Delrapport Arbejdsgruppe 23 Endelig rapport 14. september 2012

Transkript

1 Delrapport Arbejdsgruppe 23 Endelig rapport 14. september 2012 KOMMISSORIUM for arbejdsgruppen til indførelse af dansk informationsmodel for formidling af data mellem elsektorens aktører Arbejdsgruppen skal fremkomme med en konsolideret anbefaling til informationsmodeller, der sikrer, at såvel tekniske som kommercielle aktører i elsystemet nemt kan formidle data mellem aktørerne. Det skal sikre, at der ikke opstår kunstige barrierer mellem elsystemets aktører, ved at der eksempelvis bliver installeret udstyr, som ikke overholder internationale standarder.

2 2

3 Indholdsfortegnelse 1. Resume 5 2. Indledning Metodebeskrivelse Afgrænsning 8 3. Rapportens indhold og omfang Informationsmodel Vigtige informationsmodeller 9 CIM 10 Logical Nodes (LN) 10 Harmonisering EU-mandat: M/ Koncept for data og kommunikationsinfrastruktur til styring af elsystemet i Generiske processer Aftaler Prognoser Aktivering 17 Bud-baseret handel (afgive+aktivere bud) 18 Prissignal 19 Styring Måling Afregning Særlige forhold omkring specifikke DER-enheder Elbiler Varmepumper Solceller Eksempler på scenarier Netprodukt Begrænset netadgang 27 Netproduktbeskrivelse 27 Indpasning af netprodukt i informationsmodel Scenarie fra DanGrid 22-rapporten MW-DSO bilateralt Anvendelsesscenarie fra M/490: "Voltage control and power flows optimization" Konklusion & anbefalinger til videre tiltag 33 3

4 8. Definitioner og forkortelser Bilagsmateriale Katalog over standarder 40 IEC standard serien 40 IEC standard serien 42 IEC standard serien (Distribution Management) 43 IEC standard serien (Energy Management) 44 IEC standard serien 44 IEC standard serien 44 IEC standard serien 46 Definitioner benyttet i anførte standarder Det europæiske standardiseringsarbejde ( first set of standards ) MW (DSO) Styringssignal 54 Arbejdsgruppen Arbejdsgruppen til dette projekt består af repræsentanter fra DONG Energy, SEAS-NVE, Energinet.dk og Dansk Energi med følgende personer: - Morten Baadsgaard Trolle, Dansk Energi - David Victor Tackie, Dansk Energi - Preben Nyeng, Energinet.dk - Knud Johansen, Energinet.dk - Hans Knudsen, DONG Energy - Jonas Fabricius Nielsen, SEAS-NVE 4

5 1. Resume Denne rapport fra DanGrid 23-arbejdsgruppen tager udgangspunkt i opdraget, som er angivet i Kommissorium for arbejdsgruppen til indførelse af dansk informationsmodel for formidling af data mellem elsektorens aktører og følger anbefaling nr. 23 i hovedrapporten for Smart Grid Netværkets arbejde, som Klima-, Energi og- Bygningsministeriet offentliggjorde i oktober Hovedanbefalingen i denne rapport er, at de to grundlæggende informationsmodeller Logical Nodes og CIM med dertil hørende IEC-standardserier skal udgøre grundstammen i en dansk informationsmodel for udveksling af data mellem elsektorens aktører i et intelligent elsystem. Afsættet for analysen har været de processer, som indgår i elsystemet både i det nuværende og i det fremtidige. Disse processer er så generiske, at de med stor sandsynlighed vil dække alle konkrete implementeringer i det fremtidige elsystem. Det er vores vurdering, at dette afsæt sikrer analysen en længere levetid, hvilket samtidig gerne skulle danne grundlag for mere retvisende anbefalinger. Analysearbejdet har fokuseret på informationsudvekslingen mellem aktører i forskellige domæner. Det indebærer, at forhold inden for de enkelte domæner ikke er blevet analyseret. Med udgangspunkt i analyser af generiske processer i det nuværende og fremtidige intelligente elsystem i de fem forskellige procesfaser aftaler, prognoser, aktivering, måling og afregning vurderes det i rapporten, at de to grundlæggende informationsmodeller CIM og Logical Nodes generelt er velegnede til brug for informationsudveksling mellem de aktører, som forventes at indgå i disse processer. For at sikre, at der med afgrænsningen af fokus til generiske processer er afspejlet de informationsbehov, der bredt forventes at gøre sig gældende i et dansk smart grid, er analysen suppleret med analyser af konkrete produkt/ydelses- og anvendelsesscenarier fra DanGrid 22-rapporten og fra det europæiske standardiseringsarbejde under M/490 mandatet. De supplerende analyser understøtter entydigt afgrænsningen i generiske processer i de forskellige procesfaser og bekræfter således, at CIM og Logical Nodes og de IEC-standarder - hvor de er specificeret, er velegnede til informationsudveksling i et dansk smart grid. I relation til et fremtidigt intelligent elsystem vurderes det generelt, at de standarder, der specificerer de to anbefalede informationsmodeller kan videreudvikles og/eller modificeres i nødvendigt omfang i takt med udrulning af et smart grid koncept i Danmark. Videreudviklingen af CIM skal ske i samarbejde med CIM Users Group ( som er et forum, hvor brugere, rådgivere og leverandører kan samarbejde og dele erfaringer omkring CIM standarderne for at fremme interoperabiliteten. Aktører i et fremtidigt intelligent elsystem vil i vid udstrækning være de samme som i dag, men aktørernes rolle vil ændre sig og dermed deres kommunikationsbehov. Baseret på disse antagelser beskrives i rapporten det informationsbehov, som er identificeret for aktørerne. 5

