Endelig rapport efter høring 12. september 2012

Transkript

1 Delrapport Arbejdsgruppe 22 Endelig rapport efter høring 12. september 2012 Arbejdsgruppe 22 mål har været at udarbejde et fælles branchekoncept til styring af elsystemet i 2025 og beskrive, hvilke tekniske løsninger "byggeklodser," der er behov for i det sammenhængende elsystem. Gruppens handlingsplan skal have vægt på, hvilke nødvendige tekniske behov, der opstår i takt med, at elsystemet udvikles mod 2025 og videre. Senest redigeret:

2 Indholdsfortegnelse 1. Resume Arbejdsgruppens kommissorium Afgrænsning Definitioner og anvendte forkortelser Indledning Fordele ved Smart Grid som muligt valg for DSO og TSO Spildte investeringer hvis ikke vi kommer i gang Løsning i internationalt udsyn Overordnet konceptbeskrivelse Hvorfor DSO markedsplads og marked for aktivering af ressourcer Hvorfor er mobilisering af ressourcer og koordinering mellem DSO- og TSO? Konceptet ved spændingsregulering og ikke-normale driftssituationer Konceptets rammebetingelser Konceptets elementer i processen for styringen af elsystemet Koncept for mobilisering og aktivering af fleksible ressourcer Beskrivelse af roller og ansvar Hvordan kommer vi derhen? Udløsende faktorer Fleksibilitet i udrulningen Vejen til markedsmæssige løsninger for DSO Omstilling i branchen (evolution, ikke revolusion) Milepælsplan Appendiks A Arbejdsgruppens kommissorium Appendiks B Detaljeret konceptbeskrivelse Appendiks C Detaljeret beskrivelse af produkter Appendiks D Aktørernes roller og ansvar Appendiks E Ikke-normale driftstilstande Appendiks F Systemydelser og -tjenester Appendiks G Styringsformer og principper Appendiks H Henvisninger

3 1. Resume I denne rapport beskriver Dangrid-arbejdsgruppen for delanbefaling 22 fra Ministerens Smart Grid Netværk den fælles vision for et fremtidigt koncept for styring af elsystemet i Danmark. Arbejdsgruppen anbefaler, at der arbejdes for etablering af et koncept for Smart Grid med størst mulig inddragelse af kommercielle aktører og mobilisering af fleksible distribuerede ressourcer hos private aktører med elforbrug og/eller elproduktion. Konceptet skal ses som en forlængelse af det eksisterende markedsdesign, hvor centrale og decentrale kraftværker og større forbrugsenheder i dag bidrager med systemydelser og -tjenester for at styre og balancere elsystemet. Udfordringen med balancering, styring af elsystemet og øget belastning af elnettet stiger frem mod 2025 og vil i stigende grad også berøre distributionsnettet med afledte konsekvenser for systemet som helhed. Derfor er der behov for at få aktiveret ressourcer på alle niveauer. Det er et koncept, hvor alle aktører får en økonomisk fordel. Kunderne får mulighed for at få rabat på elregningen ved at bidrage med fleksibelt forbrug (eller produktion), de kommercielle aktører tjener på at være mæglere i forhold til TSO og DSO, som i en nær fremtid vil have interesse i at købe sig til yderligere fleksibilitet i forbrug og produktion. Og TSO og DSO kan opnå økonomiske fordele ved at sætte forbrugernes og de decentrale kraftværkers fleksibilitet i spil. I denne rapport grupperes elsystemets aktører generelt i private aktører, kommercielle aktører og DSO/TSO. Med DSO og TSO forstås monopolaktiviteterne for henholdsvis elsystemoperatører for distributionsnettene og for transmissionsnettet i den danske kontekst er dette henholdsvis netvirksomhederne og Energinet.dk. Ved kommercielle aktører forstås aktører, der ikke er reguleret som monopolvirksomheder, typisk balanceansvarlige, elhandlere og aggregatorer. De private aktører er små og store forbrugere, industrielle forbrugere og elproducenter. Konceptet i rapporten er baseret på en forventning om, at netvirksomhederne har samme ansvar, men en større opgave med at overvåge, måle og aktivt styre elnettet på distributionsniveau. For at opnå en økonomisk, effektiv udnyttelse og udbygning af fremtidens elnet anbefaler arbejdsgruppen, at der etableres en ny markedsplads som en platform, hvor balanceansvarlige og aggregatorer kan sælge ydelser til DSO og TSO. Fleksibilitetsydelserne skal ses som alternativ til en traditionel netforstærkning, hvilket tidligere er dokumenteret samfundsøkonomisk dyrere end Smart Grid-løsninger. Konceptet respekterer samtidig implementeringen af engrosmodellen, hvor kontakten mellem slutkunde og netvirksomhed indskrænkes, og kundens engrosydelser fremadrettet skal handles via elhandler eller anden kommerciel part. Denne rapport beskriver et Smart Grid koncept for, hvordan de i dag uudnyttede og potentielt billigere ressourcer, det vil sige fleksibelt elforbrug og elproduktion, kan sættes i spil gennem markeder eller direkte, hvor det er samfundsøkonomisk hensigtsmæssigt. Konceptet skaber rammerne for, at alle de involverede aktører (forbrugere, kraftværksejere, balanceansvarlige, elhandlere, DSO, TSO og andre nye aktører) kan skabe mér-værdi alene på grund af, at der kan aktiveres en i dag uudnyttet ressource, nemlig fleksibilitet i forbrug og produktion fra selv små forbrugere. Konceptet forsøger ikke at afdække ethvert teknisk behov for at drive et markedsbaseret elsystemet med 50 procent vindkraft, men konceptet fokuserer på mobilisering af nye fleksible ressourcer til gavn for kapacitets- og spændingsudfordringen i distributionsnettene, styring af var-flow mellem spændingsniveauer og balanceudfordringen i eltransmissionssystemet. 3

4 I arbejdet med konceptet har arbejdsgruppen haft fokus på: 1. Synergier og samfundsøkonomi. a. At nyttiggøre at samme ressource kan bruges til flere formål. b. Sikre at det er de samfundsøkonomisk bedste løsninger der bliver valgt. c. Anvendelse af fælles standardiserede datakommunikationssnit som deles af flere aktører. 2. Fleksibilitet i udrulningen af Smart Grid. a. Udrulning efter behov. b. Mest mulig fleksibilitet for udvikling af kommercielle forretninger. c. Trinvis udrulning som følge af nødvendig omstilling i branchen. 3. Robusthed i elsystemets drift. a. Fremtidssikring af koncept og løsninger, så investeringer er robuste overfor ændring i forudsætninger og rammebetingelser. b. Spredning af risiko og konsekvenser ved fejl eller andre hændelser. 4. Koordineret IT-sikkerhed. a. Rollebaseret adgang til data og styring. b. Sikre digitale nøgler og certifikater til identifikation og sikring af fortrolighed. Hovedresultaterne fra arbejdet er således et koncept hvor: 1. Mobilisering af fleksibelt forbrug og produktion i form af fleksibilitetsprodukter gennem aftaler med kommercielle aktører. 2. Etablering af et fællesmarked for DSO til aktivering af fleksibilitetsprodukter til såvel håndtering af flaskehalse som koordineres med de internationale TSO markeder for effekt og evt. frekvensregulering. 3. Der er peget på en klar rolle- og ansvarsfordeling i det kommercielle setup omkring fleksibilitetsprodukter. 4. De balanceansvarliges ansvar for at holde forbrugs- og/eller produktionsbalancen formaliseres i forhold til DSO, så alle aftaler om fleksibilitetsprodukter (via DSO, TSO, etc.) koordineres med de balanceansvarlige. 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. 6. Behov for formalisering af ikke-normaldriftstilstande i forhold til DSO drift. 7. Behov for mere og bedre måling før etablering af markeder på DSO-niveau er mulig. Dette gælder driftsmålinger i elnettet og måling til afregningsformål. Herudover er der identificeret nogle særlige områder, der kræver yderligere arbejde blandt andet: 1. Konkretisering af rammer og hvordan DER skal kunne hjælpe DSO og TSO med deres behov for regulering af Mvar og Volt. 2. Konkretisering af rammer og hvordan DER skal kunne hjælpe DSO og TSO i ikke-normalt driftssituationer (skærpet drift, nøddrift og blackout). Der er enighed om, at standardiseret og sikker datakommunikation mellem alle elsystemets parter er en hjørnesten for at få Smart Grid til at fungere. Det er ikke afklaret, om DSO altid bør kommunikere med DER via kommercielle aktører eller have valgfrihed til selv at vælge kommunikationskanal. 4

5 1.1 Arbejdsgruppens kommissorium Dansk Energi og Energinet.dk har nedsat denne arbejdsgruppe til at gennemføre aktiviteten Dansk koncept for data- og kommunikationsinfrastruktur. Opgaven er direkte afledt af Ministerens Smart Grid Netværks delanbefaling 22 Handlingsplan for udrulning af et harmoniseret koncept for data- og kommunikationsinfrastruktur til styring af elsystemet i Arbejdsgruppens bidrag er et delbidrag til de 35 anbefalinger fra Ministerens Smart Grid Netværk. Figur 1 viser de 35 anbefalinger: forhold til udløsende faktorer og beskrivelse af roller og ansvar. Gruppens arbejde skal indledningsvis skitsere og konkretisere elbranchens rollefordeling i fremtidens styringskoncept for elsystemet. Grupx x Figur 1: De 35 anbefalinger fra Ministerens Smart Grid Netværk Arbejdsgruppen arbejder under et kommissorium fra en fælles styregruppe med arbejdsgrupper for delanbefaling 23 og 24 under Dansk Energi og Energinet.dk. Delanbefaling 23 arbejder med en fælles informationsmodel og delanbefaling 24 med et roadmap for udrulning af Smart Grid. Arbejdsgruppens leverancer for delanbefaling 22 er: Dansk koncept for styring af fremtidens elsystem. Der skal udarbejdes en beskrivelse af fleksibilitet i implementering, mulig skalering og udrulning af konceptet. Overordnet leveres til delanbefaling 24 et billede af rækkefølgen af initiativer, tidsplan i 5

6 pen skal sammen med delanbefaling 23 sammenholde det danske koncept med rolledefinitioner og use cases i EU M/490. Fremtidigt koncept for data- og kommunikationsinfrastruktur for det danske elsystem. Konceptet skal blandt andet adressere følgende: - Vertikal styring mellem spændingsniveauer og horisontal styring mellem ressourcer på de enkelte niveauer. - Hvordan elsystemet dels skal sikre optimal og mest mulig markedsintegration af elproduktion og elforbrug samtidig med, at ressourcerne også gøres teknisk regulerbare for elsystemet gennem standardiserede og åbne kommunikations- og it-systemer. - Sikring af, at produktions- og forbrugsenheders egenskaber nyttiggøres til størst mulig samfundsøkonomisk nytte. Der skal udarbejdes en rapport med beskrivelse af konceptet samt roadmap og handlingsplan for udrulning. Arbejdsgruppe 22 skal udarbejde konceptet for styring af elsystemet i 2025 og beskrive, hvilke tekniske løsninger "byggeklodser" der er behov for i det sammenhængende elsystem. Gruppens handlingsplan skal have vægt på, hvilke nødvendige tekniske behov der opstår i takt med, at elsystemet udvikles mod 2025 og videre. Arbejdsgruppen har forudsat, at rammebetingelserne for de regulerede monopol selskaber (DSO/TSO) og for de kommercielle aktører er samfundsøkonomisk optimale i forhold til udrulning af Smart Grid i Danmark. Dette betyder, at nuværende rammebetingelser i arbejdet har været sekundære i forhold til drøftelse af den samfundsøkonomiske optimale løsning. Arbejdsgruppen har også forudsat en fastholdelse af nuværende forsyningssikkerhed og leveringskvalitet til elkunden. Forsyningssikkerhed betyder i denne sammenhæng at sikre, at der fortsat er tilstrækkelig energireserver til at opretholde forsyningen til at balancere forbrug og produktion. Fastholde leveringskvaliteten til elkunderne betyder, at elnettet drives stabilt med god spændingskvalitet og et minimum antal afbrud af forsyningen til de enkelte elkunder. Det er centralt at DSO ernes selskabsøkonomiske rammer tilpasses, så de understøtter de samfundsøkonomisk mest rentable løsninger. Dette betyder blandt andet, at DSO'ernes rammer skal tilpasses, så de har mulighed for at påtage sig nye omkostninger for at samfundet kan spare på den lange bane ved hjælp af Smart Grid. Dette gælder fx investering i måleudstyr eller oprettelse af et DSO-marked for at kunne aktivere fleksible ressourcer, som kan være med til at udskyde netforstærkninger (som beskrevet i rapporterne Smart Grid i Danmark ). 1.2 Afgrænsning Rapporten vil ikke behandle eller anbefale, hvordan finansieringen af meromkostningen til udrulning af Smart Grid løsninger kan ske, herunder i hvilken grad de eksisterende indtægtsrammer er tilstrækkelige. I stedet henvises til delanbefaling 5 i Ministerens Hovedrapport fra Smart Grid netværket, som omhandler ny regulering, der tilskynder netvirksomhederne til at gennemføre nødvendige investeringer i Smart Grid. 6

7 1.3 Definitioner og anvendte forkortelser Private aktører: Erhverv og private elkunder, der har ressourcer, som kan tilbyde fleksibilitet i forhold til elsystemet. Disse er leverandører/udbydere af fleksibilitet. - Prosumer: Små elkunder med forbrug og produktion tilsluttet distributionsnettet. Tilsluttet under 1 kv. De kan fx eje solceller, varmepumpe, elpatron, elbil, som kan tilbyde fleksibilitet til elsystemet. - DER: Distribuerede energiressourcer, både elforbrug og elproduktion tilsluttet under 100 kv, men over 1kV. - DG: Distributed Generattion, det vil sige decentral produktion (kraftvarme, vindkraft, solkraft, mv.) tilsluttet under 100 kv. - CG: Central produktion (kraftvarme eller vindkraft), tilsluttet over 100 kv (ejer af fleksibilitetsressource). Kommercielle aktører: Professionelle mæglere og mellemhandlere af fleksibilitet i elsystemet. De opererer på kommercielle vilkår og har ingen naturlige monopol. - BA: Balanceansvarlige (Forbrugs- eller Produktionsbalanceansvarlig). - Nye kommercielle aktører: Forventede aktive roller i elmarkederne, som har aftale om styring af DER og Prosumer ressourcer. Disse forventes især at være aktive i forhold til Prosumers. Disse kan være aggregatorer, nye typer elhandlere (fx varehuse, etc.). Systemoperatører: Monopolaktiviteterne for henholdsvis elsystemoperatører for distributionsnettene og for transmissionsnettet i den danske kontekst er dette hhv. netvirksomhederne og Energinet.dk. DSO/TSO er efterspørgere af fleksibilitet til elsystemet. - DSO: Distributionssystemoperatør. - TSO: Transmissionssystemoperatør. Ressource: Et nettilsluttet anlæg, der har egenskaber, som kan tilbydes til styring af elsystemet. - Enhed: Et nettilsluttet apparat eller anlæg af en vis effektstørrelse. - Basisegenskab: Grundlæggende obligatoriske egenskaber for en ressource. Typisk krævet gennem lovgivning, direktiver, bekendtgørelser eller tekniske forskrifter. - Mobilisering: At bringe ressourcers egenskaber i spil, så de er til nytte for elsystemet. - Fleksibilitet: At en ressource kan levere fleksibilitet forstås, at den på opfordring kan ændre adfærd over tid, fx flytte forbrugs- eller produktionstidspunktet eller ændre effekt i forhold til elsystemet. Marked: Et sted, hvor fleksible ressourcer efter indgåede aftaler 7

8 kan aktiveres eller reserveres til senere aktivering. Markedsplads: Aftaler: Et sted, hvor aktører udstiller deres fleksibilitetsprodukter. Juridisk binding mellem to eller flere parter. Fx aftalerammer om rådighed, betaling, misligholdelse af aftale mv. - Bilateral aftale: Aftale mellem to parter, fx mellem DSO og en DER-ejer eller mellem DER-ejer og en kommerciel aktør. - NA: Netbenyttelsesaftale. - TF: Tekniske Forskrifter. Fleksibilitetsprodukt: En formel inddeling af ressourcers fleksibilitet i produkter. - Systemtjenester: En systemtjeneste defineres her som en ydelse, der stilles vederlagsfrit til rådighed for enten TSO eller DSO. - Systemydelser: En systemydelse defineres her som en ydelse, der mod betaling stilles til rådighed for enten TSO eller DSO. Styring: Den aktive handling som i driftsøjeblikket får en ressource til at ændre fysisk adfærd i forhold til elsystemet. Styring kan ske ad flere veje, som må aftales inden den faktiske styring kan gennemføres. - Direkte styring: Direkte ubrudt styring mellem to parter, fx mellem DSO og DER eller mellem kommerciel aktør og DER. Direkte styring forudsætter ikke direkte kommunikationskanaler (fiber, kobber mv.). - Indirekte styring: Styring mellem efterspørger og ressource via en 3. part, fx fra DSO via kommerciel aktør til DER. Valg af kommunikationskanaler er uafhængigt af styringens signalvej. - Central Styring: At alle processer i styringen håndteres fra et sted, fx SCADA. - Distribueret styring: At dele af processerne håndteres på lokale steder, tæt på målestederne, fx lokal styring af viklingskoblere på en transformerstation med central overvågning og styring af setpunkt. - Autonom styring: Lokal styring uden kommunikation, det vil sige setpunkter skal sættes lokalt. 8

9 2. Indledning Arbejdsgruppen har anvendt det fremtidsscenarie, der dækker det forventede danske elsystem efter 2025 med fuld opfyldelse af regeringens ambition om mindst 50 procent vind i elsystemet, realiseret gennem en kombination af store havmølleparker og nye store landbaserede vindmøller. Herudover forventes elsystemet at indeholde nye anlæg, fyret med biobrændsler samt et meget stort antal solceller, varmepumper og elbiler, der alle er installeret på lavspændingsniveau i distributionsnettene. Som en direkte konsekvens af den store vindandel og produktion fra solcellerne forventes, at der vil være et stort antal driftstimer, hvor hele det indenlandske elforbrug kan dækkes uden drift af de centrale kraftværksblokke. Uden de centrale kraftværksblokke eller uden investering i de rette Smart Grid-løsninger bliver det svært at opretholde den fornødne stabilitet i elsystemet. Det må forventes, at de systembærende egenskaber, som disse centrale kraftværker traditionelt har leveret, skal fremskaffes ved hjælp af nye systemkomponenter, via udvekslingsforbindelser, havmølleparker og/eller via distribuerede energiressourcer (DER) i et Smart Grid. Figur 2 viser en skitse af dette fremtidige elsystem, hvor elproducerende ressourcer ikke blot findes centralt eller på mellemspænding (10 kv), men over alt i elsystemet. Figur 2: Skitse af det fremtidige danske elsystem med en betydelig andel af forbruget dækket af vind og sol under fravær af centrale kraftværker. I det fremtidige elsystem forventes hundredetusinder af forbrugere, som både ejer solceller, elbil og varmepumpe, som illustreret på 0,4 kv-niveau i Figur 2. Det vil medføre en betydelig større variation i den aktive effekttransport både i og til og fra de lokale net som følge af en betragtelig elproduktion fra solceller i dagtiden og et betragteligt forøget elforbrug fra varmepumper og elbiler om aftenen. Det medfører betydelige konsekvenser for elsystemets net- og systemoperatører, nemlig system- og transmissionsansvaret (TSO = Energinet.dk) og distributionsnetvirksomhederne (DSO). For TSO er hovedudfordringerne: 1) Effektbalancering: Balancering af forbrug og produktion sekund for sekund. 2) Styring af spændingen: Fastholde stabil spænding for at sikre stabiliteten i transmissionsnettet. 3) Kortslutningseffekt: Sikring af tilstrækkelig kortslutningseffekt til drift af HVDC-anlæg. 9

10 For DSO er hovedudfordringerne: 1) Kapacitet: Håndtering af øget belastning af distributionsnettet på grund af de nye forbrugstyper: Elbiler og varmepumper. 2) Spændingskvalitet: Fortsat sikring af spændingskvaliteten til forbrugerne. I dag ligger ressourcen fleksibelt elforbrug og elproduktion uudnyttet i dvale hos Prosumer og DER. For både TSO og DSO vil mobilisering af fleksibelt elforbrug og elproduktion hos store og små producenter og forbrugere udgøre et vigtigt værktøj til håndtering af de fremtidige hovedudfordringer. Denne rapport beskriver, hvordan potentielle egenskaber fra både elforbrugende og elproducerende ressourcer kan mobiliseres i et Smart Grid koncept. Mobilisering er at nyttiggøre elforbrugende og elproducerende ressourcers egenskaber til såvel styring af aktiv effekt som nyttiggørelse af potentielle spændingsregulerende egenskaber. Det prioriteres, at ressourcers fleksibilitet stilles frivilligt til rådighed i markeder. I hvilken grad det skal kræves, at ressourcer leverer særlige egenskaber, bør til enhver tid bero på løbende samfundsøkonomiske analyser. Arbejdsgruppen er enig i, at mobilisering af fleksibilitet fra såvel elforbrugende som elproducerende enheder i videst muligt omfang bør frembringes frivilligt ved brug af markedsmekanismer. Men det er samtidig arbejdsgruppens opfattelse, at der i et fremtidens elsystem med flere distribuerede ressourcer kan opstå kritiske ikke-normale situationer, hvor frivillighed kan være utilstrækkelig. Det forventes dog, at der er normal drift i mindst 99,9 procent af tiden, og at markederne vil fungere her men i de sidste højest 0,1 procent af tiden kan driftssituationen være skærpet eller i nøddrift med særlige behov for at undgå system- eller forsyningssammenbrud. Arbejdsgruppen er delt i spørgsmålet, om muligheden for direkte styring mellem DSO og decentrale/distribuerede ressourcer i fremtiden er nødvendig. Direkte styring betyder i disse situationer ikke direkte kommunikationskanaler. Hvor eksisterende kommunikationskanaler findes, anbefales det at anvende disse, alternativt etablere fælles kommunikationskanaler med de kommercielle aktører. Der er i denne rapport sat fokus på udvidelse af DSO ens muligheder med markedsbaseret mobilisering af decentrale og distribuerede ressourcer og evt. mulighed for både direkte og indirekte styring samt muligheden for at stille krav til især elproducerende enheder. Konceptet forsøger at skabe rammerne for, at de involverede aktører (forbrugere, kraftværksejere, balanceansvarlige, elhandlere, TSO, DSO og andre nye aktører) kan skabe mér-værdi alene på grund af, at der kan aktiveres de i dag uudnyttede ressourcer, nemlig fleksibilitet i forbrug og produktion fra selv små forbrugere. Rapporten leverer ikke den endelige løsning på grænsen mellem forskellige måder at mobilisere ressourcer, men fremhæver de løsninger, arbejdsgruppen anbefaler analyseret. 10

