Bilagsrapport. Arbejdsgruppe 2. Smart Grid Netværket Virkemidler til fremme af Smart Grid

Transkript

1 Bilagsrapport Arbejdsgruppe 2 Smart Grid Netværket Virkemidler til fremme af Smart Grid

2 I denne bilagsrapport oplistes et bruttokatalog over anbefalinger og virkemidler til fremme af et Smart Grid i Danmark. Bruttokataloget er udarbejdet på grundlag af eksisterende anbefalinger og forslag til virkemidler, der fremgår af følgende rapporter: Smart Grid i Danmark, Hovedrapport, ENDK/DE 2010 Smart Grid i Danmark, Bilagsrapport, ENDK/DE 2010 Energi 2050, hovedrapport, ENDK 2010 Energi 2050, Bilag 1, ENDK 2010 Redegørelsen om mulighederne for og virkningerne af dynamiske tariffer for elektricitet, ENS 2010 Redegørelse om muligheder for og virkninger af ændrede afgifter på elektricitet med særlig henblik på bedre integration af vedværende energi (dynamiske afgifter), Skatteministeriet 2010 Bedre integration af vind, Hovedrapport, EA Energianalyse/Risø DTU, 2009 Bedre integration af vind, Delrapport 1 og 3, EA Energianalyse/Risø DTU, 2009 Bedre integration af vind, Delrapport 2, EA Energianalyse/Risø DTU, 2009 Redegørelse om rammebetingelser for opstilling af ladestationer til elbiler, januar 2011 El og hybridbiler samspil med elsystemet, ENS 2010 Klimakommisionen Grøn Energi, 2010 Udvikling af rammer for regulerkraft, ENDK 2009 Effektiv anvendelse af vindkraftbaseret el i Danmark, ENDK 2009 Kortlægning af den danske elbranches Smart Grid FUD indsats, ENDK/DE 2011 Aspekter vedr. krav til elbil ladeinfrastruktur, ENDK 2010 Introducing electric vehicles into the current electricity markets, EDISON, 2010 Electric vehicles in future market models (draft) Slutrapportering Energinet.dk & Dansk Energi: Scenarier og forretningsmodeller for accelerering af Smart Grid implementering i Danmark, 2010 Det intelligente elforbrug Salgsprodukter på elmarkedet, Energistyrelsen, 2009 Analyse af grænsesænkning for fjernaflæsning og timeafregning, Energinet.dk, 2009 Redegørelse om standarder for måling af el i slutforbruget, Energistyrelsen, 2009 Energistrategi 2050, Regeringen,

3 Eurelectric Regulation for Smart Grids, 2011 Position Paper on Smart Grids, An ERGEG Conclusions Paper, 2010 Fremme af prisfleksibelt elforbrug for små og mellemstore kunder, Energinet.dk og Dansk Energi, 2011 Eurelectric views on Demand Side Participation, Eurelectric, 2011 KlimaDanmark 2050 en energivision, S, SF, Radikale Venstre, Enhedslisten, 2010 Et Danmark der står sammen, Regeringsgrundlag, Oktober 2011 Intelligente forsyningsnet: fra innovation til etablering, Meddelelse fra Kommissionen til Europaparlamentet, Rådet, April 2011 Ten Year Roadmap for Smart Grid Deployment in the EU, Eurelectric, 2011 Til hver af rapporterne er der herunder oplistet anbefalinger og virkemidler til fremme af Smart Grid. Der er indsat tekstuddrag og angivet reference til sidetal i rapporterne. En oversigt over alle anbefalinger og virkemidler fremgår af side

4 Oversigt over anbefalinger og virkemidler til fremme af Smart Grid SMART GRID I DANMARK HOVEDRAPPORT [1. INTEGRERET PRISMEKANISME + UDVIDE SYSTEMMARKED] [2. UDVIDE SYSTEMMARKED + REALTIDSBILLEDE AF BELASTNING I ELNETTET (INTEGRERET PRISMEKANISME) + SIKRE KOMMUNIKATION SÅ MARKEDSAKTØRER BRINGES I SPIL] [3. STANDARDISERING OG KRAV TIL FUNKTIONALITET] [4. LAV KOMPLEKSITET I RAMMEBETINGELSER OG I KONKRETE LØSNINGER] [5. FRI BEVÆGELIGHED AF PENGESTRØMME MELLEM AKTØRER] [6. NY ØKONOMISK REGULERING AF ELNETVIRKSOMHEDER] SMART GRID I DANMARK BILAGSRAPPORT [7. IGANGSÆTTE ANALYSE AF OMKOBLINGSMULIGHEDER] [8. IGANGSÆTTE ANALYSE AF BEHOV FOR KORTSLUTNINGSEFFEKT] [9. IGANGSÆTTE ANALYSE AF BEHOV FOR SPÆNDINGREGULERING] [10. IGANGSÆTTE ANALYSE AF BEHOV FOR EFFEKTBALANCE] [11. IGANGSÆTTE ANALYSE AF REDUCERET INERTI SAMT AF TRANSIENT STABILITET] [12. IGANGSÆTTE ANALYSE AF EFFEKT /FREKVENSSTABILITET (RAMPEPROBLEM)] [13. IGANGSÆTTE ANALYSE AF UDÆMPEDE PENDLINGER] [14. IGANGSÆTTE ANALYSE AF ALTERNATIVER TIL REDUCEREDE CENTRALE DRIFTSRESERVER/SYSTEMTJENESTER] [15. IGANGSÆTTE ANALYSE AF SPÆNDINGSKVALITET OG KORTSLUTNINGSEFFEKT PÅ DISTRIBUTIONSNIVEAU] [16. IGANGSÆTTE ANALYSE AF ASYMMETRISK BELASTNING SAMT UDVIKLE PROCEDURER FOR NETTILSLUTNING] [17. UDFORDRING MED LOKAL SPÆNDINGSKVALITET] [18. IGANGSÆTTE ANALYSE AF BEHOV FOR SPÆNDINGSREGULERENDE ENHEDER I DISTRIBUTIONSNETTET] [19. IGANGSÆTTE ANALYSE AF BETYDNING FOR DISTRIBUTIONSNET VED REDUKTION AF KORTSLUTNINGSEFFEKTEN I TRANSMISSIONSNETTET] [20. UDARBEJDE REGELSÆT DER SIKRER HENSIGTSMÆSSIG Ø DRIFT (PERSONSIKKERHED)] [21. NETVIRKSOMHEDERNE SKAL TILDELES EN ROLLE SOM SYSTEMOPERATØR] [22. IGANGSÆTTE ANALYSE OM NØDVENDIGT AT OPRETHOLDE TVANGSDRIFT PÅ CENTRALE VÆRKER] ENERGI 2050 UDVIKLINGSSPOR FOR ENERGISYSTEMET [23. AKTIVERING AF ELFORBRUG INDEBÆRER AFREGNING EFTER DYNAMISKE PRISER OG TARIFFER] [24. AFVEJNING MELLEM SPIDSLASTPRODUKTIONSKAPACITET OG MÆNGDEN AF ELFORBRUGSFLYTNING BØR VARETAGES AF MARKEDET] [25. ØGE MÆNGDEN AF TILGÆNGELIGE ENHEDER I REGULERKRAFTMARKEDET] [26. BEHOV FOR INTELLIGENT KOMMUNIKATIONSUDSTYR] [27. BEHOV FOR INVESTERINGER I DISTRIBUTIONSNETTENE] [28. BEHOV FOR NYE LEVERANDØRER AF SYSTEMSTABILISERENDE YDELSER FREM FOR CENTRALE KRAFTVÆRKER] [29. INTERNATIONAL HARMONISERING AF MARKEDSDESIGN] [30. PRISUDSVING EN FORUDSÆTNING FOR NØDVENDIGE NYINVESTERINGER I PRODUKTIONSKAPACITET] [31. BUD TÆTTERE PÅ DRIFTSDØGNET (OG HØJERE TIDSOPLØSNING)] [32. UDVIKLING AF INTRADAY HANDEL] [33. MARKEDSKOBLING OG STØRRE OVERFØRINGSKAPACITET MELLEM LANDE] [34. LØSNINGER AFHÆNGER AF ELPRISEN OG DERMED I UDVIKLINGEN I ELSYSTEMER I VORES NABOLANDE] ENERGI 2050 BILAG [INGEN IAGTTAGELSER] REDEGØRELSE OM MULIGHEDERNE FOR OG VIRKNINGERNE AF DYNAMISKE TARIFFER FOR ELEKTRICITET [35. BEHOV FOR DYNAMISKE PRISSIGNALER I ELNETTET] [36. DYNAMISKE TARIFFER SKAL AFVEJES I FORHOLD TIL RISIKOAFDÆKNING OG ADMINISTRATIVE OMKOSTNINGER]

5 [37. DYNAMISKE TARIFFER VURDERES AT FLUGTE MED ELFORSYNINGSLOVENS PRINCIP OM OMKOSTNINGSÆGTHED, MEN DER SKAL IGANGSÆTTES EN UNDERSØGELSE HEROM] [38. IKKE NØDVENDIGVIS BEHOV FOR ETABLERING AF DYNAMISKE TARIFFER I TRANSMISSIONSNETTET] [39. DYNAMISKE NETTARRIFFER KAN INDEBÆRE BETYDELIGE PRISVARIATIONER OVER DØGNET] [40. STØRST POTENTIALE FOR FLEKSIBELT ELFORBRUG FINDES HOS ELBILER OG VARMEPUMPER, OG IKKE VED TRADITIONELT ELFORBRUG HOS PRIVATKUNDER] [41. INDIVIDUEL TARIFERING FREM FOR GENERELLE TARIFERINGSPRINCIPPER] REDEGØRELSE OM MULIGHEDER FOR OG VIRKNINGER AF ÆNDREDE AFGIFTER PÅ ELEKTRICITET MED SÆRLIG HENBLIK PÅ BEDRE INTEGRATION AF VEDVARENDE ENERGI (DYNAMISKE AFGIFTER) [42. FORBINDELSER TIL UDLANDET ER AFGØRENDE FOR AT INTEGRERE VINDKRAFT] [43. IKKE SAMFUNDSØKONOMI I KRAFTIG UDBYGNING AF UDLANDSFORBINDELSER] [44. DECENTRALE VÆRKER BØR OVERGÅ TIL MARKEDSVILKÅR] [45. OMLÆGGE STØTTEN TIL VINDMØLLER FOR AT UNDGÅ FOR HØJ MAKSIMAL EFFEKT] [46. ÆNDRE AFGIFTSRABAT SYSTEM PÅ INDUSTRIEL KRAFTVARME] [47. FOKUSERE PÅ NEDREGULERING PÅ FORBRUGSSIDEN] [48. FORDELE OG ULEMPER FORBUNDET MED AT OMLÆGGE FORBRUGSAFGIFTER TIL AFGIFTER PÅ BRÆNDSEL TIL FREMSTILLING AF EL] [49. NAT/DAG AFGIFTER FOR AT FREMME FLEKSIBELT ELFORBRUG INTEGRERER IKKE MERE VIND I FORBRUGET] [50. GEVINSTEN VED AT FLYTTE FORBRUG ER MINDRE END OMKOSTNINGEN VED TIMEAFREGNEDE MÅLERE] [51. FISKALE AFGIFTER PÅ FORBRUG EL GØR DET VANSKELIGT AT ANVENDE AFGIFTER TIL AT FLYTTE FORBRUG] [52. EN VÆRDIAFGIFT INTEGRERER KUN LIDT VINDKRAFT I ELSYSTEMET SELV VED 50 PCT. VIND I ELSYSTEM] [53. NEDSÆTTE ELAFGIFTER VED MEGET VIND I SYSTEMET HAR KUN LILLE BETYDNING FOR FLEKSIBELT ELFORBRUG I ELBILER OG VARMEPUMPER] [54. NEDSÆTTE ELAFGIFTER VED LAVE MARKEDSPRISER PÅ EL VIL KUN MEDFØRE EN MINDRE FREMGANG I FLEKSIBELT ELFORBRUG] [55. UDVIDE ELPATRONLOV SÅ VARMEPRODUKTION VIA ELPATRONER KONKURRERER MED VARMEPRODUKTION FRA BRÆNDSELSKEDLER I FJERNVARMEVÆRKER OG I ERHVERVSVIRKSOMHEDER] [56. REVURDERE AFGIFTER PÅ EL (FREMME ELEKTRIFICERING)] [57. SÆNK AFGIFTER PÅ EL ANVENDT TIL OPVARMNINGSFORMÅL VIL INTEGRERE VINDKRAFT] [58. BEHOV FOR ANVENDELSE AF VINDKRAFT I VARMPRODUKTION] BEDRE INTEGRATION AF VIND HOVEDRAPPORT [INGEN OBSERVATIONER] BEDRE INTEGRATION AF VIND DELRAPPORT 1 OG [INGEN OBSERVATIONER] BEDRE INTEGRATION AF VIND DELRAPPORT 2: KATALOG OVER LØSNINGER [59. VARMEPUMPER I FJERNVARMESYSTEMET POSITIVT FOR VARMEFORSYNING] [60. ELPATRONER FORDELAGTIGE TIL NEDREGULERING] [61. ELBILER FORDELAGTIGE TIL NEDREGULERING] [62. STORT POTENTIALE FOR AT ANVENDE ELPATRONER TIL REGULERING] [63. INDIVIDUELLE VARMEPUMPER OG ELBILER GODE TIL OPREGULERING] [64. SPIDSLASTVÆRKER DYRE MEN STABILE TIL OPREGULERING] [65. ELPATRONER, VARMEPUMPER OG TRANSMISSIONSFORBINDELSER GODE TIL REGULERING AF ELSYSTEMET] [66. OPHÆVELSE AF TRELEDSTARIF FOR MINDRE DECENTRALE KRAFTVARMEVÆRKER] [67. NYE AFREGNINGSVILKÅR FOR VINDMØLLER SÅ ELPRODUKTION STOPPER NÅR ELPRIS ER UNDER MARGINALE OMKOSTNINGER] [68. TILSKUDSORDNING FOR VIND TILSKYNDER TIL AT OPSÆTTE VINDMØLLER MED FOR HØJ EFFEKT] [69. ÆNDRE AFGIFTER SÅ EL KAN ANVENDES TIL VARME (SPECIELT NÅR PRISEN PÅ EL ER NUL)] [70. DYNAMISKE NETTARIFFER HVOR NETTAB AFREGNES TIL SPOTPRIS] [71. UDVIDE ELPATRONSORDNING TIL AT OMFATTE INDIVIDUEL VARMEFORSYNING VIA DYNAMISKE AFGIFTER]

6 [72. FORSØG MED REALTIDSMARKED FOR MINDRE LEVERANDØRER AF REGULERKRAFT] REDEGØRELSE OM RAMMEBETINGELSER FOR OPSTILLING AF LADESTATIONER TIL ELBILER [73. FOKUSER PÅ OPSÆTNING AF ET BEGRÆNSET ANTAL LADESTANDERE DER SUPPLERER HUSSTANDE MED EGEN LADESTANDER] [74. ETABLER AC LADESTATIONER MED MENNEKES STIK] [75. OPRET SYNLIGE ELBIL ZONER HVOR FLERE BILER KAN OPLADE SAMTIDIGT] [76. LYNLADESTANDERE VIL BLIVE OPSAT PÅ KOMMERCIELLE VILKÅR [77. BEHOV FOR TIDLIGERE BEHOVSANALYSER AF BEHOV FOR OFFENTLIGE LADESTANDERE] [78. TRE MULIGE ORGANISATORISKE MODELLER FOR ETABLERING AF LADESTANDERE] [79. BEHOV FOR SUBSIDIER TIL AT OPSÆTTE LADESTANDERE] [80. IGANGSÆTTE LOVMÆSSIG VURDERING AF OM NETVIRKSOMHEDERNE FÅ EN AKTIV ROLLE I OPSÆTNING AF OFFENTLIG LADEINFRASTRUKTUR] EL OG HYBRIDBILER SAMSPIL MED ELSYSTEMET [81. STORE FORDELE MED ELBILER OPNÅS VIA ET SMART GRID NÅR DER LADES VED LAV EFTERSPØRGSEL PÅ STRØM OG NÅR VINDEN BLÆSER].29 [82. DER SKAL SKABES INCITAMENTER TIL AT OPLADE PÅ TIDSPUNKTER MED STØRSTE MILJØ OG SAMFUNDSØKONOMISKE FORDELE] [83. BEHOV FOR UDBYGNING AF OFFENTLIG LADEINFRASTRUKTUR TIL ELBILER] KLIMAKOMMISIONEN GRØN ENERGI [84. EL SKAL VÆRE OMDREJNINGSPUNKTET FOR ENERGISYSTEMET] [85. FLEKSIBELT FORBRUG SKAL FREMMES] [86. UDBYGGE ELFORBINDELSER TIL UDLANDET] [87. IVÆRKSÆTTE UDARBEJDELSE AF SAMLET PLAN FOR AT UDBYGGE INFRASTRUKTUR TIL ELBILER] [88. FREMME UDBREDELSE AF ELBILER VIA AFGIFTSLEMPELSE] [89. OMSTILLING AF ENERGISYSTEM SKAL SKE GRADVIST MEN SKAL STARTE NU] [90. STABILE LANGSIGTEDE RAMMER ER AFGØRENDE FOR AT OMLÆGGE ENERGISYSTEMET] [91. ANALYSER AF FLEKSIBELT ELFORBRUG SKAL IGANGSÆTTES] [92. UDARBEJDELSE AF KONKRET ROADMAP FOR UDVIKLING AF INTELLIGENT ELSYSTEM] [93. DIVERSE FORSLAG TIL OMLÆGNING AF AFGIFTER] [94. SIKRE RAMMER OG MIDLER TIL F&U] [95. FREMME VARMEPUMPER I FJERNVARMEFORSYNING OG SKABE ET ENERGILAGER FOR ELSYSTEMET] [96. FREMME ELVARMEPUMPER I INDIVIDUEL VARMEFORSYNING] [97. KRAV OM INDBYGGET INTELLIGENS I PRODUKTER MED STORT ELFORBRUG] UDVIKLING AF RAMMER FOR REGULERKRAFT [98. BEGRÆNSET VIDEN OM FLEKSIBILITET I DRIFT AF INDIVIDUELLE VARMEPUMPER] [99. HØJ VÆRDI AF ANVENDELSE AF ELBILER TIL REGULERKRAFT] [100. REGULERKRAFT VIA SELVREGULERING]...35 [101. REGULERKRAFT VIA BUD] [102. HARMONISERE MARKED FOR REGULERKRAFT I NORDEN] EFFEKTIV ANVENDELSE AF VINDKRAFTBASERET EL I DANMARK [103. EFFEKTIV UDNYTTELSE AF VARMEPUMPER OG ELBILER KRÆVER INTELLIGENTE ELMÅLERE] [104. TEKNOLOGIVALG I VARMEPUMPER ER AFGØRENDE FOR OPTIMALT SAMSPIL MED VINDKRAFT] [105. SAMFUNDSØKONOMISKE FORDELE VED AT INTEGRERE ELBILER MED ELSYSTEMET] [106. VARMPUMPEN EN HOVEDKOMPONENT I FREMTIDENS ENERGIFORSYNING] [107. ANALYSERE PERSPEKTIVER I AT SIKRE EN UDVIKLING MOD FLEKSIBLE VARMEPUMPE LØSNINGER (% LUFT TIL LUFT)] [108. ØGET ADGANG TIL OG INCITAMENT TIL TIMEAFREGNET OG EVT. AFBRYDELIGT ELFORBRUG] [109. ÆNDRE AFGIFTER SÅ ELVARMEPUMPER BLIVER BRUGERØKONOMISK FORDELAGTIG I FORHOLD TIL BIOMASSEFYR] [110. IGANGSÆTTE STANDARDISERING AF TEKNISKE FORUDSÆTNINGER MÅLE OG AFREGNINGSSTRUKTUR FOR ELBILER]

7 [111. NEM ADGANG TIL LADEFACILITETER FOR ELBILER] [112. TARIFFER DER AFSPEJLER OMKOSTNINGER I DEN GIVNE TIME] [113. ÆNDRE AFGIFTSREGLER SÅ ELBILEN ER ET PRIVATØKONOMISK INTERESSANT ALTERNATIV] [114. DANMARK I OFFENTLIGT/PRIVAT PARTNERSKAB DELTAGER I FØRERFELTET I FORHOLD TIL AT STANDARDISERE TILSLUTNING MELLEM ELBIL OG ELSYSTEM] [115. INTELLIGENT OPLADNING AF ELBILER KAN NEDBRINGE INVESTERINGER I ELNETTET] KORTLÆGNING AF DEN DANSKE ELBRANCHES SMART GRID FUD INDSATS [116. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT OPRETTE SPÆNDINGSKVALITET (OVERORDNET ANBEFALING)] [117. IGANGSÆTTE FUD MHP. OPTIMAL UDNYTTELSE AF DER OG PROSUMERS I I DISTRIBUTIONSNETTET (OVERORDNET ANBEFALING)] [118. IGANGSÆTTE FUD MHP. STANDARDISERING AF DATAKOMMUNIKATION (OVERORDNET ANBEFALING)] [120. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT BALANCERE FORBRUG OG PRODUKTION MED EN MARKANT ANDEL AF FLUKTUERENDE ELPRODUKTION] [121. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT KORTLÆGGE UHENSIGTSMÆSSIG AGEREN EFTER MARKEDSREGLER SÅSOM STORE FORBRUGSÆNDRINGER VED TIMESKIFT] [122. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT SIKRE STABIL DRIFT AF ET ELSYSTEM MED LAVERE KORTSLUTNINGSEFFEKT] [123. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT HÅNDTERE STØRRE SPÆNDINGSVARIATIONER OG SIKRING AF TILSTRÆKKELIG SPÆNDINGSKVALITET] [124. IGANGSÆTTE FUD MHP. BEDRE UDNYTTELSE AF DEN EKSISTERENDE ELINFRASTRUKTUR GENNEM ØGET MÅLING OG TILSTANDSESTIMERING (ASSET MANAGEMENT)] [125. IGANGSÆTTE FUD MHP AT UNDERSTØTTE STYRET OG FLEKSIBELT ELFORBRUG, DER KAN REALISERES UDEN NÆVNEVÆRDIGT TAB AF KOMFORT FOR PROSUMEREN] [126. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT SPECIFICERE INFORMATIONSMODELLER] [127. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT SPECIFICERE KONCEPT FOR DATASIKKERHED] [128. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT AFDÆKKE BEHOV OG LØSNINGER FOR PROTOKOLSTANDARDER] [129. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT SPECIFICERE KRAV TIL TELEINFRASTRUKTUR] [130. IGANGSÆTTE FUD MHP. EFFEKTIV UDNYTTELSE AF DISTRIBUEREDE RESSOURCER OG SYSTEMSIKKERHED] [131. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT SPECIFICERE ET LØSNINGSKATALOG TIL SYSTEMARKITEKTUR] [132. IGANGSÆTTE FUD MHP. AT ØGE FLEKSIBELT ELFORBRUG DER KAN REAGERE I FORHOLD TIL ELMARKEDERNE] [133. IGANGSÆTTE FUD PROJEKTER MHP. AT HÅNDTERE RAMPER NÅR MERE ELFORBRUG KOMMER PÅ MARKEDSVILKÅR] [134. FREMME TILVEJEBRINGELSE AF ALTERNATIVE EFFEKT OG ENERGIRESSOURCER] [135. IGANGSÆTTE ANALYSER AF FORRETNINGSMODELLER FOR BETALING AF SYSTEMBÆRENDE EGENSKABER] [136. IGANGSÆTTE FUD PROJEKTER AF HÅNDTERING AF FLASKEHALE I DISTRIBUTIONSNETTET] [137. IGANGSÆTTE FUD PROJEKTER FOR AKTIVERING AF LOKAL SPÆNDINGS OG VAR REGULERING] [138. DER ER IGANGSAT PROJEKTER FOR DER OG PROSUMERS VEDRØRENDE FJERNAFLÆSNING, AFREGNINGSDATA SAMT DYNAMISKE TARIFFER OG AFGIFTER] [139. DER ER IGANGSAT FUD PROJEKTER OM AT INTEGRERE FLERE FORBRUGSTYPER I ELSPOT OG REGULERKRAFTMARKEDET] [140. IGANGSÆTTE YDERLIGERE UNDERSØGELSER VEDRØRENDE DER OG PROSUMERS] ASPEKTER VEDR. KRAV TIL ELBIL LADEINFRASTRUKTUR [141. LADEINFRASTRUKTUR I OFFENTLIG RUM UNDERSTØTTER UDBREDELSE AF ELBILER I DANMARK] [142. OPLADNING AF ELBILER BØR SKE INTELLIGENT] [143. ÅBNE OG INTERNATIONALE STANDARDER FOR ELBILER] [144. EFFEKTIV UDNYTTELSE AF MAKSIMAL EFFEKTOVERFØRSEL I MENNEKES STIK] INTRODUCING ELECTRIC VEHICLES INTO THE CURRENT ELECTRICITY MARKETS, EDISON [145. DEMAND RESPONSE TOOLS IMPORTANT FOR LOCAL GRID CAPACITY] [146. CHALLENGES ASSOCIATED WITH HANDLING EV IN THE REGULATION MARKET] ELECTRIC VEHICLES IN FUTURE MARKET MODELS (DRAFT) [147. REQUIREMENTS NEEDED TO INTEGRATE EV IN THE FUTURE ELECTRICITY MARKET]

