Gå til hovedindhold
Vindmøller med en samlet kapacitet på 110 MW deltog i projektet. De var koblet til 6 forskellige steder i det lollandske elnet. Arkivfoto: Ole Christiansen

Succes fra Lolland skal bredes ud til egne af landet med meget vind og sol

Publiceret d. 22.2.2021 12.00
Rundt om i landet er der steder med mere strøm fra vind og sol, end både det lokale forbrug og elnettet kan opsluge. Succesfuldt forsøg fra Lolland viser, at det er en samfundsøkonomisk god løsning at lave lokale fleksibilitetsmarkeder, hvor fx vindmøller kan skrue ned i de relativt få timer om året med meget stor produktion, elnettet ikke kan tage fra.

Energinet er klar til at skabe lokale og afgrænsede fleksibilitetsmarkeder i de egne af landet, hvor et stort antal vindmøller eller solceller i perioder kan lave mere strøm, end elnettet kan opsluge.
Det sker efter et succesfuldt pilotprojekt på Lolland, som også Dansk Energi, elnetselskabet Cerius og de balanceansvarlige aktører Centrica og HOFOR har deltaget i.

Fuld knald på vind og sol
På Lolland er der stor vækst i sol- og vindenergi. Øen kan allerede i dag producere langt mere strøm, end der kan bruges lokalt. Og med udsigt til endnu mere vedvarende energi presses også de kabler, der sender strømmen ud i resten af landet via transmissionsnettet. 

- På Lolland opstår problemerne, når der både er fuld knald på vindmølleproduktionen og på solcellerne. Dette sammenfald sker sjældent, og det er altså relativt få timer, det drejer sig om, og her er det en samfundsøkonomisk god løsning at lukke en smule lokal produktion ned, siger Thomas Dalgas Fechtenburg, ingeniør i Energinets afdeling for Fleksibilitet og Systemydelser, og peger på, at et lokalt marked skaber konkurrence om at levere de billigste bud på at skrue ned for produktionen. Alternativet ville være, at Energinet skulle beordre elproducenter til at slukke – altså nedregulering uden konkurrence om at levere de billigste bud.

Energinet lavede i 2020 et "Kapacitetskort", hvor man kan se, at produktionen fra vind og sol i nogle egne - fx. Lolland - langt overstiger det lokale forbrug, og at der i nogle af årets timer kan blive problemer med at transportere strømmen væk.

Nedregulering ved Kalundborg hjælper ikke Lolland
I dag findes fleksibilitetsmarkeder for henholdsvis Vest- og Østdanmark, men hvis det billigste bud på nedregulering ligger ved Kalundborg, hjælper det ikke mod overbelastning af elnettet på Lolland.
At betale for lokal nedregulering kan i nogen situationer være billigere end at udbygge elnettet. Men, påpeger Thomas Dalgas Fechtenburg, lokale fleksibilitetsmarkeder skal som hovedregel ses som en driftsløsning, indtil elnettet er udbygget til at kunne tage mod den grønne strøm i alle timer. 

Energinet skal udbygge eltransmissionsnettet, i takt med at fx vindmøller og solceller skyder op. Men fordi det ofte er muligt at opstille fx en solcellepark langt hurtigere, end det tager at udbygge elnettet, giver det god mening at udvide Lollands-projektet til andre egne af landet, hvor den lokale elproduktion i de her år også vokser stærkt. Ud over Lolland og Falster er det bl.a. i Vest- og Nordjylland og på Sydsjælland.   

Møller fik geo-tags
I pilotprojektet på Lolland blev vindmøllerne udstyret med geografiske tags, ”geo-tags”, som gjorde det muligt at parre konkrete møller med de punkter i eltransmissionsnettet, som stod til få problemer med at opsluge den forventede elproduktionen. På baggrund af prognoser for vind og vejr mv. udsendte Energinet meldinger om flaskehalsene, og vindmøller med geo-tags til de berørte områder kunne derefter indsende deres bud på en pris for nedregulering. Energinet valgte derefter de billigste bud. 

Tæt koordinering med det lokale elnet
Da vindmøllerne på Lolland er tilsluttet det lokale eldistributionsnet blev der i projektet koordineret tæt med netselskabet Cerius. Hvis Cerius ikke blev varslet om de forventede nedreguleringer og kunne tage højde for dem i netdriften, ville der være risiko for, at der ville forekomme spændingsfald, som ville påvirke alle forbrugere på Lolland. Men pilotprojektet demonstrerede, at netop via tæt koordinering mellem Energinet og Cerius, sikrede at forbrugerne på Lolland ikke oplevede ringere strømkvalitet, forklarer, Michael Guldbæk Arentsen, chefkonsulent i Dansk Energi, som også deltog i projektet.

- Pilotprojektet viser, at ideen om, at et lokalt marked for fleksibilitet effektivt kan afhjælpe flaskehalse i elnettet, rent faktisk fungerer i praksis. Projektet har været afgrænset til at afhjælpe lokale flaskehalse i transmissionsnettet alene via aktivering af fleksibilitet fra produktion. Næste skridt i udviklingen af markedsværktøjet er at udvikle et markedsdesign, der også kan fungere i distributionsnettet, og hvor fleksibelt forbrug også kan spille en rolle. Det indebærer yderligere kompleksiteter. Men den opgave har elnetselskaberne og Dansk Energi sat sig for at løse og arbejder på et design, som vi forventer at kunne offentliggøre og anmelde til myndighederne inden udgangen af 2021, siger Michael Guldbæk Arentsen.