11 Figur 3: Mobilisering og koordinering af forbrugende og elproducerende enheders fleksibilitet. 2.1 Fordele ved Smart Grid som muligt valg for DSO og TSO Fordel ved Smart Grid for DSO Med et fremtidigt Smart Grid markedskoncept vil DSO'erne grundlæggende få tre muligheder for håndtering af deres forventede hovedudfordringer (flaskehalse og styring af spændingen). Mulighederne er: 1. Netforstærkning: Gennemførelse af klassiske netforstærkninger i de berørte dele af elnettet. 2. Smart Grid netkomponenter: Installation af egne Smart Grid-komponenter i de berørte dele af elnettet fx regulerbare transformere, moderne relæ og styreudrustning, SVC-anlæg med videre. 3. Smart Grid mobilisering af private ressourcer: Anvendelse af de eksisterende regulerende egenskaber i de samme enheder, som skaber udfordringerne fx solceller, varmepumper, elbiler, med videre fx gennem direkte styring eller aktiveret gennem et Smart Grid marked. DSO'erne vil herved kunne gå efter den billigste løsning. Med de tre muligheder i spil vil det være en selskabsøkonomisk afvejning i netvirksomhederne, der i hvert enkelt tilfælde afgør det endelige valg af løsnings. 11

12 Omk. [DKK] Smart Grid Overbelastning løses billigst med forstærkning Forstærkning Overbelastning løses billigst med Smart Grid Smart Grid Forstærkning Estimeret: ~ timer / år Antal timer pr. år med overbelastning Figur 4: Økonomisk princip for valg af løsning til håndtering af overbelastninger i elnettet Fordel ved Smart Grid for TSO Energinet.dk er ansvarlig for at opretholde balancen mellem forbrug og produktion i elsystemet i driftstimen. For at udføre opgaven samfundsøkonomisk effektiv indgår Energinet.dk aftaler med balanceansvarlige aktører om levering af systemydelser på markedsbestemte vilkår. Det sker i form af indkøb af reserver til op- eller nedregulering af elproduktion eller forbrug. Figur 5: Illustration af balancering af elsystemet. 12

13 For at sikre en fortsat effektiv håndtering af elsystemets balance med stadig stigende andel VE-baseret elproduktion er der et stigende behov for, at også forbrugssiden deltager aktivt i balanceringen, primært gennem de markedsbaserede løsninger. Fra den fælles rapport mellem Energinet.dk og Dansk Energi om Smart Grid i Danmark var den forventede besparelse på reserver og regulerkraft ved at udnytte de decentrale ressourcer på 2,4 milliarder kroner. Fremtidens balancemarked 1 i 2025 skal fortsat sikre en effektiv integration af den fluktuerende vedvarende energi på markedsbaserede vilkår. Markedet vil derfor som i dag være åbent for både produktion og forbrug, hvad enten det er fra centrale, decentrale eller distribuerede ressourcer. Det vil fortsat være de balanceansvarlige aktører, der skal levere reserver og balanceydelser til Energinet.dk. Hvordan den balanceansvarlige aktør sikrer og aktiverer sine leverancer i sin portefølje, vil fortsat være et anliggende mellem den balanceansvarlige og andre kommercielle aktører, herunder anlægsejere, aggregatorer etc. Idet den eksisterende markedsmodel for balancemarkedet forventes bibeholdt i sin nuværende grundstruktur på kort sigt, vil der ikke ske yderligere gengivelse af produkter og markedsfunktion i nærværende analyse. I stedet henvises til Energinet.dks hjemmeside for gældende regler, såvel tekniske som markedsmæssige Spildte investeringer hvis ikke vi kommer i gang Spildte investeringer, hos DSO erne hvis vi ikke kommer i gang At gå Smart Grid-vejen for DSO erne indebærer, at udfordringerne i distributionsnettet ikke kun håndteres med en traditionel netudbygningsstrategi, men også med aktivering af Smart Grid netkomponenter i elnettet og fleksibilitetsressourcer hos forbrugerne. Smart Grid skal iværksættes tidligt Investeringer i kapacitetsudbygning Strategiskifte til Smart Grid og udnytte kapacitet via måling (step 1) Strategiskifte til Smart Grid og samtidig udnytte nyttevirkning af fleksibelt forbrug (step 2) Sparede investeringsomkostninger ved Smart Grid Traditionel netforstærkning Tid = øget elektrificering Figur 6: Behov for hurtig etablering af målesystemer og efterfølgende etablering af rammer for nyttiggørelse af mobilisering af fleksible ressourcer 1 2 Balancemarkedet vil i det følgende blive anvendt til at dække markederne for såvel reserver som balanceydelser, som Energinet.dk anvender til at balancere elsystemet. 13

14 Hvis det fleksible elforbrug kan flyttes til perioder med lavere belastning, vil det mindske omkostningerne til forstærkninger af distributionsnettet. For at opnå disse økonomiske besparelser skal der ske to strategiskift, før Smart Grid er en realitet: 1) Første trin er at øge udnyttelsen af den eksisterende kapacitet i distributionsnettet via øget måling (markeret med gul). 2) Andet trin er at øge udnyttelsen af den eksisterende kapacitet i distributionsnettet yderligere ved at udnytte nyttevirkningen af fleksibelt forbrug (markeret med grøn). For at gennemføre de to strategiskift hos netvirksomhederne er det vigtigt, at det gøres muligt for den enkelte netvirksomhed at tage fremtidens alternativer med ind i betragtning, herunder at der skal være incitamenter til selskabsøkonomisk at lave de samfundsøkonomisk bedste løsninger. Herudover skal det også understreges, at det for netvirksomhederne er et paradigmeskift at vælge Smart Grid løsningen i stedet for forstærkning, da kulturelt baseret vanetænkning vil skulle brydes Valg af Smart Grid frem for netforstærkning At bringe netvirksomhederne fra konventionel forstærkning til reducerede forstærkninger, baseret på forbrugernes fleksibilitet, kræver et paradigmeskift i proces og retningslinjer og et organisatorisk kvantespring. Først, og inden netplanlægning overhovedet kan indkalkulere fleksibilitet, skal der implementeres et sammenhængende system af målinger, prognoser og kommunikationssystemer i netvirksomhederne. Det er en forudsætning helt lokalt og detaljeret at kende nettets belastninger og kapacitet, både som måling og som prognose, før man kan kalde på forbrugernes fleksibilitet i et ressourceoptimalt niveau. Næste trin er en hønen og ægget sag, hvor to elementer skal være til stede. a) Det ene element er, at netvirksomhederne skal skabe værdi til de nye aktører ved at være åbne over for at anvende Smart Grid frem for forstærkning. Netvirksomhederne skaber dog først denne værdi, når de er sikre på tilstrækkelig kvalitet og sikkerhed i at vælge fleksibilitet til håndtering af overbelastninger. b) Det andet element er, at de nye aktører ikke vil mobilisere fleksibiliteten hos forbrugerne, før de ved, der er efterspørgsel efter den. Dilemmaet er, at man ikke kan forvente, at de nye aktører mobiliserer fleksibiliteten uden den fornødne efterspørgsel. Netvirksomhederne vil ikke efterspørge fleksibiliteten, før de kan se, der er tilstrækkelig kvalitet i leveringen, så den bliver mere attraktiv i forhold til at vælge klassisk forstærkning som en løsning Spildte investeringer, for TSO erne hvis vi ikke kommer i gang På samme måde som DSO'erne kan TSO'en risikere at spilde investeringer i tiltag til håndtering af den ændrede udfordring med balancering af elsystemet. TSO er risikerer at overinvestere i spændingsregulerende enheder i takt med, at centrale værker, som klassisk leverer spændingsreguleringen, reducerer deres driftstid og ligefrem lukker. Det er i denne sammenhæng helt nødvendigt for TSO erne at se på, hvor de elproducerende ressourcer flytter hen og finde den tekniske og samfundsøkonomiske balance mellem at lade de nye elproducerende anlæg levere spændingsreguleringen og installere passive spændingsregulerende elementer i transmissionsnettet. 14

15 Med reduceret mængde centrale kraftværker reduceres den kortslutningseffekt i elsystemet, som de centrale værker hidtil har bidraget med. I disse situationer har TSO erne brug for kortslutningseffekt til at drifte de store, især ældre, HVDC-forbindelser. TSO erne vælger i visse tilfælde at installere synkronkompensatorer til at håndtere denne udfordring. Men som Smart Grid i Danmark projektet påpegede, opfylder dette ikke nødvendigvis behov for kortslutningseffekt i alle kroge af elsystemet. For lav kortslutningseffekt har indflydelse på de teknologier, som er designet til et system med høj kortslutningseffekt. Eksempler på disse teknologier er udover de ældre klassiske HVDC-forbindelser: de ældre sikringstyper (modsat automatsikringer) eller elektrotekniske beskyttelsesrelæer (modsat moderne digitale relæer). Som for DSO erne kan TSO erne også spare investeringer på bedre måling og tilstandsovervågning af elsystemets komponenter og ressourcer. Ved at have et endnu bedre overblik og installere systemer til hurtigt at reagere på unormale driftssituationer, er det muligt i endnu højere grad at udnytte elnettets og elsystemets kapacitet. Udfordringen med balancering af den VE-baserede elproduktion kan i dag håndteres i energimarkederne (spot/intraday) i høj grad ved at skabe markedsbaserede incitamenter for at byde både fleksibel produktion og forbrug ind i de internationale markeder. Hvis der på et givet tidspunkt ikke er tilstrækkeligt forbrug til at matche den VE-baserede elproduktionen, så kan elprisen på markederne blive negativ. Dette er generelt ikke et sundt tegn i et marked, og det kan løses ved at afbryde dele af den VE-baserede elproduktion, mobilisere mere fleksibelt elforbrug eller på lidt længere sigt at forstærke forbindelser mellem prisområder og til andre markeder. Inden for driftstimen kan TSO erne være nødsaget til at reservere unødigt store mængder effektreserver, hvis der ikke er tilstrækkeligt mange forventede bud i markedet for regulerkraft i en given periode. Dette er samfundsøkonomisk uhensigtsmæssigt, da det er de almindelige forbrugere, der kommer til at betale for disse reservationer, uanset om de bliver brugt eller ej. Det markedsbaserede Smart Grid alternativ er at øge fleksibiliteten i den samlede mængde af elforbrugende og producerende enheder, sænke barriererne og skabe incitamenter til at få dem aktive i markederne. 2.3 Løsning i internationalt udsyn Det foreslåede Smart Grid koncept i denne rapport er udarbejdet med indblik i den retning, Smart Grid ser ud til at tage internationalt. Sammenlignes konceptet med den europæiske Smart Grid Architechture Model (SGAM) (udarbejdet under EU mandat M/490), så beskriver Smart Grid-konceptet fra Dangridgruppe D22 aktiviteter i det øverste lag: "Forretningslaget" (Business Layer) og i begrænset omfang i "Funktionslaget" (Function Layer), se Figur 7. 15

16 Figur 7: Smart Grids Architecture Model (SGAM). Tilsvarende har M/490 fokus på mobilisering af fleksibilitet gennem markedsbaserede løsninger, og beskriver en rollemodel og et samspil mellem netoperatører (DSO/TSO) og de kommercielle aktører. Se Figur 8 som illustrerer, hvem der bruger og leverer fleksibilitet. Figur 8: Smart Grid Connection Point. Dangrid, hvor delanbefaling 22 beskriver de forretningsmæssige relationerne mellem aktørerne, beskriver delanbefaling 23 behov i informationsmodellem mellem aktørerne, det vil sige, hvilke informationer der udveksles. Dette arbejde er også koordineret med arbejdet i M/490. Se Figur 8. 16

17 3. Overordnet konceptbeskrivelse Konceptets omdrejningspunkt er en Smart Grid markedsbaseret mobilisering og aktivering af ressourcer. Konceptet består af: a) En markedsplads, hvor ressourcer kan udstilles og hverves. b) Et nyt marked koordineret med de eksisterende markeder til aktivering af ressourcer. c) Bilaterale aftaler og senere en markedsplads, hvor ressourcer kan udstilles og erhverves. d) Standardiseret og sikker datakommunikation, som muliggør let adgang for private aktører til markederne og mulighed for enten direkte styring mellem både DSO/TSO og den privatejede ressource og styring via de kommercielle aktører (balanceansvarlige, elhandlere, aggregatorer). Det markedsmæssige bygger på: a) Frit valg for Prosumer/DER til at bidrage med fleksibelt forbrug. b) Frivillige aftaler mellem Prosumer/DER og kommercielle aktører om at biddrage med fleksibelt forbrug. c) Fri handel med fleksibilitetsprodukter. Markedspladsen er et sted, hvor de kommercielle aktører kan synliggøre for DSO og TSO, hvilke forbrugs- eller produktionsressourcer med hvilke typer fleksibilitetsprodukter de har aftale med hos de private aktører. Arbejdsgruppen har gennem processen arbejdet med syv fleksibilitetsprodukter. Fleksibilitetsprodukter, som arbejdsgruppen anser for at være de mest nærliggende: a. Spot/intraday relaterede produkter (MWh). b. Reserver og regulerkraft (MW og MWh). c. Frekvensreserver (Hz). d. Produkter til håndtering af lokale flaskehalse (MW). e. Produkter til håndtering af transformerflaskehalse (MW). f. Reaktiv effekt (Mvar). g. Spændingsregulering (Volt). De aktive energi- og effektprodukter anskues henholdsvis som tværgående i elsystemet (a.-c.) og lokale i forhold til elnettet (d.-e.). Mens de reaktive effektprodukter (f.-g.) anses for lokale produkter. Dertil forventes de aktive fleksibilitetsprodukter at blive leveret som systemydelser, mens de reaktive i dag er systemtjenester (se 4.5Appendiks F.2 ). Aktivering gennem markedsbaserede løsninger betyder i den forbindelse, at ressourcer skal sikres tilstrækkelig incitament til at gøre sig fleksible for elsystemet. Det betyder ikke nødvendigvis, at disse fleksible ressourcer altid skal være aktive i et marked. Fx kan der via markedspladsen laves aftale om reduceret nettarif, hvis en elforbruger stiller sin varmepumpe til rådighed for fx selektiv frekvensudkobling, eller hvis et solcelleanlæg aktivt og direkte lader sig kommunikere til og styres af netvirksomhedens lokale spændingsregulering. Den standardiserede og sikre datakommunikation er en forudsætning for at fleksible ressourcer kan mobiliseres fra de private aktører, og at de private aktører frit og let kan vælge og skifte elleverandør. I den forbindelse er it-sikkerheden nødvendig for, at de private aktører kan stole på deres datas integritet, lige så væsentlig som at sikre fri og lige adgang for de private aktører til at vælge eller skifte kommerciel aktør. Der peges i den forbindelse på lige fod med internationale anbefalinger at anvende standardserien IEC til kommunikation mellem elsystemets aktører og de private aktører, og sammen med disse at implementere it-sikkerhedsrammerne beskrevet i IEC

18 Hvor deltagelse i markederne er frivilligt for alle private som kommercielle aktører, er det nødvendigt, at foreskrive eller betinge fx at visse typer enheder overholder visse krav allerede på installationstidspunktet. Nogle af disse krav skal sikre, at enheder, som kan, også bidrager til fx frekvensstabiliteten og til spændingskvaliteten i elsystemet. Krav til nettilsluttede enheder vil i høj grad blive koordineret på europæisk plan. Alle konceptelementer er nærmere beskrevet i appendiks. 3.1 Hvorfor DSO markedsplads og marked for aktivering af ressourcer Dette Smart Grid-koncept skaber rammerne for, at alle aktører inkl. forbrugere og DER kan skabe merværdi ved at handle med ydelser/produkter, der består af fleksibilitet i elforbrug og produktion. Med den forventede forøgelse i elektrificeringen af samfundet åbner det foreslåede koncept for nye redskaber til at håndtere de udfordringer, en forøget elektrificering samt mere fluktuerende VE-produktion medfører for TSO og DSO'erne. Allerede i dag køber TSO'en (Energinet.dk) systemydelser til at opretholde en frekvens 50 Hz via markederne for regulerkraft og reserver. Fleksibiliteten fra forbrugere og DER kan aggregeres og meldes ind i disse markeder og dermed øge udbuddet. I normale driftssituationer forventes, at både etablering af aftaler og styring af elsystemets ressourcer gennem køb af fleksibilitetsprodukter vil foregå for både DSO og TSO via de kommercielle aktører i elsystemet, se Figur 9. DSO TSO BA Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Prosumers/DER/CG Figur 9: Køb af fleksibilitetsprodukter via kommercielle aktører For TSO starter købet med, at TSO'en sender et efterspørgselssignal om behov for levering af ydelse. Dette signal går gennem BA og Aggregator ned til forbrugere og DER, som foretager den reelle levering af ydelsen, hvorved TSO'en får den ønskede leverance. BA og Aggregator sørger for, at forbrugere og DER kan levere ydelsen, så den svarer til den ønskede pakke fra TSO (fx 10 MW opregulering af forbrug). Konceptet foreslår, at DSO er kan aktivere ressourcer på samme måde. 18

19 Følgende punkter beskriver hovedargumenterne set fra en DSO for, at vælge netop dette koncept udemærker sig sammenlignet med andre forslag: 1. Dynamiske nettariffer er mulige som et spot-/intraday-relateret fleksibilitetsprodukt. Dynamiske nettariffer udstiller dog kun DSO'ernes behov, men giver ikke koordinering med TSO-behov. Kan ikke gøres lokale jf. elforsyningsloven (forbrugere i samme kundekategori skal have samme nettariffer inden for samme netselskab). Giver en udglatning af forbrugskurven (og det er godt nok), men giver ikke DSO'en tilstrækkelig sikkerhed for, at kapacitetsgrænser i distributionsnettet ikke overskrides. Det foreslåede koncept sikrer, at alle disse problemstillinger kan håndteres. 2. Aggregator og ikke netselskaber handler med aktiv fleksibel effekt. Netselskabet (monopolvirksomheden) har været nævnt som mulig handler og leverandør af aktiv effekt til sig selv og til TSO'en. Denne løsning strider mod EU-lovgivningen om unbundling af net- og kommerciel virksomhed. Hvis netselskabet leverer regulerkraft eller reserveydelser til TSO'en, træder den ind på de kommercielle markeder. Det er ikke tilladt, og EU-lovgivningen på dette område forventes ikke radikalt ændret. Med det foreslåede koncept undgås denne problematik, da det er en kommerciel spiller, der leverer fleksibilitet, nemlig aggregator. 3. Netselskaberne er indtægtsrammebelagt. Netselskaberne har ikke mulighed for at tjene penge på at levere fleksibilitet fra prosumers og DER, da de gennem den økonomiske regulering er indtægtsrammebelagt. Det medfører mindre incitament til at være innovative og konkurrencefokuserede med henblik på at få sat fleksibilitet i forbrug og produktion i spil. Dette koncept foreslår derfor en kommerciel spiller en aggregator for at sikre højt incitament til innovation inden for levering af fleksibilitet. 4. Reduceret netadgang. Konceptet giver plads til, at netselskaberne også kan tilbyde tilslutningsvilkår med reduceret netadgang til forbrugere og DER. Dette vil ikke være i konflikt med konceptet. 5. Forbrugere og DER har brug for en aggregator. Det har tidligere været nævnt at forbrugere eller DER selv vil kunne foretage levering af fleksibilitet (evt. som følge af fleksible nettariffer, elspot, eller andet). I dette koncept ses en aggregator som nødvendig, da forbrugere og DER ikke selv har tilstrækkelig størrelse indsigt i eller den fornødne tid til at agere i de forskellige elmarkeder. Forbrugere og DER har andre primære gøremål, som medfører, at de har behov for en aggregator, der kan samle og handle forbrugernes og DERs fleksibilitetsressourcer. 6. Balanceansvarlig som samarbejdspartner. Den balanceansvarlige er inddraget i handelsforløbet, da det p.t. kun er balanceansvarlige, der kan handle i TSO-markederne. Aggregator har brug for enten selv at være BA eller har en BA som samarbejdspartner. Konceptet foreslår derfor, at der sker tilsvarende formalisering af BA-rollen i forhold til fremtidens DSO-markeder. 7. Engrosmodellen. Den netop vedtagne lov vedr. engrosmodellen betyder, at netselskabernes kundeforhold i forhold til afregning af transporterede kwh gennem elnettet reelt er elhandelsselskaberne og ikke længere forbrugeren. Det foreslåede koncept passer til rammerne, som denne lov opstiller i kraft af, at fleksibilitet handles mellem DSO og BA/Aggregator (der meget vel kunne være en del af et elhandelsselskab). Med det foreslåede koncept fortsættes liberaliseringen af elmarkedet, så det også i fremtiden kan drage nytte af den ressource, der ligger i fleksibelt elforbrug og produktion, hvormed der bl.a. åbnes for at øge andelen af vindkraft i Danmark og for at øge udnyttelsen af elnettet. 3.2 Hvorfor er mobilisering af ressourcer og koordinering mellem DSO- og TSO? Det er arbejdsgruppens opfattelse, at en ny markedsplads på DSO-niveau bør integreres med de eksisterende markedspladser, som i dag findes på TSO-niveau. Forslaget kan opfattes som en vertikal integration af markedspladser i samme stil som den horisontale kobling af markeder, der i dag finder sted mellem TSO-områder. 19