8 SLUTRAPPORTERING ENERGINET.DK & DANSK ENERGI: SCENARIER OG FORRETNINGSMODELLER FOR ACCELERERING AF SMARTGRID IMPLEMENTERING I DANMARK [148. EN REALISERING AF ET 4 DOBBELT WIN KRÆVER ET SAMARBEJDE PÅ TVÆRS AF BRANCHEN OG ET MULIGT BRUD MED CENTRALE PARADIGMER] [149. SUCCESFULD REALISERING AF ET SMART GRID KRÆVER, AT NETVIRKSOMHEDET FÅR EN AKTIV ROLLE I SYSTEMMARKEDET] [150. SUCCESFULD REALISERING AF ET SMART GRID KRÆVER, AT NETVIRKSOMHEDET FÅR EN AKTIV ROLLE I SYSTEMMARKEDET] DET INTELLIGENTE ELFORBRUG SALGSPRODUKTER PÅ ELMARKEDET [151. FORUDSÆTNINGER FOR PRISFLEKSIBELT ELFORBRUG] [152. MARKEDSFØR PRODUKTER FOR PRISFLEKSIBELT ELFORBRUG GENNEM DE MILJØMÆSSIGE FORDELE] [153. NYE SALGSPRODUKTER KAN UNDERBYGGE FLEKSIBELT ELFORBRUG] [154. UNDERSØG MULIGHEDER FOR DYNAMISKE NETTARIFFER OG AFGIFTER] [155. UDVIKLE REGULERKRAFTMARKED TIL FORBRUGSKUNDER] [156. SAMARBEJDE MELLEM AKTØRERNE ER EN FORUDSÆTNING FOR AT REALISERE ET SMART GRID] ANALYSE AF GRÆNSESÆNKNING FOR FJERNAFLÆSNING OG TIMEAFREGNING [INGEN IAGTTAGELSER] REDEGØRELSE OM STANDARDER FOR MÅLING AF EL I SLUTFORBRUGET [INGEN IAGTTAGELSER] FREMME AF PRISFLEKSIBELT ELFORBRUG FOR SMÅ OG MELLEMSTORE KUNDER [157. MINDRE RESTRIKTIV TIMEAFREGNING]...50 [158. FLERE ELMÅLERE HOS HUSSTANDE] [159. UDVIKLE SLUTBRUGERMARKED I TAKT MED FLERE VARMEPUMPER OG ELBILER] EURELECTRIC VIEWS ON DEMAND SIDE PARTICIPATION (AUG. 2011) [160. TIMEAFLÆSTE ELMÅLERE ER EN FORUDSÆTNING FOR UDRULNING AF SMART GRID ] [161. AKTIVERING AF FORBRUGERE TIL AT FLYTTE STRØMFORBRUGET ER IKKE MULIGT UDEN AT INVESTERE I DISTRIBUTIONSNETTET] KLIMADANMARK 2050 EN ENERGIVISION [162. ET DYNAMISK ENERGISYSTEM] ET DANMARK DER STÅR SAMMEN, REGERINGSGRUNDLAG [163. GRØNT DEMONSTRATIONSLAND] [164. KLARE MÅL OG INTELLIGENT REGULERING] [165. KLARE MÅL OG INTELLIGENT REGULERING] [166. SAMLET STRATEGI FOR ETABLERING AF SMARTE ELNET I DANMARK] INTELLIGENTE FORSYNINGSNET: FRA INNOVATION TIL ETABLERING, KOMMISSIONEN [164. TILSKYNDE TIL INVESTERINGER I INTELLIGENTE NET] [165. TILPASNING AF DEN GÆLDENDE LOVGIVNINGSMÆSSIGE RAMME] [166. TILSKYNDE FORBRUGERE TIL AT ÆNDRE ADFÆRD] [167. INTELLIGENTE ELMÅLERE OG INTELLIGENTE ELNET ER INDBYRDES FORBUNDNE] TEN YEAR ROADMAP FOR SMART GRID DEPLOYMENT IN THE EU, EURELECTRIC [168. TIMEAFREGNING ER EN FORUDSÆTNING FOR AT AKTIVERE FORBRUGSFLYTNING] [169. BEHOV FOR INCITAMENTER TIL AT FORETAGE SMART GRID INVESTERINGER] [170. OMKOSTNINGER OG GEVINSTER VED SMART GRID SKAL SAMTÆNKES MED VÆRDIKÆDEN] [171. NETSELSKABER SKAL VÆRE MARKEDSFACILITATOR FOR SMART GRID]

9 [172. TIMEAFREGNING BØR ETABLERES AF NETSELSKABER OG FINANSIERES VIA NETTARIFFER] [173. NYE AKTIVITETER I NETSELSKABER]

10 Smart Grid i Danmark Hovedrapport [1. Integreret prismekanisme + Udvide systemmarked] Der skal udvikles én gennemsigtig pris, der dynamisk afspejler omkostningerne i hele elsystemets værdikæde, så kunden kan høste den fulde værdi af at gøre sit forbrug fleksibelt og intelligent. Derudover skal der udvikles systemer og produkter, der gør det let for kunderne at tilbyde deres fleksible forbrug som regulerkraft og reserver og få en gevinst ved dette [Side 6]. Nogle af de vigtigste fremtidige nye opgaver vil være: [Side 23] Udarbejdelse af en integreret prismekanisme, der for et givet tidspunkt afspejler såvel elprisen fra spotmarkedet, eventuelle priser på regulerkraft og systemydelser, samt en dynamisk prissætning af belastningen af distributionsnettet, så markedsaktørerne kan bringe denne i anvendelse i konkurrencemarkedet Implementering af et system, der sikrer, at der altid er overblik over, hvilke decentrale ressourcer der står til rådighed til levering af regulerkraft og reserver, samt hvor i elnettet de befinder sig. [2. Udvide systemmarked + Realtidsbillede af belastning i elnettet (Integreret prismekanisme) + Sikre kommunikation så markedsaktører bringes i spil] For at muliggøre disse nye, tværgående funktioner vil der også være behov for ændringer inden for hvert af elsystemets ansvarsområder, hvor systemansvaret og netvirksomhederne kommer til at påtage sig nye opgaver [Side 23]: Systemansvaret skal fortsat udvikle markedet for balancerings og systemydelser for at give let adgang til nye udbydere af ydelserne i takt med at disse kommer frem Netvirksomhederne skal skabe et real tidsbillede af belastningen af distributionsnettet, som kan danne grundlag for en integreret prisdannelse, der motiverer forbrugerne til at bruge el på en måde, der minimerer meromkostningerne til netudbygning. Systemansvaret og netvirksomhederne skal sikre kommunikation med videre, som er nødvendig for at markedsaktørerne kan bringe de nye markeder effektivt i spil overfor forbrugerne. [3. Standardisering og krav til funktionalitet] Der bør derfor arbejdes målrettet på at afdække behovet for og sikre den nødvendige standardisering og krav til funktionalitet, så disse elementer i videst muligt omfang er forberedt, så de umiddelbart kan fungere i et Smart Grid koncept. Dette vil fremme en effektiv implementering af Smart Grid-funktionaliteten hos ejere af varmepumper og elbiler. [Side 23] [4. Lav kompleksitet i rammebetingelser og i konkrete løsninger] Dette betyder, at såvel systemansvar som netvirksomheder kommer til at påtage sig nye opgaver. Systemansvaret skal fortsat udvikle markedet for balancerings- og systemydelser, og netvirksomhederne skal skabe et realtidsbillede af belastningen af distributionsnettet, som kan indgå i den samlede dynamiske elpris, og derigennem motivere forbrugerne til at bruge el på en måde, der minimerer omkostningerne til netudbygning. For at sikre en effektiv udvikling af Smart Grid på markedsbaserede vilkår er det afgørende, at såvel rammebetingelser som konkrete løsninger har fokus på at sikre lav kompleksitet og lave omkostninger. [Side 6] [5. Fri bevægelighed af pengestrømme mellem aktører] En forudsætning for at sikre en fælles indsats fra hele sektoren er, at der er økonomiske incitamenter for alle involverede aktører. Dette bliver særligt afgørende i en situation med stigende omkostninger og nye gevinster, på tværs af regulerede og rent kommercielle selskaber samt forbrugere, hvor nogle i udgangspunktet har omkostningen, og andre vil høste gevinsten. Markedet skal kommercialiseres, og der sikres fri bevægelighed af pengestrømmene imellem aktørerne, Herunder skal sikres den rette arbejdsdeling mellem regulerede og konkurrenceudsatte aktiviteter. For at en sådan kommercialisering af markedet har bedst mulige vilkår for at lykkes, skal markedet for Smart Grid allerede i etableringsfasen skabes med fokus på lav kompleksitet og lave omkostninger. Adgangsbarriererne til markedet holdes lave, så nye aktører let kan komme ind på markedet uden behov for at foretage store investeringer i udstyr eller it-systemer for at overholde unødvendigt strenge og indviklede markedsregler. Samtidig skal transaktionsomkostningerne for ydelserne i markedet gøres så lave som muligt, så gevinsten for forbrugerne og nye kommercielle aktører ikke opsluges af komplekse handelsprocesser. Skabes et sådant marked, vil forbrugerne få nem adgang til at udnytte elsystemets muligheder, fordi de derigennem kan stille fleksibiliteten i 10

11 deres elforbrug til rådighed for elsystemet, så den kan konverteres til økonomiske gevinster for alle i sektoren, uden at de forsvinder i dyre og rigide transaktioner.. [Side 23-24] [6. Ny økonomisk regulering af elnetvirksomheder] Den økonomiske regulering af netvirksomhederne skal sikre, at de deltager aktivt i udviklingen af Smart Grid, og at de foretager de nødvendige, langsigtede investeringer i at skabe et intelligent elsystem. Udgifter, som med den gældende regulering ikke medfører en udvidelse af netvirksomhedernes indtægtsrammer [Side 6]. Den helt store udfordring er, at der for at skabe et fremtidigt intelligent elsystem skal afholdes nogle investeringer og omkostninger, som ikke medfører en tilsvarende udvidelse af netvirksomhedernes indtægtsrammer. Som eksempel kan nævnes [Side 25]: Forstærkning af elnettet for at håndtere nye apparater som fx elbiler. Disse har et stort effekttræk ved opladning, som nødvendiggør væsentlige netforstærkninger, men da deres elforbrug i forhold til klassiske forbrugsapparater er relativt mindre end effektforbruget, vil indtægtsrammen ikke øges tilstrækkeligt til at kunne dække investeringerne i netforstærkninger Installation af måleudstyr, der giver et bedre indblik i elnettet, men som ikke skaber et større el forbrug Omkostninger til behandling og kommunikation af de store mængder af data og prissignaler, der er centrale løsninger i Smart Grid Omkostninger til demonstrationsprojekter Beslutningen om at vælge en fremtidig retning for elsystemet skal baseres på en langsigtet forventning om fremtiden. Årsagen til dette langsigtede perspektiv er, at elsektoren typisk investerer i aktiver, der har meget lang levetid og afskrivningshorisont En langsigtet forventning er behæftet med stor usikkerhed, hvilket kan give et incitament for aktørerne i elsektoren til at se tiden an og fastholde deres nuværende arbejds- og investeringsmetodikker. Det vurderes derfor som centralt, at der skabes en regulering, som sikrer, at netvirksomhederne ikke bliver økonomisk straffet, hvis de proaktivt understøtter udbredelsen af elbiler og varmepumper, og udviklingen viser sig at gå i en anden retning. Både for at forhindre en skævvridning af netvirksomhedernes økonomi og for at sikre, at aktørerne ikke bliver økonomisk straffet for at have foretaget proaktive investeringer, bør den økonomiske regulering gennemtænkes og justeres, så den aktivt bidrager til at sikre etableringen af et intelligent elsystem i Danmark med de deraf afledte gevinster for elsystemet, forbrugerne og samfundet. [Side 25] Derudover kræves en øget demonstrationsindsats for dels at videreudvikle og tilpasse de nødvendige Smart Gridteknologier dels for at sikre den nødvendige standardisering på området. Derfor bør der fortsat ydes økonomisk støtte fra samfundet til at udføre fokuserede og koordinerede udviklings- og demonstrationsaktiviteter, der fremmer modningen af teknologien og de løsninger, der skal være byggestenene i fremtidens intelligente elsystem. Denne indsats er afgørende for, at Danmark kan opnå en førerposition på Smart Grid-området. [Side 6] Udviklingen af disse teknologier vil kræve udvikling og en betydelig demonstrationsindsats, og investering i dette fra kommercielle aktører indenfor og udenfor elsystemet må forventes ikke i tilstrækkelig grad at kunne skabe et accelereret udviklingsforløb, da tilbagebetalingen fra sådanne investeringer først vil vise sig, når der reelt opstår et presserende behov for løsningerne. [Side 25] Smart Grid i Danmark Bilagsrapport [7. Igangsætte analyse af omkoblingsmuligheder] Tilføjes koblingsudstyr til det forudsatte kommunikations- og måleudstyr, vil det give mulighed for at foretage fjernstyrbare/automatiske omkoblinger i 10 kv netstationer. Muligheden for at foretage fjernstyrbare/automatiske omkoblinger i 10 nettet vil kunne anvendes til at sikre [Side 55]: Bedre leveringssikkerhedsbenchmark. Ved hjælp af omkoblinger at reducere antal berørte forbrugere og udetid ved kortslutninger i 0,4 10 kv nettet. Mulighed for at kunne foretage omkobling af forbrugere fra en radial til en anden, hvorved elnettet kan drives tættere til belastningsgrænsen og herved reducere behovet for netforstærkning yderligere. Dette er illustreret i Figur 21 og Figur 22. Reduktion i nettab ved optimering af koblingstilstand aht. døgn eller årsvariationer i forbrug og decentral produktion. 11

12 Disse fordele kan hentes ved at tilføje koblingsudstyr og udnytte det kommunikations- og måleudstyr, som forudsættes installeret i 10/0,4 kv netstationerne. Realiseringen af disse fordele vil dog ud over investeringen i koblingsudstyr - kræve enten automationsudstyr eller en (betydelig) ekstra opgave for driftspersonalet til manuel fjernstyring. Det har desværre ikke været muligt at foretage detaljerede analyser af business casen for fordelen ved omkoblingsmuligheder, hvorfor beregninger for dette ikke indgår i den endelige vurdering af business casen for Smart Grid. Det anbefales derfor, at der efterfølgende foretages analyser af business casen for omkoblingsmuligheder. [Side 55-56] [8. Igangsætte analyse af behov for kortslutningseffekt] Kortslutningseffekten i primærnettene kommer i dag fortrinsvis fra de store kraftværksenheder. Konverterbaserede VE-anlæg yder også kortslutningseffekt, men kun 10 til 20 % i forhold til klassiske generatorer med samme effekt. For at kunne dække dansk elforbrug med vindenergi bliver man i perioder nødt til at tage så mange termiske kraftværker som muligt ud af drift. Det vil reducere kortslutningseffekten i en grad, som kan skabe problemer. I Vestdanmark forværres problemerne af, at nye vindmøller i Nordtyskland også fortrænger tyske kraftværker. Det anbefales, at der iværksættes en kortlægning af behovet for kortslutningseffekt til HVDCinstallationer og beskyttelsessystemer samt landsdækkende kortslutningsberegninger gennem alle spændingsniveauer for de enkelte stadier frem mod [Side 62] [9. Igangsætte analyse af behov for spændingregulering] De store kraftværkers generatorer er en vigtig kilde til spændingsregulering med et bredt bånd til regulering af reaktiv effekt. Kraftværkernes geografiske spredning bidrager hertil. Vindkraftens øgede rolle betyder, at der i perioder vil være færre store kraftværker i drift og dermed mindre reguleringskapacitet. Samtidigt medfører kabellægningen et øget behov for kapacitet til spændingsregulering. På grund af problemets alvorlige og snigende karakter anbefales gennemførelse af statisk og dynamisk analyse af spændingsforholdene i fuld model af elsystemet i 2025 for begge danske systemer.5 Desuden anbefales demonstration af moderne metoder til overvågning og styring [Side 62-63] [10. Igangsætte analyse af behov for effektbalance] Vindkraft produceres i et tidsmønster, som er fluktuerende og helt anderledes og mere irregulært end elforbruget. Derved forstyrres den sædvanlige balance mellem produktion og forbrug, og der skal præsteres mere reguleringsarbejde for at holde balancen. Uintelligent brug af nye forbrugstyper (el- og plug-in hybridbiler, varmepumper, mv.) forstærker problemet. Behovet for reguleringskapacitet vokser jævnt med tilgangen af vindkraft. Der anbefales gennemført mere grundige analyser til kvantificering af behovet for reguleringskapacitet samt kortlægning af potentielle virkemidler, som kan bidrage til reguleringen. Markedsordninger og styresystemer til aktivering af nye reguleringskapaciteter anbefales ligeledes undersøgt. [Side 63-64] [11. Igangsætte analyse af reduceret inerti samt af transient stabilitet] Mere konverterbaseret elproduktion, især vindkraften, medfører timer med få eller ingen centrale værker i drift og dermed en mindre fysisk roterende svingmasse i systemet. Problemet eksisterer allerede i dag og vil forstærkes i takt med vindkraftudbygningen. De store kraftværker og primærnettets styrke bidrager til systemets transiente stabilitet. Med færre store kraftværksblokke i drift svækkes systemets modstandsdygtighed over for pludselige fejl. Stabiliteten afhænger også af de elektriske egenskaber af andre komponenter som f.eks. kabelstrækninger og konverterbaserede belastninger (motordrev i industri, el- og plug-in hybridbiler mv.). På grund af problemets alvorlige og snigende karakter anbefales det at gennemføre statisk og dynamisk analyse af spændingsforholdene i fuld model af elsystemet i 2025 for begge danske systemer. Desuden anbefales demonstration af moderne metoder til overvågning og styring. [Side 66] [12. Igangsætte analyse af effekt /frekvensstabilitet (rampeproblem)] Prisskift i elmarkedet, specielt ved timeskift, kan give incitament til bratte ændringer af forbrug og udveksling. Elproduktionen kan ikke følge med, når store mængder forbrug enten indkobles eller udkobles samtidig. Problemet anses for at være et markedsrelateret problem. Allerede i dag anses fænomenet i Danmark og flere andre steder i Europa at være et problem. I takt med, at mængden af prisfleksibelt forbrug øges, forstærkes problemet. Der anbefales en indsats til forbedring af den tilgængelige viden på området. Der mangler viden og analyser på ENTSO-E niveau. Hvad betyder f.eks. 1 GW i Østdanmark for frekvensen? [Side 66-67] [13. Igangsætte analyse af udæmpede pendlinger] I et sammenhængende elsystem (eksempelvis dem for hhv. Vesteuropa og Norden) eksisterer der altid en række lavfrekvente svingningsresonanser mellem generatorer eller grupper af generatorer. Svingninger kan anslås ved hændelser i systemet. Når den samlede roterende masse (inerti) i systemet bliver kraftigt reduceret, og andelen af generatorer med antipendlingsudrustning reduceres, bliver elsystemets evne til at dæmpe disse svingninger (pendlinger) stærkt forringet. 12

13 Udæmpede pendlinger i Nordeuropa er allerede detekteret. Problemet vil være voksende med vindkraftudbygningen i regionen. Der anbefales iværksat følgende analyseprogram: [Side 67-68] Gennemførelse af dynamisk analyse af svingningsstabiliteten inkl. egenværdi analyse i fuld model af elsystemet i Elektrotekniske udfordringer i fremtidens elnet PMU baseret on line systemmonitering og DSA (Dynamic Stability Assessment). Indførelse af PMU baserede Power Oscillation Dampers (PODs) på udvalgte SVC anlæg. Introduktion af antipendlingsudrustninger på styringen af offshore vindmølleparker i Tekniske Forskrifter for vindmøller. [14. Igangsætte analyse af alternativer til reducerede centrale driftsreserver/systemtjenester] De store kraftværker er indtil videre hovedleverandører af de nødvendige driftsreserver og andre systemtjenester. Mere konverterbaseret elproduktion, især vindkraften, medfører timer med få eller ingen centrale værker i drift og dermed bortfald af udbud af systemtjenester fra centrale værker, dvs. normaldriftsreserver (primær regulering, automatisk reserve, manuel reserve, reaktiv reserve og kortslutningseffekt) og driftsforstyrrelsesreserver (frekvensstyret reserve, hurtig reserve og langsom reserve) 9. Følgen kan blive mangel på ressourcer til opfyldelse af driftens sikkerhedskriterier. Det anbefales undersøgt, hvilke alternativer der er til hver af de nødvendige systemtjenester, som de centrale værker ikke længere kan levere. Se også forsyningssikkerhed. [Side 68] [15. Igangsætte analyse af spændingskvalitet og kortslutningseffekt på distributionsniveau] Årsagen til problemer med spændingskvaliteten findes primært i introduktionen af konverterbaseret forbrug og produktion ved slutkunden. Dette værende primære forbrug fra el- og plugin hybridbiler og varmepumper samt lokal produktion, men også til dels konverterbaseret forbrug generelt, da konvertere er den primære kilde til harmoniske strømme fra forbrugerne. Ligeledes påvirkes dette af, hvor stor en andel af produktionen de centrale værker udgør, da mangel på kortslutningseffekt og inerti i systemet medfører mere udprægede størrelser af harmoniske og spændingsdyk. Problemer vil opstå følgende tilslutningstakten af el- og plug-in hybridbiler, varmepumper og lokal produktion, samt udfasningen af de centrale værker. Problemet vil ikke opstå som et pludseligt problem i hele nettet, men vil opstå lokalt i radialer. Anbefalinger til videre analyser: [Side 69] Undersøgelser af de eksakte konsekvenser af en øget mængde konverterbaserede apparater (forbrug og produktion), specielt deres indbyrdes påvirkning. Undersøge den eksakte betydning af reduktion af kortslutningseffekt på distributionsniveau. Klarlægge sammenhæng, eller mangel på samme, mellem krav til netvirksomheder og CE mærkning, baseret på IEC61000, af forbrugsenheder. [16. Igangsætte analyse af asymmetrisk belastning samt udvikle procedurer for nettilslutning] Asymmetrisk belastning af faserne forekommer, når de enkelte faser ikke belastes lige meget. Dette er mest et problem ved tilslutning af en- eller tofaset udstyr; her lokal produktion, el- og plug-in hybridbil og varmepumper. Anbefalinger til videre analyser: [Side 69-70] Kortlægning af udviklingen i nettilslutningstyper for nyt forbrug og lokal produktion. Udvikling af procedurer for nettilslutning af slige apparater. Udvikling af procedurer eller direkte krav, samt internationale standarder, for aktiv styring af 3 fasede konverteres belastning af de enkelte faser. [17. Udfordring med lokal spændingskvalitet] Variation i den stationære spænding forårsages af nye eltransportmønstre, lokal produktion og nyt forbrug, i form af el- og plug-in hybridbiler og varmepumper. Dette giver periodevis højere og lavere effektaftag, af en størrelsesorden som kan påvirke radialer lokalt. Større variation kan bringe spændingsniveauet ud over de fastsatte standarder, med eventuelt udfald eller overbelastning af forbrugsenheder til følge. Net bygget før 2004 (indførsel af flickerkriterium), vurderes umiddelbart som at have størst risiko. Ligesom udfasning af centrale værker også vil medvirke til at gøre problemet mere tydeligt. [Side 70] 13

14 [18. Igangsætte analyse af behov for spændingsregulerende enheder i distributionsnettet] MVAr balancen bliver udfordret af den øgede tilslutning af produktion i distributionsnettene. Dette bevirker en øget effekttransport og derved større variation i mængden af reaktiv effekt til/fra distributionsnettet. Denne ændring kan gøre det svært at overholde de gældende MVAr bånd uden investering i dynamiske reaktive komponenter i distributionsnettet. Anbefalinger til videre analyser: At undersøge behovet for spændingsregulerende enheder i distributionsnettet. [Side 71] [19. Igangsætte analyse af betydning for distributionsnet ved reduktion af kortslutningseffekten i transmissionsnettet] Nye effektretninger og lavere kortslutningseffekt tilgængelig i dele af distributionsnettet bevirker, at funktionen af kortslutningsbeskyttelsen i distributionsnettet kan blive kompromitteret. Problemet forventes at stige i takt med mere decentral produktion, herunder at vindmøller og vindmøller i store parker erstatter produktionen fra de centrale værker. Anbefalinger til videre analyser: Undersøg betydningen for distributionsnettet, ved reduktion af kortslutningseffekten i transmissionsnettet. [Side 71] Kortslutningseffekt leveres i dag primært fra de centrale værker i drift. Der vil derfor være mindre kortslutningseffekt tilgængeligt i transmissionsnettet - og dermed også i distributionsnettet, når disses produktion forskubbes af flere decentrale produktionsanlæg, herunder vindmøller, samt vindmøller i store parker. Mindre kortslutningseffekt gør det sværere at holde spændingen i distributionsnettet konstant, da det bliver mere følsomt overfor ind- /udkobling af større effekter. Herudover vil kortslutninger i nettet give anledning til spændingsdyk i større områder. Ind- og udkobling af større mængder af effekt, såsom el- og plug-in hybridbiler, elpatroner og varmepumper vil give jævnlige variationer i spændingen. Problemet opstår således både på grund af stigende mængder store effekter i nettet, men også grundet mindre centrale værker i drift, som vist i Figur 24. Anbefalinger til videre analyser [Side 72]: Undersøg behovet for spændingsregulerende enheder i distributionsnettet Undersøge om lavere kortslutningseffekt fra transmission til distributionsnettet har andre betydelige uhensigtsmæssigheder for driften af distributionsnettet end manglende spændingsstabilitet. [20. Udarbejde regelsæt der sikrer hensigtsmæssig ø drift (personsikkerhed)] En tilpas stor mængde lokal produktion i en radial åbner for risikoen for, at der på radialen opretholdes en spænding på trods af, at radialen ikke længere er tilsluttet det øvrige elnet. Dette skaber en fare for personsikkerheden for medarbejdere, der arbejder på en lavspændingsradial, der forventedes at være spændingsløs. Der vil herved være risiko for medarbejdernes helbred, da risikoen for at få livstruende stød, vil være overhængende stor. Dette giver et merarbejde for netvirksomheden, idet det skal sikres, at alle lokale anlæg, som kunne medføre en spændingssætning af en udkoblet radial, skal udkobles, inden arbejde påbegyndes. Alternativt skal alt arbejde udføres som arbejde under spænding, med dertilhørende krav om minimum 2 personer. Dette vil, i alle tilfælde, give en meromkostning ved alt arbejde på nettet. Problemet opstår ikke i hele nettet øjeblikkeligt, men vil opstå pletvis begrænset i distributionsnettet, hvor en stor del forbrugere får tilsluttet lokal produktion, der ikke automatisk afbryder ved fejl i nettet. Anbefalinger til videre analyser: [Side 72] Sikre at der eksisterer regelsæt, som kræver afbrydelighed af lokal produktion. Evaluere krav om jording af alle net der skal arbejdes på, inkl. 0,4kV nettet. Mulighed for udarbejdelse/revidering af krav om afbrydelighed, hvis der ikke eksisterer klare, entydige, regler herfor. [21. Netvirksomhederne skal tildeles en rolle som systemoperatør] Indledningsvis er det antaget, at effektregulering og visse systemydelser i Smart Grid-scenariet antages at skulle kunne styres af markeds- og prissignaler. Det vurderes derfor, at der vil kunne opstå flaskehals-problematikker og systembegrænsninger i de lokale distributionsnet (overbelastning af nettet). Nogle ydelser f.eks. effektregulering vil således skulle kunne købes/sælges i specifikt afgrænsede dele af nettet, for at ydelserne vil have den nødvendige virkning for det lokale nets drift. Tilsvarende kan systemansvaret købe specialregulering fra distributionsnet (celler) til transmissionssystemets drift og stabilitet. Det vurderes derfor, at det vil være en delvis nødvendig forudsætning for et Smart Grid scenarium, at netvirksomhederne afhængig af markedets opbygning tildeles en større eller mindre rolle som systemoperatør med ret til køb og modkøb/-salg af system- og effektregulerende ydelser (effektregulering, spændingsregulering, udligning af usymmetri m.m.). [Side 95] [22. Igangsætte analyse om nødvendigt at opretholde tvangsdrift på centrale værker] Det kræver yderligere undersøgelser at vurdere, om det vil være nødvendigt at fastholde tvangsdrift på centrale værker for at sikre den nødvendige inerti i elsystemet. I dette tilfælde kan et intelligent elsystem (Smart Grid) være mere robust til at levere dynamisk stabilitet, herunder kunstig inerti. Der kan derfor potentielt være en fordel ved Smart Grid i form af undgåede 14

