RAMSES. Timevariationer

Transkript

1 RAMSES6.9 Dokumentation. SLP, Energistyrelsen, 3. marts Indledning. RAMSES er en simuleringsmodel for el- og fjernvarmeproduktionen i et vilkårligt antal elområder og et vilkårligt antal fjernvarmeområder. RAMSES beregner el- og fjernvarmeproduktion anlæg for anlæg i tidsskridt ned til én time. Herudover beregnes brændselsforbrug, miljøvirkninger og økonomi for de enkelte anlæg. RAMSES beregner endvidere en række systemparametre så som elpris (spotpris), elmangel, LOLP 1, eloverløb m.m. Beregningsalgoritmerne beskrives nedenfor. RAMSES bruger et datasæt indeholdende en værk-database, oplysninger om elforbrug, fjernvarmeforbrug, brændselspriser, brændselsegenskaber, udvekslingskapacitet, afgifter, kvotepriser, tilskud og meget andet. Formatet af inddata beskrives nedenfor. Anlægsdata Netdata El- og fjernvarmeforbrug Brændselspriser, afgifter, tilskud RAMSES Timevariationer El- og fjernvarmeproduktion samt økonomi, brændselsforbrug og emissioner for alle anlæg. Elpris, FV-pris, energi/ effektbalance samt forsyningssikkerhed m.m. RAMSES har i forskellige versioner været anvendt til en række opgaver i Energistyrelsen siden første version, der blev udviklet i 1988: Beregninger for el og fjernvarme i forbindelse med fremskrivninger i energiplaner og statusnotater, f.eks. Energi 2000 (1990) + opfølgning (1993), Energi 21 (1996), Kyotoratifikationsforslag (2001), Klimastrategi (2002), Energistrategi 2025 ( ), basisfremskrivning til kvotetildelingsplanen og regeringens energistrategi: En visionær dansk energipolitik, samt basisfremskrivning efter energiaftalen 21. februar 2008 og i foråret Ét mål for (en del af forsyningssikkerheden): Loss-Of-Load-Probability. 1

2 Indberetninger af fremtidig elproduktion til IEA, EU m.m. Vurdering af større sager (nye kraftværker, skrotninger, dampkonvertering, brændselsomlægninger m.m.). Analyse af forskellige teknisk-økonomiske problemstillinger så som elvarmekonvertering, biomasse, eloverløb, forsyningssikkerhed, værdisætning af kraftværkssektoren og økonomi i gasanvendelse til el. Analyse af kvoter (SO 2, NO x, CO 2 ). Opbevaring af data om el og fjernvarme for hele Norden. 2. Afvikling af en kørsel på RAMSES6.9. RAMSES6.9 består af 4 filer: Én inddatafil (DatafilNavn.xlsx), én modelfil (Ramses6.xlsm inklusiv VBA-kode) og én uddatafil (Result.xlsx). DatafilNavn vælges af brugeren. I det følgende antages, at den hedder Data.xlsx. Herudover er tilknyttet en elprismodel, ElDHPrice.xlsx. Afvikling af en kørsel i RAMSES6.9 foregår på følgende måde: 1. Åbn excel datafilen og ret den evt. til med de data, der skal bruges. 2. Åbn model-filen Ramses6_9.xlsm. Herved åbnes også Result.xlsx og ElDHPrice.xlsx automatisk. 3. Foretag evt. et datacheck ved at klikke på knappen CheckData på siden Main i Ramses6_9.xlsm. Dette kører et lille program, der foretager visse (men ikke alle) rimelighedscheck af data. Resultatet af datacheck et vises i Ramses6_9.xlsm række 32 ff. 4. Specificér den ønskede beregning på siden Main i Ramses6_9.xlsm. Dette beskrives nærmere nedenfor. 5. Sørg for, at navnet på datafilen i celle B15 på siden Main i Ramses6_9.xlsm er identisk med navnet på den datafil, der er åben, jf. pkt. 1 ovenfor. 6. Klik på knappen Run RAMSES på siden Main i Ramses6_9.xlsm. Herved igangsættes beregningen. 7. Når beregningen er færdig, ligger resultaterne i arket Result.xlsx. Der skabes desuden en kopi af Result under et andet navn, der indeholder beregningstidspunktet samt beskriver den type af beregning, som er foretaget. Endvidere skabes en kopi af ElDHprice med et navn af typen ElDHpriceToEmma_dd.mm.yyyy. Se i øvrigt afsnit 6 om regnetid. ad 4: Specifikation af beregningen. I kolonne B specificeres en række størrelse, der specificerer beregningen: Beregningsperioden specificeres i celle B4 (første beregningsår) og B5 (sidste beregningsår) samt B6, der angiver hvor mange år der skal hoppes ad gangen (1 betyder at hvert år beregnes, 2 at hvert andet år beregnes osv.). Beregningsperioden inden for året specificeres i celle B7 (første beregningstime) og B8 (sidste beregningstime). Normalt regnes hele år igennem (time 1 til 8760). Men der er mulighed for at kigge nærmere på en kortere periode. Tisskridtet specificeres i celle B9. Man kan vælge alle tal, der går op i 8760, dvs. 1, 2, 3, 4, 6, 8, 12, 15, 24, 30, 60, 73, 120, 219, 1095, 2190 og Oftest giver et tidsskridt på 3 timer en rimelig afvejning mellem regnetid og tidsopløsning. 2

3 I celle B10 specificeres et startgæt for elprisen. Dette har meget lille betydning; skal blot nogenlunde angive niveauet for elprisen. I celle B11 specificeres et markup for elprisen. Det vedrører kun anlæg med BidType 2. Se beskrivelsen af inddata samt bilag 5.. I celle B12 specificeres, om man ønsker tilfældige havarier (1) eller deterministiske (0). I celle B13 specificeres, om man ønsker at regne uden netbegrænsninger (0) eller ej (1). I kolonne F specificeres en række parametre, der styrer udskrifterne: I området F5:J5 hhv. F6:J6 angives hvilke elområder, som skal medregnes i tabellerne i Result.xlsx på årssiderne, celle A1:W20 hhv. AA1:AW20 (1= med; 0 = ikke med). I celle F9 angives, hvilket fjernvarmenet, der skal laves mere detaljerede udskrifter for. I celle F10 angives, hvordan tabellerne i Result..xls på årssiderne, celle A1:W20 hhv. AA1:AW20 skal se ud. Der er to valgmuligheder: Outputtype 1 betyder, at produktion, brændselsforbrug og emissioner fordeles på kondens, modtryk og fjernvarme. Kondens og modtryk opdeles endvidere på større og mindre end 25 MW. Outputtype 2 betyder, at produktion, brændselsforbrug og emissioner fordeles på centrale anlæg (kondens og kraftvarme), private producenter, decentrale kraftvarmeanlæg samt (ikke-private) kedler. Betegnelserne central, decentral og privat relaterer sig til Energistyrelsens statistik. I celle F11 angives, hvilket anlæg, der skal laves mere detaljerede udskrifter for. For dette anlæg udskrives produktionsdata for hvert tidsskridt i resultatfilen på side ElByType. I celle F12 angives, hvilket år, der skal laves mere detaljerede udskrifter for. For dette år udskrives elproduktion for hvert tidsskridt, fordelt på typer, på siden ElByType og fjernvarmeproduktion for hver tidsskridt, fordelt på typer, på siden DHByType.samt elpris for hvert tidsskridt, fordelt på elområder, på siden ElPrice. I celle F13 angives, hvilken time, der skal belyses på siden HourElBalance i Result.xlsx. For denne time udskrives øjebliksværdier for el- og varmeproduktion, rådighedseffekt og produktionsomkostninger og elprisbud for alle anlæg. I celle F14 angives den varmevirkningsgrad, der skal anvendes ved beregning af brændselsforbrug til varme på kraftvarmeværker. Denne virkningsgrad bliver udelukkende anvendt til beregning af gennemsnits-fjernvarmes brændselsforbrug, emissioner m.m. pr enhed fjernvarme. Dette vises på årssiderne i resultatfilen, række 30. 3