20 For TSO vil en ny markedsplads kunne supplere de ydelser, der i dag bliver indkøbt på internationale markeder for at balancere elsystemet. Markedet for balanceydelser er åbent for både produktion og forbrug, hvad enten det er fra centrale, decentrale eller distribuerede ressourcer. For DSO vil markedspladsen være det nye sted, hvor nye fleksible produkter, priser og relevant markedsinformation effektivt kan tilvejebringes og handles. Den nye markedsplads skal sikre synergi mellem DSO- og TSO-områder, så fleksible ydelser, der er tilgængelige for DSO er, også er tilgængelige for TSO erne. Det er ikke markedspladserne, der skal konkurrere om at tiltrække de samme ressourcer, men i stedet understøtte, at ressourcer kan blive aktiveret på flere niveauer i elsystemet for at tilgodese såvel private indtjeningsmuligheder og samfundsøkonomien. Det skal ske ved at udveksle information om bud mellem markedspladserne, og når aktivering af bud finder sted hos henholdsvis DSO og TSO. Med en markedsplads vil det være muligt at opnå flere grundlæggende elementer, der anses som centrale for en økonomisk, effektiv tilvejebringelse af ydelser. Det gælder: 1. Mobilisering af det potentielt fleksible forbrug og produktion. 2. Øget gennemsigtighed. 3. Agere mødested mellem markedets aktører. 4. Sikre lave transaktionsomkostninger. 5. Være opslagstavle for ny information om relevante markedsforhold. 6. Sikre koordinering i leverancen af ydelser, så samtidig aktivering hos DSO og TSO undgås. 7. Sikre en robusthed i leverancerne ved, at aktørerne på markedspladsen skal akkrediteres for at kunne være aktive. 8. Mulighed for standardisering af aftaler, herunder krav til aktivering. 3.3 Konceptet ved spændingsregulering og ikke-normale driftssituationer Smart Grid-konceptet er generelt udviklet til at håndtere både transmissions- og distributionsnettenes fremtidige behov for styring, regulering og overvågning i alle normale driftssituationer, hvilket vil sige i mere end 99,9 pct. af tiden. Endvidere skal konceptet kunne håndtere de fremtidige, stærkt ændrede driftsmønstre i specielt mellem- og lavspændingsnettene med stort antal nye aktive produktions- og forbrugsapparater som vindmøller, solceller, varmepumper og elbiler, hvor særligt potentialet til hurtig lokal og regional spændingsregulering og flaskehalshåndtering bliver afgørende parametre. Endelig skal konceptet også kunne håndtere elsystemets behov for optimal forsyningssikkerhed under og efter de ikkenormale driftstilstande som skærpet drift, nøddrift, ø-drift og black-out. Smart Grid konceptet er derfor i al væsentlighed baseret på et nyt markedsprincip med køb og salg af fleksibilitetsydelser på alle spændingsniveauer fra i princippet alle aktive apparater i elsystemet, der er eller på sigt kan gøres særlig anvendelige til opfyldelse af den ønskede type fleksibilitet i både høj-, mellem- og lavspændingsnettene. Der vil dog fortsat kunne opstå kritiske driftssituationer, hvor transmissions- og distributionsselskabernes behov for at imødegå og afhjælpe udfald af netdele eller regulære black-out skal kunne håndteres hurtigt og effektivt. I disse situationer kan det blive nødvendigt med en hurtig og direkte styring af enkelte eller alle aktive apparater i elsystemet, hvis markedet ikke kan levere den ønskede type fleksibilitetsydelse (fx spændingsregulering, flaskehalshåndtering eller op- og nedregulering) med den nødvendige hastighed eller mængde i de berørte netdele. Det vil sige, konceptet omfatter også, at markedet kan overstyres efter behov under visse kritiske driftssituationer, og at der på forkant kan stilles de fornødne tekniske krav til alle aktive apparater i elsystemet. 20

21 3.4 Konceptets rammebetingelser Arbejdsgruppen har primært taget udgangspunkt i eksisterende analyser og konceptarbejde hos Energinet.dk og hos Dansk Energi. Derudover har gruppen i udstrakt grad benyttet forudsætninger og analyser om fremtidens udfordringer fra arbejdet i samarbejdsprojektet Smart Grid i Danmark, Koordinationsudvalget for fremtidens elsystem og Ministerens Smart Grid Netværk. Visse forudsætninger er dog væsentligt anderledes end forudsat i de forudgående analyser. For eksempel udvikling på solcelleområdet, som har boomet i Danmark siden før årsskiftet 2011/12, var ikke tildelt nogen betydning i Smart Grid i Danmark arbejdet. Omvendt blev elbiler tildelt en langt hurtigere udvikling end tidligere forudset. Det kan have betydning for de udfordringer som elsystemet møder i fremtiden herunder, hvilke ressourcer der kan og bør bidrage til at afhjælpe problemerne. Herudover er der allerede sat en udvikling i gang for at øge konkurrencen for el-produkter til de private aktører og for at øge prisfleksibiliteten hos de private aktører. Forventningerne til denne udvikling for måling og afregning af de private aktører har også været en del af arbejdsgruppens rammebetingelser for arbejdet med konceptet. Denne del af rammebetingelserne er nærmere beskrevet i det efterfølgende afsnit På den tekniske side ser arbejdsgruppen, at brug af Internettet - eller mulighed for bred tilgang til tilsvarende billig offentligt datakommunikationsnet - er en vigtig parameter for at sænke pris og barrierer for nye kommercielle aktører og for mobilisering af ressourcer hos især de små private aktører. Andre væsentlige rammebetingelser for konceptet er: 1. Synergier og samfundsøkonomi a. nyttiggøre, at samme ressource kan bruges til flere formål b. sikre, at det er de samfundsøkonomiske bedste løsninger, der bliver valgt c. anvende fælles standardiserede datakommunikationssnit, som deles af flere aktører. 2. Fleksibilitet i udrulningen af Smart Grid a. Udrulning efter behov b. Mest mulig fleksibilitet for udvikling af kommercielle forretninger c. Trinvis udrulning som følge af nødvendig omstilling i branchen. 3. Robusthed i elsystemets drift a. Fremtidssikring af koncept og løsninger, så investeringer er robuste over for ændring i forudsætninger og rammebetingelser. b. Spredning af risiko og konsekvenser ved fejl eller andre hændelser. 4. Koordineret it-sikkerhed a. Rollebaseret adgang til data og styring b. Sikre digitale nøgler og certifikater til identifikation og sikring af fortrolighed Forventninger til udviklingen for måling og afregning I Ministerens Smart Grid Netværks hovedrapport er det anført, at kunder skal tilbydes priser, der afspejler de aktuelle omkostninger ved at tilvejebringe det efterspurgte elforbrug. Det skal sikre en mere effektiv udnyttelse af kapaciteten i elnettet og resultere i økonomiske gevinster for forbrugerne ved fleksibel adfærd. Udmeldingen antages at indebære en trinvis udfasning af skabelonafregningen og en ændring i forsyningspligten, der er med til at bibeholde en træg udvikling på elmarkedet. Omkring halvdelen af netvirksomheder vil i den nærmeste fremtid kunne fjernaflæse deres kunders elforbrug. Og med den nye energiaftale har Regeringen lagt op til, at der skal findes en løsning på udrulning af fjernaflæste timeelmålere hos flere netvirksomheder. Udviklingen åbner for et øget brug af timeafregning baseret på det individuel- 21

22 le forbrug time-for-time og derved en overensstemmelse mellem prissætningen i engros- og detailmarkedet. Foruden de skiftende energipriser har flere netvirksomheder introduceret tariffer, der varierer inden for døgnet som led i at aktivere forbrugernes fleksibilitet for at opnå en mere effektiv netudnyttelse. Flere netvirksomheder forventes at følge efter. I første omgang er det statiske tariffer, men i et længere tidsperspektiv kan mere dynamiske tariffer tænkes indført, der i højere grad afspejler en real-tids belastning af distributionsnettet 3. I forlængelse heraf kan netvirksomhederne, via de balanceansvarlige aktører, efterspørge målrettede produkter som afbrydelighed, nedregulering, brug af elektricitet på særlige tidspunkter af døgnet etc. En anden trend på detailmarkedet er, at elleverandørerne skal have en tættere kontakt til elkunderne uden om netvirksomhederne. Det følger af den engrosmodel, som er tænkt at skulle fremme konkurrencen på elmarkedet og skal sikre, at elkunder modtager én samlet regning. Med modellen opnår elleverandørerne incitament til at udmærke sig over for slutkunden gennem differentierede serviceydelser. Det kunne eksempelvis være øget fleksibilitet ud fra de prissignaler markedet sender. Figur 10 illustrerer relationerne mellem forbruger, elhandler og andre aktører. Netvirksomheden vil forsat være ansvarlig for tilslutningsvilkår og dermed indgåelse af netbenyttelsesaftalen i forhold til tilslutningsstedet. Figur 10: Forholdet mellem aktørerne ved brug af engrosmodellen (Kilde: Energinet.dk). Målet er, at elkunden via de kommercielle aktører, deltager mere aktivt på elmarkedet og bidrager til at løse udfordringerne i fremtidens elsystem med at integrere de nye mængder vedvarende energi. Midlet er at skabe effektive markeder med øget konkurrence, som kan bidrage til at realisere det potentielle fleksible elforbrug. Dette skal blandt andet ske gennem et åbent og gennemsigtigt detailmarked med lave markedsbarrierer. Det vil have konsekvenser for energileverancen til/fra elforbrugerne. En central brik i dette forløb bliver idriftsættelsen og den fortsatte udvikling af DataHub en. På sigt forventes DataHub en at kunne spille en mere aktiv rolle med at få realiseret de fleksible ressourcer på distributionsniveau. 3 En tilsvarende dynamisk nettarif på TSO-niveau vil ikke være relevant. Det begrundes med, at flowet i transmissionsnettet i størstedelen af tiden bliver dikteret på baggrund af priser i de tilstødende udenlandske markedspladser og ikke af det indenlandske forbrug. 22

23 3.4.2 Synergier og samfundsøkonomi Det er vigtigt, at det er de samfundsøkonomiske bedste løsninger, der vælges, og at rammerne for de deltagende parter i udrulning af Smart Grid understøtter den samfundsøkonomiske bedste disponering af ressourcerne i samfundet. Det betyder, at der skal være incitamenter til selskabsøkonomisk at lave de samfundsøkonomisk bedste løsninger. For netvirksomhederne bør de økonomiske rammer og benchmarking understøtte den samfundsøkonomisk optimale løsning. Arbejdsgruppen forudsætter, at netvirksomhedernes rammebetingelser tilpasses de fremtidige behov for udvikling og udrulning af Smart Grid. I forhold til udrulningen er det vigtigt at have synergierne mellem elsystemets aktører for øje. I den nuværende opdeling af roller og ansvar i elsystemet er der flere aktører, der har brug for ydelser fra de samme ressourcer. Elsystemets aktører er udover DER ejeren i denne forbindelse: - BA (balanceansvarlige for hhv. forbrug og produktion) - TSO (Energinet.dk) - DSO (netvirksomheden) - Aggregator (fx portefølje operatør) - Service provider (fx driftsoperatør). For at sænke omkostningen i forbindelse med udrulning af Smart Grid er det nødvendigt, at regler og retningslinjer for anvendelse af standarder og datakommunikation mellem DER og de forskellige aktører er ensrettede. Det er vigtigt, at installation af kommunikationsudstyr som minimum er forberedt til de signaler, andre aktører kan have behov for. Det er ofte meget dyrt at standse en DER for at opgradere eller foretage en ny installation. Derfor er det til fordel for DER ejerne, at deres fleksible ressourcer er fremtidssikret og forberedt til flere aktører, når udstyret installeres. Meromkostningen for dette er lille i forhold til en efterfølgende opgradering, men for at opnå den fulde samfundsøkonomiske effekt, skal alle aktører anvende de samme standarder til at kommunikere med. Der skal ikke installeres nyt udstyr på den enkelte DER, hver gang en ny aktør skal kommunikere med en DER. Dette gælder såvel ved leverandørskift, som hvis flere aktører har brug for, at kommunikere med den samme DER samtidig. Det er også vigtigt, at det er DER-ejeren, der ejer datakommunikationsudstyret installeret på dennes DER. Som med fælles standarder skal udstyr ikke skiftes, når en DER-ejer fx ønsker at skifte leverandør Fleksibilitet i udrulning af Smart Grid Arbejdsgruppen har haft stor fokus på, at designet af konceptet kan følge en behovsstyret udrulning med stor fleksibilitet og robusthed uanset skalering. Dermed har arbejdsgruppen haft fokus på, at konceptet samtidig er forberedt på de sandsynlige fremtidige udfordringer i elsystemet, men også robust over for delvise ændringer i forudsætningerne. Der lægges også vægt på, at parallelle udrulningsforløb skal være mulige, så kommercielle aktører eller netvirksomheder frem mod den fulde implementering af konceptet, hver især kan tage ressourcer i anvendelse i takt med egne behov eller udvikling af forretningsmodeller. For at udrulningen kan ske uaf- 23

24 hængig hos henholdsvis de kommercielle aktører og DSO/TSO, er standarder for kommunikationssnittet til de private aktører og DER (forbrug eller elproduktion) også her en væsentlig faktor. Fleksibilitet i udrulningen og udfordringer i den forbindelse er yderligere belyst i afsnit Robusthed i elsystemets drift Konceptet for styring af fremtidens elsystem handler om at fremtidssikre designet af styrings-, regulerings- og kommunikationssystemerne for elsystemet, så det er robust til at tåle et meget bredt spor af muligheder for udvikling. Etableringen af solceller har taget fart, store elpatroner i varmeforsyningen kan udbredes markant, energieffektivisering kan reducere elforbruget osv. Disse og mange andre forhold skal elsystemet kunne rumme, da de fleste investeringer i elsystemet gælder for eller op til 40 år. Tilsvarende i fremtidens elsystem er det vigtigt, at datakommunikationen og de moderne informationsteknologier komplementerer den mere end 100 årige erfaring der ligger i at beskytte og stabilisere elnettet og elforsyningen. Det er derfor vigtigt, at Smart Grid teknologierne ikke kompromitterer sikkerheden og robustheden i elsystemet. Det er også vigtigt, at der sættes fokus på it-sikkerhed og opbygning af kommando- og kontrolstrukturer i styringen af elsystemet. I den detaljerede konceptbeskrivelse i Appendiks B.5 beskrives de forskellige elementer, som forventes at udgøre byggeklodserne i fremtidens elsystem. Herunder beskrives anbefalinger for at komme videre omkring it-sikkerhed, valg af styreformer, anvendelse af internationale standarder og overgangen fra klassiske principper for netplanlægning til inkludering af markedsbaserede løsninger på DSO-området Håndtering af ikke-normale driftstilstande Arbejdsgruppen erkender, at der er normal drift i den største del af tiden, og at markederne vil fungere her men at der i en lille del af tiden kan driftssituationen kan opstå kritiske ikke-normale driftssituationer. I disse tilfælde kan frivilligheden i markederne være utilstrækkelig, og skærpet eller nøddrift er nødvendig for at undgå system- eller forsyningssammenbrud. Den afgørende udfordring i forbindelse med Smart Grid og de ikke-normale driftstilstande er at sikre: - at driftstilstandene er så veldefinerede geografisk/teknisk/juridisk/økonomisk, at det på et relativt objektivt grundlag kan fastlægges, hvilken driftstilstand en given del af nettet er i. - at det til enhver tid entydigt fremgår for såvel TSO, DSO og markedsaktørerne, hvilken driftstilstand en given del af nettet er i og hvem der geografisk/teknisk/juridisk/økonomisk har initieret denne driftstilstand. - at der findes regler for, og at markedet kan have tillid til, at TSO og DSO ikke misbruger initiering af de ikke-normale driftstilstande til erstatning for opgradering af underdimensionerede net. Ved gennemgang af de forskellige driftstilstande, som i dag anvendes af TSO er, har arbejdsgruppen analyseret, at der i praksis ikke er de store problemer i at lade TSO og DSO benytte samme betegnelser på driftstilstande. Både TSO og DSO bør derfor operere med de samme definitioner på driftstilstande for at signalere på nogenlunde ensartet vis, hvilket opmærksomheds- og adfærdsniveau, som situationen kræver. Indholdet af den enkelte definition vil dog være forskelligt, da nettene også fremover forventes at være forskellig konfigureret. Ikke-normale driftstilstande er nærmere beskrevet i Appendiks B.4. 24

25 3.4.6 Koordineret kommunikation og it-sikkerhed Den standardiserede og sikre datakommunikation, som forudsættes for at kunne mobilisere fleksible ressourcer, kræver en koordineret it-sikkerhedsindsats. En del af it-sikkerheden er også brug af rollebaseret adgangskontrol, som samtidig muliggør, at flere aktører kommunikerer til samme enhed samtidig og sikrer, at kun relevante aktører kan se eller styre de data, de har fået lov til. Nøglen til den standardiserede og sikre datakommunikation beskrives i den internationale standardisering og i EU mandat M/490 4 arbejdet. Der peges således på at anvende standardserien IEC til datakommunikation mellem elsystemets aktører (både TSO/DSO og kommercielle aktører) og de private aktører. Sammen med disse er det nødvendigt at implementere it-sikkerhedsrammerne beskrevet i IEC og anvende digitale certifikater og digitale nøgler til kommunikation mellem systemer og enheder. Rammerne for den rollebaserede adgangskontrol er en del af IEC Det er i den forbindelse også nødvendigt at øge bevidstheden hos de enkelte medarbejdere i elbranchen såvel som hos leverandørerne af udstyr, som kan kobles til en it-infrastruktur. 3.5 Konceptets elementer i processen for styringen af elsystemet En vigtig del i at have en fælles forståelse for sammenhængen mellem de elementer der udgør styringen i Smart Grid har for arbejdsgruppen været at beskrive processen for styring af elsystemet. Konceptet i denne rapport tager udgangspunkt i de fem elementer i Figur 11 til mobilisering, aktivering og styring af ressourcer i Smart Grid. Aftaler Prognoser Aktivering Styring Måling Afregning Figur 11: Elementer i mobilisering, aktivering og styring af ressourcer i Smart Grid. Det største fokus i denne rapport er på Aftaler og Aktivering/styring, men prognoser, måling og afregning også er vigtige elementer for at få Smart Grid til at fungere. Nedenfor er de enkelte elementer i processen kort beskrevet. AFTALER Ved aftaler forstås såvel frivillige aftaler om mobilisering af private ressourcer og krav til nettilslutning eller netbenyttelse. Afsnit 3.6 og Appendiks B.5.1 beskriver (overordnet og mere detaljeret), hvordan ressourcer kan mobiliseres gennem en eller flere markedspladser, hvor balanceansvarlige virksomheder på vegne af private forbrugere og elproducenter kan tilbyde ressourcer til aktivering i markeder for effektbalancering eller til flaskehalshåndtering. I forbindelse med nettilslutning af en ressource stilles gennem tekniske forskrifter og netbenyttelsesaftaler, basale og standardiserede krav om ressourcens egenskaber, spændingskvalitet, datakommunikati- 4 Se 25

26 onssnit, for at ressourcen ikke modarbejder elsystemets drift, forstyrrer eller forhindrer andre ressourcer i at være aktive i forhold til elsystemet. PROGNOSER Dette er et vigtigt værktøj for såvel de kommercielle aktører som for DSO/TSO i forbindelse med planlægning. For TSO er det nødvendigt at have gode prognoseværktøjer for at kunne forudsige ubalancer mellem elproduktion og forbrug og for DSO for at kunne forudsige flaskehalse og beregne reguleringsbehov til spændingsreguleringen. AKTIVERING OG STYRING Afhængigt af krav til responstider, tekniske behov, transaktionsomkostninger i forhold til reelle produktionsomkostninger og den samfundsøkonomiske værdi kan ressourcer aktiveres enten direkte, indirekte gennem en kommercielle aktører eller via markedet, eller en ressource kan styres autonomt med lokale indstillinger. Aktivering af aktiv effekt sker i dette koncept ved, at DSO aktiverer et bud i DSO-markedet, hvorefter den kommercielle aktør aktiverer fleksibilitetsressourcen hos DER/Prosumer enten indirekte med et prissignal eller direkte med et styresignal. Appendiks B.2, Appendiks B.3 og Appendiks B.4 beskriver arbejdsgruppens anbefalinger til konceptet for, hvordan ressourcer styres i såvel normale som i ikke-normale driftssituationer. MÅLING OG OVERVÅGNING Det er nødvendigt at øge kendskabet til nettets tilstand via flere målinger mere for, at: 1) DSO kan få større overblik om nettets driftstilstand, fx aktuelle belastningsgrader. 2) kunne opnå en større udnyttelse af det potentiale der er i elnettets kapacitet. 3) opnå viden om behov for aktivering af fleksibilitetsprodukter. Tilstandsovervågningen af distributions- og transmissionsnet forventes ud over tilstandsbaseret overvågning af enkeltkomponenter at ske ved hjælp af tidssynkroniserede (evt. på sigt GPS-synkroniserede) målinger i transformer- og netstationer og med online måling af aktiv og reaktiv effekt (P og Q) og spænding (U) på et langt større antal stationer og udføringer. På længere sigt også fra alle fjernaflæste elmålere i elsystemet. Kommercielle aktører kan hjemtage måledata og aktivere de mobiliserede enheder fx forbrug med standardiserede og sikre datakommunikationsstandarder. De kommercielle aktører kan også vælge at hjemtage og måle andre ikke-elrelaterede informationer efter aftale med kunden og på kommercielle vilkår. Det vil fortsat være netvirksomhederne, som er måleansvarlige, og Datahub en vil efter aftale med elkunden kunne stille historiske timedata til rådighed for de kommercielle aktører. De kommercielle aktører vil dog også have mulighed for efter behov at udvikle egne løsninger, der kan vise forbrugsdata hurtigere og i en finere tidsopløsning tættere. Målinger bruges til såvel afregningsformål, styring og sammen med opsamlede erfaring til prognoser. AFREGNING Måledata til afregningsformål kan de kommercielle aktører hente i DataHub'en, eller de kan hente måledata direkte via elmåleren. De måleransvarlige virksomheder har ansvar for at drive og vedligeholde elmålere, og de har ansvar for at hjemtage og videresende de legale måledata til DataHub'en. 26