6 2. Indledning Målgruppen for denne rapport er elsystemets aktører, leverandører og producenter af hardware og software til elsystemet, systemintegratorer samt relevante myndigheder. Arbejdet, der ligger til grund for rapporten, følger delanbefaling nr. 23 i hovedrapporten for Smart Grid Netværkets arbejde, som Klima-, Energi og- Bygningsministeriet offentliggjorde i oktober Heraf fremgår det således, at der skal udvikles en konsolideret anbefaling om indførelse af dansk informationsmodel for formidling af data mellem elsektorens aktører. Rapporten tager konkret udgangspunkt i opdraget, som er angivet i Kommissorium for arbejdsgruppen til indførelse af dansk informationsmodel for formidling af data mellem elsektorens aktører. Kommissoriet er fastlagt af Energinet.dk og Dansk Energi. Kommissoriet fastlægger, at arbejdet med udarbejdelse af konsolideret anbefaling for en fremtidig dansk informationsmodel skal tage sit afsæt i de fælles internationale smart grid standarder (IEC 61850, IEC og IEC 61968). Nævnte standardserier består hver især af specifikke standarder, herunder standarder for informationsmodellering. Valg af nævnte standarder er sket under hensyn til flere internationale erklæringer f.eks. USA, Europa, Kina om at man vil fremme brugen af disse standarder med fokus på at et fremtidigt elsystem vil kræve en meget højere grad af kommunikation og koordinering af distribuerede energiressourcer (DER). Den konsoliderede anbefaling om indførelse af dansk informationsmodel for formidling af data mellem elsektorens aktører skal muliggøre: - at fælles dataegenskaber (attributter) for måling, status, kontrolsignal mv. kan defineres således, at alle relevante aktører kan aggregere data og/eller tilføje nye aggregerede egenskaber afhængig af aktørens rettigheder, - at overhead i hele informationskæden til konvertering, fortolkning, og andre omsætningsprocesser, som er påkrævet, når man ikke benytter en harmoniseret informationsmodel, minimeres, - de nødvendige forudsætninger for, at aktørerne kan udvikle effektive og brugbare Plugn Play løsninger, og danne grundlag for, at der kan udvikles en dansk fortolkning af de internationale standarder, som bedst muligt sikrer interoperabilitet og interchangeability (udskiftelighed). Implementering af de valgte informationsmodeller udelukker på ingen måde løsninger baseret på open source tanken, hvorved en større grad af vidensdeling evt. kan opnås. Arbejdet er i begrænset omfang blevet koordineret med DanGrid arbejdsgruppe 22, som har udarbejdet et forslag til et harmoniseret koncept for data- og kommunikationsinfrastruktur til styring af elsystemet. Denne rapport refereres der herefter til som DanGrid 22-rapporten. Afsættet for analysen, som findes i afsnit 4-5, er de processer, som indgår i elsystemet både i det nuværende og i det fremtidige. Disse processer er så generiske, at de med stor sandsynlighed vil dække alle konkrete implementeringer i det fremtidige system. Det er vores vurdering, at dette afsæt sikrer analysen en længere levetid, hvilket samtidig gerne skulle danne grundlag for mere retvisende anbefalinger, som aktører i fremtidens elsystem og andre interessenter kan fæste mere lid til. Se nærmere herom i metodebeskrivelsen i afsnit 2.1. Arbejdet med en dansk informationsmodel har berøring med en række andre delanbefalinger, som indgår i hovedrapporten fra Smart Grid Netværkets arbejde, herunder bl.a.: - Delanbefaling 13 (Markedsudsætte systemydelser) - Delanbefaling 18 (Kommunikationsstandarder for mindre elproducerende enheder) - Delanbefaling 20 (Interoperabilitet i smart grid-løsninger) 6

7 - Delanbefaling 31 (Fælles ramme om sikkerheden) - Delanbefaling 32 (Adgang til data) Der er pr. 1. juni 2012 ikke igangsat arbejdsgrupper i sektoren eller på ministerielt niveau til udmøntning af ovenstående anbefalinger. Nærværende rapport vil i forskellig udstrækning have relevans for det forestående arbejde med disse delanbefalinger, og vi anbefaler, at et eventuelt videre arbejde med en dansk informationsmodel koordineres med kommende arbejdsgrupper, således at det bl.a. sikres, at der ikke ved udmøntning af disse anbefalinger opstår handlerum eller situationer, som kan lede til kunstige barrierer mellem de relevante aktører. 2.1 Metodebeskrivelse Analysen af informationsmodeller tager udgangspunkt i de aktører, der vurderes at være væsentlige i forhold til at realisere de potentialer, som smart grid tilbyder i Danmark: TSO (Energinet.dk), netansvarlig for transmissionssystemet og ansvarlig for opretholdelse af systembalancen på kort og lang sigt DSO (netselskaber), netansvarlig for distributionssystemer BA, produktions- eller forbrugsbalanceansvarlig aktør Aggregator, f.eks. elleverandør DER-enheder, f.eks. en elbil eller et solcelleanlæg Prosumer, elkunde som ejer DER-enheder Det er vigtigt for os at pege på informationsmodeller, som vi tror på vil dække behovene for informationsudveksling mange år frem, da det særligt for DER-enheder vil være omkostningstungt og i praksis svært gennemførligt at skifte informationsmodel senere. Derfor er det vigtigt, at de informationsmodeller, der vælges i dag, er robuste over for fremtidige ændringer i markedsforhold, styringskoncepter, aktørernes interne forretningsprocesser osv. Med den begrundelse har vi valgt ikke at fokusere på specifikke scenarier for udvikling i disse forhold, men har i stedet valgt at fokusere på aktørerne og de forskellige processer som den enkelte aktør forventes at indgå i. Denne metode er valgt, fordi det må forventes, at aktørbilledet er væsentligt mere statisk end udviklingen i f.eks. nye markeder og forretningsmodeller. Vi har i analysen taget udgangspunkt i de generiske processer, som en aktør kan deltage i, f.eks. at handle på en børs eller direkte styring af DER-enheder, da vi vurderer at sådanne generiske processer vil indgå i mange forskellige scenarier for f.eks. markedsudvikling fremover. Denne metode tillader os således at analysere kravene til informationsudveksling uden at kende det konkrete anvendelsesscenarie i detaljer. Vi har i analysen endvidere vurderet, om de generiske processer opfylder de forventede generelle behov for kommunikation for de enkelte aktører i forskellige procesfaser. De relevante procesfaser omfatter: Aftaler, prognoser, aktivering, måling og afregning. For hver af de generiske processer, hvor vi beskriver de informationer, der skal udveksles på grænsefladerne mellem de involverede aktører, er det vigtigt, at de elementer af information, der udveksles, og deres indbyrdes relationer, passer ind i samme velbeskrevne begrebsverden - en informationsmodel. Vi har derfor også for hver proces peget på de IEC standarder, der bedst rummer den information, der er involveret i netop denne proces. Derudover inddrager vi konkrete eksempler fra DanGrid 22-rapporten samt fra det europæiske standardiseringsarbejde vedrørende smart grid standarder (M/490). Ved at inddrage disse, eksemplificerer vi hvordan informationsmodellerne passer ind i forhold til de helt konkrete anvendelsesscenarier, der 7

