsbalanceansvarlige aktører og Eltra. Strukturen er udarbejdet i forbindelse med PUDDEL-projektet. Denne XML-struktur, eller en let revideret version, kan også benyttes af alle produktionsbalanceansvarlige aktører fra den 1. januar 2005, PUDDEL eller ej. Strukturen Generelt XML-strukturen bygger i nogen grad på Ediel-strukturen. På den måde er det muligt at konvertere XML til Ediel og omvendt. Strukturen er defineret i fire XML-schemaer. eltra-xml-core: Indeholder typer, som benyttes af de tre øvrige schemaer eltra-xml-delfor: Struktur til udveksling af tidsserier (køreplan, regulerkraftbestillinger og afstemning af regulerkraft m.m.) eltra-xml-quote: Struktur til udveksling af regulerkraftbud eltra-xml-aperak: Struktur til udveksling af kvittering/aperak på modtagne meddelelser. XML-strukturen vil naturligvis kunne blive revideret. Sker dette, vil den nye version af strukturen være afspejlet i navnet på schema-filerne. Den nuværende version og release er version 1, release 1. Dette afspejles i navnet på xsd/schema-filerne og i rodelementet, attributterne SchemaVersion og SchemaRelease. eltra-xml-core-v1r1.xsd eltra-xml-delfor-v1r1.xsd eltra-xml-delfor-v1r1.xsd eltra-xml-aperak-v1r1.xsd Normalt ville man referere til schemaerne med en reference til en web-server. Det har vi af forskellige årsager valgt ikke at gøre. Hvordan man i XML-filerne vil referere til schema, er nærmest et spørgsmål om "religion". Derfor angives version og release af schema, som XML-filen skal valideres mod, i rodelementets attributter. Eltra vil i valideringen af XML-filerne se bort fra alt, hvad der står mellem <?xml version="1.0" encoding="utf-8"?> og rodelementet. Navnet på schemaet, som XML-filen valideres imod, vil blive bestemt af rodelementet og rodelementets attributter, SchemaVersion og SchemaRelease. Benyt altid UTF-8 encoding i XML-filer, som benytter Eltra's schemaer. Aktører vil i god tid blive notificeret om eventuelle nye schema-versioner. Eksempler på en eltra-xml-delfor, eltra-xml-quote og eltra-xml-aperak kan findes på Eltra's hjemmeside under PUDDEL. eltra-xml-core Dette schema indeholder typer, som benyttes af de øvrige tre schemaer. 163

164 TMessageId Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Maks. 35 kar Unikt id på meddelelse NMTOKEN TRoutingaddress Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Routingadresse NMTOKEN Enumerations: ELTRA-KPL ELTRA-BUD ELTRA-REG ELTRA-REGSTA ELTRA-ONLINE PUDDEL-IMPORT PUDDEL-EKSPORT TMessageTimestamp Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v yyyy-mm-ddthh:nn:ssz Genereringstidspunkt for meddelelsen i GMT NMTOKEN TParty Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Benyttes til at identificere part/aktør NMTOKEN Attribut IdType Beskriver hvordan Party er angivet NMTOKEN Attribut Country Beskriver landet for Party NMTOKEN Attribut Area Beskriver prisområde for Party NMTOKEN Enumerations: EAN SHORTNAME Enumerations: DK Enumerations: DK1 TSender Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Afsender af meddelelsen TParty TReceiver Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Modtager af meddelelsen TParty TTimeInterval Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Tidsinterval i GMT Token EAN eller kortnavn kan benyttes til identifikation EAN, hvis Party er angivet med EAN og SHORTNAME, hvis der benyttes kortnavn DK1 dækker hele Eltra's område (DK2 = Elkraft) yyyy-mm-ddthh:nnz/yyyy-mmddthh:nnz eltra-xml-delfor Strukturen benyttes til køreplaner fra aktøren til Eltra og regulerkraftbestillinger og -opgørelser fra Eltra til aktøren. Meddelelsen skal altid indeholde ét helt døgn. Strukturen kan bruges til udveksling af tidsserier generelt. I PUDDEL-projektet vil strukturen derfor også blive brugt til import og eksport til og fra PUDDEL-systemet. Strukturen er opdelt i en MessageHeader- og Timeseries-del. MessageHeader består af typer fra eltra-xml-core. 164

165 Elementer i eltra-xml-delfor, MessageHeader, stammer alle fra eltra-xml-core. Sender og Receiver er af typen TParty, og ScheduleTimeinterval er af typen TTimeInterval. Resten skal der blot sættes et T foran, så har man coretypen. TimeSeries indeholder én eller flere tidsserier, og hver tidsserie består af en headerdel (TsHeader) og en datadel (TsData) Elementer i eltra-xml-delfor, Timeseries. TsHeader: TsId Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Unikt id på tidsserien (Id til køreplan er defineret i "Krav til PBA") NMTOKEN Pcode Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Produktkode for typen af data (effekt, energi, priser mm.) positiveinteger minincl = 1000 maxincl = 9999 Valgfri Unit Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Enheden som data i TsData er opgivet i token Enumerations: MW MWH KW KWH DKK DKK/MWH 165

166 DataTimeinterval Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Angiver tidsinterval som data er opgivet med under TsData. Angiv altid starttiden for et datapunkt NMTOKEN Enumerations: PT0M PT5M PT15M PT1H Party1 Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Part 1 TParty Party2 Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Part 2 TParty Valgfri Til effekttidsserier benyttes PT0M Til timeenergi benyttes PT1H TsData: TimeFrom Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v yyyy-mm-ddthh:nnz Starttid i GMT, for datapunkt Til effektserier angives tidspunktet for effektværdien Til energiserier angives starttidspunktet for datapunktets tidsinterval NMTOKEN Quantity Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Værdi Decimal Attribut Status Angiver status på værdi NMTOKEN Enumeration: PL MG RE Benyt altid PL Guide til eltra-xml-delfor: MessageHeader MessageId: Unikt id på meddelelsen. Routingadresse: Køreplan til Eltra = ELTRA-KPL Regulerkraftbestilling fra Eltra =ELTRA-REG Regulerkraftopgørelse fra Eltra =ELTRA-REGSTA Onlinedata fra Eltra = ELTRA-ONLINE PUDDEL-dataimport = PUDDEL-IMPORT PUDDEL-dataeksport = PUDDEL-EKSPORT MessageTimestamp: Tidspunkt for generering af meddelelsen i GMT Sender: Afsender, benyt EAN Receiver: Modtager, benyt EAN ScheduleTimeinterval: Interval, som data ligger inden for. Altid svarende til ét helt døgn. TimeseriesHeader TsId: pcode: Unit: DataTimeInterval: Party1 Party2 Id på tidsserie (køreplan defineret i "Krav til PBA") Produktkode (valgfri, benyttes ikke i PUDDEL) Enhed på data i serien (MW, MWH, KW, KWH, DKK eller DKK/MWH) Angiver tidsinterval, som data er opgivet med. Benyt PT0M ved effektværdier (køreplan) og PT1H ved timeenergiplaner. Part 1 i tidsserien Part 2 i tidsserien. 166

167 TsData TimeFrom: Quantity: Starttid på datapunkt i GMT Værdi af datapunkt. Attributten Status, PL = ok, MG = ikke ok og RE = efterstillet værdi. For planer benyttes PL (= værdi ok). eltra-xml-quote Strukturen benyttes til at sende regulerkraftbud fra aktøren til Eltra. Meddelelsen må kun indeholde bud for ét og samme døgn. Strukturen er opdelt i en MessageHeader- og Bid-del. MessageHeader består af typer fra eltra-xml-core. Elementer i eltra-xml-quote, MessageHeader, stammer alle fra eltra-xml-core. Sender og Receiver er af typen TParty, og ScheduleTimeinterval er af typen TTimeInterval. Resten skal der blot sættes et T foran, så har man coretypen. 167

168 Bid indeholder ét eller flere regulerkraftbud. Elementer i eltra-xml-quote, Bid. Bid: Reference Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Maks. 35 kar Unik reference på buddet NMTOKEN BidParty Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Angivelse af part/aktør bag buddet TParty PowerStation Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Valgfri Kortnavn på værk bag buddet. Værket, hvor reguleringen vil blive foretaget NMTOKEN Price Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Pris for reguleringen Decimal Attribut: Currency Valuta som pris er opgivet i NMTOKEN fracdig: 2 Enumerations: DKK Opgives med to decimaler BidQuantity Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Buddets størrelse Integer Attribut: Unit Enhed som budstørrelse er opgivet i NMTOKEN Enumerations: MW BidTimeInterval Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger TTimeInterval 168

169 Guide til eltra-xml-quote: MessageHeader MessageId: Routingadresse: MessageTimestamp: Sender: Receiver: ScheduleTimeinterval: Unikt id på meddelelsen ELTRA-BUD Tidspunkt for generering af meddelelsen Afsender, benyt EAN Modtager, benyt EAN Interval, som data ligger inden for. Altid svarende til ét helt døgn. Bid Reference: Unikt id på buddet BidParty: Part/aktør bag buddet PowerStation: Valgfri, men her kan kortnavn på værket, hvor buddet ligger, angives (specialregulering) Price: Prisen på buddet opgives med to decimaler. Valuta er DKK BidQuantity: Buddets størrelse, enheden MW BidTimeInterval: Tidsinterval som buddet udbydes i (hele klokkeslæt, T16:00Z/ T17:00Z) Altid kun én times interval for regulerkraftbud. eltra-xml-aperak Strukturen benyttes til APERAK/kvittering på meddelelser fra aktøren til Eltra og fra Eltra til aktørerne. I APERAK angives en status på validering og evaluering af den modtagne meddelelse, som kvitteringen sendes for. Strukturen er opdelt i en MessageHeader- og Aperak-del. MessageHeader består af typer fra eltra-xml-core. Elementer i eltra-xml-aperak, MessageHeader. Stammer alle fra eltra-xml-core. Sender og Receiver er af typen TParty. Resten skal der blot sættes et T foran, så har man coretypen. 169

170 APERAK indeholder informationer om validering og evalueringen af en meddelelse. Elementer i eltra-xml-aperak, Aperak. Aperak: TransactionId Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger MessageId på den meddelelse som APERAK sendes for TMessageId TransactionTimestamp Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger MessageTimestamp på meddelelse som APERAK sendes for TMessagetimestamp RMParty Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Id på modtager af APERAK Valgfri TParty Reason Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Indeholder fire underliggende elementer, som tilsammen beskriver resultatet af valideringen og evalueringen af meddelelsen, som APERAK sendes for Code Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Kode, som beskriver resultatet af evalueringen positiveinteger Se tabel CodeText Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Se tabel Valgfri Tekst til fejlkode i Code elementet Token CodelistResp Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Angiver ansvarlig for fejlkodelisten NMTOKEN Enumerations: ELT DetailText Beskrivelse Restriktioner Bemærkninger Attribut v Fritekst til nærmere beskrivelse af eventuel fejl Token Maks. 140 kar Valgfri Code afgør suverænt, om en APERAK er positiv (accept) eller negativ (afvist) 170

171 Guide til eltra-xml-aperak: MessageHeader MessageId: MessageTimestamp: Sender: Receiver: Unikt id på meddelelsen Tidspunkt for generering af meddelelsen Afsender, benyt EAN Modtager, benyt EAN. Aperak TransactionId: MessageId på den meddelelse, som APERAK sendes for TransactionTimestamp: MessageTimestamp på den meddelelse, som APERAK sendes for Code: Angiv fejlkode, som beskriver resultatet af validering og evaluering af meddelelsen, som APERAK sendes for (Tabel 2.6.1) CodeText: Her kan angives fejlkodetekst, som svarer til fejlkode, Code (Tabel 2.6.1) CodelistResp: Benyt ELT DetailText: Her kan angives en uddybende fejlbeskrivelse i fritekst. APERAK fejlkodeliste Code CodeText Bemærkning 12 Not processed 27 Not accepted 29 Accepted without amendment Alt andet end denne kode er at betragte som en afvisning af meddelelsen 34 Accepted with amendment 40 The application could not process the message 41 Required data missing 42 Error in content of a data element 50 Error in the message period (e.g. the data in the message is too old) 51 The message was received too late (e.g. time critical DELFOR message) 100 The object is approved 101 The object is not processed 999 General error (an error description should be stated in the FTX segment) Det er muligt at angive i alt 12 forskellige evalueringskoder i APERAK. Alt andet end en kode 2 skal betragtes som en afvisning af meddelelsen, som APERAK sendes for. Det er altid afsender af en meddelelse, som er ansvarlig for at tage action, hvis der ikke modtages en APERAK for afsendt meddelelse. Der sendes naturligvis ikke en APERAK for modtagelse af en anden APERAK. PUDDEL I/O Indhold Følgende er en beskrivelse af data, som aktøren skal/kan udveksle med PUDDEL-systemet. Herunder import af nødvendige oplysninger til optimerings-l og planmodul samt eksport af stamdata og driftsplaner. Import Generelt Data kan importeres til databasen via Eltra XML-strukturen, eltra-xml-delfor og eltra-xmlquote. Filer med unikt filnavn lægges i en mappe, som kan oprettes og navngives via "Open file "-menuen. Husk altid at validere XML-filerne, inden de overføres til import. 171

172 Producent PBA ELTRA NET N d Driftdata Styringsdata f Stamdata Bud til SPOT Bud til REG Driftplan eksport import Historik for SPOT priser Vindprognose Stamdata Aktørplan Driftplan Data til optimeringsmodul Spot- og regulerkraftbud Hvis man ønsker at benytte optimeringsmodulet til at give bud til spot- og regulerkraftmarked, skal der foreligge historiske oplysninger på DK1 områdepris (spotpris) samt balancepriser minimum for de seneste fire hverdage og de seneste fire weekenddage. Disse oplysninger leveres i eltra-xml-delfor-strukturen med følgende tidsserie-id: Dataserie DK1 områdepris: DK1 opreguleringspris: DK1 nedreguleringspris: TsId DK1_PRICE_SPOT DK1_PRICE_UP DK1_PRICE_DOWN Benyt Routingaddress PUDDEL-IMPORT. Der er ingen begrænsninger på ScheduleTimeinterval. Eksempel kan ses på Eltra's hjemmeside, _puddel_price_v _2315_24_test.xml. Lastfordeling Hvis man ønsker at benytte optimeringsmodulets lastfordelingsmodel, skal den samlede energi til lastfordeling på enhederne foreligge i databasen. Nærmere bestemt den del af aktørplanen, som enhederne skal dække. Herudover skal planmodulet bruge den samlede aktørplan. Disse oplysninger leveres i eltra-xml-delfor-strukturen med følgende tidsserie-id: Dataserie Aktørplan, som enheder skal dække: Total aktørplan til planmodul: TsId DK1_AKTPLANLAST_ENR DK1_AKTPLANTOT_ENR Benyt Routingaddress PUDDEL-IMPORT. Én fil indeholder altid et døgn. 172

173 Eksempel kan ses på Eltra's hjemmeside, _puddel_aktplan_v _1609_14_test.xml. Data til planmodul Effektplan for vindproduktion Hvis en aktør ønsker at melde køreplan ind via planmodulet og er balanceansvarlig for vindkraft og selv ønsker at levere effektplanen for vind (valgmulighed i krav til PBA), så kan denne vindeffektplan importeres til databasen. Disse oplysninger leveres i eltra-xml-delfor-strukturen med følgende tidsserie-id: Dataserie TsId Effektplan for vindkraft: DK1_FORECAST_EFF_WINDPOWER Benyt Routingaddress PUDDEL-IMPORT. Én fil indeholder altid et døgn, 5 minutters effektplan. Eksempel kan ses på Eltra's hjemmeside, _puddel_windpowerforecast_v _2315_30_test.xml. Driftsplaner, hvis lastfordeling i optimeringsmodul ikke benyttes Hvis en aktør ønsker at lastfordele og generere driftsplan uden for optimeringsmodulet, så kan driftsplanen importeres til databasen. Disse oplysninger leveres i eltra-xml-delfor-strukturen med følgende tidsserie id: Dataserie TsId Driftsplan for enhed ABC1: ABC1_EFF_DPLAN (Navngives via Værkfinder med de tre første bogstaver i værkets navn "_" og herefter de tre første bogstaver i enhedens navn). Benyt Routingaddress PUDDEL-IMPORT. Én fil indeholder altid et døgn, 5 minutters effektplan. Regulerkraftbud, hvis disse ønskes genereret uden for systemet Hvis en aktør ønsker at generere regulerkraftbud uden for optimeringsmodulet, så kan disse importeres til databasen. Disse oplysninger leveres i eltra-xml-quote-strukturen. Bud "Reference" ændres ved overførslen til databasen. (Bud afvises, hvis reference matcher eksisterende ref. i DB et døgn/uge/måned tilbage). Benyt Routingaddress PUDDEL-IMPORT. Én fil indeholder altid kun bud for ét og samme døgn. Stamdata Er i øjeblikket ikke specificeret, udover hvad man kan se i værkfinderen. 173

174 Eksport Generelt Data kan eksporteres fra databasen via Eltra XML-strukturen, eltra-xml-delfor og eltra-xmlquote samt EURISCO stamdatastruktur. Filer med unikt filnavn eksporteres fra databasen til en mappe, som kan oprettes og navngives via "Save file "-menuen. Producent PBA ELTRA NET Driftdata Styringsdata f f Stamdata Bud til SPOT Bud til REG Driftplan eksport import Historik for SPOT Vindprognose Stamdata Aktørplan Driftplan Eksportfiler gives "mellemnavn" STAMDATA, SPOTBUD, REGBUD og DPLAN. Datotid for eksport indgår ligeledes i navngivning. Stamdata Er i øjeblikket ikke specificeret ud over, hvad man kan se i værkfinderen. Bud til spotmarked Hvis man ønsker at benytte optimeringsmodulet til generering af spotbud, kan disse eksporteres fra databasen i eltra-xml-quote-strukturen (Hans Ravn kan give denne). Benyt Routingaddress PUDDEL-EKSPORT. Bud til regulerkraftmarked Hvis man ønsker at benytte optimeringsmodulet til generering af spotbud, kan disse eksporteres fra databasen i eltra-xml-quote. Benyt Routingaddress PUDDEL-EKSPORT. Driftsplaner Hvis man ønsker at benytte optimeringsmodulet til lastfordeling og ikke vil benytte planmodulet til visning og generering af driftsplaner og køreplan, så kan driftsplaner eksporteres fra databasen i eltra-xml-delfor-struktur. 174

175 Følgende tidsserie id: Dataserie TsId Driftsplan for enhed ABC1: ABC1_EFF_DPLAN (Navngives via Værkfinder med de tre første bogstaver i værkets navn "_" og herefter de tre første bogstaver i enhedens navn). Benyt Routingaddress PUDDEL-EKSPORT. Én fil indeholder altid et døgn, 5 min-effektplan. Specifikation til PUDDEL-planmodul Baggrund Som en del af PUDDEL-projektet skal der udvikles et værktøj til at vise og redigere driftsplaner og regulerkraftbud, generere køreplan samt modtage regulerkraftbestillinger fra Eltra. Det er aftalt, at EURISCO laver planmodul på baggrund af Eltra's specifikation og udkast til design. Følgende indeholder specifikation/design af GUI til planmodul. Specifikation Generelt GUI til planmodul skal sikre, at driftsplaner og regulerkraftbud kan vises og manuelt redigeres. Intelligent lastfordeling skal ikke være en del af planmodulet. Det skal ligeledes være muligt at lave og levere køreplan og regulerkraftbud til Eltra ud fra gældende krav (Eltra dok.nr v3). Dog skal Ediel ikke kunne håndteres. I stedet anvendes XML til kommunikation med Eltra. Programmet skal kunne overvåge og hente meddelelser/filer fra FTP-server hos Eltra. Programmet skal kunne præsentere en meddelelseslog, hvor status over sendte og modtagne meddelelser kan ses. Enhed = én generator eller lignende, som sammen med andre generatorer eller lignende udgør et værk. Driftsplan = driftsplan, 5 minutters opløsning, for én enkelt enhed. Effektplan = effektplan, 5 minutters opløsning, for planlagt drift af et værk (pc) eller gruppe af værker (PQ, PW). Køreplan = en samling af effektplaner, 5 minutters opløsning, sammenstillet på baggrund af Eltra's krav til produktionsbalanceansvarlige aktører (Eltra dok.nr v3). Eltra XML = Ediel lignede XML-struktur, som foreløbigt kun benyttes i PUDDELprojektet. Strukturen defineres af Eltra. Simpel XML = Simpel XML-struktur, som benyttes til import/eksport af data i PUDDELprojektet. Strukturen defineres af EURISCO. PBA = Produktionsbalanceansvarlig aktør. Driftsplan og køreplan Ud fra oplysninger om planlagt drift af de enkelte enheder (driftsplaner), stamdata og markedsregler skal planmodulet kunne danne en køreplan til Eltra, som honorerer Eltra's krav til køreplan fra produktionsbalanceansvarlige aktører. Driftsplaner skal kunne vises på tabelformat i planmodulet. Det skal være muligt at redigere driftsplanen og gemme disse ændringer i systemet. 175

176 Køreplan, indeholdende: Én effektplan pr. pc-værk (enhed >=10 MW (5 MW om to år)) med tilhørende teknisk minimum og maksimum Én samlet effektplan for enheder <10 MW (om to år 5 MW) Én effektplan for vindkraft skal kunne vises på tabelformat og på kurveform. Køreplanen skal kunne omdannes til eltra-xml-delfor og valideres mod Schema inden overførsel til Eltra med FTP, som beskrevet i Eltra's krav til PBA. Regulerkraftbud Regulerkraftbud skal kunne indlæses i planmodulet. Her skal buddene kunne vises på tabelform. Det skal være muligt manuelt at redigere bud samt indsætte nye bud og gemme dem i systemet. Regulerkraftbud skal ligeledes kunne omdannes til eltra-xml-quote og valideres mod Schema inden overførsel til Eltra med FTP, som beskrevet i Eltra's krav til PBA. Regulerkraftbestillinger Regulerkraftbestillinger fra Eltra skal kunne hentes, indlæses og vises i planmodulet. Regulerkraftbestillinger leveres på aktørens FTP-side i ud-mappen på FTP-server hos Eltra. Her skal planmodulet "lytte" på, om der kommer bestillinger. Hvert 10. sekund skal aktørens udmappe undersøges for nye emner. Regulerkraftbestillinger leveres i eltra-xml-delfor. Bestillingen skal via planmodulet kunne hentes, vises og overføres til systemet. Ved modtagelse af regulerkraftbestilling fra Eltra skal planmodulet visuelt og akustisk gøre aktørens driftsvagt opmærksom herpå. Håndtering af APERAK og meddelelseslog Benyttes Eltra-XML til kommunikation af køreplaner, regulerkraftbud og bestillinger, skal der altid kvitteres med APERAK. planmodulet skal kunne håndtere eltra-xml-aperak. Ved afsendelse af køreplan og regulerkraftbud vil Eltra kvittere med en eltra-xml-aperak som tegn på, at meddelelsen er modtaget. Denne lægges på aktørens FTP-side i ud-mappen på FTPserver hos Eltra. APERAK skal kunne hentes, indlæses og vises i planmodulets meddelelseslog og lagres i systemet. Ved modtagelse af regulerkraftbestillinger skal planmodulet også selv kunne sende en eltraxml-aperak til Eltra. Denne lægges på aktørens FTP-side i ind-mappen på FTP-server hos Eltra. I planmodulet skal det være muligt at se status på afsendte og modtagne meddelelser i en meddelelseslog. 176

177 Data Dataflow Eltra (Ftp-server) Aktør (Drifts-pc) BNP Ind Ud 1 2 MPLS planmodul 4 3 DB Dataflow til og fra planmodul. 1. Køreplan, regulerkraftbud og APERAK til Eltra (Eltra-XML-format) (FTP) 2. Regulerkraftbestillinger og APERAK fra Eltra (Eltra-XML-format) (FTP) 3. Fra arkiv hentes aktørplan, driftsplaner og stamdata for aktøren og for aktørens enheder 4. Køreplan (samt tilhørende driftsplan), regulerkraftbud og APERAK til Eltra og Regulerkraftbestillinger og APERAK fra Eltra. FTP til og fra Eltra Hver aktør får et brugernavn og et password til et domæne på en FTP-server hos Eltra. Der kan kun opnås adgang via MPLS til denne server. Når der logges på, lander man i en overordnet mappe med navn svarende til aktørens kortnavn (DISAMP, MAKDKP osv.). Herfra kan man gå til henholdsvis en ind- og en ud-mappe. I indmappen lægges meddelelser til Eltra, og i ud-mappen hentes meddelelser fra Eltra. Eltra tømmer ind-mappen hvert 10. sekund. Aktøren skal ligeledes tømme ud-mappen hvert 10. sekund. Krav til kommunikation er beskrevet i Eltra dok.nr v3. Som alternativ kommunikation benyttes FTP via internet. PUDDEL-planmodulet skal ikke indeholde denne alternative kommunikationsmulighed. Design Planmodulet vil overordnet skulle bestå af: Præsentation og redigering af driftsplaner Generering og præsentation af køreplan på baggrund af Eltra dok.nr v3 177

178 Generering og præsentation af teknisk minimum og maksimum Præsentation og redigering af regulerkraftbud Kommunikation af køreplaner, regulerkraftbud, regulerkraftbestillinger og APERAK med Eltra FTP-server på baggrund af Eltra dok.nr v3 Præsentation af status på meddelelser mellem aktør og Eltra. Følgende er krav til funktioner og udkast til design af planmodul. Valget af metode (pop up-menu, menubar ol.) er udelukkende ment som illustrativ hjælp til udviklerne af planmodulet. Så længe de ønskede funktioner er til stede i den endelige GUI, kan der uden problemer benyttes andre komponenter, navngivning m.m. end de, der er valgt i det følgende. Skærmen til drifts-pc vil køre en opløsning på 1280*1024. GUI til planmodul GUI til planmodul. GUI til planmodul kunne opbygges på en forholdsvis simpel måde overordnet bestående af en datovælger, fire tabsheets og nogle felter til visning af version og status på aktuel vist driftsplan, bud og regulerkraftbestilling fra Eltra. Datovælger Dato for det driftsdøgn, som ønskes vist/redigeret, vælges her. Driftsplan, bud og regulering I disse felter vises unik version samt status for indlæst driftsplan, bud og regulerkraftbestilling fra Eltra. Opbygning af version er et tænkt eksempel. 178

179 Status kan have følgende værdi "Gemt og Sendt" betyder, at data er gemt i database og sendt til Eltra. Bestillingen fra Eltra har ingen status. "" (blank) betyder, at data ikke er gemt og sendt. Ønskede funktioner: Når GUI åbnes, skal seneste version driftsplan (+aktørplan), bud, samlet og seneste regulerkraftsbestilling automatisk indlæses for indeværende døgn. Version af driftsplan, bud og seneste regulerkraftbestilling opdateres med unik version. Status for driftsplan og bud opdateres. Ændres dato, indlæses for den valgte dato automatisk seneste version driftsplan (+aktørplan), bud, samlet og seneste regulerkraftbestilling samt status for disse. Pop up-menu Alle funktioner kaldes fra en pop up-menu. Meningen med det er, at knapper på GUI'en tager plads fra præsentationen af data. Pop up-menuen er fin til funktioner, som ikke benyttes meget ofte. Pop up-menuen vises ved højreklik på et af de fire tabsheets-tabeller. Hvilke af pop up-menuens funktioner, der skal være aktive, afgøres af, hvilken tabel på hvilket sheet kaldet laves fra, og om det aktuelle sheet er låst eller ikke. Forslag til funktioner i pop up-menuen. Ønskede funktioner 1. Hent nyeste driftsplan, bud og bestilling, indlæser seneste version af driftsplan (+ aktørplan) og samlet og seneste regulerkraftbestilling på sheet 1. På sheet 2 og 3 genereres køreplan og minimum/maksimum På sheet 4 indlæses seneste version af bud. Felter opdateres med version og status. 2. Hent driftsplan, mulighed for at vælge, hvilken driftsplan man vil indlæse (figur og 4.1.4), version af driftsplan på sheet 1 plus minimum/maksimum på sheet 3. På sheet 2 beregnes køreplan. Editfelter opdateres med version og status. Skal også indlæse aktørplan. 3. Hent bud, mulighed for at vælge, hvilken version af bud man vil indlæse (figur og 4.1.4) på sheet 4. Editfelter opdateres med version og status. 4. Hent bestilling, mulighed for at vælge, hvilken version/bestilling man vil indlæse (figur og 4.1.4). Den samlede bestilling for det aktuelle døgn indlæses ligeledes. 179

180 5. Lås op, (kun sheet 1 og 4) kaldet fra tabel 1, sheet 1, gør driftsplan redigerbar. Kaldet fra tabel 1, sheet 4, gør regulerkraftbud redigerbar. Editfelter ryddes afhængig af, hvilket sheet der låses op. 6. Lås, (kun sheet 1 og 4) kaldet fra tabel 1, sheet 1, låser driftsplan for redigering. Kaldet fra tabel 1, sheet 4, låser regulerkraftbud for redigering. 7. Gem og send køreplan, herved gemmes driftsplan og køreplan i DB. Køreplan med minimum/maksimum overføres til Eltra FTP-server i XML-format. Editfelter opdateres med unik version og status "Sendt og Gemt". DB opdateres med version og status. 8. Gem og Send regulerkraftbud, herved gemmes regulerkraftbud i DB. Bud overføres til Eltra FTP-server i XML-format. Editfelter opdateres med version og status "Sendt og Gemt". DB opdateres med version og status. 9. Ny regulering, indsæt regulering for enhed i kolonne, som der blev højreklikket i (kun tabel 1, sheet 1), herved fremkommer Form Regulering (figur 4.1.2). 10. Indsæt enhed, herved fremkommer Form Indsæt enhed (udgår). 11. Indsæt bud, herved fremkommer form Indsæt bud (figur 4.1.5). 12. Kopier, kopiere indhold af markerede/valgte celler til udklipsholder. 13. Sæt ind, indsætter værdier indeholdt i udklipsholder. Ud over de eksisterende punkter på pop up-menuen skal der være yderligere en funktion, som gør det muligt at kopiere alt indhold af tabel, som popupmenuen kaldes fra (Marker alt). Funktion\Sheet Driftsplan tabel 1 Køreplan og Driftsplan tabel 2 og 3 Min/Max Bud Hent nyeste dplan, bud og b True/True True True True/True Hent driftsplan True/True True True True/True Hent bud True/True True True True/True Hent bestilling True/True True True True/True Lås op True/True False False True/True Lås True/True False False True/True Gem og send køreplan True/True True True True/True Gem og Send regulerkraftbud True/True True True True/True Ny regulering False/True False False False/False Indsæt enhed (udgår) False/True False False False/False Indsæt bud False/False False False False/True Kopier True/True True True True/True Sæt ind False/True False False False/True Marker alt True/True True True True/True Tabellen viser, hvilke af pop up-menuens menupunkter, som skal være aktive ved kald fra de fire forskellige sheets (Låst/Låst op). 180

