Power reserves at end users

NEI-NO--741

r* er i • i • • • • * "••'"•niniiiiiiiiiiiiiu.iullllllllMllll

Effektreserver hos sluttbruker NO9605547

I dette manuskript vil jeg vurdere en del typiske lasttyper som egner seg for effektstyring. I beskrivelsen av alle lastene drøfter jeg hvordan ekstern styring av lastene kan gjennomføres. For enkelthets skyld kaller jeg den eksterne operatør for lastoperatør. Når det her fokuseres på en del problemområder, er det allikevel viktig å huske den bakenforliggende årsak til at det forventes snarlig effektknapphet i Norge, nemlig våre eksport-forpliktelser til land med termisk kraftproduksjon samt jevn økning i alminnelig forbruk. Sterke elektriske forbindelser med varmekraftland bringer varmekraftproblemer til Norge. Og i disse landene har det tradisjonelt vært manglende generatorkapasitet som motivert laststyring, ikke forbedret nettutnyttelse.

1. Behov

Det er mange årsaker til at det er ønskelig med regulering av effektuttaket til sluttbrukere til bestemte tidspunkt. En del forhold som;

• Gjentagne tidspunkt med høylast .^ ,_„,, ,v , , ,,-.-

• Nettfeil r ; ; :' ^ *"S V w ^

• Opp/nedlasting i samband med effekteksport JAN 2 9 1397

• Avhjelpe flaskehalser ved spesiell høy belastning O Q X I

• Jevn effektoverføring gir lavere nettap

I tillegg gir bedre forbrukskontroll større frihet til å presse systemet. «Jo større usikkerhet, jo mere må man ha å gå på.»

Energisituasjonen kan også tilsi nedregulering eller mer permanent utkobling i perioder.

Elkjeler med brenselsfyrt reserve kan for eksempel bli tvangsutlagt.

De forskjellige behov tilsier at det kan være behov for planlagt utkobling (som i og for seg kan håndteres av et tidsbryter) og for momentan utkobling som ved nettfeil.

Det forteller oss at laster som kan kobles ut i korte perioder også kan være verdifulle å effektregulere.

Kostnadene knyttet til effektregulering i dette manuskript er kun medtatt kostnader innen det enkelte bygg. Kostnader knyttet til signaloverføring (fram til yttervegg) og sentral styring er ikke inkludert.

En kommentar til disse sistnevnte kostnadene er at amerikanerne, som har 7,5 millioner sluttbrukerlaster underlagt lastkontroll, regner en totalkostnad for mottager og sender på mellom 150 og 200 dollar ferdig installert. Inkludert i disse kostnadene er lastbryter. I USA er VHF/radio totalt dominerende som kommunikasjonsmiddel.

DISTRIBUTION OF THIS DOCUMENT IS WLM

H:\FELLES\POST\UNnTLEl.DOC 03.09.96 1

DISCLAIMER

Portions of this document may be illegible in electronic image products. Images are produced from the best available original

document.

2. Laster

Eksempler på laster som allerede med dagens system effektreguleres er;

• Elkjeler med og uten brenselsfyrt reserve.

• Varmekabler i fortau, takrenner og til annen opptining/oppvarming.

• Varmvannsberedere.

• Spesielle anlegg hvor det forefinnes større laster som tåler kortere eller lengre utkobling som luftkompressorer, bakerovner, motorvarmere o.l.

• Elektriske varmeovner/oppvarmingsanlegg.

Med dagens teknologi og priser kan vi anta et bedriftsøkonomisk reguleringspotensiale/

effektreserve hos sluttbruker på rundt 8-9.000 MW (tabell 1, fig 1). I tabellen opereres det med nærmere 12.000 MW, men der er det ikke tatt hensyn til sammelagringsefekten. EFI har tidligere beregnet en gjennomsnittlig sammenlagringsgevinst i Norge på 30 %.

Stordelen av dette volumet krever investeringskostnader under 500 kr/kW (50 kr/kW/år) for å realiseres (tabell 2, fig 2).

Spesielt utkoblingspotensialet knytter det seg stor usikkerhet rundt. Det foreligger ikke egnet statistikk og volumene er estimert gjennom tilnærminger. Også kostnadene er usikre.

De har dog rot i erfaringstall, men det statistiske grunnlaget er tynt.

Det er viktig å merke seg at en stor del av sluttbrukereffekten ikke tåler utkobling i mange timer og vil således ikke direkte kunne sammenlignes med ny generatorkapasitet. Som grafen over maksdøgnet for system Norge viser (fig 3) viser, vil allikevel slike sluttbruker- laster ha verdi i eksportsammenheng. Man kan tenke seg at det er noen perioder av døgnet vi har effektknapphet som ville ført til at vi ikke kunne ha inngått eksportavtale for disse periodene dersom vi ikke kunne ha foretatt støttekjøp fra sluttbrukere. Det betyr at sluttbrukere ville kunne bidra til at det totale kvantum dagkraft for eksport øker seiv om sluttbrukere ikke leverer det hele kvantum. Sluttbrukere flytter sitt kraftuttak fra effektknappe perioder til mindre effektknappe perioder.