4 3. Inddataformatet til RAMSES 6.9. Datasættet til RAMSES er samlet i én Excel-regnearksfil med navnet Data.xlsx. Denne fil har 14 notebook-sider: 1. General 2. ElDemand 3. Transmission 4. DHDemand 5. Plants 6. TechnologyData 7. FuelPrice 8. FuelTax 9. FuelMix 10. FuelProperties 11. DHPrice 12. Subsidy 13. TVAR 14. YVAR Herudover er der i datafilen en række grafer til illustration af data. Indholdet af de enkelte sider beskrives nedenfor. I Data.xlsx er en række områder markeret med gul baggrund. Disse områder er navngivne og bruges af programmet. Hvis områderne udvides ved at tilføje ekstra rækker eller kolonner, skal man sørge for, at navngivningen ikke ødelægges. Dette sker lettest ved at tilføje rækker eller kolonner i områdernes indre (og ikke langs randen). Der er desuden anvendt farvekoder til at angive kvaliteten af de anvendte data: Blå: Velunderbyggede tal med kildehenvisning. Sort: Rimelige skøn, interpolationer m.v. Pink: Gæt, foreløbige data m.v. General : Indeholder en oversigt over, hvornår de enkelte datasider er opdateret. Desuden indeholdes nogle få, generelle antagelser og data (prisår, inflation, rente, økonomisk levetid af anlæg samt kvotegennemslag på elprisen) samt en oversigt over, hvilke elområder og fjernvarmeområder, der er i spil. ElDemand : Indeholder de enkelte elområders elforbrug i TWh ab værk (ofte kaldet el til rådighed ) år for år. Der er p.t. data for 5 elområder (DKWest, DKEastElkraft, Norge, Sverige og Finland). Umiddelbart kan der regnes på op til 10 elområder, men det er let at udvide modellen til at håndtere flere elområder. I celle b8, c8, d8, angives et elområdenummer, der bruges til en række formål, bl.a. udskriftstyring. 4

5 Elforbrug ab værk for Danmark beregnes p.t. ud fra output fra EMMA-modellen samt en netvirkningsgrad. EMMA-output er lagt ind på siden ElDemand. Det bemærkes, at de elforbrug, som findes i ElDemand er faste (prisuafhængige) årsværdier for elforbrug. Hvis man ønsker at operere med fleksible elforbrug, skal disse indlægges i Plants. Dette gennemgås senere. Årsværdierne for elforbruget fordeles på timer v.h.a. timevariationer i TVAR. Se nedenfor. Transmission : Indeholder oplysninger om overføringsforbindelserne imellem de enkelte elområder. Datafelter for hver forbindelse: Name: Navn på forbindelsen. From: Angiver fra hvilket elområde, forbindelsen udgår. To: Angiver til hvilket elområde, forbindelsen går. Comm: Idriftsættelsesår. DeComm: Sidste driftsår. Power: Antal MW, der maksimalt kan overføres. POutage: Planlagt udetid (revision) i % af tiden. UPOutage: Uplanlagt udetid (havari) i % af tiden. Ledningstab i overføringsforbindelserne regnes p.t. inkluderet i det generelle nettab på ca. 7 %. Det er muligt at angive et ledningstab i celle b47. Men denne facilitet anvendes p.t. ikke. Siden Transmission indeholder desuden historiske data for eludvekslingen med kontinentet. Disse bruges ikke direkte i modellen men indgår i fastsættelsen af eludvekslingen med kontinentet som funktion af nedbøren i Norden. Bilag 4 beskriver dette nærmere. DHDemand : Indeholder de enkelte fjernvarmeområders varmeforbrug i PJ ab værk år for år. Der er p.t. data for 39 fjernvarmeområder, heraf 36 i Danmark. Der kan umiddelbart opereres med op til 100 varmeområder, men modellen kan let udvides til flere områder. For hvert varmeområde angives tillige, hvilket elområde(-nummer), varmeområdet er placeret i. Fjernvarmeforbrug ab værk for Danmark beregnes p.t. ud fra output fra EMMA-modellen samt en netvirkningsgrad. EMMA-output er lagt ind på siden DHDemand. Plants : Indeholder data for de enkelte el- og varmeproducerende enheder og grupper af sådanne. Det bemærkes, at RAMSES ikke automatisk opfører nye anlæg. Det er således brugerens ansvar at tilføje nye anlæg, såfremt der f.eks. er for lidt elkapacitet. Ét anlæg beskrives som udgangspunkt af én record i Plants. Hvis et anlæg skifter egenskaber (f.eks. NOx-udledningsfaktor), uden at anlægget skrottes, kan det samme anlæg dog optræde med flere records (med forskellige start- og slutår). 5

6 Plants er klart den største del af inddata til RAMSES. RAMSES6.9 kan umiddelbart køre med op til 1000 anlæg ad gangen, men den kan let udvides til at kunne håndtere flere anlæg. I tabel 1 ses en beskrivelse af de enkelte datafelter i databasen. Feltnavn Enhed Beskrivelse PlantName (string) Anlæggets navn ELarea (string) Elområdets navn DHarea (string) Fjernvarmeområdets navn Owner (string) Ejeren af anlægget Comm (integer) Første fulde driftsår for anlægget DeComm (integer) Sidste fulde driftsår for anlægget ElCap MW Installeret eleffekt. For udtagsanlæg ved varmeproduktion nul HeatCap MJ/S Installeret varmeeffekt PlantType (string) Anlægstypen Technology (string) Produktionsteknologien BidType (integer) Budtypen på elmarkedet. CO2Cap (0/1) Angiver, om anlægget er underlagt CO2-kvoter (0 = nej) NoUnits (integer) Antallet af ens enkeltenheder, anlægget er opdelt på Inflow GWh Årlig energitilførsel til anlægget MaxStorage GWh Det maksimale lagerindhold (for vandkraft, varmelagre og ellagre) StFill % Fyldningsgraden af lageret ved beregningens start Efficiency % Virkningsgraden af anlægget ved optimal drift FuelMix (string) Brændselssammensætningen for anlægget Cm p.u Anlæggets Cm-værdi (for udtags- og modtryksanlæg) Cv p.u Anlæggets Cv-værdi (kun for udtagsanlæg) POutage % Revisionstid i brøkdel af samlet tid UPOutage % Havaritid i brøkdel af samlet tid ElSubType (string) Eltilskud (bruges til opslag i [Data.xlsx]Subsidy DHTaxEff % Virkningsgrad, der benyttes ved beregning af afgift på brændsel anvendt til varme. DHprice (string) Varmepristypen (bruges til opslag i [Data.xlsx]DHPrice) DHSubType (string) Fjernvarmetilskud (bruges til opslag i [Data.xlsx]Subsidy Investment Mkr Investeringen i idriftsættelsesåret O&Mfixed Mkr/MWy Faste årlige drifts- og vedligeholdelsesomkostninger. Hvis anlægget er elproducerende, regnes i forhold til MW el. I modsat fald i forhold til MW varme. O&Mvar kr/mwh Variable drifts- og vedligeholdelsesomkostninger. Hvis anlægget er elproducerende, regnes i forhold til MWh el. I modsat fald i forhold til MWh varme. Desulp % Afsvovlingsgrad for anlægget NO2 g/gj NO x -udledningen fra anlægget i forhold til indfyret brændsel CH4 g/gj Metan- udledningen fra anlægget i forhold til indfyret brændsel N2O g/gj Lattergas- udledningen fra anlægget i forhold til indfyret brændsel Tabel 1. Datafelterne i Plants. Uddybende bemærkninger til datafelterne: PlantName: En tekststreng, der beskriver anlægsnavnet. Det er praktisk, at der ikke er flere forskellige anlæg med samme navn (men dette er ingen betingelse for at modellen kan køre). Det bemærkes, at en 6