181 Form "Regulering" Kan benyttes til at indsætte ny regulering og slette seneste regulering. Bør erstattes af smartere metode, eksempelvis interpolering mellem første og sidste værdi i et valgt cellearray. Eller med genvejstaster, Ctrl +N for ned med enhedens rampe og Ctrl +O for op med Enhedens rampe fra valgt celle. Indsættes ny nedregulering, reguleres alle værdier efter nedreguleringen til 0. Indsættes ny opregulering, reguleres alle værdier efter opreguleringen til installeret effekt. Ny regulering: 1. Vælg starttidspunkt for regulering. 2. Starteffekt kw/mw opdateres automatisk med aktuel værdi for valgt tidspunkt. 3. Sluttidspunkt ændres i forhold til starttidspunkt på baggrund af default rampe for valgt enhed. Sluttidspunkt kan ændres fra default valg. 4. Vælg slutværdi for reguleringen (default 0, hvis start er <> 0 og default inst. effekt, hvis start er = 0). 5. Accepter regulering, og regulering indsættes i driftsplan. Slet seneste regulering: 1. Vælg slet seneste regulering, og seneste rampe slettes, og værdien inden denne regulering indsættes frem til slutning af plan (0 eller inst. effekt). Funktionen bør erstattes af mere holdbar løsning en eller anden form for interpolering. Form "Hent fra arkiv" Vælges pop up-menuens funktion, Hent driftsplan, Hent bud og Hent bestilling, skal det være muligt at vælge, fra hvilket døgn man vil hente driftsplan, bud og bestilling, samt hvilken version der skal hentes. Ved indlæsning af regulerkraftbestilling skal der, ud over den valgte bestilling, altid indlæses en sum af samtlige bestillinger for det givne døgn. Vær opmærksom på, at Eltra altid sender en sum af alle bestillinger. Derfor skal modulet beregne differencen mellem to bestillinger for at bestemme indholdet af en enkelt bestilling. 181

182 Når formen vises, er dato lig aktuelt døgn. Samtlige versioner af driftsplan, bud, eller bestillinger skal listes i combobox for den valgte dato. Her ses et eksempel, hvor popupmenuens Hent driftsplan er aktiveret. Samtlige 6 versioner af driftsplanen for den 28. juli vises og kan vælges til indlæsning. Form "Indsæt bud" (rediger) Når formen vises, er den initieret af, hvilken bud-reference den blev kaldt fra. Kolonne, den kaldes fra, afgør værdien af comboboxen Time. Time, timen som bud skal redigeres/indsættes i. Comboboxen skal indeholde alle døgnets timeintervaller. Reference, reference på bud, som skal redigeres. Er blank, hvis der er tale om indsættelse af nyt bud. Det er her, det afgøres, om der er tale om redigering af eksisterende bud eller et nyt bud. Mængde, buddets størrelse i hele MW e (accepter ikke mindre end numerisk 10 MW e ). Negativ værdi er nedregulering. Pris, er buddets pris i DKK med to decimaler. Et eksisterende bud "slettes"/nulstilles ved at angive mængden 0 (nul). Tastes ok, indsættes redigeret eller nyt bud i rigtig rækkefølge i forhold til de andre bud i timen (sortering). Alle oplysninger skal være indtastet korrekt for, at bud kan redigeres eller nyt indsættes. Reference skal være unik og genereres automatisk og må ikke kunne redigeres manuelt. 182

183 Der er højreklikket i en af kolonnerne under timen 03:00-04:00. Der er ikke klikket på en reference, derfor vises referencen blank. Mængde og pris kan indtastes, og reference dannes automatisk ved "Ok". Det skal være muligt at vælge en anden time, hvorved comboboxen Reference fyldes med bud-referencer fra netop den valgte time (fortsat blank indtil eksisterende reference vælges i combobox Reference). Her ses, at der i timen 3 til 4 allerede eksisterer fem bud. Disse fem bud kan redigeres ved at vælge en af dem og ændre mængde og pris. Ved blank reference er der tale om nyt bud. (Er reference blank og mængde 0 MW, genereres ikke nyt bud ved "Ok"). Sheet Driftsplan Består af 3 tabeller. Benævnes fra venstre mod højre, Tabel 1 til 3. Tabel 1 Tabel 1 benyttes til visning/redigering af driftsplan for enheder. Den sidste kolonne skal altid indeholde PW-tidsserien fra DB. Værdier i hele kw/mw e. PQ, sum af værker <10 MWe pr. værk, dannes i aktørplan ud fra driftsplan og stamdataoplysninger. Antal kolonner = Antal enheder +1(klokkeslæt) + 1 (PW) Antal rækker = (Antal timer *12 ) I kolonne 1 vises fra række 5 klokkeslæt fra og med 00:00 til og med 24:00 i 5 minutters interval. I række 4 fra kolonne 2 vises PRA_KORT_NAVN på enhed (PRA_KPL_ID). I række 3 fra kolonne 2 vises enhedens installerede effekt. I række 2 fra kolonne 2 vises pris, som kan benyttes i forhold til valg af nedregulering. I række 1 fra kolonne 2 vises pris, som kan benyttes i forhold til valg af opregulering. 183

184 Ønskede funktioner Ved venstreklik på celle 1,1 sorteres efter Pris Opr. Ved andet klik sortering i bagvendt rækkefølge. Ved venstreklik på celle 1,2 sorteres efter Pris Nedr. Ved andet klik sortering i bagvendt rækkefølge. Ved venstreklik på celle 1,3 sorteres efter Effekt. Ved andet klik sortering i bagvendt rækkefølge. Ved venstreklik på celle 1,4 sorteres efter Enhed. Ved andet klik sortering i bagvendt rækkefølge. Tabellen skal som udgangspunkt ikke kunne redigeres, før den låses op fra pop up-menuen. Ved højreklik på tabel vises pop up-menu. Nice-to-have 1 Drag- and drop-funktion ved redigering af værdier. Mulighed for med musen at trække en værdi ned over cellerne i en bestemt kolonne, hvorved disse udfyldes med værdien, som trækkes (Excel-funktioner). Nice-to-have 2 Graf-funktion, hvormed driftsplaner kan vises som grafer (også tabellerne 2 og 3). Eventuelt som nyt punkt på pop up-menu. Den kolonne, som højreklikkes på, er den, som bliver vist som graf, hvis graf-funktionen vælges (også med mulighed multikolonne-valg). Nice-to-have 3 Mulighed for at få vise minimalplan/harmonikaplan. Nice-to-have 4 Anden baggrundsfarve i tabeller ved minuttal 00, 15, 30 og 45. Nice-to-have 5 Ændring i grundfarve i tabel 1 i forhold til, om tabel er låst eller låst op. Tabel 2 Tabel 2 benyttes til at vise summer i. Hele kw/mw e. Antal kolonner = 6 Antal rækker = (Antal timer *12 ) I kolonne 1 vises fra række 5 klokkeslæt fra og med 00:00 til og med 24:00 i 5 minutters interval. Kolonne 2, DPlan, viser sum af driftsplan inden redigering (inden planen eventuelt låses op). Kolonne 3, DPlan*, viser sum af den redigerede driftsplan. Denne opdateres ved redigering af tabel 1. Kolonne 4, Diff, viser DPlan* - DPlan. Denne opdateres ved redigering af tabel 1. Kolonne 5, Eltra, viser indlæst regulerkraftbestilling fra Eltra. Kolonne 6, Eltra S, viser samlet regulerkraftbestilling fra Eltra. Tabel 2 skal ikke kunne redigeres. Tabel 3 Tabel 3 benyttes til visning af timeenergier. MWh/h med én decimal. Antal kolonner = 7 Antal rækker = (Antal timer)

185 I kolonne 1 vises fra række 5 timeintervaller og med time 1 til 24 (23 eller 25). Kolonne 2, samlet aktørplan, APlan. Kolonne 3, samlet regulerkraftbestilling, Eltra. Kolonne 4, sum af kolonne 2 og 3, Sum. Kolonne 5, driftsplan inden redigering, DPlan. Kolonne 6, den redigerede driftsplan, DPlan*, opdateres ved redigering af driftsplan. Kolonne 7, DPlan* - SUM, opdateres ved redigering af driftsplan. Tabel 3 skal ikke kunne redigeres. Sheet Køreplan Køreplan dannes på baggrund af indlæst/redigeret driftsplan under hensyntagen til gældende markedsregler. Køreplanen skal ikke kunne redigeres direkte. Redigering af køreplanen foretages via redigering af driftsplanen. Køreplan skal præsenteres i tabel. Antal kolonner = Antal værker +1(klokkeslæt) + 2 (PQ og PW) Antal rækker = (Antal timer *12 ) I kolonne 1 vises fra række 5 klokkeslæt fra og med 00:00 til og med 24:00 i 5 minutters interval. I række 4 vises PRA_KORT_NAVN (PRA_KPL_ID) på værker. Ved klik på celle 1,4 sortering som for driftsplaner (i forhold til værk). PQ og PW effektplan skal altid være de to sidste kolonner. Ved højreklik med mus vises pop up-menu. Nice-to-have 1 Graf-funktion, hvormed køreplanen kan vises som graf. Eventuelt som nyt punkt på pop upmenu. Den kolonne, som højreklikkes på, er den, som bliver vist som graf, hvis graf-funktionen vælges (også med multikolonne-valg). 185

186 Sheet Køreplan. Sheet Min./Maks. Min./Maks. skal præsenteres i tabel. Min./Maks. skal ikke kunne redigeres direkte. Teknisk minimum og maksimum dannes ud fra enhedsstamdataoplysninger om installeret effekt og effekt til rådighed. Enhed hele kw/mw. Der genereres to kolonner pr. værk, en med teknisk minimum og en med teknisk maksimum (PQ og PW skal ikke med her). Antal kolonner = 2*(Antal værker >10 MW) +1(klokkeslæt) Antal rækker = (Antal timer *12 ) I kolonne 1 vises fra række 5 klokkeslæt fra og med 00:00 til og med 24:00 i 5 minutters interval. I række 4 vises Min/Maks. I række 3 vises PRA_KORT_NAVN på værker. Ved klik på celle 1,4 sortering som for driftsplaner (i forhold til værk). Ved højreklik med mus vises pop up-menu. 186

187 Cellerne i rækken med navnet på værket flettes i par, så de "dækker" et Min. og et Maks. i underliggende række (er ikke vist på figur). Linjerne mellem værkerne må ligeledes gerne være tykkere for at afgrænse data i sæt af en minimum- og en maksimumoplysning pr. værk (er ikke vist på figur). Sheet Bud Regulerkraftbud skal kunne indlæses og vises på tabelformat, sorteret efter pris i henholdsvis op- og nedregulering. Buddets størrelse (hele MW e ), pris (DKK med to decimaler), Reference samt prisområde (DK1) vises i tabellen. Referencen kunne bygges op, så den indeholder navnet på værket/gruppen af værker. Dermed spares en kolonne pr. time. Kan ændres ved at benytte en kolonne mere pr. time til værk-/gruppenavn, så navngivningen af referencen ikke er bundet heraf. Antal kolonner Antal rækker +4. = (Antal timer)*4+1(klokkeslæt). = Maksimum antal op i en time + maksimum antal ned i en time Ved højreklik med mus vises pop up-menu. Redigering af eksisterende bud eller indsættelse af nye bud kan kun foretages fra Form "Nyt bud". Nice-to-have 1 Sum af op mængde og sum af ned mængde pr. time nederst i tabellen. 187

188 Visning af bud. Negativ mængde = nedreguleringsbud. Referencen er ikke med i dette eksempel. Kommunikation med Eltra og Meddelelseslog Det skal være muligt at vise en tabel med ind- og udgående meddelelser og status på disse. Denne del skal være uafhængig af den del, hvor driftsplaner præsenteres og redigeres. Denne del af programmet udfører ligeledes "lyttearbejdet" på Eltra's FTP-server. Der lyttes minimum hvert 10. sekund. Efter hjemtagning af ny meddelelse arkiveres denne og dennes indhold i DB, og der gives en visuel og akustisk alarm for at gøre driftsvagten opmærksom på, at der er modtaget en ny meddelelse, regulerkraftbestilling eller APPERAK. Der skal være én lyd for regulerkraftbestilling og en anden for APPERAK. 188

189 Eltra (Ftp-server) Aktør (Drifts-pc) BNP Ind Ud 1 2 planmodul MPLS 4 3 DB Dataflow til og fra planmodul. 1. Køreplan, regulerkraftbud og APERAK til Eltra (Eltra-XML-format) (FTP). 2. Regulerkraftbestillinger og APERAK fra Eltra (Eltra-XML-format) (FTP). 3. Fra arkiv hentes aktørplan, driftsplaner og stamdata for aktøren og for aktørens enheder. 4. Køreplan (samt tilhørende driftsplan), regulerkraftbud og APERAK til Eltra og Regulerkraftbestillinger og APERAK fra Eltra. Meddelelserne skal kunne sorteres i forhold til indhold i specifik kolonne ved klik på en af de seks kolonneoverskrifter. Hvor mange meddelelser, man vil have vist, skal kunne vælges som et antal fra og med sidste meddelelse og bagud (Nice-to-have). Denne log er som regel ikke længere interessant efter 1. hverdag efter driftsdøgnet. En meddelelse skal kunne markeres og vises. Eventuelt XML direkte i browser (uden stylesheet). 1. Messageid, er MessageId fra meddelelse. 2. Sendt/Modtaget, tidspunkt for afsendelse eller modtagelse af meddelelse (yyyy-mm-dd hh:nn:ss). 3. Afsender, kortnavn eller EAN på afsender. 4. Type, meddelelsestype (rodelement). 5. Status, SENDT/MODTAGET indtil APERAK er modtaget eller sendt. Ved afsendelse/modtagelse af positiv APERAK (kode 29) skifter status til ok. Ved modtagelse/afsendelse af negativ APERAK (alle andre koder end 29) skifter status til NOTOK (og Tekst opdateres med tekststreg fra APPERAK). 6. Tekst, her skrives tekst fra APERAK (DetailText). 189

190 Messagelog til visning af status over ind- og udgående meddelelser. Nye linjer i log lægges til forneden. Der scrolles automatisk i bund. Ikke beskrevet endnu Der mangler en oversigt over nødvendige datapunkter i DB. Prioritering af opgaven Opgaven skal være færdig med udgangen af uge 39, eller så der kan gennemføres test inden workshop den oktober. Det er vigtigt, at det, der skal/kan præsenteres på workshop den oktober, er testet og klar til brug. Opgaven prioriteres således Udveksling af data med Eltra FTP-server Præsentation af status på meddelelser, eventuel simpel første version Indlæsning, præsentation, redigering og lagring af driftsplan. Generering, præsentation, lagring af køreplan (inklusive minimum/maksimum) Indlæsning, præsentation, redigering og lagring af regulerkraftbud. Det er vigtigt, at Eltra og EURISCO står i tæt kontakt vedrørende fremdrift på opgaven. 190

191 Forventninger til optimeringsmodul i PUDDEL Baggrund Der hersker nogen tvivl om, hvad det egentlig er, som optimeringsmodulet i PUDDEL skal kunne. Derfor følgende korte beskrivelse af krav til denne del af projektet, som foreløbigt udgør et supplement til PUDDEL-kravspecifikation, Eltra dok.nr v2. Kravspecifikation til optimeringsmodul Generelt Modulet skal kunne optimere en gruppe af enheders indmelding mellem henholdsvis spot- og regulerkraftmarked. Indmelding til spotmarked gøres dagen før driftsdøgnet inden 12:00. Efter tilbagemelding fra Nord Pool vedrørende realiseret handel skal modulet kunne lastfordele den realiserede handel på gruppen af enheder, som PBA er ansvarlig for. Resultatet heraf er en 5 minutters effektplan pr. enhed. Regulerkraftbud kan ændres og afgives op til 30 minutter før driftstimen. Derfor skal nye bud kunne genereres på operatørens foranledning. Modulet skal derfor efter handel på spotmarked kunne fortsætte optimeringen af regulerkraftbud op til og i driftsdøgnet. Regulerkraftbud skal afgives under hensyntagen til gældende markedsregler. Regulerkraftbestillinger fra Eltra skal kunne importeres og lastfordeles på enhederne og resultere i en 5 minutters effektplan pr. enhed. Lastfordeling og generering af regulerkraftbud skal foretages under hensyntagen til stamdataoplysninger (tekniske og økonomiske), aktuel tilstand på enhederne samt forpligtigelse i spotmarked og/eller andre bilaterale handler (herunder også regulerkraftleverancer til Eltra). Snitflader til andre moduler Input Nødvendige input til optimeringsmodulet leveres i XML-format. De nødvendige input skal beskrives af Hans Ravn. XML-strukturen kan ikke defineres, før dette er gjort. Input i form af regulerkraftbestilling fra Eltra leveres i XML-format. Beskrives af Eltra (DELFOR-lignende XML). Import af input skal kunne ske fra XML-filer fra et antal nærmere definerede mapper på drifts-pc. Output Modulet skal kunne levere XML-output, energiplaner til spotindmelding, effektplaner og regulerkraftbud til planmodul. XML-strukturen til energiplan og effektplaner vil bestå af en DELFOR-lignende XMLstruktur. Beskrives snarest af Eltra. XML-strukturen til regulerkraftbud vil bestå af en QUOTE-lignende XML-struktur. Beskrives snarest af Eltra. Levering af output skal kunne ske via XML-filer til et antal nærmere definerede mapper på drifts-pc. Figuren herunder viser en skitse af nødvendige input til optimeringsmodulet og forventet output samt de funktioner, som modulet skal kunne udføre. 191

192 Input Driftsdata Stamdata Prognoser Realiseret Nord Pool handel Regulerkraftbestillinger fra Eltra Optimeringsmodul Optimering mellem spot og regulerkraft (dagen før driftsdøgnet) Løbende optimering af regulerkraftbud ud fra aktuel situation Lastfordeling af spothandel og regulerkraftbestillinger Output Spotbud Regulerkraftbud Effektplaner pr. enhed Beskrivelse af Hans Ravns moduler Hans Ravn, Revideret Her beskrives to moduler: Lastfordeling og regulermarkedsbud LASTFORDELINGMODUL Formålet med lastfordelingsmodellen er at fastlægge en produktionsplan for de enheder, der hører til en PBA. Produktionsplanen skal i videst muligt omfang overholde de fysiske og aftalemæssige restriktioner for de enkelte værker og enheder (produktionsenheder og akkumulatortanke) og give den bedst mulige forventede økonomi individuelt for hver værk. Inddata: Inddata kan inddeles i fire hovedgrupper: Stamdata Aktuel status Prognoser Aftaler. Stamdata: For produktionsanlæg: Kapaciteter, virkningsgrader, kippris, startomkostning. Produktionsanlæg omfatter motorer og kedler. For varmeakkumulator: Kapacitet. For værker: Angivelse af sammenhæng mellem værksnavn og produktionsanlæg samt varmeakkumulator. Aktuel status: For produktionsanlæg: Angivelse af kørende/standset. For akkumulator: Varmeindhold. 192

193 Prognoser: Spotprisprognoser op til 7 døgn frem, kan være på 1 af to former: En brugerberegnet prognose med 1 pris pr. time, I form at historiske værdier (5 stk.), opdelt på døgntyper (hverdag, weekend), dette transformeres så til en prognose Varmeforbrugsprognoser på timebasis, 1 værdi per time, op til 7 døgn frem. Aftaler: Aktørplanen, det vil sige, på elmængde, der på værkniveau skal leveres, 5 minuttersbasis. Produktionsanlæg: Angivelse af, om de vil være til rådighed, timebasis. Der er ikke krav om, at lastfordelingsmodellen kører på noget bestemt tidspunkt af døgnet. Den kan køre på et vilkårligt tidspunkt med de tilgængelige data. Det bemærkes, at det om data er forudsat, at den endelige model bliver en lineær programmeringsmodel med undtagelse af start-stopforholdene. Uddata: Resultatet at beregningen er en produktionsplan, det vil sige et antal tidsrækker, der beskriver den timemæssige udvikling. Tidsrækkerne angives på produktionsanlægsniveau i 5- minutters tidsskridt. Metode: På baggrund af de foreliggende inddata opbygges først en lineær model af problemstillingen. Modellen udtrykker, at de samlede forventede nettoomkostninger oven i den givne tidshorisont skal minimeres individuelt for hvert værk samtidig med, at fysiske og aftalemæssige restriktioner for de enkelte værker og enheder (produktionsenheder og akkumulatortanke) overholdes. I og med at modellen er lineær, kan den dog ikke indeholde kravet om, at motorer skal køre on-off, idet dette krav implicerer en heltalsmodel. Forudsat, at inddata afspejler et problem med fornuftige inddata, vil der findes en optimal løsning til det formulerede lineære problem. Hvis der ikke kan findes en optimal løsning til dette problem, udskrives en fejlmeddelelse. Denne løsning er imidlertid ikke umiddelbart en brugbar løsning, idet motorer ikke nødvendigvis kører on-off. Der gennemføres derfor en fase to, hvor en heuristik på baggrund af den fundne løsning til det lineære problem finder en løsning, hvor motorerne kører on-off. Heuristikken opbygges omkring en prioritering af kravene til den endelige løsning, nemlig (1) at motorerne kører on-off, (2) at de aftalemæssige forudsætninger på elsiden overholdes, og (3) at varmesidens begrænsninger overholdes. Dette betyder derfor, at de under (2) og (3) nævnte begrænsninger ikke nødvendigvis overholdes. Det bemærkes, at det er en egenskab ved den foreliggende problemstilling og ikke specifikt ved den anvendte metode, at overholdelse af heltalskrav kan medføre, at andre begrænsninger ikke kan overholdes. Problemstørrelse: Programmet opbygges, så det kan håndtere et vilkårligt antal værker og produktionsanlæg. Ved tilrettelæggelse af metoden er der taget udgangspunkt i problemstørrelse med typisk 5-10 kraftvarmeværker per PBA, hver med typisk 2-3 motorer og 1-2 kedler samt en varmeakkumulator. Regnetid: Regnetiden for løsning af lineære programmeringsproblemer er erfaringsmæssigt omtrent lineært voksende med antallet af variabler og antallet af begrænsninger. Den anvendte heuristik til håndtering af on-off-problematikken har ligeledes omtrent lineær sammenhæng mellem problemstørrelse og regnetid. Implementering, Brugerflade: Programmerne kommunikerer med deres omgivelser ved XML-filer, der indeholder inddata og uddata. Brugergrænseflade, herunder generering af XML- 193

194 filer med inddata og viderebehandling og præsentation af uddata, sker i et andet program, der udvikles af EURISCO. Programmerne eksekveres ved kald fra EURISCOs program. Software Implementering, Rettigheder: Programmerne implementeres, så det kan uddeles frit til brugerne. Programmet er opbygget omkring lineær programmering og en heuristik. Her vil den lineære programmering blive implementeret på den måde, at der anvendes et free-waremodul, mens øvrige dele vil blive programmeret fra bunden i C++ af RAM-løse edb. Det valgte lineære programmerings-free-ware-modul er fra COIN-OR, se hvor også licensbetingelserne kan findes. Det vurderes, at disse licensbetingelser ikke vil være til hinder for anvendelsen som planlagt i PUDDEL-projektet. For så vidt angår det af RAM-løse edb-udviklede software, der indgår i projektet, foreslås det i stil hermed, at der for denne anvendes den såkaldte GNU General Public License (GPL) licens, se For begge typer software gælder derfor blandt andet, at de frit kan anvendes, kopieres og videreudvikles, og at kildeteksten vil være tilgængelig. REGULERMODEL Formålet med regulermodellen er at give bud på regulerkraftmarkedet for en PBA. Buddene skal i videst muligt omfang afspejle de fysiske restriktioner for de enkelte værker og enheder (produktionsenheder og akkumulatortanke), så der efterfølgende, ved eventuel salg af regulerkraft, kan produceres i overensstemmelse med salget, og så der opnås den bedst mulige forventede økonomi individuelt for hvert værk. Beskrivelsen af regulermodellen er et langt stykke identisk med lastmodellen. Inddata: Inddata kan inddeles i fire hovedgrupper: Stamdata Aktuel status Prognoser Aftaler. Stamdata: Aktuel status og prognoser er som for lastmodellen. Hvad angår aftaler er der alene tale om eventuel salg på spotmarkedet på værksniveau. Der er ikke krav om, at regulermodellen kører på noget bestemt tidspunkt af døgnet, den kan køre på et vilkårligt tidspunkt med de tilgængelige data. Det bemærkes, at det om data er forudsat, at den endelige model bliver en lineær programmeringsmodel med undtagelse af start-stopforholdene. Uddata: Resultatet af beregningen er bud på køb/salg af regulerkraft på PBA-niveau i form af tidsrækker på timebasis for køb/salg (sammenhæng mellem mængde og pris). Metode: På baggrund af de foreliggende inddata opbygges først en lineær model af problemstillingen. Den skal i videst muligt omfang afspejle de fysiske restriktioner for de enkelte værker og enheder (produktionsenheder og akkumulatortanke), så der efterfølgende, ved eventuel salg af regulerkraft, kan produceres i overensstemmelse med salget, og så der opnås den bedst mulige forventede økonomi individuelt for hvert værk. Buddene på PBA-niveau fremkommer som summen af buddene på værksniveau. Forudsat, at inddata afspejler et problem med fornuftige inddata, vil der findes en optimal løsning til det formulerede lineære problem. Hvis der ikke kan findes en optimal løsning til dette problem, udskrives en fejlmeddelelse. 194

195 Der indføres en heuristik, der tilgodeser, at startomkostninger indregnes i buddene. Problemstørrelse: Her gælder samme bemærkninger som for lastmodellen. Regnetid: Regnetiden for løsning af lineære programmeringsproblemer er erfaringsmæssigt omtrent lineært voksende med antallet af variabler og antallet af begrænsninger. Implementering, Brugerflade: Her gælder samme bemærkninger som for lastmodellen. Software Implementering, Rettigheder: Her gælder det samme som for lastmodellen. Beskrivelse af lastfordeler fra EURISCO Indledning: Til PUDDEL-softwaren skal der udvikles et softwaremodul til lastfordeling af indmeldte regulerkraftbestillinger. Det forudsættes, at der i planlæggersoftwaren er importeret eller opbygget en køreplan for driftsdøgnet og eventuelt det kommende døgn, som indeholder driftsplaner for den produktion, der er solgt og forventes solgt til spotmarkedet. Øvrige forudsætninger er beskrevet under punktet "Forudsætninger". Lastfordelingsmodulet startes automatisk i det øjeblik plansoftwaren modtager en regulerkraftbestilling fra Eltra på baggrund af tidligere fremsendte bud fra PBA'en. Efter en fastlagt tidsperiode (f.eks. 3 minutter) vil lastfordeleren være færdig med at beregne den/de nye driftsplaner, og brugeren vil med en dialogboks blive gjort opmærksom på, at en ny køreplan nu kan indsendes til Eltra. Brugeren kan i planlæggersoftwaren kontrollere og tilrette driftsplanen, som lastfordeleren har tilføjet reguleringsydelsen til, inden den fremsendes til Eltra. Inddata Hvor indeks betyder: _i produktionsenhed _j tank; _t tid; _0 starttid for lastfordeler X* prognose fra internt modul, beregnet ud fra historik. Betingelser Lastfordelingen skal ske ved optimering efter mindst mulig produktionsomkostning inklusive budtillæg og i henhold til dækningsbidragsberegning. 195

196 En motor skal køre i mindst u_i tidsenheder (5 minutter enheder default 0). Fra en motor stopper til den kan startes igen, skal der gå mindst d_i tidsenheder. Alle akkumuleringstanke skal være mellem 20 % og 80 % fyldte (indtastes som stamdata). Andre forhold I værkfinderen skal det være muligt at framelde en produktionsenhed til lastfordeling af regulerkraft. Hvis Eltra forlænger et bud, kan det være en fordel at bruge samme produktionsenhed. Forudsætninger Følgende forudsætninger skal være opfyldt, for at lastfordelingsmodulet kan afvikles: Køreplan for aktuelle driftsdøgn og eventuelt kommende driftsdøgn skal være til stede i databasen. Alle inddata i form af driftsdata, stamdata, GUI-opsætning for lastfordeleren og eventuel importerede prognoser skal være tilgængelige og korrekte (se tabellen for inddata). Spotpriserne for driftsdøgnet skal være tilgængelige på Eltra's PUDDEL FTP-server (upload). GUI for lastfordeleren (teksten nedenfor, erstattes af en dummy GUI) HR model Intern lastfordeler for opregulering Maks. beregningstid.minutter (default 3 minutter) "Knap" til manuel start af lastfordeler. Test Der skal testes for den optimale beregningstid for en standard PBA-opsætning. Dette kunne eksempelvis være Scanenergi med otte værker og 13 produktionsenheder og en samlet effekt på ca. 50 MW. Manuel analyse af den lastfordeling som udregnes, herunder kontrol af antallet af start/stop for hver enhed samt overholdelse af øvrige betingelser for lastfordeleren. Testscenarier for vanskelige eller uløselige opsætninger i form af forkerte eller mangelfulde inddata, bud, driftsplaner m.m. I kombination med simulerede udfald af kritiske produktionsenheder. Tidsplan Projektperiode: 15. marts 21. april Eventuelle problemstillinger omkring inddata, FAT/SAT, kan ændre den forventede tidsplan. Ugentlig status pr. til projektledelsen vil redegøre for eventuelle uforudsete problemstillinger. Det forventes ikke, at lastfordelingsmoduler medtages i PUDDEL-softwaren og offentliggøres for projektgruppen, før der er gennemført tilfredsstillende FAT. 196

197 Test af planhåndteringen i regulerkraftmarkedet PUDDEL, beskrivelse af "8-16-test" den 14. december Når testen har fået kaldenavnet "8-16-test" skyldes det, at testen foregår inden for normal arbejdstid og derfor ikke kræver særlig bemanding i nattetimer. Hvis planhåndteringen virker om eftermiddagen, så gør den nok også om natten. Formålet med testen er, at vi (Eltra) og I (PBA'erne) får afprøvet en komplet rutine med at indsende planer til Eltra, få de rette kvitteringer, indsende prisbud, få de rette bestillinger osv. Planerne og prisbud bliver ikke eksekveret til ægte kørsel. Der er tale om et simuleret forløb. Det vil sige, at hvis PBA ikke har ægte data at indsende, så skal der blot leveres nogle estimerede "dummy-data". Dagen, den 14. december 2004, er sat af til, at Eltra (Poul Mortensen) på skift vil have kontakt til den enkelte PBA og gennemføre flere rutiner med formidling af planer, prisbud, kvitteringer. Når testen er afsluttet, den 14. december 2004, er alle PBA'er velkomne til at fortsætte med at øve rutiner ved at indsende flere planer osv. til Eltra. Data eksekveres ikke resten af december måned. Så jo flere øvelser jo bedre. Forløbet: Mandag middag forligger versionen af planmodulet, som skal anvendes i "8-16-testen" den 14. december. Det er derfor vigtigt, at alle PBA'er får installeret denne version af planmodulet på en Eltra-pc i løbet af mandag den 13. december. Meningen med næste uges test er, at PBA skal prøve plansoftwaren ved gennemførsel af daglige procedure for planudveksling med Eltra. Fejl og mangler i plansoftwaren rapporteres til Poul Mortensen, [email protected]. I Eltra's ende af plankommunikationen er der en mængde ting, som også meget gerne skulle blive testet af i løbet af næste uges test, derfor kan der den første dag eller to være et par småting, som ikke kører helt efter planen hos os. Hver aktør skal sende et telefonnummer og en -adresse til [email protected], hvormed det er muligt at få kontakt til den/de personer, som hos aktøren står for testen. Fra mandag eftermiddag den 13. december, kan PBA starte på testen af de daglige procedurer. Disse består i følgende: Senest kl. 16:00 indsendes køreplan for kommende driftsdøgn (skal så vidt muligt afspejle forventet drift, eventuelt som estimerede "dummy-data"). I løbet af driftsdøgnet (mellem kl. 08:00 og 16:00) opdateres køreplanen efter behov, så den afspejler driften af værkerne i balancegruppen. Dette foregår så første gang den 14. december. Regulerkraftbud kan løbende redigeres og indsendes til Eltra. Eltra vil med jævne mellemrum afsende regulerkraftbestillinger til aktørerne, der ringes til kontaktperson forud for bestilling. Disse bestillinger er simulerede og vil ikke udløse hverken drift af værker eller økonomisk mellemværende! I testforløbet og i dagligdagen generelt er det vigtigt, at der er en god og tæt kommunikation mellem aktører/operatører og Eltra. Så ring derfor hellere og spørg en gang for meget end en gang for lidt. Hos Eltra vil testen blive koordineret af: Poul Mortensen ([email protected], tlf ). 197