2.1 Elkjeler med brenselsfyrt reserve

Elkjeler med brenselsfyrt reserve er store enkeltlaster som i de fleste tilfeller har meget god reguleringsevne. Dette gjelder først og fremst anlegg med lettoljekjeler som reserve.

Typiske lettoljekjeler er mindre enn 2 MW.

Den gode reguleringsevne skyldes at lettoljekjeler normalt tåler pendling i temperaturen.

Kjelens levetid reduseres ikke av temperaturvariasjoner og den er rask til å ta seg opp fra romtemperatur til arbeidstemperatur. Kjelene forsyner ofte et vannmagasin med stor varmelagringsevne. Er det i tillegg et fyringsanlegg for bygningsoppvarming, er det ikke

HAFELLES\PCeTVUNTrrLEl.DOC 03.09.96

kritisk om temperaturen i sentralvarmeanlegget synker noen grader. (En tommelfingerregel er at 6-8 °C fall i vanntemperaturen gir 1-2 °C fall i romtemperaturen.) I prosessindustrien kan temperaturvariasjoner være kritiske for produksjonen. Som eksempel kan nevnes at flere meierier har opplevd å måtte slå ut tusenvis av liter melk grannet temperaturfall i turvannet fira varmesentralen. Elkjeler med brenselsfyrt reserve brakt i industriproduksjon må derfor normalt styres mer nøyaktig enn elkjeler i fyringsanlegg og kostnadene rundt oppstartsprosedyrene ved direkte lastkontroll må forventes å kunne være betydelig høyere. Det er vanskelig å si noe generelt om dette da tålegrensen for pendling i temperatur varierer fra bransje til bransje og fra produkt til produkt. En mulig konklusjon kan være at elkjeler i temperaturfølsomme prosesser ikke knyttes til direkte lastkontroll, men kobles ut etter en på forhånd avtalt oppstarttid.

STYRING EUOLJE

En vanlig styringsmetode er at det monteres en treveis-ventil som ikke leder vann over oljekjelen dersom elkjelen dekker oppvarmingsbehovet. Treveisventilen styres av en termostat i primærkretsen. Dersom primærtemperaturen blir for lav, åpner treveisventilen for vanngjennomstrømning gjennom oljekjelen. Når treveisventilen er helt apen , kobler en endebryter som styrestrømmen til oljebrenneren er forriglet over. Da tar den interne styringen av oljekjelen over og oljekjelen tillates å starte. Oljekjelens termostat føler på vanntemperaturen i primærkretsen og legger inn oljekjelen etter behov.

I og med at styringen av oljekjelen skjer lokalt, trenger ikke lastoperatør å ta hensyn til byggets behov. Hele eller deler av elkjelen kan derfor legges ut og inn utelukkende ut fra nettets behov og/eller våre eksportforpliktelser.

Denne styringsmetoden ble vanlig først for få år siden. En rekke eldre kjelanlegg svitsjes derfor manuelt mellom olje og el.

Den detaljerte beskrivelsen er motivert ut fra ønsket om å beskrive enkle installasjoner som kan gjøre store effektlaster operative for fjern- og nærstyring. Kostnadene for en slik installasjon er 30.- 40.000 kr.

Større oljekjeler er som oftest tungoljekjeler. Denne type kjeler krever lengre oppstarttid, størrelsesorden timer. Som eksempel kan nevnes at oljekjelen på Norske Skogs anlegg på Skogn er på 45 MW. Den ligger som varm reserve tilfelle feil på elkjelen. I år med 100%

elektrisk fyring, har det gått med anslagsvis 1.000 tonn olje (10 GWh) til å holde oljekjelen varm. Tungoljekjeler krever tilført energi for å være raskt tilgjengelig. Store oljekjeler tåler heller ikke særlig godt store temperaturvariasjoner.

H:\FELLES\POST\UNTITLE1 .DOC 03.09.96

For Norske Skogs vedkommende er varm reserve grunngitt i kravet til avbruddsfri produksjon ved feil på elkjelen. Kostnadene til varm reserve blir da å sidestille med en forsikringspremie.

Til tross for alle betenkninger er kjelanlegg av disse typer normalt godt egnet til effektregulering. Riktignok med varierende oppstarttid avhengig av tung/lettoljekjeler som reserve eller om kjelene brakes i fyringsanlegg eller i industriprosesser. Det er store effekter som er lett tilgjengelig dersom det kan planlegges noe tid i forveien.

Vi antar at det er rundt 2.500 MW elkjeleffekt som kan legges ut i høylastperioder.

Investeringskostnadene for å gjøre kjelen operative i effektstyringsammenheng ligger rundt 50 kr/kWfor næringsliv skjeler og 200 kr/kW i villakjeler.

2.2 Varmekabler i fortau, gater og takrenner og innvendig

Varmekabler kan også være store enkeltlaster som i de fleste tilfeller har meget god reguleringsevne. I fortau og gater er effekter fra ti kW opp til flere hundre kW vanlig. I og med at det ikke er mulighet for varig utkobling, er denne lasten (og alle senere beskrevne laster) best egnet for å styres mot kortvarige uttaksendringer. I og med at bakken er et betydelig varmemagasin med stor treghet, kan varmekabler legges ut i timer uten at det går særlig ut over kvalitetskrav.