15 omkostninger til tvangskørsel. Omkostningen kan være op til 100 mio. kr./år for 1200 timers tvangsdrift. Omkostningen indregnes ikke i vurderingen. [Side 102] Energi 2050 Udviklingsspor for energisystemet [23. Aktivering af elforbrug indebærer afregning efter dynamiske priser og tariffer] Aktivering af elforbrug er en af de mest afgørende faktorer for effektivt at indpasse vindkraftproduktion i større skala og er derfor et af hovedelementerne, der kan sikre fortsat balance mellem produktion og forbrug. Det nye paradigme for elforsyningen bliver derfor, at elforbruget skal indrettes efter elproduktionen. [Side 10] Som et supplement til ny elproduktionskapacitet kan der skabes incitament for et mere fleksibelt elforbrug, der i højere grad reagerer på elsystemets prissig naler. Aktivering af elforbrug er en af de mest afgørende faktorer for effektivt at ind passe vindkraftproduktion i større skala og er derfor et af hovedelementerne, der kan sikre fortsat balance mellem produktion og forbrug. Det nye paradigme for elforsyningen bliver derfor, at elforbruget skal indrettes efter elproduktionen. Nye fleksible elforbrug skal via intelligente styringsmekanismer reagere på markedets prissignaler. I den forbindelse er det vigtigt at sikre, at alle slutforbrugere på sigt har mulighed for at blive afregnet efter dynamiske markedspriser samt tariffer, der løbende afspejler omkostningerne i transmissions og distributionsnettene. [Side 38] [24. Afvejning mellem spidslastproduktionskapacitet og mængden af elforbrugsflytning bør varetages af markedet] Det betyder, at timer med meget høje elpriser (spidslast) og timer med meget elproduktion, kan udlignes ved hjælp af et øget fleksibelt elforbrug, og behovet for spidslastproduktionskapacitet formindskes. For at understøtte en effektiv indpasning af vindkraft kan fordelingen mellem spidslastproduktionska pacitet og mængden af elforbrugsflytning med fordel varetages af markedet. [Side 38] [25. Øge mængden af tilgængelige enheder i regulerkraftmarkedet] Som følge af indpasning af mere vindkraft vil det sandsynligvis blive nødvendigt at øge mængden af tilgængelige enheder i regulerkraftmarkedet. Et væsentligt initiativ vil være at få mindre enheder til at bidrage med regulerkraft på mar kedsvilkår. I dag skal bud til de europæiske elbørser være indgivet senest kl. 12:00 dagen før driftsdøgnet og foregår med en tidsopløsning på timebasis. Når der kommer større mængder vindkraft i elsystemet, kan det være en fordel at flytte punktet for at afgive bud tættere på driftstidspunktet, da ubalancerne, følge af prognosefejl, dermed vil blive reduceret. På tilsvarende vis overvejes, om en lavere tidsopløsning end timer kan øge markedets Begge dele vil kræve international tilslutning og harmonisering. [side 10-11] Som følge af indpasning af mere vindkraft vil det sandsynligvis blive nødvendigt at øge mængden af tilgængelige enheder i regulerkraftmarkedet. Et væsentligt initiativ vil være at få mindre enheder til at bidrage med regulerkraft på markedsvilkår. I det nuværende nordiske regulerkraftmarked, der generelt er ken detegnet af et stort udbud, er mindre forbrugsenheder stort set ikke aktive. På det lange sigt kan flere mindre enheders ageren i regulerkraftmarkedet betyde, at der kommer flere og nye aktører på banen til at administrere og styre forbruget i forhold til markedet. En løsningsmodel, der kan understøtte denne udvikling, er at skabe et marked for energitjenester. Her kan det fleksible forbrug gøres til en varmetjeneste eller en kilometertjeneste, fx ved hjælp af en intelligent styret varmepumpe eller en elbil. [Side 39] [26. Behov for intelligent kommunikationsudstyr] Danmark er allerede langt fremme i forhold til erfaringer med indpasning af store mængder vindkraft i elsystemet, og der arbejdes aktivt med udvikling af et elsystem, der kan inkludere op til 50 procent vindkraft. At inkludere så store mængder fluktuerende energi, sætter fokus på udvikling af Smart Grids, hvor intelligent kommunikationsudstyr bidrager til, at elsystemet og -markedet kan kommunikere med mange små decentrale producenter og forbrugere. [Side 25] [27. Behov for investeringer i distributionsnettene] Samtidig vil implementering af flere elbaserede løsninger i slutfor bruget sandsynligvis medføre et behov for investeringer i distributionsnettene. [Side 32] 15

16 [28. Behov for nye leverandører af systemstabiliserende ydelser frem for centrale kraftværker] De centrale kraftværker leverer i dag hovedparten af ovenstående stabiliseren de egenskaber. For at sikre, at elsystemet har tilstrækkeligt med systembærende egenskaber, kan det allerede i dag være nødvendigt i nogle timer at betale ejere af central kraftværkskapacitet en særskilt ydelse for at holde værket i drift med henblik på at levere de systembærende egenskaber. I takt med, at det kommercielle grundlag for store centrale grundlastværker fremover reduceres, vil der derfor være behov for at udvikle et elsystem, hvor de systembærende egenskaber kan leveres fra andre enheder end de centrale værker. Konverterbaseret produktion, fx vind, brændselsceller og solceller, og konverterbaseret forbrug, fx elbiler, kan levere hovedparten af disse egenskaber. Synkronkompensatorer kan derudover også levere systembærende egen skaber i form af kortslutningseffekt og spændingsstabilisering. I rapportens fire udviklingsspor for 2050 leveres en stor del af elproduktionen fra konverterbaserede anlæg, herunder vindkraft og solceller. Tilsvarende er der et stort elforbrug, der vil være konverterbaseret, som fx elbiler og varmepumper. Der vil således være relativt store potentialer for, at disse anlæg kan levere både regulerkraftydelser og systembærende egenskaber. [Side 32-33] [29. International harmonisering af markedsdesign] Det er relevant at se på alternativer til det eksisterende markedsdesign, både på engros og detailsiden, for at sikre en effektiv markedsfunktion ved en stigende andel vindkraft i elsystemet. Dette bør dog ske med stort fokus på inter national harmonisering, så fordelene ved deltagelsen i det internationale elmarked opretholdes. [side 37] [30. Prisudsving en forudsætning for nødvendige nyinvesteringer i produktionskapacitet] De kortsigtede marginale elproduktionsomkostninger er grundlaget for prisdannelsen i spotmarkedet, der i dag er elmarkedets omdrejningspunkt, og dermed indtjeningsgrundlaget for elproducenterne. På sigt må det forventes, at der kommer flere timer med lave elpriser, på grund af en øget vindkraftproduktion, som har meget lave kortsigtede marginalomkostninger. Dette kan medføre et pres på det kommercielle grundlag for drift af elproduktionskapacitet baseret på konventionelle brændsler. For at tiltrække ny elproduktionskapacitet, eksempelvis gasturbiner med en driftstid på cirka 500 timer (grundlastanlæg kører typisk timer/år), skal spotprisen eller regulerkraftprisen i disse timer nå op på et gennemsnitligt niveau omkring kr./mwh. Den høje pris er nødvendig for at forrente investeringsomkostningerne til ny produktionskapacitet på så relativt få driftstimer. Prisspidser er dermed en for udsætning for de nødvendige nyinvesteringer i spidslastkapacitet, og det er derfor vigtigt, at disse får lov til at opstå, uden at der gribes ind i markedet. [Side 37-38] I Figur 22 er skitseret nogle generelle tendenser i udviklingen af elproduktionskapacitet i et udviklingsspor med megen vindkraft. Den øgede produktion fra vindkraft giver relativt mange timer om året med lave elpriser, da vindmøllerne byder ind i markedet til en meget lav kortsigtet marginalomkostning. Flere timer med lave elpriser giver, sammen med den generelle udvikling med mere elbaseret energiforsyning (varme og transportsektoren), et behov for øget elproduktionskapacitet. Samtidig er det økonomiske grundlag for grundlast på termiske værker ikke til stede, idet der er mange timer med lave elpriser. Kraft varmegrundlaget reduceres samtidig, da der produceres mere varme på elbase rede varmepumper. Nye værker skal derfor bygges som kondensproduktion, der primært kan køre i spidslast, eller alternativt som mere vindkraft. [Side 31-32] [31. Bud tættere på driftsdøgnet (og højere tidsopløsning)] I dag skal bud til de europæiske elbørser være indgivet senest kl. 12:00 dagen før driftsdøgnet og foregår med en tidsopløsning på timebasis. Når der kommer større mængder vindkraft i elsystemet, kan det være en fordel at flytte tids punktet for at afgive bud tættere på driftstidspunktet, da ubalancerne, som følge af prognosefejl, dermed vil blive reduceret. På tilsvarende vis skal det overvejes, om en lavere tidsopløsning end timer kan øge markedets effektivitet. Det er dog en vigtigt, at både tidsopløsning for bud og tidspunktet for at afgive bud skal spille sammen med børshandlen i vores nabolande. [Side 39] [32. Udvikling af intraday handel] Ubalancer i elsystemet bliver sandsynligvis mere udtalt med øget vindkraft. Et redskab til at håndtere disse ubalancer er intra day markeder som fx Elbas, hvor kommercielle markedsaktører handler med hinanden for at minimere deres ubalancer. I dag er omsætningen i disse markeder begrænset. Fremadrettet kan intra day markeder som Elbas få en anden rolle, men dette skal ses i sammenhæng med de muligheder, der er for at lave justeringer af andre elementer af det samlede markedsdesign. Ændringer i eksempelvis tids opløsningen på spotmarkederne, gate closure, og aktivering af små forbrugsen heder i regulerkraftmarkedet, vil betyde, at behovet for egentlige intra day markedspladser alt andet lige bliver mindre. [Side 39] 16

17 [33. Markedskobling og større overføringskapacitet mellem lande] Tæt sammenkobling af elsystemerne i Europa vil desuden sikre en effektiv indpasning af større mængder vind, fordi vindkraften i de enkelte elsystemer kan afsættes i de tilstødende elsystemer, der hvor betalingsviljen er størst. I dag er integrationen mod de nordeuropæiske markeder allerede i gang. Primært i dayahead markedet, der bortset fra det finansielle elmarked er det mest likvide af elmarkederne. [Side 39] Udveksling af el med vores nabo områder er et vigtigt element i alle fire spor, da det internationale elmarked vurderes at give et effektivt bidrag til at balancere den fluktuerende elproduktion. Mulighederne for dette afhænger i høj grad af vindkraftudbygningerne og udbygningen af produktionskapaciteten i nabo områderne, samt infrastrukturudbygningerne. Forsyningssikkerheden kan gøres mindre afhængig af det internationale elmarked ved en kraftigere indenlandsk satsning på spidslastkapacitet, baseret på relativt billige gasturbiner, som kan producere i perioder med lav vindkraftproduktion.30 Dette kræver dog, at der tilvejebringes stabil brændselsforsyning til disse anlæg. [Side 30] Spidslastproduktion af el er i rapportens fire udviklingsspor i høj grad baseret på brug af gasturbiner. Denne løsning er, sammen med udvekslingsforbindelser til udlandet, en omkostningseffektiv metode til sikring af den nødvendige elproduktionskapacitet. På lang sigt kan der potentielt etableres udbygning med et europæisk net, der i højere grad integrerer produktion og forbrug i Nordeuropa med produktionen i Sydeuropa. [Side 32] [34. Løsninger afhænger af elprisen og dermed i udviklingen i elsystemer i vores nabolande] Frem mod 2050 er der flere muligheder for at udnytte den øgede mængde fluktuerende elproduktion. Udvekslingsforbindelser vil også fremadrettet være et afgørende element for håndteringen af vindkraften i elsystemet. Nye forbrug som elbiler, elpatroner, varmepumper og produktion af elbaseret VE gas vil være et vigtigt supplement til udlandsforbindelserne, når balancen i elsystemet skal sikres. I en situation, hvor elbilerne også kan levere el til elnettet, fungerer de samtidig som spidslastværker (evt. suppleret med gasturbiner). Der skal findes en balance mellem disse muligheder, og valget af løsninger og størrelsen på spidslastværker, udlandsforbindelser og prisfleksibelt elforbrug vil delvis afhænge af udviklingen i elsystemerne i vores nabolande, da dette får betydning for, hvordan elprisen udvikler sig. [Side 31] Energi 2050 Bilag 1 [Ingen iagttagelser] Redegørelse om mulighederne for og virkningerne af dynamiske tariffer for elektricitet [35. Behov for dynamiske prissignaler i elnettet] Ved udformningen af dynamiske tariffer kan et princip være at lade forbrugstarifferne afspejle marginalomkostningen ved et øget forbrug på det aktuelle tidspunkt og i det aktuelle elnet, da forbrugeren herved gives incitament til at tilpasse sit forbrug afhængigt af omkostningerne ved forbruget. Dette gælder principielt både de lokale elnet og transmissionsnettet. [Side 11-12] Den tarifering, der understøtter en korrekt langsigtet dimensionering af el-nettet, bør baseres på netvirksomhedernes marginalomkostninger på tilpas lang sigt, da dette sikrer langsigtet efficiens. [Side 24] Kommende teknologier til at udnytte el vurderes primært at ville kunne reguleres for at afhjælpe udfordringerne i distributionsnettet, idet det er den systematiske variation, der er mest oplagt at påvirke gennem tarifering. Dynamisk tarifering vurderes derfor med den forventede teknologi mest lovende for netvirksomhederne. [Side 12] Det er arbejdsgruppens opfattelse, at efficient tarifering er vigtig for, at fremme et effektivt marked med øget elefterspørgsel, og en øget andel af fluktuerende vedvarende energi i elsystemet. En tarifering baseret på marginale og ikke gennemsnitlige omkostninger kan give et mere korrekt prissignal fra markedet til forbrugeren. De marginale omkostninger angiver, hvad det koster at tilvejebringe én ekstra (marginal) enhed. Effektiv ressourceallokering og efficiensteori foreskriver, at kun hvis 17

18 samfundet, dvs. kunderne og virksomheden, er villige til at betale den marginale omkostning, skal virksomheden stille denne enhed til rådighed. [Side 15-16] [36. Dynamiske tariffer skal afvejes i forhold til risikoafdækning og administrative omkostninger] Arbejdsgruppen er samtidig af den opfattelse, at en dynamisk tarifering på sigt med nye anvendelsesområder for el og udbygning af ufleksibel elproduktion vil rumme et samfundsøkonomisk perspektiv. Gevinsterne ved rette prissignaler vil dog skulle sammenholdes med eventuelt ekstra administrative omkostninger og overvejelser om risikoafdækning. [Side 16] Gevinsterne ved rette prissignaler vil dog skulle sammenholdes med eventuelt ekstra administrative omkostninger. I den forbindelse bør forventningerne til fleksibiliteten i forbruget og effekten af korrekte prissignaler blandt andet vurderes ud fra en overvejelse om virksomheder og husholdningers risikoafdækning, der for virksomheder, der i dag har mulighed for varierende priser, i høj grad udligner prisvariationer gennem prisfastsættelse i langsigtede kontrakter. [Side 11-12] [37. Dynamiske tariffer vurderes at flugte med elforsyningslovens princip om omkostningsægthed, men der skal igangsættes en undersøgelse herom] En eventuel fremtidig tarifering efter marginalomkostninger afviger fra aktuelt an-vendte metoder for tarifering for netvirksomhederne, hvor forbrugerne i vid udstrækning tariferes efter de gennemsnitlige omkostninger ved forbruget. Dynamisk nettarifering vurderes at flugte med elforsyningslovens princip om omkostningsægthed. [Side 12] Der der tages initiativ til en vurdering af, om der er behov for ændring af pris-bestemmelserne i elforsyningsloven for at sikre, at de lokale netvirksomheder har adgang til eventuelt at tarifere ud fra et marginalomkostnings-princip (service-check af elforsyningslovens prisbestemmelser). [Side 15] [38. Ikke nødvendigvis behov for etablering af dynamiske tariffer i transmissionsnettet] Variationer i udbud og efterspørgsel giver forskellige udfordringer for henholdsvis distributions og transmissionsnettet. For Energinet.dk, der er ansvarlig for det overordnede transmissionsnet, vurderes den primære udfordring at blive administrationen af de store usystematiske udsving i udbud både fra fx vindenergien og fra importen og eksporten af el. Dette underbygges blandt andet af, at der på nuværende tidspunkt ikke er indikationer af, at variationer i forbruget giver systematiske variationer i marginalomkostningerne til transmissionsnettet. Udfordringen for transmissionsnettet er dog ikke grundigt belyst i det følgende. Det kan derfor ikke udelukkes, at der på sigt vil kunne opstå en situation, hvor dynamisk tarifering af efterspørgslen kan være en samfundsøkonomisk gevinst også med hensyn til transmissionsnettet. [Side 12] [39. Dynamiske nettarriffer kan indebære betydelige prisvariationer over døgnet] Ved opgørelsen af de marginale omkostninger er det ikke tilstrækkeligt at betragte de kortsigtede marginalomkostninger, der stort set udelukkende udgøres af omkostninger til nettab. Dynamiske tariffer vil også skulle afspejle, at de langsigtede marginalomkostninger ved en øget spidsbelastning kan være endog meget store. Ved en eventuel omlægning til dynamisk tarifering bør nettariffen (distributionstariffen) så vidt muligt afspejle forbrugets aktuelle marginale omkostningsbelastning af netvirksomheden. Desuden skal netvirksomhedernes omkostninger og evt. også sparede omkostninger til netudbygning indregnes, da dette vil sikre, at slutkunderne modtager prissignaler, der gør dem i stand til at beslutte, om de helst vil flytte forbrug eller betale for en øget netkapacitet. Disse forhold kan medføre betragtelige prisudsving inden for samme døgn og evt. også inden for samme netområde. Så længe prisudsvingene imidlertid afspejler reelle omkostningsforskelle ved forbrug til forskellig tid og sted, vil tariferingen være i overensstemmelse med princippet om omkostningsægthed. Det betyder bl.a., at den forudsigelighed og vished om fremtidige tariffer, der hidtil har været kendt i den danske tarifmodel, i nogen grad vil blive afløst af en mere aktuel og adfærdsregulerende tarif. [Side 13] [40. Størst potentiale for fleksibelt elforbrug findes hos elbiler og varmepumper, og ikke ved traditionelt elforbrug hos privatkunder] Derimod vurderes der på sigt at være et potentiale i forbindelse med kunder, der benytter el til de nye anvendelsesområder såsom elpatroner (i fjernvarmesektoren), varmepumper (både i fjernvarmesektoren og individuelt) eller elbiler. I husstandene er elforbruget pr. forbrugssted (lampested) i dag lille og ufleksibelt, hvorimod el til varmepumper eller elbiler er højt pr. forbrugssted og potentielt fleksibelt. [Side 14] Fokus på udbredelsen af timeaflæste elmålere, bør, hvis det alene begrundes i et ønske om mere vedvarende energi og øget fleksibilitet, imidlertid ikke rettes mod husstande med vanligt elforbrug, men mod måling af kunder, der benytter el til de nye anvendelsesområder elpatron (i fjernvarmesektoren), varmepumpe eller elbil. I husstandene er elforbruget pr. forbrugssted (lampested) lille og ufleksibelt, hvorimod el til varmepumper eller elbiler er højt pr. forbrugssted og potentielt fleksibelt, hvilket 18

19 bedre kan begrunde timemåling og installation af udstyr til styring af elforbruget ud fra såvel privat som samfundsøkonomiske betragtninger dog forudsat at tariffen indrettes derefter. [Side 22] [41. Individuel tarifering frem for generelle tariferingsprincipper] De danske netvirksomheder er forskellige på en række punkter; nettets alder, størrelsen på afskrivningerne, den relative netkapacitet, andel af el fra fluktuerende vedvarende energi, mv. Flere af disse forskelle har betydning for beregningen af netvirksomhedernes marginale omkostninger og derved den optimale tarifering. Dette notat indeholder derfor kun generelle overvejelser for en økonomisk efficient tarifering, mens de specifikke tariffer altid skal vurderes i den lokale netvirksomhed, der har bedst viden om deres individuelle elnet, og som kender baggrunden for omkostninger og investeringer. I en situation med meget forskellige lokale forhold og vidt forskellige udbygningsbehov og belastningsprofiler må man forvente, at man Netvirksomhedernes opgave er således så vidt muligt at identificere deres langsigtede marginalomkostninger og tarifere herefter. Dette giver netvirksomhederne bedre muligheder for at identificere og implementere de omkostningseffektive løsninger. Dvs. at netvirksomheden udbygger, når forbrugerne efterspørger denne løsning og implementerer andre løsninger, når dette er omkostningseffektivt. [Side 26-27] Det anbefales, at den lokale netvirksomhed ud fra sit kendskab til lokale forhold fortsat er ansvarlig for udformningen af fremtidens tariffer i henhold til metoder, der er godkendt af Energitilsynet. [Side 15] Den lokale nettarif på netvirksomhedens initiativ kan udformes således, at denne afspejler netvirksomhedens marginalomkostninger, dvs. at en dynamisk tarif fx indeholder [Side 15]: i. en nettabstarif (kortsigtede omkostninger). ii. iii. omkostninger, herunder evt. sparede, til netudbygning (langsigtede marginal omkostninger). dækning af generelle omkostninger og forrentning udover marginale omkostninger på en måde, der mindst forstyrrer rette prissignal. Det accepteres, at Energitilsynet fortsat godkender netvirksomhedernes og Energinet.dk's tariferingsprincipper, men ikke konkrete tariffer. Ved en eventuel omlægning af den lokale nettarif skal hensynet til forbrugeren overvejes nøje, så afregningen fortsat kan ske ud fra rimelige, gennemsigtige og ikkediskriminerende principper. Herunder skal elforbrugernes regninger ved en eventuel omlægning vedvarende udformes, så de fortsat er forståelige for modtagerne, og oplysninger om nettariferingsprincipperne og tariferingen skal være tilgængelige. [Side 15] Den enkelte netvirksomhed har en økonomisk egeninteresse i at sikre et forbrugsmønster, der minimerer såvel nettabet som behovet for netudbygninger, og da energiforbruget vil udvikle sig meget forskelligt på tværs af geografi afhængigt af tilslutning af varmepumper, elbiler mv. er det vigtigt at fastholde friheden i fastsættelse af tariferingen inden for godkendte metoder. [Side 22] Redegørelse om muligheder for og virkninger af ændrede afgifter på elektricitet med særlig henblik på bedre integration af vedvarende energi (dynamiske afgifter) [42. Forbindelser til udlandet er afgørende for at integrere vindkraft] Potentialet for elbiler er af Ea Energianalyse opgjort til 200 MW for hele landet på længere sigt ved en betydelig andel elbiler. Men i praksis vil dette potentiale kun kunne udnyttes på de tider af døgnet, hvor belastning af lokale net er lav, hvilket ikke systematisk hænger sammen med de timer, hvor vindkraftproduktionen er kraftigst. I alle tilfælde vil et ekstraordinært stort forbrug ikke kunne opretholdes i længere tid ad gangen. Produktionen på kraftværker og kraftvarmeværker kan varieres inden for kortere perioder, og produktionen reagerer på ændrede priser i størrelsesordenen 100 MW i Vestdanmark, hver gang prisen ændres 1 øre/kwh omkring det normale niveau, (svarer til omkring 1,5 mia. kwh årligt for hele Danmark). Afgørende for muligheder af en stor vindkraftproduktion er derfor forbindelser til udlandet: Fra Vestdanmark til Norge/Sverige MW. Fra Vestdanmark til Tyskland MW. Fra Vestdanmark til Sjælland(fra 2010) 600 MW. [Side 9-10] 19

20 [43. Ikke samfundsøkonomi i kraftig udbygning af udlandsforbindelser] Det kan dog ikke betale sig at udbygge forbindelserne, således at der altid er ledig kapacitet. Forbindelserne kan bryde sammen, og i visse tilfælde begrænses de af ikke markedsmæssige årsager. De allerede eksisterende gode forbindelser mod nord og vandkraftens store fleksibilitet på kort sigt gør, at priserne varierer langt mindre i Danmark end på kontinentet, herunder Tyskland. [Side 121] [44. Decentrale værker bør overgå til markedsvilkår] Der er allerede skabt større fleksibilitet på produktionssiden ved decentrale kraftvarmeværkers overgang til markedsvilkår og afkobling af støtten fra produktionen. Der er dog fortsat få værker på treledstarif eller anden fast afregningspris f.eks. biogasværker. [Side 11] [45. Omlægge støtten til vindmøller for at undgå for høj maksimal effekt] Støtten til vindmøller i form af en garanteret pris tilskynder særligt til udbygning, hvor det blæser mest, mens et pristilskud vil føre til flere vindmøller dér, hvor prisen, når møllerne producerer mest, ikke trykkes af de andre møller. Støtten til møller, som via at tilskuddet gives op til et vist antal fuldlasttimer, tilskynder til, at møllernes maksimale effekt bliver større, end den ellers ville have været. Dermed vil en større del af produktionen finde sted på de tider, hvor der i forvejen er stor produktion/lave priser. [Side 11-12] [46. Ændre afgiftsrabat system på industriel kraftvarme] Ved høje PSO-afgifter er produktionen på industrielle kraftvarmeanlæg ufleksibel selv ved lave elpriser, jf. at der gives rabat i PSO-afgiften for det forbrug, der forsynes fra eget industrielt kraftvarmeanlæg. [Side 12] [47. Fokusere på nedregulering på forbrugssiden] På forbrugssiden er det klart største potentiale for såkaldt nedregulering forøget forbrug når priserne er lave elkedler i kollektive varmeområder. Teknologien er umiddelbart tilgængelig. [Side 12] [48. Fordele og ulemper forbundet med at omlægge forbrugsafgifter til afgifter på brændsel til fremstilling af el] Fremmer fleksibelt elforbrug: Afskaffes afgifter på forbrug af el, vil en række anvendelser af el kunne blive konkurrencedygtige med brændsel. Det er særligt de anvendelser af el, hvor der er meget nære substitutionsmuligheder, der kan blive fleksibel. Erstattes forbrugsafgifterne med afgifter på brændsel ved elproduktion, vil det lige som CO2-kvoterne gavne vindmøllerne. Men det vil gøre den termiske elproduktion meget ufleksibel forstået på den måde, at de ved såvel lave, normale som høje markedspriser vil ophøre med at producere. Alene det forhold, at kapaciteten til udlandet er begrænset, vil levne plads til en vis dansk termisk elproduktion, idet det er omkostningerne i Danmark, der er afgørende for markedspriserne, når importen er begrænset af ledningskapacitet. En sådan omlægning vil være stærkt forvridende og give samfundsøkonomiske tab på i størrelsesorden ca. 7 mia. kr., provenutab for staten på 10 mia. kr., belaste erhverv med ca. 4 mia. kr., elværkerne med 2,5 mia. kr., men gavne husholdninger og vindkraftproducenter mv. med henholdsvis 6,5 mia. kr. og knap 3 mia. kr. Markedspriserne vil svinge kraftigt og give forbrugerne incitamenter til fleksibelt forbrug. [Side 13-14] Fiskale afgifter medfører forvridningstab: Modellen kan ud fra almindelige skattepolitiske succeskriterier ikke anbefales. Afgørende for de meget store negative virkninger er, at fuld brændselsafgift er meget høj. Forvridningsomkostningerne er fire gange større ved dobbelt afgiftssats, men stiger lineært med elasticiteten. Da udbudselasticiteten for dansk el på kort sigt er omkring 10 gange større end efterspørgselselasticiteten på langt sigt, er en meget betydelig virkning uundgåelig. Høje satser og stor elasticitet giver meget store forvridninger. Men med en meget lille afgiftssats på brændsel er forvridninger små. Der er undersøgt en model, hvor brændsel belastes med 1,25 kr./gj i afgift. Det vil give staten en provenugevinst på ca. 260 mio. kr., men belaster elværkerne med ca. 210 mio. kr., forbrugerne med ca. 65 mio. kr., men giver VE-elproducenter en gevinst på brutto ca. 25 mio. kr., men alene netto ca. 5 mio. kr. efter modregning af lavere tilskud. Netto taber samfundet ca. 10 mio. kr. Havde Danmark i forvejen været nettoimportør i stedet for som forudsat nettoeksportør, ville tabet være over dobbelt så stort. Selv om forvridningsomkostningerne er små i forhold til provenuet, skal man være meget opmærksom på, at det afgørende forudsætter meget lave satser. Det gælder da trivielt, at virkningerne også vil være små. [Side 13-14] Fiskale afgifter på forbrug af brændsel til fremstilling af el svækker elværkers konkurrenceevne med udlandet: Uden grænseudligning godtgørelse af afgifter ved eksport og pålæg af afgifter ved import - vil en høj afgift på brændsler være stærkt hæmmende for danske elværkers konkurrenceevne. Hvis man derimod kan udligne de gennemsnitlige afgifter, vil en 20

