EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energi-, Forsynings- og Klimaudvalget 2018-19 (1. samling)
EFK Alm.del Bilag 79
Offentligt

Energieffektive og

intelligente bygninger

i et smart energisystem

BAGGRUNDSRAPPORT 1 – DET SMARTE ENERGISY-

STEM OG SAMSPILSPUNKTER MELLEM FORSYNINGS-

SYSTEMER OG BYGNINGER

Version: Juni 2018

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Udarbejdet af:

Kirsten Dyhr-Mikkelsen

Mikael Togeby

Ea Energianalyse

Frederiksholms Kanal 4, 3. th.

1220 København K

www.eaea.dk

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Forord

Regeringen har igangsat initiativet om ”Energieffektive og intelligente bygnin-

ger”, som har til formål at fremme energieffektiviseringen og fleksibelt energi-

forbrug i bygninger. Som led i dette initiativ har SWECO og Ea Energianalyse i

perioden november 2017 til marts 2018 gennemført en analyse for Energisty-

relsen, der beskriver muligheder og udfordringer for udnyttelse af eksiste-

rende bygningernes fleksibilitetspotentiale og indpasningen i fremtidens ener-

gisystem. Termen ’bygninger’ omfatter i denne forbindelse kun eksisterende

bygninger inden for husholdninger, handel & service samt institutioner – altså

hverken industri eller nye bygninger. Analysen skal bidrage til beslutnings-

grundlaget for fastsættelsen af de langsigtede rammer for indsatsen til

fremme af energieffektivitet og fleksibelt energiforbrug i bygninger.

Resultatet af analysearbejdet er samlet i en hovedrapport samt tre tekniske

baggrundsrapporter:

1. Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssyste-

mer og bygninger,

2. Analyse af potentialer, omkostninger og andre barrierer for samspil

mellem bygninger og forsyningssystem,

3. Bygningers mulige bidrag til et fleksibelt energisystem.

Denne baggrundsrapport er den første af de tre.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Anvendte forkortelser

Forklaring

Østdanmark

Vestdanmark

Energieffektivisering

Parts per million

Styring, regulering og overvågning

Transmisionssystemsoperatør

Vedvarende energi

DK1

DK2

ppm

SRO

TSO

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

iii

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Indhold

Forord ............................................................................................................ ii

Motivation for at levere fleksibilitet....................................................... 1

1.1 Integration af mere vindkraft........................................................... 2

1.2 Styrkelse af forbrugernes stilling i elmarkedet ................................. 3

1.3 Styrkelse af prissætningen i elmarkedet .......................................... 6

1.4 Sammenfatning ............................................................................... 8

Potentiale for fleksibilitet ..................................................................... 10

2.1 Typer af fleksibilitet ....................................................................... 10

2.2 Slutanvendelsernes fleksibilitet ..................................................... 10

2.3 Sammenfatning ............................................................................. 15

Gevinster ved at levere fleksibilitet ...................................................... 16

3.1 Pejlemærker i spotmarkedet ......................................................... 16

3.2 Nettariffer ..................................................................................... 20

3.3 Regulérkraft .................................................................................. 21

3.4 Brændselsskift ............................................................................... 21

3.5 Prisudvikling .................................................................................. 21

Modelarbejdets forudsætninger og overordnede metode ................... 23

Energipriser mod 2050 ......................................................................... 30

5.1 Brændselspriser............................................................................. 30

5.2 Elpriser .......................................................................................... 34

5.3 Varmepriser .................................................................................. 40

5.4 Transportpriser.............................................................................. 41

Sammenfatning .................................................................................... 45

Referencer ............................................................................................ 46

Appendiks: Demand response i dag ............................................................. 50

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

1 Motivation for at levere fleksibilitet

Data og regnekraft

Vores energisystem har været under voldsom forandring de sidste 10 år – og

udviklingen fortsætter. Kommunikation og beregningskraft bliver kraftigere og

billigere, hvilket åbner nye muligheder for optimering af forsyning og priser.

Hurtige og effektive systemer kan styre selv relativt små forbrug, og det kan

spille en væsentlig rolle i at balance fremtidens energisystem. Ambitionen om

en grøn og omkostningseffektiv energiforsyning betyder, at vi i fremtiden i

stedet for at variere produktionen efter behovet, i højere grad skal variere for-

bruget efter produktionen. Energieffektivisering er vigtig i denne sammen-

hæng.

I dag er der positive erfaringer med at bruge omkring 600 MW elkedler som

fleksibelt elforbrug (i danske fjernvarmenet) og tilsvarende med tung industri

(fx i Norge og Finland). Tiden er inde til også at lade de største bygninger bi-

drage med fleksibilitet. Næste trin kan være individuelle varmepumper og el-

køretøjer og på længere sigt vil også mindre bygninger og forbrug kunne med-

virke.

Bygningers bidrag

På kort sigt vil bygninger primært bidrage vha. styring af elforbrug til varme,

pumpning og ventilation, men efterhånden som erfaringer høstes, vil syste-

merne udvikles til at kunne omfatte andre områder inden for el og også for-

brug inden for fjernvarme og naturgas. Bygninger vil bl.a. kunne bidrage med

en lager-funktion, som er efterspurgt i et vindkraft-domineret system.

Et skift til et mere intelligent energiforbrug i bygninger er motiveret af flere

fordele. Hvis emnet betragtes for snævert, vil det være vanskeligt, at få forret-

ningsmodellerne til at hænge sammen. En bred og fremtidsorienteret tilgang

er påkrævet, hvis det skal lykkes. Motivationerne i forhold til elsystemet om-

fatter bl.a.:

Energibesparelser.

Styrkelse af forbrugernes stilling i elmarkedet og aktivering af dem i

helt nye markeder, som fx bedre udnyttelse af kapaciteten i distributi-

onsnet eller levere systemydelser, fx frekvensreserver. Levering af nye

ydelser, fx i forhold til drift af distributionsnet.

Bedre konkurrence i elmarkedet (særligt i tilfælde af usædvanlig høje

og lave priser). Dette vil medvirke til en bedre integration af VE, som

sol og vind.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Derudover kan brugerne have mange andre interesser, som kan aktiveres, fx

bedre komfort og bedre sikkerhed. Der er også potentielle ulemper og barrie-

rer, hvor nogle omfattes af dette studie.

1.1 Integration af mere vindkraft

En kraftig udbygning med vindenergi i Danmark afstedkommer en række ud-

fordringer, som er nødvendige at håndtere sideløbende med udbygningen. I

modsætning til konventionelle kraftværker og kraftvarmeværker, hvor pro-

duktionen kan justeres til at følge forbruget, varierer produktionen fra vind

samtidig med, at den kan være forholdsvist vanskelig at forudsige. Et intelli-

gent system kan bidrage til at imødegå tre udfordringer forbundet med inte-

gration af vind:

Sikre værdi af elproduktion fra vindkraft, når det blæser meget.

Øget

elforbrug kan medvirke til, at den producerede vindkraft ikke sælges

til lave eller negative priser og dermed afskrækker investorer. En mu-

lighed er fx at bruge el til at producere varme vha. centrale elpatroner

eller store varmepumper tilkoblet fjernvarmesystemet. Da både elpa-

troner og varmepumper indebærer et øget elforbrug, når elpriserne

er lave, vil disse løsninger bidrage til at sikre værdi af vinden.

Sikre balance og tilstrækkelig kapacitet i elsystemet, når der er lange

perioder, hvor det ikke blæser.

Fleksibelt elforbrug fra fx elbiler eller

individuelle varmepumper kan blive interessant på længere sigt, men

det vil udelukkende kunne bruges som løsninger i kortere perioder af

et par timers varighed. Hvis elbiler og varmepumper kan undlade at

bruge el, når elsystemet er allermest anstrengt, fx i kogespidsen om

aftenen, vil det dog kunne reducere behovet for investeringer i spids-

lastkapacitet.

Sikre den kortsigtede balance i elsystemet,

dvs. håndtering af vindens

delvise uforudsigelighed, fx i forhold til spotmarkedet, hvor næste

dags produktion per time skal forudses. Meget forbrug kan tilsluttes

eller afbrydes for korte perioder og kan dermed tænkes i fremtiden at

kunne levere ydelser (merforbrug eller reduceret forbrug) til Elbas og

regulérkraft. Hvis forbrug skal levere regulérkraft, kræver det udvik-

ling af markedsreglerne (Ea Energianalyse et al., 2014).

Der findes i dag tekniske løsninger til at håndtere udfordringerne med integra-

tion af mere vind. Fleksibelt elforbrug i bygninger er blot ét blandt flere rele-

vante virkemidler (se Tabel 1, som også omfatter mulige virkemidler på pro-

duktionssiden).

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Virkemiddel til håndtering af in-

tegration af vindkraft

Elbiler

Individuelle varmepumper

Forbrugsside

Fleksibelt elforbrug i bygninger

Produktion af drivmidler til trans-

port

Elkedler i bygninger og i industri

Køletårn på kraftvarmeværker

Varmepumper til fjernvarme

Elpatroner til fjernvarme

By-pass på kraftvarmeværker

Forsyningsside

Større varmelagre i forbindelse

med kraftvarmeværker

Aktivering af nødstrømsanlæg

Udbygning af udvekslingsforbin-

delser

Nye spidslastanlæg

Stoppe vindmøller

Sikre værdien af

vind, når det blæser

meget

XXX

XXXX

XXX

XXXX

XXX

XXXX

Sikre tilstrækkelig

kapacitet, når det

ikke blæser

XXX

XXXX

Balancering af vind-

kraft

XXXX

XXX

XXXX

XXX

XXXX

XXX

Tabel 1: Forskellige virkemidlers evner til at håndtere udfordringerne forbundet med integration

af vindkraft. X:Lille effekt, XX: Nogen effekt, XXX: Betydelig effekt, XXXX: Meget betydelig effekt.

Baseret på: (Ea Energianalyse, 2012)

1.2 Styrkelse af forbrugernes stilling i elmarkedet

Reduceret regning

Fleksibelt elforbrug giver forbrugerne en vare at handle med på elmarke-

derne. Der er i dag (november 2017) omkring 50.000 forbrugere, som har

timeafregning. Det er alle med et elforbrug på over 100.000 kWh/år. En del af

disse er store bygninger med kontor, butikker eller lignende. For denne mål-

gruppe er der ingen formelle hindringer for at udnytte det fleksible elforbrug,

fx i forhold til spotmarkedet (day-ahead) eller Elbas (intra-day).

Med et fleksibelt elforbrug er der flere muligheder for at reducere elregnin-

gen. De store elforbrugere kan være mere aktive, herunder forstå fordelene

ved at indkøb el til spotpris – og evt. prissikre separat. Selv uden reaktion på

priserne vil dette typisk kunne reducere elregningen. Dertil kommer den øko-

nomiske fordel ved at undgå de dyreste timer og flytte forbrug til de billigste.

Alle forbrugere i 2020

Dertil kommer, at over halvdelen af alle elkunder allerede i dag har en elmå-

ler, som er i stand til at aflæse elforbruget hver time. Det er planen, at fra

2020 skal alle elkunder have en fjernaflæst elmåler.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Der er fra december 2017 åbnet for flexafregning. Med flexafregning kan også

mindre elkunder (med fjernaflæst elmåler) afregne på timebasis og dermed få

økonomisk fordel af at tilpasse forbruget til spotpriserne. Kunder med fjernaf-

læst elmåler overføres gradvist frem til 2020 til flexafregning.

Flere valg i elmarkedet

Aktive forbrugere, som efterspørger nye produkter fra elhandlerne, kan være

en drivkraft for flere valgmuligheder i elmarkedet. Elhandlerne forventes i for-

bindelse med flexafregning at udvikle nye produkter, fx simple tidsvarierede

forbrugspriser (såkaldt time-of-use tariffer), som nogle forbrugere vil finde re-

levant. Disse kunne fungere som en overgang mellem de faste elpriser og de

varierende elspotpriser.

Systemydelser

Fleksibelt elforbrug vil i fremtiden kunne ligestilles med klassisk produktions-

kapacitet. Et guidedance dokument fra EU (European Commission, 2014)

fremhæver vigtigheden af at tillade forbrug i forbindelse med såvel engros-

marked, som regulérkraft og systemreserver. Man bør dog samtidig huske på,

at fleksibilitet i elforbruget kan give anledning til nye forbrugsspidser, fx kan

der efter flere timer med høje priser opstå et kraftigt elforbrug, når fx en

række varmepumper skal genoprette temperaturen. Omhyggeligt design af

markeder og systemer er derfor vigtigt.

Et overblik over elsystemets behov for forskellige fleksibilitetsydelser og deres

hyppighed er vist i Tabel 2 neden for. Danmarks elforbrug 2017 udgjorde

32.440 GWh ifølge Nord Pools databank

https://www.nordpoolgroup.com/Market-data1/Power-system-data/Consumption1/Consump-

tion/ALL/Hourly41/?view=table

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Håndteret

af ...