27 Afregning beskrives ikke yderligere i dette koncept for styring af elsystemet, men det er nødvendigt at sikre, at leverede fleksibilitetsprodukter afregnes i forhold til det oprindeligt aftalte og det reelt leverede. 3.6 Koncept for mobilisering og aktivering af fleksible ressourcer Arbejdsgruppen er enig i at anbefale et koncept, som fremmer mobilisering af fleksible distribuerede energiressourcer (DER) og Prosumer enheder. Levering af fleksibilitetsprodukter forventes enten af foregå via: 1. Bilaterale aftaler mellem en køber og en sælger formidlet på markedspladsen, eller 2. En markedsplads, hvor købere og sælgere kan mødes og aftale leverance af fleksibilitetsprodukter. Visse basisegenskaber kan derudover mobiliseres fra elproducerende enheder og fra visse elforbrugende enheder gennem fortrinsvis internationalt harmoniserede krav og standarder til disse enheder. Disse krav til basisegenskaber forventes fortsat udmøntet gennem Tekniske Forskrifter fra TSO. I hvilken grad, det skal kræves, at ressourcer leverer særlige egenskaber, skal bero på løbende samfundsøkonomiske betragtninger. Fleksibilitetsprodukterne tænkes realiseret på kommercielle vilkår. Det sker kort beskrevet på følgende måde: a) Aftale: De kommercielle aktører indgår aftaler med et stort antal DER om levering af fleksibilitet i elforbrug eller produktion. b) Marked: Fleksibilitetsprodukterne tilbydes af en kommerciel aktør i samarbejde med en balanceansvarlig ind i et marked. c) Aktivering: Bliver der behov kan DSO'er efterspørge aktivering af et fleksibilitetsprodukt fra DSO markedet, fx nedregulering af forbrug for at undgå overbelastning af en flaskehals. d) Koordinering: Uudnyttede ressourcer i DSO markederne kan nyttiggøres i de internationale TSO markeder. De fleksible ressourcer forventes typisk at være decentrale værker, vindmøller, fleksible industrielle ressourcer, m.v. og fra Prosumer (private husstande, små erhverv) typisk varmepumper, elpatroner, elbiler og andet større forbrug med fleksible styrbare ressourcer og evt. med egen elproduktion fra fx solceller. I nedenstående Figur 12 er vist den illustration af de centrale aktører i Smart Grid konceptet, som anvendes gennem rapporten til at beskrive aftaleforhold og styringssignaler i det anbefalede Smart Grid koncept. Gennem udvikling og brug af den model har det været muligt, at spejle mange af TSO ernes processer og markedsrelationer i det foreslåede koncept med større inddragelse af de kommercielle markedsaktører, som mæglere for mobilisering af ressourcer i distributionsnettet. 27

28 DSO BA TSO Andre kommercielle parter Aggregator Elhandler - Service provider Prosumers/DER/CG Figur 12: Centrale aktører i Smart Grid konceptet Hertil vil der blive udviklet endnu et element: En markedsplads som blandt andet skal sikre et mere åbent og gennemsigtigt marked med lavere transaktionsomkostninger sammenholdt med bilaterale aftaler. Indledningsvis indtil platforme og markeder er fuldt udviklet og integreret i det eksisterende markedssetup forventes køb og salg af fleksibilitetsprodukter at blive aftalt med udgangspunkt i bilaterale aftaler mellem DSO og de kommercielle aktører. I Appendiks B.5.1 vil den foreslåede markedsplads blive beskrevet, men her vises en illustration Figur 13 med de centrale aktører inkl. Markedspladsen. 28

29 DSO Markedsplads BA TSO Andre kommercielle parter Aggregator Elhandler - Service provider Prosumers/DER/CG Figur 13: Aktørerne og markedspladsen til synliggørelse af aftaler og fleksibilitetsprodukter i elsystemet. 3.7 Beskrivelse af roller og ansvar I det foreslåede Smart Grid koncept vil flere af elsystemets nuværende aktører indgå. Men der vil også blive tilføjet en ny aktør. For at give bedre forståelse for konceptet er de forskellige aktørers roller og ansvar beskrevet. Det har været vigtigt for arbejdsgruppens forståelse af fremtidens koncepter at generalisere og opdele aktørerne i elsystemet i tre grupper: 1. Private aktører (leverandører/udbydere af fleksibilitet). 2. Kommercielle aktører (mæglere/mellemhandlere af fleksibilitet). 3. Systemoperatører: DSO/TSO (efterspørgere af fleksibilitet). Med systemoperatørerne DSO og TSO forstås monopolaktiviteterne for henholdsvis distributionsnettene og for transmissionsnettet i den danske kontekst er dette henholdsvis netvirksomhederne og Energinet.dk. Ved kommercielle aktører forstås aktører, som ikke er regulerede som monopolvirksomheder, typisk balanceansvarlige, elhandlere og aggregatorer. Disse roller kan være fordelt på et eller flere selskaber. De private aktører er små og store forbrugere, industrielle forbrugere og elproducenter. Se også Figur 12. Arbejdsgruppen ser ikke behov for væsentlige ændringer i roller og ansvar mellem TSO og DSO, men arbejdsgruppen peger på en større grad af koordination mellem DSO og de kommercielle aktører, ikke mindst BA. Endvidere vil DSO erne have en større opgave med at overvåge og operere nettene, end tilfældet er i dag. Dermed får de kommercielle aktører en større rolle samspillet mellem DER/Prosumer og DSO, og DER/Prosumer får en mere aktiv rolle i forhold til elsystemet som helhed. 29

30 I det følgende beskrives de enkelte roller fra de tre aktørgrupper, som er anvendt her i rapporten: TSO: En transmissionssystemoperatør (TSO) er en monopolrolle. TSO'en har til primær opgave at sikre en overordnet stabil drift af elsystemet, det vil sige sikre balance mellem forbrug og produktion, sekund-forsekund også i tilfælde af større udfald, fx udfald af store kraftværker. Herudover har TSO en som primæropgave af sikre et velfungerende transmissionsnet (>100kV) og et velfungerende elmarked. I Danmark er det alene Energinet.dk, som er offentligt ejet, der har denne opgave. Til at håndtere opgaven med at sikre balancen i elsystemet, er der oprettet flere forskellige markeder, blandt andet elbas, regulerkraft og reservemarkeder. Disse er sammen med elmarkedet for energi (elspot) med til af sikre balancem i elsystemet. I det foreslåede Smart Grid koncept vil TSO en have funktion af efterspørger af fleksibilitetsprodukter i de forskellige balancemarkeder, fx regulerkraft og reservemarkederne nævnt ovenfor. TSO en handler med den balanceansvarlige (BA), som skaffer disse ressourcer via samarbejde med aggregatorer, der har samarbejdsaftaler med aktører med DER eller direkte med fremtidens Prosumer. DSO: En distributionssystemoperatør er en monopol-rolle, som ejer og driver distributionsnet (<100 kv). DSO'ens primære opgaver er at sikre så få afbrud i elforsyningen til de private aktører som muligt og at sikre en tilstrækkelig god kvalitet af den el, de danske forbrugere modtager. I Danmark findes ca. 70 DSO'er, som er selvstændige private virksomheder. DSO-virksomheder er typisk forbrugerejede andelsselskaber, kommunale virksomheder eller privat og/eller offentligt ejede aktieselskaber. For at sikre den fremtidige forsyning er det DSO ens opgave at udbygge og forstærke deres distributionsnet. Forstærkningerne foretages typisk, når belastningen af de enkelte dele af distributionsnettet nærmer sig deres kapacitetsgrænser. Med det foreslåede Smart Grid koncept vil DSO'en også kunne efterspørge fleksibilitetsprodukter. Disse vil DSO'en kunne bruge til at minimere belastningen af de enkelte dele af distributionsnettet i de mest kritiske timer, hvor belastningen er meget høj. På den måde vil DSO'en kunne udskyde sine omkostninger til netforstærkninger, hvilket har en reel selskabs- og samfundsøkonomiskøkonomisk værdi. BA: En balanceansvarlige (BA) er en kommerciel rolle. En BA har en formel juridisk rolle og ansvar for levering af de forventede og indrapporterede produkter i elmarkederne både elspot, regulerkraft og reservemarkederne. Dette betyder, at al produktion og forbrug i Danmark skal være registreret hos de balanceansvarlige. I indeværende koncept er det derfor nærliggende, at BA er ansvarlig for registrering og rapportering af fleksibilitetsprodukterne, som foreslået i konceptet. Dette er årsagen til, at der ikke er foreslået kommunikation direkte fra TSO/DSO til aggregator. BA forventes dermed en central rolle i det kommende Smart Grid med indmelding af fleksibilitetsprodukter. TSO og DSO forventes fortsat at have et ønske om kun at skulle henvende et begrænset antal steder for af få mobiliseret og aktiveret et fleksibilitetsprodukt. De balanceansvarlige vil sandsynligvis samle tilstrækkelig volumen i deres fleksibilitetsprodukter via egne aggregater, funktioner eller via andre kommercielle aggregatorer samt direkte til decentrale produktionsanlæg. 30

31 Nye kommercielle roller: Termen nye kommercielle roller er valgt, da der i flere sammenhænge er brugt andre termer som aggregator, service provider, m.m. Det centrale er, at de nye kommercielle roller dækker over den funktion i det markedsbaserede Smart Grid, som sørger for at: - engagere forbrugerne via aktiv markedsføring af gode forretningstilbud, hvilket udmøntes i kontraktuelle relationer mellem de kommercielle spillere og forbrugerne. Forretningstilbuddene skal gøre det interessant for Prosumer (hjem, kontor og industri) og DER at være fleksible i deres elforbrug/-produktion via forskellige attraktive forretningskoncepter. - aggregere (samle) og administrere det fleksible elforbrug og evt. små produktionsanlæg i tilstrækkeligt store bud til, at det kan bydes ind som de samlede færdigpakkede fleksibilitetsprodukter, der efterspørges af TSO'er og DSO'er. - hjælpe Prosumer med at etablere den standardiserede datakommunikation til deres anlæg ikke mindst mellem dem selv og Prosumer. - Levere/sælge elforbrugsstyresystemer til Prosumer, der skal sikre, at Prosumer ikke selv skal gøre noget aktivt, når der aktiveres et fleksibilitetsprodukt (de har sandsynligvis travlt med andre gøremål: Arbejde, spise, sove, fritid), men at reguleringen kan foretages af de kommercielle aktører (inden for fastsatte komfortkrav, stillet af Prosumer). - Foretage styring af elforbruget via elforbrugsstyresystemerne, når der er aftalt en leverance til TSO eller DSO. De nye kommercielle roller vil få behov for systemer, der kan arbejde med store mængder data. DER: Distribuerede energiressourcer (DER). Termen dækker over flere forskellige typer af ressourcer som med fordel kan stille fleksibilitet til rådighed for elsystemet. Eksempler på DER er decentrale kraftvarmeværker, vindmøller, elbiler, varmepumper, solceller, nødgeneratoranlæg, m.v. Decentral produktion (DG) er også en DER har i det foreslåede Smart Grid-koncept samme funktioner som Prosumers, omend de naturligvis vil have en større mængde el at være fleksible med. Prosumer: Ordet Prosumer er en sammentrækning af professionel, proaktiv eller producent og konsument. Dette dækker over traditionelle elforbrugere (hjem, kontor og industri), med eller uden lokal egenproduktion (fx fra solceller), som potentielt har fleksible ressourcer, som kan stilles til rådighed for elsystemet. Prosumerne er ikke nødvendigvis direkte aktive i leveringen af fleksibelt forbrug, da de ikke kan forventes at have tilstrækkelig gevinst eller lyst til at være aktive 24 timer i døgnet. Mange Prosumer forventes dog at have aktive styresystemer (fx intelligent bygningsautomation) til at aktivere forbrugsfleksibiliteten hos forbrugerne på basis af signaler fra de kommercielle aktører. Alternativt etablerer de kommercielle aktører direkte kommunikationsforbindelser til Prosumer/DER. Det forventes, at Prosumer i fremtiden vil få betaling for den fleksibilitet de stiller til rådighed. Betalingen kan typisk ske i form af reducerede tariffer eller som betaling fra de kommercielle aktører. CG: Central generation eller central produktion (CG) er både de klassiske centrale kraftværker og de moderne vindmølleparker og andre produktionsanlæg direkte tilsluttet transmissionsnettet (> 100 kv). Disse produktionsanlæg forventes fortsat at have en vigtig rolle i fastholdelse af stabiliteten i fremtidens elsystem. 31

32 4. Hvordan kommer vi derhen? Det er vigtigt, at pointere, at designet af konceptet i denne rapport er tiltænkt en behovsstyret udbredelse. At udbredelsen skal ske i takt med behov betyder, at konceptet skal pege på forberedelse af fremtidens styring i forhold til den aktuelle driftssituation og sammensætning af forbrugs- og elproduktionsressourcer. En væsentlig del af formålet med konceptudviklingen er også at være forberedt på en sandsynlig fremtidig udfordring i elsystemet. I konceptet skal der også være lagt vægt på både aktuelle og fremtidige synergier for kommunikation og aktivering af ressourcer. 4.1 Udløsende faktorer For såvel DSO som for TSO forventes alle udfordringer ikke at komme på én gang over alt i elsystemet. Det forventes, at der kan identificeres et antal udløsende faktorer, som kommer i takt med udrulning af de politiske visioner om indpasning af mere vedvarende energi i elsystemet. De forventede udløsende faktorer er illustreret i Figur 14. Figur 14: Forventede udløsende faktorer Udløsende faktorer i DSO-netdrift I distributionsnettene ses i dag en voldsom udvikling i antallet af solcelleanlæg, hvilket kan være en af de udløsende faktorer, som giver anledning til behov for både analyser, målinger og i visse tilfælde behov for aktiv styring af spændingen. Men solceller kan også blive en kapacitetsudfordring ikke mindst, hvis love og regler ændres, så der skabes incitament til at etablere større produktionsenheder i forhold til det hidtil dimensionerende forbrug. Varmepumper og elbilerne kan fortsat forventes at blive en udløsende faktor, hvis der pludselig skulle ske en stigning i mængden af disse. I de tilfælde skulle koncepterne i denne rapport kunne afbøde konsekvensen Udløsende faktorer i TSO-systemdrift Energinet.dk køber systemydelser for at have adgang til ressourcer, der kan sikre en stabil og sikker drift af elsystemet. En stor andel af ydelserne bliver i det nuværende system leveret fra store centrale kraftværker og fra decentral produktion og elforbrug til elpatroner i fjernvarmesystemet. En fortsat udbygning 32

33 af vindkraften har imidlertid betydning for indtjeningsgrundlaget på de centrale værker. Det har allerede betydet, at centrale kulfyrede kraftværksblokke er taget midlertidig eller permanent ud af drift og har lange opstartstider og visse driftsbegrænsninger, hvis de skal startes op, jf. Tabel 1. Vestdanmark, DK1 MW Fynsværket Blok Taget ud af produktion i marts Studstrupværket Blok Opstartstid 3 måneder. Enstedværket Blok Lægges i mølpose fra 1. januar Østdanmark, DK2 Amagerværket Blok 2 90 Taget ud af produktion i marts 2010 Asnæsværket Blok Overholder ikke emissionskrav i 2014 Asnæsværket Blok Opstartstid 6 måneder Stigsnæsværket Blok Opstartstid 3 måneder Stigsnæsværket Blok Lægges i mølpose fra 1. januar Tabel 1: Centrale værker med begrænsninger (Kilde: Systemplan 2011, Energinet.dk). Udviklingen signalerer, at der er behov for adgang til systemydelser fra nye kilder, når vindkraften bliver hovedkilden til elproduktionen. Fra rapporten om Smart Grid i Danmark fremgår det, at elsystemet fremadrettet skal designes, så der åbnes for bedre mulighed for, at forbrugerne bidrager aktivt med leverancer af systemydelser, hvis der opstår tidspunkter, hvor der ikke er et kommercielt grundlag for, at centrale kraftværker er i drift. En anden udvikling, som er udløsende for udvikling og ændring i brugen af ressourcer på transmissionsniveau, er, når transitkapacitet øges i takt med, at flere udlandsforbindelser etableres. På den ene side hjælper større kapacitet til udlandet med at udjævne fluktuationer fra vindkraft og solceller, og det giver adgang til flere ressourcer til balancering af elsystemet. På den anden side kan det give større udfordring for at holde de lokale spændinger, hvis der er langt til nærmeste spændingsregulerende var-ressource. Det samme gør sig gældende, det at spændingen udfordres, når elproduktion tæt på de store byer ikke længere er med til at hæve og stabilisere spændingen og det samtidig med at forbruget øges. 4.2 Fleksibilitet i udrulningen Det er vigtigt at pointere, at konceptet i denne rapport er tiltænkt en behovsstyret udbredelse med stor fleksibilitet og robusthed uanset skalering. En væsentlig del af formålet med konceptudviklingen er også at være forberedt på en sandsynlig fremtidig udfordring i elsystemet. I forhold til konceptet er synergier i datakommunikationen gennem valg af standardiserede kommunnikationssnit, hvor flere aktører samtidig skal kunne hente information og/eller styre, med til at sænke barriererne og give en større samfundsøkonomisk værdi af de enkelte investeringer. Dette gør sig blandt andet gældende, når der peges på muligheden, at fremtidens elproducerende og visse forbrugende enheder skal være forberedt for rollerbaseret adgangskontrol, som beskrevet i Appendiks B.5.2. Dette giver også mulighed for fleksibilitet i udrulningen ved at have parallelle udrulningsforløb for henholdsvis netoperatører og for kommercielle aktører, så de hver især kan tage ressourcer i anvendelse i takt med egne behov eller udvikling af forretningsmodeller. De kommercielle aktører behøver i deres aktiviteter ikke at understøtte netdrift, fx aktiviteter om driftsovervågning af elproducerende enheder. Hos de kommercielle aktører er udrulningen styret af regler i elmarkederne, deres individuelle forretningsmodeller og af det økonomiske potentiale for disse aktører. DSO erne er regulerede med den bundne opgave at sikre leveringskvaliteten hos elkunden.det er hensigten, at reguleringen sikrer, at DSO en gør dette så omkostningseffektivt som muligt. Derfor har DSO er 33

34 behov for i takt med, at leveringskvaliteten udfordres at udvide deres målesystemer, etablere smarte systemer og anvende fleksibilitetsprodukter for at kunne maksimere nytten af den eksisterende infrastruktur og dermed udskyde investeringer i forstærkning af nettet. Endnu en del af fleksibiliteten i udrulningen er muligheden for kombinationen af central styring med distribueret intelligens. Den centrale styring kan langt hen ad vejen klare den nødvendige styring både hos de kommercielle aktører og hos DSO. Men i takt med at styring bliver mere tidsmæssigt kritisk, eller antallet af nødvendige styringspunkter bliver meget stort, kan det blive nødvendigt at distribuere nogle af processerne til de kritiske målepunkter. Hvor og i hvilken grad denne processor distribueres giver denne rapport ikke endelige svar på (se Appendiks B.5.4). På TSO-niveau er udrulningstakten for nye markeder og produkter for effektiv effektbalancering i høj grad styret af design af de internationale elmarkeder samt etablering af udlandsforbindelser og ændring af produktionssammensætningen i Europa (fx lukning af atomkraftværker og etablering af store havmølleparker). Det vil sige i høj grad af aktiviteterne i ENTSO-E og hos andre TSO'er i Europa. 4.3 Vejen til markedsmæssige løsninger for DSO Imellem prisområder i transmissionsnettet håndteres flaskehalse på spotmarkedet ved hjælp af prissignaler. Det betyder, hvis der opstår flaskehalse, vil spotprisen stige i det område, der ligger efter flaskehalsen (og det billigere bud for området, der ligger foran flaskehalsen, kan ikke bruges). På regulerkraftmarkedet håndteres flaskehalse inden for det enkelte prisområde ved at springe over et bud på (merit order) ordrelisten, hvilket indebærer, at der tages et bud til en højere pris. I princippet fjerner TSO en flaskehalse ved hjælp af forstærkninger i transmissionsnettet, hvis det er samfundsøkonomisk rentabelt. Det betyder, at TSO en vil investere i udbygning af nettet eller tekniske løsninger, hvis prisen for at fjerne flaskehalsen er mindre end prisen straffen for ikke at bruge det billigste bud på spot- og regulerkraftmarkedet. Kan man gøre det samme på distributionsnettet? Ja, i princippet. I praksis er der adskillige udfordringer, der skal løses. Kortlægning af flaskehalse i distributionsnettet Det er nødvendigt, at distributionsselskabet har fuld indsigt i distributionsnettet for at identificere flaskehalse. Kendskabet til detaljerne i distributionsnettet undersøges og vil sandsynligvis i disse år blive udvidet fx ved at bruge mere måle og kommunikationsudstyr. Dette betyder samtidig at der kan blive behov for investeringer i dette udstyr. Udvikling af nye værktøjer for prisafhængigt forbrug til brug for DSO en I dag er forbruget i Danmark generelt set ikke fleksibelt på forbrugssiden. I fremtiden vil forbrugssidens reaktion håndteres af elhandler, aggregator, elbilsoperatører eller lignende, der kender forbrugerne, hvorfor disse vil få brug for nye værktøjer til aggregering og salg af forbrugs- og produktionsfleksibilitet. Det kontrakt- og lovgivningsmæssige grundlag skal være på plads for at udspecificere rettigheder, forpligtelser og prismekanismer for alle involverede parter. For at kunne afregne det prisafhængige forbrug er det nødvendigt at kunne måle i en tilstrækkelig høj opløsning, der svarer til opløsningen i prisvariationen. Udvikling af metoder til at fastlægge langsigtede omkostninger ved reduktion af flaskehalse Det er også nødvendigt, at distributionsselskaberne identificerer de langsigtede omkostninger forbundet med at forstærke nettet. Disse omkostninger skal sammenlignes med omkostningerne ved at få slutbru- 34