21 omlægning til brændselsafgifter være konkurrenceevneneutral for elværkerne i gennemsnit. Modellen er dog ikke mulig at gennemføre. Det stiller EU-traktaten sig hindrende i vejen for, ligesom andre internationale aftaler. En medlemsstat må således alene godtgøre afgifter ved eksport, som staten er sikker på, har belastet produktionen. Ved modellen er VE-el ikke belastet med afgift. En medlemsstat må aldrig pålægge import højere afgift end hjemlig produktion. Da hjemlig VE-produktion er fritaget for afgift, betyder det i praksis, at man ikke må pålægge importen afgift [Side 14-15]. Afgifter på brændsel til fremstilling af el i stedet for afgifter på forbrug vil være fremmende for vindkraft, men vil føre til store forvridninger, når høje afgifter gør dansk produktion urentabel. Det er ikke EU-retligt muligt at godtgøre afgifter på brændsel til elproduktion ved eksport af el eller beskatte import. [Side 24] [49. Nat/dag afgifter for at fremme fleksibelt elforbrug integrerer ikke mere vind i forbruget] Der er meget små virkninger for vindmøllerne i gennemsnit. Det skyldes, at vindkraftproduktionen samvarierer med forbruget over døgnets timer i gennemsnit. Det er således en myte, at man bør bruge el om natten af hensyn til vindmøllerne. Gevinst er således kun på omkring 1,15-1,47 mio. kr. ved at flytte på det danske forbrug. Selv hvis der ikke var administrative omkostninger ved modellen, taber samfundet således, uden at ændringerne fører til nogen videre fordel med hensyn til at integrere mere vind. [Side 15-16] [50. Gevinsten ved at flytte forbrug er mindre end omkostningen ved timeafregnede målere] Markedets prissignaler forstærkes af afgifterne, der bliver tids- eller værdiafhængige. Virkningerne er først og fremmest, at forbrug af el forskubbes over tiden, uden at forbruget nødvendigvis netto stiger. Forbruget af el er normalt større om dagen end om natten. Priserne på el er også normalt større om dagen end om natten. En betydelig del af prisvariationen er importeret fra Tyskland, der har 2,5 gange så stor variation i døgnets priser som Danmark, hvor prisforskellen mellem døgnets dyreste og billigste time er omkring 11 øre/kwh, og forskellen i gennemsnit mellem priserne om dagen og om aften/nat er på omkring 4,5 øre/kwh i Vestdanmark. I Østdanmark er prissvingningerne større i gennemsnit ca. 6,5 øre/kwh mellem de timer, hvor forbruget er over gennemsnittet, og de timer hvor forbruget er under. Der er undersøgt en model, hvor afgiften fra kl. 19 til kl. 5 er på 50 øre/kwh, mens statslige afgifter sættes op til 92,3 øre/kwh om dagen. Det giver 78 øre/kwh i gennemsnit, idet knap 34 pct. af forbruget finder sted om aftenen/natten, der udgør knap 42 pct. af døgnets timer. Det har været forudsat, at afgiftsændringen har været afgørende for, at der blev installeret de nødvendige målere. Ved uændret adfærd går det lige op for staten. Staten taber ca. 190 mio. kr. ved at forbruget flytter, mens forbrugerne vinder ca. 115 mio. kr. før administrative omkostninger. For den del af forbrugsflytningen, der ville ske ved ens afgifter, vinder samfundet. Det er givet, at målerne er gratis. Men måleromkostningerne mv. vil i mange tilfælde være større end forbrugernes gevinst ved at flytte forbruget. For den del, der sker på grund af afgiftsforskellen, taber samfundet, selv hvis målerne var der i forvejen. Staten vil tabe afgiftsforskellen på 42,3 øre pr. kwh, der flyttes. Men borgerne vil være villige til at bære op til 42,3 øre/kwh i andre omkostninger (mistet komfort mv.) for at kunne spare afgiften. Derfor taber samfundet netto, jo større afgiftsforskellen er, både fordi tabet pr. kwh, der flyttes bliver større, og fordi der flyttes mere. [Side 15-16] [51. Fiskale afgifter på forbrug el gør det vanskeligt at anvende afgifter til at flytte forbrug] Forstærkning af variationer i markedspriser ved værdiafgifter, nat/dagforskelle, særligt lave afgifter på el, når elprisen er under et vist niveau eller særligt lave elafgifter, når vindkraftproduktionen er over et vist niveau, vil først og fremmest virke gennem, at forbrug flyttes over tid. Flytning af forbrug over tid drevet ved markedsprisforskelle er gavnligt for samfundsøkonomien. Det gælder dog kun, hvis markedspriserne ved korrekt marginalt kostægte tarifering og ved internalisering af de forskellige miljøomkostninger er udtryk for de samlede sande marginalomkostninger. Det er derfor vigtigt, at disse forudsætninger opfyldes. Er flytningen imidlertid drevet af forskelle i fiskale afgifter, skades samfundsøkonomien, idet borgerne vil være villige til at afholde omkostninger på op til det, de kan spare i afgift for at undgå den fiskale afgift. I øvrigt viser redegørelsen, at effekten for vindmøllerne ved at flytte forbrug er meget lille. Dels fordi mange af modellerne er upræcise, og dels fordi det er begrænset, hvor mange lejligheder, der vil være til at flytte forbruget og hvor meget forbrug, der kan flyttes over kort tid. Integration af vindmøller kræver først og fremmest anlæg, der kan aftage store mængder gennem længere perioder, fordi de vindrige timer ofte kommer i stimer. [Side 22] [52. En værdiafgift integrerer kun lidt vindkraft i elsystemet selv ved 50 pct. vind i elsystem] Selv om værdiafgiften er mere præcis end nat/dagafgiften, flyttes der mindre forbrug over (kort) tid. Det skyldes, at prisforskellene i en given uge, trods alt ikke er så store, andet end i kortere perioder. Den største del af prisforskellen skyldes 21

22 ikke kortvarige prissving, men længere bølger af timer/dage/uger med lave priser og omvendt dage/uger/måneder med normale eller høje priser. Der bliver således færre lejligheder, og lejlighederne vil komme på uventede tidspunkter, mens afgiftsskift skete regelmæssigt ved nat/dagmodellen. Derimod stiger forbruget mere i år med lave priser, mens det falder mere i år med høje priser. Dette afhjælper ikke de kortsigtede fluktuationer. Samfundet taber ved, at noget forbrug belastes med en høj sats og andet med en lav sats. Statens tab svarer til forskellen i afgiftssatsen i øre/kwh ganget med variationen i forbruget på grund af afgiftsforskellen. Prisvariationerne fra år til år skyldes kun i begrænset omfang vindmøllerne. Vindkraften varierer fra år til år, men selv om vindkraften udbygges til omkring 50 pct. af det danske forbrug, vil variationen sjældent være større end 5 mia. kwh fra det vindfattigste til det vindrigeste år. Alene vandkraften i Norge varierer med mia. kwh om året. Hertil kommer variationen i brændselspriser og forbrug fra år til år. Værdimodellen integrerer måske mere VE, men det er fortrinsvis vandkraft. Gevinsten for dansk vindkraft er igen stort set usynlig. [Side 17] [53. Nedsætte elafgifter ved meget vind i systemet har kun lille betydning for fleksibelt elforbrug i elbiler og varmepumper] Afgifterne ved brug af el sættes ned mod et niveau, der gælder for andre konkurrerende energiarter på de områder, hvor ensartede afgiftsvilkår kan forventes at føre til, at udsving i den rene markedspris for el fører til stor variation i elforbruget. Virkningerne er først og fremmest, at forbruget af el på de områder, hvor forbruget er mest prisfølsomt, stiger. Herved er der et større potentiale for at opsuge overskudsel fra vindmøller. Ved fløjtemodel 1. sættes afgiften for el ned til 29 øre/kwh, når vindkraften udgør mindst 100 pct. af forbruget, mens afgiften er 101,8 øre/kwh i resten af tiden. Det er inklusive PSO afgiften, der er 0, når der fløjtes. Selv om der kommer en meget stor forskel i afgiften, flytter det dog ikke nødvendigvis så stort et forbrug som ved dag/natmodellen, hvor afgiften skiftede to gange dagligt. Det skyldes, at den store vindkraftproduktion kommer i længere sammenhængende bølger afbrudt af midlertidige korte perioder, hvor vinden løjer af. Omvendt kan der gå måneder afbrudt af enkelte timer med stor vindkraftproduktion. Derfor vil modellen ikke have den store betydning for f.eks. elbiler varmepumper eller individuel elvarme, hvor man eventuelt kan forskyde forbrug i en kort tid. Vindmøllernes gevinst er derfor begrænset. Der vil ikke være flere, der installerer elvarme og varmepumper, jf. at gennemsnitsafgiften er den samme, og gevinsten ved at flytte forbrug er lille på grund af de få skift i afgiften. Forbruget kan dog stige, hvis forbrugerne samtidig har elvarme og brændselsvarme. De lave afgifter vil hyppigst forekomme om natten, hvor forbruget er lavt, og om eftermiddagen, hvor vindkraftproduktionen er særlig stor. De høje afgifter om morgnen og formiddagen og delvist om aftenen. Men der vil komme lave afgifter på alle døgnets timer, og i hovedparten af døgnene vil der være høje afgifter gennem natten. [54. Nedsætte elafgifter ved lave markedspriser på el vil kun medføre en mindre fremgang i fleksibelt elforbrug] Mindre effekt for fleksibelt forbrug da afgiftseffekt kommer i stimer og i længere perioder: Afgiften inklusive PSO sættes ned til 29 øre/kwh, når markedsprisen på el er lavere end et vist niveau f.eks. 20 øre/kwh, hvor det sandsynligvis gælder, at omkostningerne ved at fremstille el ved brændsel er højere. Afgiften inklusive PSO sættes op til 119 øre/kwh, når markedsprisen er over 20 øre/kwh. Den lave afgift forventes at gælde i ⅓ af tiden før der tages hensyn til virkningerne af, at forbrugssammensætningen ændres. Der vil være en vis effekt ved, at forbruget flyttes over tid. Det taber samfundet dog ved. Men der kan næppe forventes flyttet meget, selv om incitamentet er meget stort. Det skyldes, at de lave afgifter vil komme i stimer, og de høje i længere sammenhængende perioder. Fremmer elvarme og fortrænger brændselsvarme: Der vil også være en effekt i form af, at forbruget af el netto stiger. Det vil særligt forekomme, når forbrugerne har mulighed for at skifte mellem brændselsvarme og elvarme. Det vinder samfundet ved, hvis den lave afgift er lig med eller højere end afgiften på brændsel. Afgiften vil kunne variere med ca. 40 øre/kwh fra år til år, svarende til 5,5 mia. kr. Usikkerheden omkring det gennemsnitlige provenu er på omkring 3 mia. kr. [Side 19] [55. Udvide elpatronlov så varmeproduktion via elpatroner konkurrerer med varmeproduktion fra brændselskedler i fjernvarmeværker og i erhvervsvirksomheder] Det klart største bidrag til fleksibelt elforbrug ved lave elpriser er elpatronordningen. Ordningen vil få den fulde forventede effekt i det omfang, at elværkernes tariffer nærmer sig idealet om, at være strengt kostægte på marginalen ud fra de lokale forhold. Den store effekt skyldes, at fjernvarmeforbruget er lige så stort som elforbruget, og at der er særlig meget vind i de 22

23 kolde måneder. Ud fra de samme principper som den gældende ordning, der omfatter varmeproducenter, hvor varmen er i konkurrence med kraftvarme, vil ordningen kunne udbredes uden provenutab for staten og med gunstige miljøeffekter ved, at den nuværende elpatron 1 sats på 20,8 øre/kwh varme suppleres med en elpatron 2 sats på ca. 29 øre/kwh varme fremstillet ved el, der er i umiddelbar konkurrence med varme fra brændselskedler i fjernvarmeværker (uden kraftvarme) og erhvervsvirksomheder (uden kraftvarme). Særligt erhvervsvirksomheder med et jævnt forbrug over året kan supplere den nuværende ordning. [Side 19]. [56. Revurdere afgifter på el (fremme elektrificering)] El er imidlertid ved at skifte karakter fra at være en energiart, der bliver anset for at være særlig miljøbelastende til nu ofte at blive anset for at være blandt de mindst miljøbelastende. Det er dels sket ved vedtagelsen af EU s kvoteordning dels ved, at der bruges mere og mere VE ved fremstilling af el. Forvandlingen af el fra at være baseret på særligt miljøbelastende brændsel til mindre miljøbelastende kilder, herunder vindkraft, kan give anledning til at se på satsernes højde. Set fra et rent fiskalt synspunkt er elafgifterne ikke i almindelighed for høje sammenlignet med afgifterne på brændsel, bortset fra afgifterne på el til varmeformål. Det kan være hensigtsmæssigt, at energiforbrugerne betaler for støtten til VE, men for brændsler betales støtten hovedsagligt af staten via mistede afgiftsindtægter. Endelig opkræver elselskaberne visse tariffer, hvoraf nogle har fiskal karakter. Overordnet set er afgifterne på el således højere end afgifterne på brændsel, når man sammenligner med det bagvedliggende brændselsforbrug og forudsætter, at al el kommer ved brug af brændsel. Men sammenligner man f.eks. med beregnet CO2-udledning og ignorerer kvoteordningen, er der bedre balance. Er afgifterne derimod dimensioneret efter at give et bestemt provenu med færrest mulige afledte effekter, kan det imidlertid forsvares at have særlig høj på de områder, hvor prisfølsomheden er lavest. Da afgifterne på forbrug af brændsel, både reducerer forbruget via bedre isolering mv. og ved skift til afgiftsfrit VE brændsel, er prisfølsomheden for brændsel normalt større end for el i de fleste anvendelser. [Side 20-21] Det kan forekomme unødigt kompliceret, at afgifterne mv. af elforbrug er delt op i så mange forskellige elementer. Grunden er, at der har været forskellige politiske flertal bag forskellige forhøjelser. Yderligere har de forskellige flertal ønsket at lempe visse anvendelser af el, men på forskellig måde. Derfor er der forskellige lempelser for de forskellige elementer. Det vil på et passende tidspunkt være hensigtsmæssigt at samle de mange forskellige elementer i en fælles sats, og ligeledes at reducere antallet af måder afgifterne lempes. [Side 38] [57. Sænk afgifter på el anvendt til opvarmningsformål vil integrere vindkraft] Øger fleksibelt elforbrug: En relativ lavere beskatning af el til varme vil i sig selv kunne øge fleksibiliteten i elsystemet, jf. at der er større muligheder for at skifte forbrug af el til varme over kortere tid end for det meste andet elforbrug. Yderligere gælder det, at vindkraftproduktionen om vinteren er omkring 50 pct. større end om sommeren, mens elforbruget om vinteren alene er omkring 25 pct. større end om sommeren. Hertil kommer, at produktionen fra kraftvarmeværker er næsten 100 pct. større om vinteren end om sommeren. Det vil derfor særligt være om vinteren, at flere vindmøller vil kunne få vanskeligheder ved at få afsat produktionen til rimelige priser. Et større forbrug af el til varme vil således være til gavn for vindmøllerne. Det kan tale for, at det i forbindelse med anden omlægning af afgifterne på energi overvejes at reducere afgifterne på el, herunder særligt vedrørende el til varme herunder til varmepumper, i forhold til afgifterne på brændsel [Side 22-23]. For elektricitet, der anvendes til fremstilling af varme, er der imidlertid ofte en meget direkte konkurrence til brændsler, og forbruget af varme er normalt langt større end forbruget af el til andre formål. Afgifterne på el bør indrettes under hensyntagen til afgiftsforholdene for andre energiarter. Det gælder særligt for afgifter på el til varme [Side 48]. Hvis prisen på el bliver så lav, at el bliver konkurrencedygtig overfor brændsel, vil elforbruget kunne reagere meget kraftigt. Dels fordi fjernvarmeproduktionen er af samme størrelsesorden som elforbruget, dels fordi varme kan oplagres. Ea Energianalyse har opgjort potentialet her og nu til MW vedrørende elpatroner for hele landet. Men fjernvarmekapaciteten er væsentlig større. Teknisk kan elvarmepumper også bidrage, men det kan betale sig at anvende varmepumper også ved normale elpriser. Forbrug af el til varmepumper kan derfor ikke forventes at stige ekstraordinært andet end meget kort ved meget lave elpriser forskydning af forbrug, men kan afbrydes i længere tid ved høje priser, hvis der er en alternativ varmekilde. [Side 9-10] Afgiftsmæssigt fornuftigt at sænke afgift på el til opvarmning: Ud fra et ønske om, at reducere bruttoenergiforbruget for færrest omkostninger bør tallene i anden søjle nærme sig hinanden. Det tilsiger i almindelighed lavere afgifter på el/ højere afgifter på brændsel. Forbrugerne ville derfor i gennemsnit blive belastet mindre, hvis staten i mindre udstrækning beskattede elvarme i forhold til de andre energiarter [Side 22-23]. Fiskale afgifter forvrider særligt, når der er høj sats og høj prisfølsomhed. For el i almindelighed er satsen høj, men prisfølsomheden lavere end for f.eks. brændsel. Det gælder dog ikke for elvarme, herunder el til varmepumper. I det omfang el ikke længere anses for en særlig miljøbelastende energiart, kan det overvejes at nedsætte elvarmeafgiftssatsen. Det kan ske ved at udvide den nuværende rabatordning, der alene gælder forbrug af el ud over kwh i helårsboliger med elvarme, med f.eks. el til kollektiv varme, el til varme i 23

24 momsregistrerede erhverv og el til varme i anden bolig end helårshuse. Det kan også ske ved at øge afgiftsrabatten. En eventuel afgiftsnedsættelse skal gælde al el til opvarmning herunder el til varmepumper. Selv om adfærdseffekter vil betale omkring halvdelen af afgiftsnedsættelserne på længere sigt, vil der dog være et provenutab. En sådan nedsættelse vil øge forbrug af el på de tider, hvor vindkraftproduktionen er særlig høj, og vil også kunne give mulighed for et større fleksibelt forbrug på kort sigt, om end virkningen herved ikke skal overvurderes. [Side 24] [58. Behov for anvendelse af vindkraft i varmproduktion] Gode muligheder for at integrere vindkraft i varmeproduktion om vinteren: Sæsonvariationen er sandsynligvis den største udfordring. Det skyldes, at produktionen på kraftvarmeværkerne varierer endnu mere med sæsonen. Der er derfor størst behov for at kunne eksportere el om vinteren. Dette behov vil stige ved større vindkraftproduktion [Side 139]. Yderligere gælder det, at vindkraftproduktionen om vinteren er omkring 50 pct. større end om sommeren, mens elforbruget om vinteren alene er omkring 25 pct. større end om sommeren. Hertil kommer, at produktionen fra kraftvarmeværker er næsten 100 pct. større om vinteren end om sommeren. Det vil derfor særligt være om vinteren, at flere vindmøller vil kunne få vanskeligheder ved at få afsat produktionen til rimelige priser. Et større forbrug af el til varme vil således være til gavn for vindmøllerne [Side 23]. Det overordnede sæsonmønster ved vindkraften kan således tilsige, at det bliver mere hensigtsmæssigt at bruge mere elvarme generelt. Det være sig ved elradiatorer eller elvarmepumper [Side 142]. Det nordiske elforbrug er endvidere meget større om vinteren end om sommeren sammenlignet med Danmark. Overordnet set for hele Norden vil en udbygning af vindkraft i Norden således udjævne den samlede ubalance mellem forbrug og produktion i Norden snarere end øge den. Det gælder også, hvis udbygningen sker i Danmark, og der ellers er tilstrækkelig kapacitet. [Side 9-10] Svært at integrere vindkraft i varmeproduktion om sommeren: Om sommeren vil en stor del af varmebehovet i mange områder kunnet dækkes fra varme fra affaldsafbrænding. Derfor er fjernvarmeværkernes evne til at opsuge billig overskudsel mange steder begrænset. For industrien gælder dog, at energiforbruget/procesvarmebehovet er meget jævnt fordelt over de forskellige sæsoner. Derfor vil en udvidelse af elpatronordningen som overvejet af regeringen kunne være et væsentligt supplement til den gældende elpatronordning om sommeren.[ ] Bedre integration af vind Hovedrapport [Ingen observationer] Bedre integration af vind Delrapport 1 og 3 [Ingen observationer] Bedre integration af vind Delrapport 2: Katalog over løsninger [59. Varmepumper i fjernvarmesystemet positivt for varmeforsyning] Varmepumper i fjernvarmenet er således ikke interessante, hvis investeringen alene foretages af hensyn til nedregulering, og der samtidig kun nedreguleres i under 1000 timer pr. år. Dette forhold vil dog ændre sig markant, hvis varmepumper i fjernvarmenet installeres af hensyn til varmeforsyning, hvilket ikke er urealistisk i fremtidigt energisystem, hvor varmeprisen fra varmepumper kan være konkurrencedygtig i forhold til alternative teknologier. [Side 32] [60. Elpatroner fordelagtige til nedregulering] Det fremgår, at elpatroner til fjernvarme er særdeles fordelagtige, når der kræves nedregulering i forholdsvis få timer, hvorimod individuelle varmepumper kan drage fordel af det ekstra varmeudbytte ved over 200 timers anvendelse. [Side 32] [61. Elbiler fordelagtige til nedregulering] Med den antagne relativt lave ekstraomkostning til styring af elbilers opladning, ligger omkostningerne til at bruge elbiler til nedregulering7 også på et forholdsvis lavt niveau. Elbilerne har ydermere den fordel i forhold til de andre teknologier, at de ikke er afhængige af det aktuelle varmebehov. [Side 33] 24

25 [62. Stort potentiale for at anvende elpatroner til regulering] Jf. figur nedenfor. [Side 32] [63. Individuelle varmepumper og elbiler gode til opregulering] Individuelle varmepumper ser attraktive ud ved en anvendelsestid på over 200 timer, hvilket især skyldes, at opregulering her foregår ved stop af anlæggene, og der er derfor ingen direkte driftsudgifter forbundet hermed. Lignende gør sig gældende for individuel elvarme, der modsat nedregulering ser attraktiv ud for opregulering. Her spiller prissættelsen af varmen en afgørende rolle. Økonomien i varmepumper til fjernvarme er som forventet meget afhængig af driftstiden og bliver markant bedre for lange anvendelsestider. Elbilerne har med de valgte forudsætninger en attraktiv økonomi til opregulering (afbrydelse af opladning) uanset anvendelsestiden. [Side 33-34] [64. Spidslastværker dyre men stabile til opregulering] Herudover fremgår det, at nye spidslastressourcer er det dyreste alternativ, men har dog den fordel, at de vil være til rådighed tæt ved 100 pct. af tiden, mens for eksempel muligheden for opregulering på decentrale værker (ved brug af køletårne) og på centrale værker (ved skift til kondensdrift) er afhængig af værkernes aktuelle driftssituation og dermed ikke altid til rådighed. For kortvarig anvendelse i under 100 timer er også anvendelsen af eksisterende nødstrømsanlæg interessant. [Side 34] [65. Elpatroner, varmepumper og transmissionsforbindelser gode til regulering af elsystemet] Jf. figur nedenfor. 25