8 beskrives i disse. Sammenholdt med de gennemførte generiske proces- og aktør-fokuserede analyser er det vores vurdering, at der herved opnås et godt fundament for samlet at pege på velegnede informationsmodeller til et dansk smart grid. 2.2 Afgrænsning Vi har i henhold til vores opdrag fokuseret på selve informationsmodellen der involveres i forbindelse med datakommunikation, og har dermed fravalgt en række emner, som ligeledes er vigtige for at gennemføre den nødvendige og tilstrækkelige datakommunikation pålideligt og sikkert. Vi vil her kort påpege disse beslægtede områder som vi forudsætter er på plads i fremtidens elsystem. Tidsreference. For at kunne koordinere aktiviteter i et distribueret elsystem kræver et fremtidigt scenarie at referencetiden i hele elsystemet fastlægges meget omhyggeligt og distribueres med hensyntagen til diverse latenstider i netværk og DER enheder. Det vil være naturligt at tidsreferencen overalt i smart grid løsninger er baseret på UTC tid da problemer med tidszoner, sommer/vinter-tid osv. dermed undgås. Andre kommunikationslag. I beskrivelse af de generiske processer er ikke taget stilling til hvilken af parterne der tager initiativ til en informationsudveksling, men udelukkede fokuseret på de informationer, der krydser grænsefladen. Den konkrete implementering og de aktuelle sikkerhedsstrategier må definere, om det er distribuerede enheder eller om det er centrale enheder, der skal initiere en informationsudveksling. Der er ligeledes heller ikke taget stilling til valg af f.eks. dataudvekslingsprotokoller og bæremedier. Disse vil blive valgt i konkrete implementeringer baseret på netop denne implementerings behov. It-sikkerhed. It-sikkerhedsmæssige forhold vil få væsentlig betydning i sikring af en effektiv og sikker formidling af data mellem aktører i et dansk smart grid. Smart grid byder således på en række sikkerhedsmæssige udfordringer, som følge af nye aktørrelationer, nye it-mæssige koblinger og informationsstrømme. It-sikkerhed indgår ikke som element i informationsmodeller, og vil derfor ikke undergå en egentlig behandling i denne rapport. Det er dog vigtigt, at aktører i et dansk smart grid er bekendt med de sikkerhedsstandarder, som udvikles på europæisk niveau, herunder IEC serien. En kort beskrivelse af det pågående standardiseringsarbejde på it-sikkerhedsområdet, samt en bilagsoversigt over relevante standarder på det it-sikkerhedsmæssige område er derfor indeholdt i rapporten. 8

9 3. Rapportens indhold og omfang I dette afsnit præsenteres de elementer og forhold, som grundlæggende sætter rammen for rapporten. Indledningsvis gives en generel introduktion til informationsmodeller og til de to grundlæggende informationsmodeller, som er internationalt standardiserede, og som er relevante i forhold til anvendelse i fremtidens elsystem. Dernæst gives en introduktion til det europæiske standardiseringsarbejde under det såkaldte M/490 mandat. Særligt standarderne IEC 61850, IEC og IEC er i fokus i dette arbejde. Og disse standarder er særdeles relevante i forhold til en informationsmodel for et dansk smart grid. Endelig gives en kort introduktion til det koncept for data og kommunikationsinfrastruktur til styring af elsystemet i 2025, som er indeholdt i DanGrid-22 rapporten. De centrale aktører som her er udpeget til at indgå i smart grid konceptet skal kunne udveksle information, og dette aktørbaserede setup er lagt til grund i nærværende rapport. 3.1 Informationsmodel I klassisk forstand er en informationsmodel en sammenhængende beskrivelse af de elementer af information der indgår i f.eks. et softwaresystem. Det grundlæggende formål med en velbeskrevet informationsmodel er at facilitere udveksling af information, enten mellem komponenter inden for systemet eller mellem systemet og andre systemer. Informationsmodellen beskriver entydigt hvilke elementer af information, der indgår i systemet samt hvordan deres indbyrdes relationer er. For at være værdifuld skal informationsmodellen endvidere beskrives på en struktureret form så forskellige modtagere af informationsmodellen (typisk programmører) kan forstå den ens. I praksis er UML blevet det fremherskende værktøj til at sikre dette. Lidt abstrakt kan man sige, at informationsmodellen beskriver den begrebsverden, som et system eller en komponent befinder sig i uden at være afhængig af et konkret implementeringssprog. Som eksempel kan tages begreberne "bil" og "hjul" og deres indbyrdes relation. Begreberne kan oversættes til mange andre sprog end dansk, men betydningen og relationen vil være bevaret takket være en fælles begrebsverden. På samme måde skal en informationsmodel for et teknisk system sikre en fælles begrebsverden uden at være afhængigt af en konkret implementering. En informationsmodel indeholder derfor ingen beskrivelse af programmeringssprog, formateringsregler og protokoller til at udveksle eller gemme data, sikkerheds- og adgangsstyring osv. For at være brugbar til sit egentlige formål, skal en informationsmodel være meget mere konkret og mere detaljeret end i det foregående eksempel. En sådan opgave vil for det første være meget omfangsrig, for det andet afhænge af en lang række forudsætninger, som endnu ikke er afklaret, og for det tredje med stor sandsynlighed blive forældet inden den skulle tages i brug. Vi har derfor ikke fundet det hensigtsmæssigt at opstille en egentlig informationsmodel i klassisk forstand for det samlede fremtidige elsystem. 3.2 Vigtige informationsmodeller Vi har valgt at fokusere på to grundlæggende informationsmodeller, som er internationalt standardiserede og som er relevante i forhold til anvendelse i fremtidens elsystem: Common Information Model (CIM) Logical Nodes (LNs) De er ganske kort beskrevet i de følgende afsnit. For yderligere information om relevante standarder henvises i øvrigt til bilag under afsnit