Akseptable utkoblingsperioder vil variere med vær, installert effekt, bakkens varmekapasitet, bakkens utgangstemperatur og annet. Så langt jeg kjenner til er det foretatt lite malinger for å beregne tidskonstanter for utvendige varmekabelanlegg.

Ved ekstern styring av varmekabelanlegg forutsetter vi at det opprettes to-veis kommunikasjon mellom lastoperatør og den enkelte kunde. Lastoperatør legger deler eller hele varmekabelanlegget ut i et på forhånd avtalt mønster. Som eksempel kan betingelsene være at utkobling ikke skal vare mer enn 6 timer sammenhengende og at kabelanlegget skal kunne ligge inne minst 16 timer per døgn.

Normalt skal tiningsanlegg av denne type ligge inne ved temperaturer fra +5 °C til -5 °C, altså utenom høylastperioden. Vi forventer allikevel at en god del varmekabeleffekt vil ligge inne ved høylast da ikke hele landet vil ha sprengkulde samtidig. Den totale installerte varmekabeleffekt i tiningsanlegg estimeres til 600 MW. Av dette antar vi at 1/3 ligger inne ved høylast.

Innvendig varmekabelanlegg egner seg godt for effektregulering. Til nå har de vært lite påaktet da hovedtyngden er installert i private hjem. Ren energitariff gir ingen incitament til effektregulering . Dessuten er det stort sett mindre effekter. Etterhvert som infrastruktur for kommunikasjon utvikler seg og prisen på nødvendig koblingsutstyr synker, må vi anta at innvendige varmekabelanlegg ville være aktuelle i laststyringsammenheng.

H:\FELLESVPOSTVUNTITLE1.DOC03.09.96 4

Vi antar at det er rundt 200 MW varmekabeleffekt forlagt i bakken og 300 MW i husholdning som kan legges ut i høylastperioder.

Investeringskostnadene for å gjøre varmekablene operative i effektstyringsammenheng varierer fra 200 til 1.500 kr/kW.

2 3 Varmvannsberedere og elkjeler uten brenselsfyrt reserve

Mange tappevanns- og elkjeleanlegg er svært overdimensjonerte, både store beredere og høy installert effekt. Det kan være beredere på 7-8.000 liter på en skole hvor det daglige varmvannbehov er på 5-6.000 liter. Eller elkjeler i tappevannsanlegg på over 200 kW hvor behovet ligger rundt 30-40 kW.

Beredermagasinet er i denne sammenheng et varmelager som gjør at effekten kan trinnes ned/kobles ut i kortere eller lengre perioder.

Anlegg med overdimensjonerte beredere kan legges ut på tidsbryter i perioder av døgnet som er kritiske, lastoperatør kan legge beredereffekten ut så lenge vanntemperaturen holder seg over 50 °C, osv.

Det samme gjelder elkjeler uten brenselsfyrt reserve i sentralvarmeanlegg.

Vannmagasinene er store og temperaturfall er ikke kritiske. Det er store effekter (>100 kW) og anlegg som tåler forholdsvis lang utkoblingstid ( 1 0 - 6 0 min). Bygningskroppens varmelagringsevne har også stor betydning for akseptabel utkoblingstid.

Ekstern styring må også her baseres på lokalt plassert styringsenhet som mottar start/stoppsignal fra ekstern sentral. Den lokale styringsenhet er på forhånd programmert for ønsket opptreden ved eksterne signal.

Vi antar at det er rundt 1.000 MW varmvannsberederejfekt som kan legges ut i høylastperioder.

Investeringskostnadene for å gjøre varmvannsberedere operative i effektstyring- sammenheng ligger fra 200 til 1.000 kr/kW.

2.4 Panelovner etc i bygg med sentral-driftskontroll (SD-anlegg)

I en rekke næringsbygg er det lønnsomt å installere SD-anlegg for energi- og effektstyring seiv med dagens effekt- og energipriser. (I og med at effekt er nær gratis fra produsent snakker vi her om nettariffens effektpris.)

Det er installert en rekke SD-anlegg i Norge de senere år. Svakheten med en stor del av disse anleggene er at de er installert for å styre og overvake ventilasjon, brann o.a, men ofte ikke energi og svært sjelden effekt. De fleste moderne SD-anlegg er dog forberedt for energi- og effektstyring. Det vil derfor normalt være god lønnsomhet i å utvide allerede

H:\FELLES\POST\UNT1TLE1.DOC 03.09.96

eksisterande anlegg til å omfatte ovennevnte funksjoner. Forutsetningen er selvfølgelig at det er egna laster å styre.

Panelovner tåler stort sett utkobling i noen minutter uten at det går ut over romtemperaturen. En vanlig måte å effektregulere panelovner på er at SD-anlegget er programmert for at de laster (grupper av panelovner) som har størst margin til en på forhånd innstilt nedre temperaturgrense, skal legges ut først. Deretter legges de andre gruppene ut i tur og orden. Når gruppe 1 legges inn legges gruppe 2 ut. Slik vandrer effektreduksjonen rundt fra gruppe til gruppe inntil rommene etterhvert når nedre temperaturgrense. De blir da forbigått i vandringen. Her kreves det erfaring slik at forventet potensiale over total effektreduksjon er forholdsvis riktig.