26 [Side 35] [66. Ophævelse af treledstarif for mindre decentrale kraftvarmeværker] Treledstariffen giver langt hen af vejen et hensigtsmæssigt signal til små kraftvarmeværker (se i øvrigt delrapport 1 for en nærmere analyse af treledstariffens betydning for værkernes produktionsmønster). På den ene side er krav om overgang til markedsvilkår for disse værker ikke meget presserende. På den anden side vurderes det hensigtsmæssigt, at alle markedsaktører (på sigt) kommer på markedsvilkår, idet markedspriserne giver et mere præcist signal om værdien af elproduktion end treledstariffen. Dette gælder også mindre decentrale kraftvarmeværker. Ved omlægningen af decentrale kraftvarmeværker til markedsvilkår er der indført et produktionsuafhængigt tilskud for at dække et Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet delrapport 2 37 evt. tab ved at gå fra treledstariffen til markedsvilkår. Dette tilskud sikrer, at værkerne fortsat får det samme tilskud til produktionen. [Side 36-37] [67. Nye afregningsvilkår for vindmøller så elproduktion stopper når elpris er under marginale omkostninger] Havvindmølleparker får typisk et fast beløb for produktionen, svarende til de første fuldlaststimer. Støtten kunne undlades i timer med spotpriser på nul eller lavere. Den samlede støtte kunne bevares, hvorved støtteperioden ville blive forlænget (marginalt). Dette system er anvendt i forbindelse med udbuddet om den kommende havvindmøllepark ved Anholt. Der er ikke taget hensyn til muligheden for negative regulerkraftpriser (Energistyrelsen, 2009). Systemet kunne mod passende kompensation indføres for alle vindmøller og anden produktion, som modtager støtte. Derved ville incitamentet til elproduktion, når værdien af el er nul (eller negativ) blive reduceret. [Side 37] [68. Tilskudsordning for vind tilskynder til at opsætte vindmøller med for høj effekt] Den nutidige tilskudsordning for vindmølleproduceret el fremmer ikke de samfundsøkonomisk mest fordelagtige løsninger mht. valget af vindmølletyper. I dag ydes der et fast pristillæg på 25 øre/kwh for de første fuldlasttimer for landmøller. Hertil kommer en godtgørelse for balanceomkostninger på 2,3 øre/kwh i hele vindmøllens levetid. Det faste pristillæg i et bestemt antal fuldlasttimer betyder, at den installerede effekt er af afgørende betydning for det samlede tilskud over møllens levetid, frem for den samlede elproduktion. Dette resulterer i, at vindmøller med en høj installeret effekt også bliver økonomisk rentable på vindlokaliteter, der ikke har så høje vindhastigheder, så ekstrainvesteringen i mere installeret effekt ville kunne svare sig uden tilskud. Det kan illustreres ved følgende eksempel, som tager udgangspunkt i to vindmøller, der har samme rotorareal, men forskellige generatorer. For den kommende havmøllepark ved Anholt definerer udbuddet, at den faste afregningspris (havmølleparker tableret efter statsligt udbud modtager en fast afregningspris i stedet for et pristillæg) ydes for de første 20 TWh (Energistyrelsen, 2009). Samtidig definerer udbuddet dog en installeret vindmøllekapacitet på MW, som kan opnås ved opstilling af mellem 80 og 174 vindmøller. Dette sikrer et vindmølledesign, der tager hensyn til sitets vindforhold og de økonomiske forskelle imellem vindmøller med en høj installeret effekt og vindmøller med en lavere installeret effekt. [Side 37-38] [69. Ændre afgifter så el kan anvendes til varme (specielt når prisen på el er nul)] Den aktuelle udformning er imidlertid langt fra ideel (se boks og bilag om ideelle hensyn i design af afgifter). Dette skyldes primært, at afgifterne i realiteten er begrundet i både miljø og forsyningssikkerhed, men også i provenu. Provenuaspektet er tydeligst i forhold til energi anvendt inden for husholdninger og det offentlige og enkelte serviceerhverv, hvor afgifterne er særligt høje, samt i forhold til energi anvendt til opvarmning (alle sektorer). Inden for disse områder er der høje afgifter (svarende til omkring 100 pct. af prisen), mens der for øvrige områder er langt lavere afgifter. Et væsentligt problem, som er i 26

27 fokus i denne undersøgelse, er den manglende dynamik i forhold til at skifte mellem at anvende brændsel og el til varme. De nuværende afgifter (før elpatronloven) er udformet således, at el er afgiftsbelagt med ca. tre gange brændselsafgiften. Når el er afgiftsbelagt på forbrug og ikke på brændslet, så skyldes det blandt andet spørgsmålet om import og eksport af el. En afgift på el, som svarer til ca. tre gange brændselsafgiften, er logisk i det omfang, at den marginale elproduktion sker på et kondenskraftværk (se boks). Sammen med andre tariffer for el, betyder det, at det ikke kan betale sig at anvende el til varme, selv om prisen på el er nul. Det kan betyde, at det bedre kan betale sig at stoppe en vindmølle end at anvende el til at fortrænge brændsel. Dette er en alvorlig forvridning, som ikke er hensigtsmæssig hverken økonomisk eller miljømæssigt. [Side 39] [70. Dynamiske nettariffer hvor nettab afregnes til spotpris] Af ovenstående årsager kan det være relevant at igangsætte arbejde, som kan pege på de bedste muligheder for at anvende dynamiske tariffer. Dette kan omfatte omkostningerne til tab i elnettet og andre dynamiske elementer. Med hensyn til tabet synes det oplagt, at første skridt er at afregne tabet til spotpris. Netvirksomhederne, Energinet.dk, Energitilsynet og Energistyrelsen er relevante aktører i denne forbindelse. [Side 45] [71. Udvide elpatronsordning til at omfatte individuel varmeforsyning via dynamiske afgifter] Elpatroner og varmepumper kan anvendes i forbindelse med fjernvarme eller i forbindelse med individuel varmeforsyning. Den nuværende elpatronlov gælder kun i forbindelse med fjernvarme. Dette kan ses som en detaljeret ordning, som fremmer bestemte tekniske løsninger. Et væsentligt argument for den nuværende model er, at afgiftsnedsættelsen alene er aktuel i forhold til elforbrug, som ikke fandtes tidligere. Dermed er provenueffekten i forhold til afgifter minimal. Derimod bidrager elpatronerne med et øget provenu fra nettariffer. En generalisering af den nuværende elpatronlov med et afgiftsniveau på 50 kr./gj for al el ville betyde et provenutab på omkring syv mia. kr. per år10. Dette ville sandsynligvis øge det generelle elforbrug markant, hvilket bl.a. ville være i konflikt med de energipolitiske målsætninger om reduktion af det endelige energiforbrug og af bruttoenergiforbruget. I stedet for en konstant nedsættelse af afgiften kunne der være tale om en dynamisk afgift. Det vil sige en tidsvarierende afgift, som så til gengæld kunne gælde al forbrug. Tidsvarierende tariffer er velkendte i form af treledstariffer, som anvendes i forbindelse med nettarifferne eller i forbindelse med afregningen af de små decentrale kraftvarmeværker. I Finland anvendes en dag- /nattarif. Dette er tarifformer af typen time-of-use, dvs. tariffer med et fast mønster ud fra tidspunkt på dagen og kalenderen En dynamisk afgift kan udformes på mange forskellige måde, fx: En afgift med fx to niveauer, hvor det lave niveau gælder, når der er meget vindkraft. En afgift med fx to niveauer, hvor det lave niveau afhænger af spotprisen på el. [Side 45-46] [72. Forsøg med realtidsmarked for mindre leverandører af regulerkraft] En række forbrugere, som har mulighed for at tilpasse forbruget til et realtidsprissignal samles hos en balanceansvarlig i det følgende kaldet FLEX. Der købes på almindelig vis ind på Nord Pool spot for at dække forbruget. Dette sker på almindelig vis ud fra det historiske forbrug, dvs. alene på baggrund af registreret forbrug (ikke indsendelse af planer). Der indgås nu en aftale om, at hele den balanceansvarliges forbrug afregnes til regulerkraftpriser. Dette er dels en aftale mellem Energinet.dk og FLEX, og dels aftaler mellem FLEX og de enkelte forbrugere. Forbrugerne afregnes efter en pris, som består af spotprisen plus et tillæg (eller fradrag), som udmeldes hvert femte minut. Er der ikke behov for regulerkraft, er prisen spotprisen. Er der behov for opregulering, er tillægget positivt. Er der behov for nedregulering, er tillægget negativt. Spotpris plus tillæg vil svare til regulerkraftprisen (for disse aktører). Pristillægget broadcastes via internettet og/eller radio. De deltagende forbrugere kan frivilligt tilpasse forbruget til priserne. Forbrugerne vil typisk anvende en form for automatik, som henter elpriserne og tilpasser elforbruget baseret på lokale præferencer. Det kan være i forbindelse med elvarme, varmepumper, køleskabe, tørretumblere, elbiler eller en række industrielle forbrug, som køling, smeltning, drivhuse m.m. Forbruget afregnes per fem minutter (forbrug gange pris). Data for elforbrug indsamles hver nat for det foregående døgn på samme måde som data indsamles fra timemålere. Efter forsøg har dokumenteret, at et sådant system kan virke effektivt og troværdigt, kunne dette indføres i hele Norden. [Side 48-49] Redegørelse om rammebetingelser for opstilling af ladestationer til elbiler [73. Fokuser på opsætning af et begrænset antal ladestandere der supplerer husstande med egen ladestander] Arbejdsgruppen anbefaler, at udrulningen af ladestandere i det offentlige rum tænkes inddelt i faser, hvor der i første omgang tilstræbes, at der skal ske opsætning af et minimumsantal af ladestandere til dels afhængig af forventningen til antallet af elbiler. 27

28 Det anses, at de første elbilkunder fortrinsvis er personer med rådighed over egen p-plads, for hvem den offentligt tilgængelige infrastruktur mest af alt skal betrygge dem i forhold til at være sikret en rimelig garanti for at kunne blive opladet. Det vurderes samtidig, at muligheden for opladning af elbilen udenfor hjemmet er af afgørende betydning for, om folk køber en elbil. En første fase af infrastruktur af ladestandere bør derfor målrettes husstande med mulighed for egen hjemmeopladning (udgør 75 % af den private bilpark), og afgrænsede kørselssegmenter, såsom kommunale bilparker, delebilordninger, mindre øer, transportvirksomheder med begrænset kørselsbehov og adgang til simpel opladning. Dette segment vil kun i begrænset omfang have brug for offentlige ladestandere, da opladning fortrinsvis vil ske hjemme. [Side 8] Der bør i vurderingen af behovet for ladestandere tages afsæt i, at der i perioden kommer ca elbiler ud at køre på de danske veje forudsat, at de nødvendige ladestandere er til rådighed. Det betyder, at der i en første udrulningsfase ( ) vil være behov for at opstille til standere (med flere udtag pr. stander) i det offentlige rum. Der vil være tale om en investering (og dermed risiko) på ca. 100 millioner kroner. Med hensyn til opladning i det private bør denne være forberedt for en senere opgradering i takt med udviklingen af den intelligente opladning. [Side 9] [74. Etabler AC ladestationer med Mennekes stik] Det anbefales, at ladestanderne baseres på AC-ladestationer, og at der vælges en effekt ved AC-ladestationerne således, at en relativt kraftig opladning kan foretages. For at være fremtidssikret anbefales det, at ladestanderen kan understøtte effekten, der kan overføres i stikket ("Mennekes") ved en 3-faset opladning, (32/63 A). Fx vil det ved etableringen af infrastrukturen være nødvendigt at tage højde for netforstærkninger samt, at der efterfølgende kan ske ændringer af installationerne uden større meromkostninger. Det gælder såvel stiktyper på standere og den software, som skal etableres i ladestanderen. [Side 9] [75. Opret synlige elbil zoner hvor flere biler kan oplade samtidigt] For at nedbringe etableringsomkostningerne og for at skabe større synlighed i bybilledet for elbilopladning og parkeringer vil det også være hensigtsmæssigt i byzoner at oprette elbil-zoner (p-pladser hvor flere elbiler kan lade samtidig). [Side 9] [76. Lynladestandere vil blive opsat på kommercielle vilkår Parallelt med disse ladestandere i det offentlige rum vil der formentlig blive opsat ladestandere til hurtig ladning det er allerede i gang - og muligvis på et senere tidspunkt også til lynladning. Ladestandere til hurtig ladning (og lynladning) vil typisk betragtes som kommercielle tankstationer, hvor kunderne køber en særlig ydelse til en højere pris for at sikre forrentningen af den investering, der foretages i hurtig ladning. Ladestandere til hurtig ladning (fast charge) løber hurtigt op i ½ til 1 million kroner men kan til gengæld bruges af mange flere i løbet af et døgn. [Side 9] [77. Behov for tidligere behovsanalyser af behov for offentlige ladestandere] Afhængig af udviklingen i elbiler, muligheden for hurtigladning og de erfaringer man får i forhold til samspillet mellem hjemmeladning, ladning på arbejdspladsen og i det offentlige, kan behovet for ladestandere i en fase 2 udrulning vurderes. Første fase bør således følges op af en detaljeret behovsanalyse, som skal være styrende for selskabets/selskabernes udrulning af ladestandere samt eventuel støtteordninger. [Side 9] [78. Tre mulige organisatoriske modeller for etablering af ladestandere] Arbejdsgruppen har valgt at pege på tre overordnede organisatoriske modeller for udrulning af ladestandere i det offentlig rum, som alle indeholder mulighed for en trinvis udrulning. 1. Model 1, hvor det fortrinsvis overlades til det private initiativ at sikre ladestandere i det offentlige rum, suppleret med en tilskuds- og støtteordning. 2. Model 2, hvor der oprettes et fælles nationalt driftsselskab til at forestå hvervet via et udbud og/eller som et pålæg til de monopolregulerede netvirksomheder. 3. Model 3 som er en afart af model 1 og 2, hvor de offentligt regulerede netvirksomheder i højere grad end de har mulighed for i dag medvirker til en kommerciel udrulning. Arbejdsgruppen anbefaler ikke en model frem for en anden det må være op til de politiske beslutningstagere, at træffe de nødvendige beslutninger. [Side 9-10] 28

29 [79. Behov for subsidier til at opsætte ladestandere] Alle modeller er i større eller mindre grad afhængig af statsfinansielle midler. Uden subsidier vil der ikke være samme sikkerhed for den ønskelige udbredelse af elbiler og garanti for, at elbilernes ladning sker intelligent. Der er ud fra samfundsøkonomiske, miljømæssige og forsyningsmæssige bevæggrunde behov for, at opladningen sker intelligent. De to sidstnævnte modeller forudsætter tillige lovændringer. [Side 10] Kommercielle selskaber bag opstillingen af ladestandere finder det ikke i dag attraktivt, at opstille standere i større omfang i det offentlige rum. Dertil anses indtjeningsmulighederne sammenholdt med investeringsomkostningerne for at være for begrænset. Beregninger viser, at hvis omkostningerne til opstilling af en ladestander i det offentlige rum, fuldt ud skal søges dækket af den enkelte elbilejer gennem brugen af ladestanderen (brugerfinansiering), ville det næppe være attraktivt at benytte disse offentligt tilgængelige standere frem for at lade privat. Skulle omkostningerne til opstilling af ladestandere i det offentlige rum fuldt ud søges dækket af den enkelte elbilejer (brugerfinansiering) gennem brugen af ladestanderen, ville det betyde en uforholdsmæssig fordyrelse for brugen af ladestanderen i en sådan grad, at det næppe vil være attraktivt at benytte disse offentligt tilgængelige standere i forhold til at lade privat. Elbiler ville herefter være forbeholdt ejere, som har mulighed for at lade i egen private husstand. Der kan derfor være brug for en form for samfundsmæssig (med)finansiering, som spreder omkostningerne på andre end elbilejere. [Side 34] [80. Igangsætte lovmæssig vurdering af om netvirksomhederne få en aktiv rolle i opsætning af offentlig ladeinfrastruktur] En finansiering af ladestanderne over netvirksomhedernes tariffer via en forhøjelse af indtægtsrammen, jf. elforsyningslovens 70, stk. 7 samt 16, stk. 2 i bek. nr af 12. december 2009 om indtægtsrammer for netvirksomheder og regionale transmissionsvirksomheder omfattet af elforsyningsloven, vil indeholde samme begrænsninger. Spørgsmålet er om ladestandere til elbiler, der kun kommer en del af forbrugerne til gode vil kunne komme ind under hensynet om almenvellet. Efter Energistyrelsens forståelse af Justitsministeriets hidtidige vurderinger er det tvivlsomt, om omkostningerne kan dækkes som en generel finansiering via elprisen. En egentlig omfordeling, som ikke kommer betalerne som helhed til gode, kan kun ske ved skat. Ifølge Grundloven kan en skat kun pålægges ved lov, dvs. at betalingsforpligtelsen og beløbsstørrelsen fremgår af loven. I sidste instans må spørgsmålet om hhv. PSO finansiering og forhøjelse af indtægtsrammen afklares med Justitsministeriet. [Side 35] El og hybridbiler samspil med elsystemet [81. Store fordele med elbiler opnås via et Smart Grid når der lades ved lav efterspørgsel på strøm og når vinden blæser] De store fordele opnås især, hvis der bl.a. ved etablering af smart grids kan skabes et egentligt samspil med elsystemet i form af styring af opladning af bilernes batterier, således at det sker på tidspunkter af døgnet, hvor efterspørgslen efter el ellers er lav, men hvor der fortsat i Norden produceres el fra vind, vandkraft eller a-kraft, og samtidig (på sigt) bruger elbilers lagerkapacitet af el til at trække på, når efterspørgslen på el er høj. [Side 17]. Udledning af CO2 pr. kørt km afhænger af, hvor stort CO2-indhold der er i den el, der bruges til at lade batterierne op. Der er ikke noget entydigt svar på hvilken el, som elbilerne bruger, og hvad det betyder for brændselsforbrug, CO2-udledning m.m. i elsystemet. Der er derfor flere mulige betragtningsmåder, hvoraf ingen entydigt er rigtige eller forkerte. Hvis der udelukkende anvendes el fra vindmøller er CO2- udledningen fra en elbil nul. Hvis det i stedet antages, at el til elbilerne kommer fra den til enhver tid gældende (korttids-) marginale elproduktion (kondens)19 bliver CO2-udledningen væsentlig større20. Antages el til elbiler at komme fra den gennemsnitlige danske elproduktion baseret på kul, biomasse, naturgas og vind, vil CO2-indholdet pr produceret kwh være betydeligt lavere end ved en marginal betragtning. Med en sådan tilgang er det tilpasningen af et fleksibelt elforbrug og sammensætningen af den aktuelle elproduktion, der er afgørende for den mulige CO2-reduktion. Dvs. at i jo højere grad systemet kan indrettes, så elbilerne i stor udstrækning kan hjælpe med et fleksibelt elforbrug, jo lettere indpasning af vindproduceret el og i jo højere grad vil CO2-udledningen falde. Med et større antal elbiler, som vil udgøre en fast del af det samlede forbrug af el, vil det således ikke være relevant at betragte dette elforbrug som marginalt. Det må derimod vurderes ud fra en gennemsnitsbetragtning. [Side 14-15] 29

30 [82. Der skal skabes incitamenter til at oplade på tidspunkter med største miljø og samfundsøkonomiske fordele] Med et øget antal elbiler er en af de store udfordringer at optimere samspillet mellem elbiler og elsystem, både teknologisk i form af at udvikle styringsteknologi og adfærdsmæssigt i form af at skabe de rette incitamenter hos ejerne af elbiler til at oplade bilernes batterier på tidspunkter, hvor det giver de største miljøog samfundsøkonomiske fordele. [Side 17] [83. Behov for udbygning af offentlig ladeinfrastruktur til elbiler] Skal elbiler introduceres i et større antal, skal de kunne konkurrere prismæssigt med benzin- og dieselbiler; der skal opbygges infrastruktur, så det er bekvemt at oplade/skifte batteri (herunder afregne for den leverede el); der skal etableres fælles standarder internationalt; batteriteknologien skal fortsat udvikles, så bl.a. rækkevidden forøges; der skal, med den begrænsede rækkevidde batterierne i dag har, udvikles alternativer, når en elbilejer har brug for længere rækkevidde. [Side 17] Klimakommisionen Grøn Energi [84. El skal være omdrejningspunktet for energisystemet] pct. af energiforbruget skal dækkes af el, mod 20 pct. i dag. [Side 9] Energisystemet skal i stort omfang omlægges til at basere sig på el, der primært skal komme fra havvindmøller. Yderligere energi skal komme fra den biomasse, som blandt andet dansk landbrug og skovbrug kan producere og andre former for vedvarende energi som geotermi og solvarme. [Side 28] [85. Fleksibelt forbrug skal fremmes] Energisystemet skal være intelligent. Med de mange vindmøller er det nødvendigt, at vi forbruger el mere fleksibelt end i dag. Intelligente elmålere, tidsstyret opladning af elbiler og varmepumper i kombination med varmelagre er blot nogle af de teknologier, der skal til for at vi kan udnytte vinden, når den blæser. [Side 9] Det er samtidig helt centralt at se energisystemet som et samlet system. Systemet skal sikre, at den efterspurgte energi er til rådighed på ethvert tidspunkt. Det forudsætter på den ene side, at energien ledes ud til de forbrugere, der har brug for energien på det tidspunkt, i de mængder og former, de efterspørger den. Og på den anden side, at energiforbruget i en vis udstrækning tidsmæssigt tilpasser sig de svingninger i energiproduktionen, der følger af den øgede produktion af vedvarende energi. [Side 28-29] For det tredje skal elforbruget gøres mere fleksibelt, så udsving i elproduktionen udnyttes optimalt. Hvor det kan lade sig gøre, skal strømmen bruges, når den genereres. [Side 38] [86. Udbygge elforbindelser til udlandet] Vi skal også udbygge vores elforbindelser til udlandet, så vi kan eksportere og importere mere el, når der er rigelig og for lidt vind. [Side 9] For det første skal Danmarks energisystem bygges tættere sammen med nabolandene gennem udbygning af elforbindelserne, så udsving i vindkraft kan tænkes tættere sammen med fx de store svenske og norske vandkraftværker. Det nordeuropæiske elmarked integreres yderligere [Side 38-39] 36. anbefaling At Danmark aktivt støtter de igangværende internationale initiativer til udbygning af de internationale eltransmissionsnet, herunder offshore-net til sammenkobling af havmølleparker. Det er vigtigt, at indsatsen koordineres på tværs af landegrænser, så en omkostningseffektiv udbygning sikres. [Side 76] [87. Iværksætte udarbejdelse af samlet plan for at udbygge infrastruktur til elbiler] 31. anbefaling At der udarbejdes en samlet plan for en udbygning af infrastrukturen til opladning af el-bilerne, der omkostningseffektivt vil kunne understøtte en gradvis fuldskala indførelse af el-biler, herunder gennem udbredelsen af ladestandere i det offentlige rum, lynladning samt batteriskiftestationer. Planen skal forholde sig til eventuelle konsekvenser for udbygningen af den generelle elforsyningsinfrastruktur. [Side 73-74] [88. Fremme udbredelse af elbiler via afgiftslempelse] Biler skal i fremtiden køre på forskellige kombinationer af batterier og biobrændstoffer. [Side 9] 30

31 Transport trænger af flere årsager til et særligt fokus. De mest oplagte alternativer til anvendelse af olie er i dag en omlægning til biobrændstoffer eller anvendelse af el. Ved produktion og anvendelse af biobrændstoffer er der betydelige konverteringstab, og en omfattende anvendelse af biobrændsler vil derfor kræve betydelige mængder biomasse, som i fremtiden må forventes at blive en knap ressource. Med anvendelse af el er der betydelige effektiviseringsmuligheder. Det skyldes, at benzin- og dieselmotorer har meget lav virkningsgrad, idet hovedparten af den energi, man tilfører bilen, forsvinder som varme. Elmotorer derimod har en høj virkningsgrad. En omlægning til elbiler vil således i sig selv betyde en væsentlig reduktion af energiforbruget, fordi en elbil er meget mere effektiv end en benzinbil. Det vil dermed spare på behovet for at udbygge energiforsyningen. Elbilerne og særligt batterierne mangler dog endnu en del i udvikling, før de kan være en fuldgyldig erstatning for dagens benzin- og dieselbiler. [Side 35] At den indfasningsstøtte der ligger i den nuværende afgiftsfritagelse for elbiler videreføres efter 2015 med henblik på at skabe klare rammer for producenterne over en længere periode. Den konkrete udformning skal ses i sammenhæng med omlægningen af bilbeskatningen, og Afgiftslempelsen skal fremme en så betydelig mængde el-biler, at det tillader en fuldskala afprøvning af bilerne og den dertil knyttede infrastruktur. Af fiskale og samfundsøkonomiske hensyn bør lempelsen begrænses til i størrelsesorden biler frem til 2020 svarende til ca. 4 pct. af bilparken - Afgiftslempelsen kan udformes som en afgiftslettelse pr. kwh installeret batterikapacitet, med en gradvis nedtrapning, hvis el-bilerne efterhånden bliver mere konkurrencedygtige - Afgiftslempelsen bør også og allerede fra i dag omfatte plug-in hybrid biler. Den kan efterfølgende udvides til andre alternative drivmidler. [89. Omstilling af energisystem skal ske gradvist men skal starte nu] Det er en enorm omstilling af det danske energisystem, der skal til. Derfor skal omstillingen ske gradvist, men den skal starte nu. Det vil gøre det billigere, bl.a. fordi vi kan planlægge investeringer i anlæg og infrastruktur således, at de laves når eksisterende anlæg er udtjent. [Side 9] Klimakommissionen peger på, at det er nødvendigt allerede nu at begynde omlægningen til et energisystem uafhængigt af fossile brændsler. Der er tale om en omfattende omlægning af hele den måde vi producerer, distribuerer og anvender energi på. En så stor omstilling kan ikke gennemføres på kort tid. Selv om der er usikkerhed om de fremtidige teknologiske løsninger og dermed om, hvordan energisystemet ser ud på lang sigt, er der en række initiativer, som vil være fornuftige at iværksætte allerede nu. Initiativer, som er fornuftige, næsten uanset hvordan verden kommer til at se ud. Det er vigtigt, at handlingerne på kort sigt ses i det langsigtede perspektiv, så man ikke kommer til at foretage investeringer, som ikke understøtter den ønskede udvikling. Dette er også et argument for at starte omstillingen nu, så kommende investeringer foretages med sigte på det langsigtede mål. En klar udmelding nu forhindrer kommende fejlinvesteringer og skaber samtidig tiltro hos erhverv og borgere. En udvikling væk fra afhængighed af fossile brændsler vil også allerede fra dag 1 reducere dansk økonomis sårbarhed i forhold til prisen på fossile brændsler. [Side 22] [90. Stabile langsigtede rammer er afgørende for at omlægge energisystemet] Det er umuligt at beskrive et energisystem i 2050 i detaljer, men Klimakommissionen har arbejdet med udvalgte fremtidige scenarier for at finde anbefalinger, der er robuste under forskellige mulige udviklingsforløb for den internationale klimapolitik og for prisen på udvalgte energikilder. Det er afgørende at få etableret rammerne for den fremtidige udvikling. I Klimakommissionens anbefalinger spiller økonomiske incitamenter en central rolle, fordi de rigtigt gennemført overlader det til markedets aktører at finde de bedste og mest effektive løsninger. En række markedsfejl gør det dog nødvendigt at supplere med andre virkemidler. [Side 25] Investeringer i den nødvendige omlægning af energisystem og infrastruktur skal tænkes langsigtet. Mange af de nødvendige løsninger har en lang levetid og omstillingerne gennemføres billigst i forbindelse med en naturlig udskiftning eller renovering af den eksisterende infrastruktur. Sikkerhed i form af faste, stabile og langsigtede rammer for energipolitikken er desuden afgørende for borgere og erhvervslivets investeringer i omlægningen og i udviklingen af ny teknologi. Det er samtidig vigtigt, at de politiske rammer fastlægges med øje for sammenhængen i hele energisystemet. [Side 21-22] 1. anbefaling At der etableres overordnede lovmæssige rammer for visionen om at Danmarks skal være uafhængig af fossile brændsler og opnå markante reduktioner af drivhusgasudledningerne. Det fastlægges heri at virkemidlerne med regelmæssige mellemrum, fx hvert 5. år, udvikles og tilpasses for de kommende 5-10 år i forhold til fremskridt mod endemålet om realisering af visionen. 2. anbefaling At staten fastlægger langsigtede rammebetingelser, herunder forventede afgifter. Rammerne skal give alle aktører et grundlag for planlægning og gennemførelse af relevante initiativer. 31