10 CIM CIM blev oprindeligt udviklet til brug i Energy Management Systemer med det formål at definere en model, der kunne bruges til udveksling af data mellem de enkelte applikationer i et sådant system. Fokus var derfor fra starten at beskrive komponenter i elsystemet (særligt transmissionssystemet) som f.eks. transformere, linjer osv. og ikke mindst deres topologiske sammenhæng. Med tiden er CIM blevet udvidet ganske betragteligt og dækker nu også f.eks. markedsaktiviteter og komponenter og processer specifikke for distributionssystemer. CIM er fra starten beskrevet som et UML klassediagram, hvilket gør det let at arbejde med set fra et implementeringsperspektiv. Endvidere gør det udvidelser relativt ukomplicerede da gængse UML værktøjer letter denne proces i forhold til at arve fra og danne relationer til allerede eksisterende klasser. CIM er beskrevet i tre forskellige standarder med forskellige områder: IEC med de grundlæggende CIM objekter, IEC med udvidelser inden for distribution, og IEC med markedsudvidelsen. Videreudviklingen af CIM skal ske i samarbejde med CIM Users Group ( som er et forum, hvor brugere, rådgivere og leverandører kan samarbejde og dele erfaringer omkring CIM standarderne for at fremme interoperabiliteten. Logical Nodes (LN) Logical Nodes (eller bare LNs) blev introduceret som en del af IEC standarden, men er ligesom CIM blevet udvidet flere gange. IEC var oprindeligt beregnet til kommunikation med udstyr i stationer, som f.eks. afbrydere og relæer. Filosofien i informationsmodellen er at fokusere på de enkelte enheder og modellere deres særlige karakteristika og funktionalitet. I forhold til CIM er der altså mindre fokus på sammenhænge mellem komponenter. LN-modellen er beskrevet som objekter, der i et vist omfang kan arve fra hinanden. Der har dog ikke fra starten været valgt et formaliseret sprog til at beskrive disse, så der er efterfølgende konstateret uhensigtsmæssigheder og overlap. Sidstnævnte er særligt opstået i forbindelse med udvidelser, hvor udvidelser ikke i fuldt omfang har genbrugt allerede definerede objekter. Grundlaget for LN-modellen er beskrevet i IEC , og udvidelser findes i separate standarder som f.eks. IEC for DER-enheder, og IEC for vindkraft. Harmonisering Som nævnt blev både CIM og LN-modellen oprindeligt skabt til ganske specifikke formål, men er begge siden blevet udvidet til at omfatte bredere anvendelsesområder. Det betyder, at der i dag er overlap mellem de to modeller og at der vil være en lang række anvendelsesscenarier, hvor begge modeller i princippet ville kunne bruges. Der foregår derfor en proces i IEC regi med det formål at harmonisere de to modeller. Denne proces er væsentlig og kan få indflydelse på hvornår hvilke standarder skal bruges og må derfor følges med opmærksomhed af de berørte aktører. 3.3 EU-mandat: M/490 EU Kommissionen har nedsat et mandat ved navn M/490. Formålet med dette mandat er bl.a. at udvikle nye og opdatere en række eksisterende standarder, som skal være med til at sikre interoperabilitet og muliggøre gennemførelsen af et smart Grid. Standardiseringsorganisationerne Cen, Cenelec og ETSI har nedsat Smart Grid Coordination Group, som har fået ansvaret for at udpege og udvikle disse standarder. Selve mandatet er delt op i fire arbejdsgrupper med hver sit fokusområde. 10

11 Vi har i vores arbejde navnlig fokuseret på arbejdet i first Set of Standards Team, markeret med rødt i organisationsdiagrammet for M/490 nedenfor. Figur 1. Organisering af M/490 First Set of Standards-arbejdsgruppen har blandt andet fået ansvaret for at identificere og pege på hvilke standarder, der skal arbejdes videre med i relation til smart grid. Særligt standarderne IEC 61850, IEC og IEC er i fokus. Disse standarder er særdeles relevante i forhold til en informationsmodel for et dansk smart grid. Vi har endvidere afdækket de anvendelsesscenarier (use cases), som M/490 arbejdsgruppen Process Team udvikler og opererer med. Disse anvendelsesscenarier er i rapporten benyttet til en validering af afgrænsning og rækkevidden i de generiske processer i elsystemet, som vi har defineret, og for hvilke vi peger på velegnede informationsmodeller. En beskrivelse af et anvendelsesscenarie baseret på M/490 er indeholdt i afsnit 6.3. Arbejdet under M/490 begyndte i januar 2011 og skal ifølge planen være færdigt inden udgangen af Flere af standarderne under First Set of Standard vil dog først være færdigudviklet efter deadline i Flere standarder, herunder IEC 61850, IEC og IEC 61970, er dog på et så fremskredent udviklingsstade, at vi vurderer, at de ikke vil undergå markante ændringer i den afsluttende proces. Der vil dog i de efterfølgende år løbende være behov for en videreudvikling af standarderne. Uanset dette, opfordrer vi til, at det videre arbejde med de relevante standarder i M/490 følges tæt for at sikre konsistens og sammenhæng i forhold til informationsmodellering i et dansk smart grid. En liste over standarder under First Set of Standards samt en tidsplan for udvikling af standarderne er vedlagt som bilag i afsnit Koncept for data og kommunikationsinfrastruktur til styring af elsystemet i 2025 DanGrid-arbejdsgruppe 22 har haft til opgave at fremkomme med et koncept for data og kommunikationsinfrastruktur til styring af elsystemet i Omdrejningspunkt for konceptet er en smart grid markedsbaseret mobilisering af ressourcer. Konceptet indebærer: 11