198 Balancegruppernes rapport Ved afslutningen af redaktionen af slutrapporten den 20. juni 2005, forud for slutkonferencen den 23. juni 2005, var der ankommet nedenstående bidrag fra de deltagende balancegrupper. Rapporten er åben for modtagelse af de sidste bidrag inden den endelige publicering. Gruppe A Energi Danmark Der er ved redaktionens slutning ikke modtaget materiale fra Energi Danmark. Gruppe B DONG Erfaringer fra de første 5½ måned med markedsvilkår Lige dele oprigtig nysgerrighed og sund skepsis har sikret en flyvende start på markedsvilkår for mange decentrale kraftvarmeværker DONGs indsats som PBA har fokuseret på to mål: 1. Størst muligt økonomisk udbytte af markedsvilkår (for værkerne) 2. Mindst muligt dagligt arbejde (for værkerne). Erfaringer, resultater og ønsker fra en PBA - DONG PUDDEL-slutkonference den 23. juni 2005 v. Jesper Pedersen Spotmarkedsoptimering har været omdrejningspunktet herfor Prisuafhængige/prisafhængige time-bud Prisafhængige blok-bud Daglig rådgivning om optimal produktionsplan Løbende dialog med kunderne WEB-platform har erstattet mail-løsning Stiltiende accept af produktionsplanforslag Andre forbedringer i støbeskeen (SRO-integration, regulérkraftbud, m.m.) Målopfyldelse: 1. Der er genereret merværdi hos DONGs PBA-kunder i de første 5½ måned 2. Kunderne bruger mellem et kvarter og en halv time dagligt Eksempel: Prisafhængige timebud på Nord Pool Optimering i spotmarkedet har givet gode resultater Snit mellem og kr/mw el Effekt [MW] 14 Realiseret elproduktion [MWh] Nordpools elspotpris Elspotpris (DKK/MWh) Indtjening hævet 60 DKK/MWh over snitprisen ~ DKK kr/mwel januar februar marts april MAX Gennemsnit MIN April 2005 Ønsker Fortsat det gode arbejde med at udbrede markedsstandarder Gør indflydelse gældende overfor Nord Pool Nedjustering af mindste enhed for pris DKK med en decimal Nedjustering af mindste enhed for volumen (MW med to decimaler) Redesign af markedet for regulerkraftydelser Mere marked og mindre plan Overordnet mål at grænserne mellem spot-, reguler- og reservemarkedet bliver mere flydende Step 1: Reservekraft bør handles i korte perioder (timer eller blokke af timer) Step 2: Tilslutning til Nord Pools Elbas marked Step 3: Evt. lempelse af krav til effektplanindmelding Step 4: Ensartede markedsvilkår øst og vest for Storebælt 198

199 Gruppe C Nordjysk Elhandel Organisering af arbejdet i Balancegruppe C Efter Eltra's godkendelse af Nordjysk Elhandel A/S og de fem decentrale kraftvarmeværkers (Bogense Forsyningsselskab, Brovst Fjernvarme, Ringe Fjervarmeselskab, Sindal Varmeforsyning og Svendborg Kraftvarmeværk) ansøgning om deltagelse i PUDDEL-projektet, indkaldte Nordjysk Elhandel som PBA til et indledende møde med de fem deltagende værker. Mødet gik i første omgang ud på at lære hinanden at kende og få fastsat strukturen for det fortsatte samarbejde samt at finde værkernes repræsentant til Projektledelsen. På mødet blev de enkelte deltageres baggrund for at deltage i PUDDEL-projektet også diskuteret. Ud over de rent tekniske og it-mæssige erfaringer PUDDEL-projektet forventede at give, blev det hurtigt klart, at der fra såvel PBA som værkernes side også var en forventning om erfaringsudveksling og sparring mellem de involverede parter samt et naturligt fokus på de økonomiske og forretningsmæssige muligheder ved at sælge elproduktionen på markedsvilkår. Da PUDDEL-projektet havde en optimistisk tidsplan og bød på mange nye udfordringer for såvel PBA som værker, valgte vi løbende at afholde møder i balancegruppen, dels for at sikre at vi overholdt deadlines og dels for at sikre et højt niveau af information samt erfaringsudveksling. Deltagerne i balancegruppen er geografisk spredt, hvorfor vi skiftedes til at være vært for møderne. Som PBA var Nordjysk Elhandel tovholder på projektet. Vi har afholdt i alt 11 PUDDEL-relaterede møder i balancegruppen, men en del af mødetiden er også blevet anvendt på mere kommercielle emner. Disse møder har været en af styrkerne i samarbejdet i balancegruppe C. I løbet af PUDDEL-projektet er balancegruppe C blevet udvidet med Bramming Fjernvarme og Ørnhøj-Grønbæk Kraftvarme. Brovst Fjernvarme valgte i forløbet at skifte til balancegruppe F. Ud over de løbende møder har vi hos PBA'en delt ansvaret op i to områder: Teknik og Marked. Dette har gjort, at værkerne har haft en primær kontaktperson vedrørende den tekniske del og en primær kontaktperson vedrørende de mere markedsrelaterede/kommercielle emner. Værkerne har i høj grad selv stået for den tekniske løsning hos dem, dog med mere eller mindre assistance fra PBA og Eltra. Beskrivelse af balancegruppe Cs valg af tekniske løsninger/løsninger Som PBA for gruppe C valgte Nordjysk Elhandel sideløbende med den tekniske løsning i PUDDEL-projektet at udvikle vores egen tekniske løsning PBAS til indmelding af planer. Samtidigt valgte vi at anvende PUDDEL-softwaren til teknisk kommunikation med værkerne for start/stop af produktionsenhederne ved aktivering af regulerkraft. Vores eget system, PBAS, blev udviklet som et internetbaseret system med alle funktioner til indmelding af værkernes produktion samt indsendelse af aktør-/køreplaner til Eltra og handelsplaner til Nord Pool. Ligeledes indlæses spotprisprognoser til brug for værkernes planlægning i PBAS. PBAS var klar til brug den 31. december 2004, og efter en hektisk testperiode op til årsskiftet blev systemet anvendt fra første dag til indmelding. I første omgang var der kun medtaget spotindmelding, men i tiden op til den 1. marts, hvor PUDDEL-driftsfasen begyndte, udviklede vi regulerkraftdelen. Denne blev anvendt i driftsfasen til indgivelse og aktivering af bud. Ved aktivering anvendte vi dog PUDDEL-softwaren til start/stop af ramte enheder. 199

200 Ved udvikling af PBAS opnåede vi en fleksibel løsning. Idet løsningen er baseret på internettet med en browser som brugerflade, er værkerne ikke bundet til at skulle være fysisk på værket ved indmeldinger. Ligeledes er vi som PBA heller ikke bundet af at skulle sende planer fra PUDDEL-pc, som typisk står på firmaets kontor. Altså ingen anvendelse af Excel-filer, men blot en meget enkel brugerflade, hvor produktion indgives og planer kan sendes. Denne løsning har også betydet, at døgnvagten kan afvikles fleksibelt, idet afvigelser i driftsdøgnet ringes ind til vagten, som så fremsender nye køreplaner via internettet. Selv om vi valgte at udvikle egen internetportal, brugte vi mange kræfter på at få testet PUDDEL-softwaren og kommunikationen med værkerne. I december måned 2004 havde vi fire af seks værker oppe at køre og testet for signaludvekslingen. Det ene af de to resterende værker var klar i januar 2005, dog med lidt ustabilitet i protokolløsningen, hvilket blev løst senere. Det sidste værk er endnu ikke klar, hvilket alene skyldes manglende færdiggørelse af software i kundens SRO-anlæg. Da vores gruppe har mange forskellige RTU- og protokolløsninger, har testen givet os en stor erfaring med kommunikationen til værkerne. Denne erfaring kan bruges til vurdering af endelige, fremtidige løsninger vedrørende fjernstyring i forbindelse med start/stop af motorer. Nedenstående signalliste er udarbejdet for at holde styr på de enkelte værkers signaludveksling, skalering af signaler samt til testformål med værkernes SRO-leverandører. Signalliste: Værk xxxx Dato: 8. december 2004 Værk: xxxx.l3.a1739 IP adresse: Protokol: RTU2 IEC104, Telemekanik PLC, Prolinx Gateway Køreplans ID: QBMT Signal navn Måleenhed Adresse Type Min værdi Max værdi Bemærkning Logisk "0" betyder Skalering Værkfinder Cos Phi værdi Cos Phi Ikke anvendt GM1 MW-produktion MW 16 Analog 0 2, ,767 GM2 MW-produktion MW 17 Analog 0 2, ,767 GM3 MW-produktion MW 18 Analog 0 3, ,767 GM4 MW-produktion MW 19 Analog 0 5, ,767 Værk opladning akku-tank MW 34 Analog 0 19, ,767 Værk afladning akku-tank MW 35 Analog 0 23, ,767 Værk energi i akku-tank MWh 48 Analog 0 430, ,7 Værk varmeforbrug MW 49 Analog 0 23, ,767 GM1 motoralarm 64 DI Alarm Ingen alarm GM1 motor i drift 65 DI Driftssignal Stoppet GM1 i fjernstyring 66 DI Statussignal Lokal styret GM1 må ikke/må starte 152 DI Tilbagemelding Flip/Flop, må starte GM2 motoralarm 68 DI Alarm Ingen alarm GM2 motor i drift 69 DI Driftssignal Stoppet GM2 i fjernstyring 70 DI Statussignal Lokal styret GM2 må ikke/må starte 153 DI Tilbagemelding Flip/Flop, må starte GM3 motoralarm 72 DI Alarm Ingen alarm GM3 motor i drift 73 DI Driftssignal Stoppet GM3 i fjernstyring 74 DI Statussignal Lokal styret GM3 må ikke/må starte 154 DI Tilbagemelding Flip/Flop, må starte GM4 motoralarm 76 DI Alarm Ingen alarm GM4 motor i drift 77 DI Driftssignal Stoppet GM4 i fjernstyring 78 DI Statussignal Lokal styret GM4 må ikke/må starte 155 DI Tilbagemelding Flip/Flop, må starte GM1 må ikke starte (114)136 DO Forhindre start Flip/Flop, forhindre start GM1 må starte 137 DO Frigive start Flip/Flop, frigive start GM1 start 112 DO Digital (ordre start) Impuls for start GM1 stop 113 DO Digital (ordre stop) Impuls for stop 200

201 GM2 må ikke starte (117)138 DO Forhindre start Flip/Flop, forhindre start GM2 må starte 139 DO Frigive start Flip/Flop, frigive start GM2 start 115 DO Digital (ordre start) Impuls for start GM2 stop 116 DO Digital (ordre stop) Impuls for stop GM3 må ikke starte (128)140 DO Forhindre start Flip/Flop, forhindre start GM3 må starte 141 DO Frigive start Flip/Flop, frigive start GM3 start 118 DO Digital (ordre start) Impuls for start GM3 stop 119 DO Digital (ordre stop) Impuls for stop GM4 må ikke starte (131)142 DO Forhindre start Flip/Flop, forhindre start GM4 må starte 143 DO Frigive start Flip/Flop, frigive start GM4 start 129 DO Digital (ordre start) Impuls for start GM4 stop 130 DO Digital (ordre stop) Impuls for stop Display besked 135 DO Besked visning Impuls for besked Liste for opsætning og test med SRO-leverandør. Signal navn Opc Skalering Stamdata Dato Status Cos Phi værdi GM1 MW-produktion ok ok ok ok GM2 MW-produktion ok ok ok ok GM3 MW-produktion ok ok ok ok GM4 MW-produktion ok ok ok ok Værk opladning akku-tank ok ok ok Værk afladning akku-tank ok ok ok Værk energi i akku-tank ok ok ok ok Værk varmeforbrug ok ok ok GM1 motoralarm ok ok GM1 motor i drift ok ok GM1 i fjernstyring ok ok GM1 må ikke/må starte ok ok GM2 motoralarm ok ok GM2 motor i drift ok ok GM2 i fjernstyring ok ok GM2 må ikke/må starte ok ok GM3 motoralarm ok ok GM3 motor i drift ok ok GM3 i fjernstyring ok ok GM3 må ikke/må starte ok ok GM4 motoralarm ok ok GM4 motor i drift ok ok GM4 i fjernstyring ok ok GM4 må ikke/må starte ok ok GM1 må ikke starte ok ok GM1 må starte ok ok GM1 start ok ok GM1 stop ok ok GM2 må ikke starte ok ok GM2 må starte ok ok GM2 start ok ok GM2 stop ok ok GM3 må ikke starte ok ok GM3 må starte ok ok GM3 start ok ok GM3 stop ok ok GM4 må ikke starte ok GM4 må starte ok GM4 start ok GM4 stop ok Display besked ok ok 201

202 Omkostninger for Nordjysk Elhandel Omkostningerne for Nordjysk Elhandel for at blive klar til markedsdeltagelse den 1. januar 2005 samt frem til afslutningen af testperioden bør opdeles i to, idet Nordjysk Elhandel valgte at få udviklet eget it-værktøj til indmelding af aktør- og køreplaner til Eltra samt salg til Nord Pool. Baggrunden for dette valg er beskrevet andetsteds, men kort fortalt skyldtes det dels, at PUDDEL-softwaren er meget basal og manuel orienteret og dels, at vi have en række kunder uden for PUDDEL-regi, heriblandt også kunder på Sjælland (DK2). I dette afsnit oplyses kun de omkostninger Nordjysk Elhandel har haft i PUDDEL-regi. Den største omkostning har uden tvivl været timeforbruget hos Nordjysk Elhandels medarbejdere, herunder kørsel, mødetid, PUDDEL-pc vedligehold, opdatering -, fejlfinding -, konfigurering af PUDDEL-software, signaltest med værker m.v. Den største omkostning har uden tvivl været til timeforbruget hos Nordjysk Elhandels medarbejdere, herunder kørsel, mødetid m.v. Et estimat opgør denne omkostning til ca for hele projektforløbet Herudover har vi fået oprettet en ekstra ADSL-linje til PUDDEL-pc'en for at sikre EURISCO og os selv mulighed for fjernstyring af pc'en. Desuden har vi indkøbt og installeret hardware og software firewall på PUDDEL-pc'en. Omkostninger hertil er ca.: ,- kr. for projektforløbet. For at minimere balanceomkostningerne og sikre overblik over MWh-afvigelserne valgte vi at oprette en vagtordning. Da vi ikke i forvejen havde en vagtordning, bør en del af opstartsomkostningerne også indregnes i de omkostninger, vi har haft i forbindelse med markedsdeltagelsen. Omkostninger hertil ca.: ,- kr. (PUDDEL-andel). I alt har omkostninger for Nordjysk Elhandel været ca ,- kr. (eksklusive ubalanceomkostninger og betaling af vagtordning m.v. i driftsfasen) for deltagelse i PUDDEL-projektet og klargøring til markedsdeltagelsen. Hertil kommer udgifter til udvikling af eget system samt de salgsaktiviteter, vi har foretaget siden efteråret Investeringerne har dog givet pote i form af en betydelig viden omkring producentmarkedet, de lovgivningsmæssige og økonomiske forhold samt ikke mindst en solid markedsandel og et fleksibelt og brugervenligt it-system. Gruppe D Decentral Energihandel Gruppe D gik med i PUDDEL-projektet med det formål at få afprøvet mulighederne for at anvende en anden kommunikationsform. Fra et tidligere projekt se appendiks med FDKV og Dankontrol som hovedarkitekter var der udviklet et kommunikationssystem med særlige K-bokse. K-bokse er et produkt, som Dankontrol anvender til deres alarmkunder. Anvendelsen af K-bokse til fjernkontrol og dataudveksling med decentrale værker var afprøvet i det tidligere FDKV-projekt, men savnede afprøvning under virkelige markedsforhold. Gruppe D gik derfor med i PUDDEL-projektet for at afprøve potentialet for K-boksen i relation til fuld styring og kontrol af decentrale enheder. Under projektet viste der sig imidlertid betydelige problemer med at omsætte K-boksens data til det valgte datasnit i PUDDEL-projektet IEC

203 Gruppe D valgte derfor i december 2004 at meddele Eltra, at de stoppede den videre udvikling. Værkerne tilknyttet gruppe D foretog for de fleste mageskifte til andre balanceansvarlige og de resterende industrielle værker valgte at stå uden for den fulde markedsdeltagelse. Gruppe E Scanenergi Organiseringen af arbejdet i PBA-gruppen. Den interne organisering i gruppe E blev aftalt på et møde holdt i forbindelse med tilmeldingen til projektet. Det blev her aftalt, at der afholdtes møder i gruppen i umiddelbar nærhed af møderne i projektledelsen, så kommunikationen ville forløbe hurtigst muligt. Der blev således i alt afholdt 10 møder igennem forløbet. Arbejdsmæssigt blev opgaverne delt imellem det tekniske og det økonomiske/driftsmæssige. Søren Skærbæk fra Vildbjerg Kraftvarmeværk blev valgt til at forestå det tekniske. Det vil sige, at han var ansvarlig for kommunikationen imellem gruppe E og projektledelsen angående signallisten, fortrådning og protokoller. Når det gjaldt det økonomiske/driftsmæssige, blev Niels Ringtved fra Scanenergi valgt som den ansvarlige. Han stod således for input til design af PUDDEL-software, markedsfunktionalisme og driftsstrategi. Der var således en klar fordeling af såvel opgaver som ansvar fra starten. Dette, sammenholdt med hyppige møder og god intern kommunikation, betød, at alle i gruppen i opbygningsfasen fik et grundigt kendskab til det at operere på et frit marked samtidig med, at den tekniske løsning med fjernstyring af værkerne blev implementeret næsten problemfrit. Der var efterfølgende stor enighed i gruppen om, at deltagelse i PUDDEL-projektet havde været meget givende rent uddannelsesmæssigt for såvel PBA som værker. Balancegruppernes valg I gruppen valgte tre værker en protokolløsning, mens tre andre valgte en løsning med RTU fra Eltra. Der var enighed om, at en protokolløsning er den bedste. Men især ældre PLC/SRO anlæg kunne ikke forbindes direkte med en protokolløsning. I løbet af testperioden vidste det sig dog, at RTU-opkoblingen var den mest stabile. Således var der problemer med fejlsignaler fra en protokolløsning, mens en anden løb ind i opsætningsproblemer, da det blev nødvendigt at skifte den pc ud, som den var installeret på. Omkostningsmæssigt var protokolløsningerne de dyreste for værkerne. Dette skyldes, at der enten skulle investeres i ny software, eller leverandøren skulle omprogrammere SRO/PLC. Hvis værkerne selv havde skullet anskaffe sig RTU-enheden, havde omkostningerne nok været de samme uanset valgt løsning. Det må ligeledes formodes, at de fleste SRO/PLC-leverandører nu har lavet en protokolløsning i løbet af PUDDEL-projektet, hvorfor efterfølgende installationer burde blive billigere. Omkostninger for at blive klar til markedsdeltagelse For Scanenergi var omkostningerne for at blive klar til markedsdeltagelse meget små. Dette hænger sammen med, at Scanenergi i forvejen var produktionsbalanceansvarlig igennem to år og fuld aktør på Nord Pool. Der var således ingen nye omkostninger i form af årsgebyrer og bankgarantier. Ligesom det ikke var nødvendigt at investere i nye softwaresystemer. Opsætningsmæssigt var der heller ikke de store omkostninger, da Eltra leverede software, pc og dataforbindelser. Scanenergis omkostninger var således udelukkende forbrug af medarbejdernes tid. Tidsforbruget har primært ligget inden for fire områder: 203

204 Deltagelse i styregruppen med input til systemspecifikationer, opsætning af leveret PUDDEL-pc herunder test af forbindelse til værkerne, afholdelse af møder i gruppen med teknisk og markedsmæssig koordinering samt integration fra PUDDEL til øvrige systemer. Af disse fire områder gik langt den største del af tiden med arbejdet i gruppen omkring teknisk setup og efterfølgende strategier for markedsdeltagelse. Problemer som Scanenergi har oplevet Vi mener ikke at have oplevet egentlige problemer i forbindelse med projektet eller opstarten af markedet. Dette skyldes nok især, at Eltra gjorde en stor indsats for at "holde alle i hånden" igennem projektet. Når dette er sagt, skal det dog beklages, at deadline for aflevering af software fra leverandørerne ikke blev overholdt. Dette gælder såvel software leveret af EURISCO som modeller leveret af Hans Ravn. Således blev testperioden forud for markedsåbningen, som skulle have været oktober-november 2004, først flyttet og siden praktisk taget udgik. Den første brugbare version af indmeldingssoftwaren blev først leveret umiddelbart før markedsstart til nytår, ligesom de sidste moduler og Hans Ravns modeller ikke var leveret ved udgangen af markedstestperioden i marts-april Dette skabte store overvejelser om, hvorvidt man var nødt til at satse på en anden softwareløsning, da man ellers som PBA kunne risikere at stå med kunder, som man ikke kunne håndtere balancen for. Gruppe F Markedskraft Markedskraft - Balanceansvarlig Erfaringer fra PBA Puddel slutkonferrence 23. Juni hos Eltra Balanceansvarlig fra starten af liberaliseringen i Norden siden 1992 i DK siden 1999 Har derfor egne systemer PUDDEL ingen nødvendighed, dog PUDDEL har sat gang i kommunikation mellem aktørerne PUDDEL har sat gang i de beslutninger der skulle tages Kan godt bruge MPLS til start/stop af motorværker Jacob Skovsby Toft Markedskraft 2 Markedskraft - Balanceansvarlig Markedskraft - Balanceansvarlig Deltager i regulerkraftmarkedet Siden april 2004 Vi kan kombinere os op til min. 10 MW anbefaler max. 2 værker Kan lade sig gøre, men på varmeværkernes betingelser: Varme er det primære produkt Tekniske hindringer 3 Erfaringer omkring DCKV på det frie el-marked Utrolig entusiasme fra værkerne ved opstart Lettelse fra værkerne over at det er så simpelt at komme i gang på det frie el-marked (simpel praktisk håndtering og set up) Naturlig stor interesse fra værkerne om årsagssammenhænge i prisdannelsen Store differencer i balanceomkostninger mellem værker Generelt lave balanceomkostninger (høje omkostninger kan henføres til enkeltbegivenheder) Højere balanceomkostninger om sommeren med flere ramper Høj prioritet med den løbende kontakt med værkernes driftspersonale Erkendt fra starten, at el fortsat er et biprodukt 4 204

205 Rapporter fra værker Tekniske data for de deltagende værker PUDDEL-projektet startede med 30 værker, herunder er en liste over de deltagende værkers overordnede data: Værk MWe Antal gen. Antal kdl. Type & brændsel Brødrene Hartmann Bramming Fjernvarme Fællinggaard Varmefors. Gartneriet Knud Jepsen Nr. Nissum KV Skagen Varmeværk Ribe Fjernvarmeværk Løgstør Fjernvarmeværk Jelling KV Bjerringbro KV Sindal Varmeforsyning Brovst Fjernvarme Ringe Fjernvarmeselsk. Svendborg KV Bogense Fors.selsk. Maricogen Gartneriet Hjortebjerg Danfoss, bygn. L11 S10 Ørnhøj-Grønbæk KV Dragsbæk Maltfabrik Vildbjerg Varmeværk Videbæk Energifors. GEV Varme, Tårnvej GEV Varme, Grønningen Brædstrup Totalenergi Arla Foods Hoco Billund Varmeværk Sæby Varmeværk Brønderslev KV værk Viborg Kraftvarme Hjørring KV 14,4 9,6 8,4 5 2,67 12,9 10,25 7,7 6, ,75 6,2 8,1 16,5 5, ,3 2 9,8 6, ,12 4,9 10, , Tårnvej = 2 Grøn. = Tårn = 2 Grøn. = N-Gasturbine N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N+B-Gasmotor N-Gasmotor+Biomasse N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasturbine N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor Dualfuel motor Dualfuel motor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gasmotor N-Gas-Combined Cycle N-Gas-Combined Cycle Økonomi for værkerne Økonomien for de deltagende værker kan opdeles i følgende punkter: 1. De deltagende værker har modtaget kr. i tilskud fra Eltra. 2. Værket har fået leveret en RTU-enhed fra Eltra, som kan beholdes vederlagsfrit. 3. Eltra har betalt for oprettelse af ADSL-telefonlinje til værket. 4. Eltra har betalt for MPLS-netværksabonnement. 5. Værket har betalt for at få RTU-enheden tilsluttet eller 6. Værket har betalt for at få en protokolløsning fra eget pc/sro-anlæg. 205

206 7. Værket har betalt for eget tidsforbrug. 8. Værket har betalt for driftsforstyrrelser i projektperioden. Opstart af en PBA-gruppe vil udløse følgende udgifter: Udgift type Etablering Abon. kv. Etablering af MPLS-netværk kr kr. Etablering af forbindelse VPN MPLS ADSL til PBA 956 kr kr. Leje af Cisco 831 router til PBA kr. 450 kr. Telefonabonnement 760 kr. 290 kr. Tilslutning af et ekstra værk til en eksisterende PBA-gruppe vil udløse følgende udgifter: Udgift Etablering Abon. kv. RTU-enhed kr. Etablering af forbindelse VPN MPLS ADSL til PBA 956 kr kr. Leje af Cisco 831 router til PBA kr. 450 kr. Telefonabonnement 760 kr. 290 kr. Eksempler på omkostninger for at blive klar til markedsdeltagelse Bogense SRO-anlæg, RTU, plc-programmering: Motoranlæg, ændring af opstartstider: kr kr. Bramming Bramming Fjernvarme har brugt ,68 kr. til dækning af eksterne leverandører og anskaffede materialer. Firmaet har selv brugt enorme tidsressourcer til både eksterne og interne møder samt kold test og prøvekørsel. Der har under montage og test været store driftstab for værkerne. Samt dårlige driftsbetingelser under test. Der er afholdt kørselsudgifter på 8.830,00 kr. Ringe Udgift til SRO og elektriker: Sindal SRO-anlæg, RTU og programmering: Ændring af startsekvens på motorer: Vores ELTRA RTU sendt tilbage. Ca kr kr kr. Svendborg Eksterne udgifter er opgjort til ,49 kr. eksklusive moms. Beløbet er brugt til materialer i forbindelse med PUDDEL-projektet og fejlfinding på SRO-anlæg, da det blev forbundet med RTU-skabet. Der er kun brugt interne timer, både til elektriker, SRO-programmering og de projekttimer der er anvendt af maskinmester. En ikke-fuldstændig opgørelse over interne timer viser 207,5 timer, dog uden maskinmestertimer. 206

207 Erfaringer fra Svendborg Kraftvarmeværk Svendborg Kraftvarmeværk 3 stk. Wärtsilä gasmotorer på 5,5 MW el 1 stk. affaldsfyret dampturbine på: 4,5 MW el kun på affald. 5,8 MW el når der køres med affald og lavtryksdamp fra gasmotorkedler. Deltog i PUDDEL-projektet med 3 stk. gasmotorer. af Niels Christian Hansen Opsummering Deltog i PUDDEL-projektet for at lære det fri elmarked at kende (inden 1/1 2005). Intention om at kunne redde fejlagtige varmeprognoser, v.h.a. bud i regulerkraftmarkedet. Glade for at driftsfasen blev udskudt til martsapril 2005, så vi først kunne lære spotmarkedet at kende. Kun mulighed for at tilbyde regulerkraft forår/efterår. Samarbejdet Samarbejdet med PBA og de øvrige værker har været meget givtigt. Udveksling af tanker/idéer internt i gruppen. PBA en har lyttet meget til os værker. PUDDEL-projektet vi kom i mål!!! skulle noget have været gjort anderledes? F.eks. størrelsen på værkerne? Større begrænsning i antal signaler. Hvor mange kedler er blevet startet af PBA erne? Driftsperioden marts-april 2005 Nedreguleringsbud >10MW i 31 timer Ingen aktiveringer. Årsag: Opregulering & for lav nedreguleringspris. Opreguleringsbud >10MW i 17 timer 2 aktiveringer, hvor opreguleringsbud = spotprisen. Status over opreguleringer 14 & eller hvordan man tjener 11,33 kr (+ spotprisen) Dato: Total EDOS Plan Sum Beregnet pris Prisberegnings princip Time Kr. MWh MWh MWh Kr./MWh Marginalpris Middelpris Opreg. spotpris Max-total ,39 0,0 6,5 6,5 405,29 X 407,59 405, , ,06 0,0 11,0 11,0 435,46 X 440,35 435, , ,02 0,0 9,3 9,3 380,11 X 385,63 380, , ,47 0,0 26,8 26, ,54 Dato: NEASP Prisberegning MW kl MW kl NEASP Prisberegning MW kl MW kl Total EDOS Plan Sum Beregnet pris Prisberegnings princip Time Kr. MWh MWh MWh Kr./MWh Marginalpris Middelpris Opreg. Spotpris Max-total ,66 0,0 7,6 7,6 460,35 X 464,08 460, , ,90 0,0 0,7 0,7 437,00 437,00 420,81 305,90 X 3804,56 0,0 8,3 8, ,91 Prisberegnings-princip: Marginalpris = Op/ned reguleringspris Middepris = Pay-as-bid Svendborg Kraftvarmeværks fremtid i regulerkraftmarkedet. Fortsætter minimum til årets udgang for yderligere evaluering. Men regulerkraft er for Svendborg Kraftvarmeværk under normale omstændingheder kun mulig forår/efterår. 207

208 Ørnhøj-Grønbæk Vi startede med udskiftning af vores SRO-system til en pris på kr. Men det havde vi nok gjort inden for den nærmeste fremtid alligevel, da det var et gammelt DOS-system, som det er umuligt at få reservedele til. Vi kom med "på afbud" og er et lille værk. Men vi syntes, at det skulle have en chance. Vi skulle starte i balancegruppe D med en K-boks-løsning, men inden den kom i brug, blev denne løsning skrottet. Monteringen havde kostet kr. Herefter kom vi med i balancegruppe C og skulle så have monteret et RTU-skab, hvilket beløb sig til kr. Heldigvis var Eltra efter et par samtaler villig til at give et ekstra tilskud på grund af de specielle omstændigheder, så den samlede udgift for os kun blev på i alt kr. Vi nåede at blive klar til opstart den 1. marts, med test dagen før som forløb uden problemer. Brædstrup Hermed er Brædstrup Totalenergis bidrag til slutrapporten formuleret for så vidt angår følgende temaer: Protokolløsning Vi fravalgte fra starten RTU-løsningen og satsede på en protokolløsning, da vi mente og stadig mener at protokolløsningen er den mest fleksible og fremtidssikrede kommunikationsløsning. Denne holdning skal ikke mindst ses i lyset af, at vi er af den opfattelse, at behovet for en udvidelse af kommunikationsmængde og omfang er aktuelt, især hvis værkerne ønsker at deltage i de potentielle forretningsområder, der byder sig til enhver tid. Principskitse af den valgte protokolløsning: RTU560E og Procontic T200/AC31 Control System Bestående system LAN / WAN TDC Leverance IEC MODBUS RTU560E CS31-bus AC31 07KT96 Årsagen, til at der er en KT96 mellem T200 og RTU'en, er, at T200-systemet er på vej ud af produktion. I stedet for at sætte et modbuskort i T200 virker denne PLC som modbuskort. Signalet kører herefter videre på den interne CS 31-bus, et bussystem til eksterne moduler (I/Omoduler). Omkostninger Omkostningerne ved indkøb, installation og indkøring af protokol-rtu'en beløber sig for Brædstrup Totalenergis vedkommende til ca kr. + intern arbejdsløn på ca kr. Derudover er der naturligvis anvendt temmelig mange (uspecificeret) interne timer til at definere og gennemgå interne forretningsgange og procedurer i forbindelse med overgang til markedsvilkår. 208