7 række danske anlæg er defineret som centrale. Det drejer sig om anlæg, hvis navne starter med følgende tre bogstaver: ASV", "HCV", "SMV", "AMV", "AVV", "ØKR", "KYV", "STV", "MKS", "NEV", "FYV", "VKE", "SVS", "RKE", "ENV", "NKA", "MKA" og "VKH". Alle andre anlæg regnes som ikke-centrale. Elarea: Navnet på det elområde, anlægget er placeret i (f.eks. Elkraft ). To forskellige elområder må ikke have samme navn. DHArea: Navnet på det fjernvarmeområde, anlægget er placeret i. Hvis anlægget ikke leverer fjernvarme, er feltet tomt. To forskellige fjernvarmeområder må ikke have samme navn. Owner: Ejeren af anlægget. Feltet er ikke obligatorisk. Kan f.eks. bruges til at vurdere økonomiske forhold for en virksomhed med flere anlæg. Comm og DeComm: Første og sidste fulde driftsår. Et anlæg er i drift fra 1. januar i året Comm til 31. december i året DeComm. Hvis et anlæg skifter egenskaber (f.eks. virkningsgrad) i løbet af sin levetid, defineres et nyt anlæg fra det år, anlægget skifter egenskab. Det betyder, at det samme anlæg kan optræde i flere varianter i anlægsdatabasen. Det er en fordel (men ingen betingelse) at bruge samme navn (PlantName). ElCap: Den installerede eleffekt i anlægget i MW. For udtagsanlæg angives eleffekten i kondensdrift. For vandkraft angives den samlede turbinekapacitet. For varmepumper, elkedler og lignedende angives det maksimale eleffekt-optag (negativt tal). For fleksible elforbrug angives den eleffekt, der afkobles ved en vis elpris. For eksterne udlandsforbindelser angives kapaciteten i forbindelsen. HeatCap: Den installerede varmeeffekt i anlægget. For udtagsanlæg angives effekten ved fuld modtryk. PlantType: Der opereres med 15 forskellige anlægstyper: CD BP EX WL WS EH Condensing plant. Et brændselsbaseret anlæg, som alene producerer el. Backpressure plant. Et anlæg med et fast forhold (Cm) mellem el- og varmeproduktion. Extraction plant. Et udtagsanlæg med variabelt forhold mellem el- og varmeprodukionen. Kan køre både som modtryksanlæg og som kondensanlæg og i alle tilstande herimellem. Under beregningen deles udtagsanlæg i en modtryksdel (EXB) og en kondensdel (EXC), dvs. anlægget deles i et anlæg af typen BP og et af typen CD. Landvindmøller. Producerer i forhold til en på forhånd fastlagt tidsserie. Havvindmøller. Producerer i forhold til en på forhånd fastlagt tidsserie. Adskiller sig primært fra vindmøller på land ved en højere benyttelsestid. Electrical heater. Et anlæg, der omdanner el til varme. Dvs. en dyppekoger eller en (eldrevet) varmepumpe. Er beregningsteknisk det samme som et modtryksanlæg med negativ Cm-værdi. 7

8 HY BH PV SH HS ES FD EP IM PI Hydro power plant. Et vandkraftværk. Karakteriseret især ved en installeret turbinekapacitet, en årlig vandtilstrømning og (evt.) en lagerstørrelse. Hvis der ikke er et lager, er der tale om uregulerbar vandkraft. Vandkraftanlæg med lager deles under beregningen i to, jf. vandkraftmodellen, som beskrives senere. Boiler heating plant. En simpel fjernvarmekedel, der omsætter brændsel til fjernvarme uden samtidig elproduktion. Photovoltaic plant. Solceller. Omsætter solstråling direkte til el. Produktionen fra solceller beregnes ud fra en på forhånd fastlagt tidsserie. Solar heating plant. Solfangere. Omsætter solens stråling direkte til varme. Produktionen fra solvarmeanlæg beregnes ud fra en på forhånd fastlagt tidsserie. Heat storage. Varmelager. Electricity storage. Ellager. Flexible demand. Fleksibelt elforbrug. I realiteten et anlæg, der producerer NegaWatt, når elprisen når op over et vist niveau. Exogenous production (outside model). El- og/eller fjernvarmeproduktion, der leveres af en kilde uden for modellen. Anvendes især til industriel elproduktion og industriel overskudsvarmeproduktion. Import af el fra områder, der ikke er en del af modellen. F.eks. elimport fra Rusland til Finland, hvor modellen kun regner på de nordiske lande. Den årlige import defineres eksogent. Et anlæg af typen IM deles under beregningen i to anlæg, jf. beskrivelsen i bilag 4. Import af el fra områder, der ikke er en del af modellen. Repræsenteres ved et prisinterface, således at der ved en bestemt elpris-difference importeres en given eleffekt. Se bilag 4. Technology: Ud over PlantType (anlægstypen) opereres med en teknologitype. Denne anvendes ikke direkte i modellen og tjener således mest informative formål. Dog bruges teknologitypen i Data.xlsx til faslæggelse af driftsomkostningerne. Der anvendes følgende teknologityper. HY WTG WTG/O PV FC IC/C ST BWR PWR VVER ST/C GT/C CC IC IC/H IC/S ST/S ST/H GT GT/S GT/H RSE WTank Boiler ICHP Hydroelectric turbine generator (vandkraftturbine) Wind turbine generator (vindturbine på land) Wind turbine generators located offshore (vindturbine på havet) Photovoltaic cells (solceller) Fuel cell (brændselsceller) Internal combustion engine in combined-cycle (forbrændingsmotor i combined cycle, f.eks. en dieselmotor med dampturbine, der drives af røggasserne). Steam turbine (dampturbine) Boiling Water Reactor (kernekraft med kogendevandsreaktor) Pressurized Water Reactor (kernekraft med trykvandsreaktor) Russian type reactor (grafitmodereret russisk kernekraftteknologi) Steam turbine in combined-cycle (combined cycle med fyret kedel/dampturbine) Gas turbine in combined-cycle (combined cycle med ufyret dampturbine) Combined-cycle (uspecificeret combined cycle) Internal combustion (gasmotor, dieselmotor) Internal combustion engine with heat recovery (ditto som kraftvarme - vand) Internal combustion engine with steam sendout (ditto som kraftvarme - damp) Steam turbine with steam sendout (dampturbinekraftvarmeværk - damp) Steam turbine with heat sendout (dampturbinekraftvarmeværk - vand) Gas/combustion turbine (gasturbine) Gas turbine with steam sendout (gasturbinekraftvarmeværk - damp) Gas turbine with heat recovery (gasturbinekraftvarmeværk - vand) Reciprocating steam engine (dampmotor) Water storage tank Heat boiler Industrial CHP 8