12 1. Mobilisering af fleksibelt forbrug i form af fleksibilitetsprodukter gennem aftaler med kommercielle aktører. 2. Etablering af et fællesmarked for DSO og TSO til aktivering af fleksibilitetsprodukter til såvel håndtering af flaskehalse som til effekt- og evt. frekvensregulering. 3. At der er peget på en klar rolle- og ansvarsfordeling i det kommercielle setup omkring fleksibilitetsprodukter 4. At de balanceansvarliges ansvar for at holde forbrugs- og/eller produktionsbalancen formaliseres i forhold til DSO og alle aftaler om fleksibilitetsprodukter (via DSO, TSO, etc.) går gennem BA. 5. Definition af en national funktion til fremme af gennemsigtigheden i aftaler om begrænsning i nettilslutning og fleksibilitetsprodukter søges øget mest muligt, gennem offentlig registrering af aftaler, godkendelser, servitutter, mv. mellem DSO/TSO og Forbrugere/Kraftværksejere I det foreslåede smart grid koncept vil flere af elsystemets nuværende aktører indgå, men der tilføjes en ny aktør en markedsplads som bl.a. skal sikre øget volumen i markedet for fleksibilitetsydelser. En oversigt over de centrale aktører i smart grid konceptet, er vist i figuren nedenfor. Markedsplads DSO BA TSO Andre kommercielle parter Aggregator Elhandler - Service provider Prosumers/DER Figur 2. Aktøroversigt i det anbefalede smart grid koncept Ovennævnte aktøroversigt benyttes gennem hele DanGrid 22-rapporten til at beskrive aftaleforhold og styringssignaler i det heri præsenterede smart grid koncept. For en mere udførlig gennemgang af de relevante aktørgrupper henvises til DanGrid 22-rapporten. Vi har som tidligere anført valgt ikke at bygge analysen af informationsmodeller på anvendelsesorienterede scenarier for forskellige produkter i elsystemet, men har i stedet valgt med udgangspunkt i den samme aktøroversigt at lægge fokus på de mere overordnede generiske processer i elsystemet. 12

13 Overføres aktøroversigten fra DanGrid 22-rapporten til en informationsmodel kontekst, kan det illustreres på følgende måde: Figur 3. Aktøroversigt i det anbefalede smart grid koncept perspektiveret med de to grundlæggende informationsmodeller 13

14 4. Generiske processer I det følgende gennemgås en række generiske processer, som indgår i elsystemet, både i det nuværende og det fremtidige elsystem. Processerne er så generiske, at de med stor sandsynlighed vil dække alle konkrete implementeringer i det fremtidige system. Den største forskel mellem det nuværende system og det fremtidige vil være hvem der er involveret i hvilke processer, og udbredelsen af processerne i forhold til f.eks. transmission eller distribution. Processerne er knyttet til forskellige procesfaser i den løbende drift af elsystemet. Disse er inddelt og beskrevet på forskellig måde i forskellige sammenhænge men de grundlæggende træk er de samme, startende med en struktureringsfase, over planlægning, til handel, drift, måling og endelig afregning. Nedenfor er listet den inddeling vi har valgt at tage udgangspunkt i, med omtrentlig indplacering på en tidslinje: Figur 4. Illustration af generiske processer på en tidslinje. Processernes indhold 1 kan kort beskrives som: Strukturering. Her lægges den overordnede struktur for systemet, herunder definitioner af aktører og rollefordeling mellem disse. Planlægning. Udmøntning af den overordnede struktur i konkrete aktiviteter, f.eks. planlægning af markeder og net. Aftaler. Aktørerne indgår aftaler med hinanden, ofte med henblik på efterfølgende aktivering. Aftaler kan f.eks. være aftaler om markedsadgang, levering af systemydelser eller aftaler om netkapacitet. Prognoser. Aktørerne orienterer hinanden om deres forventede aktivitet. Det kan f.eks. være en produktionsbalanceansvarlig der indmelder en køreplan til TSO, eller en DSO der udmelder en prognose for ledig netkapacitet. Aktivering. Omsætning af intentioner til konkrete fysiske hændelser. F.eks. aktivering af regulerkraft hos en balanceansvarlig aktør, eller afgivelse af et styresignal til styring af reaktiv effekt på en komponent. 1 Procesfaserne er tidsmæssigt overlappende, hvilket betyder, at der er mulighed for et samspil imellem dem. F.eks. kan aftaler lægges til grund for Planlægning, og opgaver under Planlægning kan indgå i Aftaler. 14

15 Måling. Registrering af omfanget af levering af en given ydelse med henblik på efterfølgende afregning. Måling er i denne rapports sammenhæng om formidling af data imellem forskellige aktører i elsektoren afgrænset til målinger, der skal udveksles imellem aktører, dvs. primært afregningsmålinger, og omfatter dermed ikke f.eks. netselskabets interne driftsmålinger. Afregning. Udligning af økonomisk mellemværende mellem aktører, oftest opstået som følge af en aktivering af en given ydelse. I de efterfølgende afsnit er hver proces beskrevet i flere detaljer, med fokus på informationsudveksling mellem de involverede aktører. Dog indgår processerne Strukturering og Planlægning ikke i den videre behandling, idet disse processer på nuværende tidspunkt primært foregår internt og ikke typisk involverer informationsudveksling mellem mange aktører. På sigt må det dog forventes, at aftaler eventuelt skal indgå i den detaljerede netplanlægning hos DSO, og informationer derfor skal kunne udveksles imellem processerne Planlægning og Aftaler. På nuværende tidspunkt er det hverken muligt, meningsfuldt eller værdiskabende at prøve at opstille generelle informationsmodeller for dette. Hver proces beskrives i henhold til følgende skabelon: Kort beskrivelse. En forklaring af hvorledes processen indgår i elsystemet. Der skelnes mellem det nuværende system og den forventede udvikling i fremtidens elsystem. Aktørliste. Aktører der indgår i processen i dag, og forventeligt vil indgå i processen i fremtiden. Listen skal opfattes som eksempler, idet vi mener, at et forsøg på at opstille en udtømmende liste umuligt vil kunne dække alle tænkelige scenarier for udviklingen. Information. Her beskrives informationsudveksling mellem de involverede aktører og der peges på egnede informationsmodel(ler). Anbefaling. Anbefaling af udvikling inden for anvendelse af informationsmodeller, med udgangspunkt i den nuværende situation, og under hensyntagen til den forventede udvikling og anvendelse af processen i fremtidens elsystem. 4.1 Aftaler Aftaler Prognoser Aktivering Måling Afregning I DanGrid 22-rapporten er beskrevet det forventede overordnede set-up omkring markedsplads og indgåelse af aftaler imellem TSO/DSO og BA/aggregatorer. Der er som udgangspunkt ikke tænkt på et marked, hvor der skabes priskryds i øjeblikssituationen, men derimod som et sted, hvor parterne kan finde hinanden og indgå aftaler om fleksibilitetsydelser. Dette omfatter både at definere/beskrive den fleksibilitetsydelse, der skal leveres, og at beskrive det tilhørende verificerings- og afregnings-set-up. Beskrivelsen af markedspladsen er således på et meget overordnet og generelt niveau på nuværende tidspunkt. I DanGrid 22-rapporten, afsnit 4.4 Omstilling i branchen (evolution, ikke revolution) er skitseret udviklingsstadierne frem mod at få modnet en sådan markedsplads. Det må derfor forudsættes og forventes, at alle aftaler om fleksibilitet i de første mange år indtil en sådan markedsplads er etableret og institutionaliseret med et klart regelsæt primært indgås bilateralt imellem parterne på baggrund af individuelle udbud og/eller forhandlinger. Det er således hverken muligt, meningsfyldt eller værdiskabende på nuværende tidspunkt at prøve at opstille en generel informationsmodel for sådanne forhandlinger. 15