Fleksibilitets-ydel-

ser

Spot (day-ahead)

Eksempel på aktiveret

volumen (GWh)

33.036 køb og 26.574

salg i 2017

DK1: 754 køb og 1.262

salg

DK2: 743 køb og 444

salg i 2017

212 op- og 115 nedregu-

lering i 2016

Påkrævet

aktiverings-

hastighed

> 12 timer

Varighed

60 min

Bud-

størrelse

0.1 MW

Hyppighed

Hver time

Kommercielt

marked

Elbas (intra-day)

Tertiære reserver

(balanceudligning =

regulérkraft)

Sekundære reserver

(frekvensgenopret-

ning i lokalområde,

findes ikke i Øst-

danmark)

Primære reserver

(frekvensstabilise-

ring)

> 1 time

15 min

0.1 MW

Dagligt

15 min

60 min

10 MW

Mere end

dagligt

TSO

Ukendt da der er tale

om bilaterale aftaler

0,492 op (max 0,075) og

0,409 ned (min -0,077)

31dec2017

15 min

Løbende

Kontinuert

15-30 sek

15 min

0.3 MW

Kontinuert

Tabel 2: Oversigt over de forskellige typer af fleksibilitetsydelser som elsystemet har behov for

(Kilde: Nord Pools databank).

Forbrug kan i fremtiden også tænkes at levere frekvensreserver. Dette kræver

udvikling af de nuværende regler, således som fx foreslået af ENTSO-E

(ENTSO-E, 2013). Denne type reserve anvendes fx, når der sker store udfald i

elsystemet (kraftværker eller transmissionsforbindelser) og reserver skal akti-

veres meget hurtigt (50% i løbet af 5 sek., 100% i løbet af 30 sek.). De fleste

aktiveringer er meget kortvarige – under et minut – og meget forbrug kan der-

for medvirke. Konkret kan aktiveringen ske ved, at frekvensen måles lokalt og

fx set-punkter for pumper, elvarme, varmepumper, køleskabe eller andet ter-

mostatstyret forbrug. Praktiske forsøg har vist, at dette kan give en forudsige-

lig reserve.

Det ses i Tabel 2, at det største volumen findes i elspotmarkedet. Priserne på

regulérkraftmarkedet har en vis korrelation til elspotmarkedet og har større

udsving, idet opreguleringspriserne er højere end elspot og nedreguleringspri-

serne lavere end elspot. Vi har derfor valgt at tage udgangspunkt i disse to

markeder, når vi senere analyserer, hvordan eksisterende bygninger kan bi-

drage med fleksibilitet.

Nettarif

De nordiske TSO’er arbejder med at fremme mulighederne for at anvende for-

brug som regulérkraft (Regional Group Nordic, 2012).

https://www.nordpoolgroup.com/Market-data1/Intraday/Volumes/ALL/Yearly/?view=table.

https://www.nordpoolgroup.com/Market-data1/Regulating-Power1/Regulating-Volumes1/NORDIC/Ye-

arly1/?view=table.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Det bør også kort nævnes, at prisrækkefølgen for regulérkraft ikke altid følges.

Der nemlig noget, der kaldes specialregulering, som anvendes for at sikre, at

reguleringer udført pga. nettekniske forhold ikke påvirker regulérkraft-marke-

det. Specialregulering afregnes som pay-as-bid og ikke balanceprisen. Under

gældende tysk regulering, må tysk vindmølleproduktion kun nedjusteres, når

alle andre reguleringsmuligheder er udtømt. Det betyder, at danske aktører

med fordel kan nedregulere elproduktionen eller øge elforbruget i Danmark

på tidspunkter med meget tysk vindproduktion

. Med andre ord, så kan speci-

alregulering være en mulighed for at opnå bedre kompensation for at øge el-

forbruget i bygninger end regulérkraftmarkedet eller elspotmarkedet kan

byde på. Sker der ændringer i de tyske markedsregler, så vil det dog kunne på-

virke denne mulighed.

Der arbejdes med at indføre tidsvarierede tariffer for nettariffen for transport

af el. Blot helt enkle tariffer med to eller tre pristrin efter et fast tidsskema vil

kunne motivere til fleksibelt elforbrug, og kan for forbrugerne være et første

skridt i retning af en mere avanceret styring. Radius Elnet A/S er et eksempel

på et selskab, der nu tilbyder to-trins og tre-trins tariffer til sine kunder.

1.3 Styrkelse af prissætningen i elmarkedet

I de sjældne timer med ekstremt høje spotpriser (herunder når der ikke opnås

markedskryds) eller lave spotpriser (herunder negative priser) mangler marke-

det for alvor en aktiv forbrugsside. I disse timer vil selv få MW fleksibilitet

kunne give helt andre priser. Ud over det vigtige spotmarked, så handler det

også om andre markeder, såsom Elbas, regulérkraft og reserver.

Day-ahead markedet

(Elspot)

El-leverandører og producenter handler i spotmarkedet for at dække produk-

tion og forbrug for det følgende døgn. Mere end 70% af det samlede elforbrug

i Norden handles på spotmarkedet. Resten handles bilateralt, ofte med refe-

rence til spotprisen. I Danmark er der to prisområder (Øst- og Vestdanmark),

hvor priserne bestemmes for hver time. Prisen svarer til det sidst aktiverede

bud i markedet – marginalprisen for el. Nord Pool Spot har dog fastsat et loft

og en bund for priserne på markedet. Priser lavere end ÷500 EUR/MWh (3.725

kr./MWh) eller højere end 3.000 EUR/MWh (22.350 kr./MWh) accepteres

ikke. Ved manglende priskryds anvendes disse priser. Dette var fx tilfældet i

nogle timer fra midnat til 07:00 d. 25. december i 2012

, hvor produktionen

var højere end forbruget (god vind i kombination med afregningsform for

Notat: Introduktion til systemydelser, 10/3 2017, Energinet.

Eksempel på kilde: https://ing.dk/artikel/overskudsstrom-gav-negative-elpriser-i-julen-135324

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

vindproducenter og julelukning af industri) og dermed negative elspotpriser,

som oversteg den daværende bundgrænse på ÷200 EUR/MWh

. Efterhånden

som markedet modnes, bliver aktørerne stadigt bedre til at undgå disse eks-

tremtilfælde.

Intra-day markedet

(Elbas)

Elbas er et marked, hvor salg og køb af el kan ske indtil 1 time før forbrugsti-

men. På dette marked kan en aktør fx handle sig i balance, eksempelvis i til-

fælde af at et kulkraftværk tvinges til driftsstop eller en offshore vindmølle-

park producerer mindre el end forudsat. De handlede mængder på intra-day

markedet er betydeligt mindre end på day-ahead markedet. Volumenet for-

ventes at stige i takt med, at mere og mere VE skal indpasses, og ubalancerne

derfor bliver større (Energinet.dk, 2013). Elforbrug med timeafregning kan al-

lerede i dag være aktive på Elbas. Erfaringerne er dog begrænsede.

I selve forbrugstimen overgår ansvaret for opretholdelse af balance og fre-

kvens til den systemansvarlige (Energinet). Ubalancer opstår, når driften af el-

systemet ikke sker som planlagt (fx i day-ahead markedet). Der kan fx være

mindre vind fra vindmøllerne end forventet eller forbrugerne bruger uforud-

set meget elektricitet. I driftstimen er det derfor nødvendigt, at den system-

ansvarlige virksomhed konstant balancerer elproduktion og -forbrug. En stor

del af denne balancering sker gennem køb af op- og nedregulering med regu-

lérkraft. Regulérkraftmarkedet er attraktivt, fordi de økonomiske incitamenter

er højere end på spotmarkedet, idet der er flere høje og flere lave (og nega-

tive) priser på regulérkraftmarkedet – se Figur 1. Det kræver dog udvikling af

reglerne, hvis mindre forbrug skal indgå som regulérkraft (Ea Energianalyse et

al., 2014; Regional Group Nordic, 2012).

Regulérkraft

Kilde: NordPool HelpDesk. Loftet var i 2012 på 2.000 EUR/MWh.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Figur 1: Elspotpriser og regulérkraftpriser 2017.

Frekvensstyring

De primære og sekundære reserver har til opgave at sørge for at opretholde

den ønskede frekvens i systemet hele tiden, mens de tertiære bruges til balan-

ceudligning.

Figur 2: Illustration af de forskellige typer af systemreserver (Kilde: Energinet). Frekvensreserver

skal aktiveres inden for 30 sekunder, mens de øvrige skal aktiveres inden for 15 minutter.

I vores analyse af de eksisterende bygningers potentiale for at bidrage med

fleksibilitet har vi valgt at ikke betragte de primære og sekundære reserver.

Primære reserver forventes leveret af produktionsanlæg og er derfor ikke re-

levante i denne sammenhæng. Vi har udeladt de sekundære reserver, fordi de

er bilaterale aftaler og der ikke findes prisstatistik på de bilaterale aftaler.

1.4 Sammenfatning

Elforbrugere med et stort elforbrug (over 100 MWh/år) kan allerede i dag

spare penge ved at tilpasse forbruget til spotprisernes timevariation. Fra de-

cember 2017 blev det muligt for alle elforbrugere med fjernaflæste målere at

deltage. På lang sigt vil forbrug også kunne levere regulérkraft (mer- eller min-

dre forbrug, som kan aktiveres med kort varsel). Dette kræver dog yderligere

ændringer i markedsreglerne.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Forbrugere

Kort sigt

(i dag)

Mellem sigt

(efter december

2017)

Spot,

Elbas

Lang sigt

Spot,

Elbas,

Regulérkraft,

Frekvensstyrede reserver

Spot,

Elbas,

Regulérkraft,

Frekvensstyrede reserver

Store forbrugere

(>100 MWh/år)

Spot,

Elbas

Alle andre med

fjernaflæste målere

Spot

Tabel 3: Oversigt over markeder for forbrugsenheder med fleksibilitet.

Analysen af, hvordan eksisterende bygninger kan bidrage med fleksibilitet, fo-

kuserer på bidrag i elspotmarkedet og regulérkraftmarkedet.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

2 Potentiale for fleksibilitet

I dette kapitel præsenteres de forskellige typer af fleksibilitet som forbrugssi-

den kan tilbyde og et første skøn af potentialet for fleksibelt elforbrug inden

for handel og service samt husholdninger vurderes for traditionelle slutanven-

delser, samt elbiler (batterier) og varmepumper. En mere detaljert beregnin-

gen af potentialet for fleksibilitet foretages senere i del-opgave 2 og resulta-

terne præsenteres i baggrundsrapport 2.

2.1 Typer af fleksibilitet

Der kan skelnes mellem fire typer af fleksibelt elforbrug. De engelske termer

for disse er

load shift, fuel shift, load shedding,

valley filling.

Ved

load-shift

(dansk: forskydning) flyttes forbrug fra en periode (den dyre) til

en anden (den billige). Denne metode har en dynamik som et energilager.

Visse typer flytning af forbrug kræver et vist varsel, idet effekten går ud på at

fremskynde eller forsinke et forbrug. Et eksempel er fx is-lagre.

Fuel-shift

(dansk: reduktion sfa. brændselsskift) drejer sig om at skifte mellem

el og andre energiarter. Det kunne fx være en industrivirksomhed, som både

er udstyret med en elkedel og en biomassekedel og flekser imellem disse for-

syningsformer afhængigt el- og biomasepriserne.

Ved

load shedding

(dansk: afbrydeligt forbrug) reduceres elforbruget i en af-

grænset periode, når elpriserne er høje (og ofte også elforbruget) mod en pas-

sende betaling. Der er altså her tale om forbrug, der ikke vender tilbage. Et ek-

sempel kunne være at reducere udendørsbelysning, når elpriserne er meget

høje.

Valley-filling

(dansk: nye forbrug) handler om at tilføje et nyt forbrug ved sær-

ligt lave eller negative priser. Det kunne fx dreje sig om fuel-shift til el, fx elpa-

troner.

Det største potentiale for fleksibelt elforbrug vurderes at ligge indenfor

load-

shift

fuel-shift. Load shedding

kan også spille en mindre rolle, mens

valley

filling

kun ville være relevant på tidspunkter med meget lave eller negative

priser.

Load-shift

Fuel-shift

Load shedding

Valley-filling

2.2 Slutanvendelsernes fleksibilitet

I det følgende beskrives kort potentialet for fleksibelt elforbrug i handel og

service samt husholdninger. Beskrivelsen er baseret på (Ea Energianalyse,

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

2011), der udførte en kortlægning for Klimakommissionen i 2010. Resulta-

terne i det studie stemmer over ens med analyser foretaget i 2011 for boliger

og mindre erhverv baseret på ELMODEL-bolig og ELMODEL-service (Larsen,

2011). I det følgende er der også inddraget erfaringer fra (Dong Energy, 2005)

om kontorbygninger samt (Birch & Krogboe, 2007) om supermarkeder.

De beskrevne slutanvendelser inden for handel og service er belysning, pump-

ning, køl/frys, ventilation og blæsere, trykluft og procesluft, øvrige elmotorer,

og IT og elektronik. Inden for bygninger er slutanvendelserne belysning,

pumpning, køl/frys, IT og elektronik, vask, madlavning, TV/video samt rum-

varme vurderet.

Bemærk, at potentialevurderingerne er forbundet med en vis usikkerhed.

Belysning

Styring af belysning kan anvendes som

load shedding,

og det er vurderet at ca.

10% af belysning kunne reduceres inden for handel og service. Eksempler på

reduktioner mens der er høje priser, kan være reduktion af lysniveau i margi-

nale rum, gadebelysning, reklameskilte, og i butikker på tidspunkter, hvor der

typisk ikke er mange kunder. For husholdninger vurderes potentialet at være

mindre (5%), idet der alene vil være tale om reduktion af "luksusbelysning", fx

udendørsbelysning ved høje elpriser. Dæmpning af belysning kan sandsynlig-

vis finde sted for perioder af minutter eller timer.