32 3. anbefaling At kommunerne med udgangspunkt i den nationale vision om uafhængighed af fossile brændsler gennemfører en strategisk energiplanlægning, som omfatter planlægning af fremtidige forsyningsformer. Samtidig skal kommunerne inddrage visionen i den fysiske planlægning, herunder i planlægningen af arealanvendelsen. Planlægningen koordineres på tværs af kommunegrænser. [Side 49-50] [91. Analyser af fleksibelt elforbrug skal igangsættes] Udover fjernvarme og individuel opvarmning er der behov for at øge fleksibiliteten i elforbrug i erhverv og husholdninger. Et øget fleksibelt elforbrug bør fremmes gennem en kombination af timemåling og prisincitamenter via tariffer og afgifter. Samtidig kan der i fremtidens elapparater indbygges intelligens og mulighed for fjernkontrol. På længere sigt repræsenterer transportsektoren et stort potentielt fleksibelt elforbrug. Det er derfor vigtigt at sikre, at udbredelsen af elbiler understøtter dette, jf. afsnittet om transport. På denne baggrund anbefaler Klimakommissionen: 29. anbefaling At der etableres muligheder for og incitamenter til fleksibelt elforbrug i erhverv, husholdninger og transport ved, At der løbende følges op på udbredelsen af intelligente elmålere med henblik på at sikre, at disse lever op til kravene i et intelligent elsystem At det fremtidige potentiale for fleksibelt elforbrug indenfor erhverv og husholdninger analyseres, herunder hvilke incitamentsstrukturer der bedst kan understøtte et fleksibelt forbrug. At fremme elbiler, som er forberedt på fleksibelt elforbrug, det vil sige biler med den nødvendige styringselektronik. [Side 68 69] Klimakommissionen ser særligt tre elforbrugstyper som vil vokse i fremtiden og som potentielt vil kunne få afgørende betydning for systemdriften. Det drejer sig om: Varmepumper til fjernvarmeproduktion og til individuel opvarmning Fleksibelt elforbrug i produktionserhverv Elbiler. Betinget af den teknologiske udvikling kan udbredelsen af elbiler blive af betydning for driften af elsystemet omend først på længere sigt. Udbredelsen af varmepumper kan derimod godt tænkes at tage fart allerede i de kommende år. Varmepumper kan levere ca. 3 kwh varme for hver kwh el de anvender. Varmepumper, der er tilsluttet fjernvarmesystemet, kan drage fordel af et større varmelager og kan dermed anvendes til at flytte elforbrug på døgn/ugebasis. [Side 41] Tilpasningen af elforbruget skal opnås gennem: En fleksibel anvendelse af varmepumper og varmelagre i fjernvarmeforsyningen Fleksibilitet i den individuelle varmeproduktion med varmepumper Øget fleksibilitet i elforbrug i industri, husholdninger, handel og service Fleksibel opladning af elbiler Øget fleksibilitet i øvrigt elforbrug i husholdninger, handel og service En udbygning af såvel transmissions som distributionsnettet samt installation af intelligente elmålere [Side 63 64] Udover ovennævnte områder vurderes der på sigt at være betydelige potentialer i at øge fleksibiliteten i elforbrug i erhverv og husholdninger [Side 41] [92. Udarbejdelse af konkret roadmap for udvikling af intelligent elsystem] Omstillingen til grøn energi kræver investeringer mange steder i samfundet. For at sikre, at der opnås tilstrækkelig kapacitet til at producere vedvarende energi, er det nødvendigt med støtte til investeringerne. For at være sikker på, at der ikke investeres i for meget kapacitet er det mest hensigtsmæssigt, at forbrugerne betaler omkostningerne via elprisen. På den måde sikres et større incitament til fortsatte energieffektiviseringer end, hvis forbrugerne betalte indirekte via højere skatter. Tillægget kan ske på linje med principperne i den nuværende PSO-ordning17 og/eller gennem et tillæg til distributionstariffen. Der er tale om et helt nyt elsystem, og der er en række udfordringer, som skal løses for at systemet konkurkan fungere omkostningseffektivt og give en høj forsyningssikkerhed. Etableringen af de enkelte elementer tager tid, og der er behov for at få erfaringer ikke mindst med sammenhængen mellem disse. Derfor er det nødvendigt at indsatsen med at gøre energisystemet sammenhængende, intelligent og fleksibelt påbegyndes nu. 22. anbefaling At der i samarbejde med Energinet.dk og elnetvirksomhederne udarbejdes en konkret plan for udviklingen af et intelligent energisystem. Planen skal med udgangspunkt i visionen om at gøre Danmark uafhængigt af fossile brændsler i 2050 have særlig fokus på indsatsen frem til [Side 64-65] 32

33 [93. Diverse forslag til omlægning af afgifter] 4. anbefaling. At der indføres en ny afgift på fossilt brændsel, der som udgangspunkt omfatter al brug af fossilt brændsel med samme afgiftssats for alle anvendelser. Afgiften udgør det bærende virkemiddel til at fremme energieffektiviseringer og omlægning til vedvarende energi i både erhvervsliv og husholdninger. [Side 52] 5. anbefaling At der kommer en klar udmelding om en gradvist stigende afgift frem mod et niveau, der sammen med andre virkemidler sikrer uafhængighed af fossile brændsler i anbefaling At afgiften indfases gradvist fra et relativt lavt niveau, fx 5 kr./gj i 2011, stigende til 20 kr./gj i 2020 og i størrelsesordenen 50 kr./gj i 2030 (i faste priser). Den konkrete stigningstakt for afgiften bør vurderes med passende mellemrum i lyset af udviklingen i energiforbrug, priser, teknologier m.v. 7. anbefaling At elproduktionen fra eksisterende kraftværker omfattes af en midlertidig kompensationsordning, hvis det vurderes at være ønskeligt at forhindre den midlertidige stigning i nettoelimporten, som afgiften kan medføre. Dette bør afvejes over for de øgede samfundsøkonomiske omkostninger ved en differentiering af afgiften. 8. anbefaling At der gennemføres en tilbundsgående analyse af, om det nuværende afgifts- og tilskudssystem repræsenterer den bedste afvejning af fiskale, fordelingsmæssige, energipolitiske og andre hensyn, herunder om systemet modarbejder en omkostningseffektiv omstilling til et energisystem uafhængigt af fossile brændsler. I den forbindelse bør der være specielt fokus på, om det er hensigtsmæssigt at fortsætte: Den gældende afgiftsfritagelse for biomasse til varmeformål. De nuværende afgiftsfritagelser på energiområdet for erhvervslivet. 9. anbefaling At det overvejes på sigt at indføre en generel energiafgift for biomasse, hvis det politisk vurderes, at øget anvendelse af biomasse kan føre til en uønsket afhængighed af importeret biomasse. 10. anbefaling At det samlede nye bilbeskatningssystem fastlægges, så det underbygger den langsigtede omstilling til et samfund uafhængigt af fossile brændsler, (jf. anbefalinger under transport). Grænsehandelsproblemer ved en gradvist stigende afgift på benzin og diesel bør ses i sammenhæng med mulighederne for omlægning til kørselsafgifter. 11. anbefaling At CO2-afgiften regelmæssigt reguleres, så den svarer til den forventede CO2-pris på det europæiske kvotemarked således, at der opnås en omkostningseffektiv indsats på tværs af de kvoteomfattede og ikke kvoteomfattede sektorer. [Side 52-54] [94. Sikre rammer og midler til F&U] I den danske forskning, udvikling og demonstration (FUD) bør der satses på de områder, som er centrale for at nå målet, og hvor Danmark allerede har stærke kompetencer. Samtidig skal den nødvendige viden tilvejebringes til omstilling af energisystemet, og der skal sikres et forskningsmæssigt beredskab, der kan omsætte ny viden til praksis i Danmark. Derfor bør en evt. øremærkning af midler formuleres relativt bredt og gerne problem- eller udfordringsorienteret så der sættes fokus på udvalgte indsatsområder, mens der er fleksibilitet i udmøntningen. Den offentlige FUD-indsats kræver langsigtede overordnede økonomiske rammer og sikkerhed for stabilitet i bevillinger fra år til år. Rammerne skal matche ambitionsniveauet i målsætningerne. Det kræver vedholdende investeringer, hvis Danmark skal nå målet i Samtidig skal rammerne afspejle, at der bør være særlig fokus på demonstration af de udviklede teknologier og løsninger. 12. anbefaling At der sikres kontinuitet i anvendelsen af bevillingerne, ved at niveauet fastlægges for en længere årrække, fx 5-10 år, og at de samlede bevillinger til energirelaterede FUD fastholdes mindst på niveauet for anbefaling At de strategiske FUD råd og programkomiteer på energiområdet udarbejder en fælles strategi på tværs af de relevante programmer, der målrettet understøtter udvikling af et energisystem uafhængigt af fossile brændsler. Der gennemføres løbende fælles evalueringer og afrapportering af strategiens gennemførelse. 14. anbefaling At det skal indgå i strategien, at demonstrationsfasen har særlig betydning bl.a. for den nødvendige udvikling på de områder, der er omtalt i Kommissionens øvrige anbefalinger vedr. energieffektivisering, el- og varmeforsyning og transport. [Side 54-55] [95. Fremme varmepumper i fjernvarmeforsyning og skabe et energilager for elsystemet] Fjernvarmen står i dag for knap 50 pct. af den samlede varmeforsyning. Fjernvarme vil også fremover spille en central rolle i varmeforsyningen, men der er behov for en omlægning væk fra fossile brændsler. En sådan omlægning hænger tæt sammen med omlægningen af elproduktionen. Fjernvarmesektoren skal gå fra i dag at være en fleksibel elproducent baseret 33

34 på kraftvarme til i fremtiden at blive en fleksibel elaftager. Hvor varmen i dag overvejende produceres sammen med el på kraftvarmeværker, bliver varmen i fremtiden i højere grad produceret på eldrevne varmepumper knyttet til fjernvarmesystemet. På den måde kommer fjernvarmen til at fungere som et energilager for vindkraftproduktionen. Der er i denne sammenhæng behov for at afprøve nye anlægskoncepter, herunder kombinationer af varmepumper, solfangere og varmelagring til fjernvarmeproduktion. Omlægningen af fjernvarmeproduktionen til i høj grad at være baseret på eldrevne varmepumper forudsætter, at der etableres de rigtige incitamenter. Dette skal ses i sammenhæng med den i anbefaling 8 omtalte gennemgang af energiafgiftssystemet, herunder en evt. afgift på biomasse, som anvendes til varmeproduktion. Afgiften på el skal udformes så den fremmer en effektiv varmeproduktion med højeffektive varmepumper. Afgiften bør derfor lægges på den forbrugte elektricitet og ikke på varmeproduktionen. Omlægningen af fjernvarmeproduktionen vil også indgå i kommunernes overordnede energiplanlægning, jf. anbefaling 3. På den baggrund anbefaler Klimakommissionen: 26. anbefaling At varmepumper i fjernvarmeforsyningen fremmes, og at der sikres et hensigtsmæssigt samspil med vindkraft og kraftvarmeproduktion. Dette skal sikres gennem en hensigtsmæssig incitamentsstruktur herunder, at afgiften lægges på elforbruget til varmepumperne. [Side 66-67] [96. Fremme elvarmepumper i individuel varmeforsyning] Da biobrændsler ikke er pålagt afgift kan det privatøkonomisk være mere attraktivt at omlægge til biomassefyr end til varmepumper. For at sikre, at samfundsøkonomisk attraktive varmepumper også privatøkonomisk kan konkurrere med individuelle biomassefyr kan det være relevant at indføre en afgift på biomasse eller et anlægstilskud til varmepumperne. Anlægstilskuddet kan evt. finansieres via nettariffen eller man kan vælge at reducere elafgiften, hvilket sikrer en hel eller delvis ligestilling med biomasse, der er fritaget for afgifter. Derved fremmes en øget brug af individuelle varmepumper. Overvejelser herom skal indgå i analysen af det nuværende afgiftssystem, jf. anbefaling anbefaling At der med henblik på at fremme udfasningen af olie til individuel opvarmning ikke må installeres nye oliefyr efter anbefaling At det sikres, at individuelle varmepumper er konkurrencedygtige i forhold til biomassefyr samt at de er forberedt til fleksibelt elforbrug, dvs. at den nødvendige styringselektronik og lagerkapacitet er til rådighed. [Side 68] [97. Krav om indbygget intelligens i produkter med stort elforbrug] 33. anbefaling At der i EU arbejdes for en fortsat energieffektivisering af produkter og apparater inden for rammerne af ecodesign direktivet. Det skal bl.a. omfatte: At nye apparattyper med højt energiforbrug overvåges på EU niveau med henblik på en tidligere dialog med producenter om forbedring af energieffektiviteten, og at der evt. tages initiativ til fastsættelse af effektivitetskrav. At effektivitetskravene udvides til at omfatte flere af de vigtigste produkter og apparater, som anvendes i handel og serviceerhvervene. At der ved fastsættelse af effektivitetskrav for produkter med et større elforbrug, indgår krav om indbygget intelligens med henblik på øgning af deres evne til at fungere i et fleksibelt elsystem. [Side 75] Udvikling af rammer for regulerkraft [98. Begrænset viden om fleksibilitet i drift af individuelle varmepumper] Der er begrænset viden om, hvor fleksibelt driften af en individuel varmepumpe kan indrettes uden at det påvirker komforten i bygningen nævneværdigt. Foreløbige beregninger i rapporten "Effektiv anvendelse af vindkraftbaseret el i Danmark" indikerer, at for et velisoleret parcelhus med vandbaseret opvarmning og gulvarme, og et årsforbrug på 6 MWh, vil besparelsen ved at agere fleksibelt i spotmarkedet potentielt være kr. pr. år. I markedet for manuelle reserver (regulerkraftmarkedet) vil gevinsten potentielt være af størrelsesordenen kr. pr. år. Der er ikke foretaget vurdering af individuelle varmepumpers mulighed for at levere automatiske frekvensstyrede reserver. [Afsnit 3.3.2] [99. Høj værdi af anvendelse af elbiler til regulerkraft] I IEA-projektet "RETRANS"9 er værdien af regulerkraftydelser fra en elbil beregnet for et tysk regulerkraftmarked. I analysen, som er baseret på det tyske marked, vurderes den potentielle værdi ved deltagelse i markedet at ligge på under 260 DKK/år, dog op til 500 DKK/år, hvis der kan leveres regulerkraft til nettet fra bilens batteri. Ved levering af sekundære reserver vurderes værdien at være på op til 2800 DKK/år. Ved levering af primære reserver vurderes værdien at ligge på DKK/år. Sidstnævnte forudsætter dog at elbilen kan levere effekt til nettet. [Afsnit 3.3.3] 34

35 [100. Regulerkraft via selvregulering] Små forbrugere kan i dag agere prisfølsomt på regulerkraftmarkedet gennem deres balanceansvarlige aktør, fx elhandelsselskabet. De små forbrugere vil skulle puljes til homogene enheder, som samlet kan bydes ind i regulerkraftmarkedet. Energinet.dk foreslår, at de små forbrugere fremover også kan agere prisfølsomt uden afgivelse af bud til regulerkraftmarkedet ved, at der skabes mulighed for, at forbrugerne kan agere på et prissignal formidlet af Energinet. dk. [Afsnit 6] En selvregulering inden for driftstimen vil ikke foregå efter spotprisen, men skal foregå efter et prissignal, som afspejler regulerkraftprisen. Ved at anvende et prissignal vil en forbruger kunne vælge at regulere sit forbrug op eller ned. Denne regulering bliver en udfordring at håndtere for systemansvaret, og vil medføre ændrede procedurer for udarbejdelse af prognoser, som bruges til balancering. Data for selvregulering må indsamles empirisk og derefter indarbejdes i Energinet.dk's prognosemodeller. Det vil være nødvendigt for Energinet. dk løbende at vurdere omfanget af selvregulering i forhold til stabiliteten i elsystemet. Idet de nuværende markedsregler er udformet med et betydeligt økonomisk incitament til, at aktørernes selvregulering skal være i en retning, som hjælper systemets ubalance, forventes det ikke at selvreguleringen vil være af et omfang, der umiddelbart vil bringe elsystemets ubalancer op på et uacceptabelt niveau. For at indføre nye modeller, der skal få forbrug til at deltage i regulerkraftmarkedet, skal visse rammer være på plads: Rammekrav 1: Elmåler med minimum timeopløsning. Forbrugsbalanceansvarlige har ikke mulighed for at lave aftaler med slutkunder om levering af balanceydelser, hvis slutkunder ikke har elmåler med tilstrækkelig tidsopløsning. Den væsentligste ramme, der skal på plads er derfor en elmåler med så fin opløsning som muligt. Med en måler med timeopløsning vil den eksisterende regulerkraftpris kunne anvendes til afregning. Det vil dog være op til den forbrugsbalanceansvarlige og forbrugeren at bestemme de nærmere regler for afregning af reguleringen. Rammekrav 2: Energinet.dk sender prissignal ud i selve driftstimen, hvilket giver mulighed for balancering fra enheder, der ikke opfylder markedskrav, som beskrevet ovenfor. [Afsnit 5.3] [101. Regulerkraft via bud] 1. Deltagelse i markedet efter nuværende regelsæt: - Afgive bud til det fælles nordiske regulerkraftmarked til levering af energi til balancering - Afgive bud til markedet for manuelle reserver - Afgive bud til levering af sekundær reserve, hvorved der opnås kapacitetsbetaling De 3 ovenfor nævnte principper kan allerede i dag håndteres; og de forbrugsbalanceansvarlige vil kunne gå på reservemarkederne med sådanne aftaler. I dag er der en lille håndfuld større elkedler, der deltager i NOISsystemet - oftest med nedreguleringsbud. Ved lave eller negative spotpriser kan de dog også indgå som opreguleringsbud, hvis de i forvejen er aktiveret i spotmarkedet. [Afsnit 3.4] [102. Harmonisere marked for regulerkraft i Norden] Nye former for balanceydelser må derfor konkurrere med de eksisterende balanceydelser i det fælles nordiske regulerkraftmarked for at være rentable. Det er et grundprincip i regulerkraftmarkedet, at de kriterier, som ligger til grund for aktiveringen af ydelser, der bidrager til balancering af elsystemet, er ydelsens pris og dermed omkostning - og ikke anlægstype. En ændring af markedsreglerne med det formål at inkludere forbrug, som betyder begrænsede muligheder for balancering fra udlandet, vil være uhensigtsmæssigt for det danske samfund. Dette skyldes, at den fælles balancering med det øvrige Norden giver den danske systemansvarlige virksomhed mulighed for at anvende en række omkostningseffektive balanceressourcer i udlandet. Nye balanceydelser må derfor aktiveres på samme vilkår som for andre ydelser i det fælles nordiske regulerkraftmarked, for at sikre, at balanceringen af elsystemet med den højeste grad af omkostningseffektivitet, foretages mest hensigtsmæssigt. Opstilling af alternative indenlandske markeder, hvor balanceydelser, som ikke er i stand til at indgå i det fælles nordiske regulerkraftmarked, kan aktiveres af Energinet.dk vil være uhensigtsmæssigt, idet indenlandske leverandører af balancering dermed ikke vil være underlagt samme vilkår og samme grad af konkurrence, som leverandører i det eksisterende fælles nordiske marked. Energinet.dk vil derfor arbejde for, i øget grad, at inkludere forbrug i det fælles nordiske regulerkraftmarked og for at opnå enighed blandt de nordiske systemansvarlige om offentliggørelse af regulerkraftprisen i driftstimen. Men det er vigtigt at understrege, at ændringer i markedsreglerne og offentliggørelsen af regulerkraftprisen i driftstimen forudsætter enighed mellem de nordiske systemansvarlige virksomheder. [Afsnit 5.4] På den baggrund foreslår Energinet.dk, at arbejde frem mod at offentliggøre aktuelle regulerkraftpriser på internettet i samarbejde med de øvrige nordiske systemansvarlige virksomheder. [Afsnit 6] Effektiv anvendelse af vindkraftbaseret el i Danmark [103. Effektiv udnyttelse af varmepumper og elbiler kræver intelligente elmålere] Det er helt afgørende for de samfundsøkonomiske gevinster, at der udvikles løsninger med intelligent kommunikation mellem elsystemet og henholdsvis varmepumper og elbiler. En manglende intelligent tilkobling til elnettet kan medføre et behov for mere kapacitet svarende til to centrale kraftværksblokke eller to nye elforbindelser til udlandet til import af el. Udbredelsen af intelligente elmålere er en forudsætning for et fleksibelt elforbrug med varmepumper og elbiler. De samfundsøkonomiske fordele ved en intelligent kommunikation mellem elsystemet og henholdsvis varmepumper og elbiler er så markante, at det 35

36 efter Energinet.dk's opfattelse ikke vil være hensigtsmæssigt at implementere varmepumper og elbiler uden samtidig at implementere intelligente elmålere. [Side 9-10] [104. Teknologivalg i varmepumper er afgørende for optimalt samspil med vindkraft] Varmepumper: Teknologivalget for individuelle husstandspumper er afgørende for et optimalt samspil med vindkraft. Luft-luft varmepumper giver ikke mulighed for at gøre elforbruget mere fleksibelt uden væsentlige tab af komfort. Det gør derimod vandbårne varmepumpeløsninger det vil sige jordvarmeanlæg og varmepumper med tilknytning til et vandbåret system, fx varmerør støbt i et betongulv. Det er vigtigt allerede nu at sikre en udvikling mod de fleksible varmepumpeløsninger. [Side 10] [105. Samfundsøkonomiske fordele ved at integrere elbiler med elsystemet] Elbiler: Der skal udvikles internationale, åbne standarder for tilslutning og kommunikation mellem elbil og elsystem, så der er åben og lige adgang for alle typer elbiler til intelligent opladning. Elbiler: Elsystemet og elmarkedet skal udvikles, så det understøtter en realisering af de potentielle energi- og samfundsøkonomiske fordele, der ligger i at sammentænke elsystemet med transportsektoren. Elbiler: Der er for øjeblikket en tidsbegrænset afgiftsfritagelse for elbiler, som alt andet lige kan gøre elbilen til et privatøkonomisk interessant alternativ. Regeringen vil i næste folketingssamling fremlægge forslag til en grundlæggende grøn omlægning af bilbeskatningen. Indeværende analyse viser, at der er en række samfundsøkonomiske gevinster i relation til elbiler, der kan inddrages i denne sammenhæng. [Side 10] Vandbårne løsninger med mulighed for at lagre varmen betyder, at anlægget kan afbryde strømforbruget i nogle timer når strømprisen er høj [Side 22] [106. Varmpumpen en hovedkomponent i fremtidens energiforsyning] En udbygning med individuelle varmepumper i områder uden kollektiv forsyning er ligeledes en samfundsøkonomisk god investering set i samspil med det elsystem, som en udbygning med vindkraft vil give. [Side 28] [107. Analysere perspektiver i at sikre en udvikling mod fleksible varmepumpe løsninger (% luft til luft)] Jf. boks 1 nedenfor. [Side 29] 36

37 Boks 1 [108. Øget adgang til og incitament til timeafregnet og evt. afbrydeligt elforbrug] Jf. boks 1 ovenfor samt nedenfor. Intelligente elmålere der giver mulighed for onlinemåling vil sikre at elbilen potentielt kan indgå på regulerkraftmarked mv. [Side 29] [109. Ændre afgifter så elvarmepumper bliver brugerøkonomisk fordelagtig i forhold til biomassefyr] Individuelle biomassefyr er mindre fordelagtigt for samfundet end varmepumper. Men Biomassefyr er afgiftsfritaget i modsætning til elvarmepumper, Jf. boks 1 ovenfor. [Side 29] 37

38 [110. Igangsætte standardisering af tekniske forudsætninger måle og afregningsstruktur for elbiler] Jf. boks 2 nedenfor. [Side 41-43] Boks 2 [111. Nem adgang til ladefaciliteter for elbiler] Elbiler kan kun fungere som aktiv ressource til elsystemet når de er tilknyttet elnettet. Jf. boks 2 ovenfor. [Side 41-43] [112. Tariffer der afspejler omkostninger i den givne time] Jf. boks 1 ovenfor samt boks 3 nedenfor. [Side 29, 41-43] 38

39 Boks 3 [113. Ændre afgiftsregler så elbilen er et privatøkonomisk interessant alternativ] Der er en række samfundsøkonomiske gevinster ved elbiler der kan inddrages i forslag til grøn omlægning af bilbeskatningen. [Side 43] 39