209 Bestående system CS31-bus Control System AC31 07KT96 TDC Leverance LAN / WAN IEC MODBUS RTU560E PUDDEL-slutrapport De interne styringer af kedel- og pumpeanlæg er ændret løbende, og der er foretaget eksterne programændringer til ca kr. Puddel Slutkonference 23. juni 2005 Per Kristensen Brædstrup Totalenergianlæg A/S Erfaringer Teknik Erfaringer - Økonomi Erfaringer De bløde værdier Fremtiden??? Brædstrup Totalenergianlæg A/S Brædstrup Totalenergianlæg A/S Erfaringer - Teknik Erfaringer - Teknik Protokolløsning: RTU560E og Procontic T200/AC31 Ombygning af styringsanlæg Motorstart/stop indenfor 15 min. (Regulérmarkedet) Kedeldrift ej længere forbeholdt spidslast- eller nød-driftsituationer Brædstrup Totalenergianlæg A/S Brædstrup Totalenergianlæg A/S Erfaringer De bløde værdier Større krav til driftspersonale (Vagt) Motivationsfremmende tiltag Ansvar og kompetence til den enkelte driftsmedarbejder Nye samarbejdsrelationer og erfaringsudvekslings-fora Fremtiden??? Et kig i krystalkuglen viser, at de decentrale værker bliver mere og mere markedsorienterede og kommercialiserede og at de kommer til at udgøre en mere og mere aktiv rolle i el-systemets stabilitet Brædstrup Totalenergianlæg A/S Brædstrup Totalenergianlæg A/S Vejen frem mod optimale løsninger er evnen til nytænkning og samarbejde om en god sag!! Brædstrup Totalenergianlæg A/S 209

210 Problemer værker har oplevet Nedenstående er fire eksempler på problemer, som værker har oplevet, formidlet anonymt. Værk 1: Vi er skuffede over, at vi med det store arbejde der er lagt i projektet ikke blev aktiveret i driftsfasen. Hvorfor alt det arbejde uden at prøve det af? Skulle det ikke have været afprøvet, om PBA kunne starte/stoppe flere anlæg på samme tid? Man har fra starten været klar over, at der var værker med under 10 MW. Kunne man ikke have sat en periode af, hvor man fra Eltra's side ville aktivere de værker, der var med, hvis det var nødvendigt med op- eller nedregulering? Hvis kraftvarmeværker under <10 MW skal være med på regulerkraft, skal størrelsen på bud nedsættes til 1 MW. Så vil værker med flere mindre anlæg kunne deltage. Værk 2: Der er store udgifter forbundet med installationen af RTU-løsningen, som er installeret her på værket. Både med hensyn til installation af RTU-skab, programmering af nye SRObilleder samt efterfølgende abonnement til ADSL-forbindelse/MPLS-netværk og afregning for PBA'ens ydelse med indmelding og aktivering. Overvejelse om, hvor RTU-skabet skal placeres, da det ikke må sidde for varmt og skal have en sikker spændingsforsyning samt telefon. Nye værker i regulerkraftmarkedet bør også overveje, om PBA'en skal have lov til ret meget andet end at starte/stoppe de aftalte motorer. Er det rimeligt at overdrage opstart af f.eks. et kedelanlæg til PBA'en. Dette kan SRO-anlægget måske gøre bedre selv, eventuelt ved lidt flere investeringer i programmering af SRO-anlægget. Værk 3: Vi har fulgt markedet siden den 1. januar 2005, da vi ikke havde mulighed for at undgå at skifte i den "dårlige tid". Vores bekymring er især rettet mod grundbeløbets udbetaling i tolvtedele i stedet for pro rata-afregning i forhold til basisåret. Vi kom ud med en dårlig strømindtjening i januar, men skulle stadigvæk købe den dyre gas og producere til lav spotpris. Denne erfaring har forårsaget en udbygning af kedelanlæggene, så vi ikke skal igennem en lignende vinter med samme betænkelige resultat. Næste trin på raketten er de høje sommerspotpriser, som vi ser nu (maj 2005). Det giver os ikke mulighed for at kompensere for vinterens dårlige resultat. Kunderne efterspørger ikke varme, og følgende deraf kan vi ikke producere os ud af dette problem. Det eneste lyspunkt, vi ser, er, at vi ikke skal bruge så meget af den dyre gas. Værkets medarbejdere har taget udfordringen positivt op og arbejder virkeligt konstruktivt sammen om at optimere driften efter de nye forhold. Medarbejderne har et godt og positivt samarbejde med medarbejderne hos PBA, hvor informationerne udveksles på en fornuftig og korrekt måde. Dette ses lettest ved at sammenligne det forventede korrigerede produktion med den endelig strømafregning, afvigelser er i promiller i forhold til salget. Vi er stadig på en gammel gaskontrakt. Vi er endnu ikke begyndt at arbejde i den nye verden med "take or pay"-kontrakter. Dog ser vi alternative gasleverandører gå rystede bort, når der ikke kan meldes forbrug ud. Vi skal bruge ca. halvt så meget gas, når der skal produceres varme på kedel i forhold til, når der produceres varme og el på generatoranlæggene. Vi er meget interesserede i at høre, hvordan den situation skal håndteres. CO 2 -markedet er ved at have en væsentlig indflydelse på vores daglige adfærd. Alt andet lige lægger de høje kvotepriser en dæmper på elproduktionen. Når CO 2 -værdien tages med, ser man virkelig en dramatisk stigning i kip-prisen. Det vil sige, at strømprisen i landet kommer til at stige. 210

211 Værk 4: Vi fik aldrig prøvet vores forbindelser af og lavet indmeldinger i forsøgsperioden, da vi havde en del problemer med vores RTU, og vores SRO-leverandør havde svært ved se, hvordan problemerne skulle løses. Jeg synes, vi fra værkets side har brugt megen energi uden egentlig at få et indtryk af, hvad regulermarkedet indebærer og om det er noget, der kunne være attraktivt for os. Vi mener også, at besværet og omkostningerne ved at gå på regulermarkedet kontra spotmarkedet er for store. Arla Foods Hoco Indkobling af RTU'en forløb uden de store problemer. Der var lidt frem og tilbage med modemforbindelsen. Hvis turbinen skal køre med reduceret last på 2 MW, vil det ofte være tilfældet, at virksomheden, i dette tilfælde HOCO, kommer til at skulle købe el fra nettet, som ellers kunne være leveret fra turbinen (generatorer). Denne udgift vil dog i den store sammenhæng være uvæsentlig. Den var i første omgang vurderet for høj. Normalt vil det jo ikke dreje sig om mere end et par timer, og så vil den ekstra driftsudgift højst kunne andrage i underkanten af 800 kr. eller rettere mindre end 400 kr. pr. time. Hvis turbinen nedreguleres for at reducere effekten med min. 2 MW, vil turbinens udstødningsgas ikke kunne overholde de nye miljøkrav med hensyn til værdier for NO x og CO i røggassen. For at overholde de nye miljøkrav må turbinen ifølge leverandøren ikke nedreguleres til mere end 75 %, hvilket kun giver en reduktion i elproduktionen på ca. 1 MW. Ved nedregulering med den ene MW kan leverandøren godt acceptere denne regulering og stå inde for garantien på turbinen i forhold til vedligeholdelseskontrakt. Med hensyn til regulerkraft er der andre muligheder på Arla-virksomheder, hvor man med kort varsel kan ud- og indkoble 1-1,5 MW eller eksempelvis udskyde en opstart af en produktion. 211

212 Simuleringsfasen I projektet har det været planlagt, at der skulle være en simuleringsfase i november og december I simuleringsfasen skulle alt elektronik og alle kommunikationsveje være testet, og PBA sende de respektive planer til Eltra, dog uden at de blev eksekveret. Simuleringsfasen blev til drift fra den 1. januar 2005 Softwaren var imidlertid forsinket, lige som mange værker ikke var klar med deres installation af RTU og motorændringer. Det viste sig desværre, som forudset, at arbejdet på værkerne med at gøre anlæg klar til markedsdrift kom til at tage længere tid, end værkerne forventede. Leverandører var forsinket, og mange anlæg kom først på plads på et meget sent tidspunkt. Der er krav om, at de fleste anlæg får deres styring ændret, og at de får selve motoranlægget trimmet. Særligt kravet om at kunne være fuldt udreguleret på minutter (15 minutter i alt med PBA-håndtering) stiller krav til ændrede rutiner på værket. Langt de fleste værker har som fast rutine haft, at de foretog '"skylning" af røggaskanalerne før drift for at forebygge eksplosionsrisiko. Dansk Gasmateriel Prøvning har givet tilladelse til, at værkerne foretager denne skylning efter endt kørsel. Det betyder, at de 6-8 minutter, som denne skylning tager, får reduceret opstartstiden. Eltra havde fokus rettet mod at være klar til den 1. januar, så de værker (>10 MW e ), der skulle på markedet, rent faktisk også kunne levere deres elproduktion. Derfor blev en række af de features PUDDEL-softwaren, som først var påkrævet senere, udskudt og forsinket. Det blev dog noget helt andet, der blev en afgørende faktor nemlig myndighedernes fastlæggelse af afregningsreglerne. Energistyrelsen udsendte således først de nye afregningsregler den 15. december Reglerne for tilmelding til markedet foreskriver, at et værk skal melde sig til systemansvaret 30 dage før markedsdriften. Det medførte, at værkerne skulle melde sig på markedet to uger før de kendte de nye afregningsregler. Det var naturligvis med til at besværliggøre klargøringen til den 1. januar Simuleringsfasen blev derfor reduceret til nogle få uger, hvor værk efter værk successivt blev klar, og PBA'erne blandt andet gennem "8-16"-testen fik kommunikation og software testet. PUDDEL drift på markedet Op til den 1. januar 2005 begyndte værker og PBA'er at regne på konsekvenserne af de nye afregningsregler. Det viste sig hurtigt, at særligt værker med såkaldt nettoafregning vil komme til at lide økonomisk tab som følge af de nye regler om grundbeløb. Derfor meddelte fire af de 30 PUDDEL-værker, at de ikke ønskede at gå på markedet den 1. januar De er alle <10 MW e og havde således den mulighed. I PUDDEL-projektet var det forudsat, at Eltra ikke ville "tvinge" værker til markedsdrift med udsigt til økonomisk tab. Der kom også overraskende godt nyt i form af tre værker <10 MW e, der ikke var pligtige til markedsdrift, men som valgte at gå i gang fra den 1. januar 2005 af egen drift. I stedet for at køre regulerkraft-testperiode i januar-februar, blev det i projektledelsen besluttet at flytte testperioden til marts-april, så alt blev klart, og så der ikke var "panik" omkring den 1. januar 2005, der også havde start på spotmarkedet. Endelig vil de fleste værker antageligt have 212

213 mere plads i akkumuleringstankene, når foråret begynder i marts-april end i januar-februar månederne. Og netop plads i akkumuleringstanke er en god ting i regulerkraftmarkedet. Eltra udarbejdede et notat til PUDDEL-kredsen om forholdene for værkerne. Markedsdrift 2005 Dette notat peger på tre problemer for de op til 18 af 30 PUDDEL-værker, der er <10 MW. Derefter gives forslag til løsning. Projektledelsen vil på sit møde den 25. november 2004 træffe beslutning om løsningsforslaget. PUDDEL-projektet har som en af sine forudsætninger, at de deltagende værker og deres respektive PBA'er deltager med drift på markedsvilkår i en periode. Da PUDDEL-projektet blev igangsat den 21. april 2004, blev det lagt fast, at perioden med markedsdrift skal være januar og februar Af tilmeldingsvilkårene, dok.nr , fremgår følgende om Fase 3 i PUDDEL-projektet (lig med perioden for drift på markedsvilkår): "Fase 3 er ikke obligatorisk, hvis det i projektledelsen godtgøres, at det økonomiske grundlag er ugunstigt." Eltra havde og har ikke ønske om, at decentrale kraftvarmeværker skal lide tab ved deltagelse i PUDDEL-projektet. PUDDEL-projektet har tværtimod til formål at stimulere flest mulige værker til markedsdrift. I udkastet til bekendtgørelse for afregning af decentral kraftvarme, 18, stk. 3, har systemansvaret mulighed for at meddele Energistyrelsen, hvilke værker der deltager i demonstrationsprojekter (læs PUDDEL) for en periode op til 3 måneder. Denne hjemmel er taget med for at værne PUDDEL-værker <10 MW mod at komme på markedsvilkår, før de ønsker det, blot fordi de deltager i PUDDEL-projektet. Problem 1: De nye regler betyder, at værker, der ønsker eller skal på markedet, skal give meddelelse om, hvilken PBA de har valgt m.v. Denne meddelelse skal gives en måned før, de går på markedet. For værker >10 MW, som skal på markedet fra den 1. januar, betyder det, at de skal aflevere sådan en meddelelse senest den 30. november Da det er aftalt, at PUDDEL-værker <10 MW skal på markedet i januar og februar 2005, skal de også overholde fristen den 30. november. Energistyrelsen er imidlertid ikke klar med den endelige version af den nye bekendtgørelse om afregning for decentral produktion før omkring den 12. december 2004 og altså senere end den 30. november Det har medført, at en række værker <10 MW, herunder op til 18 af 30 PUDDEL-værker, har givet udtryk for skepsis ved at melde sig på markedet fra den 1. januar 2005, da de vil være nødsaget til at aflevere en anmodning ca. 14 dage før, de kender de endelige regler. Problem 2: Foreløbigt har fire værker desuden beregnet, at de vil lide tab ved markedsdrift i januar-februar 2005, hvis markedsprisen følger Nord Pools nuværende forward-priser (25 øre). Disse værker har døgndrift i januar og februar ved normale temperaturer og derfor ikke potentiale for at flytte drift til timer med høje priser. Disse værker har derfor annonceret, at de vil "sige fra". Det kan blive en udbredt stemning blandt værker <10 MW, om at benytte klausulen fra tilmeldingsblanketten og "sige fra" over for markedsdriften i januar og februar

214 Hvis mange værker, af usikkerhed over for deres økonomiske situation i januar og februar 2005, vælger at træde ud af PUDDEL-projektets Fase 3 med drift på markedsvilkår, så vil nytten af PUDDEL-projektet blive reduceret. Problem 3: PUDDEL-projektet er forsinket, hvilket betyder, at der ikke kommer til at foreligge en særlig lang periode med dataopsamling under simuleret drift. Softwaremoduler osv. bliver færdig til den 1. januar, så værker >10 MW kan gå på markedet. For værker <10 MW og som ikke har samme lovpåbud til markedsdrift levnes der ikke meget tid til simulering og afprøvning. Løsningsforslag: I relation til PUDDEL-projektet er det ikke afgørende, om værker deltager på markedet i januarfebruar 2005 eller i marts-april Faktisk vil der antageligt blive et bedre datagrundlag for deltagelse med regulerkraft ved at flytte perioden. Januar og februar er kendetegnet ved, at værker med stor binding til fjernvarmeleverance vil køre med fuld kraft, hvis temperaturforholdene er normale for månederne. I marts og april vil mange værker have større kapacitet til rådighed for bud i regulerkraftmarkedet. Ved at flytte Fase 3 til marts-april 2004, vil værker og PBA'er kunne få den nye bekendtgørelse og med en måneds frist melde sig til markedsdrift på et fuldt oplyst grundlag. Det må derfor forventes, at alle 30 værker i PUDDEL-projektet kommer til at deltage i Fase 3. Der er i relation til bekendtgørelsens 18, stk. 3, ingen problemer ved at flytte Fase 3 til marts-april Flytning af Fase 3 giver endvidere mulighed for at få en længere periode med simuleret drift i Fase 2 for værker <10 MW. Perioden for simuleret drift er blevet afkortet i projektet som følge af softwareudviklingen. Gruppe D (Decentral Energihandel) deltager i PUDDEL-projektet med den såkaldte K-boks-løsning. Allerede nu er evalueringen af K-boks-løsningen entydig. K- boksen vil blive fravalgt. Gruppe D vil derfor vælge RTU-/protokolløsningen for alle sine værker. Gruppe D har derfor anmodet om, at der i PUDDEL-sammenhæng ikke vil blive stillet krav til dem om markedsdrift med K-bokse, da løsningen fravælges. PUDDEL-projektledelsen skal på sit møde den 25. november 2004 træffe beslutning om at flytte Fase 3 i PUDDEL-projektet fra januar-februar 2005 til marts-april Konsekvensen bliver, at afrapporteringen af projektet, Fase 4, udskydes tilsvarende. Aktionsliste efter løsningsforslaget: PUDDEL-værker >10 MW Senest den 30. november 2004 afleveres meddelelse til Eltra om valg af PBA. De går på markedet den 1. januar 2005 med salg af produktion i spotmarkedet og med mulighed for at byde regulerkraft ind til Eltra gennem PBA. I perioden marts og april 2005 registreres markedsdriften i PUDDEL-projektet, og der skal indmeldes bud i regulerkraftmarkedet gennem PBA. PUDDEL-værker <10 MW Senest den 30. januar 2005 afleveres meddelelse (til Eltra) om valg af PBA. Hvis et værk allerede har indsendt tilmelding til Eltra, vil den blive returneret til ændring af dato. Fortsætter drift efter 3-tidstarif i januar og februar Går på markedet den 1. marts 2005 med salg af produktion i spotmarkedet og med bud i regulerkraftmarkedet gennem PBA. Markedsdeltagelsen evalueres i begyndelsen af april 2005, så værker, der ønsker det, kan vende tilbage til skabelonafregning fra den 1. maj

215 Værker, som ønsker at fortsætte på markedsvilkår, kan, jf. bekendtgørelsens 18, stk. 1, være på markedet i et år og derefter vende tilbage til skabelonafregning. PUDDEL-projektet i øvrigt PUDDEL-software gøres færdig som aftalt til midten af december Fejl og mangler, der identificeres under simuleringsfasen, vil blive korrigeret, og softwarepakken opdateret. Værker <10 MW vil have simuleret drift i januar og februar 2005, så de køres og afregnes efter 3-tidstarif, men at der sker en registrering af markedsdata hos PBA'erne med henblik på vurdering af potentialer ved markedsdrift kontra 3-tidsafregning. Gruppe D fravælger K-boks-løsningen og får hjælp fra Eltra's teleafdeling til hurtigst muligt at etablere RTU-/protokolløsninger med henblik på at være klar til den 1. marts Eltra udbetaler de aftalte beløb til værker og PBA'er i slutningen af november 2004 eller senest i begyndelsen af december 2004 efter aftalte kriterier. Eltra betaler for abonnementer m.v. hos TDC som følge af, at Fase 3 udskydes. Overgangen til markedsdrift fra den 1. januar bliver herefter mindre hektisk, hvorved værker, PBA'er og Eltra får bedre tid til at løse spontane problemer. Forløbet af januar og februar 2005 Eltra skal ikke lægge skjul på, at det var med stor spænding den 1. januar oprandt med nye aktører (PBA'er) og nye værker på markedet. Ud over PUDDEL-værker kom også de resterende værker >10MW e i Danmark på markedet. Eltra er meget tilfreds med forløbet af starten. Der var meget få fejl, og alle deltagere arbejdede professionelt. Reglerne om betaling for effektubalancer blev suspenderet de første 14 dage af januar 2005 for ikke at "straffe" aktørerne for følger af tekniske indkøringsvanskeligheder. Som det fremgår af figuren herunder var det godt, at der ikke var afregning for effektubalance i de første 14 dage. Siden da har de fem PBA'er og deres værker formået at holde effektubalancerne på et tilfredsstillende lavt niveau. Effektubalancer i januar, februar og marts måned Kr Decentral kraftvarme påp markedet PUDDEL erfaringer Sum hos 5 produktionsbalanceansvarlige og 30 værker Ikke opkrævet januar Opkrævet siden 15. januar jan jan feb feb mar. Decentral kraftvarme på markedet PUDDEL erfaringer Decentral kraftvarme på markedet PUDDEL erfaringer Kørselsmønster januar 2005 Kørselsmønster januar 2005 MW 450 kr/mwh 300 MW 450 kr/mwh Industrielle Fjernvarme Spotpris Industrielle Fjernvarme Spotpris 215

216 Forløbet de første dage af januar 2005 var meget fornemt, som det ses af figurerne herover. Spotprisen på el (rød streg) var med mange 0-priser de første dage af januar Industrielle værker (sort streg) fulgte deres normale forløb med levering af el til deres primære produktion uden hensyn til elmarkedet. Fjernvarmeværker (blå streg) med mulighed for at lave tidsforskydning af deres elproduktion fik hurtigt indrettet sig efter elmarkedet og lukket elproduktionen ned, når elprisen gik i bund. Fra den 1. januar 2005 kom ca. 780 MW e decentral kraftvarmeproduktion på markedet. I figurerne er illustreret ca. 400 MW e kraftvarmes reaktion på spotpriserne. Allerede i februar leverede Scanenergi regulerkraftbud, og senere fulgte Markedskraft også med. Aktiveringer forløb tilfredsstillende, og Eltra's Driftskontrol var tilfreds med de mange effektplaner, der begyndte at komme fra PBA. Planerne var næsten uden fejl. Ud af ca planer var der således kun fejl i fire. 216

217 Markedsdrift marts-april 2005 I projektledelsen for PUDDEL-projektet var det aftalt, at den egentlige markedstest blev skubbet til mats-april Herved blev det sikret, at alle værker var klar til markedsdrift, at tekniken var i orden, og at det var mildere i vejret og dermed større råderum for levering af regulerkraft. Allerede fra februar havde Scanenergi og Markedskraft indmeldt regulerkraft og fået bud aktiveret. Aktiveringerne gik uden de store vanskeligheder. Mageskifte og omstruktureringer Forud for markedsdeltagelsen var der sket "mageskifte", ved at nogle værker havde fundet sammen med en anden PBA. Figurerne herunder er summen af de skift, der skete i december 2004 og begyndelsen af PBA og deres værker fra PUDDEL-start Brødrene Hartmann Bramming Fjernvarme PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe A Energi Danmark Samlet 40,1 MW Fællingaard Varmeforsyning Gartneriet Knud Jepsen Nr. Nissum Kraftvarmeværk Balancegruppe B DONG Samlet 48,91 MW Skagen Varmeværk Ribe Fjernvarme Løgstør Fjernvarmeværk Jelling Kraftvarmeværk Bjerringbro Kraftvarmeværk Balancegruppe C Nordjysk Elhandel Samlet 42,3 MW Sindal Varmeforsyning Brovst Fjernvarme Ringe Fjernvarmselskab Svendborg Kraftvarmeværk Bogense Forsyningsselskab PBA og deres værker efter mageskifte PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe A Balancegruppe B Balancegruppe C Energi Danmark DONG Nordjysk Elhandel Brødrene Hartmann Skagen Varmeværk Sindal Varmeforsyning Gartneriet Knud Jepsen Ribe Fjernvarme Ørnhøj-Grønbæk Kraftvarme Gartneriet Hjortebjerg Løgstør Fjernvarmeværk Ringe Fjernvarmselskab Jelling Kraftvarmeværk Svendborg Kraftvarmeværk Bjerringbro Kraftvarmeværk Bogense Forsyningsselskab Fællingaard Varmeforsyning Bramming Fjernvarme Nr. Nissum Kraftvarmeværk PUDDEL projektet - Deltagerne PUDDEL projektet - Deltagerne Balancegruppe D Decentral Energihandel Samlet 49,1 MW Maricogen Gartneriet Hjortebjerg Danfoss Ørnhøj-Grønbæk Kraftvarme Dragsbæk Maltfabrik Balancegruppe E Balancegruppe F Scanenergi Samlet 45,12 MW Vildbjerg Varmeværk Videbæk Energiforsyning GEV Varme Brædstrup Totalenergi Arla Foods Hoco Markedskraft Samlet 159 MW Billund Varmeværk Sæby Varmeværk Brønderslev Kraftvarme værk Viborg Kraftvarme Hjørring Kraftvarmeværk Balancegruppe D Decentral Energihandel Danfoss Dragsbæk Maltfabrik Balancegruppe E Balancegruppe F Scanenergi Markedskraft Vildbjerg Varmeværk Videbæk Sæby Varmeværk Energiforsyning GEV Varme Brønderslev Kraftvarme værk Brædstrup Totalenergi Viborg Kraftvarme Arla Foods Hoco Billund Varmeværk Hjørring Kraftvarmeværk Brovst Fjernvarme Maricogen Farveforklaring: Grøn markering er værker, der skulle på markedet 1. januar Rød markering er værker, der har takket nej til markedsdeltagelse. Violet markering er værker, der frivilligt er gået på markedet. Gul markering er værker, som i marts-april tester markedet. Markedsdrift marts-april 2005 Testperioden marts-april var valgt uden kendskab til, hvorledes elmarkedet rent faktisk ville forløbe. Hvis elmarkedet blev "fladt" ville det næppe stimulere værkerne til at optimere i forhold til markedets priser. Det må således lægges til grund, at den samlede evaluering af decentral kraftvarme på markedsvilkår således først vil kunne lade sig gøre, når der er gået et helt år med drift over sommer og vinter. Det nye grundbeløb er da også udregnet som en tolvtedel til 217

218 udbetaling hver måned. Derfor kan værkerne først gøre det samlede regnskab op, når en 12- måneders-periode er gennemløbet. De 30 værker i PUDDEL-projektet fik nedenstående status forud for markedsdeltagelsen. Nedenstående status i forhold til markedet blev kommunikeret videre til Energistyrelsen. Efter marts-april-testen har et par værker meddelt, at de ikke ønsker at fortsætte på markedet. Ud af de oprindelige 30 værker er der således 23 værker tilbage på markedet efter den 1. maj Status for PUDDEL-værker i relation til markedsdeltagelsen marts-april: Værk PBA Bemærkning Status Arla Fods Hoco Scanenergi Nettoafregnet 4 Billund Varmeværk Markedskraft 1 Bjerringbro Kraftvarmeværk DONG 1 Bogense Forsyningsselskab Nordjysk Elhandel 3 Bramming Fjernvarme Nordjysk Elhandel 1 Brovst Fjernvarme Markedskraft 3 Brædstrup Totalenergi Scanenergi 2 Brødrene Hartmann Energi Danmark Nettoafregnet 1 Brønderslev Kraftvarmeværk Markedskraft 1 Danfoss Decentral Energihandel Nettoafregnet 4 Dragsbæk Maltfabrik Decentral Energihandel Nettoafregnet 4 Fællinggård varmeforsyning DONG 3 Gartneriet Hjortebjerg Energi Danmark Nettoafregnet 3 Gartneriet Knud Jepsen Energi Danmark Nettoafregnet 4 GEV Varme Scanenergi 1 Hjørring Kraftvarmeværk Markedskraft 1 Jelling Kraftvarmeværk DONG 3 Løgstør Fjernvarmeværk DONG 2 Maricogen Markedskraft 1 Nr. Nissum Kraftvarme DONG 3 Ribe Fjernvarme DONG 1 Ringe Fjernvarmeselskab Nordjysk Elhandel 3 Sindal Varmeforsyning Nordjysk Elhandel 3 Skagen Varmeværk DONG 1 Svendborg Kraftvarmeværk Nordjysk Elhandel 1 Sæby Varmeværk Markedskraft 1 Viborg Kraftvarme Markedskraft 1 Videbæk Energiforsyning Scanenergi 3 Vildbjerg Varmeværk Scanenergi 2 Ørnhøj-Grønbæk Kraftvarme Nordjysk Elhandel 3 Note: Status 1 = Værk >10 MW e, der har pligt til markedsdeltagelse fra den 1. januar Status 2 = Værk <10 MW e, der har besluttet markedsdeltagelse fra den 1. januar Status 3 = Værk <10 MW e, der får markedsdeltagelse i perioden marts-april Status 4 = Værk <10 MW e, der har afstået fra markedsdeltagelse. Det betyder i praksis, at alle værker markeret med status 1 og 2 har haft markedsdeltagelse siden den 1. januar 2005 sammen med 29 værker uden for PUDDEL, i alt 35 værker med 780 MW e decentral eleffekt. Fra den 1. maj 2005 er det i alt ca. 850 MW e, der er på markedet i Vestdanmark, da en række værker har besluttet også at prøve markedsdeltagelsen. Den samlede sum er derfor nu 51 værker. Markedet for el har været både op og ned i 1. kvartal af Herunder følger udtræk fra både spotmarkedet og regulerkraftmarkedet med kommentar for de enkelte serier. I denne rapport tages ikke stilling til, om 1. kvartal 2005 har været "normalt" eller har været specielt på nogen måde. 218

219 Decentral kraftvarme på markedet Spotmarkedet Decentral kraftvarme på markedet Spotmarkedet DKK/MWh 800 Eltra amba 700 Søndag Søndag Priser på Nord Pools Elspot og Tyskland, januar 2005 Danmark Vest Sverige Norge - Kristiansand EEX - område E.ON Søndag Søndag Søndag DKK/MWh 600 Eltra amba 500 Søndag Priser på Nord Pools Elspot, januar 2004 Søndag Søndag Søndag Danmark Vest Sverige Norge - Kristiansand Januar 2005 var med reduceret prisniveau som følge af tilstrømning af vand til de nordiske reservoirer, samt mildt og blæsende vejer. Koldere vejr mod slutningen af måneden medførte prisstigninger. Antallet af 0-priser i januar 2005 oversteg hele 2004.Orkan 8. januar høre med til billedet Januar 2004 var med de laveste priser i DK1 siden august Mindre vind end normalt. Kortvarig prisstigning i uge 4 pga. kulde i Norden. Bemærk dog anden prisskala end januar Januar 2005 blev med mange 0-priser og et marked, der ellers var stabilt uden, at DK1 fulgte de tyske prisspidser. Decentral kraftvarme på markedet Spotmarkedet Sammenlignet med januar 2004, der havde de laveste priser siden 2002 bemærk anden skala end Decentral kraftvarme på markedet Spotmarkedet DKK/MWh 900 Eltra amba Søndag Priser på Nord Pools Elspot og Tyskland, februar 2005 Danmark Vest Sverige Norge - Kristiansand EEX - område E.ON Søndag Søndag Søndag DKK/MWh 1600 Eltra amba Søndag Priser på Nord Pools Elspot og Tyskland, marts 2005 Danmark Vest Sverige Norge - Kristiansand EEX - område E.ON Søndag Søndag Søndag Februar 2005 tilbage på ca. 200 DKK/MWh, da vejret har været koldere end normalt. Stigende efterspørgsel hele Europa. Begrænsning på DK1-Tyskland i sydgående retning pga. forventet stor tysk vindproduktion Marts 2005 var med koldt vejr i Europa. Store prisspidser i Tyskland, men ikke påvirket DK1. Selv begrænsning på DK1-Sverige forbindelsen medførte ikke tyske priser. Februar 2005 var med priser på gns. 200 DKK/MWh. Igen følger DK1 ikke de mange tyske prisspidser, selvom der var enkelte spidser DKK/MWh Eltra amba Søndag Decentral kraftvarme på markedet Spotmarkedet Priser på Nord Pools Elspot og Tyskland, april 2005 Søndag Danmark Vest Sverige Norge - Kristiansand EEX - område E.ON Søndag Søndag Marts 2005 blev i sandhed med store prisspidser i Tyskland som følge af koldt vejr. Nogle af spidserne nåede også til DK1. Bemærk de høje tyske prisspidser Decentral kraftvarme på markedet Regulerkraftmarkedet MWh/h Eltra amba Søndag Regulerkraftmængder og tillæg/fradrag til spotpriser i balancemarkedet, januar 2005 Søndag Opregulering Søndag Nedregulering Søndag DKK/MWh Søndag Aktiverede regulerkraftmængder, MWh/h Pristillæg ved opregulering, DKK/MWh Prisfradrag ved nedregulering, DKK/MWh April 2005 er prisniveauet øget en smule, pga. kuldeperiode i marts betød lavere vandstand i reservoirer. Prisspidser faldt sammen med lav vindproduktion. Relationer til regulerkraftmarkedet tyder på ændret budstrategi blandt aktørerme. Regulerkraftmarkedet har i januar 2005 været meget sløvt uden de store udsving. April 2005 kom der mere gang i DK1-priserne med større udsving. Der har været gode penge at tjene for det værk, som har ramt spidserne. Januar 2005, regulerkraftmarkedet var med lave priser uden de store udsving. Ikke særligt inspirerende for nye aktører. 219