Pumpning kan for eksempel være til cirkulationspumper, flytning af væsker fra

et kar til en anden, transport af spildevand, markvanding, og vandforsyning.

Det kan anvendes som

load shift,

som med hjælp af planlægning kan flytte el-

forbruget nogle timer, og hvis større reservoir eller lagerkapacitet er på plads,

flere dage. På den måde, kan pumpning finde sted i løbet af længere perioder

med lave elpriser. Det vurderes, at ca. 25% af pumpning inden for handel og

service har potentiale til at blive fleksibelt. Meget af pumpning inden for han-

del og service er til komfort, for eksempel i forbindelse med en centralvarme-

anlæg. Omkring halvdelen af det fleksible potentiale vurderes at gælde for

perioder, der består af timer, mens den anden halvdel har potentiale for flyt-

ning af elforbrug flere dage. For husholdninger vurderes potentialet at være

større (50%) end for handel og service, idet der primært vil være tale om at

udskyde pumpning til centralvarmesystem. Det skal dog nævnes, at der bliver

færre vandtårne i fremtiden

, hvilket begrænser potentialet.

Pumpning

I dag anvendes i højere grad frekvensstyrede pumper i stedet for vandtårne til at holde trykket i vandsy-

stemet.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Køl/frys

Køle-/fryseapparater er et andet eksempel på

load shift

potentiale med en va-

righed på flere timer. Det vurderes, at ca. 70% af køl/frys af både handel og

services elforbrug inden for området kan blive fleksibelt. Der findes flere må-

der at gøre elforbruget fra køl/frys mere fleksibelt. Der kan køles mere i perio-

der med lave priser, og dermed begrænse kølingen, når priserne er høje. Der

kan også etableres kuldelager, enten som ’hel-lager’ hvor køleeffekten produ-

ceres 100% mens der er lave priser (fx om natten), eller som ’dellager’, hvor

køleeffekten er mere udjævnet over døgnet.

En stor del af køl/frys i handel og service går til supermarkeder, butikker, osv.

som er lukket om natten og har derfor en høj grad af fleksibilitet, fordi man

kunne bruge natten til ekstra nedkøling, og dermed reducere køling i morgen-

spidsen. En analyse af tre COOP butikker viser, at aircondition og kølemøbler

vil kunne afbrydes 1 time to gange per døgn uden at forstyrre funktionen

(Birch & Krogboe, 2007).

For husholdninger tåler alle apparater mindst 1 times udkobling uden kom-

fortnedgang. Der kan slukkes i dyre perioder, i op til 2-3 timer af gangen, og

tændes igen herefter i korte perioder, så et vist temperaturniveau holdes (Lar-

sen, 2011). Samlet flytbarhed er vanskelig at vurdere, men skønnes til 70% af

forbruget ligesom for handel og service.

Ventilation og blæsere

Ventilation og blæsere kan typisk anvendes som

load shift,

men her er der tale

om en varighed på minutter eller få timer. Når elpriserne er høje, kan ventila-

torer eller blæsere blive skruet ned eller stoppet for en kort periode. Til at

fastholde det overordnende niveau, vil dette sandsynligvis kræve, at luftom-

sætningen skal øges før og måske efter en prisspids. I forhold til en situation,

hvor ventilationen kører konstant, vil en øgning og sænkning kunne indføre en

risiko for lavere komfort. Delvist på grund af det, er det vurderet, at det flek-

sible potentiale inden for handel og service er relativt lavt (15%).

Det skal bemærkes, at hvis den samme mængde ventilationseffekt skal leve-

res, så vil det kræve en større mængde strøm til at levere denne effekt med

ujævn kørsel i forhold til en konstant kørsel. Dette kan medføre et markant

tab i virkningsgrad, og derfor kræver det et tilstrækkeligt højt økonomisk inci-

tament (forskel i elpriserne) for at gøre det rentabelt. Det viste potentiale for

ventilation svarer til, hvad der er angivet i (Birch & Krogboe, 2007).

Trykluft og procesluft

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Med trykluft og procesluft er der et potentiale for

load shifting,

med en varig-

hed på ca. 15 minutter. Et eksempel på det er, at med etablering af ekstra buf-

ferkapacitet, så kan kompressoren stoppes i kortere perioder. Der bliver ikke

brugt særlig meget el til trykluft og procesluft inden for handel og service (til

lukning af branddøre, osv.), og af det der bliver brugt, vurderes, at kun 5%

kunne være fleksibelt. Det skal også bemærkes, at trykluft samlet set har en

meget lav virkningsgrad bl.a. på grund af kompressorens virkningsgrad, og i

fremtiden kan effektivt eldrevet udstyr erstatte nogle af trykluftforbruget.

Øvrige elmotorer

For øvrige elmotorer er der igen tale om

load shifting,

med en varighed på mi-

nutter eller timer. For handel og service udgør øvrige elmotorer er en mindre

del af forbruget, og der er ikke vurderet at være særlig meget som har poten-

tiale til at være fleksibelt.

Ca. 30% af forbruget IT og elektronik er vurderet til at kunne være fleksibelt

for handel og service. Et prominent eksempel er reduceret øget/køling af ser-

veranlæg afhængig af elpriser. Potentialet for husholdninger vurderes at være

lavere (15%). Elektronik brug i hjemmet er normalt behovsstyret, og derfor

ikke umiddelbart flytbart uden komfortnedgang. Dog vurderes det, at nogle vil

flytte sig alligevel, hvis prisen er fordelagtig nok. For både handel og service

samt husholderinger er det meste

load shifting

med en varighed på minutter.

Alle vaske og tørringer i husholdninger kan udsættes 1 time uden væsentlig

komfortnedgang, og mange maskiner kan i dag programmeres til at starte om

natten. Samlet set vurderes 25% af forbruget at kunne være fleksibelt. Det vil

være tale om

load shifting

med en varighed af 1-12 timer.

Det vurderes, at der ikke er et fleksibelt potentiale i husholdninger inden for

madlavning, TV/video samt anden apparatanvendelse.

På grund af den termiske inerti i bygninger er der et betydeligt potentiale for

regulering af el anvendt til rumvarme. Dette kan ske i forbindelse med direkte

elvarme eller ved elpatroner og varmepumper (Rasmussen & Bang, 2013),

(Togeby & Hay, 2009).

Rumvarme er ikke nævnt i forbindelse med handel og service (Tabel 4), men

mulighederne for fleksibilitet er medtaget i de senere beregninger i del-op-

gave 2. I (Birch & Krogboe, 2007) vurderes, at der er en afbrydelighed i form af

elvarme i industri og handel og service på 270 MW (svarende til omkring 590

GWh). Det er ikke angivet, hvilken andel stammer fra handel og service.

IT og elektronik

Vask

Madlavning, TV/video

Rumvarme

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Nedenstående tabel sammenfatter potentialerne for fleksibelt elforbrug inden

for handel og service. Samlet set vurderes 21% af elforbruget i handel og ser-

vice at kunne styres.

Handel og service

(GWh)

Belysning

Pumpning

Køl/frys

Ventilation og blæsere

Trykluft og procesluft

Øvrige elmotorer

IT og elektronik

Anden el-anvendelse

Total

Forbrug

4.022

478

1.379

1.076

208

447

810

533

8.953

Potentiale %

10%

25%

70%

15%

30%

21%

Samlet potentiale

for fleksibilitet

402

119

965

161

243

1.902

965

161

243

1.440

402

Heraf

Timer

Dage

Permanent

402

Tabel 4: Samlet potentiale for fleksibelt elforbrug inden for handel og service.

Det skal bemærkes, at der på længere sigt kan opstå forskydninger i de eksi-

sterende forbrugsmønstre, fx som følge af udviklingen af nye typer elavendel-

ser, mere effektive apparater mv. Disse udviklinger vil naturligvis også påvirke

potentialet for fleksibelt elforbrug.

Nedenstående tabel sammenfatter potentialerne for fleksibelt elforbrug inden

for husholdninger.

Husholdninger

(GWh)

Belysning

Pumpning

Køl/frys

IT og elektronik

Anden el-anvendelse

Madlavning

Vaskeapparater

TV/video

Rumvarme

Total

Forbrug

1.599

576

1.975

282

835

941

1.411

846

1.900

10.364

Potentiale %

50%

70%

15%

25%

80%

35%

Samlet potentiale

for fleksibilitet

288

1.383

353

1.520

3.585

144

1.383

353

1.520

3.441

144

288

144

Heraf

Timer

Dage

Permanent

Tabel 5: Samlet langsigtet potentiale for fleksibelt elforbrug inden for eksisterende el-anven-

delse i husholdninger.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Det samlede potentiale i husholdninger vurderes at være forholdsvist stort

(ca. 35% af elforbruget kan potentielt flyttes). Udnyttelsen af potentialet vil

dog i alle sammenhænge være afhængigt af anvendelsen af automatik og in-

telligens i de relevante apparater i husholdninger, fx i cirkulationspumper, kø-

leskabe og frysere, vaskemaskiner og tørretumblere, varmeapparater og be-

lysning (lysstyring).

På kort sigt vurderes potentialet derfor at være marginalt sammenlignet med

opgørelsen i tabellen ovenfor. Hvis den nødvendige automatik skal indføres på

en omkostningseffektiv måde, vil det formentligt indebære, at de relevante

apparater skal udstyres med teknologien som standard fra fabrikkerne, da ef-

termontering vil være forbundet med betydelige omkostninger.

2.3 Sammenfatning

Det samlede potentiale for fleksibelt forbrug i bygninger anses at være for-

holdsvist stort. Fleksibilitetspotentialet i handel og service vurderes at være

ca. 20%, hvilket svarer til ca. 1.902 GWh. I husholdninger vurderes ca. 35% (ca.

3.585 GWh) at kunne styres uden væsentlige problemer med komfort m.m.

Potentialet i husholdninger er dog sværere at realisere og forventes først at

komme i spil på lang sigt. For begge kategorier gælder det, at udnyttelsen af

mulighederne vil være afhængig af anvendelse af automatik og intelligens i de

relevante apparater.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

3 Gevinster ved at levere fleksibilitet

3.1 Pejlemærker i spotmarkedet

For at illustrere besparelserne, som kan opnås i spotmarkedet, er der udreg-

net to nøgletal, som kan fungere som pejlemærker.

Pejlemærke 1

Det første pejlemærke er forskellen mellem døgnets højeste og laveste pris.

Dette kan bruges til at skønne, hvad der kan spares, hvis man kan flytte for-

brug fra den dyreste til den billigste time.

Et eksempel: I forbindelse med et konstant forbrug på 1 MW kan der flyttes

forbruget i hver døgns dyreste time til den billigste. Hvis den gennemsnitlige

prisforskel fx er 150 DKK/MWh, så vil den årlige besparelse være: 365 x 150

DKK/MWh x 1 MW = 54.750 DKK.

Er forbruget 1 kW er besparelsen således 55 DKK. Er det forbruget i de to dy-

reste timer, som kan flyttes, så er det lidt under den dobbelte besparelser.

Kan det kun afbrydes i en halv timer, så er besparelsen det halve.

400

350

300

DKK/MWh

250

200

150

100

2010

2011

2012

DK1

2013

DK2

2014

2015

Vind

2016

2017

Figur 3: Pejlemærke 1 for økonomi i fleksibilitet: Gennemsnitlig, daglig forskel mellem dyreste

og billigste time. Beregnet på baggrund af spotpriser fra 01.01.2010 til 31.12.2017. DK1 er Øst-

danmark, mens DK2 er Vestdanmark. Vindproduktionen er for hele landet og er normeret med

produktionen i 2010.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Det er bemærkelsesværdigt, at pejlemærke 1 (gennemsnitlig daglig prisfor-

skel) har haft en faldende tendens de sidste år. På trods af langt mere vind-

kraft i systemet

er prisforskellen faldet. Andre forhold, såsom øget kapacitet

på transmissionsforbindelse til andre lande, ny kapacitet i form af elkedler og

øget fleksibilitet på traditionelle kraftværker har mere end modvirket effekten

af den større andel af vindkraft. Traditionelle værker er også blevet mere flek-

sible og kan reagere på lave/negative priser og undgå overløb.

2010 var et tørår (til og med april 2011) hvilket medførte højere priser – og

større prisvariation, særligt i Østdanmark.

Pejlemærke 2

Det andet pejlemærke er summen af negative priser i et givet år, svarende til

indtægten, som en 1 MW elkedel kunne modtage ved at køre i alle timer med

negative priser – se Figur 4 og Tabel 6.

14000

12000

10000

DKK

8000

6000

4000

2000

2.010

2.011

2.012

2.013

DK1

DK2

2.014

2.015

2.016

2.017

Figur 4: Pejlemærke 2 for økonomi i fleksibilitet: Summen af negative priser, svarende til indtæg-

ten, som en 1 MW elkedel kunne modtage ved at køre i alle timer med negative priser. Beregnet

på baggrund af spotpriser fra 01.01.2010 til 31.12.2017. DK1 er Østdanmark, mens DK2 er Vest-

danmark.

20% af elproduktionen i 2010 og 42% i 2016 ifiølge Energistyrelsens Energistatistik.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

DK1

År

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Gns. per år

Sum af

negative priser

-444

-1.322

-13.721

-3.719

-4.039

-2.958

-5.457

-6.465

-5.447

Antal timer

Sum af

negative priser

-1.133

-1.146

-13.700

-3.361

-2.665

-2.029

-4.825

-4.938

-4.828

DK2

Antal

timer

Tabel 6: Frekvensen for pejlemærke 2 for økonomi i fleksibilitet.