FAKTA OG FLERE DETALJER OM PROJEKTET
-I pilotprojektet blev det lokale fleksibilitetsmarked på seks måneder aktiveret 11 gange, og der blev oftest nedreguleret ca. 50 MW ad gangen. Den største nedregulering svarede til ca. 10 procent af øens samlede produktion i den pågældende time, og gennemsnitligt svarer det til 200 procent af forbruget i Lolland kommune.

-Nedreguleringen på Lolland
skabte ingen problemer for hverken det overordnede eller underordnede elnet eller forsyningen. Større mængder af lokale aktiveringer forventes i fremtiden, hvorfor det løbende skal evalueres hvor mange MW der kan reguleres for de forskellige geografiske områder hvor den nye markedsmetode finder anvendelse. 

-Energinet har anmeldt
den nye markedsmetode til Forsyningstilsynet og forventer at kunne tage den i brug andre steder i landet i løbet af året.

-I det lollandske
forsøg deltog kun vindmøller, men lokale nedreguleringsmarkeder er teknologineutrale, så også andre elproduktionsformer eller lokale virksomheder, varmeværker mv., som omvendt kan opsluge mere strøm, kan deltage og være med til at opretholde den lokale balance. 

-I særlige tilfælde
kan lokale fleksibilitetsmarkeder måske blive til permanente løsninger. I områder, hvor udbygning af ny elproduktion har nået et højt, men stabilt niveau og ikke ser ud til at vokse yderligere, kan det være billigere for samfundet at betale for at nedregulere produktion i få, ekstreme timer om året frem for at udbygge elnettet. Tilsvarende kan lokale fleksibilitetsmarkeder give mulighed for at udskyde netudbygninger i transmissionsnettet eller distributionsnettet indtil det tidspunkt, hvor elnettet alligevel skal fornys pga. alder eller hvor der en samfundsøkonomisk gevinst ved udbygningen, fordi markedsprisen på fleksibilitet overstiger omkostningerne til udbygningen.
 

Jens Fossar Madsen, direktør i Andel og Cerius. Foto: Andel

CERIUS: PILOTPROJEKT HAR VÆRET LÆRERIGT 
- Det har været lærerigt for os at indgå i pilotprojektet. Konkret i forhold til projektet har vi kunnet se, at proceduren med nedregulering rent faktisk kan fungere i praksis, men dog også, at der er behov hos os for øget automatisering af vores fjernkontrolsystem.

Det fortæller direktør for Cerius og Radius, Jens Fossar Madsen.

Projektet har givet anledning til overvejelser omkring det videre arbejde med fleksibilitet, der er et område, som Cerius og Radius arbejder meget aktivt med. Med den kommende øgede elektrificering forventer de to elnetselskaber, at der vil opstå tilsvarende flaskehalsudfordringer lokalt i distributionsnettet. Og her er fleksibilitet et alternativ til traditionel netudbygning. Op- og nedregulering giver nogle muligheder, men selskaberne ser også begrænsninger.

Den kommende udfordring handler for Cerius og Radius i høj grad om udbygning af elnettet til øget forbrug, og det er en anden type virkelighed, hvor man ikke på samme måde som på produktionssiden kan kompensere sig ud af udfordringerne. 

- En producent vil typisk være tilfreds med at blive kompenseret svarende til elprisen, når man ikke kan komme af med strømmen, men sådan er det jo ikke for dem, der bruger strømmen. Er du forbruger, der står og skal til at lave mad klokken 17, hvor belastningen på nettet er stor, er du næppe tilfreds med at blive koblet af en halv time, selv om du slipper for at betale de to kroner for den strøm, du gerne ville have brugt til madlavningen. For en forbrugskunde er værdien af adgangen til strøm langt højere end selve kilowatt-prisen. Forsøget på Lolland viste da også – ganske illustrativt – at ingen forbrugskunder meldte sig til, selv om de også blev indbudt til at deltage, siger Jens Fossar Madsen. 

- Så fleksibilitet på forbrugssiden er noget, vi kommer til at arbejde meget mere aktivt med, og som vi håber kan være et pålideligt og reelt alternativ til netforstærkninger.  For vi skal jo ikke kompromittere vores meget høje leveringskvalitet, siger han. 

FAKTA OM PROJEKTET

Pilotprojektet forløb i andet halvår 2020
Energinet (TSO), Cerius (DSO), Dansk Energi (Brancheorganisation for distributionsselskaber), Centrica (Balanceansvarlig aktør) og HOFOR (Balanceansvarlig aktør) deltog.
I alt 110 MW vindmøller deltog i projektet. De var koblet til 6 forskellige steder i det lollandske elnet:
11 gange var det nødvendigt at aktivere det lokale marked, enten ifm. flaskehalse eller til test i projektet.
Der blev nedreguleret fra 30 til 55 MW ad gangen.

LÆS EVALUERINGSRAPPORT - PILOTPROJEKT FOR HANDEL MED LOKAL FLEKSIBILITET PÅ LOLLAND