9 IHeat GeoTherm EH HP Industrial surplus heat Geothermal plant Electrical heater Heat pump BidType og ElPrice: Angiver, hvilken budstrategi, anlægget bruger på elmarkedet samt hvilken elpristype, anlægget sælger til. Der er en vis sammenhæng mellem de to datafelter: BidType 0 betyder, at anlæggene byder ind på elmarkedet til prisen 0. Dette er situationen i dag for en række anlæg, som sælger prioriteret el. Eksempelvis decentrale værker, der sælger el til tretidstarif, vindmøller, der sælger el til fast pris etc. Når bidtype er nul, og feltet ElPrice ikke er tomt, slås en elpris op i [Data.xlsx]ElPrice. Timevariationen af denne elpris slås op i [Data.xlsx]TVAR. Bidtype 1 betyder, at anlægget byder el ind på elmarkedet til de kortsigtede marginalomkostninger. Hvis feltet ElPrice ikke er tomt, regnes herudover med et (tidsuafhængigt) elproduktionstilskud, som slås op i [Data.xlsx]ElPrice. Bidtype 2 Betyder, at anlægget udbyder til sin marginalomkostning plus et markup (kr/mwh). Størrelsen af dette markup defineres på siden Main i RAMSES68.xls. Bidtype 3, 4, 5... anvendes p.t. ikke. CO2Cap: Angiver, om anlægget er omfattet af CO 2 -kvoter (0 = nej; 1 = ja). Affaldsfyrede anlæg og vindmøller er f.eks. ikke omfattet, mens fossile anlæg over 20 MW indfyret er omfattet. Det er muligt at angive et tal mellem 0 og 1. Hvis der f.eks. er foretaget en gruppering af en række mindre anlæg, der skal beregnes som ét anlæg, og det skønnet at 40% af CO 2 -udledningen er kvoteomfattet, angives tallet 0,4. NoUnits: Angiver antallet af identiske enheder, anlægget er opdelt på. Hvis f.eks. to 400 MW anlæg i øvrigt er identiske, kan man angive dem som ét 800 MW anlæg bestående af to identiske enheder. Formålet med dette er primært at spare regnetid. Faciliteten kan også anvendes til gruppering af mange små anlæg. Inflow: Inflow bruges, når anlæg vides at have en bestemt årlig energiproduktion. Dette gælder for anlægstyperne HY (vandkraft), WL (vindkraft på land), WS (offshore vindkraft), PV (solceller), EP (ekstern el- og fjernvarmeproduktion) samt IM (ekstern import af el). Inflow kan være negativ for typen IM, svarende til netto-eksport. MaxStorage: Angiver lagerstørrelsen i GWh. Anvendes for vandkraftanlæg, varmelagre og ellagre. For alle andre teknologier er feltet tomt. StFill: Angiver fyldningsgraden (f.eks. 70%) af lageret ved beregningens start. Anvendes for vandkraftanlæg, varmelagre og ellagre. For alle andre teknologier er feltet tomt. 9

10 Efficiency: Anlæggets gennemsnitlige virkningsgrad. For kondensanlæg angives elvirkningsgraden i kondensdrift. For modtryksanlæg angives elvirkningsgraden i modtryk. For kedler angives varmevirkningsgraden. For elvarme, varmepumper m.v. angives effektfaktoren. For vandkraft, vindkraft, industriel kraftvarme o.l. bruges virkningsgraden ikke. For fleksible elforbrug angiver efficiency den andel af det afkoblede elforbrug, der forbruges senere ved lavere elpriser. For ekstern eludveksling (planttype IM ) angiver efficiency den andel af forbindelsens kapacitet, som i gennemsnit udnyttes over et døgn 2. FuelMix: Der opereres med et antal grundbrændsler (p.t. 12 se nedenfor). De enkelte værker anvender et mix af disse grundbrændsler. FuelMix bruges ved beregning af anlæggets brændselspris, emissioner m.m. Et anlæg kan have to forskellige FuelMix. Det angives ved at bruge syntaxen Fuelmix1&Fuelmix2. Modellen vælger da det billigste brændselsmix. Se bilag 4. Cm: Forholdet mellem el- og varmeydelsen ved modtryksdrift. Anvendes kun for modtryks- og udtagsanlæg samt for varmepumper, elpatroner og lignende (for disse er Cm negativ). Cv: Tabet af el i MW ved produktion af en ekstra MW varme. Anvendes kun for udtagsanlæg (type EX ). POutage: Planlagt udetid. Angiver den del af tiden, anlægget er ude til revision. Revision lægges fortrinsvist om sommeren, jf. revisionsmodellen nedenfor. POutage benyttes ikke for WL, WS, PV, SH og EP, hvor årsproduktionen gives eksogent. UPOutage: Uplanlagt udetid. Angiver den del af tiden, anlægget er havareret. Havarier forkommer jævnt fordelt over året. UPOutage benyttes ikke for WL, WS, PV, SH og EP, hvor årsproduktionen gives eksogent. ElSubType: Eltilskud (bruges til opslag på siden Subsidy. Hvis BidType er 0, slås en afregningspris op. Hvis BidType>0, såls et tilskud op. DHTaxEff: Den afgiftsmæssige virkningsgrad ved produktion af fjernvarme. Bruges kun for fjernvarmeproducerende anlæg. Afgiften ved fjernvarmeproduktion beregnes som V*A/DHTaxEff, hvor V er varmeproduktionen (energienheder), og A er afgiften på det aktuelle brændselsmix (kr pr. energienhed). 2 Hvis forbindelsens kapacitet er på 600 MW, og Eff er 70%, antages udvekslingen ved normal drift at svinge mellem +420 MW og -420 MW med eksport om dagen og import om natten. Hvis Eff er 0%, regnes eludvekslingen til konstant nul ved normal drift. Disse to eksempler forudsætter, at udvekslingne på årsbasis netto er nul. 10

11 DHPrice: Den fjernvarmepris, et anlæg modtager pr. energienhed. Angives ved en tekststreng, der bruges ved opslag på siden DHPrice i Data.xlsx. DHSubType. Fjernvarmetilskud (bruges til opslag på siden Subsidy Investment: Anlægsinvesteringen (mio. kr.). Lægges beregningsmæssigt i anlæggets første driftsår (Comm). O&Mfixed: Faste drifts- og vedligeholdelsesomkostninger (kr. pr. MW pr. år). Disse indgår i beregningen af det årlige cashflow for anlægget, men ikke i beregningen af anlæggets marginale produktionsomkostninger, som danner basis for bud på elmarkedet. O&Mvar: Variable drifts- og vedligeholdelsesomkostninger (kr. pr. MWh). Disse indgår både i beregningen af anlæggets årlige cashflow og i beregningen af anlæggets marginale produktionsomkostninger, som danner basis for bud på elmarkedet. For fleksibelt elforbrug angiver O&Mvar den elpris, ved hvilken elforbruget afbrydes. Desulp: Afsvovlingsgraden. Den andel af svovludledningen, som fjernes ved afsvovling inden udledning af røggas til atmosfæren. Nul for anlæg uden afsvovling. NO2: Udledningsfaktoren for NOx (omregnet til ækvivalent NO 2 ). Angives i gram pr. GJ indfyret. CH4: Udledningsfaktoren for metan. Angives i gram pr. GJ indfyret. N2O: Udledningsfaktoren for lattergas. Angives i gram pr. GJ indfyret. 11