Antallet af negative elpriser er steget hen over årene, men samtidig er udsvin-

get blevet mindre. Det ses måske tydeligst i grafisk form som vist nedenfor.

Her er udviklingen fra 2010-2016 vist år for år for hver af de to områder Øst-

danmark (DK1) og Vestdanmark (DK2).

DK1 - 2010

DK2 - 2010

-500

-1000

-1500

DK1 - 2011

-500

-1000

-1500

DK2 - 2011

-500

-1000

-1500

DK1 - 2012

-500

-1000

-1500

DK2 - 2012

-500

-1000

-1500

-500

-1000

-1500

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

DK1 - 2013

DK2 - 2013

-500

-1000

-1500

DK1 - 2014

-500

-1000

-1500

DK2 - 2014

-500

-1000

-1500

DK1 - 2015

-500

-1000

-1500

DK2 - 2015

-500

-1000

-1500

DK1 - 2016

-500

-1000

-1500

DK2 - 2016

-500

-1000

-1500

-500

-1000

-1500

Figur 5: Antal negative elspotpriser per år 2010-2016 for DK1 og DK2.

Fordelingen af negative priser hen over årets måneder viser, at de som for-

ventet især indtræffer i december-januar (160 af 303 i DK1 og 127 af 201 i

DK2 i perioden 2010-2016). Fordelingen over døgnets 24 timer er også som

forventet, nemlig overvejende i perioden 01:00-05:00 (168 af 303 i DK1 og

123 af 201 i DK2 i perioden 2010-2017).

Pejlemærke 2 (indtægt til 1 MW elkedel) udviser en større variation mellem

årene, men hovedobservationen bør være, at volumenet af de negative priser

i alle årene har været begrænset. Bortset fra et enkelt år (2012), så har volu-

menet været under 6.000 kr./år – hvilket næppe er nok til fx at forsvare inve-

stering i en elkedel

En elkedel vil også kunne anvendes, når der er positive, men lave elpriser. Balancepunktet afhænger af

hvilken varmeform, der fortrænges.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Tabel 7 viser, at der historisk har været en meget begrænset økonomisk ge-

vinst ved fx at flytte forbruget fra den dyreste til den billigste time (hver dag). I

forhold til spotmarkedet gælder det, at der kan spares 3% ved at flytte forbrug

fra den dyreste til den billigste time. Kan der ikke flyttes hele vejen til den bil-

ligste time, bliver besparelsen mindre. Kan der flyttes flere timer, fx de tre dy-

reste, så øges besparelsen. Bemærk, at besparelsen på 3% er før afgifter og

tariffer, dvs. kun i forhold til spotprisen.

Fx betyder det, at en varmepumpe vil kunne spare omkring 10% af el-udgiften

(uden tariffer og afgifter) ved at tilpasse sig spotpriserne. Jo større varmepum-

pen er i forhold til forbruget, og jo tungere bygningsmassen er, desto mere

kan der spares. Bygninger med gulvvarme eller større vand-varmelager er vel-

egnet til styring (Petersen, 2014).

Årligt forbrug (MWh/år)

Gennemsnitligt forbrug i en time (kW)

Besparelse ved at flytte alt forbrug fra dyreste

til billigste time (kr./år)

0,6

396

200

1.585

Tabel 7: Gevinst ved flytning af forbrug i en time per dag. Beregnet ud fra det samlede gennem-

snitlige pejlemærke 1 for de to områder DK1 og DK2 (2010 til 2017), som er 190 kr./MWh. Der

er som en forenkling antaget et konstant forbrug over hele året (ingen sæson- eller døgnvaria-

tion).

En større kontorbygning (fx på 4.000 m

med et forbrug på 200.000 kWh/år)

vil typisk anvende omkring 25% af elforbruget på ventilation, 15% på køling og

10% til pumpearbejde (Dong Energy, 2005). Dette vil typisk kunne medføre

besparelser på mellem 2.000 og 6.000 kr./år i spotmarkedet. Dette forudsæt-

ter, at der i bygningen findes et velfungerende SRO-anlæg, som kan styre alle

de nævnte forbrug.

3.2 Nettariffer

I dag betaler langt de fleste elkunder for transport af el i form af faste nettarif-

fer. Et første skridt kunne være at introducere tidsvarierende nettariffer med

fx to eller tre prisniveauer. Flerleds-nettariffer vil nemlig øge incitamentet for

fleksibelt elforbrug, fordi nettariffen er relativt høj sammenlignet med energi-

prisen. Og nogle selskaber, såsom Radius Elnet A/S, har allerede indført så-

danne

. Figur 6 selskabets nettariffer per 1. januar 2018 for timeaflæste kun-

der med tilslutning i distributionsnet. Der er tre niveauer og tidspunktet, hvor

de indtræffer, afhænger af kundetypen og om der er tale om sommer (apr-

sep) eller vinter (okt-mar). For en normalkunde (C tarif) er der dog reelt set

http://www.radiuselnet.dk/elkunder/tariffer-afgifter-og-vilk%C3%A5r/tariffer-og-netabonnement

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

kun to niveauer – en spidslast tarif på 83,50 øre/kWh i de tre timer fra 17:00-

20:00 om vinteren og ellers 32,36 øre/kWh resten af tiden.

Radius Elnet A/S nettariffer

for timeaflæste forbrug fra 1. januar 2018

øre/kWh

2 4 6

A høj

3 5

A lav

Lav

32 32

B høj

Høj

Spids

B lav

C (normaltarif)

Figur 6: Nettariffer per 1. januar 2018 hos Radius Elnet A/S for timeaflæste kunder med tilslut-

ning i distributionsnet. Tidspunktet for hvornår de tre niveauer indtræffer afhænger af kunde-

type og om der er tale om sommer (apr-sep) eller vinter (okt-mar). Bemærk, at følgende dage

altid er lavlast: weekender, 1. januar, skærtorsdag, langfredag, 2. påskedag, St. bededag, Kristi

himmelfartsdag, 2. pinsedag, 1. maj, 5. juni, 24.-26. december og 31. december.

3.3 Regulérkraft

Prisvariationerne i regulérkraftmarkedet er større end i spotmarkedet. Den ty-

piske forskel mellem dyreste og billigste time er 40 øre/kWh. I runde tal er in-

citamentet mere end 50% større end i spotmarkedet.

3.4 Brændselsskift

Hvis en bygning, som opvarmes med olie eller naturgas, har en elpatron instal-

leret, så kan der skiftes til el-opvarmning ved lave elpriser. Året rundt kan

varmtvandsbeholderen modtage varme, mens der i opvarmningssæsonen kan

afsættes større energimængder til rumvarme.

De nuværende afgifter på el er imidlertid så høje, at selv ved en spotpris på 0

øre/kWh er det billigere at anvende olie eller naturgas. Den reducerede afgift

for el gælder kun, når el er hovedkilden til opvarmning, dvs. at kortvarig brug

af el til varme ikke ændrer på, at der skal betales den fulde afgift.

3.5 Prisudvikling

Der er ovenfor anvendt priser fra de sidste 6 år. Der er forhold, som peger i

retning af større prisvariation (fx større andel af vindkraft), men også andre

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

forhold, som modvirker dette (fx udvikling af markedsregler). Nye transmissi-

onsforbindelser kan betyde både større og lavere prisvariationer. Bedre for-

bindelser til Norge og Sverige vil generelt betyde lavere prisvariation (pga. let-

tere adgang til vandkraft), mens bedre forbindelser til Tyskland kan betyde

større prisvariationer (da Tyskland har meget VE).

Tørår og vådår vil for en periode betyde stor variation i priserne.

Også forhold såsom den generelle kapacitetsbalance har stor betydning. Hvis

kapacitetsbalancen er trængt, så giver det større prisvariation.

Generelt vurderer vi, at de forskellige forhold i nogen grad vil udbalancere

hinanden. Der forventes således ikke markant anderledes prisvariationer i

fremtiden. Jo længere ud i fremtiden, jo større er usikkerheden ved denne

vurdering.

I næste kapitel beskrives de fremtidige elpriser, beregnet vha. Balmorel-mo-

dellen og en række antagelser om det fremtidige el- og fjernvarmesystem.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

4 Modelarbejdets forudsætninger og overord-

nede metode

Der er betydelig usikkerhed om, hvordan omstillingen til et lavemissionssam-

fund konkret kommer til at ske. Den nuværende afgifts- og tilskudsstruktur fa-

voriserer biomasse i højere grad end de brændselsfri teknologier – og udvik-

lingen inden for udbredelse af varmepumper og elbiler går langsommere end

tidligere forventet. De fleste analyser, bl.a. fra Klimakommissionen, Energi-

kommissionen og universiteter, peger dog på elektrificering og øget udbyg-

ning med sol og vind, som den mest attraktive vej fremad. Og med de prisre-

duktioner på havvind, solceller, energilagring og elbiler vi har set i de seneste

år, forekommer den udviklingsvej mere og mere realistisk.

Danmark er koblet tæt sammen med nabolandene via kraftige transmissions-

forbindelser, og udviklingen af elsystemet i det øvrige Europa (herunder ud-

bygningen med vind og sol og udvikling af atomkraftkapaciteten) har derfor

stor betydning for de fremtidige elpriser i Danmark. For at kvantificere disse

effekter er der gennemført analyser af det overordnede el-og fjernvarmesy-

stem i Danmark og en række øvrige europæiske lande. Figur 7 viser de lande,

som er inkluderet i analysen. Disse lande er analyseret i en lang række projek-

ter

, og der er generelt data af høj kvalitet til rådighed.

Fremskrivningerne er gennemført vha. el- og varmemarkedsmodellen Balmo-

rel. Modellen foretager en systemoptimering af investeringer og drift for

årene 2030 og 2050. Modellen antager fuld foresight (fx at vi ved hvornår vin-

den blæser), fuld konkurrence og ignorerer verdenen uden for det valgte geo-

grafiske område. Fremtidige investeringer afhænger af teknologiforudsætnin-

ger, brændselspriser, CO

-pris mv. Modellen bestemmer også skrotning af ek-

sisterende kraftværker, når disse ikke længere kan tjene sig ind i markedet.

Desuden indgår planlagte udbygningsforløb med VE frem til 2030 ligesom ud-

viklingen med atomkraft og vandkraft i Danmarks nabolande også lægges fast.

Disse projekter omfatter bl.a. analyser i 2017 for Dansk Vindmølleindustri om veje til 50% VE i Danmark i

2030set i lyset af det langsigtede mål om uafhængighed af fossile brændsler i 2050; og 4) analyser til Nordic

Energy Technology Perspectives 2016 (NETP2016), som er et forskningssamarbejde mellem det internatio-

nale energiagentur IEA, syv ledende forskningsinstitutioner fra de nordiske lande, samt Nordic Energy Re-

search, der belyser, hvordan de nordiske lande kan opnå et næsten CO

-neutralt energisystem i 2050.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Figur 7: Modelområde (de farvede lande). Danmark, Norge, Sverige og Tyskland er underopdelt i

prisområder. Kortet viser de forudsatte transmissionskapaciteter i 2030, inklusiv forventede ud-

videlser ifølge ENTSO-E Ten Year Network Development Plan.

I det følgende beskrives de vigtigste forudsætninger, som ligger til grund for

den gennemførte analyse.

VE-planer til 2030

Frem til 2030 indlægges en fast udbygning med VE, som er baseret på natio-

nale planer og TSO’ernes indmeldinger til ENTSO-E. I Danmark er udviklingen

baseret på Energinets seneste analyseforudsætninger

, som beskriver en

sandsynlig udvikling med VE i Danmark. Udviklingen i Danmark er afstemt, så

den fører til 50% VE i det samlede danske energisystem i 2030.

Man kunne også basere den på basisfremskrivningens forudsætninger, men da basisfremskrivningen an-

vender frozen policy og dermed en begrænset omstilling af energisystemet. Energinets analyseforudsætnin-

ger beskriver en sandsynlig udvikling.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Der er forudsat en moderat CO

-pris frem til 2030 (15 EUR/ton) og udviklingen

med VE antaget primært drevet af nationale støttesystemer. Dette afspejler

en mest sandsynlig markedsudvikling.

A-kraft

I Tyskland forudsættes A-kraft udfaset i 2022 i overensstemmelse med den of-

ficielle politik, mens kapaciteten i Sverige fastholdes på cirka samme niveau

som i dag frem til 2040, hvorefter den gradvist udfases hen mod 2050.

I Frankrig forudsættes en delvis udfasning frem mod 2050, mens der i Storbri-

tannien, Finland og Polen forudsættes en udbygning i overensstemmelse med

gældende planer.

Figur 8: Forløb for A-kraftkapacitet i modelområdet.

Udbygning med transmissionskapacitet

Transmissionsnettet udbygges frem til 2030 i overensstemmelser med TSOer-

nes forventninger, jf. TYNDP 2016 (ENTSO-E, December 2016), som vist i Figur

7. Efter 2030 har modellen mulighed for at foretage yderligere investeringer i

transmissionskapacitet, såfremt der er økonomisk systemfordel herved.

Stigende CO

-pris efter 2030

Der forudsættes som nævnt tidligere en moderat CO

-pris frem til 2030 (15

EUR/ton).