40 [114. Danmark i offentligt/privat partnerskab deltager i førerfeltet i forhold til at standardisere tilslutning mellem elbil og elsystem] Løsninger på barrierer i forhold til infrastruktur og åben adgang kan sikre Danmark som testmarked for leverandører af elbiler og kommunikationsudstyr. [Side 43] [115. Intelligent opladning af elbiler kan nedbringe investeringer i elnettet] Behov for udbygning af elnet på distributionsniveau nedbringes ved nedbringes markant ved at indtænke elbiler som ressource for elsystemet. [Side 48] Kortlægning af den danske elbranches Smart Grid FUD indsats [116. Igangsætte FUD mhp. at oprette spændingskvalitet (overordnet anbefaling)] Igangsætte FUD-projekter mhp. at opretholdelse af spændingskvalitet under indflydelse af øget andel inverterbaseret produktion og forbrug. Her tænkes specielt på kortslutningseffekt, harmonisk forvrængning og spændingsvariation. [Side 13] [117. Igangsætte FUD mhp. optimal udnyttelse af DER og Prosumers i i distributionsnettet (overordnet anbefaling)] Forretningsmodeller til optimal udnyttelse af DER og Prosumers på distributionsniveau for at kunne udskyde netinvesteringer. [Side 13] [118. Igangsætte FUD mhp. standardisering af datakommunikation (overordnet anbefaling)] Koordineret valg af standardiseret informationsmodel til datakommunikation i elsektoren. [Side 13] [119. Igangsætte FUD mhp. aktivering af fleksibelt forbrug i markederne (overordnet anbefaling)] Aktivering af forbrug i markederne for at kunne balancere og indpasse VE-produktion i langt større grad end i dag. [Side 13] [120. Igangsætte FUD mhp. at balancere forbrug og produktion med en markant andel af fluktuerende elproduktion] Der er behov for en massiv FUD-indsats for at finde på løsninger til håndtering af flere timer uden centrale kraftværker i drift. Der er igangsat F&U projekter, men der er fortsat områder der skal afklares [Side 10, 30-31] Der er igangsat tre projekter vedrørende effekt-reserver, der vurderer, om ellagring er en mulig teknisk løsning på denne udfordring. Hvorvidt ellagring kan klare sig i et kommercielt el-marked vil være afgørende for, om det vil blive taget i anvendelse. Udover de igangsatte projekter vedr. ellagring, er der også igangsat projekter med fleksibelt forbrug i storskala fra decentrale anlæg, hvorfra der leveres effektreserver ved at regulere effektforbrug op og ned på elpatroner tilknyttet fjernvarmeforsyningen. Det vurderes umiddelbart, at dette område i fornuftig grad er ved at blive afdækket. Aktivering af spændingsregulering fra decentrale ressourcer adresseres af Celleprojektet, EcoGrid og TWENTIES. Problemstillingen er dog kun delvist løst. Det anbefales derfor at afklare, hvor der er behov for en yderligere FUD-indsats vedrørende spændingsregulering. [Side 20] [121. Igangsætte FUD mhp. at kortlægge uhensigtsmæssig ageren efter markedsregler såsom store forbrugsændringer ved timeskift] Det anbefales umiddelbart, at FUDindsatsen bør prioriteres højere. En målrettet indsats er afgørende for at sikre den overordnede systemstabilitet. [Side 10, 30-31] For systemansvaret vil udfordringen være at balancere forbrug og produktion i driftsøjeblikket med en stor andel af el produceret på fluktuerende energikilder (primært vindkraft). Projekt 1505 har til mål at kortlægge, hvor de nødvendige effektreserver skal komme fra. Fleksibelt elforbrug vil kunne bidrage til at skabe balancen, idet elforbruget sandsynligvis vil kunne flyttes nogle timer. Det er dog endnu uklart, i hvilket omfang forbrugerne vil deltage. Kommer der et stort fleksibelt forbrug, kan lastspring i forbindelse med prisskift udgøre et balanceproblem, idet de store termiske værker ikke vil kunne regulere hurtigt nok. Denne udfordring omtales som rampeproblemet og behandles nærmere i afsnit 4.3 Marked. [Side 22] 40

41 Den største mangel på projekter ser ud til at være undersøgelser af tekniske og samfundsøkonomiske konsekvenser af en ændret tidsopløsning i elspot/intraday, og dermed et ændret forhold mellem elmarkederne og deres mulighed for at medvirke til at balancere elsystemet. Dernæst mangler tekniske analyser i forhold til rampeproblemer og frekvensstabilitet, idet en langt større andel af forbruget bliver prisfleksibelt og dermed potentielt kan aktiveres samtidigt. Der er risiko for, at ramping mellem periode/timeskift vil blive øget i fremtiden, hvis det lykkes at få Prosumers til at være langt mere prisfleksible i fremtiden det kan medføre større udfordringer med at balancere omkring timeskift samtidig med, at leveringskvaliteten bliver ringere. [Side 42] [122. Igangsætte FUD mhp. at sikre stabil drift af et elsystem med lavere kortslutningseffekt] Det anbefales umiddelbart, at FUDindsatsen bør prioriteres højere. En målrettet indsats er afgørende for at sikre den overordnede systemstabilitet. [Side 10, 30-31] For udfordringen med reduceret kortslutningseffekt er der indtil nu kun kendskab til interne driftsaktiviteter hos Energinet.dk, der forsøger at finde en løsning på kort sigt. Problemstillingen er dog også på lang sigt uhyre vigtig. Dels for at få afklaret konsekvenserne, dels for at finde løsninger, da kortslutningseffekten på transmissionsniveau forventes reduceret, hvilket kan medføre funktionsfejl af HVDC-forbindelserne til vores nabolande. På distributionsniveau kan det føre til funktionsfejl af de nuværende kortslutningsbeskyttelsesanlæg. Decentrale produktionsanlæg og Prosumers kan i nogen grad levere kortslutningseffekt og spændingsregulering. I hvilken grad er ikke afklaret, men undersøges pt. i projekterne 1004, 1511 og Det anbefales, at der snarest igangsættes FUD-projekter på dette område, da den øgede vindkraft i elsystemet inden for få år vil øge antallet af timer med få eller ingen centrale kraftværker i drift; værker som pt. leverer det meste af den nødvendige kortslutningseffekt. Som alternativ bør det undersøges, om der kan leveres tilstrækkelig kortslutningseffekt og spændingsregulering fra kombinationen af vindkraftanlæg, øvrige decentrale værker, Prosumers og andre systemkomponenter på transmissionsniveau og distributionsniveau. [Side 21] [123. Igangsætte FUD mhp. at håndtere større spændingsvariationer og sikring af tilstrækkelig spændingskvalitet] Det anbefales umiddelbart, at FUDindsatsen bør prioriteres højere. En målrettet indsats er afgørende for at sikre den overordnede systemstabilitet. [Side 10, 30-31] En anden udfordring for distributionsnettet er reduceret leveringskvalitet som følge af en forøget genetableringstid efter fejl, når elsystemet baseres på en større og større andel af decentral produktion. Denne udfordring søges løst vha. 10 projekter, med varierende tilgang til problemstillingen. Det anbefales, at se nærmere på erfaringerne fra disse projekter og heraf vurdere, om de foreslåede løsninger er tilstrækkelige til at sikre en acceptabel leveringskvalitet. Elkvaliteten vil, udover en reduktion i central produktionskapacitet, blive udfordret af den øgede anvendelse af inverterbaserede forbrugsapparater, såvel som inverterbaserede generatorer på decentrale produktionsanlæg. Denne udfordring adresseres pt. ikke af nogen projekter, hvilket sandsynligvis skyldes, at der allerede i dag findes en række kendte løsninger. Det er således ikke kun teknisk udvikling, der er behov for på dette område, men også lovgivning om, i hvor høj grad disse apparater og produktionsanlæg må påvirke elkvaliteten. Det anbefales at undersøge, hvor omfattende konsekvenserne af udfordringen kan blive og herpå afklare, hvilket behov der er for at stille krav til, hvilken påvirkning disse anlæg og apparater må have på elkvaliteten. [Side 23-24] [124. Igangsætte FUD mhp. bedre udnyttelse af den eksisterende elinfrastruktur gennem øget måling og tilstandsestimering (Asset management)] Der er behov for en massiv FUD-indsats for at finde på løsninger til håndtering af flere timer uden centrale kraftværker i drift. Der er igangsat F&U projekter, men der er fortsat områder der skal afklares [Side 10, 30-31] For at gøre det muligt at foretage en vurdering af, om belastningsgraden af en specifik komponent i elnettet skal reduceres vha. traditionel udbygning - altså udskiftning af den gamle komponent med en ny, eller vha. intelligent styring af forbruget som komponenten forsyner - vil det være en betydelig fordel, hvis tilstanden af komponenten kendes. Er der eksempelvis estimeret 20 års restlevetid for komponenten, vil en udskiftning pga. uforudset mér-belastning fra elbiler og varmepumper være en dyr løsning. I det tilfælde vil det sandsynligvis være interessant at overveje at løse problemet vha. intelligent styring af forbruget. Asset Management vil hjælpe distributionsselskabet, der ejer komponenten vha. af den medfølgende viden om komponentens tilstand, til at vurdere, hvilken løsning der er tekniskøkonomisk optimal. De to udfordringer i tabellen ovenfor peger netop på, at det i fremtiden vil være relevant at have løst denne udfordring. Samtidig vurderes det at være relevant at have løsninger klar for de to udfordringer inden år 2015 således, at når antallet af elbiler og varmepumper virkelig begynder at vokse, og hermed også forbruget, så ligger de nødvendige analyseværktøjer klar til anvendelse. Hermed sikres det, at det er muligt for distributionsselskabet at foretage det tekniskøkonomisk optimale valg mellem traditionel forstærkning og intelligent styring af 41

42 forbruget. Af figuren ovenfor fremgår det ligeledes, at der ikke er identificeret noget umiddelbart match mellem de igangsatte projekter jf. projektkataloget og de to udfordringer. Det fremgår således, at der kun er ca. 4 år til at udvikle de nødvendige analyse-værktøjer, så de er klar til anvendelse, når behovet forventes at være opstået. Det anbefales derfor, at der i løbet at 1-2 år igangsættes udviklingsprojekter på området således, at de nødvendige analyse-værktøjer kan nå at være klar og ikke mindst være blevet værktøjer, der er i daglig anvendelse i distributionsselskaberne. [Side 24] [125. Igangsætte FUD mhp at understøtte styret og fleksibelt elforbrug, der kan realiseres uden nævneværdigt tab af komfort for Prosumeren] En forudsætning for at mindre slutkunder (Prosumers) vil bidrage med reguleringsydelser vil være, at dette kan ske på en måde, hvor slutkunden har en økonomisk fordel, samtidig med at styringen foretages af 3. part eller per automatik, samt at komforten ikke reduceres væsentligt. Der er identificeret 4 projekter, som har til formål at etablere en VPP på basis af en række individuelle varmepumper og mikrokraftvarme i enfamilieboliger. Projekterne er endnu ikke afsluttet. Det vurderes, at der er behov for yderligere udvikling af produkter og kommunikationsprotokoller, der gør det muligt for en kunde at tilmelde nye apparater til bl.a. regulerkraftmarkedet (gennem en balanceansvarlig) via en art plug & play løsning. [Side 10, 28] [126. Igangsætte FUD mhp. at specificere informationsmodeller] De igangværende projekter anført i ovennævnte tabel skønnes ikke at afdække udfordringen for hele elsystemet. Projekterne er mere fokuserede på de områder, hvor der er mange enheder, som skal kommunikere sammen. Et umiddelbart skøn er, at koordineringen imellem projekterne er svag. Dækningen af projekterne anses for kritisk, da hverken produktionsenheder eller transmissionsniveau i et fremtidigt elsystem er omfattet. Det anbefales, at der inden for en 2-årig periode gennemføres et eller flere projekter med det formål at få specificeret kravene til navngivning af dataobjekter på alle niveauer i et fremtidigt elsystem. [Side 12, 34] [127. Igangsætte FUD mhp. at specificere koncept for datasikkerhed] På dette fagområde er der igangsat enkelte konkrete projekter, og fagområdet skønnes kun dækket i ringe grad for transmission og distribution. Problemstillingen med indbrud indefra samt forvanskning af data i processen, skønnes at have et meget svagt fokus, eller er slet ikke berørt i de igangværende projekter. De igangværende projekter giver delkomponenter til en fremtidig løsning, men det holistiske billede er ikke på nogen måde berørt, hvilket kan udvikle sig til et svagt punkt i sikkerhedskæden. Løsningen af denne udfordring bør omfatte et tæt samarbejde med It- og Telestyrelsen, herunder deres nye gruppe benævnt "govcert", hvor man specielt observerer og koordinerer indsatsen i Danmark omkring trusler af enhver art på it- og telekommunikations-området. Det anbefales, at der inden for en 2-årig periode gennemføres et eller flere projekter med det formål, at få specificeret konceptet for datasikkerhed med udgangspunkt i allerede eksisterende løsninger inden for beslægtede sektorer såsom betalingssystemer, online banksystemer samt udenlandske erfaringer inden for dette område. I konceptet skal alle procedurer og forretningsgange på alle niveauer i et fremtidigt elsystem være omfattet, fx af et gennemgående projekt for at få maksimalt fokus på at helheden i en fremtidig løsning er afgørende for at kunne tilbyde en effektiv datasikkerhed. [Side 12, 36] [128. Igangsætte FUD mhp. at afdække behov og løsninger for protokolstandarder] De igangværende projekter anført i ovennævnte figur skønnes ikke at afdække udfordringen, hverken i indhold eller for hele elsystemet. Projekterne er mere fokuserede på informationsindhold og omfang end på afklaring af forholdene omkring valg af protokolstakke. Et umiddelbart skøn er, at mappingen imellem projekterne og udfordringen er yderst mangelfuld for alle aktørerne i et fremtidigt elsystem. Det anbefales, at der inden for en 2-3 årig periode gennemføres et eller flere projekter med det formål at få afdækket de konkrete behov, udvælgelse af protokolstakke samt angive fordele og ulemper ved implementering af de forskellige protokolstakke således, at et endeligt valg af protokolstakke imellem de involverede parter kan fastlægges på et sagligt og faktuelt grundlag. [Side 12, 33] [129. Igangsætte FUD mhp. at specificere krav til teleinfrastruktur] På dette fagområde er der ikke igangsat konkrete projekter, og området er præget af manglende fokus på, at mangelfulde løsninger eller sidste øjebliks løsninger kan blive en show-stopper eller øge omkostningerne dramatisk for udrulningen af fremtidens elsystem. Det anbefales, at der inden for en 3-årig periode gennemføres et eller flere projekter med det formål at få specificeret kravene samt løsninger på alle niveauer i et fremtidigt elsystem. [Side 12, 35] [130. Igangsætte FUD mhp. effektiv udnyttelse af distribuerede ressourcer og systemsikkerhed] På dette fagområde er der ikke igangsat konkrete projekter, og området er præget af manglende fokus på, at mangelfulde løsninger eller sidste øjebliks-løsninger kan øge omkostningerne dramatisk for udrulningen af fremtidens elsystem. Det 42

43 anbefales, at der inden for en 3-5-årig periode gennemføres et eller flere projekter med det formål at få specificeret kravene samt løsninger til brug i et fremtidigt elsystem. Det foreslås specifikt at gennemføre projekter med fokus på en effektiv udnyttelse af distribuerede ressourcer med en meget høj grad af systemsikkerhed. [Side 38] [131. Igangsætte FUD mhp. at specificere et løsningskatalog til systemarkitektur] Systemarkitekturen i transmissions- og distributionssystemet er i det nuværende elsystem designet ud fra meget konservative kriterier og præget af stor soliditet med en ret begrænset fleksibilitet. Arkitekturen i fremtidens elsystem forudses at blive designet til at blive drevet tættere på kapacitetsgrænsen, hvorfor en større fleksibilitet er påkrævet. På dette fagområde er udelukkende igangsat konkrete projekter på distributionsområdet. Der mangler således mulige løsninger på alle niveauer i det fremtidige elsystem. Disse skal være beskrevet og til rådighed for udrulning af fremtidens elsystem. Det anbefales, at der inden for en 3-årig periode gennemføres et eller flere projekter med det formål, at få specificeret et løsningskatalog eller lignende for alle niveauer i et fremtidigt elsystem. [Side 37] [132. Igangsætte FUD mhp. at øge fleksibelt elforbrug der kan reagere i forhold til elmarkederne] Som "Markeds"-fundament for integration af fremtidens VE-baserede elproduktion er det en central udfordring, at få de distribuerede ressourcer til at agere mere aktivt i elmarkedet indenfor de teknisk mulige og samfundsøkonomiske rentable rammer. En forudsætning for dette kræver en vedvarende indsats for at sikre udviklingen af velfungerende engros- og slutbrugermarkeder. Der er et behov for at igangsætte FUD-relaterede projekter med henblik på at fjerne barrierer for at mere forbrug og flere forbrugstyper kan komme til at reagere i forhold til elmarkederne. [Side 47] [133. Igangsætte FUD projekter mhp. at håndtere ramper når mere elforbrug kommer på markedsvilkår] Der er et behov for at igangsætte FUD-relaterede projekter med henblik på håndtere de ramper der opstår, når langt mere elforbrug end hidtil kommer på markedsvilkår [Side 47] Dernæst mangler tekniske analyser i forhold til rampeproblemer og frekvensstabilitet, idet en langt større andel af forbruget bliver prisfleksibelt og dermed potentielt kan aktiveres samtidigt. Der er risiko for, at ramping mellem periode/timeskift vil blive øget i fremtiden, hvis det lykkes at få Prosumers til at være langt mere prisfleksible i fremtiden det kan medføre større udfordringer med at balancere omkring timeskift samtidig med, at leveringskvaliteten bliver ringere. [Side 42] [134. Fremme tilvejebringelse af alternative effekt og energiressourcer] I takt med den forventede reduktion i driftstimer på de centrale kraftværker anbefales en øget indsats for at fremme markedsløsninger der tilvejebringer alternative effekt- og energiressourcer i de timer, hvor de centrale kraftværker ikke forventes at køre. [Side 47] I fremtiden vil det være nødvendigt, at også de decentrale producenter bidrager til opretholdelse af systemets balance. Der ligger stadig et stort potentiale i decentrale kraftvarmeværker med gasfyrede drivmaskiner, idet de i modsætning til store centrale værker kan regulere deres produktion meget hurtigt. Deres størrelse og bindinger til varmeproduktion og varmelager gør det dog nødvendigt at pulje mange enheder, hvis de effektivt skal kunne agere i elmarkederne. To demonstrationsprojekter afprøver VPP-funktionalitet på hhv. decentrale værker og mikrokraftvarmeværker. Energinet.dks Celleprojekt har netop fokus på at aggregere og styre decentrale energiressourcer via en celleregulator for et givet netområde. Det anbefales, at der i samarbejde med både store og små producenter igangsættes et arbejde, der dels identificerer de fremtidige tekniske krav til værkerne, dels kortlægger hvilke muligheder der er for at overholde kravene med eksisterende værker og konsekvenserne for virkningsgraden. [Side 22] [135. Igangsætte analyser af forretningsmodeller for betaling af systembærende egenskaber] Der skal gennemføres tekniske og samfundsøkonomiske analyser, som ser på konkrete forretningsmodeller til betaling af de systembærende egenskaber, der skal være til stede for at sikre en tilstrækkelig stabil elforsyning og høj elkvalitet. [Side 47] Den største mangel på projekter ser ud til at være undersøgelser af tekniske og samfundsøkonomiske konsekvenser af en ændret tidsopløsning i elspot/intraday, og dermed et ændret forhold mellem elmarkederne og deres mulighed for at medvirke til at balancere elsystemet. [Side 42] 43

44 [136. Igangsætte FUD projekter af håndtering af flaskehale i distributionsnettet] Forretningsmodeller, planlægningsværktøjer og online-systemer til håndtering af begrænset transportkapacitet (flaskehalse) på distributionsniveau [Side 47] Transportkapaciteten er i dag normalt ikke en begrænsning i distributionsnettet. Typisk er distributionsnettet dimensioneret til at klare en vis statistisk samtidighed af forbruget samt en vis reserve. Men i takt med at forbruget og produktionen øges i distributionsleddet kan der opstå behov for udvidelse af transportkapaciteten i distributionsnettet. I stedet for at udvide transportkapaciteten kan der som alternativ arbejdes mere målrettet mod realisering af fleksibelt forbrug (fx prisfølsomt) hos Prosumerne. Det vil i så fald påvirke markedsdesignet og markedsaktørers brug af ressourcer i markedet, og det vil medføre nye roller til netvirksomhederne. Analysen har her vist, at der ikke er FUD-projekter i dansk elforsyning til afklaring af disse udfordringer. Der mangler således analyser til at afklare netvirksomhedernes rolle og hvordan de i tilfælde af begrænsninger i transportkapaciteten skal agere i forhold til elmarkederne og markedsaktørerne. [Side 43] Der er ikke kendskab til danske FUD-projekter, som ser på konkrete forretningsmodeller for håndtering af lokale og lejlighedsvise flaskehalse i elnettet. Der er dog kendskab til netvirksomheders brug af bilaterale aftaler om afbrydelse af store forbrugsenheder (elpatroner på decentrale kraftvarmeværker) i tilfælde af pludseligt opståede flaskehalse i elnettet. [Side 46] [137. Igangsætte FUD projekter for aktivering af lokal spændings og var regulering] Forretningsmodeller for aktivering af lokal spændings- og var-regulering. [Side 47] En af de største udfordringer på vejen mod fremtidens elsystem er først og fremmest, hvor de systembærende egenskaber skal komme fra, hvis eller når de centrale kraftværker ikke er til stede i samme omfang som tidligere. I denne sammenhæng skal der foretages såvel tekniske som samfundsøkonomiske analyser, som ser på konkrete forretningsmodeller for betaling af de egenskaber, der skal være til stede for at sikre en tilstrækkelig stabil elforsyning og høj elkvalitet. Der er udover de løbende driftsanalyser hos Energinet.dk ikke kendskab til danske FUD-projekter i denne sammenhæng. [Side 45] [138. Der er igangsat projekter for DER og Prosumers vedrørende fjernaflæsning, afregningsdata samt dynamiske tariffer og afgifter] For DER og Prosumers er det generelle billede, at en del projekter allerede omhandler: [Side 47] Fjernaflæsning af elmålere Håndtering af afregningsdata Dynamiske tariffer og afgifter [139. Der er igangsat FUD projekter om at integrere flere forbrugstyper i elspot og regulerkraftmarkedet] Integration af flere forbrugstyper i flere markeder, herunder især elspot og regulerkraft. [Side 47] Den største repræsentation af projekter inden for elspot/intraday-udfordringerne ligger i at øge prisfleksibiliteten i flere forbrugs- og elproduktionssegmenter (Prosumerne). Dernæst at sænke barriererne for afregning. [Side 42] [140. Igangsætte yderligere undersøgelser vedrørende DER og Prosumers] Det bør undersøges nærmere for DER og Prosumers om der er andre barrierer der eksisterer for at få mere forbrug og flere forbrugstyper til at reagere på markederne. [Side 47] Aspekter vedr. krav til elbil ladeinfrastruktur [141. Ladeinfrastruktur i offentlig rum understøtter udbredelse af elbiler i Danmark] Det vurderes, at en god ladeinfrastruktur i det offentlige rum er værdifuldt for at understøtte en udbredelse af elbiler i Danmark. Dette notat beskriver en række funktionskrav til ladeinfrastrukturen, som vurderes at være væsentlige for at sikre en succesfuld udbygning af ladeinfrastruktur til elbiler i Danmark. [Side 1] [142. Opladning af elbiler bør ske intelligent] Med intelligent opladning menes, at ladningen af elbilen er styrbar, således, at prissætningen på relevante markeder kan indgå i ladeplanen for elbilen. Herunder skal elbilen kunne lades efter prissætningen på spotmarkedet, markedet for 44

45 systemtjenester og under hensyntagen til elnettets kapacitet (variable tariffer). Intelligent opladning af elbiler anbefales, da det vil være med til at sikre; 1. bedst mulig udnyttelse af el fra fluktuerende elproduktion til gavn for alle elforbrugere 2. billigst mulig opladning af elbilen for den enkelte elbilsejer 3. bedst mulig udnyttelse af eksisterende transmissions/distributionsnet [Side 3] [143. Åbne og internationale standarder for elbiler] Det er nødvendigt, at elbilen fungerer på tværs af landegrænser inden for landeregioner. Dels af hensyn til mobiliteten, men også for at få et effektivt produktionssystem af systemløsninger, der i fuld konkurrence kan producere standardiserede komponenter til et stort marked. Følgende komponenter er vigtige at harmonisere: - ladestik)1 og ledning - kommunikation mellem elbil og ladestander - kommunikation mellem ladestander og operatør Det internationale standardiseringsarbejde IEC TC69 (JWG V2G CI) arbejder med standard for kommunikation mellem elbil og ladestander (et udkast forventes at ligge klar inden medio 2011), mens IEC xxx arbejder generelt med standarder for kommunikation i elsystemet, og forventes at udvides med kommunikationen mellem ladestander og operatør mv. CEN/CENELEC EV fokusgruppen knytter an til Dansk Standard i arbejdsgruppen S-454. Der vil i standardiseringsfasen være gode muligheder for at påvirke de løsninger der fastlægges. Det er vigtigt at arbejdet omkring offentligt ladeinfrastruktur i første fase fokuserer på input til dette standardiseringarbejde. Udrulning af ladeinfrastruktur skal naturligvis ses i forhold til dette standardiseringsarbejde. Ladestandere der opsættes indenfor de næste 2-3 år må forventes at skulle opgraderes til at håndtere de fastlagte standarder. Fysiske indgreb i ladestanderen (f.eks skift af stik eller kommunikationsmodem) er væsentligt mere bekosteligt end en opgradering af software i ladestanderen. En opgradering af software vil typisk kunne gøres fra centralt hold, uden behov for at have en montør ude ved hver ladestander, hvilket gør dette til en relativt begrænset omkostning. Standardisering af stik og grundlæggende forhold omkring kommunikation forventes at blive fastlagt indenfor 1 til 2 år. En større udrulning af ladestandere bør derfor ske under hensyn til en vurdering af om standarderne er på plads i et omfang således, at der ikke skal ske fysiske indgreb i ladestanderen. [Side 2-3] [144. Effektiv udnyttelse af maksimal effektoverførsel i Mennekes stik] Ved opladningstid forstås den effekttilgængelighed brugeren oplever. Det er væsentligt, at brugeren har mulighed for at oplade med en kort opladningstid, hvor det er nødvendigt. Ved en simpel ladning med 10 A 1-faset, hvilket i dag er typisk, vil en opladning på 1 time give typisk 15 km rækkevidde. Ved en opladning med 32 eller 63 A 3-faset vil en times opladning give ca. 140/280 km. rækkevidde. En effektiv udnyttelse af det ladestik som forventes at blive standard (32/63 A Mennekes stik) kan tilbyde brugeren en stor frihedsgrad. Det anbefales derfor, at ladestanderen mht. stikledning og konstruktion kan understøtte effekten, der kan overføres i stikket (32/63 A). [Side 2] Introducing electric vehicles into the current electricity markets, EDISON [145. Demand response tools important for local grid capacity] If demand response tools are put into place, both the local and national grids can accommodate significant electric vehicle penetration without additional grid capacity. However, to be most effective, these demand tools must be able to take market, local grid conditions, and other electric vehicles needs into account. [Side 17] [146. Challenges associated with handling EV in the regulation market] Three challenges are associated with handling EVs in the regulating market: Firstly, it is currently required that suppliers of regulating power must have online measurements. This would be expensive for a fleet of thousands of EVs. In the following text it is assumed that this requirement is relaxed. Secondly, the current requirement of a minimum bid size of 10 MW prevents EVs from participating separately in the regulating power market. Participation would require an aggregation of thousands EVs to reach the 10 MW requirement. 45

46 Lastly, the activating or stopping of charging of EVs due to regulating power will change the expected charging profiles/strategies and thereby alter the reliability of the historical data that the demand bids on the spot market are based upon. For the EVs to act on the regulating market there needs to be a communication between the retailer and the EV. This communication can be a one-way price signal. The price signal can motivate the EV to alter its charging plan. Charging can be activated or stopped according to price signals from the regulating market. The retailer can predict the effect based on historical data. This set-up is simple and can deliver certain accuracy in the prediction. A more advanced solution is described below in contract structure nr 3. The following figure illustrates the interaction and communication between the end-user and key actors in the electricity market using the spot prices and the regulating power market. Compared to contract structure 1, price signals are sent to the charging spot/ev at 14:00, and when needed in respect to beneficial bids at the regulating market. Only local control of the EVs is considered in this contract structure. [Side 39] Figure 17: Communication under contract structure 2. The market place is now both the Nord pool spot market and the Energinet.dk regulating power market. The system requires changes in the current market rules. Electric vehicles in future market models (draft) [147. Requirements needed to integrate EV in the future electricity market] The figure below summarises the various markets, capabilities, and requirements that could be relevant for EV integration in the future. 46