12 FuelPrice : Indeholder brændselspriser (kr/gj) uden afgift for de (op til) 15 grundbrændsler 3. P.t. anvendes kun 12 grundbrændsler: Coal, Orimulsion, Fueloil, Gasoil, NatGas, Peat, Straw, Woodfuel, Waste, Biogas, E_crops og Uran. FuelTax : Indeholder brændselsafgifter (til varme) for grundbrændslerne samt CO 2 -kvotepris, svovlafgift, NOx-afgift og fjernvarmeafgift (den sidste anvendes p.t. ikke). FuelMix : Indeholder specifikation af de brændselsmix, som er angivet for hvert anlæg på siden Plants. Det enkelte anlægs brændselsmix specificeres ved at angive, hvor mange procent af hvert grundbrændsel, som anvendes. Brændselsmixet kul kan f.eks. defineres som 95% af grundbrændslet kul og 5% af grundbrændslet fuelolie. Der kan anvendes vilkårligt mange forskellige brændselsmix. I kolonne R kan man angive en prisfaktor. Den vil normalt være 1. Men hvis eksempelvis et anlæg antages at fyre med et 20% billigere naturgas en standardprisen (specificeret på siden FuelPrice), kan man her angive faktoren 0,8, som da kommer til at gælde for dette brændselsmix alene. Man kan fx have et brændselsmix, der hedder Naturgas og et andet, der hedder BilligNaturgas, som er helt identiske bortset fra prisen. I kolonne S, T og U er det på tilsvarende måde muligt at angive en faktor der op- eller nedskalerer afgiften på et konkret brændselsmix i forhold til den generelle (specificeret på siden FuelTax). Hvis man på siden Plants har specificeret et brændselsmix, der ikke er defineret på siden FuelMix, opstår en fejlmeddelelse. Hvis et anlæg har to mulige brændselsmix, defineret ved syntaksen Fuelmix1&Fuelmix2), skal både Fuelmix1 og Fuelmix2 være specificeret på siden FuelMix. FuelProperties : Angiver de fysiske egenskaber for grundbrændslerne. Dvs. CO 2 -udledningsfaktor, svovlindhold, askeindhold og andel vedvarende energi. DHPrice : Specificerer fjernvarmesalgsprisen år for år for anlæg, der leverer fjernvarme. RAMSES 6.9 bruger konstante varmesalgspriser inden for et givet år. Disse slås op i DHPrice ved brug af feltet DHPrice i Plants. Varmeprisen regnes inklusiv evt. skyggeafgifter. Subsidy : Specificerer elsalgsprisen eller eltilskuddet i kr/mwh år for år for anlæg, der ikke sælger el til markedspris, eller som modtager et tilskud eller betaler en afgift i forhold til markedsprisen. Hvis BidType er 0, opfattes værdien som hele elsalgsprisen. Ellers opfattes værdien som et tilskud til markedsprisen. P.t. ligger data af følgende type: 3 De 15 er ikke en principiel begrænsning. Antallet kan let øges. 12

13 - Spotpris. Denne er ikke et tilskud, men visse tilskud beregnes med udgangspunkt i spotprisen. Derfor bør en nogenlunde opdateret beregning af spotprisen ligge på siden Subsidy, kolonne b. - Elprice1. Reserveret ord. Benyttes til tretidstariffen. - Elprice2. Reserveret ord. Benyttes til tretidstariffen med 7 øre/kwh i tilskud. - Elprice3. Reserveret ord. Benyttes til tretidstariffen med 8 øre/kwh i tilskud. - Elprice4. Reserveret ord. Benyttes p.t. ikke. - Elprice5. Reserveret ord. Benyttes p.t. ikke. - Waste og Waste50. - AVV2, AMV1, SVS3, Herning, Randers, EV3, FYV8, ØKR6, Grenå, Slagelse, Holstebro: En række tilskud beregnet for konkrete anlæg. - ElHeatD, ElPatronD, ElHeatN, ElHeatS, ElHeatF, Elafgift (bruges for anlæg, der anvender el, f.eks. varmepumper og dyppekogere). Elafgiften specificeres som et negativt tilskud. - RS1HR1, HornsRev2, Rødsand, Wind, WindN, WindF: Vindmølletilskud til forkellige konkrete anlæg eller anlægsgrupper. - Bio50, BioN, BioDtt, BioD, BioD50, BiomassD: Tilskud til forskellige helt eller delvist biomassefyrede anlæg. - BiogasD. Fast pris til biogas i Danmark. - SmallHydroN. Tilskud til små vandkraftanlæg i Norge. - RECS, RECS50: Værdien af grønne VE-beviser under den svenske ordning. - REC_DH (reserveret ord). VE-bevis som støtte i kr. pr. MWh leveret fjernvarme på VE. Bruges p.t. ikke. TVAR : Indeholder timeværdier for variationer i elforbrug, fjernvarmeforbrug, vindkraft (land), vindkraft (hav), solceller, industrikraft og vandkrafttilstrømning. Indeholder desuden timevariationer for tariffer/tilskud defineret ved de reserverede ord ElPrice1, ElPrice2, ElPrice3, ElPrice4 og ElPrice5 (tretidstarif m.m.) Endelig indeholder TVAR en tabel, der angiver det antal dage, vandkraftproduktionen skal midles over, jf. vandkraftmodellen beskrevet i bilag 3.3. YVAR : Indeholder data, som specificerer de enkelte år med hensyn til afvigelse fra normale vind- og vand-år. Hvis værdien er 100%, er der tale om et normalt vind- eller vandår. Er værdien for vandkraft f.eks. 90%, ganges alle vandkraft-inflow i det pågældende år med 0,9 osv. 13

14 4. Beskrivelse af programkoden i RAMSES 6.9. RAMSES6_9 er programmeret i Excel/Visual Basic 4, 2003-versionen, og filerne er gemt i dette format. Men RAMSES6_9 kører også i Excel Stort set alle beregningsrutiner udføres i VisualBasic (VBA), mens regneark kun anvendes til opbevaring af ind- og uddata samt til præsentationsgrafik. VBA-koden findes i 4 moduler: Modul 1, som er klart det største (ca linjer kode), indeholder de centrale beregningsalgoritmer. Modul 2 indeholder den rutine, som automatisk åbner resultatfilen og elprismodellen ved opstart af RAMSES. Modul 3 indeholder hjælperutiner til fremstilling af differensfiler. Disse er nyttige til sammenligning af forskellige kørsler. Modul 4 indeholder en række rutiner til rimelighedscheck af inddata. Den centrale beregningsalgoritme i Ramses6_9 ses nedenfor i VBA-kode, idet procedurer til udskrift, opdateringer m.m. er udeladt af overskuelighedshensyn. De enkelte trin i beregningen (som hver for sig er kald af subrutiner andre steder i programmet) gennemgås efterfølgende. Sub CalcAll() ReadGlobalData For Year = FirstYear To LastYear ReadDHDemand ReadElDemand ReadPlantData ReadDHPrices ReadTransCap ReadFuelInfo CalcPlantPrices Hour = FirstHour Do While Hour <= LastHour CalcMargDHCost CalcStepDemand Prioritize CalcWPower Hour = Hour + Step Loop CalcYFuel CalcYEmissions CalcYCashFlow Next Year End Sub 4 Tidligere versioner af Ramses har anvendt S2020, QuattroPro for DOS, QattroPro for Windows samt Delphi (i kombination med QuattroPro for Windows). 14