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

I perioden 2030 til 2050 antages den videre omstilling at være drevet af et

-prissignal, som i 2050 når op på 100 EUR/ton. I Danmark fører det til, at

el- og varmeforsyningen er næsten 100% baseret på VE i 2050. Den reste-

rende fossile energi er gas, som anvendes til spidslast og backup. Denne gas er

beregningsmæssigt antaget at være naturgas, men kan i praksis også være

bio-metan.

Brændselspriser

I både BAU- og Klimascenariet fremskrives engrospriserne på kul, råolie og na-

turgas til 2030 og 2050 i overensstemmelse med IEA’s Sustainable Develop-

ment Scenario fra World Energy Outlook 2017. Scenarierne forudsætter en

gradvis stigning i naturgasprisen over tid til knap 50 kr./GJ i 2030 og ca. 55

kr./GJ i 2050. Kulprisen forudsættes at ligge på ca. 18 kr./GJ i både 2030 og

lidt lavere i 2050. Prisen på råolie forudsættes at stige hen mod 2030, hvoref-

ter den falder.

Til sammenligning anvender Energistyrelsen IEA’s

New Policies scenario

i sin

basisfremskrivning. Formålet med de to fremskrivninger er imidlertid også for-

skellige. Energistyrelsens basisfremskrivning beskriver en frozen-policy udvik-

ling, hvorimod scenariet i denne analyse har til formål at beskrive et scenarie,

hvor Danmark og resten af EU lever op til sine langsigtede klimamålsætninger.

Elforbrug

Det klassiske elforbrug i Danmark forudsættes at ligge nogenlunde konstant

frem til 2050, mens forbruget til eldrevne varmepumper og elkøretøjer øges,

særligt i perioden 2030-2050. Dertil kommer en forventet udbygning med da-

tacentre frem til 2030 i overensstemmelse med Energinets forudsætninger.

Desuden forventes en stigning i elforbruget i fjernvarmesektoren til varme-

pumper og elkedler. Størrelsen af dette elforbrug bestemmes som en del af

modeloptimering, idet modellen vælger mellem en række forskellige teknolo-

gier til at forsyne fjernvarme, herunder varmepumper og elkedler.

Brint

Det er valgt ikke at forudsætte en udbygning med elektrolyseanlæg til produk-

tion af brint frem mod 2050. Brintproduktion kan blive en brik i at sikre et

100% VE-baseret energisystem og indgår bl.a. i Energistyrelsens vindscenarie.

Omvendt er der meget stor usikkerhed forbundet med økonomien i en stor-

skala brintomstilling, og på den baggrund er det valgt at udelade brintproduk-

tion i analysen.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Fjernvarmeforsyning

Fjernvarmeforbruget forudsættes at ligge nogenlunde konstant frem mod

2030, hvorefter der ses et svagt fald på ca. 10% til 2050. Energirenovering af

eksisterende bygninger og nedrivning vil reducere forbruget, mens konverte-

ring af naturgaskunder til fjernvarme og tilslutning af nybyggeri trækker op.

Biobrændstoffabrikker

I Energistyrelsens vindscenarie fra 2014 (Energistyrelsen, Marts 2014) forud-

sættes overskudsvarme fra biobrændstoffabrikker at levere en meget stor del

af fjernvarmeforsyningen i Danmark (ca. 17%). Forudsætningen om en stor-

skalaudbygning med biobrændstoffer vurderer vi imidlertid er behæftet med

stor usikkerhed – både med hensyn til behovet for biobrændstoffer, og hvor-

vidt fabrikkerne placeres i Danmark eller tættere på biomassekilden. På den

baggrund har vi valgt ikke at lade udbygning med storskala biobrændstoffa-

brikker indgå i analysen.

Energiafgifter og regulering i Danmark

I 2050 antages de eksisterende afgifter og regulering at være udfaset, idet

omstillingen i stedet drives af en høj CO

-pris på 100 EUR/ton.

Frem mod 2030 antages den gældende afgiftsstruktur og regulering at gælde.

Dog med nedenstående modifikationer.

El-afgiften

Regeringen har d. 12. november 2017 vedtaget at nedsætte elafgiften for el til

opvarmning med gennemførelsen af en Erhvervspakke. Elvarmeafgiften er i

dag 40,5 øre/kWh og reduceres ifølge aftalen på følgende måde:

2019: Reduceret med 15 øre/kWh i forhold til i dag (2017).

2020: Reduceret med 20 øre/kWh i forhold til i dag.

2021 og frem: Reduceret med 25 øre/kWh i forhold til i dag.

Beslutningen om at nedsætte elvarmeafgiften permanent med 25 øre/kWh

fra 2021 og frem er endnu ikke gennemført, men aftaleparterne bag erhvervs-

aftalen har tilkendegivet et ønske om, at det gennemføres i forbindelse med

den kommende energiaftale. Der er derfor frem til 2030 indregnet en reduce-

ret afgift.

Kraftvarmekrav

I betragtning af hvilke teknologier, der vinder frem i el- og varmesektoren, er

det sandsynligt, at kraftvarmekravet vil ophøre eller i praksis ikke være sty-

rende for hvilke investeringsbeslutninger, der bliver taget. Derfor indgår kraft-

varmekravet ikke i modelberegningerne.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Forskel fra Energistyrelsens fremtidsscenarier

Fremtidsbillederne for 2030 og 2050, som er modelleret i Balmorel, er således

langt hen ad vejen identisk med Energistyrelsens vindscenarie, dog adskiller

de sig som nævnt på følgende væsentlige punkter:

Udviklingen af fjernvarme- og elsystemet bestemmes via en økono-

misk optimering under givne rammevilkår (IEA

450 ppm

og ikke

New

Policies)

i form af brændsels- og CO

-priser.

Der indgår en detaljeret simulering af el-udveksling med Danmarks

nabolande.

I 2050 forudsættes en høj CO

-pris i 2050, som drivende for den

grønne omstilling.

Opdaterede priser på VE-teknologier, som bl.a. betyder, at solceller vil

spille en betydelig rolle i fremtidens elforsyning.

Der indgår ikke etablering af brintfabrikker i Danmark.

Der indgår ikke etablering af storskala biobrændstoffabrikker i Dan-

mark.

Kalibrering

I Figur 9 er de modelberegnede 2016-priser sammenlignet med de faktiske el-

priser fra 2016. Sammenligningen er foretaget for at sikre, at modellen er pas-

sende kalibreret. Der er et fint sammenfald mellem de historiske og modelle-

rede 2016-priser, omend de beregnede priser ligger marginalt under de reali-

serede. Med andre ord er de modellerede tal til den konservative side, og der-

med undgår vi at overvurdere potentialet for fleksibilitet i de eksisterende

bygninger.

2016

1.000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

367

733

1099

1465

1831

2197

2563

2929

3295

3661

4027

4393

4759

5125

5491

5857

6223

6589

6955

7321

7687

8053

8419

DK1

DK2

DK1/Model

DK2/Model

Figur 9: Varighedskurver for faktiske og modellerede elspotpriser 2016 (Kilde: Historiske data og

Balmorel-kørsel).

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

DKK/MWh

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Feedback

Følsomhedsanalyser

Ændringer i bygningsmassens energibehov og fleksibilitet er ikke indarbejdet

som feedback i modellen.

Der er beregnet et sæt timepriser for de to år 2030 og 2050 for hvert af pris-

områderne Øst- og Vestdanmark (DK1 og DK2) samt i hvert af de danske fjern-

varmeområder.

Der er en væsentlig forskel mellem elspotpriserne for Øst- og Vestdanmark.

Derfor beregnes potentialet for fleksibilitet af et givent tiltag i eksisterende

bygninger i baggrundsrapport 3 både for en situation med Øst-priser og en si-

tuation med Vest-priser, som udtryk for en slags følsomhedsvurdering. På

samme vis anvendes fjernvarmepriserne for to forskellige fjernvarmeområder

til at angive potentialet følsomhed for ændringer i fjernvarmepriserne.

Prisvariation

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

5 Energipriser mod 2050

I dette kapitel præsenteres et overblik over de metoder, der er anvendt til be-

regning af energipriser samt de resulterende priser i 2030 og 2050.

Udgangspunktet for energipriserne er de to modellerede systemudviklingssce-

narier: Et Business-as-Usual (BAU) scenarie frem til 2030 og et klimascenarie

for 2050. Energipriserne anvendt til analyse af bygningers mulige bidrag til

fleksibilitet er i 2030 baseret på BAU-scenariet og i 2050 baseret på klimasce-

nariet. Der henvises til foregående kapitel for uddybning.

Frem til 2030 er det de nationale og lokale mål og planer, der driver udviklin-

gen, hvorefter det frem til 2050 er CO

-prisen, der driver udviklingen.

Bemærk, at langsigtede analyser af den gennemførte type er behæftet med

væsentlige usikkerheder vedrørende CO

-pris, teknologiudvikling (fleksibilitet

herunder potentialet for fuel switch og værdien heraf, lagringsmuligheder,

drift) og hastigheden for omstillingen.

5.1 Brændselspriser

Som nævnt i kapitel 4, fremskrives i både BAU- og Klimascenariet engrospri-

serne på kul, råolie og naturgas til 2030 og 2050 i overensstemmelse med

IEA’s Sustainable Development Scenario fra World Energy Outlook 2017. Sce-

nariet forudsætter en gradvis stigning i naturgasprisen over tid til knap 50

kr./GJ i 2030 og ca. 55 kr./GJ i 2050. Kulprisen forudsættes at ligge på ca. 18

kr./GJ i både 2030 og lidt lavere i 2050. Prisen på råolie forudsættes at stige

hen mod 2030, hvorefter den falder.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Naturgas

kr./GJ

2010

Kul

Træflis

Træpiller

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

Figur 10: Antaget udvikling i brændselspriser.

Der er forudsat en moderat CO

-pris frem til 2030 (15 EUR/ton) ud fra en be-

tragtning om at omstillingen af energisystemet i høj grad vil ske via andre vir-

kemidler bl.a. tilskud til VE. Efter 2030 forudsættes kvoteprisen at være dri-

vende for den grønne omstilling, og derfor forudsættes en kraftig stigning så-

ledes, at prisen i 2050 når 100 EUR/ton.

Produktionskapaciteten i Danmark baseret på fluktuerende VE fordobles frem

til 2030 og fortsætter at stige frem til 2050, mens den regulerbare kapacitet

halveres fra 2016 til 2050. Andelen af VE i forhold til den samlede kapacitet i

det øvrige modelområde stiger kraftigt fra at udgøre omkring en fjerdedel i

2016 til mere end halvdelen i 2030 og tre fjerdedele i 2050. Forbruget i Dan-

mark stiger omkring 20% frem til 2030, hvor det bliver frem til 2050. I det øv-

rige modelområde er forbruget så godt som konstant i hele perioden 2016-

2050.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Kapacitet (MW)

Kul

Naturgas

Biomasse

Affald

Sol

Havvind

Landvind

Andet

I ALT

Regulérbar kapacitet

Fluktuerende kapacitet

Andel fluktuerende kapacitet

20.000

2016

1.830

2.080

1.260

290

780

1.270

3.810

1.040

12.360

6.500

5.860

53%

BAU 2030

700

1.520

270

2.430

2.710

6.310

13.940

2.490

11.450

82%

Klima 2050

3.030

200

4.260

3.900

8.500

19.960

3.300

16.660

83%

15.000

Produktionskapacitet (MW)

10.000

5.000

2016

Kul

Naturgas

Biomasse

Affald

BAU 2030

Sol

Havvind

Klima 2050

Landvind

Andet

Figur 11: Udvikling i produktionskapacitet i Danmark (Kilde: Balmorel-kørsel).

Den primære årsag til den meget kraftige udvikling i VE skyldes et kraftigt pris-

fald på VE-teknologier. Ny VE leverer i dag billigere el end nye fossile kraftvær-

ker, og denne konkurrencefordel øges over tid i takt med den teknologiske ud-

vikling. Givet de valgte forudsætninger er landvind billigere end havvind, hvor-

for den absolutte stigning i vindkapacitet er meget større inden for landvind.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Dertil kommer, at der i bl.a. Tyskland og Sverige er fastlagt et udbygningsfor-

løb for VE frem til 2030/2035, som afspejler de langsigtede energipolitiske

målsætninger i de to lande.

2016

Kapacitet i DK (MW)

Fluktuerende

(sol+vind)

Andet

Fluktuerende

(sol+vind)

Andet

5.860

6.500

190.800

643.460

31.620

2.700.460

BAU 2030

11.450

2.500

686.330

494.680

38.290

2.719.580

Klima 2050

16.660

3.300

1.736.230

563.150

38.290

2.719.580

Kapacitet i det øvrige

modelområde (MW)

Forbrug i DK (GWh)

Forbrug i det øvrige modelområde (GWh)

Tabel 8: Produktionsapparat og produktion i de tre model-år (Kilde: Balmorel-kørsel).

Elforbruget – og dermed også elproduktionen – er højere i Klima 2050, fordi

der forudsættes en væsentlig elektrificering af transport- og opvarmnings-sek-

torerne.

6000

5000

Sol

4000

Landvind

Havvind

Andet

3000

Biomasse

Biogas

2000

Naturgas

Kul

1000

A-kraft

TWh

2016

2030

2050

Figur 12: Elproduktion i modelområdet (Nordvest- og Centraleuropa, dog ikke den Iberiske halvø

og Balkan-landene). Bemærk, at søjlen for 2030 er fra BAU-scenariet og søjlen for 2050 er fra

klimascenariet. (Kilde: Balmorel-kørsel).