Til tross for panelovners begrensninger sammenlignet med de tidligere beskrevne laster, er de allikevel interessante å undersøke nærmere. Den totale installerte effekt fra panelovner antas å ligge rundt 6.000 MW. Anslaget bygger på Energidatas energistatistikk sammenholdt med SSB's elektrisitetsstatistikk. Hvor stor andel av denne effekten igjen som er tilgjengelig gjennom SD er uvisst.

Erfaringene fra USA viser at totalkostnadene knyttet til installasjon av radiostyrte brytere ligger rundt 100 dollar for enveis kommunikasjon og 150 til 200 dollar for toveis. Slike lave priser åpner for styring av panelovner og panelovnskurser i husholdninger. Hjem som står tomme på dagtid vil kunne tåle utkobling i kortere eller lengre tid i perioden rundt tida for formiddagstoppen. USA kjøres airconditionanlegg i sekvens etter avtale med e-verket.

Perioden for utkobling varierer fra 15 til 50 %. Denne type kjøring kan pågå inntil fire timer sammenhengende. Dette fører til noe temperaturstigning, men ikke mer enn at amerikanerne oppsummerer airconditionanlegg som godt egnet for laststyring. De amerikanske erfaringene tilsier at det kan være mulig å få nordmenn til å akseptere noe temperaturreduksjon noen dager i året grunnet sekvenskjøring av panelovner.

Investeringskostnadene for å gjøre panelovnene operative i effektstyringsammenheng ligger fra 100 til 1.500 kr/kW avhengig av hvor godt det er tilrettelagt for laststyring.

Laveste prisleie forutsetter at det forefinnes styringsystem på plassen (SD-anlegg eller lignende) og at panelovnene går på egne kur ser.

2.5 Andre laster

Samme prinsipp kan nyttes for en hel rekke laster som skal avgi en viss mengde energi i løpet av en periode og det ikke er kritisk at energien blir avgitt til bestemte tidspunkt.

Poenget er å oppnå en kontrollert inn- og utkobling som er tilpasset det øvrige forbruket.

Luftkompressorer, bakerovner, motorvarmere, elektriske smelteovner o.l. er alle laster av denne type.

H:\FELLES\POST\UNTrTLEl.DOC 03.09.96

• Luftkompressorer brukt på bilverksteder, i industri og lignende, kan være godt egnet for ut/innkobling. Trykktanken fungerer som energilager og oppstart kan forskyves i tid.

• Bakerovner er vanlig å effektregulere da bakerovner er store enkeltlaster med mange varmeelementer som kan styres individuelt. Vanlig nedbetalingstid for effektregulering av bakerovner er 1-2 år med dagens effektpriser.

• Motorvarmere for biler er svært godt egnet for effektregulering.

• Varmebatterier i ventilasjonsanlegg vil kunne effektreguleres i stort omfang dersom det tillates noe komfortreduksjon.

Reguleringsprinsipper og utkoblingsprioritet er av samme type som i foregående punkt.

En annen type laster som egner seg for laststyring er forbruksapparater. Erfaringene fra andre land tilsier at prissignaler, gjerne gjennom såkalt "real time prising", er et mer egnet virkemiddel for styring av forbruksapparater enn direkte lastkontroll. Dersom forbrukeren vet at strømmen er svært dyr bestemte tider av døgnet, vil klesvask, oppvask og andre aktiviteter som kan flyttes i tid bli utført i stor grad i lavprisperioder. Andre land har forbruksapparater som er forberedt på å ta i mot prissignal fra e-verket. Kunden stiller inn vedkommende forbruksapparat slik at det ikke tillates å starte før meldingen om lav pris mottas.

2.6 Kraftkrevende Industri

Kraftkrevende industri er svært interessant å vurdere som svinguttaker av effekt. Det er store enkeltlaster og vi antar at det er relativt enkelt å utvikle egnet reguleringsutstyr.

Totalt regner vi at det er ca.3.000 MW som er regulerbar. Effekten er fordelt på 1.500 MW i aluminiumsindustrien, 1.000 MW i den øvrige metallurgiske industri og 500 MW i treforedlingsindustrien.

Seiv om det forefinnes lite erfaring på laststyring innen kraftkrevende industri, tilsier opplysninger som er tilflytt oss at det er et reduksjonspotensiale innen tidsintervaller på

1,5 - 6 timer på 20 - 3 0 % .

East-Alco i USA har en kraftkontrakt som gir det lokale distribusjonsverket rett til å bruke bedriften som svinguttaker av elkraft, såkalt «shaving» av effektkurven. Kontrakten har virket i fire år. Det maksimale effektuttaket ved virksomheten er 310 MW. Peak-effekten har på det meste blitt redusert med 90 MW mens den laveste årsreduksjonen har vært 50 MW.

Effektreduksjon har i gjennomsnitt foregått 27 timer per måned.

I USA er laster i næringslivet svært lite benyttet til utkobling. I de tilfellene de er operative skjer det ikke med direkte styring fra e-verket men ved telefonisk beskjed eller annen form for distribuert beslutning. Retten til utkobling er i slike tilfeller regulert gjennom

H:\FELLES\POST\UNTITLE1.DOC 03.09.96

kontrakter. Vi må anta at en del industribedrifter også i vårt land kan tenke seg å delta i et laststyringsprogram på betingelse at de slipper å frasi seg retten til seiv «å trykke på knappen». På den annen side har representanter for kraftkrevende industri seiv gitt utrykk for at de kan tenke seg å seige reguléreffekt dersom prisen er god nok.