16 Det antages derfor som en helt generel forudsætning for de nedenfor beskrevne processer i de følgende afsnit, at der er indgået relevante juridiske aftaler, herunder kommercielle aftaler imellem de involverede parter. Disse aftaler skal specificere den garanterede fleksibilitetsydelse. Disse forhold er altså ikke genstand for behandling i nærværende rapport, og der bliver følgelig ikke opstillet en informationsmodel for disse aftaler. På længere sigt når markedspladsen for fleksibilitetsprodukter er institutionaliseret i tilstrækkelig grad bør det overvejes, hvorvidt manuelt forhandlede papirkontrakter i første omgang kan konverteres i henhold til EDI-standarder og måske på sigt præsenteres og kommunikeres via en CIM-baseret informationsmodel. 4.2 Prognoser Aftaler Prognoser Aktivering Måling Afregning Kort beskrivelse. Prognoser benyttes i det nuværende elsystem til afstemning af forventninger for elforbrug og mulig elproduktion imellem to eller flere aktører. På baggrund af forventninger i form af prognoser aktiveres forbrug eller produktion som beskrevet i efterfølgende afsnit 4.3. I figur 4 er angivet placering af prognoser i en tidsmæssig sammenhæng. En forbrugsprognose benyttes i elsystemet til at informere relevante aktører om forventningerne til forbruget i et specifikt område og dermed opgøre behovet for elleverance til området i en bestemt periode med en aftalt tidsopløsning. En produktionsprognose benyttes til at informere relevante aktører om forventet produktion fra et anlæg i en specifik periode med en aftalt tidsopløsning. I et fremtidigt scenarie med en væsentlig større andel af varierende produktionskapacitet såsom vind og solbaseret produktion forventes kravene til præcision på prognoser for produktion at øges for at kunne opretholde balance i det fremtidige elsystem. Det samme forventes at gælde til en mere præcis prognose for forbrug. Tidsperiode for prognoser forventes generelt at skulle have en finere granularitet end den, der benyttes i dag. Samtidig må der også forventes en geografisk finere opløsning for prognoser. Såfremt forskellige anlæg har fleksibilitetsmuligheder, kan disse også synliggøres via en prognose for disse fleksibilitetsmuligheder. Aktørliste. I frembringelsen af en prognose kan indgå følgende aktører: TSO, DSO, BA, Aggregatorer samt DER enheder. Typisk vil TSO og BA aktører udveksle information om behov og muligheder via en markedsplads og indmelding af planer for længere perioder (iht. Markedsforskrift F: Planhåndtering i det danske elmarked). En BA aktør kan have en eller flere af følgende roller: 1. Produktionsbalanceansvarlig aktør, som har ansvaret for fysiske handler og en eller flere elproducerende enheder. 2. Forbrugsbalanceansvarlig aktør, som har ansvaret for fysiske handler samt alle typer forbrug i balanceområdet, herunder regulerbart forbrug og nettab. 3. Handelsbalanceansvarlig aktør, som har ansvaret for fysisk handel. En DSO og en BA kan f.eks. med korte tidshorisonter udveksle prognoser for f.eks. spændingsstabiliserende ydelser (reaktiv effekt), eller prognoser for flaskehalshåndteringsydelser (aktiv effekt) via behovsplaner for nettet, hhv. via ledig kapacitet (aktiv eller reaktiv) på DER-enheder. I et fremtidigt elsystem forventes det på sigt, at aktører på Aggregator og DER niveau ligeledes vil tage del i opbygning og kommunikation af prognoser. 16

17 Information. I henhold til Energinet.dk s Markedsforskrift F er der følgende krav til aktørerne omkring udveksling af information (såkaldte aktørplaner): En aktør kan varetage en eller flere af rollerne produktionsbalanceansvarlig, forbrugsbalanceansvarlig og handelsbalanceansvarlig. Indholdet af den samlede aktørplan afhænger derfor af de roller, som aktøren varetager. Følgende indhold er krævet i det nuværende elsystem. 1. For en produktionsbalanceanvarlig skal en aktørplan indeholde særskilte energiplaner for elproduktion, opdelt i almindelig produktion og regulerbar produktion (=fleksibilitetsmulighed) samt planer for indgåede handler. 2. For en forbrugsbalanceanvarlig skal en aktørplan indeholde planer for indgåede handler og kan eventuelt indeholde særskilte energiplaner for elforbrug, opdelt i regulerbart forbrug og ikke regulerbart forbrug. 3. For en handelsbalanceanvarlig skal en aktørplan indeholde energiplaner for indgåede handler med godkendte aktører i det danske marked. I et fremtidigt scenarie forventes ovennævnte krav til opgørelse af forbrug og produktion at blive udvidet med krav til Aggregatorer og DER-enheder, da kravene til fleksibilitet og granularitet forventes at blive øget. Anbefaling. I det nuværende elsystem udveksles prognoser som nævnt primært mellem TSO og BA. Hertil benyttes XML baserede telegrammer iht.energinet.dk's markedsforskrift F med bilag. I et fremtidigt elsystem, hvor prognoser sandsynligvis skal udveksles oftere og mellem mange flere enheder, anbefales det at bevæge sig mod brugen af CIM. Dette vil særligt gælde for nye anvendelser, idet gevinsten ved en konvertering til CIM på eksisterende anvendelser skal sammenholdes med implementeringsomkostningerne. 4.3 Aktivering Aftaler Prognoser Aktivering Måling Afregning Aktivering indebærer overordnet set at en fysisk ressource foretager en handling på foranledning af en aktør. Dette er en meget bred definition, som kan indeholde en række forskellige konkrete muligheder for at aktivere ressourcer. Vi har identificeret tre typer af aktivering, som vi samlet set mener er dækkende for både det nuværende og det fremtidige elsystem. De behandles i detaljer i følgende underafsnit, men introduceres kort her: Budbaseret handel. Aktiveringen sker ved at acceptere et bud fra en aktør (forinden må aktøren naturligvis have afgivet et bud). Denne form for aktivering er kendetegnet ved at aftalen om pris for aktiveringen og eventuel mængdeangivelse foretages samtidigt med aktiveringen i en integreret proces, nemlig accept af et bud. Prissignal. Aktiveringen sker ved, at en aktør offentliggør den pris han er villig til at betale for at modtage en given ydelse. Andre aktører kan vælge at levere ydelsen hvis de finder prisen attraktiv. Principielt er der tale om, at en aktør offentliggør et (købs)bud, som andre aktører accepterer ved at levere ydelsen. I modsætning til budbaseret handel indebærer accepten af bud altså ikke nogen informationsudveksling. Hermed er aktiveringen af ydelsen ikke knyttet sammen med en konkret mængdeangivelse for ydelsen, hvilket betyder, at aktøren ikke ved hvor meget eller hvor lidt der bliver leveret af ydelsen førend bagefter. Styring. Aktivering sker ved, at en aktør sender besked om aktivering: 17