Elproduktion i Danmark

Andelen af VE i elforsyningen stiger i Danmark frem mod 2050 i begge scena-

rier til tæt ved 100%, som følge af en meget kraftig udbygning med vind og

solceller.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

I Klimascenariet er der en betydelig elproduktion på naturgas i 2030. Det hæn-

ger samme med, at energiafgiften på naturgas forudsættes at blive fjernet i

det scenarie, hvilket gør gaskraftvarme attraktiv, på trods at CO

-prisen ligger

på 300 kr./ton. I 2050 når CO

-prisen dog et så højt niveau (750 kr./ton), at

gasbaseret elproduktion alene er relevant som spidslast og back-up for sol og

vind.

TWh

2016

2030

2050

Andet

Sol

Landvind

Havvind

Biomasse

Biogas

Naturgas

Kul

Figur 13: Elproduktion i Danmark. Bemærk, at søjlen for 2030 er fra BAU-scenariet og søjlen for

2050 er fra klimascenariet. (Kilde: Balmorel-kørsler)

5.2 Elpriser

Udviklingen i elpriser er vist i Figur 14. Efter 2030 er elprisstigningen begræn-

set, hvilket primært skyldes fortsat reduktion af omkostninger til sol og vind.

De sorte cirkler i Figur 14 indikerer, hvilke elprisscenarier der er anvendt i vur-

deringen af potentialet for fleksibelt forbrug i eksisterende bygninger. For

2016 er der anvendt historiske priser, for 2030 er der anvendt priser fra BAU-

scenariet, og i 2050 er der anvendt priser fra Klimascenariet.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

400

350

DKK2016/MWh

300

250

200

150

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

BAU DK_W

Klima DK_W

BAU DK_E

Klima DK_E

Figur 14: Elpriser i hhv. Vest- og Østdanmark i de modellerede BAU- og Klimascenarier. De sorte

cirkler indikerer, hvilke elprisscenarier der er anvendt i vurderingen af potentialet for fleksibelt

forbrug i eksisterende bygninger. Bemærk, at y-aksen ikke starter i nul.

Elspotpriser

I Figur 15 viser varighedskurver for de beregnede elspotpriser for 2016, 2030

og 2050. Der ses en markant udvikling i prisbilledet. Den kraftige udbygning

med VE resulterer i væsentligt flere timer med lave elpriser end i dag, men

også flere timer med høje elpriser. De høje priser skyldes, at brændselspriser

og CO

-priser forventes at stige, hvilket øger produktionsomkostningen på fos-

sile brændsler og giver incitament til at skifte fra kul til gas og biomasse, som

er dyrere brændsler. Værdien af det fleksible elforbrug er således stigende

hen mod 2050.

Der bliver frem mod 2050 timer, hvor elspotprisen er lavere end fjernvarme-

prisen, men modsat bliver der flere timer, hvor elspotprisen er lavere end gas-

prisen.

I Figur 15 er vist udviklingen i den gennemsnitlige forskel på dagens dyreste og

billigste time (Pejlemærke 1).

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Bemærk, at modellen ikke genererer negative priser, idet både sol og vind

stoppes, hvis spotprisen kommer under de variable omkostninger for disse

teknologier.

1.400

1.200

1.000

2016/V

2016/Ø

800

600

400

200

487

973

1459

1945

2431

2917

3403

3889

4375

4861

5347

5833

6319

6805

7291

7777

8263

2030/V

2030/Ø

2050/V

2050/Ø

Figur 15: Varighedskurver for de modelbaserede elspotpriser i 2016, 2030 og 2050. Enkelte ti-

mer har værdier over 1.500 DKK2016/MWh.

Elspotpriser

Faktisk 2016

Model 2016

Model 2030

Model 2050

DKK/MWh

DK1

116

104

326

336

DK2

148

138

323

532

Tabel 9: Pejlemærke 1: Gennemsnitlig forskel på dyreste og billigste time (DKK2016/MWh).

Figur 16 viser udviklingen i elspotpriserne frem til 2050. Modsat varighedskur-

ven, hvor elspotpriserne er sorteret fra højeste til laveste, viser Figur 16

elspotprisen time for time i løbet af året. Det ses også her tydeligt, at udsvin-

get i prisvariationen stiger fra 2030 til 2050.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

1.400

1.200

DK1 2030

DKK/MWh

600

400

200

625

1249

1873

2497

3121

3745

4369

4993

5617

6241

6865

7489

8113

DKK/MWh

1.000

800

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

DK2 2030

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

DK1 2050

625

1249

1873

2497

3121

3745

4369

4993

5617

6241

6865

7489

8113

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

DKK/MWh

Figur 16: Modelbaserede elspotpriser for samtlige af årets timer. Øverst: 2030, nederst: 2050.

Til venstre: DK1, Til højre: DK2. Enkelte timer er over 1.500 DKK/MWh. (Kilde: Balmorel-kørsel)

Regulérkraftpriser

Øget udbygning med vind- og solenergi produktion kan øge ubalancerne i sy-

stemet. Med fortsat udbygning af fluktuerende energi må det dog ventes, at

efterspørgslen efter reguleringsydelser vil stige i Danmark og nabolandene, og

på sigt vil udgøre en stigende del af den samlede el-omsætning. Det bør dog

nævnes i den forbindelse, at det årlige behov for regulering i Danmark faktisk

har været faldende gennem de senere måske på grund af en forbedret mar-

kedsfunktion – bedre anvendelse af intra-day markederne – eller bedre prog-

noser.

Regulérkraftprisen time for time i 2030 og 2050 er ikke modelleret direkte,

men i stedet beregnet ud fra det historiske forhold mellem elspotpris og regu-

lérkraftpris. Arbejdstrinene har været som følger:

Først udledes forholdet mellem den historiske elspotpris og historiske

regulérkraftpris i 2017.

Derpå følger en vurdering af, hvorvidt der var tale om opregulering,

nedregulering eller intet behov for regulering i den enkelte time.

625

1249

1873

2497

3121

3745

4369

4993

5617

6241

6865

7489

8113

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

625

1249

1873

2497

3121

3745

4369

4993

5617

6241

6865

7489

8113

DK2 2050

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Dernæst anvendes de i Balmorel modellerede elspotpriser i 2030 til at

beregne 2030 regulérkraftprisen time for time vha. forholdstallet, og

de fremkomne priser kalibreres så de passer til varighedskurven.

På samme måde beregnes regulérkraftpriserne for 2050.

Forbehold

De beregnede regulérkraftpriser bør anvendes med forsigtighed, da der ikke

er foretaget en egentlig modellering af det fremtidige regulérkraftmarked, og

fordi der generelt vurderes at være betydelig usikkerhed omkring udbud og

efterspørgsel i det fremtidige regulérkraftmarkedet.

Prisresultatet er vist i Figur 17, hvor også elspotprisen er plottet ind til sam-

menligning. Andelen af årets timer, hvor der sker opregulering, ingen regule-

ring eller nedregulering fordeler sig nogenlunde ens for de tre nedslagsår med

en tredjedel til hver af de tre typer regulering.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Figur 17: Elspotpriser og regulérkraftpriser, 2017, 2030 og 2050 (Kilde: Balmorel-kørsel).

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Andel af årets timer

Opregulering (= reducere elforbrug)

Ingen regulering

Nedregulering (= øge elforbrug)

2017

37%

29%

34%

2030

31%

35%

34%

2050

31%

35%

34%

Tabel 10: Andel af årets timer, hvor der sker opregulering, ingen regulering eller nedregulering

(Kilde: Balmorel-kørsler).

Det ses, at der er stor forskel på prisniveauet for dyreste og billigste regu-

lérkrafttime, men også at der er stor forskel mellem elspotpris og regulérkraft-

pris, og at det i den enkelte time kan være en hel del mere fordelagtigt at til-

byde ydelse til regulérkraftmarkedet.

5.3 Varmepriser

Balmorel-modelleringen foretaget i dette projekt opererer med ca. 50 varme-

områder. Figur 18 viser de beregnede varmepriser i 2030 for Esbjerg, Herning,

Kalundborg, København, Odense og Randers, mens Figur 19 viser de bereg-

nede varmepriser i 2050 for København, Odense og Randers.

Det ses som forventet, at prisen varierer meget afhængigt af varmeområde.

Figur 18: Varmepriser 2030 for seks udvalgte varmeområder (DKK2016/GJ) – Esbjerg (mørke-

blå), Herning (rød), Kalundborg (grøn), København (lille), Odense (lyseblå) og Randers (orange).

Der opstår i 2050 negative varmepriser i sommerperioden, fordi affaldsvær-

kerne modtager betaling for afbrænding af affald, og der i sommerperioden er

for lidt varmegrundlag. Vi har i analysen af forbrugssidens potentiale for flek-

sibilitet valgt at sætte de negative priser til værdien 0, idet det vurderes, at

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

det i praksis vil være muligt for fjernvarmeselskaberne at bortkøle varmen

uden væsentlige meromkostninger, hvorved negative varmepriser kan und-

gås. Bortkølingsmulighederne er imidlertid ikke fuldt ud repræsenteret i Bal-

morel. Vores forventning er desuden, at det ikke sandsynligt, at forbrugerne

vil få penge for at modtage varme, selvom marginalomkostningen ved at pro-

ducere varme i kortere perioder kan være negativ.

Figur 19: Varmepriser 2050 for tre udvalgte varmeområder (DKK2016/GJ) – København (lilla),

Odense (lyseblå) og Randers (orange).

5.4 Transportpriser

Udifferentierede (=faste) transporttariffer kan udgøre en hindring for aktive-

ring af nogle fleksibilitetstiltag. Derfor har vi for de relevante tiltag (fx gasfyr

med elpatron) beregnet værdien af fleksibilitet både i en situation med udiffe-

rentierede og med dynamiske transporttariffer.

Transportpriserne anvendt i vores beregninger repræsenterer den gennem-

snitlige marginale pris i transmissionsnettet plus det lokale distributionsnet.

Der vil dog helt klart være lokale variationer, der kan have betydning for ren-

tabiliteten af de analyserede fleksibilitetstiltag, ligesom man også skal have

for øje, at en aktivering af fleksbilitetspotentialet også kan belaste lokale net.

Transportpriserne, vi har anvendt, er priser for mindre forbrugere (dvs. 4.000

kWh el, 18,75 MWh fjernvarme, 2.000 Nm

gas), uagtet hvilket af de fire byg-

ningssegmenter

, vi betragter. Dette er gjort af hensyn til overskueligheden.

PSR, Etageboliger, Handel&service samt institutioner.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Elnet

Når elforbruget stiger ud over det forbrug, som elnettet er dimensioneret til,

udløses behov for netinvesteringer. Det er vanskeligt at bestemme elnetbe-

sparelsen, da behovet for netforstærkninger vil afhænge meget af, hvilket net

man betragter. I nogle net vil der være god plads til f.eks. varmepumpernes

effekttræk, mens det kan kræve umiddelbare forstærkninger i andre net. I

takt med, at der tilsluttes flere og flere varmepumper, vil det relative behov

for netforstærkninger øges. Behovet skal desuden ses i sammenhæng med an-

dre elektrificeringstiltag – særligt en forøgelse af andelen af elbiler – som lige-

ledes vil øge behovet for forstærkninger.

Den gennemsnitlige samfundsøkonomiske nettarif omfattende distributions-

tarif, transmissionstarif inkl. omkostninger til balanceydelse og forsyningssik-

kerhed mv. angives af Energistyrelsen til 29,8 øre/kWh (298 kr./MWh), ekskl.

elnettab for husholdninger, hvoraf ca. 22 øre/kWh vedrører distributionsnet-

tet.

Analyser fra Energinet og Dansk Energi peger imidlertid på, at den samfunds-

økonomiske omkostning til at forstærke elnettet til indpasning af varmepum-

per og elbiler på kort sigt vil være noget lavere. Det skal ses i sammenhæng

med, at store dele af nettet i udgangspunktet er designet så robust, at beho-

vet for merinvesteringer er begrænset eller fraværende, så længe der er tale

om en moderat forøgelse af elforbruget (ca. 3 TWh i 2035).

I alt er der for enfamiliehuse i 2030 estimeret en marginal elnetomkostning på

16,6 øre/kWh (166 kr./MWh) som følge af et øget elforbrug. På længere sigt

mod 2050 forventes imidlertid et endnu større elforbrug til varmepumper og

elbiler mv., hvilket vil øge behovet for forstærkninger i en større andel af di-

stributionsnettene. Vi er imidlertid ikke bekendte med analyser, der systema-

tisk har undersøgt behovet for forstærkninger frem mod 2050 i et scenarie

med fuldt gennemslag af varmepumper og elbiler. Den gennemsnitlige sam-

fundsøkonomiske nettarif omfattende distributionstarif, transmissionstarif

inkl. omkostninger til balanceydelse og forsyningssikkerhed mv. angives af

Energistyrelsen til 29,8 øre/kWh (298 kr./MWh), ekskl. elnettab for hushold-

ninger, hvoraf ca. 22 øre/kWh vedrører distributionsnettet. Frem mod 2050

kan det groft antages, at den marginale omkostning til netforstærkninger

gradvist vil nærme sig den gennemsnitlige distributionstarif. Dog vil der fortsat

være en del af netomkostningerne, som er uafhængige af aftaget, ligesom der

fortsat kan det være net, hvor behovet for forstærkninger er marginalt eller

fraværende. Derfor antages det, at netomkostning til et merelforbrug i 2050

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

vil udgøre 75% af den gennemsnitlige distributionstarif i dag, dvs. 16,2

øre/kWh. Dertil kommer besparelsen i transmissionsnettet på 8,2 øre/kWh

baseret på de aktuelle net- og systemtariffer – således at omkostningen i gen-

nemsnit udgør 24,4 øre/kWh.