Vi antar at kraftkrevende industri kan levere minst 600 MW under høylast.

2.7 Nye laster

Utvikling av billig kommunikasjonsutstyr vil gjøre mindre laster lønnsomme å effektstyre.

I tillegg må vi håpe og tro at en framtid i et marked for effekt vil stimulere til effekt- regulering av nye lasttyper. Mer avansert motorstyring, effektregulering av lys og apparater er ingen utenkelig framtid.

Vi ser allerede nå at lavenergi lysutstyr reduserer behovet for høyverdig energi (elektrisitet) og øker behovet for lavverdig energi (varme) som er lettere å effektregulere.

2.8 Effektreduksjon som en følge av enøk

I tillegg er det av interesse å kartlegge overdimensjonerte anlegg hvor det hadde vært lønnsomt å gjøre tekniske endringer på permanent basis, ikke for å styre effekten, men for å redusere/fri gjøre effekt og energi (enøk).

Som eksempel finnes det en rekke overdimensjonerte pumper i sentral varmeanlegg. For å bedre reguleringen av vannmengder, har det vært vanlig å installere strupeventiler i sekundærkretsen. Noe som øker trykkfallet og betinger at motoren trekker full effekt for overvinne den nye motstanden. Ved høy belastning regulerer pumpa godt mens den er vanskelig å regulere ved lav belastning.

Heismotorer som har blitt ombygd til frekvensstyring har redusert sitt energi- og effektuttak med 30%.

Det er grunn til å tro at en gjennomgang av slike anlegg kan gi varige reduksjoner til fornuftige priser.

Underlagstall for enøk-potensialet er svært dårlige. Det nærmeste vi kommer er stortingsmelding nr.61 fra 88/89. Det er vanskelig å hente effektsparepotensialet ut av disse tall, da segmentering av tiltak er svært grov. Er «styring og regulering» kun nattsenkning av varme, redusert driftstid på ventilasjonsanlegg, eller hva er det? For enkelhet skyld velger vi å anslå det bedriftsøkonomiske, elektriske enøk-potensialet til å være 15 TWh med dagens energi- og effektpriser. En del av enøk-potensialet som for eksempel nattsenkning reduserer ikke effektforbruket under høylast. Andre tiltak som isolering og vindusskift derimot bidrar til et lavere effektforbruk. I det videre resonnement antar vi tiltakene fordeler seg med halvparten innen hver kategori. Det er grunn til å tro at det er høy brukstid

H:\FELLES\POST\UNTITLE1 .DOC 03.09.96 8

på tiltakene som gir effektgevinst og vi setter fyringssesongen som brukstid, dvs 5(X)O timer. En slik omtrentlig beregning gir oss et effektøkpotensiale som følge av enøk på 1.500 MW.

2.9 Samspillet mellom Enøk og Effektøkonomisering

En del av de vanligste enøk-tiltak bidrar til å øke effektbehovet. Natt- og helgesenking av temperaturen er eksempel på dette.

Fig.4 viser effektuttaket til en 5 MW elkjele måndag 3/1-94 som var maksdøgnet dette året.

Fordi lasten legges inn uregulert, blir effektuttaket rundt 2,5 MW høyere en nødvendig.

Tidligere oppstart og effektstyring ville kunne holdt effektuttaket under 2,5 MW.

Gjennom den enøk-aktivitet som har vært bedrevet de siste 10 år er det grunn til å tro at det finnes mange effektprofiler som vist på figuren. Å få kontroll på den type laster, som i utgangspunktet er regulert (dog ikke med tanke på effekt), er vanligvis svært enkelt og meget billig.

Bakgrunnen for at nattsenking har vært lønnsomt, er flate priser over døgnet. Dagens beregninger over enøk-potensialet er gjort med denne forutsetning .

/ en framtid med kontinentalt prismønster (dag- nattpris) vil alle beregninger over enøk- potensiale måtte revurderes.

3. Morgendagens systemløsning?

3.1 Prinsippene

Formålet med laststyring hos sluttbruker er bedre effektutnyttelse totalt sett. Frigjøring av effekt kan motiveres ut fra framtidige eksportforpliktelser, forventet økning i innenlands forbruk og bedre nettutnyttelse.

Allerede med dagens system, hvor effekten er nær gratis fra produsent, er som tidligere nevnt effektregulering lønnsomt.

Når produsentene etter alt å dømme kommer til å prissette effekt, vil lønnsomheten med effektregulering øke og gi grunnlag for regulering av flere laster.

For at effektregulering skal ha verdi kan styring skje etter følgende grunnprinsipp;

All effektregulering skjer som et tilbakekjøp av effekt hvor markedet bestemmer tilbakekjøpsprisen. Det vil si at prisen sluttbruker kan oppnå for tilbakesalg av deler av sitt effektuttak, avhenger av hva tilbakekjøper er villig til å betale. Tilbakekjøper må vurdere om effektreduksjonen kan skje på et tidspunkt, i en tidsperiode og på et nettsted som gir nytte.