220 Decentral kraftvarme på markedet Regulerkraftmarkedet Decentral kraftvarme på markedet Regulerkraftmarkedet MWh/h 800 Eltra amba Regulerkraftmængder og tillæg/fradrag til spotpriser i balancemarkedet, februar 2005 Opregulering Søndag Søndag Søndag DKK/MWh Søndag MWh/h 800 Eltra amba Regulerkraft og priser i balancemarkedet, februar 2004 Opregulering DKK/MWh Aktiverede regulerkraftmængder, MWh/h Pristillæg ved opregulering, DKK/MWh -500 Prisfradrag ved nedregulering, DKK/MWh Nedregulering Regulerkraftmarkedet februar 2005 var også et forholdsvis roligt marked uden store prisudsving Nedregulering Regulerkraftmarkedet februar 2004 var med langt flere og større udsving Februar 2005 fik også et sløvt forløb for regulerkraftpriserne. Ikke særligt interessant for nye aktører. Decentral kraftvarme på markedet Regulerkraft markedet Helt anderledes var februar 2004 med mange flere regulerkraftpriser, der kunne vække interesse. Decentral kraftvarme på markedet Regulerkraftmarkedet MWh/h 1200 Eltra amba Regulerkraftmængder og tillæg/fradrag til spotpriser i balancemarkedet, marts 2005 DKK/MWh Opregulering Aktiverede regulerkraftmængder, MWh/h Pristillæg ved opregulering, DKK/MWh Prisfradrag ved nedregulering, DKK/MWh Søndag Søndag Søndag MWh/h 600 Eltra amba 400 Søndag Regulerkraftmængder og tillæg/fradrag til spotpriser i balancemarkedet, april 2005 Opregulering Søndag Søndag Søndag DKK/MWh Nedregulering Regulerkraftmarkedet marts 2005 kun med få tilfælde af store pristillæg Aktiverede regulerkraftmængder, MWh/h -300 Pristillæg ved opregulering, DKK/MWh Prisfradrag ved nedregulering, DKK/MWh Nedregulering Regulerkraftmarkedet april 2005 begyndte at vise tegn på større udsving i pristillæget.. Marts 2005 fortsatte med små forskelle mellem regulerkraftpriserne og spotpriserne. April 2005 begyndte at vise tegn på større forskel mellem spotmarkedet og regulerkraftmarkedet. Den samlede konklusion på markedet i marts-april 2005 er, at der har været penge at tjene for den vågne PBA og værk, når spotmarkedet både har haft prisspidser og lave priser. Har man formået at ramme disse, er der tjent penge. Regulerkraftmarkedet har været "sløvt" uden de store muligheder for at tjene mange penge. Det skal dog bemærkes, at dette hurtigt kan ændre sig, som det er set tidligere i Vestdanmark. 220

221 Markedsdriften Hvor mange MW er kommet med? Markedsdriften for decentral kraftvarme har været ventet med stor interesse. Der er formuleret mange profetier om, hvorledes det vil gå, når de decentrale kraftvarmeværker ikke længere var omfattet af 3-tidstarif, men skulle deltage på et til tider uforudsigeligt marked. Eltra har med tilfredshed noteret, at ud af de 30 værker, som startede i PUDDEL-projektet, er 23 værker fortsat deltagere på markedet, herunder værker der ikke er forpligtet af 10 MW-grænsen. Sammenlagt var der den 1. maj MW e decentral kraftvarme på markedet i form af 51 værker. Fra den 1. juli 2005 kommer yderligere seks værker på markedet alle frivilligt og den samlede sum bliver da 890 MW e decentral elproduktion fordelt på 57 værker. Det gælder alle fra Vestdanmark. I Østdanmark er 16 decentrale værker med 369 MW e kommet på markedet. Fra den 1. januar 2007 vil yderligere ca. 320 MW fordelt på 50 værker komme på markedet i Vestdanmark, når MW-grænsen sænkes til 5 MW e. Dertil kan fortsat komme værker mindre end 5 MW e, som af egen drift vælger at gå på markedet. Decentral kraftvarme på markedet PUDDEL erfaringer Værkerne i PUDDEL-projektet : 30 værker startede i projektet 1. maj værker (nettoafregnede) stoppede 1. januar værker deltog i marts-april 2005 i markedsdrift 3 værker er gået tilbage på 3-tidstarif 23 værker fortsætter på markedet efter 1. maj Værkerne har høstet erfaring med drift på to markedspladser Værkerne har fået trimmet deres udstyr til 15 min. opstart Flere PBA er og netværksløsning giver mulighed for at skifte Gasmotor og gasturbiner er relevante for regulerkraftmarkedet Decentral kraftvarme på markedet PUDDEL erfaringer MW - udbyttet : 385 MW startede i PUDDEL projektet 856 MW er kommet på markedet i form af 51 værker 50 % MW-kapacitet men 10 % værker 8 værker < 10 MW er frivilligt med Spredning fra 0,9 MW til 102 MW (Glyngøre Silkeborg) Værker < 5 MW kan prøve markedet i et år 1. januar 2007 sænkes MW grænsen til 5 MW Derved kommer yderligere 320 MW fra 50 værker Har markedsdeltagelsen virket? Et af formålene med at decentrale kraftvarmeværker skal på markedet er, at deres produktion så følger prissignaler fra elmarkedet frem for 3-tidstariffens faste klokkeslæt. Til belysning af, hvorvidt dette formål er indfriet, har Eltra foretaget markedsudtræk fra en række decentrale kraftvarmeværker. Der er tale om fem industrielle værker, fire gasturbineværker og ni naturgasmotorværker. Den samlede produktion fra disse anlæg kan ses i tabellen herunder. Produktion af el i perioden 1. januar til 31. marts Anlægstype 2004 produktion 2005 produktion % ændring 5 Industrielle værker MWh MWh - 2,6 % 4 gasturbineværker MWh MWh - 19,5 % 9 naturgasmotorværker MWh MWh - 17,2 % 221

222 For de industrielle anlæg er der ikke tale om nogen signifikant ændring af deres produktion. Industrielle anlæg har ofte en primær produktion, hvordtil de skal levere processenergi. Elproduktionen er således ofte et "biprodukt", som det ikke kan betale sig at optimere i forhold til værdien af den primære poduktion. For naturgasfyrede turbiner og motorer er der en reduktion af produktionen på omkring 20 %, hvilket må siges at være tilstrækkeligt meget til, at der kan konstateres et egentligt fald i produktionen, hvilket var hele formålet med markedsdrift og da særligt i en periode med relativt lave elpriser. I figurerne herunder er der illustreret forløbet af spotprisen på markedet i henholdsvis 2004 og 2005 for perioden 1. januar til 31. marts. Dernæst er der vist elproduktionen for de tre kategorier i de to år 2004 og Det er meget tydeligt, at særligt motoranlæggene har været gode til at få lukket elproduktionen ned, når elpriserne gik mod nul DKK/MWh DK1 områdepris 1. januar marts MWh 5 udvalgte industrielle værker 1. januar marts MWh 9 udvalgte gasmotor værker 1. januar marts MWh 4 udvalgte gasturbine værker 1. januar marts Regulerkraftleveringer Fra de fem aktive PBA'er er der blevet givet regulerkraftbud i perioden februar til og med april De aktiverede bud fordeler sig således mellem PBA'erne. Nedenstående tabel dækker dog over større mængder regulerkraft, der er blevet tilbudt fra PBA'erne, men som ikke er blevet aktiveret. Regulerkraft fra decentrale anlæg, der er blevet aktiveret i perioden 1. januar april 2005 Regulerkraft Energi Danmark DONG Markedskraft Nordjysk Elhandel Scanenergi Opreguleing 35,1 MWh Nedregulering -49,4 MWh -133,3 MWh 222

223 Regulerkraft kan bydes ind til en pris fastsat af værk og PBA. Hvis prisen er højere end andre bud, bliver buddet ikke aktiveret. Forløbet af markedsdeltagelsen Nedenstående bskrivelse er fra enkelte PBA'er og enkelte værker. Tekniske forløb Nordjysk Elhandel beretter: Markedsdriften har teknisk set forløbet uden problemer. De gange vi som PBA er blevet aktiveret på regulerkraftbud, er værkernes enheder startet og stoppet via PUDDEL-softwaren. Selve indgivelsen af bud og budbestilling er forgået fra vores internetbaserede PBAS-system, ligesom daglig indmelding og indsendelse af planer er forgået fra PBAS. Rent teknisk har PBAS-systemet virket fra den 1. januar 2005 uden nævneværdige problemer, selvom der løbende er blevet udviklet og tilføjet nye funktioner. Nedenfor beskriver værkerne deres oplevelse af såvel det tekniske som det økonomiske vedrørende deltagelse i regulerkraftmarkedet i driftsfasen. Scanenergi beretter: Teknisk set forløb markedsdriften uden problemer. Men da modulerne til PUDDEL-softwaren, som styrer den automatiske afvikler, ikke blev færdiggjort inden PUDDEL-projektets slutning, blev systemet ikke anvendt til det fulde potentiale. En typisk dag i perioden startede med, at Scanenergi udsendte en spotprisprognose til værkerne. Denne indeholdt, hvis værkerne ønskede dette, en varmeforbrugsprognose for det enkelte værk samt forslag til produktionsplan. Værkerne udarbejdede herefter deres produktionsplaner, som de sendte til Scanenergi. Værkerne indlagde herefter selv start/stop i deres SRO/PLC, mens Scanenergi sørgede for indmelding til Nord Pool og Eltra. Et enkelt værk valgte at benytte sig af prisafhængige bud på Nord Pool og indsendte således sine ønsker til prisafhængige bud til Scanenergi, hvorefter de umiddelbart efter Nord Pools prisfastsættelse fik tilsendt produktionsplanen, som de indlagde i SRO/PLC. For så vidt angår regulermarkedet deltog især to værker regelmæssigt i hele testperioden. Der blev indgået en strategiaftale imellem værkerne og Scanenergi, hvorefter Scanenergi udarbejdede bud og koordinerede afviklingen af accepterede bud. Da PUDDEL-systemet, som tidligere nævnt, ikke var fuldt udbygget, kunne afviklermodulet ikke benyttes til at starte/stoppe værkerne. Det var derfor nødvendigt at ordne dette telefonisk imellem værkerne og Scanenergi eller i enkelte tilfælde ved at benytte test-funktionen i PUDDEL til at lave start/stop fra Scanenergi. Økonomiske forløb Scanenergi: Overgangen til markedsdrift betød en væsentlig forandring af kørselsmønster. I januar producerede værkerne mellem halvdelen og tre fjerdedele af den elektricitet, som de plejede at producere. Dette var en naturlig konsekvens af de aktuelle elspotpriser og værkernes marginale produktionsomkostninger. Når man skal sammenligne værkernes situation med og uden markedsdrift, er det således ikke relevant at se på dækningsbidraget. Man er derimod nødt til at se på omkostningen for at producere fjernvarmen sammenlignet med, hvad den ville have været med 3-tidsafregning og uændret produktionsmønster. 223

224 Denne sammenligning er dog ikke mulig at lave for så kort en periode, eftersom den nye produktionsuafhængige støtte vil skævvride sammenligningen. Det er derfor ikke muligt at konkludere, hvorvidt det generelt er bedre for værkerne med markedsdrift frem for 3-tidsafregning ud fra PUDDEL-testperioden. Ligeledes vil regnestykket for et helt år afhænge af markedsforholdene. Det vil generelt være bedst at være på markedsdrift når: Der er store svingninger på elspotpriserne inden for døgnet Der er store svingninger på elspotprisen inden for måneden Når elspotprisen er meget højere om vinteren end om sommeren Eller når elspotprisen ligger langt under værkernes marginale produktionsomkostning. Det er dog ikke videre sandsynligt, at et værk på noget tidspunkt vil være dårligere stillet ved markedsdrift end ved 3-tidsafregning. En konklusion, som kan drages ud fra testperioden, er, at et værk med høje marginale produktionsomkostninger kan opnå en relativ større fordel ved markedsdrift end et værk med lave marginale produktionsomkostninger. Absolut set vil værket med de laveste marginale produktionsomkostninger dog stadig kunne levere den billigste fjernvarme. Et andet område som er interessant for værkernes økonomi er, om de "nye" omkostninger holder sig inden for de rammer, som var forudsat ved beregningen af støtten. Her tænkes specielt på balanceomkostning, indfødningstarif og honorar til PBA. For så vidt angår balanceomkostningen kom den for værkerne ned omkring 0,50 DKK/MWh efter en indkøringsperiode på et par måneder. Denne omkostning er således væsentligt lavere end det indregnede beløb i støtten. Under et må alle de "nye" omkostninger siges ikke at overstige det forventede, og et værk burde kunne blive stillet ca. 2 DKK/MWh bedre end forudsat. Det foranstående er udelukkende ud fra deltagelse på elspotmarkedet. Det blev ikke bevist i PUDDEL-testperioden, hvor stor ekstra indtægt der ligger i deltagelse på regulermarkedet. Beregninger viser dog, at man kan opnå en klar økonomisk fordel ved deltagelse på regulermarkedet. Især hvis det kombineres med rådighedsbetaling. Det vil således være oplagt for værkerne om sommeren at byde ind på rådighedsbetaling med f.eks. halvdelen af deres effekt og deltage i opregulering. Dette kan gøres med forholdsvis lave bud i dagtimerne og høje bud om natten. Dette vil medføre, at der sandsynligvis kun aktiveres bud inden for normal arbejdstid, hvorfor en egentlig døgnbemanding ikke er nødvendig hos PBA, men kan klares med den døgnvagt, som PBA'en alligevel skal have. Bogense: Vi har kun afgivet få bud på regulerkraftmarkedet. Grunden til dette var, at udstyret ikke har virket de første 3 uger i marts. I april var det ikke attraktivt nok på grund af høj marginalpris. Desuden er vi på 5,6 MW e og skal være sammen med andre værker for at give bud på 10 MW. Dette er ikke så let at koordinere. Vi har ikke været aktiveret i driftsfasen, derved ingen økonomiske konsekvenser. Bramming: Vi har ikke fået den rigtige driftssituation, hvor vi har vundet en opregulering og kan derfor ikke bidrage med sådanne driftserfaringer. 224

225 Ringe: Økonomien kan ikke vurderes på baggrund af de to måneder. Der er meget ekstra arbejde forbundet med markedsdriften alle ugens 7 dage, som vil kræve nogle gode hjælpeværktøjer. Man skal pludselig ikke kun tænke på, om man har varme nok næste dag, man skal også sørge for at have kedel- og/eller akkumuleringstank-reserve nok til, at man kan klare både et meget større eller mindre forbrug end beregnet i vores tilfælde kan forbruget svinge med over 60 MWh fra dag til dag og næsten 100 MWh på 3 dage i marts måned. Sindal: Vi kom ikke med i forsøget med indmelding. Da vi er under 10 MW, vil det være svært at koordinere tilbuddene, og generelt ser regulermarkedet ikke attraktivt ud i sammenligning med spotmarkedet, når man ser på den ekstra arbejdsbyrde. Svendborg: Vi har meldt nedregulering (>10MW) ind i 31 timer uden at blive aktiveret. Prisbuddene har været på spotprisen, marginalpris samt marginalpris minus startomkostninger. Vi har meldt opregulering (>10MW) ind i 17 timer med to aktiveringer til følge. Prisbuddene har været på spotprisen ved høje spotpriser og marginalpris plus startomkostninger ved lavere spotpriser. Aktiveringerne var den ene gang over næsten 3 timer, hvilket var fint. Og den anden gang blev aktiveringen afbrudt efter kort tid, og motorerne var på nettet i 57 minutter, hvilket bevirkede, at startomkostningerne kun var tjent hjem på grund af en høj spotpris. Alle opreguleringstimerne, undtagen i en time, blev afregnet til middelpris-princippet, svarende til en afregning som pay-as-bid. Den sidste time blev afregnet til marginalpris-princippet, svarende til en højere pris end spotprisen. Alt i alt gav dette os en gevinst ud over spotprisen på 11,33 kr. Det økonomiske aspekt er meget svært at beregne. For de timer vi kører opregulering i dag, kan vi måske ikke køre i morgen eller senere. Men spotprisen for i morgen kendes måske ikke, hvilket kan betyde, at man kører her og nu til en dårligere afregningspris, end man ellers ville have fået i morgen! (Det er svært at spå specielt om fremtiden. Sådan sagde Storm P. engang). Ørnhøj-Grønbæk: Vi har ikke nået at give bud i regulerkraftmarkedet, og det er nok heller ikke så attraktivt for os. I forhold til 3-tidstariffen tjente vi i marts måned ca kr. og det på trods af, at vi kørte 83 timer mindre end i marts Tendensen er den samme for april, så vi besluttede, at det skulle have en chance og har meldt os til for det næste år. Vi er ellers et lille værk, der måtte springe fra, hvis vi ville. Arbejdsmæssigt medfører det fra minutters arbejder pr. dag. Erfaringer fra konkrete værker hvorfor gik de med? Svendborg: Vi valgte at afprøve regulerkraftmarkedet som oprindelig beskrevet i PUDDEL-projektet. Det passede os fint, at testperioden var blevet udskudt fra januar-februar til marts april, da vi derved kun skulle koncentrere os om spotmarkedet i starten af året. Vi har valgt at fortsætte på regulerkraftmarkedet for at have muligheden for at udligne dårlige elspot- og varmeprognoser i overgangsperioderne om foråret og efteråret. Brædstrup: "Al begyndelse er svær" er et bekendt ordsprog, som naturligvis også har været gældende i forbindelse med vores overgang til drift efter markedsvilkår. Ud fra en overbevisning om, at vi som princip ville agere i elmarkedet, startede vi motivationsprocessen op for medarbejderne i meget god tid, og længe inden det endelige direktiv forelå. 225

226 Det betød, at vi var klædt godt på, da vi gik på markedet den 1. januar Ikke desto mindre har overgangen til markedsvilkår betydet en revision af mange interne arbejdsgange herunder nødberedskabet, hvor der nu stilles større krav til hurtig indgriben i tilfælde af motorudfald og lignende. Vi kan konstatere et meget stort engagement fra personalets side, der har været særdeles motiveret i relation til processen "overgang fra 3-tidstariffen til marked". De daglige indmeldinger herunder vurdering og prognosticering af spotpriser og varmeforbrug og dermed udarbejdelse af produktionsplaner er et nyt og spændende arbejdsområde for de vagtgående medarbejdere. Samarbejdet med Scanergi, der er vores PBA'er, har fungeret upåklageligt, og igen har det været motiverende for medarbejderne at skabe nye kontakter omkring nye aktiviteter. I øvrigt vurderes det, at et tæt og gensidigt tillidsfuldt samarbejde mellem producent og produktionsansvarlig virksomhed er første betingelse for succes i markedet. 226

227 Anbefalinger Markedsdeltagelse ja eller nej? Idet Eltra ikke har konkret viden fra alle værker, så vil vi alligevel, ud fra de iagttagelser vi har gjort gennem PUDDEL-projektet, tillade os at komme med nogle generelle betragtninger om potentialerne for forskellige værkstyper i relation til markedsdeltagelsen. I PUDDEL-projektet deltog 30 værker, som er oplistet i figuren herunder. De 30 værker fordelte sig, helt uplanlagt, fornemt ud over hele Jylland og Fyn. Selvom mange MW decentral elproduktion er kommet på markedet, og endnu flere MW vil følge med fra den 1. januar 2007, er der fortsat omkring 470 MW e decentral ktraftvarme fordelt på omkring 450 enheder. Disse mange anlæg er små og under 5 MW e. Det giver dem mulighed for at prøve markedsdeltagelse i et år. Det kan ske med et kvartals begyndelse og med 30 dages ansøgningsfrist til systemansvaret. Decentral kraftvarme på markedet Overblik over ændringer 1. Januar 2004 Deltagere på markedet MW Centrale værker 10 blokke, SVS B1 i reserve Uden for markedet 1,650 MW Decentral kv. 560 enheder MW Vindkraft enheder, heraf 160 MW havmøller ca. 850 møller = ca. 200 MW på markedet 1. Maj 2005 Deltagere på markedet MW Centrale værker 10 blokke, SVS B1 i reserve 856 MW Decentral kv. 51 enheder, 8 < 10 MW (0,9 MW 102 MW) Uden for markedet 794 MW Decentral kv. 509 enheder MW Vindkraft enheder, heraf 160 MW havmøller 1. Januar 2007 Deltagere på markedet MW Centrale værker 10 blokke, SVS B1 i reserve MW Decentral kv. 101 enheder Uden for markedet 470 MW Decentral kv. 459 enheder MW Vindkraft enheder, heraf 360 MW havmøller Decentral kraftvarme påp markedet PUDDEL projektet Maricogen Gartneriet Hjortebjerg Danfoss Ørnhøj-Grønbæk Kraftvarme Dragsbæk Maltfabrik Brødrene Hartmann Bramming Fjernvarme Fællingaard Varmeforsyning Gartneriet Knud Jepsen Nr. Nissum Kraftvarmeværk Vildbjerg Varmeværk Videbæk Energifors. GEV Varme Brønderslev Kraftvarme værk Arla Foods Hoco Skagen Varmeværk Ribe Fjernvarme Løgstør Fjernvarmeværk Jelling Kraftvarmeværk Bjerringbro Kraftvarmeværk Billund Varmeværk Sæby Varmeværk Viborg Kraftvarme Hjørring Kraftvarmeværk Brædstrup Totalenergi Sindal Varmeforsyning Brovst Fjernvarme Svendborg Kraftvarmeværk Ringe Fjernvarmselskab Bogense Forsyningsselskab Overgangen til makedsdrift betyder, at 3-tidstariffen bliver suspenderet. I stedet modtages et grundbeløb beregnet ud fra det bedste af produktionsårene 2001, 2002 eller Grundbeløbet udbetales som en tolvtedel hver måned. Derfor vælger mange værker at starte et år på markedet med kvartalsskift den 1. april eller den 1. juli. Så er der en god sommer til at "få lidt på kassekreditten". Grundbeløbet reguleres efter et særligt indekssystem for spotprisen se nærmere i appendiks. Anbefalinger til værker efter brændsel og værkstype Decentrale kraftvarmeværker med fast brændsel (biomasse eller affald) har typisk meget lange opstartstider. Derfor har disse værker normalt svært ved at klare kravet om maksimalt 15 minutter til, at den aktiverede effekt er fuldt udreguleret. Disse anlæg vil derfor som hovedregel sælge elproduktionen på spotmarkedet uden mulighed for deltagelse i regulerkraftmarkedet. Men der er jo undtagelser og værker med særlige forhold. Har et biomasseanlæg f.eks. også naturgas, kan kombinationen af grundlast fra biomassen og spidslast fra naturgassen være velegnet til fuld markedsdeltagelse i regulerkraftmarkedet. Affaldsanlæg skal også af miljøhensyn helst have fuld last hele tiden. Enkelte anlæg har dog mulighed for at bypasse dampen. Andre anlæg har mulighed for luftkøling. Nedregulering om sommeren kan være en mulighed. Det må det konkrete anlægs tekniske specifikationer afgøre. 227

228 Der er en del biogasanlæg i Vestdanmark. 58 MW e er fordelt på 124 anlæg. Det er derfor meget små anlæg typisk på gårde hvor markedsdeltagelsen næppe er rentabel. Anbefalinger til værker større end 10 MW Decentrale kraftvarmeværker større end 10 MW har siden den 1. januar 2005 haft pligt til markedsdeltagelse. Mange værker har valgt en forsigtig opstart primært med salg i spotmarkedet. Nu bliver der mulighed for at optimere yderligere i spotmarkedet gennem prisafhængige bud og blokbud. Det er veldefinerede produkter på Nord Pool-børsen, som kan forbedre indtjeningen. Eltra vil opfordre værkerne til at prøve deltagelse i regulerkraftmarkedet. Der et tale om to uafhængige produkter op- og nedregulering. Deltagelsen er frivillig. Man behøver ikke deltage hver dag. Det vigtigste er at få indhøstet erfaringer med værkets PBA, så man er klar den dag, hvor indtjeningspotentialet bliver større, end det har været i 1. kvartal 2005 klar til at høste frugter fra regulerkraftmarkedet. Anbefalinger til værker større end 5 MW Værker større end 5 MW e har mulighed for markedsdeltagelse indtil den 1. januar 2007, hvorefter de er pligtige til at forlade 3-tidstariffen. Netop fordi der "kun" er halvandet år tilbage, vil Eltra ikke komme med anbefalinger til disse værker om at deltage på markedet før tidsfristen. Til gengæld vil vi gerne formidle erfaringerne fra PUDDEL-projektet om, hvor langt tid det tager at få kommunikation etableret, tilretning af SRO-anlæg, tilpasning af motoranlæg osv. Så derfor er det bedste råd at komme i gang allerede nu, så værket virkelig er klar til markedsdrift fra den 1. januar Det kan anbefales at få etableret samarbejde med en PBA og gerne deltagelse i grupper med andre værker for erfaringsudveksling. Anbefalinger til værker mindre end 5 MW De mindste værker, mindre end 5 MW e, har dels mulighed for at fortsætte på 3-tidstariffen indtil videre og dels mulighed for at prøve et år på markedet. Muligheden for en prøveperiode på markedet er en enestående mulighed for, at de mindste værker kan teste markedets potentiale uden at"sætte det hele over styr". Markedsdeltagelsen kan kun anbefales at være fuld markedsdeltagelse. Hvis det kun handler om levering af el i spotmarkedet, får værket ikke udnyttet sine indtjeningsmuligheder fuldt ud. Mulighed for kedeldrift og kapacitet i akkumuleringstanken giver stor fleksibilitet i tilrettelæggelse af driften. De nye muligheder, der er på vej for anvendelse af elpatroner i akkumuleringstanken, er et ekstra værdifuldt håndtag til en optimal drift. De små anlæg skal overveje, hvor omfattende deres kommunikation, fjernstyring og omstilling skal være. Noget er obligatorisk overholdelse af de 15 minutter frist for at være udreguleret. Noget er frivilligt hvor omfattende dataudvekslingen til PBA skal være. For de mindste anlæg kan det vise sig at være en fordel "blot" at få SRO-anlægget tilrettet, så det kan kobles op til kommunikation med PBA. Særligt hvis styringen alligevel står for en opdatering. Grænsen for bud i regulerkraftmarkedet på 10 MW kan forekomme uopnåelig, når man er et lille værk. Samarbejde gennem en PBA kan sikre, at grænsen bliver nået. Derudover kan nævnes, at f.eks. et gartneri med f.eks. 3 MW e generator, 5 MW lys og 2 MW e reserve faktisk har 10 MW at byde ind i markedet, da forbrug og produktion med omvendt fortegn har samme værdi på markedet for regulerkraft. 228

229 Eltra arbejder fortsat på at få aktiveret de mindste anlæg. Således har Eltra et samarbejde med Danske Erhvervs Gartnere om at få samlet flest mulige gartnerier til regulerkraftmarkedet. Og Eltra samarbejder med EffektPartner om a få nødstrømsanlæg aktiveret i reservemarkedet. Erfaringer fra en PBA Eltra's RTU-løsning: Her viste det sig, at start/stop-impuls var for kort. Dette resulterede i, at værkets SRO-anlæg ikke altid nåede at opfatte pulsen på grund af skannetiden i PLC. Dette blev hurtigt løst af Eltra, som forlængede pulsen til msek. Et andet mindre problem var filterindstillingen for, hvor ofte data blev sendt til Gateway'en. Filterindstillingen blev formindsket, hvilket gav en bedre opdatering i PUDDEL-softwaren og dermed et bedre overblik over værkets drift. Protokolløsninger: Da vi i vores gruppe havde op til flere forskellige protokolløsninger, oplevede vi generelt, at det krævede mere test end med Eltra's RTU-løsningen. Dette er naturligt nok, da individuelle løsninger altid vil kræve mere test end en standardløsning. Omvendt vil protokolløsningen også være mere fleksibel i fremtiden end en standardløsning. Den største opgave ved protokolløsningen var nok at få flere leverandørers udstyr og software til at spille sammen. Kommunikation til et værk kunne bestå af følgende leverandører af PUDDEL-software (EURISCO) Gateway (Eltra) RTU-software (xxxx) værkets SROsoftware (yyyy) kundens motorstyringsanlæg (zzzz). Alt sammen skulle testes og koordineres af PBA, hvilket betød en bred og intensiv kommunikationsopgave mellem partnerne. Generelt har det forløbet fint, og det største problem var igen udveksling af start/stop- og blokeringssignaler mellem RTU- og SRO-software. Et andet problem var, om signaler skulle overføres med "timestamp" eller ikke. Løsningen blev, at der ikke blev anvendt "timestamps". Et enkelt værk blev ikke klar til testperioden, hvilket udelukkende skyldes, at værkets SROleverandør aldrig nåede at gøre SRO-softwaren klar. PUDDEL-pc: Gateway-løsningen har vist sig at være stabil i sin kommunikation til RTU'erne på værkerne, uanset RTU- eller protokolløsning. Derimod har der været flere problemer med brugerinterfacen, specielt med realtidsopdatering af værkernes data, hvilket må tilskrives, at softwaren var en prototype, som blev udviklet og fejlrettet under processen og i testperioden. Et andet problem var en defekt PUDDEL-pc, som blev udskiftet med en ny med ny installeret software. Her skal man huske vigtigheden af, at opsætning og ændringer i standardinstallationen bliver foretaget, for at alt fungerer, som det skal. I forbindelse med regulerkraftbestillinger, er den største ulempe ved PUDDELsoftwareløsningen, at den ikke er baseret på en internetbrowser. Havde den været baseret på en browserløsning, ville situationer uden for normal arbejdstid, når vagten blev aktiveret med en bestilling, kunne foretages fra en internetopkoblet pc. Da dette ikke var tilfældet, installerede vi remote kontrol af pc'en. 229

230 Beslægtede projekter Elkraft System "POWER" POWER er Elkraft Systems system til håndtering af regulerkraft og anvendes til den daglige kommunikation imellem balanceansvarlige i Østdanmark og Elkraft System. Kommunikationen foregår ad flere parallelle kanaler: WEB, tidsserier, telefon og . Balanceansvarlige kan i POWER indmelde regulerkraftbud på op- og nedregulering både for i dag og frem i tiden. Allerede indmeldte regulerkraftbud kan ses og hentes i regnearksformat fra POWER for valgfrie perioder. Regulerkraftbud indsendt til POWER videresendes til det fællesnordiske marked for regulerkraft. Ved behov for regulering anvender Elkraft System POWER til aktivering og deaktivering af regulerkraftbud hos de balanceansvarlige. Balanceansvarlige kvitterer via POWER for de modtagne beskeder og iværksætter den fysiske regulering. Balanceansvarlige får med POWER overblik over alle aktiveringer og tilhørende afregningsdata. Kun balanceansvarlige i Østdanmark kan anvende POWER-systemet. Elkraft Systems POWER projekt POWER bliver Elkraft Systems værktøj til håndtering af regulerkraft Pc Og Webbaseret Elektronisk Regulerkraft Giver en praktisk mulighed for at håndtere mange leverandører i regulerkraftmarkedet Kommunikerer elektronisk med balanceansvarlige Balanceansvarlige har ansvaret for kommunikation med værker/ virksomheder der regulerer fysisk Online-måling POWER kommunikation NOIS Fælles nordisk regulerkraftmarked Balanceansvarlig Regulerkraftbud (Web) Aktivering (Web) Kvittering (Web) Orienteringer (VOICE, ) Aktiverede mænger (løbende) Afregningsgrundlag Elkraft System POWER PANDA 1 Sidefodtekst GoPronummer 2 Sidefodtekst GoPronummer POWER - budgivning Balanceansvarlige giver bud på op- og nedregulering Op til 10 bud pr. balanceansvarlig Tæt på driftstimen Minimal budstørrelse 10 MW Mulighed for import og eksport af bud fra regneark POWER - aktivering af bud Regulerkraftbud aktiveres via POWER Web BA kan vælge at modtage orienteringsbeskeder Voice-signal og/eller BA kan vælge at modtage tidsserier fra PANDA Samlet aktiveret mængde (sendes løbende) BA bekræfter at ordren er forstået på POWER Web BA aktiverer fysisk op/ ned-regulering vha. eget system Vores erfaringer fra flere BA er er, at der er mange forskelligeløsninger i brug 3 Sidefodtekst GoPronummer 4 Sidefodtekst GoPronummer 230