15 ReadGlobalData indlæser ved starten af en beregning en række data, som er specifikke for beregningen, og som ikke afhænger af, hvilket år eller hvilket tidsskridt, der arbejdes på. Bl.a. indlæses FirstYear og LastYear, som er det første og det sidste år, der skal regnes på. Endvidere specificeres formatet af de udskrifter man ønsker, herunder hvilke elområder, der ønskes udskrifter for. Herefter starter løkken For Year = FirstYear To LastYear, der afsluttes med Next Year. Alt, hvad der foregår imellem disse to sætninger, foretages for hvert beregningsår. ReadDHDemand indlæser fjernvarmeforbrug i PJ for det aktuelle beregningsår for alle fjernvarmeområder fra siden [Data.xlsx]DHDemand. ReadElDemand indlæser (ikke-fleksible) elforbrug i TWh for det aktuelle beregningsår for alle elområder fra siden [Data.xlsx]ElDemand. ReadPlantData indlæser data for de anlæg, der er i drift i det aktuelle beregningsår, YEAR, fra siden [Data.xlsx]Plants. Hvert anlæg er beskrevet ved 32 datafelter. Se beskrivelsen af datafelterne ovenfor i afsnit 3. ReadDHPrices indlæser fjernvarmesalgsprisen for alle fjernvarmeproducerende anlæg for det aktuelle år fra siden [Data.xlsx]DHPrice. Da der ikke er noget konkurrerende fjernvarmemarked, regnes fjernvarmesalgspriserne for exogent givne 5 og konstante inden for et givet år. ReadTransCap indlæser overføringskapaciteter og øvrige data for alle transmissionslinier, der forbinder de enkelte elområder, og som er i drift i det aktuelle år fra siden [Data.xlsx]Transmission. ReadFuelInfo indlæser årets brændselspriser og afgifter fra siderne [Data.xlsx]FuelPrice og [Data.xlsx]FuelTax. Der opereres med op til 15 grundbrændsler. P.t. anvendes 12. Se beskrivelsen ovenfor. Afgifterne bruges til beregning af varmeproduktionsprisen. Desuden indlæses CO 2 - kvoteprisen, svovlafgiften og NOx-afgiften for det aktuelle år. CalcPlantPrices beregner årets brændselspriser til elproduktion samt afgifter på brændsel til varmeproduktion for det enkelte anlæg fra siderne [Data.xlsx]FuelPrice, [Data.xlsx]FuelTax, [Data.xlsx]FuelMix og [Data.xlsx]FuelProperties. Hvert anlæg har specificeret et brændselsmix (f.eks. 90% kul og 10% halm). Dvs. det enkelte anlægs brændselspris er sumproduktet af brændselsmixet fordelt på de 15 grundbrændsler og brændselsprisen for de 15 grundbrændsler. Desuden indlæses elsalgsprisen/eltilskuddet for alle elproducerende anlæg, der ikke sælger el til markedspris og elproduktionstilskud for anlæg, der sælger el på markedet fra siden [Data.xlsx]Subsidy. Endelig beregnes hvert anlægs marginale elproduktionsomkostning. 5 Man kunne også tænke sit iterativt at beregne en syntetisk varmepris, forstået som den marginale varmeproduktionsomkostning for det dyreste varmeproducerende værk, som er i drift i det pågældende område. Dvs. varmeprisen som den ville være i et tænkt varmemarked med perfekt konkurrence. Da der imidlertid ikke er konkurrence på fjernvarmeproduktionen, forekommer det dog mere rimeligt at bruge faste varmepriser. Varmeprisen er i dag typisk fastsat ved aftale. 15

16 CalcMargElCost beregner årets marginale elproduktionsomkostning i kr/mwh for alle anlæg med elproduktion. Denne beregning kan foretages én gang for hvert beregningsår, fordi varmeprisen antages fast 6. Der henvises til bilag 1 for detaljer. Nu igangsættes beregningen på de enkelte tidsskridt inden for året med sætningerne Hour = FirstHour og Do While Hour <= LastHour. Beregningen af et tidsskridt afsluttes med sætningerne Hour = Hour + Step og Loop. Step er længden af det tidsskridt, der regnes på. Mindste Step er 1 (dvs. et tidsskridt på 1 time). Der kan regnes med en hvilken som helst værdi af Step, som går op i Anbefalede værdier er dog 1, 2, 3, 4, 6, 8, 12 og 24. Valget afhænger bl.a. af, hvor meget tid man har til rådighed, og hvor mange detaljer man ønsker. CalcMargDHCost beregner den marginale varmeproduktionsomkostning i kr/mwh. Der henvises til bilag 1 for detaljer. CalcStepDemand beregner el- og varmeforbrug i MW i det aktuelle tidsskridt. Dog kun den ufleksible del af elforbruget. Desuden beregnes leverancen i MW fra vindkraft (land og hav), solceller, ekstern elproduktion og vandkraft-tilstrømning pr. TWh årsproduktion. Denne beregning foretages ved opslag i tabellen TVAR i Data.xlsx, der indeholder timeværdier for de nævnte størrelser. Prioritize prioriterer alle anlæggene i den rækkefølge de skal producere i lastfordelingen. Produktionen af både af både el og varme beregnes i én beregningsgang for alle elområder og alle fjernvarmeområder et anlæg ad gangen. Hvert anlæg tildeles et prioriteringstal fra 1 og opefter. Anlægget med nummer 1 skal beregnes først, herefter nr. 2 osv. Måden at prioritere anlæggene på fremgår af bilag 2. CalcWPower er den centrale beregningskerne i RAMSES6.9. Her fastlægges hvert anlægs produktion af el og varme i MW i det enkelte tidsskridt under hensyntagen til havarier, transmissionsbegrænsninger, lagerbegrænsninger m.m. Anlæggene beregnes i prioriteret rækkefølge, jf. ovenfor, og fjernvarme- og elområderne fyldes gradvist op nedefra. Sideløbende hermed beregnes markedsprisen for el i det aktuelle tidsskridt. Dette beskrives nærmere i bilag 3 med tilhørende underbilag. Når alle tidsskridt er gennemregnet, kendes de enkelte anlægs årlige el- og varmeproduktion. Herudfra kan beregnes brændselsforbrug (proceduren CalcYFuel), diverse udledninger (proceduren CalcYEmissions). Desuden beregnes årets cashflow (proceduren CalcYCashFlow). Der gås nu videre til næste beregningsår, og når alle år er gennemregnet, er beregningen færdig. 6 Hvis varmeprisen ikke var exogent givet, ville kraftvarmeværkernes elproduktionsomkostninger afhænge af den resulterende varmepris i deres område, som ville afhænge kraftvarmeværkets varmeproduktionsomkostning, som ville afhænge af elprisen på markedet, som ville afhænge af produktionen på kraftvarmeværkerne, som ville afhænge af elprisen på markedet...osv. 16