35 geren til at reducere forbruget i en given periode for at forhindre flaskehalse på distributionsnettet. Sammenligningen giver signal om, hvornår der skal foretages forstærkninger på nettet, og hvornår der skal flyttes forbrug afhængigt af, hvad der er billigst for DSO'en. Det skal bemærkes, at lignende metoder anvendes i transmissionsnettet, hvor årlige omkostninger ved flaskehalse i transmissionsnettet sammenlignes med årlige omkostninger ved investeringer i udbygning af nettet. Hvis flaskehalsindtægter markant overstiger udbygningsomkostninger, forventes udbygning at være relevant. DSO'ens prissætning I dag håndteres flaskehalse i distributionsnettet ved at udbygge nettet. Alternativt kan forbrug flyttes fra de tidspunkter af døgnet, hvor det skaber overbelastning ved at indføre muligheden for at aktivere fleksibelt forbrug. For at kunne vurdere, hvornår der skal udbygges, og hvornår forbruget skal flyttes, kræves en beskrivelse af sammenhængen mellem omkostningerne ved de to alternativer. Hvis de samfundsøkonomiske omkostninger ved udbygning af elnettet er lavere end de samfundsøkonomiske omkostninger ved at anvende slutforbrugerens fleksibilitet, bør elnettet udbygges. Denne sammenligning vil DSO'erne naturligt foretage, hvis det er selskabsøkonomisk interessant. Geografisk differentiering Den danske ellov giver ikke entydig distributionsselskabet mulighed for at differentiere prisen af den almindelige ellevering geografisk. Det bør vurderes, om tilsvarende vil gøre sig gældende for fleksibilitetsprodukter. Ændringer i lovgivningen kan være nødvendige for flere af de beskrevne metoder, som medfører større differentiering af priser mellem de private aktører. 4.4 Omstilling i branchen (evolution, ikke revolusion) Arbejdsgruppen har i denne rapport beskrevet en række forhold set som det ønskede idealistisk optimale koncept, som anbefales udviklet frem mod Arbejdsgruppen er naturligvis klar over, at udviklingen frem til den optimale løsning går over forskellige udviklingsstader, som her beskrives nærmere for et par forhold. UDVIKLINGEN FRA BILATERALE AFTALER, OVER EN MARKEDSPLADS TIL ET EGENTLIGT MARKED Denne rapport har beskrevet, at målet frem mod 2025 er, at der opstår et marked for DSO- og TSOservices, handel med fleksibilitetsprodukter. Et egentligt marked vil have en række fordele som beskrevet afsnit 4.5Appendiks B.4 og i den forbindelse sikre, at transaktionsomkostningerne på udveksling af fleksibilitet bliver tilstrækkeligt lave til, at økonomien også kan hænge sammen for helt små fleksible enheder. Imidlertid er det vigtigt, før et marked kan etableres, at produkter er veldefinerede, og at aktørerne er mobiliserede. Markedet for fleksibilitetsprodukter kan ikke umiddelbart sammenlignes med opstart af markederne for systemydelser på transmissionsniveau, hvor produkter og mobiliseringen af aktørerne allerede skete før liberaliseringen i elsystemet. DSO'erne har ikke hidtil haft tradition eller behov for at anvende den type ydelser, som fremadrettet skal sikre fleksibiliteten og sparede netinvesteringer i elsystemet. Mobilisering af nye ressourcer er dog ikke helt ukendt i branchen efter et antal år med øget markedsgørelse af systemydelser på transmissionsniveau. Dertil er det en kendsgerning at de efterspurgte ressourcer på distributionsniveau også kan bruges som systemydelser i de eksisterende balancemarkeder. På vejen til et egentligt marked med markeder på DSO-niveau er der en række faser, man skal igennem: 35

36 FASE 1 BILATERALE DSO-AFTALER Der skal indgås aftaler direkte mellem DSO'er og fleksible kunder, og deres aggregatorer og BA er. De fleksible kunder er endnu ikke mobiliseret på de lavere spændingsniveauer og kender ikke muligheden værdien for at levere fleksibilitet til DSO'en. Derfor vil der i først omgang kun være få udbydere af fleksibilitet, og aftalerne vil være skræddersyede og ikke-modnede. FASE 2 EN DSO MARKEDSPLADS I fase 2 vil der være en simpel markedsplads, hvor DSO'en fra start vil kunne offentliggøre sine fleksibilitetsbehov og vide, at der vil være fleksible kunder, der vil respondere med ønsket om at levere fleksibilitet. Markedspladsen vil øge transparensen for de fleksible DSO-ydelser, men der vil stadig skulle indgås aftaler om rådighed, regulering, mv. FASE 3 ET DSO MARKED I fase 3 vil DSO'er, produkter, Prosumer/DER, aggregatorer og BA'er være modne og mobiliseret, så produkterne og aftalerne er helt generiske, og de bilaterale aftaler erstattes af markedskrav. Overgang til et egentligt marked sker først, når der er en stor likviditet og et større antal mobiliserede fleksible kunder. For at etablere DSO-markedet skal der være én part, der tror nok på sagen til at tage en stor risiko og etablere den. Det tænkes ikke, at det vil være en kommerciel organisation, der vil have den fornødne indsigt og risikovillighed, hvorfor arbejdsgruppen ser, at den mest realistiske vej er, at netvirksomhederne med deres indsigt i værdien i fleksibiliteten etablerer denne markedsplads i samarbejde og dermed skaber fundamentet for kommercielle fleksible services med lave transaktionsomkostninger. Den samlede vej til et egentligt DSO-marked har en række faser som vist i Figur 15. Figur 15: Faset omstilling fra bilaterale aftaler til fuld markedmodel. DEN BALANCEANSVARLIGE SOM FORMIDLER AF FLEKSIBLE YDELSER FRA DE FLEKSIBLE ENHEDER TIL TSO OG DSO. 36

37 Det er beskrevet tidligere i rapporten, at de balanceansvarlige er placeret centralt i aktørbilledet for udveksling af fleksibilitetsprodukter i fremtiden og som den centrale formidler af fleksibilitet enten direkte til TSO og DSO indirekte via en kommerciel aktør eller til en markedsplads. Det valg anser arbejdsgruppen for at være den mest optimale løsning, fordi de balanceansvarlige allerede har en formaliseret rolle og et juridisk ansvar i de eksisterende markedspladser for systemydelser (hos Energinet.dk) og i spotmarkedet, hvor størstedelen af el-energien omsættes. De balanceansvarlige er derfor allerede certificerede aktører, der har en velbeskrevet rolle i markedsreglerne. Med de balanceansvarlige som formidler af alle transaktioner, der vedrører elforbrug eller produktion og systemydelser og i fremtiden også levering af ydelser til DSO, kompromitterer man ikke de ansvar, som balanceansvaret pr. definition har. DSO BA TSO Andre kommercielle parter Aggregator Elhandler - Service provider Prosumers/DER/CG Figur 16: Centrale aktører i Smart Grid konceptet. På vejen mod den helt rene model med balanceansvarlige som formidler af alle ydelser fra fleksible ressourcer skal det ikke være en hindring mod mobilisering af fleksibilitet, at de balanceansvarlige skal være formidler. Det skal i stedet mere, som det ses i Figur 16, at de balanceansvarlige vil indgå i forskellige konstellationer/konsortier sammen med aggregatorer og elhandlere. Det vil i de første faser være langt mere naturligt, at det er elhandlerne, der indgår aftaler med DSO erne, da de med engrosmodellens indførelse vil have et fast samarbejdsmønster, og det vil være elhandlerne, der fronter alle kunder med forbrugsfleksibilitet på de lavere spændingsniveauer. Denne direkte relation til el-forbrugskunder eksisterer ikke for de balanceansvarlige i dag, og det er derfor vigtigt, at det ikke er relationen til den balanceansvarlige, der kommer til at stå i vejen for udbredelsen og mobiliseringen af alle de mindre fleksible enheder med marginalt billige fleksible egenskaber, da det jo er hele essensen af Smart Grid. 4.5 Milepælsplan Distributionsnettene er generelt i dag kun overvåget i stærkt begrænset omfang. Før netselskaberne kan udnytte muligheden for at vælge Smart Grid frem for almindelige netforstærkninger, er der behov for at øge tilstandsovervågningen af distributionsnettet, her tænkes især på 0,4- og 10 kv-nettene. 37

38 Der er behov for øget måling af tilstanden i distributionsnettene og kommunikation af målingerne. Netselskabernes investeringer i udstyr til dette vil sandsynligvis indledningsvis drives af muligheden for at foretage drift, der går tættere til kapacitetsgrænserne og mere målrettet vedligehold af distributionsnettet heri ligger en værdi. Det forventes, at netselskaberne ser på disse muligheder allerede i for de hårdest belastede dele af deres distributionsnet. Med de etablerede målesystemer har netselskaberne nu også mulighed for at efterspørge hjælp til fx belastningsreduktion i hårdt belastede driftstimer. Denne hjælp forventes i den første periode ( ) primært handlet via bilaterale aftaler. I 2018 forventes, at handel med fleksibilitet har fået så stort volumen eller værdi, at der etableres et DSO-marked for forbrugs- og produktionsfleksibilitet. Denne videreudvikles og forfines i perioden , og der etableres systemer for automatisk og hurtig (øjeblikkelig) aktivering af handlede fleksibilitetsprodukter. I denne periode forventes det også, at der lanceres nye fleksibilitetsprodukter på markedet. I denne takt forventes markedet for fleksibilitetsprodukter etableret Figur 17 sammenfatter ovenstående i en samlet figur. Figur 17: Milepælsplan for DSO Smart Grid aktiviteter (målesystemet, markedsplads, markeder og automatik). 38

39 Appendiks A Arbejdsgruppens kommissorium 39

40 40

41 41

42 Appendiks B Detaljeret konceptbeskrivelse I de følgende afsnit beskrives de enkelte grupper af fleksibilitetsprodukter og byggeklodser til fremtidens styring af elsystemet, som arbejdsgruppen har identificeret og analyseret. Fleksibilitetsprodukter inkluderer, men er ikke begrænset til de nævnte eksempler inden for hver gruppe. For hver gruppe af fleksibilitetsprodukter beskrives både aftaleforhold mellem aktørerne, og hvor signaler for styring/aktivering formidles mellem efterspørger og ressourcen, hvor fleksibiliteten udbydes. Principper, signaturer og farver anvendt i beskrivelserne af fleksibilitetsprodukterne er som vist i nedenstående figurer: Figur 18, Figur 19 og Figur 20. Markedsplads Uspecificeret relation Anmodning om ydelser DSO BA TSO Signalvej til styring/aktivering Kommercielle aftaler Forskrifter og regulerede aftaler Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Prosumers/DER/CG Figur 18: Signaturforklaring og farver - aktørrelationer Markeder DSO Netbenyttelseraftaler BA Handelsaftale Kommerciel aftale TSO Aftale om balanceansvar Levering af systemydelser Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Tekniske Forskrif- Kommerciel aftale Prosumers/DER/CG Figur 19: Princip for aftaler mellem aktører 42

43 DSO BA TSO DSO BA TSO Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Prosumers/DER/CG Styring i normaldrift for aktiv effekt (spot, regulerkraft, frekvens, flaskehalse, mv.) Prosumers/DER/CG Styring i normaldrift for tjenester eller ydelser med særlige krav til respons (fx Volt, Var) Figur 20: Princip for styring og aktivering af ressourcer Appendiks B.1 Elsystemets fleksibilitetsprodukter I et fremtidigt Smart Grid koncept for aktivering af fleksibelt forbrug og decentral produktion vil det ikke blot være ét fleksibilitetsprodukt, som vil være interessant at få leveret. Der vil være flere forskellige fleksibilitetsprodukter, som vil kunne efterspørges af TSO og DSO erne. Fleksibilitetsprodukter som arbejdsgruppen anser for at være de mest nærliggende: a. Spot/intraday relaterede produkter (MWh) b. Reserver og regulerkraft (MW og MWh) c. Frekvensreserver (Hz) d. Produkter til håndtering af lokale flaskehalse (MW) e. Produkter til håndtering af transformerflaskehalse (MW) f. Reaktiv effekt (Mvar) g. Spændingsregulering (Volt) I de følgende afsnit er de nævnte fleksibilitetsprodukter beskrevet under hovedoverskrifterne. 1. Aktiv energi- og effektprodukter (Appendiks B.2 ). 2. Reaktive effektprodukter (Appendiks B.3 ). De aktive energi- og effektprodukter anskues henholdsvis som tværgående i elsystemet (a.-c.) og lokale i forhold til elnettet (d.-e.). Mens de reaktive effektprodukter (f.-g.) altid anses for lokale produkter. Dertil forventes de aktive fleksibilitetsprodukter at blive leveret som systemydelser, mens de reaktive i dag er systemtjenester (se Appendiks F.1 og Appendiks F.2 ). Aftaleforhold for fleksibilitetsprodukterne, og hvordan produkterne hver især aktiveres og afregnes, beskrives nærmere i Appendiks C.2. Appendiks B.2 Aktive effekt- og energiprodukter I det følgende beskrives de fleksibilitetsprodukter, der umiddelbart er identificeret, som hører under overskriften aktiv effektregulering. 43

44 Appendiks B.2.1 Aktiv energi (MWh) Nedenstående afsnit relaterer sig primært til fleksibilitetsprodukterne, listet ovenfor: Spot/intraday relaterende produkter (MWh) Eksempler på relaterede produkter til den kan være garanteret forbrugsprofil eller eksempel fra FlexPower projektet: Add-on, der presser den almindelige elpris op ved ønske om mindre forbrug og ned ved ønske om mere forbrug. Elleverancen, set som energi, som vi kender den i dag, er nok snarere en yderligere kompleksitet for fleksibiliteten end et egentlig fleksibilitetsprodukt. Den er dog relevant, idet der er en væsentlig værdi eller et tab forbundet med at flytte sit elforbrug, når elprisen varierer mellem de perioder, hvor forbruget flyttes. Et andet element omkring elleverancen, er det ansvar for forbrugsprognosen, som de balanceansvarlige har, som bør respekteres af fleksibilitetsprodukterne. Det kan derfor blive nødvendigt at også fleksibilitetsprodukter rekvireret fra DSO-side, skrives ind i de markedsregler som allerede eksisterer mellem debalanceansvarlige og TSO en. Der vil også være et potentiale i elleverancen med fastlåst forbrugsprofil, som er et produkt, der ligger tæt op ad effekt-produkterne, og dermed bliver elproduktet også et fleksibelt produkt. Appendiks B Produkter Der er i den eksisterende indkøbsproces for el egentlig to indkøb af energi, henholdsvis indkøb af den balanceansvarlige i engrosmarkedet og indkøb af el mellem den balanceansvarlige og elkunder. Sidstnævnte sker oftest via elleverandør og evt. aggregatorer. De Balanceansvarlige indkøber el i engrosmarkedet 1. Spotmarkedet. 2. El-bas eller øvrige børsprodukter med kortere tidsopløsning. 3. Bilateralt, direkte fra elproducenterne eller andre grossister. Elkunder køber el via elleverandører Produkter der allerede findes i dag 1) Køb af el til forbrug i flatrate uden prognose og under skabelonforbruget. 2) Køb af el til forbrug med variable timepriser timeafregnet. De kommercielle aktører tager risiko for ubalance mellem deres køb i forhold til det reelle forbrug. I fremtiden kan man forstille sig en bred vifte af elprodukter, der med en fastlagt forbrugsprofil vil kunne fungere som egentlige fleksible produkter. Fx: 1) Timeafregnet med en garanteret forbrugsprofil (Energiprofilprodukt). 2) Timeafregnet med en garanteret maks. Effekt 3) Det antages, at der med disse nye produkter er mindre risiko for de kommercielle aktører, fordi den statistiske usikkerhed minskes, når der er aftalte forbrugsprofiler med elkunderne. Appendiks B.2.2 Aktiv effekt til balancering (MW og MWh) Energinet.dk antages fortsat at være ansvarlig for at opretholde balancen i elsystemet i driftstimen. For at udføre opgaven samfundsøkonomisk effektivt, indgår Energinet.dk aftaler med balanceansvarlige aktører om levering af systemydelser på markedsbestemte vilkår. 44

45 Det sker i form af indkøb af reserver og balancekraft til op- eller nedregulering af elproduktion eller forbrug. Energinet.dk skelner mellem a) selve leverancen af energi til balancering af elsystemet og som afregnes i MWh, og b) kapacitet (MW) i forbrugs og produktionsanlæg, der skal sikre, at balanceydelsen kan finde sted på anmodning fra Energinet.dk, og som balanceansvarlige aktører kan opnå en rådighedsbetaling for ved at undlade at byde den ind i spotmarkedet. Fremtidens balancemarked 5 i 2025 skal fortsat sikre en effektiv integration af den fluktuerende vedvarende energi på markedsbaserede vilkår. Markedet vil som i dag være åbent for både produktion og forbrug, hvad enten det er fra centrale, decentrale eller distribuerede ressourcer. Det vil fortsat være de balanceansvarlige aktører, der skal levere reserver og balanceydelser til Energinet.dk. Hvordan den balanceansvarlige aktør sikrer og aktiverer sine leverancer i sin portefølje, vil fortsat være et anliggende mellem den balanceansvarlige og andre kommercielle aktører, herunder aggregatorer, elhandlere, service providere, mv. Den nuværende rolle- og ansvarsfordelingen for levering af fleksibilitetsprodukter til balancering antages derfor at være intakt frem mod 2025, jf. Figur 21. Energinet.dk vil fortsat benytte en kombination af kontrol og økonomiske incitamenter til at sikre, at reserver er disponible og balanceydelser finder sted. DSO Kommerciel aftale BA TSO Aftale om balanceansvar Aftale om levering af systemydelser DSO Videreformidling af signal til portefølje BA TSO Behov for op/nedregulering - Regulerkraft - LFC Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Kommerciel aftale Prosumers/DER/CG Aftaler Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Eventuel videreformidling af signal Prosumers/DER/CG Styring/aktivering Figur 21: Aftaler til håndtering af manuelle, sekundære (LFC) og primære reserver (herunder FNR og FDR i DK2) samt styring til håndtering af MW i form af regulerkraft, balancekraft fra LFC en og frekvensregulering. Idet den eksisterende markedsmodel for balancemarkedet forventes bibeholdt i sin nuværende grundstruktur på kortere sigt, vil der ikke ske yderligere gengivelse af produkter og markedsfunktion i nærværende analyse. I stedet henvises til Energinet.dk's hjemmeside for gældende regler såvel tekniske som markedsmæssige 6. I Appendiks B.5.5 på side 55 er redegjort for den forventede udvikling på balancemarkedet. Appendiks B.2.3 Produkter til håndtering af lokale flaskehalse hos DSO (MW) Muligheden for at kunne aktivere nedregulering af forbrug (MW), evt. mulig opregulering af lokal elproduktion i bestemte dele af distributionsnettet vil være interessant for DSO'erne, af hensyn til at undgå overbelastning af kabler eller transformere. Incitamentet for DSO'erne ligger primært i muligheden for at 5 Balancemarkedet vil i det følgende blive anvendt til at dække markederne for såvel reserver som balanceydelser, som Energinet.dk anvender til at balancere elsystemet

46 udskyde forstærkninger i distributionsnettet. I afsnit 2.1 om Smart Grids fordele er denne potentielle fordel for DSO'erne illustreret. Håndtering af lokale flaskehalse hos DSO'er kan blandt andet ske ved fleksibelt forbrug. Fleksibilitetsproduktet MW (DSO) skal forstås som et fleksibilitetsprodukt, der i form af regulering af forbrug eller produktion (MW), hjælper DSO'erne med at håndtere deres ansvar og/eller udfordringer i distributionsnettet. Dette koncept åbner for effektregulering som en mulighed til at håndtere en høj belastning af distributionsnettet ved hjælp af ydelserne beskrevet i afsnit Appendiks B.1. Lokale flaskehalse (MW) Eksempler på relaterede produkter til denne kan være timebaserede maks. forbrugs-grænser, garanterede kapacitetsgrænser, on-demand nedregulering af aktiv effekt eller aftaler om aktivering af lokale nødgeneratoranlæg. DSO (a) TSO DSO (1) TSO BA BA (b) Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider (c) Prosumers/DER/CG Aftaler (2) Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider (3) Prosumers/DER/CG Styring/aktivering Figur 22: Kommunikationsveje for hhv. aftaleforhold og aktivering af fleksibilitetsprodukter til flaskehalshåndtering. Aftaleforhold og styringsveje til aktivering af mobiliserede ressourcer er illustreret i Figur 22. Disse figurer er nærmere beskrevet i Appendiks C.2.3. Appendiks B.2.4 Andre flaskehalse Flaskehalse hos TSO, mellem TSO/DSO og mellem DSO er vil kunne håndteres på tilsvarende måde som interne flaskehalse hos DSO, se Appendiks B.2.3. TSO forventes, indtil der er etableret en ordentlig koordinering mellem DSO-markeder og TSO-markederne, fortsat at aktivere fleksibiliteten gennem de internationale TSO-markeder. Appendiks B.3 Reaktive effektprodukter, herunder spændingsregulering I det fremtidige elsystem med 50 procent eller mere af det samlede elforbrug dækket af vindkraft kan der forventes en kraftig stigning i både effekttransport og transit på transmissionsniveau for at flytte vindkraften til belastningscentrene og til udlandet. Endvidere kan det af samme årsag ikke længere påregnes, at de store klassiske kraftværksblokke i alle årets timer er i markedsdrift og dermed bidrager med deres systembærende egenskaber til elsystemets stabilitet. Derfor kan disse kraftværksblokkes systembærende egenskaber heller ikke længere forventes at understøtte hverken transmissionsnettet eller de underliggende net i samme grad, som det traditionelt har været tilfældet. Nogle af disse systembæ- 46