H:\FELLES\POST\UNTITLE1.DOC03.09.96 9

Vi tenker oss et system der netteier (både distributions-, regional- og sentralnettet) og effekteksportør vurderer hvor i nettet og landet de kan tenke seg at det blir foretatt reduksjoner i effektuttaket. De vurderer hvor lange tidsperioder de har behov for reduksjoner og på hvilke tidspunkt det bør skje. Dernest finner hver og en ut hvilken pris han/hun er villig til å betale for tilbakekjøp på sitt nivå.

Aktuelle kunder blir invitert til å tilby tilbakesalg av effekt i de ønskede perioder.

Nettkundene blir bedt om å beskrive hvilke betingelser for reduksjon/utkobling som de stiller for den enkelt last (min varmvannsbereder kan kobles ut dersom vanntemperaturen er > 55 °C mellom 06.00 og 08.00 og mellom 14.00 og 24.00).

Deretter deler tilbakekjøper inn tilbudte laster i forskjellige leveringsprioritet og betaler effektpris avhengig av prioritetsnivå.

Nivåinndeling kan tenkes som følger;

Elkjeler på uprioritert levering plasseres på laveste nivå.

Et annet nivå kan være å tillate utkobling av varmvannsberedere i husholdning fra 08.00 til 13.00 alle hverdager.

Et tredje nivå kan være å tillate at alle panelovner i et næringsbygg kan legges ut og inn så framt ikke romtemperaturen faller under 20 °C, osv.

UTKOBLINGSBETINGELSER

Når det er gjort avtaler med sluttbruker om betingelsene for utkobling, blir styring av lastene overlatt netteiere og eksportansvarlige (lastoperatører).

Det enkelte lastoperatører styrer ut og inn laster hos sine kunder avhengig av behov og etter avtalt prioritet.

Noen (f.eks Statnett) må være ansvarlige for eksportforpliktelsene og systemtjenestene. Er det effektknapphet i det norske system må eksportansvarlig kunne koble ut lavprioriterte laster i Norge for å oppfylle eksportforpliktelsene.

Det kan være naturlig at effektprisreduksjonene (tilbakekjøpsprisen) varierer innenfor samme nettnivå. For det enkelte distribusjonsverk vil det være mindre interessant å redusere effekten i områder med sterkt nett. På samme måte vil det ha betydning for totalprisen at nettforsterkninger kan utsettes i kritiske områder.

Tilsvarende system kan tenkes innført på alle nettnivåer.

Når det gjelder effektprisreduksjonene på eksportnivå, vil det være mer interessant å koble ut laster nær ilandføringsted for eksportkablene enn langt unna. En kan derfor tenke seg at prisreduksjonene blir større i Kr.sand enn på Møre.

H:\FELLES\POST\UNTTTLE1.DOC 03.09.96 10

Det må opprettes toveiskommunikasjon slik at den enkelte koordinator har oversikt over hvilke laster som ligger inne på de forskjellige prioriteringsnivåer slik at han har oversikt over reservene til enhver tid.

4. Økonomiske stimuli

For å utnytte det tekniske potensialet for effektreduksjon til sluttbruker, må det benyttes incitamenter som sluttbruker frivillig godtar. Tvungen utkobling grunnet et effektbehov i Tyskland ville neppe bli mottatt med særlig begeistring. Skulle alternativt høykost gassturbiner på kontinentet bli i gangkjørt, vil det påløpe ekstra kostnader som noen måtte betale.

Det må derfor etableres stimuli for normal driftsregulering som er så attraktive at kunden frivillig overlater styringen av enkelte effektlaster til lastoperatør.

Gevinsten med regulering skal dekke både investeringskostnader og tilbakekjøp av effekt hos den enkelte kunde. Hvem som tar investeringskostnadene vil måtte gjenspeiles i tilbakekjøpsprisen. I USA er det ikke uvanlig at e-verk monterer reguleringsutstyr for egen regning hos sluttbrukere som tiltrer laststyringsprogram. De har liketil gitt bort elektriske varmvannsberedere for a) at kunden skal bruke el og ikke gass til vannvarming, b) sikre at berederen har stort nok varmelager til å kunne tåle utkobling og c) kunden må delta i lastyringsprogram.

De økonomiske stimuli kan bestå av rene penger, regelmessige driftskontroller, installasjon av utstyr som kan redusere andre kostnader (energisparende tiltak som bieffekt av effektstyring, tekniske løsninger som gir anledning til å svitsje mellom forskjellige energibærere, SD-anlegg som kan styre og overvake ventilasjon, brann, alarm osv).

4.1 Prioritering av enkeltlaster, bruk av nettariff som virkemiddel for effektiv nettforvaltning

Prisen på tilbakekjøp av effekt må være kostnadsriktig. Det betyr at hver produsent og hvert enkelt nivå av nettet, må prissette den enkelte nedkobling.

Én måte å handtere dette problemet på er å skille kostnadene på alle nivåer slik at alle har egne tariffer/priser. Den enkelte lastoperatør må vurdere hvor i nettet det er ønskelig med utkobling, på hvilket tidspunkt utkoblingen kan skje og ikke minst verdien av en slik utkobling. Prisen for tilbakekjøp av effekt må holde seg innenfor den fastsatte verdien av den enkelte utkobling.