18 o o enten til en anden aktør (aktivering via indirekte styring) eller direkte til en ressource (aktivering via direkte styring) Forinden er der truffet aftaler, som gør, at den afsendende aktør som udgangspunkt kan forvente, at aktiveringen efterleves, herunder evt. aftale om betaling for ydelsen. Afhængig af karakteren af denne proces vil der ofte også forinden være indhentet målinger af den pågældende ressources status (ikke at forveksle med afregningsmålinger). I modsætning til både budbaseret handel og prissignal er denne form for aktivering helt afkoblet fra prissætning. Figur 5. Principperne i de tre typer af aktivering: Bud-baseret handel, prissignal og styring. Bud-baseret handel (afgive+aktivere bud) Kort beskrivelse. Som nævnt er den bud-baserede handel kendetegnet ved, at aktivering foregår i en integreret proces, hvor prisen fastsættes sammen med aktiveringen gennem afgivelse og accept af bud. Et eksempel på anvendelse af denne form for aktivering er regulerkraftmarkedet hvor balanceansvarlige aktører kan afgive bud til TSO en, som efterfølgende accepterer budene i det omfang, der er behov for op- eller nedregulering. Fysisk er der i dette tilfælde tale om, at den balanceansvarlige hhv. sælger energi til eller køber energi hos TSO en, så pilen benævnt Leverance i Figur 5 skal fortolkes som leverance af en reguleringsydelse fra den balanceansvarlige til TSO en, hvad enten den indebærer fysisk flow af energi den ene eller den anden vej. Det væsentlige i forhold til kommunikationsflowet er, at reguleringen sker på foranledning af TSO en, ved at TSO en accepterer et bud. I fremtidens elsystem forventes det, at en række nye ydelser vil blive handlet på nye markedspladser, som beskrevet i DanGrid 22-rapporten. Aktiveringen af disse ydelser kan foregå med bud-baseret handel eller foregå som styring baseret på aftaler. Aktørliste. Jævnfør den foregående beskrivelse er de to typisk forekommende aktører i dagens elsystem TSO og BA. I fremtiden er det imidlertid sandsynligt, at denne form for aktivering også vil blive brugt dels mellem DSO og BA, men også blandt kommercielle aktører som BA og aggregator, og måske endda helt ned til DER niveau via elektroniske markedskoncepter. Information. Processen indeholder to trin, som hver især har forskelligt indhold. Første trin, afgivelsen af bud, skal indeholde information om den ydelse der tilbydes og til hvilken pris. Det er vigtigt, at buddet giver modtageren mulighed for at vælge de rigtige bud, hvilket indebærer, at den ydelse der leveres skal være velbeskrevet hvad angår f.eks. mængde (f.eks. hvor mange MW), fysisk lokation (f.eks. netområde 3241), og en beskrivelse af det tidsmæssige forløb (f.eks. leveret fra kl til kl ). Det vil afhænge af den konkrete ydelse hvilke egenskaber ved ydelsen der er relevante at informere om i buddet. Endvidere kan dele af denne information være fastlåst tidligere i aftaleprocessen, og derfor ikke nødvendig at kommunikere igen. 18