47 rende egenskaber, som disse værker bidrager med, er spændings- og reaktiv effektregulering på transmissionsniveau. Når elproduktionsanlæg i fremtiden i større grad flytter fra transmission til distribution, vil det i højere grad være nødvendigt at installere alternative spændingsregulerende apparater på transmissionsniveau, og at allerede installerede distribuerede elproduktionsanlæg på alle spændingsniveauer i fremtiden i højere grad bidrager til den samlede systemstabilitet og forsyningssikkerhed. Det bør af samme årsager tilstræbes, at hvert spændingsniveau, både for høj-, mellem- og lavspændingsnettene, driftsmæssigt holder sig neutralt og stabilt nogenlunde midt i spændingsbåndet. Dette vil sikre, at der er en spændingsmargin til at håndtere uforudsete store variationer, som kan opstå ved fx "en sky for solen" i et lokalt netområde med en stor andel af solcelleproduktion. Det er i denne sammenhæng væsentligt, at de eksisterende dynamiske egenskaber fra fx solceller bringes i spil til at bidrage til spændingsstabiliteten i elsystemet. Den fulde konsekvens af denne forventede udvikling vil være at udvikle hvert spændingsniveau (høj-, mellem- og lavspænding) til et stade, hvor de kan bruge de installerede elproduktionsanlæg til at regulere og styre den lokale spænding og hvor det giver mening at minimere det reaktive effektflow mellem spændingsniveauer for at undgå at belaste over- og underliggende net. Dette vil give både TSO og DSO erne et værktøj mere til at sikre en fortsat pålidelig drift af det fremtidige aktive elsystem. Som en logisk konsekvens heraf ses endvidere en fremtidig mulighed for at etablere egentlige driftsmæssige krav til styring af Mvar-udveksling mellem DSO- og TSO-net. Man vil kunne supportere dynamisk styrede reaktive effektudvekslinger mellem spændingsniveauerne på stationsniveau, så der opnås maksimal synergi fra fremtidens elproducerende anlæg. Endvidere leder fremtidens udstrakte brug af distribuerede elproduktionsanlæg til mulighed for akkumuleret aktivering (det vil sige aggregering) af ressourcerne fra et distributionsnet på kv-niveau. Der vil derfor kunne leveres mere dynamiske, reaktive ydelser på de mere korrekte lokaliteter på transmissionsniveau end i dag med de eksisterende relativt få muligheder. Arbejdsgruppen erkender dog, at der er et stort behov for en nærmere teknisk og samfundsøkonomisk udredning for at afdække hvor, hvornår og i hvilken grad den aktive spændings- og var-regulering fra de elproducerende anlæg skal bringes i spil. Appendiks B.3.1 Spændingsregulering lokalt Lokal spændingsregulering i distributionsnet betragtes som et fleksibilitetsprodukt. Eksempler på fremtidige relaterede produkter kan være regulering på egnede lokale DER- og Prosumer-apparater ved: direkte styring af spændings-sætpunkter indirekte styring af var-sætpunkter. 47

48 DSO Nettilslutningsaftale BA TSO Tekniske Forskrifter DSO BA TSO Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Prosumers/DER Aftaler om spændingsregulering Prosumers/DER Styring af spænding på distributionsniveau Figur 23: Kommunikationsveje for hhv. aftaleforhold og aktivering for fleksibilitetsprodukter til lokal spændingsregulering. Aftaleforhold og styringsveje til aktivering af mobiliserede ressourcer er illustreret i Figur 23 og er nærmere beskrevet i Appendiks C.3.1. Appendiks B.3.2 Mvar udveksling mellem spændingsniveauer Styret Mvar-udveksling mellem spændingsniveauerne i elsystemet betragtes som et fleksibilitetsprodukt. Eksempler på fremtidige relaterede produkter kan være: fast reaktiv effektregulering i forhold til Mvar-bånd generelt dynamiske regulerbare reaktive Mvar-bånd generelt aggregeret Mvar-udveksling mellem TSO og DSO net til spændingsregulering på enten TSO- eller DSO-net. aggregeret Mvar-udveksling internt mellem DSO-spændingsniveauer til lokal spændingsregulering. DSO Nettilslutningsaftale BA TSO Tekniske Forskrifter DSO Anmodning m ændring af reaktiv effektudveksling BA TSO Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Prosumers/DER Aftaler om reaktiv effektudveksling Prosumers/DER Styring af reaktiv effekt mellem TSO og DSO 48

49 Figur 24: Kommunikationsveje for hhv. aftaleforhold og aktivering for fleksibilitetsprodukter til håndtering af reaktiv effektudveksling mellem spændingsniveauer. Aftaleforhold og styringsveje til aktivering af mobiliserede ressourcer er illustreret i Figur 24 og er nærmere beskrevet i Appendiks C.3.3. Appendiks B.4 Ikke-normale driftstilstande Dette afsnit søger at beskrive, hvordan TSO og DSO i et fremtidigt Smart Grid bør og kan agere under en række ikke-normale driftstilstande. Afsnittet kan på ingen måde uddybe problemstillingen fuldstændigt, men kan forhåbentligt påpege en række væsentlige udfordringer. Arbejdsgruppen erkender, at der er behov for en nærmere udredninger på dette område. Den afgørende udfordring i forbindelse med Smart Grid og de ikke-normale driftstilstande er at sikre: - at driftstilstandene er så veldefinerede geografisk/teknisk/juridisk/økonomisk, at det på et relativt objektivt grundlag kan fastlægges, hvilken driftstilstand en given del af nettet er i - at det til enhver tid entydigt fremgår for såvel TSO, DSO og markedsaktørerne, hvilken driftstilstand en given del af nettet er i og hvem der geografisk/teknisk/juridisk/økonomisk har initieret denne driftstilstand - at der findes regler for, og at markedet kan have tillid til, at TSO og DSO ikke misbruger initiering af de ikke-normale driftstilstande til erstatning for opgradering af underdimensionerede net. Nedenfor søges en fremtidig Smart Grid model beskrevet, mens der i Appendiks E er beskrevet de nuværende forhold vedr. ikke-normale driftstilstande. De fremtidige forhold Som det fremgår af Appendiks E, er der ikke de store problemer i at lade TSO og DSO benytte samme betegnelser på driftstilstande. Tankegang og ageren følger allerede i dag de samme spor. Både TSO og DSO bør derfor operere med de samme definitioner på driftstilstande for at signalere på nogenlunde ensartet vis, hvilket opmærksomheds- og adfærdsniveau, som situationen kræver. Indholdet af den enkelte definition vil dog være forskelligt, da nettene også fremover forventes at være forskelligt konfigureret. Der skal gøres opmærksomhed på, at Ø-drift ikke er indeholdt i ENTSO-E's definitioner. Arbejdsgruppen har dog valgt at lade Ø-drift indgå i de driftstilstande, da den muligvis kan blive relevant i forbindelse med Smart Grid og som angives på Tabel 2. Driftstilstand Betegnelse Initiator* Initiators handlinger Markedskarakteristika Normal drift Initiere "Normal drift", observere, informere Skærpet drift TSO / DSO Initiere "Skærpet drift", observere, informere, varsko, anmode Markedet respekteres Nøddrift Initiere "Nøddrift", observere, informere, varsko, anmode, tvangsstyre Markedet tilstræbes respekteret, men det vil ikke altid have højeste prioritet 49

50 Ø-drift Initiere "Ø-drift", observere, informere, varsko, anmode, tvangsstyre Blackout Initiere "Blackout", observere, informere, varsko, anmode, tvangsstyre * Primært geografisk / netteknisk bestemt Tabel 2: Definitioner af driftstilstande ifbm. Smart Grid Som udgangspunkt skal TSO eller DSO som initiator betale for systemydelser, mens systemtjenester leveres vederlagsfrit. Dette gælder uanset om de opnås ved anmodning eller ved tvangsstyring. Som anført i tidligere afsnit opnår initiator adgang til systemydelser og systemtjenester via BA når systemet befinder sig i normal driftstilstand og under skærpet drift. I situationer med nøddrift, ø-drift og blackout kan DSO og TSO tage direkte kontakt til enheder og beordre ændring i driften af hensyn til systemets tilstand. Efterfølgende kan parterne enes om økonomisk kompensation baseret på det tab, der kan dokumenteres. Appendiks B.4.1 Arbejdsgruppens konklusion for ikke-normale driftstilstande I denne simplificerede model antages det: at både skærpet drift og døddrift er relevante for både TSO og DSO. at BA også kan agere som et virtuelt kraftværk med de begrænsninger/potentialer, som aggregerede Prosumer måtte antages at have. at både skærpet drift og nøddrift består af de samme elementer: o Information/advisere interessenter. o Anmodning om systemtjenester eller systemydelser (eller kombinationer heraf). o o o o Anmode om øget bemanding af på fx kraftværker eller hos DSO. Anmodning om at begrænse eller indstille kritisk vedligehold. Direkte indgreb i eget net eller anmodning om indgreb i andres net. Direkte indgreb i produktion og forbrug, evt. i Skærpet drift indirekte indgreb hos Prosumer via BA. 50

51 DSO TSO BA DSO net Aggregator TSO net Prosumers DG CG Kommando Anmodning Figur 25: Styringsveje under skærpet drift De mange kommunikationsveje illustreret i Figur 25 er et udtryk for, at der er mange faser i overgangen mellem skærpet drift og nøddrift, hvor TSO/DSO i nøddriftssituationer ikke kan forvente, at de kommercielle aktører har tilstrækkeligt beredskab til rådighed til i alle faser at kunne håndtere kommunikationen til Prosumer, DG og CG. Udgangspunktet for styringen i skærpet drift er, at signalvejene fra normaldrift anvendes så længe det er muligt. DSO TSO BA DSO net Aggregator TSO net Prosumers DG CG Kommando Anmodning Figur 26: Styringsveje under nøddrift. 51

52 Kommentarer til skitserne Figur 25 og Figur 26: Grøn: Primært gensidige anmodninger. Rød: Anmodninger og Kommandoer med udgangspunkt i DSO. Blå: Anmodninger og Kommandoer med udgangspunkt i TSO. Arbejdsgruppens resultat om konceptbehov i ikke-normale driftstilstande skal ses som grundlaget for det videre arbejde med specificering af emnet. For arbejdsgruppen har det været vigtigt at få nævnt og beskrevet begreberne for at skabe et robust styringskoncept, der også i fremtidens elsystem er i stand til at håndtere anstrengte og kritiske situationer. Dette gælder både for TSO og DSO. Arbejdsgruppen er samtidig enig i, at en udtømmende diskussion og beskrivelse af emnet ikke har været mulig inden for rammerne af nærværende projekt. Det anbefales derfor, at et nærmere udredningsarbejde bliver iværksat på baggrund af dette koncept. Appendiks B.5 "Byggeklodserne" til fremtidens styring af elsystemet Appendiks B.5.1 Dansk markedsplads for fleksibilitetsprodukter For at kunne aktivere de p.t. uudnyttede fleksibilitetsressourcer vil der blive behov for at udbydere og købere af fleksibilitetsprodukter kan mødes. Til at opfylde dette behov ser arbejdsgruppen etablering af en markedsplads som en naturlig og effektiv løsning til at mobilisere og realisere værdien af de distribuerede ressourcer. Det er arbejdsgruppens opfattelse at en ny markedsplads på DSO niveau bør integreres med de eksisterende markedspladser, som i dag findes på TSO-niveau. Det vil åbne op for aktivering af mindre elproducerende enheder og forbrug tilsluttet distributionsnettet for at bidrage til at løse fremtidens udfordringer i hele elsystemet hos såvel netvirksomhederne som hos Energinet.dk. Forslaget skal derfor opfattes som en vertikal integration af markedspladser i samme stil som den horisontale kobling af markeder, der i dag finder sted mellem TSO-områder. For TSO vil en ny markedsplads derfor kunne supplere de ydelser, der i dag bliver indkøbt på internationale markeder, hvis de er konkurrencedygtige. For netvirksomhederne vil markedspladsen være det nye sted hvor blandt andet produkter, priser og relevant markedsinformation effektivt kan tilvejebringes og handles. Markedspladsen skal ikke forstås som et sted, hvor der dannes priskryds på de nye fleksibilitetsprodukter, der kan udbydes og efterspørges af henholdsvis sælgere og købere. Markedspladsen er tænkt som et sted, hvor sælgere og købere kan finde hinanden og aftale leverance af fleksibilitetsprodukter en mere bred fortolkning af ordet markedsplads. DSO erne indgår tilslutningsaftaler, der kan have begrænsende effekt på netadgangen for forskellige ressourcer og kunder. I princippet kan det blot være det helt almindeligt gældende leveringsomfang, men det eksisterer også i mere specielle former som fx den begrænsede netadgang, som er gældende for mange elpatroner i mindre kraftvarmeværker. Den begrænsede netadgang for fx elpatroner kan betyde, at de ikke har netadgang i op til 30 procent af tiden. Disse begrænsninger kan have indflydelse på ressourcens mulighed for at levere fleksible ydelser til elsystemet som fx regulerkraft eller andre fleksibilitetsprodukter. Derfor er det nødvendigt, at der for alle parter skabes fuld indsigt i disse begrænsninger og andre monopolaftaler, så balanceansvarlige og øvrige aktører kender rammebetingelserne for den ressource og dermed de aftaler, der aktiveres i elsystemet. Med en markedsplads vil det være muligt at opnå flere grundlæggende elementer, der anses som centrale for en økonomisk, effektiv tilvejebringelse af ydelser. Det gælder fx: 52

53 1. Skabe gennemsigtighed vedr. fleksibilitetsprodukter (modsat den stærkt begrænsede gennemsigtighed ved bilaterale aftaler). 2. Et åbent og centralt sted, hvor sælgere og købere kan mødes og aftale vilkår for leverancer. 3. Lavere transaktionsomkostninger, idet behovet for bilaterale kontrakter vil reduceres. 4. Et centralt sted til at publicere information om relevante markedsforhold. 5. Koordinering af leverancer, så produkter, der er aktiveret, ikke samtidig vil kunne aktiveres af en anden part. 6. Sikre en robusthed i leverancerne ved, at aktørerne på markedspladsen skal akkrediteres for at kunne være aktive på markedspladsen. 7. Mulighed for standardiserede og foruddefinerede aftaler vedr. leverance af hvert enkelt fleksibilitetsprodukt, så leverancen kan aktiveres øjeblikkeligt. DSO Markedsplads TSO BA Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Figur 27: Aktører udveksler udstiller produkter og information på markedspladsen Som beskrevet tidligere kan der allerede nu være efterspørgsel på følgende fleksibilitetsprodukter, fra blandt andet TSO og DSO'erne: Spot/intraday relaterede produkter (MWh) Fx garanteret forbrugsprofil eller som i FlexPower projektet: Add-on der presser den almindelige elpris op ved ønske om mindre forbrug og ned ved ønske om mere forbrug. Reserver og regulerkraft (MW og MWh) Fx regulerkraftbud, selv-regulering, hvor BA med vilje går i ubalance, men i rigtig retning i forhold til elsystemet. Frekvensreserver (Hz) Fx gennem frekvensreservemarkedet eller dynamisk frekvensrespons fra små enheder. Produkter til håndtering af lokale flaskehalse (MW) Fx timebaserede maks. forbrugsgrænser, garanterede kapacitetsgrænser eller on-demand nedregulering af aktiv effekt. Produkter til håndtering af transformerflaskehalse (MW) Som for lokale flaskehalse. 53

54 Produkterne ovenfor vil principielt alle kunne være interessante i forskellige sammenhænge. For at kunne sammenligne priser på de forskellige leverandører bør hvert af produkterne have deres egen stand eller såkaldt produktkategorisering (som det vi kender fra hårde hvidevarebutikker på nettet, hvor vaskemaskiner er én produktkategori, køleskabe er en anden, komfurer en tredje osv.) I Appendiks C.1 er der givet et eksempel på, hvordan en stand kunne tænkes designet, så DSO og TSO automatisk kan aktivere bud, som de kan få brug for, og som prismæssigt er interessante. Øvrige fleksibilitetsprodukter: Reaktiv effekt (Mvar) Fx reaktiv effektregulering i forhold til Mvar-bånd eller dynamisk var regulering som i Celleprojektet. Spændingsregulering (Volt) Fx lokal regulering af spænding via reaktiv effekt regulering eller lokal regulering af spænding via aktiv effekt regulering I Appendiks C.3 blev det anbefalet, at en mere grundlæggende forståelse for udveksling af reaktiv effekt og spændingsregulering på tværs af netområder og spændingsniveauer var nødvendig. På den baggrund er det vurderet, at reaktiv effekt og spændingsregulering er fleksibilitetsprodukter, der for indeværende ikke er analyseret tilstrækkeligt til at iværksætte og udveksle på markedsvilkår. Der udestår både samfundsøkonomiske analyser og dokumentation af de tekniske muligheder blandt andet fra F&U projekter og TWENTIES-projektet. Set i det lys foreslår arbejdsgruppen, at de nuværende regler på området ind til videre bibeholdes, så elproducerende anlæg tilsluttet elnettet fortsat leverer kontinuert spændingsregulering baseret på vederlagsfri systemtjenester. I takt med den løbende forståelse og udvikling fx om blandt andet spændingsregulering og reaktiv effekt fra distribuerede ressourcer, kan der være behov for at vurdere, om flere produkter kan bringes i spil på den forslåede markedsplads. Arbejdsgruppen gør opmærksom på, at ovenstående udgør en meget overordnet beskrivelse af konceptet om etablering af en ny markedsplads for distribuerede ressourcer. Der ligger en betydelig opgave i at konkretisere og udvikle et robust markedsdesign, der kan bidrage til at realisere værdierne i Smart Grid arbejdet. Arbejdsgruppen anbefaler dog, at en ny markedsplads respekterer de eksisterende markedspladser, men samtidig forsøger at skabe synergi mellem DSO- og TSO-områder, så distribuerede ressourcer kan aktiveres på markedsvilkår i det omfang, det skaber værdi enten lokalt, regionalt, nationalt eller internationalt. Appendiks B.5.2 It-sikkerhed i Smart Grid Eksperter inden for it-sikkerhed peger på, at det er vigtigt at indarbejde it-sikkerhed i de tidligste faser af et it-koncept, som det er muligt. Der er på internationalt plan fra EU og fra US DOE sat fokus på dette emne. I indeværende koncept peges på anvendelsen af den IEC standardiserede Rollebaserede Adgangskontrol (RBAC) sammen med digitale signaturer og nøgler, som kan anvendes fra maskine-til maskine. Udover at tænke it-sikkerhed ind i koncepterne og anvendelse af it-sikkerhedsstandarder er det også nødvendigt, at branchen opbygger viden og etablerer et beredskab til at kunne håndtere fremtidens itsikkerhedstrusler. 54

55 Appendiks B.5.3 Data i standardiserede snit mellem aktører Det er væsentligt for udbredelse af Smart Grid, at alle anvender standardiserede datakommunikationssnit mellem aktører, det vil sige mellem DSO-TSO, TSO/DSO-BA, BA/Aggregator-DER/Prosumer og TSO/DSO- DER/Prosumer. Dette koncept peger på anvendelsen af de standarder, der arbejdes med internationalt i IEC for at standardisere datakommunikation i Smart Grid. Dette gælder IEC serien, CIM-standarderne IEC 61968/ IEC 61970, m.fl. og it-sikkerhedsretningslinjerne i IEC Standardisering af datakommunikationssnit handler både om muligheden for mobilisering af ressourcers egenskaber i de nuværende og fremtidige elmarkeder eller i nøddrift situationer og om mulighed for at kommunikere måle og driftsdata for fortsat at kunne optimere driften af elsystemet. I tillæg til de standardiserede protokoller og informationsmodeller er det også nødvendigt at introducere rollebaseret adgangskontrol i datakommunikationen til de private aktører og deres ressourcer. Dette er både en del af den standardiserede it-sikkerhed og for at sikre den fremtidige fleksibilitet markedsudrulningen, de kommercielle aktørers mulighed for at udvikle nye forretningsmodeller og DSO/TSO mulighed for at interagere med ressourcer i elsystemet. Dermed øges den samfundsmæssige værdi af datakommunikationen ved at udnytte mulige synergier i at dele data hos den enkelte ressource. Appendiks B.5.4 Styreformer og principper I princippet arbejdes i elforsyning og i Smart Grid med tre styreformer: Central styring, Distribueret intelligens og lokal autonom styring. Denne rapport peger ikke på en bestemt af disse styringsformer, men at der i fremtiden vil findes en kombination af disse. Størstedelen af udviklingen, som ses, er en videreudvikling og idriftsættelse af, hvad der er kendt i dag. Fx videreudvikling i kombination af set-punkts styring af lokal spændingsregulering og viklingskoblerregulering, manuel eller automatisk omkobling ved fejl og autonom relæbeskyttelse. De tre styreformer er hver nærmere beskrevet i Appendiks G.4. Sammen med de tre styreformer muliggør de internationale Smart Grid relaterede datakommunikationsstandarder også at kombinere de forskellige styreformer med den rollebaserede adgangskontrol beskrevet i afsnit Appendiks B.5.2 og Appendiks B.5.3. Smart Grid styringssløjfen i Appendiks G.4 viser, hvordan disse elementer kombineres med måling. Appendiks B.5.5 Udvikling af balancemarkedet Det forventes, at fremtidens balancemarkeder i et længere tidsperspektiv kan håndtere den stigende mængde VE i elsystemet med større eller mindre tilpasninger af den nuværende markedsmodel. Der er behov for at fortsætte indsatsen med at skabe et robust og fremtidssikret balancemarked, så det ikke vil være nødvendigt at indkøbe ekstra eller overflødige reserver til balancering af elsystemet. Målet søges indfriet ved at flere udenlandske ressourcer kan benyttes i balanceringen både geografisk og produktmæssigt og ved at få mobiliseret de fleksible ressourcer fra decentrale enheder på den foreslåede nye markedsplads. Det er en central opgave at få koordineret markederne, så de kan skabe synergi og derved give danske aktører mulighed for også at afsætte regulerkraft til både DSO og TSO (også internationalt). En øget integration og koordinering af markeder vertikalt og horisontalt åbner samtidig mulighed for, at flere ressourcer kan deltage i regulerkraftmarkedet i Danmark. Den større markedsintegration afhjælper dog næppe fuldt ud problemet med det eksisterende markedsdesigns manglende evne til at afspejle fysikken (forbruget og den fluktuerende VE produktion). Det skyldes to ting: For det første gør de nuværende timers gate-closure for day-ahead-markedet det van- 55