Produsentene må vurdere om hva som gir lavest kostnad, økning av generatorkapasitet eller kjøp av sluttbrukereffekt. Det samme må netteier gjøre. Netteier vil ofte ha valget mellom å forsterke nettet eller å iverksette effektreduserende tiltak hos sluttbrukere.

H:\FELLES\POST\UNTITLE1 .DOC 03.09.96 11

Det kan til og med tenkes, i hvertfall i en avgrenset periode, at det er kostnadsriktig å betale mer for tilbakekjøp av effekt enn salgsprisen da det vil kunne utsette nett- forsterkninger og således gi bedre totaløkonomi.

I en slik tilbakekjøpssituasjon er det viktig at den enkelte netteier står fritt til å inngå de kjøpsavtaler og til den pris som han seiv finner fornuftig. Det er klart at for alle nettnivå vil det ha forskjellig verdi om effektreduksjon skjer på overbelastede strekk eller overdimensjonerte strekk.

På sikt vil et system med tilbakekjøp av effekt gi bedre nettutnyttelse, lavere nettkostnader og dermed lavere overføringspriser for alle kunder i dette området. Prisen må også kunne reflektere verdien av den enkelte utkobling i videre forstand. Er utkoblingen av tilstrekkelig varighet? Kan den skje på ønsket tidspunkt?

Dette prissystemet betinger en helt annen dynamikk i tariffstrukturen enn det vi har vært vant til.

Metoden kan benyttes både i regionalnettet og i sentralnettet. (Flaskehalsavgiften er bygget opp etter samme prisnipp.)

Det samme gjelder for eksportkoordinator. Dersom ilandføring av eksportkabelen skjer ved Kr.sand, har det større verdi med effektreduksjon i Kr.sand enn i Steinkjer. Forskjellen i nytteverdi må gjenspeiles i prisen.

En slik tankegang vil bety at fire nivåer verdsetter verdien av tilbakekjøp hos den enkelte sluttbruker. Som eksempel kan en effektreduksjon ha null verdi for distribusjonsnettet, men høy verdi både for regionalnettet og sentralnettet. I så fall kan de deler av nettet som ønsker utkobling av vedkommende last prissette denne, og tilby sluttbruker tilbakekjøp til en pris gitt av nytteverdien.

5. Problemstillinger

Det er en rekke uavklarte forhold som må klarlegges før vi kan utnytte sluttbrukeres effektlaster på en samfunnsøkonomisk riktig måte.

Blant annet må vi;

• kartlegge volum og frihetsgrader for utkobling samt beregne eksakte kostander knyttet til styring

• utvikle og utteste teknologi som skal handtere styring og kommunikasjon

• avklare den samfunnsmessige verdien av frigjort effekt og hvorledes handelen skal organiseres

• utvikle nettariffer eller andre incentiv som stimulerer til effektiv nettdrift og rasjonell bruk av energi og effekt

H:\FELLES\POST\UNTrTLEl.DOC 03.09.96 12

6. Oppsummering

Det avgjørende spørsmål på nåværende tidspunkt for å vurdere verdien av sluttbrukereffekt, er hvordan prisen på effekt levert fra sluttbruker er sammenlignet med ny generatoreffekt?

Dette spørsmålet er vanskelig å svare entydig på da produktene sluttbrukereffekt og generatoreffekt er forskjellige, både hver for seg og innbyrdes. Én forskjell er tilgangsperiode, hvor en del sluttbrukerlaster er tilgjengelige i en avgrenset tidsperiode. En annen forskjell er gitt av hvor effekten skal brakes. Da vil ny generatoreffekt ha forskjellige verdi om den genereres nær forbruksstedet eller ikke. Dersom sluttbrukereffekt skal brukes i det området den frigjøres, vil transportkostnadene bli minimale. I tillegg vil årskostnaden influeres sterkt av størrelsen på rentenivå for lån og teknisk levetid som blir benyttet, størrelser som er svært omdiskutert. Men for at problemstillingen ikke skal smuldres bort i snublekanter, velger vi en pris på ny generatoreffekt til rundt 200 kr/kW/år.

Ungåtte kostnader på kontinentet vil være rundt 700 til 1.000 kr/kW/år dersom det ikke tas hensyn til verdien av kraftkabelen som energitransportør. 1996 synliggjør til fulle at en kabelforbindelse med kontinentet for import i tørre år har en samfunnsøkonomiske verdi.

Kabelens potensiale som forbindelse for å levere systemtjenester ved ledig kapasitet har også utvilsomt en verdi seiv om denne verdi ikke er mulig å kvantifisere da systemtjenester ikke blir omsatt men pålagt.

Av fig.2 ser vi at en direkte prissammenligning faller i sluttbrukerlasters favør. På en annen side kan generatoreffekten ha andre kvaliteter (ref ovenstående) som slår ut til dens fordel.

En generell konklusjon vil være at alle omtalte typer sluttbrukerlaster vil kunne gi verdifulle bidrag til å levere forskjellige typer effektprodukt. Det samme gjelder ny generatoreffekt som prismessig kan konkurrere med prisen for ungåtte kostnader på kontinentet.