17 5. Uddata. Undervejs i beregningen produceres diverse udskrifter til filen Result.xlsx. Denne fil er opdelt i et antal regnearkssider: - General indeholder en tidsangivelse (beregningstidspunkt og CPU-tid), en oversigt over inddata (redigeringsdatoer) samt en specifikation af beregningstypen. - TimeSeries indeholder tidsserier for reserveeffekt, elpris, brændselsforbrug, eludveksling, LOLP, elmangel, cashflow, emissioner og elproduktion på typer. Disse tidsserier benyttes i forbindelse med præsentationsgrafik. - HourElBalance indeholder den samlede elbalance for én bestemt time specificeret af brugeren. Dels en samlet elbalance for de beregnede elområder (elproduktion, eksport/import, elmangel og elforbrug, og øjeblikkelige overføringskapaciteter) dels en listning af de anlæg, der indgår i lastfordelingen i den pågældende time i prioriteret orden (en udbudskurve). - ElPrice indeholder den beregnede markeds-elpris for hvert tidsskridt for hvert elområde 7. Desuden angives, hvilket anlæg, der i hvert tidsskridt sætter elprisen (det marginale anlæg). - ElByType angiver elproduktionen i MW i hvert tidsskridt fordelt på typer (kondens, modtryk, landvind, havvind, solceller, industriel elproduktion, vandkraft, elektrisk opvarmning og ellager. De angivne produktionsværdier beregnes for et eller flere elområder specificeret af brugeren og for et år (DetailYear) specificeret af brugeren. - DHByType angiver fjernvarmeproduktionen i MW i hvert tidsskridt fordelt på typer (kraftvarme, kedler, elopvarmning, solvarme, industriel overskudsvarme, og varmelager). De angivne produktionsværdier gælder for et fjernvarmeområde specificeret af brugeren. - 20XX angiver årsværdier for beregningen af året 20XX. Øverst findes en tabel med el- og fjernvarmeproduktionen, brændselsforbruget, emissionerne m.m. opdelt på produktionsformer. Herunder følger elbalance (energi og effekt), fjernvarmebalance (energi og effekt), brændselsoplysninger (priser, afgifter m.m.) samt årsværdier for de enkelte anlæg (anlægsdata, el- og fjernvarmeproduktion, brændselsforbrug, emissioner, cashflow etc.). Herudover indeholder Result.xlsx en række sider med præsentationsgrafik. Efter beregningen skabes en kopi af Result med et filnavn, der består af: Strengen R68. Startår og slutår. Opuputtypen (O1 eller O2). Steplængden i timer (fx S_3) Om der er regnet deterministisk (Rnd0) eller stokastisk (Rnd1). Beregningsdatoen. Ud over de resultater, der lægges i filen Result.xlsx, eksporterer RAMSES to tal for hvert beregningsår til ElDHPrice.xlsx. Det ene er den beregnede danske spotpris, som lægges i kolonne B ud for det relevante år i ElDHPrice.xlsx. Det andet er et PSO-tilskud fra vindmøller og biomasse, som lægges i kolonne C ud for det relevante år i ElDHPrice.xlsx. 7 Dette er de såkaldte områdepriser. Systemprisen beregnes ikke som udgangspunkt. Systemprisen er en teoretisk størrelse, der beregnes under forudsætning af, at der ingen netbegrænsninger er. 17

18 6. Regnetid. Regnetiden for RAMSES68 afhænger af, hvor mange anlæg, der håndteres i et givet beregningsår. Desuden afhænger regnetiden af processor og RAM. P.t. er regnetiden omkring 0,3 sek. for hvert tidsskridt med 400 anlæg. Jo længere beregningsperioden er, des kortere bliver beregningstiden pr. tidsskridt, idet visse inddata- og uddataprodcedurer kun skal udføres én gang. Jo flere elpatroner, elvarmepumer o.l. der er i systemet, des længere bliver beregningstiden, fordi elbalancen tager længere tid om at komme på plads. En gennemregning af perioden med 3 timers tidsskridt tager således ca. 5 timer Begrænsninger i RAMSES6_9. RAMSES6_9 har en række begrænsninger, som omtales nedenfor: Start-stop omkostninger er ikke medregnet eksplicit. Virkningsgradsreduktion ved start/stop samt op- og nedregulering håndteres ved at benytte en gennemsnitlig årsvirkningsgrad. Der regnes med, at anlæggene ikke er begrænset i reguleringshastighed. Dette er formentlig ikke nogen væsentlig begrænsning, idet der i dag findes rigeligt med tilstrækkeligt hurtigtregulerende kapacitet til at tage højde for forbrugsvariationer og variationer i uregulerbar el. Der regnes ikke med begrænsninger fra teknisk minimum. Dvs. det er antaget, at anlæg kan regulere kontinuert mellem nul og installeret effekt. 8. Test af RAMSES mod virkeligheden. Der har på forskellige tidspunkter været udført tests af RAMSES mod virkeligheden. I bilag 8 ses en gennemgang af en række af disse tests. 8 Disse (foreløbige) tidsangivelser gælder for en 2,8 GHz / 504 Mb maskine. 18

19 Bilag 1. Beregning af marginale el- og fjernvarmeproduktionsomkostninger. Dette bilag beskriver beregningen af de marginale el- og fjernvarmeproduktionspriser i RAMSES6.9. Disse indgår som grundlag for lastfordelingen af el- og fjernvarmeproduktionen (se bilag 2). Der benyttes følgende betegnelser: b = Brændselspris til el for det aktuelle anlæg (inklusive eventuelle afgifter/skyggeafgifter). a = Afgift på brændsel til varmeproduktion v = Varmepris i det aktuelle fjernvarmeområde (inklusiv evt værdi af sparet afgift). e = Elpris i det aktuelle elområde. e g = seneste gæt på elprisen i det aktuelle elområde. η = Totalvirkningsgrad for det aktuelle anlæg η e = Elvirkningsgrad for det aktuelle anlæg η v = Varmevirkningsgrad for det aktuelle anlæg. η a = Afgiftsmæssig varmevirkningsgrad (kun relevant for varmeproducerende anlæg). C m = Forholdet mellem el- og varmeeffekt for modtryksanlæg og for udtagsanlæg, der kører i modtryk. C v = Tabet af el ved en forøgelse af varmeproduktionen med én enhed (kun relevant for udtagsanlæg). D v = Variable driftsomkostninger for det aktuelle anlæg. I tilfælde af varmepumper etc. beregnes D v i forhold til en forbrugt MWh el. I tilfælde af kedler beregnes D v i forhold til en produceret MWh varme. M e = marginale elproduktionsomkotninger for det aktuelle anlæg. M v = marginale fjernvarmeproduktionsomkostninger for det aktuelle anlæg. Marginale elproduktionsomkostninger: Vindmøller, solcelleanlæg, vandkraftværker m.m.: M e = D v. Kondensværker (herunder kernekraftværker): M e = b/η e + D v Modtryksværker: M e = b/η e + a/cm/η a v/cm + D v Udtagsværker: Disse deles i en modtryks- og en kondensdel, der behandles (delvist) uafhængigt af hinanden 9. Kedler, varmepumper, elpatroner, geotermianlæg, solvarmeanlæg m.v.: Ikke relevant. Marginale fjernvarmeproduktionsomkostninger: Vindmøller, solcelleanlæg, vandkraftværker, kondensværker m.m.: Ikke relevant. Modtryksanlæg: M v = b/η v + a/η a C m. e + D v. C m (D v defineret i forhold til el). Udtagsanlæg: Disse deles som nævnt i en modtryks- og en kondensdel. Kedler: M v = b/η v + a/η a + D v Varmepumper, elpatroner, geotermianlæg: M v = e/η v + a/η a + D v /η v. Solvarmeanlæg m.v.: M v = D v 9 For modtryksdelen af et udtagsanlæg vil de marginale elproduktionsomkostninger være lavere end for kondensdelen, så længe v > b. Cv/η + a/ η a. Dvs. når varmeprisen mindst dækker brændselsbidraget ved fuld kraftvarmefordel til varmesiden plus afgiftsbetalingen. 19

20 Bilag 2. Sortering (lastfordeling) af anlæggene samt elprisberegningen i RAMSES6_9. I dette bilag beskrives, hvorledes el- og varmeproduktionsanlæggene i RAMSES6 sorteres (lastfordeles) i hvert tidsskridt, således at den optimale lastfordeling bliver foretaget og markedsprisen for el beregnet. I korte træk sorteres anlæggene efter elprisbud og marginale varmeproduktionsomkostninger under iagttagelse af net- og fjernvarmebegrænsinger m.m. Lastfordelingen af de elproducerende anlæg illustreres forenklet i figur 2.1 nedenfor. Figur 2.1. Illustration af lastfordeling, beregning af områdepris m.m. I figur 2.1 består elsystemet af tre indbyrdes forbundne elområder, der fyldes op fra neden. Den billigste elproducerende enhed, Plant 1, som fysisk er placeret i elområde 1, får første prioritet. Den næstbilligste, Plant 2, der fysisk ligger i område 2, får anden prioritet (første prioritet i område 2). Den tredjebilligste, Plant 3, som fysisk ligger i område 1, får tredje prioritet (anden prioritet i område 1). Således fortsættes, indtil områderne er fyldt op. Når et områdes elforbrug er dækket, kan elproduktion fra en yderligere enhed i dette område eksporteres til et andet område, hvis der er et udækket forbrug og der er plads i forbindelsen mellem områderne. Elprisen i hvert område beregnes løbende. Efter Plant 1 sættes områdeprisen i område 1 lig med elprisbuddet fra Plant 1. Hvis der er en fysisk mulig transportvej fra område 1 til område i, sættes elprisen i område i lig elprisen i område 1. Hvis et elområde fyldes op undervejs, dvs. at områdets elforbrug er dækket af egne anlæg, og at forbindelserne ud af området er fuldlastet, da fastfryses elprisen i området (der bliver et separat prisområde). Således fortsættes anlæg for anlæg, indtil alle områders elforbrug er dækket. Elprisen bygges altså op fra neden, og den endelige elpris sættes af det dyreste 20