231 Fælles nordisk regulerkraftmarked Alle regulerkraftbud kommunikeres automatisk til NOIS POWER kan omsæt t e f ra DKK t il SEK og EUR letter afstemning af særlige handler med SvKog VET Afregning Power holder styr på aktiverede mængder og tidspunkter Disse kommunikeres til PlanPanda i tidsserier Planpanda fremsender disse til BA og MarkedsPanda til videre behandling Deltagelse af balanceansvarlige Alle balanceansvarlige er inviteret til at deltage 3 balanceansvarlige er aktivt med indtil videre Mulighed for at støtte i kr pr balanceansvarlig pr deltagende regulerende værk dog max 5 værker 16 værker over 10 MW skal ud på markedet svarende til 40% af den producerede energi Udfordring: Idriftsættelse 1. januar. 5 Sidefodtekst GoPronummer 6 Sidefodtekst GoPronummer Gasturbine i Esbjerg Eltra har indgået aftale med firmaet EffektPartner om opstilling af en 25 MW e gasturbine på havnen i Esbjerg. Gasturbinen skal indgå i Eltra's reserve for Vestdanmark. Ekstrakt af aftale med Effektpartner om levering af manuelle reguleringsreserver. Eltra har som bilateral aftale i tilknytning til EU-udbud af systemtjenester og reguleringsreserver indgået kontrakt med det norske selskab EffektPartner AS om levering af manuelle reguleringsreserver for en to-årig periode. Kontrakten fastlægger følgende reguleringsreserver, mængde og aftalt pris: Art Mængde Pris Eltra aftager manuelle opreguleringsreserver i en to-årig periode fra 25 MW DKK /MW/måned i leveringsperioden et 25 MW gasturbineanlæg, som EffektPartner etablerer*. Leveringen påbegyndes senest den 31. december * Anlægget etableres på havnen i Esbjerg i løbet af Nødstrømsanlæg For at tilvejebringe ekstra kapacitet i elsystemet i tilfælde af udfald af produktionskapacitet er der også inviteret til, at nødstrømsanlæg kan få status af reserveforsyning. Eltra har indgået en aftale med EffektPartner om et pilotprojekt, der skal tilvejebringe 25 MW e nødstrømskapacitet fra sygehuse, industrivirksomheder og andre, der har nødstrømsanlæg stående driftsklar. Nødstrømsanlæggene vil indgå som reguleringsreserve. Decentral levering af reguleringsydelser Energi E2, Apc-Silcon, DEFU og Energi- og Miljødata har sammen gennemført PSO-projektet "Udvikling af metoder til små og decentrale kraftvarmeanlægs leverance af reguleringsydelser". Der findes en omfattende slutrapport fra december 2004, der kan rekvireres fra Anders N. Andersen, Energi- og Miljødata, Aalborg. 231

232 Perspektiver efter PUDDEL Behov for regulerkraft i fremtiden Regulerkraft er ikke et produkt, som der bliver mindre behov for i fremtiden tværtimod. Effektbalancen i Vestdanmark er gunstig med et betydeligt overskud. Imidlertid sker der hele tiden vækst i vindkraften der har uplanlagt produktion. Derfor må der hele tiden være store reguleringsressourcer parat til at udligne, når vinden kommer og går. Decentral kraftvarme er en oplagt mulighed i relation til bedre regulering af balancen mellem produktion og forbrug. På sigt vil priselastisk elforbrug, der kan tænde/slukke i takt med prissignalet (der er en funktion af vindkraftproduktionen) være en oplagt mulighed til at sikre bedre udnyttelse af vindkraften og bedre balance mellem produktion og forbrug. Når det har været muligt at få det vestdanske elsystem til at fungere med så store mængder decentral produktion, skyldes det for en stor del, at der er stærke udlandsforbindelser. Der er dog to store udfordringer på udlandsforbindelserne. For det første er der både i Norge og Sverige et underskud af elproduktion, og for det andet trækker de derfor ekstra på de danske ressourcer. Det gør, at vandmangel til vandkraften kan give markante ændringer i elflowet mellem nord-syd og mellem sommer-vinter. Det blev tydeligt illustreret i vinteren. Decentral kraftvarme på markedet Hvorfor er der behov? Kapacitet i det Vestdanske højspændingsnet Decentral kraftvarme på markedet Hvorfor er der behov? Udveksling med naboområderne 2002 og 2003 (DK1) MULIGHED? Decentral MW MW MW MW Fleksibelt forbrug? Forbrug Import positiv, eksport negativ Import positiv, eksport negativ GWh GWh Vindkraft UDFORDRING MW MW MW MW Central Opgjort Januar Februar Marts April Maj Juni Juli 2002 August September Oktober November December Januar Februar Marts April Maj Juni 2003 Juli August September Oktober November December Decentral kraftvarme på markedet Hvorfor er der behov? Stigende mængder uplanlagt vindkraft! Wind Power production Consumption Elproduktion fra vindkraft og elforbrug i Vestdanmark, januar 2005 Vindkraftandel af forbruget i Vestdanmark 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Decentral kraftvarme på markedet Hvorfor er der behov? Januar 2005 Februar

233 Decentral kraftvarme påp markedet Regulerkraftmarkedet Behov for regulerkraft! Decentral kraftvarme påp markedet Regulerkraftmarkedet Vindkraftproduktionen og behovet på regulerkraft p, p g g g j MW Vindkraftproduktion, lørdag den 8. januar 2005 Opreguleringsbehov 15,3 GWh! MW :00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00 8. januar 2005 Der er brug for store reserver af regulerkraft mere vind mere regulerkraft! Timer 8. januar 2005 Sårbarhedsanalyse Decentral kraftvarme på markedet Regulerkraftmarkedet MWh/h Regulering, Januar 2005: Mulighed og behov 1. januar 2. januar 3. januar 4. januar 5. januar 6. januar 7. januar 8. januar 9. januar 10. januar 11. januar 12. januar 13. januar 14. januar 15. januar 16. januar 17. januar 18. januar 19. januar 20. januar 21. januar 22. januar 23. januar 24. januar 25. januar 26. januar 27. januar 28. januar 29. januar 30. januar 31. januar Opreguleringsmulighed Faktisk opregulering Nedreguleringsmulighed Faktisk nedregulering Sårbarhedsanalyse Decentral kraftvarme på markedet Regulerkraftmarkedet MW Regulering, Marts 2005: Mulighed og behov 1. marts 2. marts 3. marts 4. marts 5. marts 6. marts 7. marts 8. marts 9. marts 10. marts 11. marts 12. marts 13. marts 14. marts 15. marts 16. marts 17. marts 18. marts 19. marts 20. marts 21. marts 22. marts 23. marts 24. marts 25. marts 26. marts 27. marts 28. marts 29. marts 30. marts 31. marts Samlet opreguleringsmulighed Faktisk opregulering Samlet nedreguleringsmulighed Faktisk nedregulering Vindkraften er dagligt årsag til ubalancer i elsystemet. Normalt udlignes ubalancerne uden problemer med regulerkraft. Stigende mængder vindkraft vil dog "stresse" elsystemet yderligere. Den 8. januar 2005 var en speciel dag, da der var orkan. Som følge af høj vindhastighed (over 25 m/s i middelvinden) stoppede vindmøllerne i flere timer. På kort tid forsvandt ca MW vindkraftproduktion ud af elsystemet. Der måtte derfor købes regulerkraft til opregulering og senere til nedregulering, da vinden blev "normal" igen. Eltra analyserer hele tiden, hvilke regulerkraftmuligheder der er i systemet. Denne sårbarhedsanalyse viser, at der optræder timer, hvor faktisk udbud af regulerkraft og behov ikke har en tilfredsstillende margin. Der er derfor grund til at understrege, at behovet for regulerkraft er stort, og at der er aktuelt behov for at få de decentrale kraftvarmeværker gjort aktive. Etableringen af et Storebæltskabel vil ændre meget for det danske elsystem, men så længe indfødningen af vindkraft et stor i Vestdanmark, skal der være reguleringsreserver til rådighed tæt på og ikke i den anden ende af landet. Reduktion af "overløbsel" med decentrale værker på markedet Blandt de mange argumenter for at få decentral kraftvarme flyttet fra 3-tidstarif til markedsafregning var at få stoppet de decentrale værkers elproduktion, når elprisen er lav (typisk ved meget vindkraft) og derved begrænse overløb af el. Det må konstateres efter forløbet af 1. kvartal 2005, at de decentrale værker har formået at følge markedssignalerne meget fornemt, og at de derfor aktivt har medvirket til at begrænse overløbssituationerne i fremtiden. Markedssituationen i 1. kvartal 2005 har dog ikke været så kritisk i relation til risiko for overløb. Men der har været mange timer med 0-priser i 1. kvartal 2005, nærmere bestemt 17 timer. Der har været 30 timer med elpriser på <10 kr./mwh. 233

234 Decentral kraftvarme på markedet PUDDEL erfaringer Decentral kraftvarme på markedet PUDDEL erfaringer Kørselsmønster januar 2005 Kørselsmønster januar 2005 MW 450 kr/mwh 300 MW 450 kr/mwh Industrielle Fjernvarme Spotpris Industrielle Fjernvarme Spotpris 0 Det bliver interessant at følge de decentrale værkers videre markedsdrift over et helt år og få registreret, om de formår at opfange timer med lave priser og dermed timer med risiko for eloverløb. Det skal dog bemærkes, at anvendelsen af elpatroner i fremtiden vil kunne reducere eloverløbsrisikoen yderligere. Til gengæld vil elpatroner også reducere mulighederne for timer med 0- priser og dermed være med til at lægge et "gulv" under elpriserne. Anvendelse af priselastisk elforbrug (elpatroner) til overløbsel I timer med megen vindkraft og derfor både lave elpriser og risiko for eloverløb vil det være en mulighed, at der i fjernvarmesystemerne anvendes el til fremstilling af fjernvarme. Fjernvarmeværker vil kunne indsætte elpatroner i akkumuleringstanke og derved omsætte billig el til fjernvarme. Hindringen har hidtil været, at fjernvarmeværket skal betale elafgift af den elektricitet, som anvendes til opvarmning. Og så er der ingen fordel. For gartnerier og visse industrier er der dog allerede i dag mulighed, eftersom de har lavere eller ingen betaling af elafgiften. Eltra har igangsat et samarbejde med enkelte gartnere og Danske Erhvervs Gartnere som branche for at få disse muligheder fundet frem og gjort aktive. Af regeringens "Energistrategi 2025" af juni 2005 fremgår det, at regeringen vil arbejde aktivt for at få justeret elafgiften, så elpatroner i fjernvarmesystemerne bliver en mulighed. Hvad betyder decentral markedsdrift for naturgassystemet? En betydelig del af de decentrale kraftvarmeværker i Vestdanmark har naturgas som brændsel. Ændringer i værkernes driftsmønster vil derfor kunne påvirke flowet i naturgassystemet. PUDDEL-projektet har ikke haft til formål at afdække virkningerne i naturgassystemet som konsekvens af, at decentrale kraftvarmeværker er kommet på markedet. Nogle erfaringer fra PUDDEL kan dog vise sig at være nyttige for naturgassektoren. Og i anledning af, at Eltra sammen med Elkraft og Gastra bliver til Energinet.dk i løbet af 2005, vil det være en logisk opfølgning på PUDDEL, at der i Energinet.dk-regi sker en analyse af de ændrede gasflow, som følge af decentral kratvarme på markedsvilkår. Et naturgasfyret kraftvarmeværk vil som udgangspunkt bruge samme mængde naturgas over et år, uanset 3-tidstarif eller markedsdrift, eftersom det er fjernvarmeforbruget, der styrer værkets samlede energiproduktion. Naturgasmængden kan for et sådant værk derfor forventes uændret over året. 234

235 Men i den enkelte time eller dag kan der være store ændringer i den maks.-time levering af naturgas, som skal foregå. Særligt hvis mange decentrale værker følger spotprisen på Nord Pool og derfor tænder/slukker samtidigt med spotprisændringerne. For mange værker gælder imidlertid, at de også har en kedel til varmeproduktion. Når elprisen er meget lav, er det en fordel at levere fjernvarme fra en kedel, da det samlede naturgasforbrug derved bliver lavere. I 1. kvartal 2005 er der i PUDDEL registreret en større kedeldrift for udvalgte værker og mindre motordrift. Det har resulteret i, at der for værkerne har været et anslået lavere gasforbrug på ca. 6 % i perioden. Der skal imidlertid tages højde for årsvariation, graddage resten af året osv., før der drages konklusioner om ændringerne i gasforbrug og maks.-time belastningen af gassystemet. Da omkring 850 MW e decentral kraftvarmeproduktion er gået på markedet fra 2005, vil det være oplagt for Energinet.dk og gasleverandørerne at lave en analyse af de ændringer i naturgasflowet, som de nye forhold i elproduktionen har medført. Simplere løsninger (mini PUDDEL) Helt fra starten af PUDDEL-projektet er det blevet anført, at løsningen med RTU og IEC protokol var unødvendigt omfattende for at få et decentralt kraftvarmeværk gjort klar til markedsdrift. Eltra's holdning har været og er fortsat, at når det gælder data til systemansvaret, så skal data følge de krav og behov systemansvaret har. Derimod er der mulighed for, at data mellem værker og PBA kan være af stort eller mindre omfang. Eltra ser det klart som en fordel for værkerne, at der er et veldefineret datasnit mellem dem og deres PBA. Derved er det langt nemmere for værket at skifte PBA, end hvis hver PBA har sit eget system. Derfor har PUDDEL-projektet også søgt at skabe en semi-standard for værkernes opkobling til PBA. På sigt er der ingen tvivl om, at en ny IEC-standard specielt designet for decentral kraftvarme vil få stor udbredelse. PUDDEL-projektet har valgt at bygge på IEC 104-standarden, fordi den gør det nemt at opgradere til den nye IEC-standard, når den om nogle år foreligger. Men hvor mange data skal der så udveksles mellem værk og PBA? I PUDDEL-projektgruppen lod Eltra det være op til værker og deres PBA'er at få defineret databehovet. Det resulterede i denne lange liste over data. Den lange liste stiller store krav til RTU-enhedens størrelse og PUDDEL-pc-registrering af de mange onlinedata. Særligt på RTUniveau koster mange signaler ekstra penge. Hvis værket har eget SRO-anlæg med mulighed for at levere en protokolløsning, så findes data i forvejen, og omkostningerne er mindre. Eltra vil som systemansvarlig ikke bestemme, hvor mange data der skal udveksles mellem PBA og værk. Blot opfordrer Eltra til, at der søges fastholdt en semi-standard, som fastholder værkernes mulighed for at skifte PBA uden udsigt til store udgifter til ny teknik. Et forsøg på at angive et minimum af databehov er illustreret med den gule markering i tabellen. Eltra medvirker gerne til at søge at få defineret en "mini-puddel"-standard, som kan gælde for de værker, som ikke i dag er med onlineteknik. Fra den 1. januar 2007 skal en række værker >5 MW og <10 MW på markedet. Det vil være til stor gavn for dem, at en sådan standard er på plads inden da. 235

236 Signal Form. Modtager Bemærk. Motor: Motoralarm D PBA fra værket 1 pr. motor Motor i drift D PBA og Eltra fra værk 1 pr. motor Motor lokal/fjernkontrol D PBA fra værket 1 pr. motor Motor må ikke starte D Værket fra PBA 1 pr. motor Start motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Stop motor D Værket fra PBA 1 pr. motor Generator effekt produktion A PBA, Eltra og Netselskab fra værket 1 pr. motor Cos φ værdi A PBA og netselskab fra værket 1 pr. værk Cos φ regulering A Værket fra PBA (netselskaber) 1 pr. værk Kedel: Kedel alarm D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel i drift D PBA fra værket 1 pr. kedel Kedel tænd D Værket fra PBA 1 pr. kedel Kedel sluk D Værket fra PBA 1 pr. kedel El-forbrug: El-forbrug er tændt D PBA fra værket 1 pr. værk El-forbrug start D Værket fra PBA 1 pr. værk El-forbrug stop D Værket fra PBA 1 pr. værk Varme: Lagertank tilgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank afgang A PBA fra værket 1 pr. værk Lagertank beholdning A PBA fra værket 1 pr. tank Varmeforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Varmelevering fra ekstern A PBA fra værket 1 pr. værk Øvrige: Gasforbrug A PBA fra værket 1 pr. værk Display besked D Værket fra PBA Tekst? Ovenstående markering er ikke udtryk for andet end de indtryk, som Eltra har fået under arbejdet med PUDDEL. Der kan således være værker, hvor der er behov for flere data. Reaktiv effekt-spørgsmålet Anvendelsen af vekselstrøm i elforsyningen har mange fordele. Der er dog også en teknisk ulempe ved vekselstrøm i form af reaktiv effekt. Mens den aktive effekt (MW) har stor interesse, da den udløser MWh-betaling, så er den reaktive effekt (Mvar) af knap så stor interesse. Ved reguleringen af spændingen i højspændingssystemer indgår den reaktive effekt som en vigtig komponent. Både på de decentrale forsyningsnet og de overordnede højspændingssystemer anvendes komponenter for at styre spændingen. Kondensatorbatterier anvendes til at forhøje spændingen og reaktorspoler til at reducere spændingen. Der er givet faste normer for, hvilke bånd spændingerne skal overholde på de forskellige niveauer (400 kv, 150 kv, 60 kv, 20 kv, 10 kv, 0,4 kv) i det Vestdanske elsystem. Ældre vindmøller optager reaktiv effekt, mens højspændingskabler producerer reaktiv effekt. Derfor skal flowet i reaktiv effekt hele tiden reguleres. De store kraftværker kan regulere det reaktive flow. 236

237 Ulempen ved kun at bruge de centrale kraftværker er, at de reaktive ubalancer "stiger op" i elsystemet til 400 kv-og 150 kv-niveau. Reaktiv effekt fylder derved kabler og luftledninger op, så de ikke kan overføre så meget aktiv effekt. Decentrale kraftvarmeværker har i deres tilslutningsbetingelser angivet, hvilken spændingsregulering de skal deltage med. Det følger en gamle 3-tidstarif. Ved overgangen til markedsdrift var der længe uklarhed over, hvorledes spændingsreguleringen skulle foregå på værkerne fremover. På decentrale værker kan cosφ reguleres på de fleste generatorer. Når cos φ er i 0, får værket mest mulig aktiv effekt (MW) og dermed højest MWh-afregning. Afvigelser fra dette giver lavere virkningsgrad og dermed lidt mindre indtjening. En mulighed var, at de lokale netselskaber indgik aftaler med værkerne om spændingsregulering, og at der derfor blev behov for dynamiske midler. Derfor fik PUDDEL-projektet som opdrag at sørge for, at der blev åbnet mulighed for at styre det reaktive flow på værkerne pr. fjernkontrol. I PUDDEL-projektet blev det derfor undersøgt, hvilket potentiale de deltagende værker har for reaktiv regulering. Imidlertid har ingen af netselskaberne i områder med PUDDEL-værker vist interesse for at deltage i forsøg med fjernkontrol af værkernes reaktive flow. En anden mulighed blev, at der i nye aftaler mellem netselskaber og værker blev angivet, hvilke reaktive bånd værkerne skal overholde, og hvilken reaktiv effekt de skal levere som en del af sikringen af spændingskvaliteten. Disse nye aftaler er på vej, men er ikke en del af PUDDELprojektet, hvorfor de ikke behandles yderligere i denne rapport. 237

238 Appendiks: Projekter forud for PUDDEL Eltra har gennem flere år støttet en række projekter direkte og indirekte (PSO-midler) inden for decentral kraftvarme. Decentral kraftvarme udgør med sine MW e en betydelig andel af den Vestdanske elproduktions kapacitet. Eltra's F&U-indsats inden for decentral kraftvarme Eltra støtter F&U inden for decentral kraftvarme Decentral kraftvarme har udviklet sig eksplosivt i Vestdanmark fra nogle få små værker til i dag at omfatte over 700 enheder på mere end 400 værker og med MW installeret effekt. Fra den 1. januar 2005 skal de fleste decentrale værker drives på markedsvilkår. Det giver nye udfordringer for værkernes ejere og for det sammenhængende elnet. Eltra har direkte og gennem PSO-bevillinger støttet F&U inden for decentral kraftvarme og beslægtede emner i mange år. En opgørelse viser, at Eltra siden 1999 har støttet 22 afsluttede projekter med 18 mio. kr. Frem mod 2006 er der yderligere 32 projekter i gang med bevillinger for 111 mio. kr. Eltra anser F&U inden for decentral kraftvarme for et nøgleområde Forskning og Udvikling (F&U) i miljøvenlig elproduktion er grundlaget for Eltra's mange F&Uprojekter inden for PSO-bevillingerne. Eltra har ud over de årlige lovbestemte PSO-bevillinger valgt at støtte enkelte vigtige projekter for at fremme den decentrale kraftvarmesektors muligheder for regulering og for at løfte opgaver med systemtjenester. Miljøvenlig elproduktion på decentrale kraftvarmeværker er mange ting. Således omfatter Eltra's F&U-programmer projekter fra biomasseoptimering, brændselsceller og korrosionsbegrænsning til nedbringelse af emissioner og nye driftsmæssige styringsmidler. Eltra har udarbejdet en oversigt over de mange F&U-projekter. Energistyrelsen er orienteret om omfanget af indsatsen. Notat om Eltra's F&U-indsats inden for decentral kraftvarme Eltra, september 2003 Dette afsnit beskriver Eltra's engagement inden for F&U på området decentral kraftvarme. Eltra har som noget nyt iværksat F&U-projekter inden for decentral kraftvarme, der ligger uden for de årlige PSO-bevillinger til F&U. Disse projekter har egenfinansiering fra projektgrupperne samt bidrag fra Eltra. F&U-projekter inden for decentral kraftvarme er dels projekter med direkte sigte mod at forbedre energiøkonomi, miljøforhold, drift eller markedsadgang for decentral kraftvarme, og dels projekter der har anvendelsesmæssig tilknytning til decentral kraftvarme. Inden for PSO-programmerne er støtte til F&U på biomasseområdet et af de store emner. Indpasningen af brændselsceller i kraftvarmeværkerne er et nyt område med flere projekter. Resultatet af forskningen kan også anvendes på større anlæg, men har som ofte sigte mod de mindre anlæg. Brændselsceller afprøves i små kw-anlæg og kan siden skaleres op til MW-anlæg. Eltra har direkte engagement i F&U-projekter som følge af projektstøtte med PSO-midler og/eller Eltra-midler. Eltra har desuden indirekte deltagelse i Elkraft Systems PSO-projekt 238

239 FU2401 "Udvikling af metoder til små og decentrale kraftvarmeanlægs leverance af regulerkraftydelser" i form af repræsentation i følgegruppen. Inden for kraftvarmeområdet og relaterede projekter er der anvendt 18,5 mio. kr. PSO-midler i perioden til 22 afsluttede projekter. Dertil kommer 32 projekter, der er igangværende frem til 2006 og har bevillinger på 111,7 mio. kr. blandt andet fra PSO-midlerne. Afsluttede og igangværende projekter kan kategoriseres således: Kategori Antal Sum mio. kr. Biomasse 18 41,8 Brændselscelleteknologi 4 19,7 Anlæg/korrosion m.v ,5 Emissioner 15 27,1 Regulering 3 6,1 PSO-finansieret F&U inden for decentral kraftvarme betragtes som et væsentligt område inden for Eltra's samlede F&U-virke. F&U-projekter angående decentral kraftvarme i markedet Eltra har direkte og via PSO-bevillinger engagement i følgende projekter, hvis indhold kan få relevans i relation til deltagelse i markedet for decentral kraftvarme. - PSO-projekt 4712 "Optimal drift af prioriterede anlæg". Projektet skal tilvejebringe de nødvendige driftsmæssige styringsmidler i relation til decentral produktion med varmebindinger, så den principielle sammenhæng kan afprøves i relation til realistiske driftsforhold, og så indføringen af markedsvilkår kan vurderes. Kontraktophør den 30. juni Hans Ravn fra Ramløse-data leder projektet. Eltra er repræsenteret i følgegruppen. Projektet er i august 2003 udvidet med en afprøvningsfase i oktober 2003, hvor Billund Varmeforsyning og Fællinggaard Varmeforsyning deltager som forsøgsanlæg. - PSO-projekt 4724 "Regulerbarhed og styring af decentrale kraftvarmeværker efter behov". Projektet har som mål at kortlægge mulighederne for øget regulerbarhed af decentrale værker. Der fokuseres i projektet på at kortlægge evnen til op- og nedregulering og "overlastmuligheder". Herunder medtages en vurdering af behov for yderligere tekniske installationer for at imødekomme en øget reguleringsevne. Kontraktophør den 30. juni dk-teknik, Energi & Miljø er kontrakthaver. - Demonstrationsprojekt, FDKV "Decentral kraftvarme på markedsvilkår". Projektet er et demonstrationsprojekt, der skal kortlægge mulighederne for, at decentrale kraftvarmeværker kan deltage i markedet for reguleringsydelser. Projektet har fokus på it- og kommunikationsværktøjer, som kan binde flere små værker sammen til en større enhed. 15 værker er med i projektet. Værkerne vil fortsætte normal drift og blive sammenlignet med et simuleret markedsforløb. Aftaleophør den 31. januar FDKV (Foreningen Danske Kraftvarmeværker) er aftalepart. Eltra er repræsenteret i følgegruppen. - FU2401 "Udvikling af metoder til små decentrale kraftvarmeanlægs leverance af reguleringsydelser". Projektet er delvist PSO-finansieret af Elkraft System. Projektets formål er at analysere og sammenligne forskellige former for mini- og decentral kraftvarmeproduktion med henblik på at vurdere teknologiernes evne til at opfylde de behov, som vil blive stillet i forbindelse med nye drifts- og styrestrategier og deltagelse på regulerkraftmarkedet. Aftaleophør den 30. juni Energi E2 er kontraktpart, Felicia Fock er projektleder. Eltra er repræsenteret i følgegruppen. 239

240 - Eltra-projektet "Decentrale værkers reguleringsevne". Projektet er gennemført og finansieret af Eltra. Der er tale om et delprojekt under System21 gennemført i samarbejde med Tech-wise. Projektet har to faser. Der er udarbejdet slutrapporter både for fase 1 og fase 2. Projektet blev startet før PSO-projekt 4724 "Regulerbarhed og styring af decentrale kraftvarmeværker efter behov". Formålet for de to projekter er det samme at få afdækket de decentrale værkers reguleringsmuligheder. PSO-projekt 4724 har fokus på små anlæg, mens dette projekt undersøgte anlæg større end 10 MW. I projektets fase 2 blev otte aktuelle anlæg undersøgt. Eltra har deltaget i projektet med flere medarbejdere. F&U-projekter, der har fokus på optimering af driften af decentral kraftvarme En række af de PSO-projekter, som Eltra støtter og har støttet, har fokus på at forbedre driften af decentrale kraftvarmeværker med fokus på miljøforhold. Det gælder følgende: Projekt PSO-projekt 1177 PSO-projekt 1251 PSO-projekt 1848 PSO-projekt 1994 PSO-projekt 3534 PSO-projekt 3141 PSO-projekt 3171 Projekt 5227 Beskrivelse Røggaskondensation i halmfyrede kraftvarmeanlæg Nordborg Kraftvarme IC-anlæg NOx-reduktion på kraftvarmeværker Optimering af røggasrensning efter affaldsforbrænding Emissioner og restprodukter biokedel Kortlægning af emissioner fra decentrale kraftvarmeværker Forbedret regulerbarhed af biomasseanlæg Demonstrationsprojekt for markedstilpasning af decentral kraftvarme Note: PSO-projekt 3141 er finansieret 50 % af Eltra og 50 % PSO. Projekt 5227 er delvist finansieret af Eltra uden PSO-bidrag. PSO-F&U-udbud 2004 Eltra har udbudt nye aktiviteter under PSO-2004 inden for området kraftvarme og anvendelse af naturgas. Indsatsområdet er fokuseret på to aktiviteter, emissioner og brændselsceller. Emissioner fra decentrale kraftvarmeværker PSO-F&U-projektet 3141 "Kortlægning af emissionsfaktorer fra decentrale kraftvarmeværker" havde som delmålsætning at pege på fremtidige F&U-behov inden for decentral kraftvarmeanlæg til nedbringelse af miljøbelastningen fra værkerne. Projektets slutrapport udkom i april 2003 og kan findes på Følgende nye forsknings- og udviklingsaktiviteter støttes: - Decentrale værkers miljøbelastning øges ved dellast og start/stop. Der ydes støtte til aktiviteter til yderligere dokumentation af emissioner ved lastændringer. - Der ydes støtte til projekter, der gennem teknologiudvikling medvirker til reduktion af miljøbelastningen ved lastændringer. Det kan være såvel røgrensning som tekniske forbedringer i selve anlægget. - I projektet blev der målt på naturgas-, biomasse-, biogas- og affaldsfyrede anlæg. Måling af emissioner fra industrielle kul og oliefyrede anlæg kan støttes med specielt fokus på miljøbelastningen ved lastændringer. Oversigt over Eltra's engagement inden for F&U på kraftvarmeområdet: 240