Effektreduksjon grannet prissignal som tariffer, real time prising og annet vil også ha sin utvilsomme berettigelse. Responstida ved denne type mekanisme er vesentlig lengre, men det vil alltid være periodiske problemer som er forutsigbare hvor denne metoden er verdifull.

7. Konklusjon

I en verden med knapphet på ressurser er det vår plikt å forvalte våre ressurser på best mulig måte. Vi har vært vant med at effekten er der til en hver tid, og at det er overflod av den.

Etterhvert som Norge elektrisk blir integrert med Europa, vil europeiske priser både på energi og effekt slå inn i vårt land.

H:\FELLES\POST\UNTITLE1 .DOC 03.09.96 13

Effekteksport kan bli en betydelig inntektskilde for Norge i kommende år. Det stiller krav til oss om å forvalte vår effekt på en annen måte enn hva vi har vært vant til.

Skal realisering av sluttbrukermarkedet for effektomsetning bli virkeliggjort i nær framtid, er det viktig at produsenter, netteiere og andre aktører i kraftmarkedet ser det økonomiske potensialet i levering av sluttbrukereffekt. Bransjen har et stort forsprang i forhold til andre deler av næringslivet som kan tenke seg å omsette sluttbrukereffekt. Forskningsrådet har gitt en håndsrekning gjennom EFFEKT-programmet som gir bransjen en enestående mulighet til å forberede seg på og posisjonere seg i et framtidig effektmarked hvor omsetning av sluttbrukereffekt er en naturlig del.

8. Referanse EFl TR F4224 ENØK-Trondheim EnFO Publ 66/95 EHm.fl

Faanes, Johnsen EFl TR A4387 EFITRA4094 A.Johannesen

Elektrokjelers belastningsstruktur Mars 1995

Forundersøkelse vedr elkraft til Elektrokjeler Feb 1992 Sluttbrukertiltak i et konkurrerende elmarked

SLUTTBRUKERMARKED (forprosjekt EFFKET-NFR), des 1995 En offensiv energipolitikk for Norge, Feb 94

Fleksibelt energimarked - effektreserve hos sluttbruker Nytteverdi av toveis kommunikasjon

Kursdagene ved NTH, Norge som effektnasjon, "Utvekslingsavtalene mot UCPTE og deres konsekvenser"

Diverse Prosjektnotater fira forskingsprosjektet; «Sluttbrukermarked i EFFEKT- ppro grammet».

H:\FELLES\POST\UNTITLE1.DOC 03.09.96 14

Tabell 1 Potensiale for tilbakesalg i MW som funksjon av utkoblingstid ved utetemp < -5 °C

30 sek 2 min 15 min 30 min 1 time 2 timer 4 t 6.000 6.000 5.000 4.500 3.000 3.000 600 600 600 600 600 500 750 750 750 750 750 750 270 270 270 270 200 150 Varmekabel ute og inne 500 500 500 500 450 300 Elkjeler, lavspent 2.050 2.050 2.050 2.050 2.050 2.050 Elkjeler, høyspent * 400 400 400 400 400 400

Enøk 1500 1500 1500 1500 1500 1500

Panelovner Kraftkr. ind. reg vvb bolig

w b næring

4 t 2.500 350 750 100 200 2.050 400

6 t 500 200 750 60 70 2.050 400

8 t 0 0 0 50 70

2.050 400

> 8 t 0 0 0 50 0 2.050 400 1500 1500 1500 1500 SUM 11.870 11.87 10.870 10.370 8.650 8.500 7.750 5.460 4.000 4.000

* I makslastperioden rundt årsskiftet 95/96 tror vi de fleste høyspentkjeler lå inne. Derimot tror vi at i et framtidig system vil både prisen være høyere i høylastperioder og utkoblingsresponsen vil være hurtigere.

Tabell 2 Potensiale for tilbakesalg i MW som funksjon av årlig kostnad

Panelovner

Varmvannsbereder i bolig Varmvannsbereder i næring Varmekabel ute og inne Elkjeler, lavspent Elkjeler, høyspent

Enøk (inklusive varmekabel i grunnen) SUM

<20kr/kW 300

0 20 0 1.600 400

150 2.470

50 kr/kW 300 0 50 75 2.050 400 300 3.100

100kr/kW 1.800 500

150 150 2.050 400

1.000 5.900

>100 kr/kW 6.000

750 270 500 2.050 400

1.500 11.270

Kraftkr. ind. reg 600 600 600 600

H:VFELLES\POST\UNTITLE1.DOC 03.09.96 15

BO

=6

I

s

•8

> £ >

o

o

v

u

o

00

>

a o

©

W)

.2

o

oo o

I

<L>

z

E

u

o

1

É

( 0

8

©S1

4)

CL

MH

I

T3

s

a s

co fe

Fig 4

5.000 kW 4.500 kW - - 4.000 kW - - 3.500 kW 3.000 kW 2.500 kW 2.000kW-- - 1.500 k W - - 1.000 kW

500 kW 4

OkW

11 f n n

«tt^il

Hi

f time 1 time6 tirnell time 16 time 21

I Serie 1

Fig.4; Maksdøgnet for 1994 til en 5 MW elkjele i Oslo

H:\FELLES\POST\UNTmJEl.DOC 03.09.96 19