DKK2016/MWh

2016

166

2030

166

2050

244

Tabel 11: Udifferentierede eltransportpriser (DKK2016/MWh).

Som tidligere beskrevet til den reelle omkostning imidlertid afhænge af, hvor-

når kunden bruger el, hvilket nogle elnetselskaber allerede har reageret på

ved at indføre tidsdifferentierede tariffer.

I analyserne indgår derfor en ”dynamisk” transportpris for el med to trin er

beregnet ud fra en vægtning af belastningen i de enkelte timer ganget med

den udifferentierede transportpris. Til vægtningen har vi valgt at bruge en fak-

tor 2,0 og en faktor 0,8. De fire timer fra og med 18:00-21:59 er vægtet med

faktor 2,0 hver dag i året som tilnærmelse til de timer, hvor der typisk er

spidsbelastning og de resterende 20 timer er vægtet således, at totalen bliver

24 dvs. med faktor 0,8 hver.

Fjernvarmenet

Fjernvarmenetsomkostninger udgør i mange net en betydelig del af den sam-

lede fjernvarmepris. Netomkostningerne skal dække både kapital- og drifts-

omkostninger til nettet og nettab. Et reduceret fjernvarmeforbrug over en

kortere periode ændrer som udgangspunkt ikke væsentligt på nettabet i fjern-

varmenettet, da nettabet afhænger af varmetabet fra rør til omgivelser og

dermed af temperaturniveauet og ikke flowet i rørene. Tilsvarende kan et re-

duceret fjernvarmeforbrug over en kortere periode ikke forventes at påvirke

investeringsbehov og drift- og vedligeholdsomkostninger væsentligt. Ved en

permanent sænkelse af fjernvarmeforbruget – f.eks. som følge af dybdegå-

ende energirenoveringer – vil det være realistisk at sænke temperaturerne i

nettet og/eller vælge mindre rørdimensioner. Ved korttidsreduktioner i var-

meforbrug vil der imidlertid næppe være væsentlige reduktioner at hente. På

driftssiden vil et reduceret fjernvarmeforbrug selv over korte periode dog re-

ducere behovet for pumpning.

Det er beregningsmæssigt forudsat, at den samfundsøkonomiske besparelse

på investeringer og drift net af drift svarer til 10% af den aktuelle fjernvarme-

produktionspris alle tre år. Det vil sige, at størrelsen varierer time-for-time og

for hvert fjernvarmeområde. Til illustration af, hvor stor den er relativt til

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

transportprisen for el og for naturgas, har vi beregnet den gennemsnitlige fak-

tiske størrelse for Esbjerg – se Tabel 12.

Fjernvarme (DKK

2016

/MWh)

Gns. marginal varmepris

Gns. fjernvarme transportpris

2016

269

26,9

2030

134

13,4

2050

170

17,0

Tabel 12: Gennemsnitlig værdi af de ”dynamiske” varmetransportpriser (DKK

2016

/MWh).

Gasnet

Ifølge Energistyrelsens ”Samfundsøkonomiske beregningsforudsætninger for

energipriser og emissioner, maj 2017” (omkostninger til transport, lager og

avancer ekskl. sunk cost) antages gasnettariffen at være 29,2 kr./GJ i 2020, fal-

dende til 10,3 kr./GJ i 2030.

Der forventes imidlertid et fald i gasforbruget i Danmark frem mod 2050, og

det eksisterende gasnet vurderes derfor at være fuldt tilstrækkelig til at hånd-

tere det fremtidige forbrug. I det lys vurderes det som udgangspunkt ikke, at

der er en gasnetbesparelse forbundet med marginale reduktioner i gasforbru-

get som følge af gasbesparelser. Gastariffen er derfor ikke indregnet i de mar-

ginale forsyningsomkostninger. Betydningen af at inkludere en marginal gas-

netomkostning er i stedet undersøgt i en følsomhedsberegning.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

6 Sammenfatning

Potentiale

Det samlede potentiale for fleksibelt forbrug anses som forholdsvist stort i

bygninger. Omkring 20-35% af elforbruget kan styres uden væsentlige proble-

mer med komfort m.m. Udnyttelsen af mulighederne vil være afhængig af an-

vendelse af automatik og intelligens i de relevante apparater.

Analysen af det fremtidige energimarked tyder på, at der vil være mindre men

flere udsving og dermed en stigende mulighed for at tilbyde fleksibilitet. Hvor-

vidt det er rentabelt for bygningsejerne at skabe og aktivere fleksibilitetsydel-

ser belyses i baggrundsrapport 2.

En betydelig del af potentialet vil i teorien kunne realiseres fra i dag. Kunder

med en fjernaflæst elmåler vil løbende fra december 2017 til udgangen af

2020 bliver overført til flexafregning, som muliggøre timevis afregning til spot-

pris. Styringsteknologien, som skal anvendes, er velkendt og anvendes alle-

rede i dag til fx virksomhedernes SRO-anlæg (styring, regulering, overvågning).

For husholdningerne skal der udvikles brugervenlige automatiksystemer.

For virksomheder med en timeafregning (elforbrug over 100 MWh) er der i

dag ingen væsentlige barrierer for at tilpasse forbruget efter priserne i elspot-

markedet og Elbas. Der er imidlertid endnu få praktiske erfaringer.

I forhold til andre markeder, fx systemydelser og regulérkraft, så kræves der

udvikling af de gældende regler. Udvikling af tidsvarierende nettariffer vil øge

incitamentet til fleksibelt elforbrug. Allerede med to-trins nettariffer vil der

kunne mærkes en forskel.

Incitamenter

Det økonomiske incitament ved at tilpasse forbruget til spotpriserne afhæn-

ger stærkt at den nødvendige investeringsomkostning. Det kan imidlertid

være attraktivt, hvis udstyret til styring allerede findes, og særligt hvis der er

andre fordele knyttet til styringen og overvågningen, fx i form af energibespa-

relser, bedre komfort, sikkerhed, arbejdsmiljø, bedre distribution m.m. Så-

danne synergieffekter kan være afgørende for om fleksibelt forbrug kan reali-

seres i eksisterende bygninger.

Energipriser

Realisering

Barrierer

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

7 Referencer

Birch & Krogboe. (2007).

Styring af elforbrug gennem afbrydelighed. .

Elfor

PSO 2003 Forskning og Udvikling indenfor effektiv elanvendelse.

Projektnr. 335-07.

Cardinaels, W., & Borremans, I. (2014).

Linear Intelligent Networks - Demand

Response for Families.

Linear Consortium.

CASSANDRA.

(2017). Hentet fra http://www.cassandra-

fp7.eu/page/Consumers_Network

Customer-Led Network Revolution. (16. April 2017).

Findings & Conclusions.

Hentet fra Customer-Led Network Revolution:

http://www.networkrevolution.co.uk/conclusions/

Delta Energy & Environment. (2014). (C. Bang, Interviewer)

Dong Energy. (2005).

Demonstrationsforsøg med fleksibelt elforbrug.

Energinet.dk projekt 2005-2-6416 ”Interaktive målere til aktivering af

priselastisk elforbrug".

Dong Energy. (2013).

Scenarier for udrulning af elbiler.

Udarbejdet af Dong

Energy, Energinet.dk og Dansk Energi.

DR-BOB. (26. 07 2017). Hentet fra DR-BOB: http://www.dr-bob.eu/

DRIP. (28. 07 2017).

DRIP - Demand Response in Industrial Production.

Hentet

fra https://www.drip-project.eu/index.html

Ea Energianalyse. (2011).

Kortlægning af potentialet for fleksibelt elforbrug i

industri, handel og service.

Udarbejdet for Energinet.dk.

Ea Energianalyse. (2012).

Det fremtidige behov for fleksibilitet i energisystemet

– Med fokus på integration af vindkraft.

Udarbejdet for Aahus

Kommune.

Ea Energianalyse et al. (2014).

Activating electricity demand as regulating

power. Flexpower – testing a market design proposal.

Energianalyse, the Technical University of Denmark (DTU), Enfor,

Actua, Eurisco, EC Power,. Hentet fra http://ea-

energianalyse.dk/reports/1027_flexpower_activating_electricity_dem

and_as_regulating_power.pdf

Ea Energy Analyses. (2013).

Activating electricity demand as regulating power

- Flexpower - testing a market design proposal.

Copenhagen: Ea

Energy Analyses.

Ea Energy Analyses. (2014).

Ready project - Summary of main findings.

Copenhagen: Ea Eneregy Analyses.

Ea Energy Analyses. (2017).

Demand response: Potential DR services and

technical requirements.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Edelenbos, E., Togeby, M., & Wittchen, K. B. (2015).

Implementation of

Demand Side Flexibility from the perspective of Europe's Energy

Directives.

A Joint Working Group: Energy Efficiency Directive (EED),

Renewable Energy Sources (RES) Directive, Energy Building

Performance Directive (EPBD).

EirGrid. (26. 07 2017). Hentet fra EirGrid Group:

http://www.eirgridgroup.com/__uuid/91b2daa9-2377-4e3d-87fd-

c4ba57524462/index.xml

Elkraft System. (2005).

Demand response - in practise.

Ballerup: Elkraft

System, Nordisk Energiforskning.

Energianalyse, E. (2017).

Demand Response Potential in Lithuania.

Energinet.dk. (2011).

Fremme af prisfleksibelt elforbrug for små og

mellemståre kunder.

Energinat.dk og Dansk Energi.

Energinet.dk. (2013).

Elmarkedet i Danmark.

Energinet.dk.

Energinet.dk. (2013).

Energinet.dk’s analyseforudsætninger 2013-2035.

Energinet.dk.

Energistyrelsen. (Marts 2014).

Energiscenarier frem mod 2020, 2035 og 2050,

ISBN: 978-87-93071-64-3.

ENTSO-E. (2013).

Demand Connection Code (DCC).

ENTSO-E. Hentet fra

https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-

development/demand-connection/

ENTSO-E. (December 2016).

ENTSO-E Ten Year Network Development Plan

2016.

European Commission. (2014).

Delivering the internal electricity market and

making the most of public intervention .

Fingrid. (2016).

Electricity market needs fixing - What can we do?

Helsinki:

Fingrid.

Glitre Energi -nettleiepriser-2017.

(juni 2017). Hentet fra

https://www.glitreenergi-nett.no/nettleie/priser-og-

vilkar/nettleiepriser-2017/forbruk-over-100-000-kwh-2016/

GRID4EU. (2016).

GRID4EU - Innovation for energy networks.

GRID4EU

coordination team.

GridInnovation-on-line. (28. 07 2017).

GRID INNOVATION online.

Hentet fra

http://www.gridinnovation-on-line.eu/Articles/Library/NOBEL-GRID-

Project-Smart-Energy-For-People.kl

IMD. (2009).

DIRECTIVE 2009/72/EC OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF

THE COUNCIL of 13 July 2009 concerning common rules for the

internal market in electricity and repealing Directive 2003/54/EC .

European Commission.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Joint Research Centre.

(2017). Hentet fra Smart Metering deployment in the

European Union: http://ses.jrc.ec.europa.eu/smart-metering-

deployment-european-union

KiWi Power.

(2017). Hentet fra Kiwi Power Our Clients:

http://www.kiwipowered.com/clients

Larsen, T. F. (2011).

Notat om Fleksibelt elforbrug i boliger og mindre erhverv.

IT Energy ApS. Udført for konkurrence- og Forbrugerstyrelsen.

Linear. (2014).

Research on smart grids.

Hentet fra Linear Intelligent

Networks: http://www.linear-smartgrid.be/?q=en

Lysenett. (2017). Nettleie Prisoversikt 2017.

Nordel. (2003).

Statistical analysis of price response of the aggregated

electricity demand.

Ballerup: Nordel.

Petersen, P. D. (2014). Peronlig kommunikation med Per D. Petersen, Neogrid.

PowerMatching City. (2014).

PowerMatching City - Factsheet.

Groningen:

PowerMatching City.

PowerMatching City. (23. June 2015).

Results of phase 2.

Hentet fra

PowerMatching City:

http://www.powermatchingcity.com/site/pagina.php?id=73

Rasmussen, C. B. (2013).

Demand as Frequency-controlled Reserve -

Implementation and practical demonstration programme.

Lyngby:

Department of Electrical Engineering.

Rasmussen, L. H., & Bang, C. a. (2013).

Managing congestion in distribution

grids - Market design consideration. How heat pumps can deliver

flexibility though well-designed markets and virtual power plant

technology.

København: Ea Energianalyse.

Regional Group Nordic. (2012).

Balance Regulation Group - Demand side

bidding in Regulating Power Market (RPM).

Fredericia: Energinet.dk.

Hentet fra

http://energinet.dk/SiteCollectionDocuments/Danske%20dokumente

r/El/Demand%20side%20bidding%20in%20RPM%2004102013.pdf

Sidebotham, L. (2015).

Customer-Led Network Revolution - Project Closedown

Report.

Yorkshire: Northern Powergrid.

Smart Energy Demand Coalition, SEDC. (2017).