241 Titel Projektbeskrivelse Fra/Til Sag Beløb Afsluttede: Livscyklusanalyse af elementer af den prioriterede produktion Lavtemperaturkorrosion i biomassefyrede anlæg Røggaskondensation i halmfyrede kraftvarmeanlæg Nordborg Kraftvarme IC-anlæg Korrosion og vedligeholdelse af affaldsforbrændingsanlæg Energiproduktion fra forurenet biobrændsel Feltstudier af forbrændingsaerosoler NOx-reduktion på kraftvarmeværker Affaldsforbrænding Efterbehandling af slagge Optimering af røggasrensning efter affaldsforbrænding Europæiske standarder for faste biobrændsler PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr. Dette projekt er en (lille) del af elsektorens samlede LCA-projekt. Projektet er afsluttet i 2000 med afholdelse af et meget velbesøgt seminar. Projektet er derudover dokumenteret i en hovedrapport, en lang række tekniske baggrundsrapporter samt et datasæt i Miljøstyrelsens dataformat. Der er opstillet en hypotese for lavtemperaturkorrosion på baggrund af belægningsdannelse indeholdende hygroskopiske salte, og der er udviklet en termodynamisk model for bestemmelse af vandaktiviteten i enkelte systemer af sådanne salte. Med denne model er der gennemført termodynamiske beregninger, der viser, ved hvilke temperaturer på anlægsdelens overflade og ved hvilke vandaktiviteter i røggassen hygroskopiske salte bliver fugtige og dermed forårsager korrosion. Projektet omhandler en vurdering af mulige anlægskoncepter og belyser samtidig de anlægs- og driftsøkonomiske forhold ved røggaskondensation på et halmfyret kraftvarmeværk. I projektet blev der etableret en katalytisk efterbrænding af røggassen. Herefter dannes CO2 og vand. Emissionen af uforbrændte kulbrinter blev reduceret med ca. 99 %, og kulilteemissionen faldt med godt 80 %. På baggrund af projektets resultater vurderes det, at der især er behov for videre undersøgelser på ildfaste foringer, metalliske overfladebeskyttelseslag og på det kemiske miljø. Dette er de væsentligste emner i de to efterfølgende projekter 1988 (PSO plan) og 4104 (PSO-2002-plan). Dette projekt er iværksat af ønsket om at udnytte forurenet affaldstræ til kraftvarmeproduktion. Siden godkendelsen af dette projekt er der kommet en ny affaldsbekendtgørelse (nr. 619 af 27. juni 2000), hvor blandt andet imprægneret affaldstræ skal udsorteres som ikke-forbrændingsegnet affald og derfor deponeres. Dette er i fuld overensstemmelse med Miljøstyrelsens mål i affaldsplanen "Affald 21", hvor kravet er, at imprægneret træ skal deponeres, indtil der er fundet egnede behandlingsmetoder for termisk udnyttelse samt genindvinding og -anvendelse af tungmetallerne i det trykimprægnerede træ. Metoder til kildebestemmelser af den partikulære luftforurening viser også, at den primære partikelbelastning fra kraftværker er beskeden. Ofte kan man kemisk ikke adskille de primære emissioner fra kulkraftværker og vej/jordstøv, men det samlede bidrag udgør typisk under 10 % af massekoncentrationen af partikler under 2,5 µm. Konklusionen er, at det er teknisk muligt at reducere NOxemissionen ved inddysning af ammoniak, men at det ikke er økonomisk fordelagtigt i forhold til at omstille motoranlægget til lav- NOx-drift. Denne konklusion er gældende så længe, der ikke sker afgørende ændringer i de nuværende økonomiske og tekniske forhold. Den økonomiske vurdering af slaggevaskeprocessen viser, at behandlingsomkostningerne ved en kapacitet på ton slagge/år udgør omkring 200 DKK/ton, hvilket er langt mindre end omkostningerne til deponering. Slaggevask vil dog kun være relevant, hvis kravene til kategori 2 bliver lempet. Projektets formål var at udarbejde et teknologikatalog, som kunne give de danske affaldsforbrændingsanlæg et teknisk/økonomisk grundlag for optimalt valg af røggasrensningsteknologi til imødekommelse af de skærpede krav i forbrændingsdirektivet. Projektet omfatter det danske bidrag til den europæiske præstandardisering af faste biobrændsler i CEN/BT/118. Igennem dette projekt er det danske grundlæggende F&U-arbejde gennemført. Arbejdet har været den nødvendige basis for det efterfølgende PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr. 241

242 Titel Projektbeskrivelse Fra/Til Sag Beløb europæiske standardiseringsarbejde frem til det tidspunkt, hvor området overgik til den egentlige standardisering i CEN/TC/335 i Tungtmetalindhold i flyveaske fra affaldsforbrændingsanlæg Elektrokemisk promovering af katalysisk NO-reduktion Korrosion i ristefyrede kedler med halm Optimering af den kolde ende af kedlen ved fyring med gas/flis Flis- og brændselskarakterisering Arbejdsmiljø og biobrændsler Onlinebrændværdibestemmelse af indfyret flis Konceptoptimering af biokedlen Opbygning af database til fortolkning af karakteristika for biobrændsler og asker Fase 1 Emissioner og restprodukter fra biokedel Udvidelse af korrosionsforsøg på Masnedø Kraftvarme sommeren Projektet omfattede: Måling af grundstoffordelingen på to affaldsforbrændingsanlæg. Undersøgelser vedrørende genindfyring af flyveaske. Indledende forsøg vedrørende vask af slagge. Formålet med dette projekt har været at undersøge mulighederne for at påvirke den katalytiske reduktion af NO på gunstig vis ved hjælp af en påtrykt elektrisk spænding, en såkaldt elektrokemisk promovering. Sammenfattende kan det konstateres, at dette projekt har resulteret i en sonde, der kan konstatere forekomsten af korngrænsekorrosion og dennes afhængighed af temperatureffekter på en måde, der er både pålidelig og let at reproducere. Det er konstateret, at graden af korrosion på overhederne under stilstand er ubetydelig og ikke forårsager forstærket korrosion under drift. I kedelanlæg, der udnytter brændslerne gas og/eller flis, vil røggassens indhold af vanddamp være forholdsvis stort. Disse anlæg rummer derfor et stort potentiale for yderligere energiudnyttelse ved kondensation, hvorved anlæggets totalvirkningsgrad og miljømæssige fordele kan forøges. Projektet har belyst, om der på markedet fandtes udstyr, som er afprøvet og egnet til onlinebestemmelse af fugtindhold og dermed indirekte brændværdien i træflis. Akkurat som det kendes fra fugtmåling i halm. Alternativt er der anvist metoder til afprøvning af og/eller udvikling af apparatur. Udstyret skal anvendes ved regulering af indfyret brændselsmængde samt som afregningsmåling i forbindelse med leverance af træflis. Dette projekt indeholdt en række delopgaver, der tilsammen har dannet grundlaget for at belyse arbejdsmiljøsituationen på 11 danske anlæg, som er udvalgt til at repræsentere branchen. Projektet har belyst, om der på markedet fandtes udstyr, som er afprøvet og egnet til onlinebestemmelse af fugtindhold og dermed indirekte brændværdien i træflis. Akkurat som det kendes fra fugtmåling i halm. Alternativt er der anvist metoder til afprøvning af og/eller udvikling af apparatur. Udstyret skal anvendes ved regulering af indfyret brændselsmængde samt som afregningsmåling i forbindelse med leverance af træflis. Samlet giver projektrapporten et opdateret overblik over halmfyringsteknologiens teknisk-økonomiske stade, relevante koblingsmuligheder samt forventet udvikling af teknologien i fremtiden. Det overordnede mål for centerkontrakten var: 1) at etablere et GTS-laboratoriecenter for fysisk/kemisk karakterisering af industrielle overflader på et internationalt kompetenceniveau med hensyn til knowhow og udstyr, og 2) at understøtte danske virksomheders nyskabende materiale-, produkt- og procesudvikling. Den PSOrelaterede del vedrørte højtemperaturkorrosionen i biobrændselsfyrede kraftvarmeværker, og den er understøttet af scanninger af korrosionsbelægninger i et elektronmikroskop suppleret af indsatsen ved IPT-materiale-teknologi. Udførte laboratorieforsøg viser, at det er teknisk muligt at omforme halmflyveaske til et vandbaseret flydende kaliumgødningsprodukt, og at det er muligt at adskille halmflyveaskens høje indhold af cadmium fra gødningsproduktet ved hjælp af en ph-justering. Der er udført en teknisk-økonomisk vurdering af et produktionsanlæg til behandling af ton aske/år, der viser, at processen har en positiv anlægs- og driftsøkonomi. Sammenfattende kan det konstateres, at resultaterne tyder på, at metoden har muligheder men også begrænsninger der nødvendiggør, at andre forhold undersøges. Der peges på, at der er PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr. 242

243 Titel Projektbeskrivelse Fra/Til Sag Beløb konstateret højere korrosionsrater ved meget høj røggastemperatur, selv om de øvrige forhold har været ens. Undersøgelse af disse forhold er fortsat. Igangværende: Reguleringsmæssige forhold DK-SOFCa, Udvikling af fastoxid brændselsceller Affaldsforbrændingsanlæg, materialer og vedligeholdelse Forbrænding af forurenede biobrændsler Nyttiggørelse af flyveaske fra tilsatsfyring med halm Forebyggelse af korrosion og belægningsdannelse i flisfyrede kedler CHEC-programmet Videreudvikling af fugtmåleudstyr til halm Forbedring af halmindfødning og brændselsoptimering Emissioner og restprodukter biomasse Projektet søges etableret for at skabe mulighed for demonstration i Danmark af dansk udviklet brændselscelleteknologi SOFC på et kraftvarmeværk. Projektet har til formål at reducere omkostninger til vedligeholdelse, udskiftninger og ikke-planlagt udetid på affaldsforbrændingsanlæg gennem bedre materialer og gennem etablering af tilstandsundersøgelser af de anvendte materialer. Projektets formål er at dokumentere og udarbejde deklarationer for brændselskvaliteten af biobrændselspiller, som fremstilles som en blanding af forskellige biomasse-restprodukter og energiafgrøder tilsat bindemidler og antislaggemidler. I de kommende år forventes der at komme et øget marked for blandingspiller såvel indenlandsk producerede som importerede. Priserne kan blive relevante for kraftværkerne, og det er således relevant at undersøge, hvordan blandingspiller opfører sig under forbrændingsbetingelser, der svarer til kraftværkernes. For at sikre at kun acceptabel teknologi også i fremtiden anvendes til håndtering af forurenet biobrændsel, udvides projekt med testafbrændinger af forurenet biomasse på forskellige typer anlæg. Analyser af bundaske, flyveaske og røggassen skal medvirke til at identificere, hvor uønskede stoffer tilbageholdes, og hvor yderligere reduktionsmuligheder/optimeringsmuligheder findes i anlægget. Projektet gennemføres i et europæisk samarbejde med støtte fra EUs femte rammeprogram. På grund af forsinkelser i EU- Kommissionens sagsbehandling er projektet først blevet iværksat i november Kickoff-mødet blev afholdt i december i Stuttgart, og der foreligger således ikke ved udgangen af år 2000 konkrete resultater i projektet. Flisfyringen på biokedlen har vist overraskende kraftig korrosion. Tilsvarende problemer er set på udenlandske anlæg. Problemet er i princippet det samme som i halmkedlerne nemlig en frigivelse af KCl, der herefter afsættes på hedefladerne. Fliskedler er imidlertid ikke som halmkedler designet, så de er robuste over for dette problem. Dette gælder for ENVs flisoverheder og Herningværket og vil også gælde, hvis andre kedler skulle omstilles til flisfyring. Projektets formål er at udføre eksperimentelt og teoretisk forskningsarbejde, der kan medvirke til løsningen af forbrændings- og emissionsproblemer ved anvendelse af biomasse. Måling af fugtindholdet i en halmballe i bevægelse skal anvendes til at forbedre forbrændingen i halmkedlen. Det overordnede formål er forbedring af forbrændingsprocessen i stationær drift og optimering af anlæggets virkningsgrad. Projektets formål er at sikre, at biobrændselsfyrede kraftværksanlæg kan opfylde kommende emissionskrav, og at restprodukter kan nyttiggøres. Samkøringen af en biokedel med en eksisterende kulfyret kedel medfører en række nye drifts- og reguleringsmæssige problemstillinger Kvalitetskarakteristika af biobrændselspiller PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr. 243

244 Titel Projektbeskrivelse Fra/Til Sag Beløb Afklaring af LT-CFB-forgasseren til kraftværksmæssig anvendelse samt bygning af 500 kw LC-CFB-anlæg Kortlægning af emissioner fra decentrale kraftvarmeværker Er afsluttet! Optimering af belægningsfjernelse i biobrændselsfyrede kedler Halmtilsatsfyring i naturgasfyrede kraftværkskedler Tørudtagning, karakterisering og håndtering af aske/slagge fra halmfyrede kedelanlæg Forbedret regulerbarhed af biomasseanlæg Fællesprojekt om ristefyring af halm Forprojekt til en demonstration af dansk SOFC-teknologi PEM-brændselsceller med ny polymer elektrolyt membran Standard for afregningsfugtmåling af halm Der gennemføres dels en supplerende eksperimentel afklaring af LT-CFB-forgasseren på to af elværkernes mest relevante brændselstyper og dels en teknisk-økonomisk vurdering af LT-CFBforgasserens anvendelsesmuligheder på såvel større som mindre decentrale kraftvarmeværker. Hvis disse forsøg og vurderingen falder positivt ud, bygges et ca. 10 gange større og mere realistisk konstrueret forsøgsanlæg, ligesom ét eller flere hensigtsmæssige demonstrationsanlæg søges identificeret. Resultaterne vil vidtgående blive offentliggjort. I projektet afdækkes emissionsfaktorer for decentral kraftvarmeproduktion opdelt på brændsel, teknologi, alder, m.v. ved målinger samt analyse af øvrige tilgængelige, valide målinger. Data skal anvendes til prioritering af fremtidigt F&U-behov med hensyn til decentral kraftvarmeproduktion til udfærdigelse af miljøregnskaber samt til fastlæggelse af emissionsfaktorer for decentral kraftvarmeproduktion. Askebelægninger på hedefladerne fra fyring med forskellige biobrændsler f.eks. halm og træflis er indbyrdes meget forskellige. Herunder i forhold til belægninger fra kulforbrænding og afhænger desuden af både kedeltype og driftsforhold. En optimal fjernelse af belægningerne vil derfor også være forskellig. I dette projekt evalueres teknologier til belægningsfjernelse samt "intelligente" systemer til belægningsfjernelse, og status for mekanismerne (fysiske/mekaniske) for belægningsfjernelse beskrives. Med dette udgangspunkt evalueres erfaringerne med sodblæsningsoptimering på Elsams værker. Den første fase konkluderes gennem bestemmelse af optimeringspotentialet for belægningsfjernelse, og der defineres nye tiltag for belægningsfjernelse, herunder hvilke F&U-områder det er vigtigt at udvikle for bedre at kunne beskrive specielt mekanismerne til belægningsfjernelse. Dette projekt, der skal demonstrere halmtilsatsfyring som en anvendelig teknologi på centrale gasfyrede kraftværkskedler, omfatter teoretisk og eksperimentel vurdering af belægningsproblematikken, brænder- og fyrrumsmodellering, ombygning og enkeltbrænderafprøvning af konventionel brænder og udvikling og afprøvning af lav-nox-brænder. Grænsen for indfyret halm forventes at være ca. 20 % af den energi, der er indfyret i kedlen. Projektet har til formål at tilvejebringe større tilskyndelse for genanvendelse af aske/slagge fra halmfyrede kedelanlæg. Målekampagne på udvalgte eksempler på moderne vindmøller og decentrale kraftvarmeværker for at undersøge lavfrekvent støj. Driftserfaringer viser, at biomasseanlæg halter bagefter kulfyrede anlæg, når det gælder regulerbarhed, hvorfor dette projekt skal undersøge potentialet for bedre regulering af biomasseanlæg. Formålet med projektet er at etablere fysisk/kemiske og reaktionstekniske data, der skal benyttes til modellering af ristefyring af halm. Forprojekt, der skal gøres klar til første demonstrationsprojekt med anvendelse af dansk SOFC-brændselscelleanlæg sammen med kraftvarme. Projektets formål er at afprøve en PEM-brændselscelle baseret på en ny, bedre og billigere membran i forbindelse med kraftvarme. Halm til brændselsformål afregnes ud fra fugtindhold, men der findes ingen dansk standard for måling af fugten Lavfrekvent støj fra decentrale elproduktionsenheder PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: PSObidrag: kr PSObidrag: kr. Eltrabidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr. 244

245 Titel Projektbeskrivelse Fra/Til Sag Beløb Materialeproblemer i affaldskedler Tilsatsfyring med biomasse i suspensionsfyrede kraftværksanlæg Belægningsopbygning og nedbrydning i biomassefyrede kedler. Modellering og optimering af biomassebaseret energiproduktion Optimal drift af prioriterede anlæg Regulerbarhed og styring af decentrale kraftvarmeværker efter elbehov Fællesprojektet om biomasse: Udvikling af generaliseret model for forbrænding af biomasse på rist Øvrige projekter: Demonstrationsprojekt for markedstilpasning af decentral kraftvarme Projektets formål er at reducere de meget bekostelige materialeproblemer i affaldskedler med elproduktion. Projektet har til formål at undersøge kritiske parametre ved tilsatsfyring med biobrændsler i avancerede kedler med lav-noxbrændere og højtemperaturdampkredsløb. Undersøgelse af de grundlæggende mekanismer for belægningsopbygning og nedbrydning på overhedere i biomassefyrede anlæg. Projektets formål er at udbygge grundlaget for en langsigtet anvendelse af halmtilsatsfyring i kulstøvfyrede kraftværker. Forskningsprogram for optimering af anvendelsen af biomassebaseret energiproduktion. Projektets formål er at forbedre prøveudtagnings- og prøvemeddelingsmetoder m.v. til udvikling af et kvalitetssikringssystem for den samlede brændselskæde. De første danskproducerede SOFC-brændselsceller er klar til pilotprojekt med afprøvning under realistiske driftsbetingelser på kraftvarmeanlæg. Tilvejebringelse af de nødvendige driftsmæssige styringsmidler i relation til decentral produktion med varmebinding. Kortlægning af muligheder for øget regulerbarhed af decentrale værker. Kortlægning af evne til både op- og nedregulering. Fællesprojekt, fokus på en fysisk modeldannelse, der med udgangspunkt i transportprocesserne formulerer en sammenhængende model, der integrerer disse med de kemiske og termiske delmodeller SCR-katalysatordeaktivering og overhederkorrosion ved halmtilsatsfyring Præ-standardiering af prøveudtagnings- og testmetoder for udvikling af kvalitetsstyringssystemer til faste biobrændsler Kvalificering af dansk udviklet SOFCteknologi Projektet skal gennem et simuleret forløb, som 15 decentrale kraftvarmeværker deltager i, kortlægge mulighederne for levering af regulerkraft, herunder ikke mindst behovet for it- og kommunikationsværktøjer kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag: kr PSObidrag kr Eltra's bidrag: kr. Data til dette skema er fortrinsvis hentet i Eltra-publikationerne: "Miljøvenlig elproduktion Forskning og Udvikling" 2002 og

246 Decentrale værkers reguleringsevne Eltra har tilbage i gennemført et projekt, hvis formål var at få afdækket det tekniske potentiale på decentrale kraftvarmeværker, i relation til reguleringsmuligheder, og at de skal deltage på elmarkedet. Projektet forløb over to faser og herunder gengives kort resume fra de to faser: Udnyttelse af decentrale værkers reguleringsevne Fase 1 Resume: De tekniske muligheder for regulering af decentrale anlæg er vurderet i nærværende rapport. Den samlede installerede effekt på decentrale værker større end 2 MW e i Eltra's forsyningsområde er på MW e. Anlæg større end 10 MW e udgør samlet 647 MW e. Der er i "Blå notater" ikke stillet krav om mulighed for regulering for anlæg mindre end 10 MW. Den optimale løsning for regulering af anlæggene er vurderet. Der er usikkerhed om, hvor stor en del af den samlede effekt, der bør reguleres bedre end i dag. De fremtidige krav til regulerbar effekt er i høj grad afhængig af, hvordan strukturen af produktionsenheder udvikler sig. I første omgang anbefales det at fokusere på: Anlæg, som er døgnbemandet eller fjernovervåget Affaldsfyrede anlæg Kombineret gas- og dampturbineanlæg. Med disse værker fås regulering af værker med tilsammen 451 MW e installeret eleffekt svarende til ca. 36 % af den installerede eleffekt på decentrale værker. Anbefalingen er baseret på en økonomisk betragtning over investeringen set i forhold til den opnåede regulerbare effekt. Til vurdering af muligheder for regulering af ovennævnte anlæg og øvrige decentrale anlæg er der behov for en mere specifik undersøgelse. Denne undersøgelse skal ske på anlæg, der formodes at have forskellig grad af automatisering. Det anbefales at undersøge to af hver anlægstype: Gasturbineanlæg, forbrændingsmotor, kombineret gas- og dampturbineanlæg og dampturbineanlæg. Vandkraftanlæg, bioforbrændingsmotor og anlæg mindre end 10 MW e undersøges ikke yderligere. Decentrale værkers reguleringsevne Fase 2 Resume Denne rapport omhandler undersøgelsen af de decentrale værkers reguleringsevne samt deres mulighed for at deltage i reguleringen af elproduktionen. Undersøgelsen omfatter otte kraftvarmeværker, som er repræsentative for kraftvarmeværker større end 10 MW e. Undersøgelsen viser, at der er en stor sekundær reguleringskapacitet til rådighed på de decentrale kraftvarmeværker, specielt i forårs- og efterårsmånederne. Undersøgelsen viser også, at de decentrale kraftvarmeværker kun i begrænset omfang er i stand til at yde primærregulering. 246

247 PSO 4712 "Optimal drift af prioriterede anlæg", Hans Ravn Hans Ravn gennemførte ét PSO-projekt for Eltra i samarbejde med to decentrale værker, Billund Kraftvarme og Fællinggaard Varmeforsyning. Herunder er afrapportering gengivet. Projektet havde primært til formål at få afdækket mulighederne i spotmarkedet. Den samlede slutrapport for PSO-projekt 4712 kan læses på Eltra's hjemmeside. 247

248 248

249 249

250 250

251 251

252 FDKV-projektet "Decentral kraftvarme på markedsvilkår Resume af FDKV-projekt 5227 FDKV projektet "Decentral kraftvarme på markedsvilkår", sag 5227, er afsluttet med præsentation af slutrapport på konference hos Eltra den 24. marts Dette er et kort resume af projektet. Projektbeskrivelsen, perioderapport og slutrapport findes på Projektet er gennemført i perioden 1. juli 2003 til 1. marts Projektet blev udført af en projektgruppe bestående af Foreningen Danske Kraftvarmeværker (FDKV), Naturgas Midt-Nord, Scanenergi og Dankontrol. Hos Eltra har en række medarbejdere bidraget til projektet, det gælder særligt fra Teleafdelingen og fra Systemdesign. Henning Parbo og Kim Behnke har fungeret som Eltra's medlemmer af projektgruppen. Den oprindelige ansøgning udløste en bevilling fra Eltra på 1,365 mio. kr. (ud af projektets samlede budget på 2,2 mio. kr.). I oktober 2003 fik projektet en tillægsbevilling på 0,377 mio. kr. Dertil skal lægges en række udgifter for Eltra's teleafdeling. Samlet har projektet medført direkte udgifter for Eltra på ca. 2 mio.kr. Dette beløb er eksklusive tidsforbrug hos Eltra's medarbejdere. Projektet havde til formål at få følgende punkter undersøgt: - Afdække og afgrænse kraftvarmeanlægs muligheder for at levere regulerkraft og andre systemtjenester til elmarkedet. Og miljøkonsekvenser af ændret drift. - Simulere drift med indmelding af produktion i spot- og regulerkraftmarkedet. - Udvikling af optimale produktionsplaner under hensyn til fjernvarmebehov/akkumuleringstanke, spotpriser og tilbageholde kapacitet for regulerkraft. - Teste en række anlægstypers muligheder i de forskellige markeder samt undersøge fordele/ulemper ved at have vindmøller med i markedsbud. - Udvikle og afprøve it og kommunikationsværktøjer for den nye driftsform. 13 forskellige anlæg I projektet har deltaget 13 forskellige decentrale kraftvarmeværker samt tre vindmøller. De decentrale værker har eleffekt rækkende fra 30 kw til 31 MW. Der er testet på gasmotorer, Combined Cycle anlæg, biogasanlæg, gasturbiner og minianlæg. De 13 deltagere var: Aulum Kraftvarmeværk Danfoss Denmax Energi Fællinggaard Varmeforsyning - Gartneriet Hjortebjerg Grindsted El- og Varmeværk Dragsbæk Maltfabrik Brædstrup Totalenergi Akzo Nobel Salt Vaarst-Fjellerad Kraftvarmeværk Uhrenholtgård Biogasanlæg Snedsted Varmeværk Salling Ungdomsskole. Konklusionen er, at kun gasmotorer er velegnede til drift i regulerkraftmarkedet. Gasturbiner er for kostbare i drift. Combined Cycle-anlæg har for lange opstartstider. Anlæg til procesenergi (f.eks. damp) skal køres efter fast driftsmønster. Gasmotorerne har derimod vist sig at kunne starte/stoppe på minutter. Blandt andet tilladelse fra Dansk Gasmateriel Prøvning om at flytte "skylningen" af røggaskanalerne fra før drift til efter drift, samt generel afkortning af deltider ved opstart har formået at halvere gasmotorenes samlede start/stop-tider. 252

253 Flere start/stop og mere miljøbelastning. Det har vist sig, at anlæggene har væsentligt flere uplanlagte stop end forventet. Særligt gasmotorer med gnisttænding har en del uplanlagte stop (40-60 pr. år). Det vil derfor være en fordel for anlægsejerne at være med i en "andelsklub", hvor man kan afdække hinandens uplanlagte driftsstop. Det har desuden vist sig, at ændret driftsform giver flere planlagte start/stop. Bud i markeder for op- og nedregulering giver ca. 150 ekstra start/stop om året i forhold til den hidtidige 3-ledsdrift. Miljøbelastningen fra gasmotorværker stiger således med omkring 1 % som følge af planlagte og uplanlagte driftsstop. Markedsdeltagelsen Projektet har vist, at der ikke er fordele ved at have vindmøller med i "andelsklubben". Gasturbiner, industrianlæg, affald m.v., er ikke velegnet til mange start/stop. De er dog anvendelige i "andelsklubben", da de kan give grundlast. Ny lovgivning for decentrale kraftvarmeværker kendes endnu ikke. Der er lagt til grund, at der bliver tale om en model, hvor værkernes produktion efter 3-ledstarif i måles op imod en gennemsnitlig spotpris og udløser et tilskud. Der er penge at tjene ved bud i spotmarkedet, hvis "andelsklubben" formår at få en bedre spotpris end den gennemsnitlige. Men der er flere penge at tjene (ca %) ved at deltage i regulerkraftmarkedet. Der er udviklet et beregningsværktøj for kip-priser. De deltagende værker har udregnet meget nøjagtige marginalomkostninger (kip-priser). Priserne svinger fra minus 35 øre til plus 40 øre pr. marginal kwh. Blandt andet har visse gartnerianlæg negative priser som følge af CO 2 - gødskning, her er el et spildprodukt. Anlæg med meget høje kip-priser har en alternativ mulighed ved at fremstille varme billigere på kedelanlæg. Nogle anlæg har særlig afgift-s/tilskudsmønster, som gør, at deres kip-pris ikke er statisk. Decentral kraftvarme som helhed vil derfor ikke komme til at optræde som en homogen masse i markedet. Tekniske vanskeligheder En del af projektet var at få etableret kommunikationsfaciliteter på alle værker for fjernkontrol. 11 ud af 13 værker blev drevet online i realtid fra Dankontrol. De 13 deltagende værker viste sig at være meget forskellige, også hvad angår værkernes styring (SRO/PLC). Aldersmæssigt var der udstyr fra Det medførte tab af tid og ekstra omkostninger for projektet. Tillægsbevillingen skyldes således disse uforudsete udgifter. Udgifter til soft- og hardware på værkerne helt op til kr. har givet to erfaringer: 1) Anlæg med beskeden installeret effekt skal ikke omfattes af fjernkontrol. 2) Snitfladen skal være til og med kommunikationsboksen. Det må derefter overlades til værksejeren at sikre forbindelser og modificeringer af værkets udstyr (i nogle tilfælde er det billigere at købe helt nyt). Central styring Hos Dankontrol blev der etableret udstyr for central kontrol af værkerne. Sammen med udstyr hos Scanenergi blev der testet for udarbejdelse af effektplaner, køreplaner osv. Ikke alle rutiner blev afprøvet i detaljer. Således er der fortsat uafklarede spørgsmål i relation til, hvilke data 253

254 Eltra skal modtage. I projektet blev der af Eltra installeret måle- og kommunikationsudstyr på værker mindre end 2 MW. Derved var det muligt at få en præcis log fra både EDOS og PANDA for værkernes drift. Disse data fik projektgruppen til at sammenligne med deres simuleringsdata. Projektet har udviklet software efter princippet om "traveling salesman". Online sker opdatering af et værks data, og de lægges til grund for en samlet optimeringsberegning hvert 2. minut. Scanenergi er produkionsbalanceansvarlig og har i døgnet før driftsdøgnet simuleret levering af planer til Nord Pool og Eltra. Scanenergis kommercielle strategi omsættes hos Dankontrol til driftsplaner for hvert enkelt værk. I driftsdøgnet er det Dankontrol, som leverer ændrede driftsplaner til Eltra. Der er ikke anvendt graddage for beregning af prognoser for varmebehov, men derimod sidste tre dages gennemsnit. Systemet er testet og virker. Prognoseplaner har været rimelige nøjagtige. Der er dog lagt nogle forudsætninger ind i simuleringen. Blandt andet at alle regulerkraftbud er blevet taget. Øvrigt - Der er konstateret mulighed for fjernregulering af cos φ på syv af 13 anlæg og dermed potentiale for afhjælpning af lokale behov for reaktiv effekt. - Der er foretaget beregninger for anvendelse af elpatroner i kraftvarmesystemet. Konklusionen er, at anlægsomkostningen kræver et vist minimum (f.eks. 1 MW). Afgiftsreglerne for elafgift skal ændres. Og endelig er det konstateret, at det antal timer om året, hvor elpatroner kan være relevante, er begrænsede. 254

255 Bilag Bekendtgørelse om pristillæg Bekendtgørelse om pristillæg til elektricitet produceret ved decentral kraftvarme m.v. I medfør af 8 a, stk. 2, 58, stk. 10, 58 a, stk. 5, 58 b, stk. 5, 64 og 68 a, 78, stk. 3 og 8, 85 a, stk. 1 og 3-5, og 88, 90 og 92 i lov om elforsyning, jf. lovbekendtgørelse nr. 151 af 10. marts 2003, som ændret ved lov nr. 494 af 9. juni 2004 og lov nr. 495 af 9. juni 2004, fastsættes: Kapitel 1 Bekendtgørelsens anvendelsesområde 1. Denne bekendtgørelse omhandler pristillæg til elektricitet produceret på decentrale kraftvarme- og elproduktionsanlæg med affald som brændsel, som nævnt i 58 og 58 a i elforsyningsloven og visse andre kraftvarmeanlæg, som nævnt i lovens 58 b. Stk. 2. Ved elproduktionsanlæg med affald som brændsel forstås anlæg, hvor affald i fast form anvendes som brændsel. Lossepladsgas og andre former for gas fremstillet ved bioforgasning af affald anses ikke for affald i denne bekendtgørelse. Kapitel 2 Generelle bestemmelser for pristillæg efter 58 og 58 a i elforsyningsloven a. Definition af produktionsenhed og tilslutningstidspunkt 2. Med en elproduktionsenhed menes i denne bekendtgørelse et værk eller flere værker som nævnt i stk. 3, som varetager decentral kraftvarmeforsyning eller affaldsforbrænding, som nævnt i 58, stk. 1, i elforsyningsloven. Elproduktionsanlæg, der alene anvender vedvarende energikilder, som nævnt i lovens 57, medregnes ikke i elproduktionsenheden. Stk. 2. Med et værk menes i denne bekendtgørelse et eller flere elproduktionsanlæg, som er beliggende på samme matrikel eller på flere sammenhængende matrikler, og som har samme ejer pr. 1. januar Stk. 3. Flere værker anses for samme elproduktionsenhed i denne bekendtgørelse, hvis de leverer varme til samme kollektive varmeforsyningsnet og har samme ejer pr. 1. januar Hvis elproduktionsenheden ikke er nettilsluttet første gang senest den 21. april 2004, jf. 58, stk. 2, 1. pkt., i elforsyningsloven, kan der ydes pristillæg efter lovens 58 eller 58 a til elproduktionen, hvis der senest samme dato foreligger et projekt for etablering af enheden, som opfylder de i nr. 1 eller 2 nævnte betingelser: 1) Hvis etableringen af elproduktionsenheden omfattes af bestemmelserne i lov om varmeforsyning, skal projektet være godkendt af kommunalbestyrelsen efter regler fastsat i medfør af denne lov. 2) I andre tilfælde skal etableringen af elproduktionsenheden være påbegyndt, eller der skal foreligge et projekt for etablering af enheden, som vurderes at være økonomisk rentabelt med udgangspunkt i budgetoplysninger i projektet. Etableringen anses for påbegyndt, når elproducenten har indgået aftale om anlægsarbejder eller om køb af materialer hertil. Stk. 2. En elproduktionsenhed anses for nettilsluttet første gang, jf. 58, stk. 2, i elforsyningsloven, på den første dag i måneden efter, at det første installerede anlæg i produktionsenheden har leveret elektricitet til elforsyningsnettet. b. Fastsættelse og ændring af grundbeløb 4. Grundbeløbet, som nævnt i 58, stk. 6, i elforsyningsloven fastsættes efter bestemmelserne i 5-9 på grundlag af den udbetalte støtte, jf. lovens 58, stk. 7. Grundbeløbet fastsættes senest den 31. december 2005, uanset om der ydes pristillæg til elproduktionsenheden efter lovens 58 eller 58 a. 1