56 skeligt at prognosticere forbrug og produktion tilstrækkeligt præcist frem mod driftsøjeblikket. Og for det andet kan et stift timemarked give visse skvulp i systemet ved timeskift. Begge dele har afledte konsekvenser for balancemarkedet. Til at imødegå udfordringerne vil Energinet.dk analysere, om der kan ske ændringer i markedsmodellen så fysik og marked bliver koblet tættere og drevet nærmere driftsøjeblikket. Det kan eksempelvis være ændringer i gate-closure tider og/eller justeringer i tidsopløsning på balancemarkedet. Erfaringer fra F&Uprojekter, herunder EcoGrid-projektet, kan bringe ny, værdifuld information om nogle af disse muligheder. Resultatet kan også have konsekvenser for den nye markedsplads for decentrale ressourcer. Det skal bemærkes, at problemstillingen mellem fysik og marked ikke søges løst med konceptet i denne rapport, men anbefales adresseret mere direkte i anden sammenhæng. Derimod skal konceptet være åbent for, at fremtidens markedsdesign understøtter at distribuerede ressourcer kan aktiveres i det omfang, de effektivt kan bidrage til at dæmme op for fremtidens udfordringer, herunder frekvensafvigelser. Appendiks B.5.6 Fortsat forøget fleksibilitet på forbrugssiden Historisk er balancering af elsystemet sket ved brug af regulering fra centrale produktionsanlæg, idet forbruget ansås som ufleksibelt og upåvirkeligt. Men for at sikre en fortsat effektiv håndtering af elsystemet i fremtiden, er der stigende behov for, at også forbrugssiden deltager aktivt i balancemarkedet for at absorbere den uforudsigelige produktion fra vindkraften. Energinet.dk kan konstatere, at antallet af installeret MW elkedler har været stærkt voksende de seneste år. Udviklingen kan hovedsageligt tilskrives en midlertidig lempelse for energiafgifter i 2006, som blev gjort permanent i Medio 2012 var godt 300 MW installeret og udgør i dag en vigtig ressource til håndtering af de hurtige balanceringsbehov. Med elkedlerne er der i dag introduceret nyt fleksibelt forbrug, som kan aktiveres ved høj VE-produktion, herunder i situationer med risiko for eloverløb. Men i fremtiden vil der også være behov for forbrug, som kan reduceres ved knaphed på produktion fra vedvarende energi. Hvis et nyt fleksibelt elforbrug ikke bliver introduceret intelligent i markedet, kan det nærmere blive en belastning end en ressource for systemet. Derfor spiller indsatsen hos netvirksomhederne en afgørende rolle. Energinet.dk forsøger samtidig at understøtte udviklingen om øget fleksibilitet af forbrug blandt andet med forslag om bedre mulighed for selvregulering. Ønsket er, at forbrugsbalanceansvarlige aktører kan aktivere forbrugsanlæg og bevidst bringe sig i ubalance, men i samme retning som hele elsystemet efterspørger. Det kan ske uden, at Energinet.dk stiller krav om online-måling. Samtidig har Energinet.dk en forventning om, at balancering tættere på driftsøjeblikket vil være mere effektivt end selvregulering, der sker på basis af timegamle priser og behov. For yderligere at fremme det fleksible elforbrug for små og mellemstore forbrugere har Energinet.dk og Dansk Energi anbefalet, at hvor det er samfundsøkonomisk rentabelt, bør timeafregning af alle forbrugere være et langsigtet mål for detailmarkedet. Det vil sikre overensstemmelse mellem prissætningen i engros- og detailmarkedet og åbne for, at også elforbrugerne kan høste gevinster på balancemarkedet ved at tilpasse deres elforbrug. Med idriftsættelsen af DataHub en og de opdateringer der vil følge, vil fremtidens detailmarked være præget af endnu færre markedsbarrierer og dermed mulighed for at bidrage med fleksibilitetsprodukter Med denne udvikling er det ønsket, at forbrug bliver gjort tilgængeligt for hele elsystemet til gavn for forbrugerne, DSO er og Energinet.dk. Realiseringen af potentialerne vil dog være afhængig af, at også de balanceansvarlige aktører, aggregatorer og service providere involverer sig i arbejdet med at udvikle og tilbyde konkurrencedygtige fleksibilitetsprodukter. 56

57 Appendiks C Detaljeret beskrivelse af produkter Appendiks C.1 Forslag om Dansk markedsplads for fleksibilitetsprodukter I hver produktkategori kan aggregator gennem de balanceansvarlige lægge bud ind til markedspladsen på, hvilke produkter de ønsker at levere, det vil sige fx: a) Nedregulering af X kw forbrug (kw), hvor (geografi) og hvornår (tidspunkt) og til hvilken pris. b) Opregulering af X kw produktion (kw), hvor (geografi) og hvornår (tidspunkt) og til hvilken pris. c) Garanteret overholdelse af kapacitetsgrænser (kw), hvor (geografi) og med hvilken døgn- og års-profil (tidspunkter). d) Regulerkraftbud af X MW forbrug (kw), hvor (geografi) og hvornår (tidspunkt) og til hvilken pris. e) Primære reserver, hvor (DK1 eller DK2), hvornår (tidspunkt) og til hvilken pris. f) m.fl. Heraf kan DSO og TSO automatisk aktivere de bud, de måtte få brug for (og som er pris-mæssigt interessante) og efterfølgende foretage afregningen med de balanceansvarlige, jf. det tilhørende afregningssetup til det pågældende fleksibilitetsprodukt. Hvis der er tale om et køb via markedspladsen, vil et forløb for levering af et fleksibilitetprodukt naturligvis gå en tur over markedspladsen i stedet for direkte mellem fx DSO og de balanceansvarlige. Markedsplads DSO BA TSO Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Prosumers/DER Figur 28: Synliggørelse af produkter og aftaler gennem markedspladsen Som nævnt i afsnittet om en markedsplads for fleksibilitetsprodukter vil markedspladsen udgøre et vigtigt redskab til håndtering af samtidig, men konfliktende efterspørgsel på fleksibilitetsprodukter fra DSO og TSO. Her vil DSO'erne eksempelvis (med fx 5 min. intervaller) kommunikere, hvilke lokale netområder der i driftsøjeblikket er så hårdt belastede, at de vil få problemer, hvis TSO'en skulle ønske at aktivere et bud, som vil føre til, at forbrugerne opregulerer i dette konkrete område. 57

58 TSO'en kunne eksempelvis have behov for specialregulering (produktkategori e.) i et givet punkt i forhold til at undgå en overbelastning i transmissionsnettet, men som ikke kan leveres fra alle dele af det underlæggende distributionsnet i den pågældende driftssituation. Markedspladsen sikrer den nødvendige koordinering, som fører til, at TSO'en får sit bud aktiveret, men at de bud, der ikke kan aktiveres på grund af lokale begrænsninger i helt lokale dele af distributionsnettet, ikke aktiveres og dermed springes over. Dette er forsøgt illustreret i nedenstående figur. Figur 29: Merit-order listen for lokale fleksibilitetsprodukter for aktiv effekt I dette tilfælde vil det føre til aktiveringen af et samlet produkt til TSO-aktiveret i tidsrummet 17:00 18:00 på 10 MW opregulering af forbrug, i Østdanmark til en gennemsnitspris på 1,9 DKK / kw. Præcis som ønsket af TSO. Bemærk, at fleksbud 14 og 9, ikke kan aktiveres, da de ligger på 0,4 kv udføringer, som ikke kan klare yderligere forbrug. Figur 30: Aktivering af bud til særlige formål For at det er muligt, er det naturligvis altafgørende, at der laves et ordentligt setup for kontinuer vidensdeling (især fra DSO'ernes side) om leveringsmulighederne gennem distributionsnettet. Umiddelbart forventes det, at der vil være fin plads til levering gennem distributionsnettet for de fleste udføringer i langt de fleste timer. Men i en fremtid med øget overvågning af driftstilstanden i nettet giver det naturligvis rigtig god mening at køre tættere til grænserne og derved udnytte kapaciteten bedre, da risikoen for, at der forekommer uforudsete overbelastninger, er minimeret ved øget overvågning. I fremtiden vil der derfor i bestemte driftssituationer lokalt være steder, hvor 0,4 kv-udføringer ikke kan klare yderligere elforbrug og derfor må blokere for opregulering af forbrug til levering af fleksibilitets produkter tilfx regulerkraft. 58

59 Appendiks C.2 Fleksibilitetsprodukter Appendiks C.2.1 Aktiv energi (MWh) Nedenstående afsnit relaterer sig primært til fleksibilitetsprodukterne, som er listet ovenfor: Spot/intraday relaterende produkter (MWh) Eksempler på relaterede produkter til denne kan være garanteret forbrugsprofil eller eksempel fra FlexPower projektet: Add-on, der presser den almindelige elpris op ved ønske om mindre forbrug og ned ved ønske om mere forbrug. Aftaleforhold og styringssignaler til aktivering af disse fleksibilitetsprodukter er detaljeret beskrevet herunder. Appendiks C Indledning Elleverancen set som energi, som vi kender den i dag, er nok snarere en yderligere kompleksitet for fleksibiliteten end et egentlig fleksibilitetsprodukt. Den er dog relevant, idet der er en væsentlig værdi eller et tab forbundet med at flytte sit elforbrug, når elprisen varierer mellem de perioder hvor forbruget flyttes. Et andet element i elleverancen er det ansvar for forbrugsprognosen, som de balanceansvarlige har, og som bør respekteres af fleksibilitetsprodukterne. Det kan derfor blive nødvendigt, at også fleksibilitetsprodukter rekvireret fra DSO-side skrives ind i de markedsregler, som allerede eksisterer mellem balanceansvarlige og TSO en. Der vil også være et potentiale i elleverance med fastlåst forbrugsprofil, som er et produkt, der ligger tæt op ad effekt-produkterne og dermed bliver elproduktet også et fleksibelt produkt. Appendiks C Definition Aktiv energi målt i MWh eller KWh defineres her som leverancen af el til el-forbrug på distributionsnetniveau (under 100 kv). Elleverance set som energi er måske ikke direkte et fleksibilitetsprodukt til el-systemaktørerne, men man kan påvirke forbrugstidspunkterne og dermed påvirke den forbrugsbalanceansvarliges balance samt naturligvis flytte sit elforbrug, så det mest muligt understøtter minimering af flaskehalse og understøtter højt forbrug, når vi har høj VE-produktion. Dette kan aftales som en del af elleverancen enten direkte mellem elleverandør og elkunder eller via andre aktører, men respekterende den balanceansvarliges rolle. Appendiks C Afgrænsning Der ses i dette afsnit bort fra elproduktion, da den allerede i dag indgår i aftaler om fx regulerkraft med TSO en. Appendiks C Produkter Der er i den eksisterende indkøbsproces for el to indkøb af energi, henholdsvis indkøb af den balanceansvarlige i engrosmarkedet og indkøb af el mellem den balanceansvarlige og elkunder. Sidstnævnte sker oftest via elleverandør og evt. aggregatorer. De Balanceansvarlige indkøber el i engrosmarkedet 1. Spotmarkedet. 2. El-bas eller øvrige børsprodukter med kortere tidsopløsning. 3. Bilateralt, direkte fra elproducenterne eller andre grossister. 59

60 Elkunder køber el via elleverandører Produkter der allerede findes i dag 1) Køb af el til forbrug i flatrate uden prognose, og under skabelonforbruget. 2) Køb af el til forbrug med variable timepriser timeafregnet. De kommercielle aktører tager risiko for ubalance mellem deres køb det reelle forbrug. I fremtiden kan man forstille sig en bred vifte af elprodukter, der med en fastlagt forbrugsprofil vil kunne fungere som egentlige fleksible produkter. Fx: 1) Timeafregnet med en garanteret forbrugsprofil (Energiprofilprodukt) 2) Timeafregnet med en garanteret maks. Effekt 3) Det antages, at der med disse nye produkter er mindre risiko for de kommercielle aktører, fordi den statistiske usikkerhed minskes, når der er aftalte forbrugsprofiler med elkunderne. Appendiks C Aftaler Nordpool DSO (e) BA (a) (b) TSO (c) Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider (d) Prosumers/DER/CG Figur 31: Aftaler om fleksibilitetsprodukter i relation til aktiv energi leverancer Herunder en kort gennemgang af de aftaler der eksisterer mellem aktørerne, der vedrører leverancen af el til slutbrugeren og i engrosmarkedet til den balanceansvarlige. Bogstaverne refererer til figuren. (a) Den forbrugsbalanceansvarlige indkøber et samlet elvolumen på en børs (NordPool) eller bilateralt. (b) BA'en er ansvarlig for ubalancer (over for TSO'en) i henholdsvis DK1 og DK2 pr. time eller i fremtiden måske med mindre tidsenheder. 60

61 (c) Den balanceansvarlige er enten selv også el-leverandør, eller har en aftale med en elleverandør om engrossalg af el. (d) El-forbrugerne indgår aftaler med en elleverandør og elleverance, og der er altid tilknyttet én og kun én balanceansvarlig pr. måle- og afregningspunkt. (e) Der kunne indgås en supplerende aftale mellem en DSO og en balanceansvarlig om fastlåste elleverancer/elforbrugsprofiler. Den betaling, som DSO'en betaler her, kan den balanceansvarlige evt. give i rabat på el-leverancen. Denne form for fleksibel elleverance kan naturligvis også indgås med andre formål end DSO en og kan have andre formål end flaskehalsudjævning. Appendiks C Styringssignal Nordpool DSO (1) BA TSO Andre kommercielle parter Aggregator Elhandler Service provider Prosumers/DER Figur 32: Kommunikationsveje for styringsignaler i relation til aktiv energi leverancer Styringssignal: (1) I det almindelige el-leverance forhold eksisterer der næppe direkte styringssignaler, men alene en efterfølgende opfølgning på elmålingen. Hvis der er tale om styringssignaler, kan man forestille sig et simpelt signal, om aftalen om en bestemt forbrugsprofil eller en maks. effekt er aktiveret eller ej. Appendiks C Afregning, dokumentation og verifikation Der vil efter leverancen af fleksibilitet skulle afregnes og dokumenteres, at de indgåede aftaler er overholdt, energimængder måles og afregnes, og øvrige aktiveringer afregnes se herunder: 61

62 - Energi måles og afregnes fortsat i kwh/mwh. - Effektprodukter udfordres af levering fra aggregering af mange små DER. - Rådighed eller aktiv levering bliver nemmere med standardiseret datakommunikation, hvor fx on- /off-bit kan registreres, logges, aflæses og sendes til DSO/TSO (afh. af produkt). En række leverancer skal eventuelt have et revisionsspor med systemer for kvalitetssikring af dokumentation ikke mindst ved aggregering af mange DER. Appendiks C.2.2 Aktiv effekt til balancering (MW) Energinet.dk antages fortsat at være ansvarlig for at opretholde balancen i elsystemet i driftstimen. For at udføre opgaven samfundsøkonomisk effektivt indgår Energinet.dk aftaler med balanceansvarlige aktører om levering af systemydelser på markedsbestemte vilkår. Det sker i form af indkøb af reserver og balancekraft til op- eller nedregulering af elproduktion eller forbrug. Energinet.dk skelner mellem a) selve leverancen af energi til balancering af elsystemet, som afregnes i MWh, og b) kapacitet (MW) i forbrugs og produktionsanlæg, der skal sikre, at balanceydelsen kan finde sted på anmodning fra Energinet.dk, og som balanceansvarlige aktører kan opnå en rådighedsbetaling for ved at undlade at byde den ind i spotmarkedet. Fremtidens balancemarked 7 i 2025 skal fortsat sikre en effektiv integration af den fluktuerende vedvarende energi på markedsbaserede vilkår. Markedet vil som i dag være åbent for både produktion og forbrug, hvad enten det er fra centrale, decentrale eller distribuerede ressourcer. Det vil fortsat være de balanceansvarlige aktører, der skal levere reserver og balanceydelser til Energinet.dk. Hvordan den balanceansvarlige aktør sikrer og aktiverer sine leverancer i sin portefølje vil fortsat være et anliggende mellem den balanceansvarlige og andre kommercielle aktører, herunder aggregatorer, elhandlere, service providere, mv. Den nuværende rolle- og ansvarsfordeling for levering af fleksibilitetsprodukter til balancering antages derfor at være intakt frem mod 2025, jf. nedenstående figurer. Energinet.dk vil fortsat benytte en kombination af kontrol og økonomiske incitamenter til at sikre, at reserver er disponible og balanceydelser finder sted. DSO Kommerciel aftale BA TSO Aftale om balanceansvar Aftale om levering af systemydelser DSO Videreformidling af signal til portefølje BA TSO Behov for op/nedregulering Regulerkraft LFC Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Kommerciel aftale Prosumers/DER/CG Aftaler Eventuel videreformidling af signal Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Prosumers/DER/CG Styring/aktivering Figur 33: Aftaler til håndtering af manuelle, sekundære (LFC) og primære reserver (herunder FNR og FDR i DK2) samt styring til håndtering af MW i form af regulerkraft, balancekraft fra LFC en og frekvensregulering 7 Balancemarked vil i det følgende blive anvendt til at dække markederne for såvel reserver som balanceydelser, som Energinet.dk anvender til at balancere elsystemet. 62

63 Idet den eksisterende markedsmodel for balancemarkedet forventes bibeholdt i sin nuværende grundstruktur på kortere sigt, vil der ikke ske yderligere gengivelse af produkter og markedsfunktion i nærværende analyse. I stedet henvises til Energinet.dk's hjemmeside for gældende regler såvel tekniske som markedsmæssige 8. I det efterfølgende rettes fokus mod fremtidens markedsudvikling på balancemarkedet. Appendiks C Definitioner Definition: regulerkraft er produktionskapacitet og forbrug, som stilles til rådighed for og disponeres af Energinet.dk mod betaling ved aktivering til sikring af den fysiske balance i elsystemet (regulerkraftmarkedet). Definition: reserver er produktionskapacitet og forbrug, som mod en fast rådighedsbetaling stilles til rådighed for og disponeres af Energinet.dk mod betaling til sikring af den fysiske balance i elsystemet (reservemarkedet). Udvikling frem mod 2025 vil være præget af øget internationalisering og harmonisering af balancemarkeder, produkter og afregning. Udviklingen vil blive dikteret via framework guidelines fra ACER og Network codes fra ENTSO-E. Roller: BA skal overholde de aftaler som TSO en foreskriver samt fremsende nødvendige data og information til TSO. Følgende to figurer viserhenholdsvis aftaleforhold og styring i forhold til fleksibilitetsydelserne for aktiv effekt til balancering. Efterfølgende beskrives de enkelte fleksibilitetsprodukter for denne kategori. DSO BA TSO Aftale om balanceansvar Levering af systemydelser Kommerciel aftale Andre kommercielle parter Aggregator Elhandler Service provider Kommerciel aftale Prosumers/DER/CG Figur 34: Aftaler for levering af regulerkraft samt manuelle og sekundære reserver

64 DSO (2) Aktiveringssignal BA TSO (1) Signal om behov for regulerkraft eller LFC Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider (3) Aktiveringssignal Prosumers/DER/CG Figur 35: Styringssignaler ved levering af regulerkraft samt manuelle og sekundære reserver. Appendiks C Regulerkraft Energinet.dk er ansvarlig for at håndtere ubalancer i elsystemet, herunder uforudsete udfald af største enhed (n-1 kriteriet). Det sker ved at indgå aftaler med BA om levering af reserver og regulerkraft mod betaling. BA kan pulje kapacitet for at imødekomme mindste budstørrelse på 10 MW. Det er frivilligt, om og hvornår BA vil deltage i RK-markedet. Ansvar: Energinet.dk anmoder BA om op/nedregulering. BA er ansvarlig for aktivering af anlæg/forbrug der rådes over i portefølje, herunder at ændre køre- eller forbrugsplaner efter forudgående planudveksling med Energinet.dk. Afregning: Der sker en løbende betaling fra TSO til BA af den planlagte leverance af energi i takt med, at anlæg aktiveres. BA afregner med de anlæg, der aktiveres i portefølje. Styring: Aktivering af regulerkraft sker ved planafvigelser. TSO informerer BA om behovet for op/nedregulering. BA kan videresende signalet til anlæg i sin portefølje. Appendiks C Manuelle reserver For at sikre et minimum af regulerkraftsydelser indkøber Energinet.dk manuelle reserver (produktionskapacitet og forbrug) af BA. Ansvar: Ved aktivering i markedet for reserver er BA forpligtet til at råde over den aftalte kapacitet. Endvidere skal BA afgive bud til regulerkraftmarkedet svarende til de reserverede mængder i de timer, som BA har bundet sig for. Betaling: Energinet.dk yder en fast rådighedsbetaling for de timer BA har bundet sig for. BA fordeler selv betaling til anlæg/forbrug, der rådes over som reserve. 64