47 Additional Market Players or Requirements Current situation sufficient Locational pricing and/or Fleet Operator Fleet Operator and/or Compensation Arrangement Additional Technical Requirements Hourly metering Real time metering Real time metering and/or frequency cut out Spot Market Regulating Power Market Spot Market + Orientation of Bottlenecks Regulating Power Market + Orientation of Bottlenecks Market for Automatic Reserves Figure 1: Requirements for EVs to be able to participate in various markets as well as deal with bottlenecks and local congestion issues. The easiest market for EVs to participate in is the spot market, as it simply requires an EV user to enter into an agreement with a load balance responsible and have a meter that can measure on an hourly basis. However, if a large number of EVs participate in the spot market, congestions in the local grid could arise, congestions that the current market structure cannot deal with. The so called lemming effect can arise as all EVs can choose to charge in the same (and cheap) hour if no (price) signal is provided from the local grid to avoid this. As such, the utilisation of a fleet operator and/or various market tools such as nodal pricing or congestion tariffs could be the solution. If EVs are to gain access to the regulating power market, then the additional existing requirement of real time measurement is problematic (e.g. expensive and complicated with respect to the handling of large amounts of information) and will either have to be relaxed or addressed. If the requirement is relaxed for smaller units, then concepts such as FlexPower become viable. If the bid requirement is also relaxed, then the Energinet.dk self regulating concept becomes relevant, as it places the responsibility for anticipating the demand response at the hand of the TSO and thus does not require the end-user to bid in on the market. As was the case with EV participation in the spot market, local grid congestion will require a fleet operator and/or various market tools. In order for EV owners to participate in the market for automatic reserves they will either have to enter into a agreement where they receive compensation in return for allowing their vehicle to stop charging when the frequency drops (similar to the DFR project outlined above), or enter into an agreement with a fleet operator who will be able to provide automatic reserves by pooling EV users. In the first concept, a device that automatically cuts out when the frequency drops below a predetermined set point is required. The fleet operator concept meanwhile requires a technology to allow for the fleet operator to control the charging of the vehicles, and in this regard could provide frequency control in either direction (similar to the Delaware project described above). Local congestions can in principle be handled in two ways. Either by direct control or by a market approach. How to handle local congestions depends on which market the EVs participates in. The more markets the EVs participate in, the more complication solutions if the same accuracy should be obtained. Using a dynamic tariff approach can take care of the congestions. But involvement in the continuously regulating power market will also require continuously updated price signals corresponding to the local congestions. More simple and with a high accuracy congestions in the local grid can be handled allowing direct control from the grid company. And introduce a compensation mechanism. The local grid companies can choose it own method which fits best to their grid and the amount of congestions. All areas will not have to use the same method. 47

48 Introducing V2G conflicts with some current market rules that call for consumption and production to be handled separately. Also taxation rules have to be considered such that the taxes don t work against the use of V2G. Using the spot and regulating power markets seems to be straight forward with respect to V2G, e.g. the markets are use to handle both consumption and production. Slutrapportering Energinet.dk & Dansk Energi: Scenarier og forretningsmodeller for accelerering af SmartGrid implementering i Danmark [148. En realisering af et 4 dobbelt win kræver et samarbejde på tværs af branchen og et muligt brud med centrale paradigmer] En realisering af det firedobbelte win, vil kræve et tæt samarbejde på tværs af branchen og en mulig revurdering af en række centrale paradigmer, herunder: 1. Mulighed for flere leverandører per husstand og roaming af services på tværs af flere netoperatører, og et afledt behov for en gentænkning af de nuværende måle-paradigmer samt afregnings- og clearing-mekanismer 2. Etableringen af en markedsplatform med nem og billig tilgang til at handle systemydelser helt ud på del-segmenter af nettet. 3. En fundamental ændring af netvirksomhedernes rolle. 4. Tidlig - internationalt orienteret - enighed omkring standarder for kommunikation, datamodeller og clearingsmekanismer, dog ikke på Hardware niveau. [Side 13] [149. Succesfuld realisering af et Smart Grid kræver, at netvirksomhedet får en aktiv rolle i systemmarkedet] Det er arbejdsgruppens konklusion, at langt de fleste ændringer og forudsætninger, der kræves for at realisere SmartGrids, kan og bør foregå direkte blandt branchens aktører. Som beskrevet ovenfor vil en succesfuld realisering af SmartGrids dog kræve en ændring i netvirksomhedens nuværende rolle imod en mere aktiv operatør af eget net, en aktiv rolle i forhold til TSO en og facilitator af kommercielle spillere, - og dermed en revurdering af de reguleringer der i dag definerer netvirksomhedens rolle - herunder bl.a. indtægtsramme-reguleringen. Området er pt. reguleret af ydre rammebetingelser, der potentielt skal gentænkes for at adressere disse udfordringer. Det vil dog være essentielt at branchen udarbejder fælles løsninger og forslag. [Side 19] [150. Succesfuld realisering af et Smart Grid kræver, at netvirksomhedet får en aktiv rolle i systemmarkedet] En succesfuld realisering af SmartGrids vil kræve udviklingen af diversificeret kommerciel aktivitet og mobilitet af services på tværs af fysiske net og dermed et muligt opgør med princippet om én leverandør pr husstand. Det vil kunne indebære en revurdering af det nuværende paradigme og bestemelser for måling og afregning af el, herunder krav til hardware specifikationer, forholdet mellem multiple målere, data-ejerskab og -adgang, clearing mekanismer etc. En øvelse der med fordel forventes at kunne finde inspiration fra telesektoren, der har fundet løsninger på lignende udfordringer. Området er pt. reguleret af ydre rammebetingelser, der potentielt skal gentænkes for at adressere disse udfordringer. Det vil dog være essentielt at branchen udarbejder fælles løsninger og forslag. [Side 19] Det intelligente elforbrug Salgsprodukter på elmarkedet [151. Forudsætninger for prisfleksibelt elforbrug] Der er en række forudsætninger, der skal være opfyldt, for at kunderne og leverandørerne sættes i stand til at mobilisere et prisfleksibelt forbrug: 48

49 Kundernes forbrug skal afregnes på timebasis, og kunderne skal have adgang til egne forbrugsdata Kunden skal have incitament til og en praktisk mulighed for at vælge prisfleksible salgsprodukter Kunden skal kunne modtage de aktuelle priser og skal kunne reagere på disse, fx ved hjælp af automatik Leverandørerne skal have incitament til at udbyde de rette prisfleksible produkter. [Side 4] [152. Markedsfør produkter for prisfleksibelt elforbrug gennem de miljømæssige fordele] Det privatøkonomiske incitament for prisfleksibelt elforbrug er lille. Derfor anbefaler arbejdsgruppen at der i markedsføringen af produkterne for prisfleksibelt elforbrug lægges stor vægt på de miljømæssige fordele ved at agere prisfleksibelt: Det forhold, at prisfleksibelt elforbrug muliggør integration af store mængder vindkraft og medvirker til at fortrænge mere forurenende elproduktion. Arbejdsgruppen anbefaler desuden: at forstærke informationsindsatsen over for kunder, som fortsætter som skabelonafregnede, om generelt at flytte elforbruget til nat og weekender at iværksætte en kampagne omkring fordelene ved at agere prisfleksibelt målrettet de nye timeafregnede kunder [153. Nye salgsprodukter kan underbygge fleksibelt elforbrug] Arbejdsgruppen vurderer, at følgende type salgsprodukter kan være med til at underbygge det fleksible elforbrug: Spotpris Spotpris med finansiel sikring Salgsprodukter med intelligent fjernstyring og/eller automatikstyring af kundens forbrug Salgsprodukter, som omfatter levering af regulerkraft (dvs. mere eller mindre elforbrug, som kan aktiveres med 15 minutters varsel) Fastprisprodukter med incitament til at tilpasse forbruget efter simple styringsregler (højpris /lavprisperioder). Produkterne er primært beregnet på små kunder, hvor udstyr til automatik og fjernstyring er for dyrt. Salgsprodukterne skal markedsføres over for relevante målgrupper. Store kunder med elforbrug, som er særlig fleksibelt, vil med fordel kunne vælge et af de første fire produkter, mens andre, herunder de mindre kunder med timeafregning, vil kunne få glæde af fastprisprodukter med flere trin. [Side 7] [154. Undersøg muligheder for dynamiske nettariffer og afgifter] Arbejdsgruppen anbefaler desuden: at se på muligheden for at gøre nettarifferne dynamiske, således at det samlede incitament til kunderne øges at undersøge mulighederne for også at gøre energiafgifterne dynamiske. [Side 7] [155. Udvikle regulerkraftmarked til forbrugskunder] at udvikle regulerkraftmarkedet, så det bliver nemmere at deltage med forbrugsbud [Side 7] [156. Samarbejde mellem aktørerne er en forudsætning for at realisere et Smart Grid] Det er nødvendigt, at aktørerne samarbejder, for at mulighederne kan realiseres. Nedenfor er skitseret, hvilke aktiviteter der kunne være første skridt i en sådan koordineret indsats: Elhandlerne kan: 49

50 tilbyde lettilgængelig information om aktuelle timepriser udvikle flere fleksible elprisprodukter herunder løsninger med automatik eller fjernstyring udvikle regulerkraftprodukter til større kunder. Netvirksomhederne kan: sikre en effektiv håndtering og administration af store datamængder opsætte timemålere, som lever op til anbefalingerne fra arbejdsgruppen omkring standarder for måling, herunder gør det let at skifte leverandør. Myndighederne og Energinet.dk kan: udvikle regulerkraftmarkedet, så det er attraktivt for kunder og elhandlere at deltage undersøge mulighederne for at indføre dynamiske tariffer, som i højere grad afspejler de marginale omkostninger undersøge mulighederne for at indføre dynamiske afgifter, som kan afspejle de marginale omkostninger sikre en effektiv håndtering og administration af store datamængder iværksætte informationskampagner i samarbejde med branchen. I fællesskab kan følgende incitamenter sættes i værk for at stimulere udviklingen: informationskampagne om fleksibelt elforbrug, herunder om miljøfordelene test af forbrug som regulerkraft tilskudspulje til automatikudstyr til styring i forhold til spotpriser eller andre dynamiske priser tilskudspulje i forbindelse med demonstration af nye tarifformer. [Side 7] Analyse af grænsesænkning for fjernaflæsning og timeafregning [Ingen iagttagelser] Redegørelse om standarder for måling af el i slutforbruget [Ingen iagttagelser] Fremme af prisfleksibelt elforbrug for små og mellemstore kunder [157. Mindre restriktiv timeafregning] Det er belyst, hvordan et mindre restriktivt timeafregningsregime kaldet den 3. afregningsgruppe kan indføres for at udnytte de ca. 1,5 mio. fjernaflæste timemålere, der allerede er opsat eller forventes opsat inden udgangen af 2011 hos skabelonkunder. Meromkostningen for netvirksomheden til hjemtagning af timeværdier til timeafregning af slutbrugere i den 3. afregningsgruppe er gengivet i Tabel 6. Arbejdsgruppen kommer ikke med konkrete anbefalinger til, hvordan finansieringen af meromkostningen kan holdes inden for de eksisterende indtægtsrammer med videre, og lægger ikke op til at gøre timeafregning obligatorisk. Men det er arbejdsgruppens opfattelse, at netvirksomhederne og elhandelsselskaberne, sammen med myndighederne bør arbejde for at finde en løsning på dette. [Side 19] 50

51 [158. Flere elmålere hos husstande] I rapporten er det endvidere skitseret, hvordan husstande kan have flere elmålere ud over den eksisterende hovedmåler, vi kender i dag, uden at der skalbetales for yderligere leveringsomfang. Dette kunne blive relevant eksempelvis i forbindelse med opstilling af private elbilsladestandere eller ved investering i en varmepumpe, der indeholder en elmåler, og hvor leverandøren af varmepumpen også ønsker at sælge strøm til denne. Konkret anbefaler arbejdsgruppen, at den kommende DataHub hurtigst muligt efter lanceringen af første version i efteråret 2012, bringes til at kunne håndtere den 3. afregningsgruppe og flere elmålere i samme husstand. [Side 19] [159. Udvikle slutbrugermarked i takt med flere varmepumper og elbiler] Samtidig bør reel timeafregning, baseret på de nuværende tidsfrister, være et langsigtet mål for markedsudviklingen. Det vil sikre overensstemmelse mellemprissætningen i engros- og detailmarkedet og gør det samtidig muligt for kunderne at udnytte prissignaler på eksempelvis regulerkraftmarkedet. Det er således relevant fortsat at udvikle slutbrugermarkedet i takt med, at husholdningerne får investeret i eldrevne varmepumper og elbiler, og at volatiliteten i priserne øges som følge af udbygningen med mere vindkraft i elsystemet. [Side 19] Eurelectric views on Demand Side Participation (Aug. 2011) [160. Timeaflæste elmålere er en forudsætning for udrulning af Smart Grid ] Smart meters are an integral part of getting demandside participation right. They will increase customers awareness of their energy consumption, an essential prerequisite if they are to become more active. National regulators should support a roll-out of smart meters by clearly defining who should be responsible and how the costs should be recovered. [Side 4] [161. Aktivering af forbrugere til at flytte strømforbruget er ikke muligt uden at investere i distributionsnettet] The shift towards demand-side participation will not be possible without investing in the distribution grid. The regulatory framework should therefore encourage such investments. In addition, a clear and forwardlooking market model for smart grids and demandside participation will be crucial. Such a new market model should set out clear roles and responsibilities for market and system operators. A new set of agreements between suppliers and distributors can ensure better cooperation, allowing customers to benefit from proper market functioning, smooth processes, and a secure and reliable electricity supply. [Side 4] KlimaDanmark 2050 en energivision [162. Et dynamisk energisystem] Vi er en del af det nordiske elmarked, hvor vind i Danmark og vand i Norge og Sverige understøtter hinanden meget fint. Når det blæser meget, sender vi vindmøllestrøm til Norge og Sverige og vice versa. Det giver store gevinster, som vi skal holde fast ved og videreudvikle. For at få glæde af det samlede marked skal forbrugerne imidlertid i direkte kontakt med elpriserne. I dag betaler forbrugerne en fast pris, mens elselskaberne køber og sælger til en markedspris, som hele tiden svinger. Hvis forbrugerne får intelligente elmålere, kan elforbruget afpasses efter den aktuelle pris. Det giver et væsentligt mere effektivt elmarked, hvor ressourcerne udnyttes optimalt. For at nå dertil, skal alle boliger i Danmark have intelligente el-målere inden Det giver grundlag for besparelser i den enkelte bolig eller virksomhed og besparelser i det samlede energisystem, fordi der skal betales mindre for standbykapacitet til de timer, hvor der bruges allermest el. Men der kan gøres meget mere, som betyder, at vi ikke behøver at investere større beløb i flere udlandsforbindelser. Vores samlede energisystem kan med tilpasninger, hvor vi bruger velgennemprøvede og billige metoder, fint kapere, at 50 % af vores el kommer fra vindkraft. [Side 6] 51

52 Vores energisystem er groft sagt delt op i to: Vi bruger energi til at producere el og varme, og vi bruger energi på at transportere mennesker og varer. I skemaet nedenfor er vores bud på, hvordan vi inden for hvert enkelt område får nedbragt energiforbruget og får omlagt det resterende energiforbrug til vedvarende energi. [Side 7] Her bruges fossil energi i dag El og varme Vi vil nedsætte forbruget Elproduktion Produktion og anvendelse af el skal effektiviseres, men det samlede elforbrug vil ikke reduceres, men stige pga. elbiler og varmepumper og bruge vedvarende energi til resten Kombination af vind, sol, kraftvarmeproduktion med biomasse, biogas, affald og på sigt bølger Transport Fjernvarmeproduktion Reduktion af varmespild og Biomasse, biogas, udvidelse af fjernvarmenettet geotermi, store varmepumper, affald og solvarme Individuel Reduktion af varmespild og Oliefyr og individuel boligopvarming udvidelse af naturgas erstattes med fjernvarmedækningen, så færre fjernvarme hvor muligt, boliger opvarmes individuelt ellers erstatning med varmepumper kombineret med solceller og solvarme med videre Industrien Energibesparelser Overgang til el, hvor der i dag bruges fossil energi Personbiler Fremme af biler, der kører længere på literen, roadpricing/betalingsringe, bedre kollektiv transport og bedre forhold for cyklister Personbiler skal køre på el, evt. suppleret af teknologier baseret på 2. generations biobrændstof og på sigt brint Lastbiler Fremme af mere effektive lastbiler Overflytning af godstransport fra vej til bane Togtransport Det samlede transportarbejde med tog vil stige Flytransport Bedre togforbindelser vil nedsætte behov for flyrejser ideelt set ingen flyrejser til destinationer, som kan nås med tog på under tre timer Skibstransport Kraftig effektivisering af brændstofforbrug Lastbiler vil køre på 2. generations biobrændstof og evt. el og biogas (herunder naturgas i en overgansperiode) Elektrificering af hovedparten af jernbanenettet 2. generations biobrændstof Biobrændstof, evt. kombineret med andre klimavenlige Et Danmark der står sammen, Regeringsgrundlag [163. Grønt demonstrationsland] Danmark har chancen for udvikle sig til et grønt demonstrationsland for nye teknologier og nye metode. På den måde vil vi skabe grundlaget for at bevare og udvikle nye produktions og videns arbejdspladser i den private sektor til erstatning for de tusindvis af job som Danmark mistede i de seneste år. Derved forenes fordelene ved et bedre miljø og en stigende beskæftigelse i form af grøn vækst. Regeringen vil af disse grunde i højere grad end det tidligere har været tilfældet medtage 52

53 miljø, klima og energi i regeringens beslutningsprocesser. [Side 27] [164. Klare mål og intelligent regulering] Med klare mål og intelligent regulering vil danske virksomheder kunne afprøve ny grøn teknologi på det danske hjemmemarked. Det vil give dem et forspring i konkurrencen på de nye grønne eksportmarkeder. Hvad enten det gælder vandteknologi, bioteknologi, landbrugsrelateret miljøteknologi eller energiteknologi. [Side 27] [165. Klare mål og intelligent regulering] Grøn omstilling kræver teknologi. Mange af de teknologiske løsninger anvender vi allerede i dag. Andre er udviklet, men endnu ikke udbredt. Og der vil også være behov for at udvikle helt ny teknologi. Den grønne omstilling skal ske gennem et tæt offentligt-privat-samarbejde. Ved at opstille konkrete, ambitiøse og langsigtede mål bl.a. for vedvarende energi og gennemføre intelligent grøn regulering, vil regeringen tilskynde virksomheder til at udvikle, teste og udbrede de teknologiske løsninger, som den grønne omstilling kræver. [Side 28] [166. Samlet strategi for etablering af smarte elnet i Danmark] Klimaudfordringen skal tages alvorligt og samtidig bruges som løftestang for innovation, jobskabelse, øget eksport af grønne teknologier, opkvalificering af arbejdsstyrken og involvering af kommuner og borgere i omstillingen Det indebærer, at der skal fastsættes ambitiøse målsætninger for dansk klima- og energipolitik: Der skal udarbejdes en ny samlet strategi for etablering af smarte elnet i Danmark. [Side 28] Intelligente forsyningsnet: fra innovation til etablering, Kommissionen [164. Tilskynde til investeringer i intelligente net] Der er bred enighed blandt investorerne om, at de lovgivningsmæssige rammer skal tilskynde til investeringer i intelligente net. Elektricitetsdirektivet og energitjenestedirektivet indeholder en række forpligtelser og incitamenter, som tager sigte på at få medlemsstaterne til at etablereintelligente net. Sådanne lovgivningsmæssige incitamenter bør tilskynde netoperatører til at tjene penge på aktiviteter, der ikke er forbundet med yderligere salg, men snarere er baseret på større effektivitet og mindre behov for investeringer i spidslastproduktion, dvs. at forretningsmodellen ændres fra at være volumenbaseret til at være baseret på kvalitet og effektivitet. [Side 9] [165. Tilpasning af den gældende lovgivningsmæssige ramme] Kommissionen agter at udarbejde lovgivningsmæssige incitamenter med henblik på etableringen af intelligente net, f.eks. i forbindelse med anvendelsen og revisionen af energitjenestedirektivet og/eller udarbejdelse af netregler eller en gennemførelsesretsakt om takster. Kommissionen vil udarbejde retningslinjer, således at der fastlægges en fremgangsmåde for medlemsstaternes udarbejdelse af gennemførelsesplaner for intelligente net samt for eventuelle costbenefit-analyser. Kommissionen vil i tillæg til de mål, der er fastsat for intelligent målersystemer i den tredje pakke, bede medlemsstaterne om at udarbejde handlingsplaner med mål for etableringen af intelligente net. Via den rolle, den spiller i de regionale initiativer og i ENTSO-E, vil Kommissionen tilskynde til og bestræbe sig på at fremme en koordineret. [Side 9-10]. [166. Tilskynde forbrugere til at ændre adfærd] Udviklingen af intelligente net på et konkurrencedygtigt detailmarked skulle tilskynde forbrugerne til at ændre adfærd, blive mere aktive og tilpasse sig til nye, intelligente energiforbrugsmønstre. Dette har afgørende betydning for, om det vil lykkes at tage springet til en effektivitetsbaseret forretningsmodel som beskrevet ovenfor. Reaktion på efterspørgslen er kernen i den nye model. Det kræver et samspil (næsten i realtid) mellemforsyningsselskaberne og forbrugerne og langt mere udbredt anvendelse af tidsmæssigt differentierede strømpriser, hvis forbrugerne skal have et reelt incitament til at ændre deres forbrugsmønstre. [Side 10] [167. Intelligente elmålere og intelligente elnet er indbyrdes forbundne] Medlemsstaterne skal i henhold til punkt 2 i bilag I til elektricitetsdirektivet senest den 3.september 2012 fastsætte en gennemførelses- og tidsplan for installeringen af intelligente målere. Eftersom intelligente net og intelligente målere er indbyrdes forbundet, vil disse gennemførelsesplaner være afhængige af, at der udvikles intelligente net, og planerne børderfor omfatte de nødvendige lovgivningsmæssige incitamenter for etableringen af sådanne net. Kommissionen vil aktivt overvåge medlemsstaternes fremskridt og vil inden udgangen af2011 fremsætte retningslinjer for de væsentligste 53

54 resultatindikatorer. Hvis der ikke gores tilstrækkelige fremskridt i løbet af 2012, vil Kommissionen overveje at indføre strengere regler for at fremskynde etableringen af intelligente net. [Side 9] Ten Year Roadmap for Smart Grid Deployment in the EU, Eurelectric [168. Timeafregning er en forudsætning for at aktivere forbrugsflytning] To achieve this flexibility, customers need to become actively involved. This will only be successful if electricity retail prices and grid tariffs reflect the actual market and grid situations. Both customers and the retail market must become more responsive, optimising the use of electricity to the benefit of all. Well-functioning retail markets need to be boosted, allowing suppliers to deliver competitive, innovative and sustainable products to customers. Increasing system flexibility and establishing new commercial services is a must. But it will only be achievable if distribution system operators (DSOs) have real-timesystem information at their disposal which allows them to operate the grid safely and to dynamically manage distributed generation and demand. Not only power,but information too will need to flow in both directions.to achieve its overarching energy and climate policy goals, Europe thus needs more intelligent mid- and low-voltage grids by 2020 socalled smart grids. [Side 2] [169. Behov for incitamenter til at foretage Smart Grid investeringer] National regulatory barriers and lack of incentives for investments which are currently hindering the deployment of smart grids need to be highlighted at EU level. In its assessment of legislative measures the European Commission should confirm the leading role of DSOs in smart grid development and exploit best practices at national level with a view to elaborating national roadmaps. Both European and national RD&D spending on a new intelligent energy economy should substantially increase, with priority given to solutions with a high probability of attaining market viability. Smart grids fall squarely into this category. [170. Omkostninger og gevinster ved Smart Grid skal samtænkes med værdikæden] Smart grids benefit everybody. But DSOs will bear most of the costs and risks of rapidly introducing new technologies on a large scale because traditional methods of regulation do not always provide the right incentives for investments in innovation. For many regulated companies therefore, their current return on investment is lower than their cost of capital. Regulators should thus allow enough commercial space for investment in future technologies that can improve the networks. They should introduce a stable long term regulatory framework that will provide network operators with a reasonable rate of return for cost-efficient grid investments as well as incentives to increase efficiency, foster market integration and ensure security of supply. At the same time, a clear line needs to be drawn to distinguish which business should be regulatedand which should be market-driven (see step 2). Smart metering deployment and grid automation, for instance, must be tariff-financed (see steps 5 & 6). [Side 6] [171. Netselskaber skal være markedsfacilitator for Smart Grid] In this context, DSOs should become market facilitators and enablers of activedemand.6 DSOs will also become information hubs. They must play a central role in collecting smart metering and other network data and making the data available to third parties. With these data, suppliers will be able to provide customers with innovative products and services. DSOs will liaise with customers when necessary to agree on load management measures in cases where the distribution grid s reliability needs to be guaranteed. [Side 7] [172. Timeafregning bør etableres af netselskaber og finansieres via nettariffer] The roll-out of smart meters is a continuous process which is subject to nationalcost-benefit analysis. Some countries (e.g. Sweden and Italy) have already invested in installing certain smart functionalities such as remote reading of electricity meters.nevertheless, meters installed by DSOs should only cover functionalities that are essential for optimal grid operation. They should be fully tariff-financed (see step 1). Tariff-financing should also include the data and information systems required for DSOs to make meter data available for market use, i.e. IT-systems to collect, validate and transmit dataeffectively. Commercial parties will then introduce more customised services which could be added by those consumers who are interested. For example, the roll-out of in-home displays and home automation is a market function. [Side 10] [173. Nye aktiviteter I netselskaber] Remote monitoring and automatic fault detection at the level of medium and low voltage networks are currently the exception, but throughout the next decade, network operators will invest to make their grids smarter. While conventional grid development will continue, additional communication systems will have to be installed. These, in combination with smart meters, will provide DSOs with real-time information about distributed generation and load on the grid. Automation will ensure quality of supply (voltage, frequency, etc.) and minimise negative implications for grid users, for instance by reducing the duration of outages. Besides locating faults, newly installed detectors along the lines and substation devices should also provide, in cases of simple disturbances without damages, self-healing capabilities. All processes during normal system operation, emergency situations as well as restoration following faults should be automated. Innovative changes in tools used in control rooms11 should also be implemented. [Side 11] 54