256 Bilag Stk. 2. Grundbeløbet fastsættes som nævnt i 6 eller 7 med virkning fra den 1. januar Hvis afgørelsen ikke er truffet senest på denne dato, anvendes et a conto grundbeløb med efterfølgende regulering. Grundbeløbet kan ændres eller nedsættes som nævnt i 8 og 9. Stk. 3. Hvis grundbeløbet ændres efter fornyet beregning i en periode på 3 år, som nævnt i 8, stk. 1, og 9, stk. 4, har ændringen virkning fra ophøret af denne periode. Stk. 4. Hvis grundbeløbet nedsættes på grund af nedsat produktionskapacitet eller overgang til nettoafregning, som nævnt i 9, stk. 2 og 3, har ændringen virkning fra den første dag i måneden efter, at det nævnte forhold er indtruffet. 5. Forskellen mellem den gennemsnitlige afregning af elproduktionen i en periode efter bekendtgørelse nr. 786 af 21. august 2000 om elafregningspriser for decentrale elproducenter (3-tidstariffen) og den betaling, som ville være ydet ved den gennemsnitlige spotpris i samme periode, jf. 58, stk. 7, nr. 1, i elforsyningsloven, beregnes som vist i bilag 2. Stk. 2. Med spotprisen menes den af den nordiske elbørs Nord Pool angivne timepris pr. kwh på spotmarkedet for pågældende område. 6. Hvis elproduktionsenheden er nettilsluttet senest den 31. december 2003, fastsættes grundbeløbet som den højeste udbetalte støtte, jf. i 58, stk. 7, nr. 1, i elforsyningsloven, i et af årene i de i nr. 1-3 nævnte perioder (i det følgende benævnt det udvalgte år), jf. dog stk. 2-6: 1) Alle årene inkl., hvis enheden har været i drift i alle disse år. 2) To af årene inkl., hvis enheden ikke har været i drift i det tredje af disse år. 3) Et af årene inkl., hvis enheden ikke har været i drift i de to andre år samt Stk. 2. Hvis elektriciteten i perioden inkl. er overgået til at modtage nettoafregning, jf. 8 a i elforsyningsloven, fastsættes grundbeløbet alene ud fra forholdene i de år, hvor der er nettoafregnet. Hvis der ikke er nettoafregnet i to af årene, fastsættes grundbeløbet som den højeste udbetalte støtte i det tredje år og Stk. 3. Hvis elektriciteten i 2001 er overgået til delvis at modtage pristillæg på andet grundlag end 3- tidstariffen, fastsættes grundbeløbet som den højeste udbetalte støtte i årene 2002 og Stk. 4. Hvis elproduktionsenheden kun har været i drift i 2004, fastsættes grundbeløbet som den udbetalte støtte i dette år. Indtil resultatet af driften i 2004 foreligger, fastsættes et a conto grundbeløb. Stk. 5. Hvis elproduktionskapaciteten pr. 1. januar 2005 er reduceret i forhold til kapaciteten i det udvalgte år, reduceres grundbeløbet i det udvalgte år i forhold hertil. Stk. 6. Hvis elproduktionen i det år, som udvælges efter stk. 1-3, må anses for uforholdsmæssigt lav i forhold til 2000 eller tidligere år med regelmæssig drift af pågældende værk, og denne afvigelse kan henføres til nedbrud eller renovering af et eller flere anlæg svarende til en samlet indstilling af driften i mindst 2 måneder eller andre tilsvarende væsentlige driftsforstyrrelser, fastsættes grundbeløbet uanset det i stk. 1-5 anførte på grundlag af værkets produktion og driftsøkonomi i perioder inden for årene inkl., hvor driften må anses for regelmæssig. 7. Uanset bestemmelserne i 6 fastsættes grundbeløbet i de i stk. 2 og 3 nævnte tilfælde ved en beregning af den forventede udbetalte støtte. Stk. 2. Hvis elproduktionsenheden er nettilsluttet første gang efter den 31. december 2003, fastsættes grundbeløbet efter en beregning på grundlag af oplysninger om produktion og driftsøkonomi i et projekt, som opfylder betingelserne i 3, stk. 1. Stk. 3. Hvis der for en elproduktionsenhed, som er nettilsluttet senest den 31. december 2003 foreligger et projekt senest den 21. april 2004 for ændring af produktionskapaciteten, som opfylder betingelserne i 3, stk. 1, fastsættes grundbeløbet for den ændrede enhed ved en forholdsmæssig beregning på grundlag af oplysninger om produktion og driftsøkonomi i den bestående enhed. Hvis elproducenten godtgør, at den 2

257 Bilag nye produktionskapacitet vil blive benyttet ved en anden driftsform, fastsættes grundbeløbet dog som nævnt i stk Hvis et grundbeløb er fastsat på grundlag af beregninger, som nævnt i 6, stk. 5 og 6, og 7, foretages der en efterfølgende beregning af den udbetalte støtte til elproduktionsenheden i hvert år i en periode på 3 år, jf. stk. 2. Hvis det gennemsnitlige grundbeløb efter denne beregning afviger mindst 5 % fra det tidligere fastsatte grundbeløb, ændres det tidligere fastsatte grundbeløb i overensstemmelse med beregningen. Stk. 2. Beregningsperioden i de i 6, stk. 5 og 6, nævnte tilfælde er årene inkl. Perioden i de i 7, stk. 2 og 3, nævnte tilfælde er 3 år regnet fra første dag i måneden efter nettilslutningen, henholdsvis ibrugtagningen af den udvidede produktionskapacitet. Stk. 3. Beregningen foretages på grundlag af en beregning af den gennemsnitlige afregning efter 3- tidstariffen til en produktionsenhed med lignende produktionskapacitet og lignende fordeling af varmeproduktionen. Stk. 4. Hvis der siden fastsættelsen af grundbeløbet, som nævnt i 6, stk. 5 og 6, og 7, er sket en forøgelse af produktionskapaciteten eller en forøget levering til elforsyningsnettet på grund af hel eller delvis ophør af nettoafregning, indgår forøgelsen ikke i den fornyede beregning. 9. Efter fastsættelsen af et grundbeløb, som nævnt i 6-8, nedsættes grundbeløbet under de i stk. 2 og 3 nævnte betingelser. Stk. 2. Grundbeløbet nedsættes forholdsvis, hvis produktionskapaciteten i elproduktionsenheden varigt reduceres i forhold til kapaciteten på beregningstidspunktet. Nedsættelse sker på grundlag af en anmeldelse, som nævnt i 13, stk. 2, nr. 2, eller hvis den systemansvarlige virksomhed i øvrigt bliver bekendt med, at kapaciteten er varigt reduceret. Stk. 3. Hvis elektriciteten overgår til nettoafregning, nedsættes grundbeløbet på grundlag af den forventede levering til elforsyningsnettet efter overgangen til nettoafregning. Stk. 4. Hvis grundbeløbet er nedsat, som nævnt i stk. 3, foretages der en efterfølgende beregning af den udbetalte støtte til elproduktionsenheden i hvert år i en periode på 3 år fra den første dag i måneden efter overgangen til nettoafregning. Hvis det gennemsnitlige grundbeløb efter denne beregning afviger mindst 5 % fra det tidligere fastsatte, ændres det tidligere fastsatte grundbeløb i overensstemmelse med beregningen. c. Fastsættelse og ændring af produktionskapacitet 10. Elproduktionskapaciteten i en elproduktionsenhed fastsættes svarende til oplysninger i Energistyrelsens stamdataregister, jf. regler fastsat i medfør af 85 a i elforsyningsloven, jf. dog stk. 2 og 3. Stk. 2. Hvis elproducenten anmoder herom, eller den systemansvarlige virksomhed vurderer, at den i stk. 1 nævnte elproduktionskapacitet ikke er korrekt, fastsættes elproduktionskapaciteten i enheden på grundlag af den maksimale målte elproduktion i en time i årene inkl. efter retningslinjer fastsat af den systemansvarlige virksomhed. Stk. 3. Hvis fastsættelsen af kapaciteten i en elproduktionsenhed efter stk. 2 indebærer, at en enhed, som ifølge stamdataregistret omfattes af 58 i elforsyningsloven, fremover henføres til lovens 58 a, eller at en enhed omfattet af lovens 58 a fremover henføres til lovens 58, ændres pristillægget til enheden i overensstemmelse hermed med en måneds varsel til den første dag i en måned. Stk. 4. For anlæg, som er nettilsluttet efter den 1. januar 2005, fastsættes elproduktionskapaciteten på grundlag af oplysninger herom i et projekt for anlægget. Stk. 5. Elproduktionskapaciteten fastsættes med et interval på 0,1 MW ved afgørelsen af, om elproduktionsenheden omfattes af 58 eller 58 a i elforsyningsloven. 3

258 Bilag Kapitel 3 Ydelse af pristillæg efter 58 i elforsyningsloven a. Beregning og udbetaling af pristillæg 11. Ved en elproduktionsenhed bestående af flere værker fordeles det samlede beregnede grundbeløb for produktionsenheden forholdsvis mellem værkerne i forhold til fordelingen af eleffekten. 12. Pristillægget indeksreguleres, jf. 58, stk. 5, i elforsyningsloven, i overensstemmelse med bilag 3. b. Anlæg til rådighed 13. Et værk, hvortil der ydes pristillæg efter 58 i elforsyningsloven, skal være driftsklart og til rådighed for driften i det sammenhængende elforsyningssystem i overensstemmelse med bestemmelserne i dette kapitel. Stk. 2. Elproducenten skal anmelde til den systemansvarlige virksomhed, 1) at driften af værket ophører varigt, 2) at kapaciteten i værket nedsættes varigt i forhold til beregningsgrundlaget i 6-8 ved udrangering af et eller flere anlæg, jf. i øvrigt 9 om nedsættelse af grundbeløb, 3) at driften af værket eller et eller flere anlæg i værket forventes midlertidigt indstillet i mindst et døgn som følge af nedbrud eller eftersyn, 4) at driften af værket eller et eller flere anlæg i værket har været midlertidigt indstillet i et døgn forud for anmeldelsen som følge af nedbrud eller eftersyn, hvis forholdet ikke er anmeldt på forhånd efter nr. 3, og 5) at værket eller anlægget som nævnt i nr. 3 eller 4 atter er driftsklart på tidspunktet for anmeldelsen. 14. Den systemansvarlige virksomhed påser, at værket er driftsklart og til rådighed for driften i det sammenhængende elforsyningssystem, som nævnt i 13, stk. 1. Stk. 2. Den systemansvarlige virksomhed fastsætter retningslinjer for tilsynet, som nævnt i stk.1, under hensyntagen til produktion og driftsøkonomi i pågældende værk eller værkskategori, for indsendelse af anmeldelser som nævnt i 13 og i stk. 3, og for indholdet og behandlingen af anmeldelserne. Stk. 3. Det kan fastsættes i retningslinjerne, at en elproducent skal indsende anmeldelse med fornøden dokumentation for, at værket er driftsklart, hvis der ikke foreligger oplysninger om regelmæssig elproduktion. Stk. 4. Det kan endvidere fastsættes i retningslinierne, at den systemansvarlige virksomhed kan iværksætte stikprøvevis prøvestart af et eller flere anlæg i et værk, hvis det ikke på anden måde anses for godtgjort, at anlæggene er driftsklare. Prøvestart iværksættes efter rimeligt varsel. 15. Pristillæg efter 58 i elforsyningsloven ophører, når driften af værket er anmeldt ophørt varigt, jf. 13, stk. 2, nr. 1, eller den systemansvarlige virksomhed finder det godtgjort, at driften reelt er ophørt varigt. Stk. 2. Ved varig nedsættelse af elproduktionskapaciteten, jf. 13, stk. 2, nr. 2, reduceres grundbeløbet, som nævnt i 9, stk. 2. Stk. 3. Når driften af et værk eller et anlæg er anmeldt midlertidigt indstillet som følge af nedbrud eller eftersyn, som nævnt i 13, stk. 2, nr. 3 eller 4, bortfalder udbetalingen af pristillægget for pågældende værk eller anlæg i det nærmeste hele antal dage, hvori driften har været indstillet, jf. dog stk. 5. Stk. 4. Hvis den systemansvarlige virksomhed konstaterer, at et eller flere anlæg på et værk ikke er driftsklare som følge af nedbrud eller eftersyn, og der ikke er indgivet anmeldelse herom efter 13, stk. 2, nr. 3 eller 4, bortfalder udbetalingen af pristillægget for den periode, hvori værket eller anlægget efter de foreliggende oplysninger må antages ikke at have været driftsklart, jf. dog stk. 5. 4

259 Bilag Stk. 5. Pristillægget bortfalder dog ikke på grund af nedbrud eller eftersyn i en eller flere perioder af i alt 6 uger hvert år for værker med affald som brændsel og 4 uger hvert år for andre værker. Stk. 6. Den systemansvarlige virksomhed efterregulerer bortfaldne pristillæg efter udgangen af pågældende år. Kapitel 4 Beregning af pristillæg efter 58 a i elforsyningsloven 16. Pristillæg efter 58 a i elforsyningsloven fastsættes, så pristillægget og spotprisen, jf. 5, stk. 2, tilsammen svarer til 3-ledstarif beregnet efter bilag 4. Stk. 2. Beregningen af betaling efter 3-ledstariffen foretages for pågældende sammenhængende elforsyningssystem. Med virkning fra den 1. januar 2006 foretages beregningen dog for hele landet under et. Stk. 3. Elproducenter, som den 1. januar 2005 afregnes efter en eksisterende aftale indgået før den 1. september 2000, modtager efter anmodning til den systemansvarlige virksomhed et pristillæg, som sammen med markedsprisen svarer til den afregning, som følger af aftalen. 17. Den systemansvarlige virksomhed kan stille objektive og ikke-diskriminerende tekniske krav til en elproducent med pristillæg efter 58 a i elforsyningsloven begrundet i hensyn til elsystemets overordnede drift og sikkerhed. Stk. 2. I den udstrækning de tekniske krav, jf. stk. 1, medfører et økonomisk tab for elproducenten som følge af, at producenten ikke har frihed til at udnytte elafregningen i høj- og spidslast optimalt, kompenserer den systemansvarlige virksomhed producenten herfor. Stk. 3. Inden for de i bilag 4 nævnte rammer og med rimeligt varsel kan den systemansvarlige virksomhed foretage en tidsmæssig ændring af de i dette bilag nævnte spids- og højlastperioder for en eller flere elproducenter inden for tidsrummet 05:00-22:00, hvis dette er nødvendigt af hensyn til elsystemets overordnede drift. 18. En elproducent, som er berettiget til at modtage pristillæg for elektricitet efter 58 a i elforsyningsloven, kan efter anmodning til den systemansvarlige virksomhed overgå til at få pristillæg til elektriciteten efter lovens 58 med virkning fra den første dag i det følgende kvartal. Hvis elproduktionsenheden har en kapacitet til og med 5 MW, kan elproducenten anmode om genoptagelse af pristillæg efter lovens 58 a en gang årligt med virkning fra årsdagen for overgangen til pristillæg efter lovens 58. Stk. 2. Anmodninger, som nævnt i stk. 1, indgives inden den første dag i måneden forud for pågældende kvartal. Stk. 3. Den systemansvarlige virksomhed kan endvidere iværksætte demonstrationsprojekter for overgang til elsalg på markedsvilkår, hvorved elproducenter, der er berettiget til at modtage pristillæg efter 58 a i elforsyningsloven, i en eller flere perioder på indtil 3 måneder i alt kan modtage pristillæg efter lovens 58. Stk. 4. Den systemansvarlige virksomhed fastsætter retningslinjer for indgivelse af anmodninger efter stk. 1 og 2, for indhold og behandling af anmeldelser samt om ændring af pristillæg i forbindelse med demonstrationsprojekter, som nævnt i stk. 3. Kapitel 5 Beregning af pristillæg efter 58 b i elforsyningsloven 19. Der ydes pristillæg til elektricitet produceret på anlæg på kraftvarmeværker, som nævnt i 58 b, stk. 1, i elforsyningsloven. Stk. 2. For hvert værk fastsættes der et normeret støttebeløb, jf. 58 b, stk. 2, nr. 1, i elforsyningsloven, på grundlag af støtten i det af årene , hvor den hidtidige støtte (kraftvarmegarantien) efter kapitel 7 i bekendtgørelse nr. 231 af 21. april 1998 om adgang til elforsyningsnettet m.v. har været højest (det udvalgte år). 5

260 Bilag Stk. 3. Det normerede støttebeløb fastsættes som den samlede afregning i det udvalgte år inkl. støtte ydet efter de i stk. 2 nævnte bestemmelser. Stk. 4. Det normerede støttebeløb indeksreguleres, jf. lovens 58 b, stk. 3, i overensstemmelse med bilag 3. Stk. 5. Pristillægget fastsættes årligt på grundlag af det normerede beløb efter 58 b, stk. 2, nr. 1, i elforsyningsloven og balanceringsgodtgørelsen efter samme bestemmelsesnr. 2. Den del af pristillægget, som vedrører det normerede beløb, reduceres lineært ved en gennemsnitlig månedlig spotpris over 0 øre pr. kwh og bortfalder, når denne spotpris svarer til gennemsnittet af det normerede støttebeløb divideret med elproduktionen. 20. Bestemmelserne i 6, stk. 5 og 6, og 8 og 9 om anden fastsættelse og ændring af grundbeløb finder tilsvarende anvendelse for det normerede beløb, som nævnt i 19. Kapitel 6 Fravalg af pristillæg 21. En elproducent kan ved meddelelse til den systemansvarlige virksomhed fravælge modtagelsen af pristillæg efter b i elforsyningsloven. Elproducenten kan endvidere ved meddelelse til den systemansvarlige virksomhed genoptage modtagelsen af de nævnte pristillæg. Stk. 2. Fravalg og genoptagelse efter stk. 1 sker med virkning fra den første dag i en måned og med forudgående varsel på mindst en måned. Stk. 3. Den periode, hvor pristillæg er fravalgt, medregnes i de i lovens 58 og 58 b fastsatte perioder for modtagelse af pristillæg. Stk. 4. Nødvendige administrative omkostninger ved fravalg og genoptagelse, som afholdes af den pågældende net- eller transmissionsvirksomhed og den systemansvarlige virksomhed, betales af elproducenten på grundlag af opgørelse over disse omkostninger. Stk. 5. Den systemansvarlige virksomhed fastsætter retningslinjer for indgivelse af meddelelse efter stk. 1 og for indholdet og behandlingen af meddelelsen. Kapitel 7 Oplysningspligt og betaling 22. En elproducent, som modtager pristillæg efter b i elforsyningsloven, skal, foruden de i 13, stk. 2, og 14, stk. 3, nævnte anmeldelser, underrette den systemansvarlige virksomhed om alle forhold af betydning for berettigelsen af at modtage pristillæg og fastsættelsen af størrelsen og varigheden af pristillægget. Underretningen skal ske, så snart pågældende forhold er indtruffet eller fra det tidspunkt, hvor elproducenten er blevet bekendt med, at forholdet vil indtræffe. 23. Nødvendige omkostninger til målinger af elproduktion, hvortil der ydes pristillæg, herunder til opsætning af måler, udførelsen af målinger og nødvendige administrative omkostninger herved, skal afholdes af elproducenten. Kapitel 8 Den systemansvarlige virksomheds retningslinjer 24. Den systemansvarlige virksomheds retningslinjer, som nævnt i 10, stk. 2, 14, stk. 2, 18, stk. 4, og 21, stk. 5, sendes til elproducenter, der modtager pristillæg efter b i elforsyningsloven eller ansøger herom og offentliggøres på elektroniske medier. Stk. 2. Retningslinjer, som nævnt i stk. 1, skal godkendes af Energistyrelsen, som kan give pålæg om ændring af retningslinjerne. 6

261 Bilag Kapitel 9 Afgørelser og klageadgang 25. Den systemansvarlige virksomhed træffer afgørelse om 1) afgrænsning af elproduktionsenheder og fastlæggelse af tidspunktet for første nettilslutning, jf. 2 og 3, 2) fastsættelse af grundbeløb efter 58, stk. 7, i elforsyningsloven og 4-9 i denne bekendtgørelse og fastsættelse af normeret støttebeløb efter 19, stk. 2 og 3, og 20 i denne bekendtgørelse, 3) fastsættelse af produktionskapacitet efter 10, 4) omfanget af rådighedsforpligtelse efter 13-15, 5) overgang til anden form for pristillæg efter lovens 58 a, stk. 4, jf. 18, stk. 1 og 2, i denne bekendtgørelse, 6) fravalg af pristillæg efter 21 og 7) fastsættelse af størrelsen af pristillæg efter lovens 58, stk. 4 og 5, jf. 11 og 12 i denne bekendtgørelse, lovens 58 a, stk. 2 og 3, jf. 16 og 17 i denne bekendtgørelse, og lovens 58 b, stk. 2 og 3, jf. 19, stk. 4 og 5, i denne bekendtgørelse. Stk. 2. Den systemansvarlige virksomheds afgørelser, som nævnt i stk. 1, nr. 1-4, kan påklages til Energistyrelsen. Stk. 3. Den systemansvarlige virksomheds afgørelser, som nævnt i stk. 1, nr. 5-7, kan påklages til Energitilsynet. 26. Energistyrelsens afgørelser efter 25, stk. 2, kan påklages til Energiklagenævnet. Afgørelserne kan ikke påklages til økonomi- og erhvervsministeren. Stk. 2. Energistyrelsens afgørelser efter 24, stk. 2, kan ikke påklages til anden administrativ myndighed. 27. Energitilsynets afgørelser efter 25, stk. 3, kan påklages til Energiklagenævnet. 28. Klage, som nævnt i 25, stk. 2 og 3, og 26 og 27, indgives skriftligt senest 4 uger efter, at afgørelsen er meddelt. Kapitel 10 Straffebestemmelser 29. Med mindre højere straf er forskyldt efter anden lovgivning, straffes med bøde den, som afgiver urigtige oplysninger om forhold, hvorom vedkommende er forpligtet til at give oplysninger efter bestemmelser i denne bekendtgørelse eller undlader at afgive sådanne oplysninger. Stk. 2. Der kan pålægges selskaber m.v. (juridiske personer) strafansvar efter reglerne i straffelovens 5. kapitel. Kapitel 11 Ikrafttrædelse m.v. 30. Bekendtgørelsen træder i kraft den 1. januar Stk. 2. Samtidig ophæves bekendtgørelse nr. 786 af 21. august 2000 om elafregningspriser for decentrale elproducenter og i bekendtgørelse nr. 231 af 21. april 1998 om adgang til elforsyningsnettet m.v. Økonomi- og Erhvervsministeriet, den 15. december

262 Bilag Bilag 1 Indeks for korrektion af pristillæg under hensyntagen til den gennemsnitlige spotpris i området. Normeret indeksfunktion Spotpris, Sp, øre/kwh Indeksfaktor Sp<11 1,4 11< Sp< 34 1,4 0,06087 * (Sp-11) 34< Sp 0 Bilag 2 Beregning af forskel mellem afregning efter 3-ledstarif og spotmarkedspris Beregningen foretages for de i 6 nævnte anlæg for hvert af de pågældende år og for de i 7 nævnte anlæg på grundlag af projektdata. Pristillæg beregnet efter 58, stk. 7, nr. 1, i elforsyningsloven korrigeres under hensyntagen til den gennemsnitlige spotpris i området til indeksfaktoren 1,0. Indeksfaktoren fremgår af bilag 1. Den gennemsnitlige afregning af produktionen efter 3-ledstariffen findes ved at dividere den samlede afregning med årets leverede elproduktion. Den gennemsnitlige spotpris for produktionen er det uvægtede årsgennemsnit af spotprisen med et tillæg som fastlægges ud fra den gennemsnitlige afregning efter 3-ledstariffen således: Tillæg (øre/kwh)= - 5,62+0,181*gennemsnitlig 3-ledstarif (øre/kwh). Bilag 3 Indeks for regulering af pristillæg I årene skal pristillæg reguleres, som nævnt i 12 og 19, stk. 4, i takt med den gennemsnitlige omkostningsudvikling. Indeksreguleringen baseres på 70 % nettoprisindeks og 30 % kulprisindeks fra Danmarks Statistik. Som kulprisindeks anvendes prisindekset for importeret kul og koks. Indekset reguleres en gang om året pr 1. januar, første gang i januar 2005, med det gennemsnitlige indeks i 2004 i forhold til det gennemsnitlige indeks for Reguleringsindekset, Ir, beregnes ud fra det gennemsnitlige nettoprisindeks Inetto og det gennemsnitlige kulprisindeks Ikul som: Ir = (0,7*Inetto + 0,3*Ikul)/102,1, idet de gennemsnitlige nettopris- og kulprisindeks i 2003 var henholdsvis 107,3 og 89,9. 8

263 Bilag Det regulerede indeks for pristillægget, som nævnt i 12, er i afhængighed af den gennemsnitlige spotpris Sp og reguleringsindekset Ir: Reguleret indeksfunktion Spotpris, Sp, øre/kwh Sp<11*Ir 11*Ir< Sp< 34*Ir Indeksfaktor 1,4*Ir 1,4*Ir 0,06087 * (Sp-11*Ir) 34*Ir< Sp 0 Det normerede støttebeløb, som nævnt i 19, stk. 4, reguleres med Ir. Bilag 4 Beregning af pristillæg efter elforsyningslovens 58 a I dette bilag fastsættes principperne for beregning af et beløb pr. kwh, svarende til 3-ledstariffen efter bekendtgørelse nr. 786 af 21. august 2000 om elafregningspriser for decentrale elproducenter, som udgør summen af spotprisen og det pristillæg, som ydes efter 58 a i elforsyningsloven. 1. Beregning af omkostning ved elproduktion på referenceværk og sparede netomkostninger Der fastlægges tre tarifperioder: Lav-, høj- og spidslast med forskellig afregningspris i hver periode. Spids- og højlasttimerne skal placeres inden for perioden 05:00-22:00. Lavlasttimerne fastlægges til alle øvrige timer. Referenceværkets årlige benyttelsestid T fastsættes til timer, svarende til elforbrugets benyttelsestid. Antallet af driftstimer pr. år for referenceværket i de tre perioder kaldes T l, T h og T s (timer). Forholdet mellem og det samlede antal spidslasttimer i et kalenderår kaldes K s. Forholdet mellem og det samlede antal højlasttimer i et kalenderår kaldes K h. Referenceværkets specifikke anlægsomkostning kaldes A (kr/kw). Referenceværkets faste driftsomkostninger kaldes D f (kr/kw/år). Referenceværkets variable driftsomkostninger kaldes D v (kr/kwh). Referenceværkets års-elvirkningsgrad målt i forhold til nedre brændværdi kaldes h (%). Den økonomiske levetid for investeringer i referenceværk og net kaldes L (år). Sparede netinvesteringer kaldes N (kr./kw) på det pågældende spændingsniveau. Der betales for sparede netinvesteringer på alle de niveauer, der ligger over tilslutningspunktet med undtagelse af 400 kv-nettet. Der henvises til afsnit 2, tabel c. Rentefoden kaldes r (%). Kapitaliseringsfaktoren k = r/(1-(1+r) -L ) (%). Anlægsomkostningerne, de faste driftsomkostninger og sparede netinvesteringer fordeles på tarifperioder med fordelingsnøglen: a l, a h og a s (%). 9

264 Bilag Nettab i de tre perioder på det pågældende spændingsniveau kaldes t l, t h, t s (%). Der betales for sparet nettab på alle de niveauer, der ligger over tilslutningspunktet. Der henvises til afsnit 2, tabel b. Referenceværkets naturgaspris målt i forhold til nedre brændværdi kaldes B (kr./kwh). Denne deles op i en kulprisreguleret del, B 1, og en nettoprisindeksreguleret del, B 2. Afregningsprisen beregnes først på kraftværks- og transformerniveau. Disse afregningspriser anvendes som basis for fastsættelse af afregningsprisen på forskellige transformerniveauer. Afregningsprisen i tarifperiode i (i = l, h eller s) ved tilslutning på kraftværksniveau fastsættes til: V i =B/ h +D v +K i. (k. A+D f ). a i /T i. Afregningsprisen i tarifperiode i (i = l, h eller s) ved tilslutning på 150/60 kv-transformerniveau fastsættes til: V i * =V i /(1-t i )+K i. k. N. a i /T i, hvor t i er nettabet på 400/150 kv-niveau, og N er sparet netudbygning på 150 kv-niveau. Afregningsprisen i tarifperiode i (i = l, h eller s) ved tilslutning på 60/10 kv-transformerniveau fastsættes til: V i ** =V i * /(1-t i )+K i. k. N. a i /T i, hvor t i er nettabet på 60 kv-niveau, og N er sparet netudbygning på 60 kv-niveau. Afregningsprisen i tarifperiode i (i = l, h eller s) ved tilslutning på 10/0,4 kv-transformerniveau fastsættes til: V i *** =V i ** /(1-t i )+K i. k. N. a i /T i, hvor t i er nettabet på 10 kv-niveau, og N er sparet netudbygning på 10 kv-niveau. Afregningsprisen i tarifperiode i (i = l, h eller s) ved tilslutning på 0,4 kv-niveau ved forbrugsstedet fastsættes til: V i *** /(1-t i )+K i. k. N. a i /T i, hvor t i er nettabet på 0,4 kv-niveau, og N er sparet netudbygning på 0,4 kv-niveau. Hvis anlægget tilsluttes på et givet spændingsniveau uden for en transformer, fastsættes afregningsprisen som afregningsprisen på det overliggende transformerniveau som nævnt oven for plus halvdelen af værdien af sparet nettab og sparede netinvesteringer på det givne spændingsniveau. I denne bekendtgørelse sidestilles spændingsniveauet 150 kv med 132 kv og 60 kv med 50 kv. 2. Fastlæggelse af beregningsparametre De i afsn. 1 indgående parametre fastsættes således: Parameter Værdi Enhed Regulering R 6 pct. Reguleres ikke L 25 år Reguleres ikke A 4993 kr/kw Nettoprisindeks a l 0 pct. Reguleres ikke a h 50 pct. Reguleres ikke a s 50 pct. Reguleres ikke D v 0,014 kr/kwh Nettoprisindeks D f 75 kr/kw/år Nettoprisindeks h 58 pct. Reguleres ikke t i fastlægges i tabel B pct. Reguleres ikke N fastlægges i tabel C kr/kw Nettoprisindeks B=B 1 +B 2 0,0891 kr/kwh Se nedenfor 10

265 Bilag B 1 0,0464 kr/kwh CIF-kulpris B 2 0,0427 kr/kwh Nettoprisindeks T l 2475 timer/år Reguleres ikke T h 1728 timer/år Reguleres ikke T s 1097 timer/år Reguleres ikke Tabel a. Nettoprisindeks henviser til Danmarks Statistik. Reguleringsprisniveau: Februar Basisimportprisen (CIF) for kul sættes til 9,6 kr/gj. Marginale nettab (t i ) Lavlast Højlast Spidslast kv 2,8pct. 4,2pct. 4,7pct. 60 kv 2,1pct. 3,2pct. 3,6pct. 10 kv 1,4pct. 2,7pct. 3,5pct. 0,4 kv 2,8pct. 5,1pct. 6,8pct. Tabel b. Marginale nettab afhængigt af tarifperiode og tilslutningsniveau. Sparet netudbygning (N) kr/kw 150 kv kv kv 297 0,4 kv 297 Tabel c. Sparede netinvesteringer pr. kw decentral eleffekt. 11