21 producerende anlæg. Modellen beregner således områdepriserne 10 og ikke (umiddelbart) systemprisen. Tokomponentoptimering. Den omstændighed, at der både er varme- og elforbrug, som skal dækkes, giver en komplikation, når der skal tages stilling til, i hvilken rækkefølge anlæggene prioriteres. Lastfordelingen af både elog fjernvarmeproduktion i Ramses foretages i samme beregningsgang. De fjernvarmeområder fyldes op fra bunden på samme måde som illustreret i figur 1 for elområderne. Ved starten af et år sorteres de elproducerende anlæg efter elprisbud. Ved starten af hvert tidsskridt sorteres alle anlæg under ét. Sorteringen kan beskrives med følgende algoritme, der finder anlægget med prioritet n, når det antages, at de første n-1 anlæg er prioriteret: Hvis der ikke er flere ikke-prioriterede, elproducerende anlæg, vælges anlægget med de laveste varmeproduktionsomkostninger. Ellers findes det billigste, elproducerende anlæg, A i. Herved forstås det elproducerende anlæg, som har det laveste elprisbud (ikke nødvendigvis de laveste elproduktionsomkostninger; ved ens elprisbud vælges anlægget med laveste varmeproduktionsomkostninger 11 ). Hvis A i ikke er varmeproducerende (dvs. kraftvarme), gives prioritet n til anlægget, A i. Hvis A i er kraftvarmeproducerende, findes det biligste ikke-prioriterede, ikkeelproducerende anlæg, A j, i samme varmeområde. Hvis dette har lavere varmeproduktionsomkostninger end A i, gives prioritet n til A j, ellers gives prioritet n til A i. Dette sikrer: 1. at billigere elproducerende anlæg 12 altid kommer før dyrere, 2. at billigere varmeproducerende anlæg altid kommer før dyrere, hvis det ikke strider mod 1, 3. at alle anlæg prioriteres i én beregningsgang. Anlæggene beregnes herefter i prioriteret rækkefølge som beskrevet ovenfor, indtil alle el- og varmeforbrug er dækket. Hvis der er varmepumper, fleksibelt elforbrug og/eller prisafhængig eleksport i et elområde, kendes elforbruget ikke endeligt, før lastfordelingen er foretaget. F.eks. kører en varmepumpe jo kun, såfremt den producerer billigere end andre varmeproducerende anlæg i varmeområdet, og dette afgøres af bl.a. elprisen, der først kendes, når elforbruget kendes, osv. Beregningen af anlæggene foretages derfor iterativt, indtil elbalancen passer med en vis maksimal fejl, MaxElError, dvs. at den samlede elproduktion afviger fra det samlede elforbrug med mindre end MaxElError. I udgangspunktet antages, at anlæggenes elprisbud enten er identiske med deres marginale elomkostninger (anlæg på markedet) 13 eller nul (PSO-anlæg) 14. Det er ikke uproblematisk at antage 10 På Nordpool beregnes områdepriserne ved først at beregne systemprisen og dernæst reducere/øge områdepriserne, indtil der ikke er overbelastning af udlandsforbindelserne. Ramses6 beregner umiddelbart kun områdepriserne. Systemprisen kan dog beregnes ved at sætte overføringskapaciteten til uendelig på alle udlandsforbindelser. 11 Anlæg uden varmeproduktion (kondensanlæg, vindmøller m.v.) har pr. definition varmeproduktionsomkostninger på nul. Dette betyder f.eks. at affaldskraftvarme med elprisbud nul og negative varmeproduktionsomkostninger går forud for vindmøller. 12 Eller rettere: Anlæg med lavere elprisbud. 21

22 elprisbud lig marginalomkostninger og dette giver heller ikke nødvendigvis den optimale løsning for elmarkedet under ét eller for den enkelte elproducent. Dette indses lettest med et par regneeksempler. I det første antages et simpelt elsystem med bare tre anlæg: En kondensenhed på 100 MW og to kraftvarmeenheder i samme fjernvarmeområde på hhv. 50 og 70 MW, begge med en varmeeffekt på 100 MJ/s. Både el- og varmeforbruget antages at være 100 MW. Da kun et af kraftvarmeanlæggene kan køre pga varmebegrænsningen, bliver kondensenheden bestemmende for elprisen, der med antagelse om en brændselspris på 50 kr/mwh og en virkningsgrad på 40% bliver 125 kr/mwh. Varmeprisen antages at være 100 kr/mwh. Hermed kan der foretages en beregning for de to kraftvarmeanlæg som vist i tabel 2.1. Den marginale elproduktionsomkostning beregnes til 27 hhv. 35 kr/mwh. Dvs. kraftvarmeanlæg 1 har de laveste elproduktionsomkostninger. De marginale varmeproduktionsomkostninger (ved den resulterende elpris på 150 kr/mwh) beregnes til 21 hhv. 7 kr/mwh. Dvs. kraftvarmeanlæg 1 har de højeste varmeproduktionsomkostninger. Spørgsmålet om, hvilket anlæg, der skal prioriteres først, er derfor ikke på forhånd indlysende. Enhed CHP1 CHP2 ElCap MW DHCap MW Efficiency (el) 30% 37% MargElCost kr/mwh MargDHCost kr/mwh 21 7 Condensing MW CHP (el) MW CHP (heat) MJ/s ElIncome kr HeatIncome kr FuelCostCHP kr ProfitCHP kr FuelCostCondensing kr FuelCostTotal kr Tabel 2.1. Regneeksempel med to kraftvarmeanlæg i samme varmeområde. Det ses, at det samlede dækningsbidrag (ProfitCHP) er størst ved at køre med kraftvarmeanlæg 2 end ved at køre med kraftvarmeanlæg Ligeledes er de samlede omkostninger (brændselsomkostningerne 16 ) lavest ved at køre med kraftvarmeanlæg 2. Dvs. uanset om der ses på dækningsbidrag eller systemomkostninger, bør der køres med kraftvarmeanlæg 2. Men hvis anlæggene byder ind på elmarkedet til deres marginale elproduktionsomkostninger, vil kraftvarmeanlæg 1 blive prioriteret før kraftvarmeanlæg 2. Dette eksempel viser, at i situationer med flere kraftvarmeanlæg i samme fjernvarmeområde kan det være ikke-optimalt at byde ind til de 13 Dog opereres ikke med negative elprisbud. 14 RAMSES6 er forberedt for andre budstrategier end disse to. 15 Det bemærkes, at dækningsbidraget for kondensanlægget er nul, idet elprisen er lig dette anlægs marginalomkostninger. 16 Der er i beregningen for nemheds skyld set bort fra variable driftsomkostninger. 22