65 Appendiks C Sekundære reserver Den sekundære reserve (LFC en) skal bringe ubalancen på udlandsforbindelsen DK1-Ger tilbage til den aftalte plan og aflaste den primære reserve. Energinet.dk bidrager til at etablere en fælles nordisk LFC. Betaling: Ved tilslag i markedet for sekundære reserver yder Energinet.dk en fast rådighedsbetaling for de timer, BA har bundet sig for. Desuden modtager BA en betaling for den leverance energi, der finder sted ved aktivering af LFC en. BA afregner selv betalingen til de anlæg/forbrug der rådes over/aktiveres i LFC reserven, i henhold til egne aftaler med anlægsejer/slutforbruger og jf. den kommende engrosmodel. Ansvar: Det er en forudsætning for rådighedsbetalingen, at kapaciteten hos BA er til rådighed. Styring: Aktivering af LFC en er baseret på en centralt målt frekvens og et centralt distribueret reguleringssignal fra TSO der sendes til BA. Appendiks C Primær reserver (MW) / Frekvensregulering (Hz) Ved frekvensafvigelser sikrer reguleringen af primær reserve i DK1 og FNR og FDR i DK2, at balancen mellem produktion og forbrug genskabes, mens frekvensen stabiliseres mod 50 Hz. Primærreserven reguleres automatisk og leveres af produktions- eller forbrugsenheder via reguleringsudstyr, der reagerer på nettets frekvensafvigelser. Betaling: Ved tilslag modtager BA en fast rådighedsbetaling. Der sker ingen betaling af leverede energimængder fra primære reserver, idet leverancer af energi afregnes som almindelige ubalancer. Ansvar: Det er en forudsætning for rådighedsbetalingen, at kapaciteten hos BA er til rådighed. Styring: Der sker ingen formidling af styringssignal idet FNR, FDR og primær reguleringer er basseret på lokalt målte frekvenser. Mens aftaler håndteres på samme måde som for de øvrige fleksibilitetsprodukter for aktiv effekt til balancering, håndteres styringen med en kombination af et effekt setpunkt og signal om aktivering af frekvensreguleringen. 65

66 DSO (2) Aktiveringssignal BA TSO (1) Signal om ønsket levering af primærreserve / frekvensregulering Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider (3) Aktiveringssignal Prosumers/DER/CG Figur 36: Styringssignal til aktivering af primærreserve/frekvensregulering. 66

67 Appendiks C.2.3 Lokale flaskehalse hos DSO (MW) Appendiks C Indledning Muligheden for at kunne aktivere nedregulering af forbrug (MW), evt. mulig opregulering af lokal elproduktion i bestemte dele af distributionsnettet vil være interessant for DSO'erne af hensyn til at undgå overbelastning af kabler eller transformere. Incitamentet for DSO'erne ligger primært i muligheden for at udskyde forstærkninger i distributionsnettet. I afsnit 2.1 om Smart Grids fordele er denne potentielle fordel for DSO'erne illustreret. Håndtering af lokale flaskehalse hos DSO'er kan blandt andet ske ved fleksibelt forbrug. Fleksibilitetsproduktet MW (DSO) skal forstås som et fleksibilitetsprodukt, der i form af regulering af forbrug eller produktion (MW) hjælper DSO med at håndtere deres ansvar og/eller udfordringer i distributionsnettet. Dette koncept åbner for effektregulering som en mulighed til at håndtere en høj belastning af distributionsnettet ved hjælp af ydelserne, beskrevet i afsnit Appendiks B.1. Nedenstående afsnit relaterer sig primært til fleksibilitetsprodukterne, listet ovenfor: Lokale flaskehalse (MW) Eksempler på relaterede produkter til denne kan være timebaserede maks. forbrugsgrænser, garanterede kapacitetsgrænser, on-demand nedregulering af aktiv effekt eller aftaler om aktivering af lokale nødgeneratoranlæg. Aftaleforhold og styringssignaler til aktivering af disse fleksibilitetsprodukter er detaljeret beskrevet herunder. Appendiks C Aftaleforhold for fleksibilitetsprodukter til DSO til håndtering af flaskehalse For at kunne opnå denne funktionalitet er det nødvendigt. at der er etableret aftaler mellem de forskellige aktører. Herunder beskrives de nødvendige aftaler, der skal være etableret før MW (DSO)-produkter kan sættes i spil. Aftaleforholdene er illustreret i Figur 37: 67

68 DSO (a) BA TSO (b) Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider (c) Prosumers/DER Figur 37: Aftaleforhold ved levering af fleksibilitetsprodukter til DSO til håndtering af flaskehalse. (a) DSO og Balanceansvarlig indgår aftale om: - Sikkerhed for leverance fra Balanceansvarlig til tiden. (når DSO ønsker aktivering af et MW-produkt, så er der pligt til at levere den inden for et nærmere bestemt tidsrum). - Rammer for afregning mellem DSO og Balanceansvarlig (b) Balanceansvarlig og Aggregator indgår aftale om: - Sikkerhed for leverance fra Aggregator, til tiden. - Metode til reducering af evt. økonomisk tab i forhold til en evt. resulterende ubalance hos den balanceansvarlige. - Rammer for afregning mellem Balanceansvarlig og Aggregator. (c) Aggregator og Prosumers/DER indgår aftale om: - Aggregator vil gennem aktiv markedsføring gøre det interessant for de forskellige typer af Prosumers/DER at engagere sig i levering af MW-produkter (både til DSO, TSO og andre relevante efterspørgere, her fokuseret på MW-produkter til DSO). - Sikkerhed for leverance fra Prosumers/DER til tiden. - Den enkelte Prosumer/DERs individuelle Komfortkrav. - Rammer for afregning mellem Aggregator og Prosumers/DER (penge). Appendiks C Styringssignaler for fleksibilitetsprodukter til DSO til håndtering af flaskehalse Aktivering af MW (DSO)-produkter er afhængig af et styresignal, der anvendes til at aktivere Prosumers/DER, når det er ønsket. Behovet for at sende et styresignal på et MW (DSO)-produkt starter ved, at DSO ved øget overvågning af distributionsnettet eksempelvis kan se, at en 0,4 kv udføring snart vil blive belastet hårdere end DSO'en ønsker. DSO'en har vurderet, at det indtil videre er billigst at håndtere ved at købe nedregulering af for- 68

69 brug hos de forbrugere, der er tilsluttet 0,4 kv-udføringen. Til håndtering af belastningen sendes derfor følgende styresignaler til aktivering af det ønskede MW (DSO)-produkt. DSO (1) BA TSO (2) Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider (3) Prosumers/DER Figur 38: Styringssignaler ved levering af fleksibilitetsprodukter til DSO til flaskehals håndtering. (1) DSO sender et styresignal til den balanceansvarlige (BA) om at få aktiveret et fleksibilitetsprodukt, eksempelvis nedregulering på den pågældende hårdt belastede 0,4 kv udføring. (2) Den balanceansvarlige sender signal til én eller flere Aggregatorer, som samler leverancen (i form af x MW nedregulering af forbrug) til DSO'en. Aggregeringen foretages, så omkostningerne for den balanceansvarlige og Aggregatorerne minimeres. (3) Aggregator sender signal til de Prosumers/DER, der er tilsluttet 0,4 kv-udføringen, som aggregator har aftale med. Signalet er tilpasset, så alle Prosumers/DERs samlede respons er lig med den nedregulering af forbrug, som DSO'en har bedt om. Via aftalen mellem Aggregator og Prosumers/DER er Aggregator garanteret en reaktion fra DER, når der sendes styresignal. Selve nedreguleringen af MW foretages hos DER. Det medfører, at DSO'ens problem med overbelastning fjernes. Herefter følger afregningsforløbet med penge fra DSO BA Aggregator Prosumers/DER. Appendiks C.2.4 Andre flaskehalse Flaskehalse hos TSO, mellem TSO/DSO og mellem DSO er vil kunne håndteres på tilsvarende måde som interne flaskehalse hos DSO, se Appendiks C.2.3. TSO forventes, indtil der er etableret en ordentlig koordinering mellem DSO-markeder og TSO-markederne, fortsat at aktivere fleksibiliteten gennem de internationale TSO-markeder. 69

70 Appendiks C.3 Reaktive effektprodukter, herunder spændingsregulering I det fremtidige danske distributionsnet med de forventede store antal vindmøller, solceller, varmepumper og elbiler vil der opstå specielt to udfordringer, der skal adresseres. Dels håndtering af store lokale afledte spændingsvariationer og dels håndtering af udveksling af reaktiv effekt mellem spændingsniveauerne. Den forventelige betydelige større variation i effekttransporten i de lokale net som følge af dels en betragtelig elproduktion fra solceller i dagstid og dels et betragteligt forøget elforbrug fra varmepumper og elbiler om aftenen vil gøre det sværere at fastholde en stabil spænding i de lokale net, især på de berørte lavspændingudføringer. Uden korrigerende tiltag kan der forventes overspændinger i dagstid på solskinsdage og underspændinger på de samme netdele sen eftermiddag og aften som illustreret i Figur 39. Figur 39: Stor forøget variation i effekttransporten til/fra lokale net som følge af et betydeligt antal nye typer prosumers kan lede til uacceptable lokale spændingsvariationer. Der eksisterer grundlæggende tre mulige korrigerende handlinger, der hver for sig vil kunne afhjælpe ovenstående spændingsudfordringer: 1. Gennemførelse af klassiske netforstærkninger af alle berørte netdele. 2. Installation af nye regulerbare transformere, regulerbare shunt reaktorer, kondensatorbatterier eller SVC-anlæg til forøgelse af den lokale spændingsregulerende kapacitet. 3. Aktivering og intelligent anvendelse af de eksisterende spændingsregulerende egenskaber i de samme anlæg, som skaber udfordringerne. Her kan nævnes set-punkt-styring af omformerne i solceller, varmepumper og elbiler, omformerne i moderne landbaserede vindmøller, magnetiseringsudrustningerne på synkronmaskinerne i de decentrale kraftvarmeværker og transformernes viklingskoblere. For den første mulighed blev det i rapporten "Smart Grid i Danmark", udarbejdet af Dansk Energi og Energinet.dk, sandsynliggjort, at det vil være samfundsøkonomisk den dyreste løsning frem for at bruge de Smart Grid relaterende muligheder for at drive elnettet tættere på dets driftsgrænser og dermed få mulighed for at udskyde investeringer til netforstærkninger. 70

71 Den anden mulighed vil sandsynligvis i nogle situationer være både en samfundsøkonomisk og selskabsøkonomisk bedre løsning end den klassiske netforstærkning. Der vil dog skulle installeres sådanne spændingsregulerende apparater i berørte netdele radialer og lavspændingsudføringer efterhånden som de når op på en kritisk masse af lokal installation af de nye typer produktions- og forbrugsapparater. Den tredje mulighed peger direkte frem mod et fremtidigt Smart Grid, hvor netop de ressourcer mobiliseres, som kan bidrage til elsystemets drift. Dette giver også netvirksomhederne mulighed for at udskyde netforstærkninger og indkøb af nye spændingsregulerende apparater. Endvidere er det med denne løsning muligt at gennemføre en nøje planlagt og faset udbygning af Smart Grid i takt med at behovet opstår i lokale netdele. Det skal understreges, at det endelige løsningsvalg bør baseres på en samfundsøkonomisk analyse af de langsigtede tekniske konsekvenser af de forskellige løsningsmuligheder. Denne analyse og de valgte løsninger bør løftes op over de lokalt begyndende problemstillinger, der vil opstå i nogle netområder, efterhånden som de nye typer DER og prosumer apparater udbredes i mellem- og lavspændingsnettene. Det er de samlede omkostninger for alle involverede interessenter samt de opnåede tekniske fordele og ulemper ved den endelige fuldt udbyggede løsning, der bør analyseres. Afslutningsvis er det vigtigt at bemærke, at styring af spænding og reaktive effektflow generelt kræver kendskab til nettets topologi. Det er derfor nødvendigt, at styringen af disse sker med løbende opdateret viden fra det lokale nets systemoperatør, hvor de styrede ressourcer er nettilsluttede og de nødvendige målinger forventes at være til stede. Appendiks C.3.1 Spændingsregulering På transmissionsniveau vil det i stigende grad være nødvendigt at installere alternative spændingsregulerende apparater, efterhånden som de store kraftværksblokkes driftstimer reduceres i markedet. Denne udvikling er allerede startet med Energinet.dk s ordring af henholdsvis en synkronkompensator og et SVC-anlæg til DK2. Som et fremtidigt alternativ gør intelligent aktivering og aggregering af DER og prosumer-apparaternes spændingsregulerende egenskaber på hvert spændingsniveau i transmissions- og distributionsnettene det generelt muligt, at hvert overliggende spændingsniveau kan betragte en sådan aggregering på det nærmeste underliggende netområde, som en teknisk virtuel generator (TVPP). En sådan TVPP kan tilbyde spændingsregulerende egenskaber ved styret reaktiv effektudveksling til det overliggende spændingsniveau fra en given transformerstation. Dette princip er illustreret i Figur 40, som viser et fremtidigt scenarie, hvor aggregerede virtuelle generatorer på kv niveau yder reaktiv effektstøtte til transmissionsnettet på linje med havmølleparker, HVDC-forbindelsernes vekselrettere, synkronkompensatorer og SVC-anlæg. Samtidig skal systemet sørge for at overholde alle spændingsgrænser og optimalt søge at ligge sig i midten af alle berørte spændingsbånd. Det skal fremhæves, at princippet kan gentages på helt samme vis mellem alle spændingsniveauer ned gennem distributionsnettene. 71

72 HVDC NL HVDC NO/SE HVAC DE 400 kv 150 kv HVAC SE SC SVC Virtuel generator Virtuel generator Virtuel generator Figur 40: Aggregerede virtuelle generatorer på 50/60 kv niveau yder spændings- og reaktiv effekt støtte til transmissionsnettets 132/150 kv niveau. De danske distributionssystemer er typisk opbygget som radialnet med naturlige celler på alle spændingsniveauer i distributionsnettet. Cellen kan defineres som en del af et net under en fysiske flaskehals som transformere og sikringer mv. Den nødvendige styring kan derfor opbygges nedefra i blokke, der successivt kan sammensættes til større blokke. Dette er illustreret i Figur 41, der viser et lille netudsnit, hvor de i figuren oplistede udfordringer i punkterne 1, 2 og 3 vil opstå i takt med en stigende installation af de nye typer forbrugs- og produktionsapparater. Bemærk, at foruden de viste apparater på lavspændingsudføringen, så vil der også komme et stigende antal moderne (og store) landbaserede vindmøller i de viste mellemspændingsnet (60, 50, 20 og 10 kv). Desto flere prosumer-apparater, der er i drift på en given lavspændingsudføring, desto større er de resulterende spændingsvariationer, men samtidig er der også flere regulerbare apparater til stede til at deltage i spændingsreguleringen. Er der få eller ingen prosumer apparater i drift, er der sandsynligvis også mindre behov for aktiv spændingsregulering. Dette er kernen i princippet om at lade de samme apparater, der forårsager problemstillingen, også være de apparater, der på aggregeret vis deltager i løsningen. 72

73 S S S S S S 60 kv Lokal styring 10 kv 1 1 a) Håndtering af flaskehalse b) Spændingsregulering c) Tabsminimering d) Reduceret viklingskobler operation DSO SCADA 2 a) Håndtering af flaskehalse b) Spændingsregulering c) Spændingskvalitet d) Faseoptimering 3 a) Spændingsregulering b) Spændingskvalitet Lokal styring 10 kv WT HP PV EV FC etc µchp 0,4 kv S 2 3 Figur 41: Funktionsbehov for styring af lavspændingsradialer med stort antal prosumers, der alle antages nettilsluttet via regulerbare omformere som indikeret (WT = husstandsvindmølle, HP = varmepumpe, PV = solcellepanel, EV = ladestander til elbil, FC = brændselscelle). Sammenfattende ses et behov for, at DSO kan sende et teknisk styringssignal uden om de kommercielle aktører direkte til prosumer/der-apparaterne, som vist i Figur 42. DSO BA TSO Andre kommercielle parter Aggregator Elhandler Service provider Prosumers/DER Styring af spænding på hvert enkelt spændingsniveau i distributionsnettet Figur 42: Identificeret nødvendig teknisk kommunikationsvej for aktiv spændingsstyring på distributionsniveau. 73

74 Appendiks C.3.2 Kommercielle aftaler for spændingsregulering i distributionsnet De nødvendige kommercielle aftaler til sikring af korrekt betaling mellem alle implicerede interessenter bør udarbejdes mellem DSO og de balanceansvarlige selskaber (BA) og mellem BA, aggregatorer og de individuelle DER og prosumer-apparat-ejere som vist i Figur 43. Det skal understreges, at figuren kun er en første tilnærmelse til en meget kompliceret problemstilling, der i de kommende år skal løses for at finde en mulig værdisætning af ydelsen spændingsregulering og et optimalt aftale-setup til aktivering af de spændingsregulerende ressourcer, der er i markedsdrift. For fuldstændighedens skyld, er det også vist i Figur 43, at tilstedeværelsen af de nødvendige egenskaber til spændingsregulering og datakommunikation samt adgang hertil allerede i dag er styret af Energinet.dk's relevante Tekniske Forskrifter (TF) samt DSO'ernes Netbenyttelsesaftaler (NA). DSO Nettilslutningsaftale BA TSO Tekniske Forskrifter Andre kommercielle parter * Aggregator * Elhandler * Service provider Prosumers/DER Aftaler til aktivering af spændingsregulering Figur 43: Kommercielle aftaler til aktivering af spændingsregulering på distributionsniveau. Appendiks C.3.3 Mvar udveksling mellem spændingsniveauer Med henblik på dedikeret punktvis spændingsregulering i fremtidens transmissionsnet vil der opstå teknisk mulighed for, at TSO'en kan sende et målrettet signal herom til den lokale DSO. På basis heraf kan DSO aktivere de lokale ressourcer, der er til rådighed på det aktuelle tidspunkt. Derved hæves eller sænkes var-udvekslingen i det ønskede knudepunkt med en ønsket værdi for reaktiv effektudveksling. DSO'- en skal først sikre, at der er tilstrækkelig kapacitet i det lokale net, hvorefter DSO'en sender et afledt teknisk styringssignal direkte til relevante DER-apparater på kv- og evt. 10 kv-niveau for at aktivere de nødvendige reaktive effektregulerende ressourcer, som vist i Figur 44. Med henblik på spændingsregulering på distributionsnettet vil der i det fremtidige aktive elsystem også kunne opstå situationer, hvor en lokal DSO kan få behov for at sende et signal til TSO'en med en ønsket værdi for reaktiv effektudveksling i en given transformerstation med udveksling mellem DSO og TSO. I dette tilfælde sender TSO'en herefter et afledt teknisk styringssignal direkte til relevante apparater, som fx regulerbare reaktorspoler på kv-niveau, for at aktivere de nødvendige reaktive effektregulerende ressourcer. Dette er vist i Figur 44 med pilen, der går begge veje, mellem TSO og DSO. 74

75 I de lokale distributionsnet kan der endvidere opstå behov for, at DSO'erne efter behov kan aggregere og aktivere ressourcer under et ønsket kv-knudepunkt for at styre den reaktive effektudveksling med det underliggende kv net med henblik på spændingsregulering på kv-knudepunktet. DSO en må i denne situation sende et afledt teknisk styringssignal direkte til relevante DER-apparater på kv niveau for at aktivere de nødvendige reaktive effektregulerende ressourcer. Dette er ligeledes vist i Figur 44 med pilen fra DSO til DER-apparaterne. DSO Anmodning m ændring af reaktiv effektudveksling BA TSO Andre kommercielle parter Aggregator Elhandler Service provider Prosumers/DER Styring af var-udveksling mellem spændingsniveauer i hhv. distributionsnettet og mellem TSO og DSO Figur 44: Tekniske kommunikationsveje for aktivering af reaktiv effekt regulerende ressourcer, fx til aggregering af var-ressourcer på distributionsniveau. Endelig vil den samme funktionalitet sandsynligvis med fordel kunne opnås mellem og 0,4 kvniveau i specielt egnede lokale netområder. DSO'en sender i dette tilfælde et teknisk styringssignal direkte til relevante prosumers på 0,4 kv-udføringerne under den ønskede 10 kvstation, for at aktivere de nødvendige reaktive effektregulerende ressourcer. Kommunikationsvejen mellem DSO og Prosumers/DER i Figur 44 gælder på alle spændingsniveauer i distributionsnettet. Generelt vil der eksistere en række alternativer til spændingsregulering i et givet netpunkt i det fremtidige aktive elsystem. Hvorvidt aggregering og aktivering af ressourcer i det underliggende net vil være den samfundsøkonomisk mest fordelagtige løsning afhænger af niveauet af den lokale Smart Grid udbygning hvor tæt man er på at kunne aggregere og aktivere ressourcer sammenholdt med omkostningerne for de øvrige alternativer, herunder indkøb af nye dedikerede spændingsregulerende apparater. Appendiks C.3.4 Kommercielle aftaler for aktivering af Mvar udveksling De nødvendige kommercielle aftaler til sikring af korrekt betaling mellem alle implicerede interessenter bør efter en foreløbelig overvejelse udarbejdes dels mellem TSO og BA-selskaberne dels mellem DSO og BA-selskaberne og dels mellem BA-selskaberne og de individuelle DER og prosumer-apparat-ejere, som vist i Figur 45. Det skal understreges, at figuren kun er en første tilnærmelse til en meget kompliceret problemstilling, der i de kommende år skal løses, før overvejelser om en markedsgørelse kan genoptages. 75

76 For fuldstændighedens skyld er det også vist i Figur 45, at tilstedeværelsen af de nødvendige reguleringstekniske egenskaber og adgang hertil i fremtiden vil kunne opnås af Energinet.dk's relevante Tekniske Forskrifter (TF), Markedsforskrifter (MF) og DSO'ernes Netbenyttelsesaftaler (NA). DSO Nettilslutningsaftale BA TSO Tekniske Forskrifter Andre kommercielle parter Aggregator Elhandler Service provider Prosumers/DER/CG Aftaler i forbindelse med aktivering af reaktiv effektudveksling Figur 45: Kommercielle aftaler til aktivering af reaktiv effekt udveksling mellem spændingsniveauer, samt de regulerende bestemmelser. NA=Netbenyttelsesaftale, TF=Tekniske Forskrifter. 76