19 Det andet trin, accepten af buddet, vil ofte indeholde væsentligt mindre information end selve buddet. Ofte vil en entydig reference til buddet være nok, men i det tilfælde at f.eks. delvis accept af buddet er muligt, må sådan information nødvendigvis indgå i accepten. Principielt kan der altså være behov for, at stort set alle de egenskaber for ydelsen, der var indeholdt i buddet også kan indeholdes i accepten, i det omfang den accepterende aktør ønsker at ændre indholdet af disse. I forhold til IEC standarder indeholdes information som ovenfor beskrevet godt i CIM, da denne f.eks. kan rumme oplysninger om nettopologi og generel markedsaktivitet. Anbefaling. I dag foregår bud-baseret handel i Danmark primært mellem TSO og BA. Hertil benyttes EDI-beskeder i henhold til Energinet.dk s forskrift F med bilag. Fremadrettet bør det tilstræbes at harmonisere dette mod anvendelse af internationale standarder for informationsmodeller, konkret CIM. For de eksisterende markedspladser, hvor EDI-beskederne i dag løser opgaven, kan det være en udfordring at foretage dette skift, og gevinsten herved vil på kort sigt formodentlig være begrænset sammenholdt med omkostningerne til at foretage et skift. Men særligt ved etablering af nye markedspladser for nye ydelser vil det være oplagt at benytte de internationale informationsmodeller. I takt med at eksisterende markeder på lang sigt i stadig større grad åbnes for grænseoverskridende handel vil gevinsten ved overgang til CIM også på disse markeder sandsynligvis kunne retfærdiggøre harmonisering i retning mod CIM. Prissignal Kort beskrivelse. Aktivering via prissignal fungerer ved, at en aktør offentliggør en pris for en given ydelse eller produkt, hvorefter andre aktører kan vælge at levere ydelsen eller produktet uden forudgående orientering. I det nuværende elsystem findes prissignaler ikke i en form som kan betragtes som egentlig aktivering, men f.eks. kan timeafregnede elkunder modtage en spot-pris med henblik på at placere elforbruget i de billigste timer. Et andet eksempel er nettariffer, der i princippet kan betragtes som et prissignal, hvor en DSO offentliggør en transport-pris for at forbruge en given energimængde på en given lokation (netområde). Da disse tariffer i det nuværende system er statiske, er det diskutabelt, hvorvidt det kan kategoriseres som en aktivering. I fremtidens elsystem kan der imidlertid være tale om væsentligt mere dynamiske prissignaler, f.eks. med 5-minutters opløsning, hvor variationer i prissignalet kan have en væsentlig indflydelse på en aktørs adfærd. Som eksempel kan nævnes demonstrationsprojekterne EcoGrid EU og FlexPower, hvor der eksperimenteres med energipriser med 5-minutters opløsning, eller eflex hvor der eksperimenteres med nettariffer, der varierer over døgnet efter en treledstarif. Bemærk at de dynamiske prissignaler kan omfatte både energi-transporten (nettariffen) og selve energiforbruget (energiprisen), og at den samlede pris for et energiforbrug er summen af disse to. Bemærk også, at der kan opstå utilsigtede krydskoblinger imellem markeder for transport og for energi, såfremt nettariffer ændres dynamisk, efter at der er indgået energihandler. Det bemærkes i øvrigt også her, at Leverance i henhold til Figur 5 skal betragtes som den reaktion den pågældende aktør foretager på baggrund af det samlede prissignal, og altså ikke siger noget om hvilken vej f.eks. energi flyder. I tilfældet med en 5-minutters energipris betyder det, at Leverancen f.eks. enten kan være øget eller reduceret forbrug, men i begge tilfælde er leverancen fra modtageren af prissignalet til afsenderen. Aktørliste. Som nævnt findes i det nuværende elsystem kun begrænset brug af prissignaler til egentlig aktivering. I fremtidens elsystem vil det ofte være TSO eller DSO der kan udsende prissignaler, f.eks. for hhv. balanceringsenergi og eventuelt også dynamiske nettariffer. Disse prissignaler vil da modtages af enten BA, aggregatorer, eller individuelle DER. En anden mulighed er at f.eks. en aggregator bruger prissignaler til porteføljekontrol, hvor det vil være individuelle DER enheder der modtager og reagerer på prissignalerne. 19

20 Information. Prissignalet kan principielt opfattes som et bud, og vil i informationssammenhæng have mange fællestræk med egentlige bud som beskrevet i afsnit 0. Derudover vil et prissignal ofte indeholde priser, der rækker frem i tid, hvorved et signal med tidslig udstrækning dannes og ikke bare et øjebliksbillede. Som for egentlige bud vil CIM være et naturligt valg af informationsmodel. I FlexPower projektet arbejdes for indeværende med at udvikle en informationsmodel, der kan bruges i forbindelse med overførsel af prissignaler, kaldet FlexPrice. På nuværende tidspunkt er det uvist, hvorvidt denne informationsmodel kan rummes i CIM, eller om der på sigt skal arbejdes for at udvide CIM med de nødvendige objekter eller attributter. Anbefaling. Da brugen af prissignaler til aktivering i dag er ret begrænset, og desuden ofte overføres manuelt, vil det være naturligt fra starten at lægge sig op ad CIM. Det er derfor vigtigt, når de første implementeringer evt. finder sted, at være opmærksom på denne problemstilling. Da prissignaler potentielt vil kunne modtages af DER-enheder er der stort behov for en standardiseret tilgang, der går på tværs af landegrænser. Tilsvarende er det vigtigt, at initiativer som f.eks. FlexPrice i størst muligt omfang tager udgangspunkt i eksisterende informationsmodeller, og aktivt arbejder for at bringe eventuelle mangler tilbage til standardiseringsprocessen med henblik på opdatering af standarden. Styring Vi skelner i det følgende mellem direkte og indirekte styring. Ved direkte styring forstås en aktørs styring af en DER-enhed uden involvering af andre aktører. Ved indirekte styring forstås, at en aktør sender besked om aktivering til en anden aktør med henblik på at sidstnævnte aktør gennemfører aktiveringen Indirekte styring Kort beskrivelse. Elsystemets opbygning gør, at der er visse områder som i dag er kritiske at kunne styre og overvåge. Hvis vi ser på to centrale aktører i elsystemet, TSO og DSO. så er der i dag et langt større behov for styring på TSO-niveau end der er på DSO-niveau. Det skyldes, at TSO en har ansvaret for elsystemets stabilitet og derfor et større behov for at kunne lave styringen for at stabilisere frekvensen. Derudover opererer TSO en på et højere spændings-/systemniveau, der gør, at hvis der sker en fejl, så har det konsekvenser for langt flere forbrugere, end på DSO-niveau. Derfor har de i dag et større behov for styring. I et intelligent elsystem forventes behovet for styring at blive større og involvere flere aktører. Aktørliste. De involverede aktører er TSO, DSO, markedsplads, BA, og aggregatorer Information. De involverede aktører skal kunne udveksle informationer om geografi, mængder såsom MW og Mvar, køreplaner, kapacitetsbegrænsninger mv. Anbefaling. I dag benyttes primært manuelle processer til at udføre indirekte styring. I et intelligent elsystem vil det være velegnet at benytte CIM Direkte styring Kort beskrivelse. Elsystemet i dag indebærer allerede en del styring og overvågning, specielt på transmissionsniveau. Fremover forventes et markant øget styringsbehov på distributionsniveau. Det vurderes, at der i de kommende år vil blive udrullet en stor mængde fleksible forbrugs- og produktionsenheder i distributionsnettet i form af elbiler, varmepumper, solcelleanlæg osv. Ved direkte styring af disse enheder vil muligheden for benyttelse af DER-enhederne i styring af drift og stabilitet i et intelligent elsystem kunne realiseres. Aktørliste. De involverede aktører er TSO, DSO, aggregatorer og DER-enheder. 20