Explicit Demand Response in

Europe - Mapping the Market 2017.

SEDC.

Smart Grids - CRE. (11. 05 2013).

Smart Electric Lyon: consumer awareness of

the challenges of MDE.

Hentet fra Smart Grids - CRE:

http://www.smartgrids-cre.fr/index.php?p=smart-electric-lyon

Statnett. (2017).

Sentralnettstariffen 2017 Modelbeskrivelse og satser.

Statnett.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

THEMA. (2014).

Demand response in the Nordic electricity market - Input to

strategy on demand flexibility.

THEMA Consulting Group.

Thompson, C., Foster, P., Lodge, E., & Miller, D. (2014).

CLNR Customer Trials -

A guide to the load & generation profile datasets.

Northern

Powergrid.

Togeby, M., & Hay, C. (2009).

Prisfølsomt elforbrug i husholdninger .

Togeby, M., & Hay, C. (2009).

Prisfølsomt elforbrug i husholdninger (Demand

response from households).

Copenhagen: DI–Energibranchen,

SYDENERGI, SEAS/NVE, Siemens, Danfoss, Ea Energianalyse.

Trong, M. D., Salamon, M., & Dogru, I. (2016).

Erfaringer med

forbrugerkommunikation i Smart Grid - med eksempler fra EcoGrid på

Bornholm.

MDT analysis AS, Forbrugerrådet Tænk, Østkraft.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Appendiks: Demand response i dag

Det følgende er et uddrag af rapporten ”Demand response: Potential DR ser-

vices and technical requirements” (Ea Energy Analyses, 2017).

Working group & studies

A joint working group (JWG) was established in September 2014 to boost the

exchange of information and to facilitate discussions on a wide variety of de-

mand side flexibility (DSF) related developments and topics within three Con-

certed Action (CA) programs. The JWG, in which the CA EED (Energy Efficiency

Directive), the CA RES (Renewable Energy Directive) and the CA EPDB (Energy

Performance of Buildings Directive) cooperate, has compiled in a 2015 report

(Edelenbos, Togeby, & Wittchen, 2015).

DSF is defined in the above report as “the capacity to change electricity usage

by end-users from their normal or current consumption patterns in response

to changes in the price of electricity over time, or incentive payments.” These

price changes or incentives can be grid related and market related. Price sig-

nals from the market can come from the wholesale market, e.g. day-ahead or

intra-day markets.

The report highlights that the increase of intermittent (renewable) generation

will result in a greater need for flexibility and that DSF has the potential to

contribute to an affordable, reliable and sustainable electricity system, as it in-

creases the flexibility of the system. The key objective for the JWG on DSF

was: “to define key success factors and potential threats for implementing EU

Directives and regulation; to facilitate or stimulate effective DSF-solutions in

the EU and its Member States taking into account the need for energy effi-

ciency, the evolving share of renewable electricity generation and the key role

that buildings, including nearly-zero energy, will have in the future.” The re-

port highlights actions to be taken by member states, the EU or other institu-

tions to promote an efficient implementation of DSF.

Nordic Electricity Market

Group seeks cost-effec-

tive consumer flexibility

The Nordic Electricity Market Group released a report commissioned by the

Nordic Council of Ministers, which provides input to a Nordic strategy on how

to address the potential need for consumer flexibility in a cost-efficient man-

ner. The motivation for the report, is that the Council recognises that intermit-

tent renewable electricity generation, such as small-scale hydropower, wind,

and solar PV, has limited capacity to deliver flexibility to the power system.

Hence, it is relevant to consider to what extent the provision of flexibility from

the consumer-side could, and should, be facilitated. The report is part of the

EU joint working group

to boost information ex-

change

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Nordic Prime Ministers’ green growth initiative: The Nordic Region – leading

in green growth (THEMA, 2014).

In the report, it is stated that the long-term value of flexibility and the com-

petitiveness of demand as a provider of flexibility is not clearly understood,

both due to uncertainty in the development of power consumption and

the impact of new market solutions and new technology. It is recommended

for all Nordic countries that this uncertainty should be addressed by pursuing

three overall strategic objectives (elaborated in the report):

Promote efficient market solutions,

Increase the knowledge and understanding on the factors affecting

the value of (demand) flexibility, and

Reduce the cost of demand response from small consumers by mak-

ing relevant data easily available for consumers and third parties as a

low cost, low risk measure.

Fingrid – Electricity

market needs fixing

The Finish TSO recognises that maintaining power system security has become

increasingly challenging as large amounts of weather-dependent renewable

electricity have been added to the power system. In a 2016 paper, Fingrid ar-

gues that subsidies to promote renewable electricity have undermined the

role of market-based investments, i.e., in today’s electricity markets, subsidies

have largely crowded out market-based investments. It is further argued that

in healthy markets, price signals would give incentives for economic behaviour

and for balancing supply and demand both in the short-term and long-term.

The authors conclude that a political decision is needed urgently to put an end

to the current vicious circle that risks derailing the goals of secure, sustainable

and affordable electricity. The authors state that in a healthy market, the price

of a product should reflect its value, for example, it is important that prices

signal whenever there is scarcity in the markets.

The report identifies a number of development needs of the current Nordic

electricity market design. It introduces two alternative development paths for

the Nordic electricity markets. The essential question is:

“Will the price mech-

anism continue to be the primary means to incentivize economic behaviour in

electricity markets? And if not, what would be the alternative in organizing

power system operation and development?”

The first development path, the “Markets”, is characterised as an evolutionary

development of the Nordic market design. It consists of development steps

that can help restore the role of market-based incentives. However, the paper

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

also introduces an alternative path for electricity sector development that

builds on a stronger central control. In this case, distortive subsidies prevail

and a more fundamental change is needed in how we think about the electric-

ity sector development. (Fingrid, 2016).

Status of Incentive-based demand response

A status of the regulatory framework for incentive-based demand response in

the European countries is performed regularly by the Smart Energy Demand

Coalition (SEDC), a coalition for companies operating within demand-centred

programs. The latest status report concludes that:

The regulatory framework in Europe for Demand Response is pro-

gressing, but further regulatory improvements are needed

Restricted consumer access to Demand Response service providers re-

mains a barrier to the effective functioning of the market

Significant progress has been made in opening balancing markets to

demand-side resources

The wholesale market must be further opened to demand-side re-

sources

Local System Services are not yet commercially tradeable in European

countries

The SEDC lists Switzerland, France, Belgium, Finland, Great Britain, and Ireland

as the countries that currently provide the most conducive framework for the

development of incentive based demand response.

Figure 1: Map depicting the state of incentive based demand response in Europe (referred to as

explicit demand response by the SEDC). Price-based demand response is not considered. (Smart

Energy Demand Coalition, SEDC, 2017)

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Great Britain has been one of the front runners according to the SEDC, with a

range of markets open to demand-side participation. Independent aggrega-

tors can directly access consumers for ancillary services and capacity products,

and the country recently has started considering a framework for independ-

ent aggregator access to the Balancing Mechanism.

According to the SEDC, with the exception of Finland, countries acting in the

Nordic spot market do not offer as good frameworks for incentive based de-

mand response. Estonia has been included for the first time in the latest map-

ping of demand response framework as a country that engages in regulation

allowing good conditions for demand response. Latvia and Lithuania are not

included in the status report, as they are not considered countries where ‘pro-

gress in demand response development has been identified’. Regulatory barri-

ers remain in Denmark, Norway, and Sweden although several markets in

these countries are open to demand response in principle. (Smart Energy De-

mand Coalition, SEDC, 2017).

Status of meters

In price-based demand response consumers are exposed to time-varying

prices, meaning that smart meters must be installed and the retailer must be

allowed to offer the consumers the possibility of time-varying prices. By 2020,

European member states are required to ensure implementation of smart me-

tering for at least 80% of all consumers (IMD, 2009). The implementation

might be dependent on a positive cost-benefit analysis.

To date, Member States have committed to rolling out close to 200 million

smart meters for electricity.

By 2020, it is expected that almost 72% of Euro-

pean consumers will have a smart meter for electricity. (Joint Research Cen-

tre, 2017).

In Lithuania, mass roll-out of smart meters are expected to start in 2019 and

to be completed in 2022.

European examples of demand response

Despite a growing focus on the required legislative frameworks, the use of de-

mand response and demand response service providers are still not wide-

spread, and DR is still largely an unknown concept for many consumers. How-

ever, some concrete examples of European consumers delivering demand re-

sponse are to be found, a few of which are listed below.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Demand response in

Norway & Finland dates

back many years

Utilisation of demand response in the Nordic countries actually dates back

many years.

In late 2002, Nord Pool experienced record high spot prices, a development

that was driven by an extreme dry year. For example, in week 50 of 2002, the

average price in the entire Nordic area (except Western Denmark) was 85

EUR/MWh, and the monthly average for December of that year was 70

EUR/MWh. A detailed statistical model was developed to analyse the hourly

electricity demand in the four countries, with Data regarding electricity de-

mand and temperature from 2000 to 2002 being utilised (Nordel, 2003). The

results showed that in Norway there was a clear response to the high prices.

For December of 2002, the actual demand was on average 800 MW lower

than expected from the model (the model did not include the impact of

prices). The response was increasing throughout the month. The result was

less clear in the other Nordic countries. The reduced demand helped the en-

tire system to come through the dry period without forced curtailment of de-

mand.

The impact of time-of-Use tariffs (TOU) was also analysed in 2005. Here the

profile of electric heating in households were compared between Denmark

and Finland. In Finland (with TOU tariffs) a significant part of the demand is lo-

cated in the night. It was estimated that the peak demand in Finland would be

1,000 MW higher if there was no TOU tariffs. (Elkraft System, 2005).

The same analysis also estimated that in 2005, 2,075 MW of demand response

was contracted by the Nordic TSOs, and that an additional 1,660 MW is active

in other markets, e.g. the day-ahead market. At this time, a conservative esti-

mate of the total potential for demand response in the Nordic countries was

12,000 MW.

Electric boilers: DK

In Denmark, 600 MW electric boilers placed in relation to small district heat-

ing systems are active when prices are low. The boilers are active in several

markets: Day-ahead, intra-day, regulating power and primary reserve. The

largest market for the boilers is the regulating power market. When the elec-

tric boilers are active, natural gas consumption by small combined heat and

power (CHP) units is reduced. The investment in electric boilers are motivated

by the occurrence of low and negative prices in Denmark. Typically, there are

40-60 hours per year with negative prices. This number has been stable since

2009 – despite increase in the amount of wind power. The electric boilers

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

(along with improved flexibility of traditional plants and more transmission ca-

pacity to e.g. Norway) have helped reduce the number of hours with negative

prices.

KiWi Power, a demand

response aggregator: UK

Kiwi Power is a demand response aggregator located in the United Kingdom.

They offer larger consumers a system set-up where select loads are reduced

when demanded by the National Grid. Consumption from different units are

metered and reported via KiWi’s control center to the National Grid. Examples

of technologies that participate include air handling and cooling systems in

buildings, pumping units in water supply systems. In addition, back-up genera-

tors are included in KiWi’s demand response portfolio. (KiWi Power, 2017)

The Norwegian TSO, Stattnet, and several DSOs in Norway offer reduced tar-

iffs to consumers who are willing to be disconnected in hours when produc-

tion does not meet demand, or the distribution network is lacking capacity.

Large consumers can offer their flexibility to the TSO with two different notifi-

cations periods, and two different limitations on duration (Statnett, 2017):

15 minutes notification, without limitation on duration of disconnec-

tion

2 hours notification, without limitation on duration of disconnection

12 hours notification, without limitation on duration of disconnection

Reduced tariffs: NO

15 minutes notification, with maximum 2 hours limitation on duration

of disconnection.

The DSOs have different set-ups and tariff-structures for the flexibility, but are

generally aimed at larger consumers and based on individual contracts. (Ly-

senett, 2017) (Glitre Energi -nettleiepriser-2017, 2017)

Demand response is ac-

tive in various Finnish

markets

Demand response is active in various Finnish markets, with the current vol-

ume of demand response in Finland is estimated to between 410 & 1,100 MW

across several markets (see Table 1).

Day-ahead

Intra-day

Regulating power

Strategic reserves

Frequency reserve for disturbance (FCR-D)

Total

Table 1: Demand response in Finland. (Fingrid, 2016)

Volume

200-600 MW

0-200 MW

100-300 MW

10 MW

100 MW

410 – 1,100 MW

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Demand response pilot projects

Throughout Europe there are numerous demand response projects research-

ing a broad range of relevant issues including:

Communication to, and control of, electricity consumption.

Potential value generation for end-users, grid companies and utilities.

Technical capabilities

End-user engagement and experiences

The following state of the art provides an overview of European demand re-

sponse projects undertaken or currently underway. However, given the nu-

merous DR projects in Europe, it should by no means be seen as an exhaustive

list.

Project

Linear: Belgium

PowerMatching City: Holland

Customer-Led Network Revolution: UK

Smart Electric Lyon: France

Consumer communication in Smart Grid: DK

DR-BOB project - DR in blocks of buildings: UK

EirGrid – Demand Side Management: Ireland

READY: Heat pumps

Demand as frequency controlled reserve

FlexPower (Market design)

Demand response for direct electric heating

NOBEL GRID Project: EU

GRID4EU: EU

DRIP – DR in Industrial Production: EU

CASSANDRA

Market

DA & ID

ID & reserves

DA & reserves

Reserves

Reg. power

ID & storage

Sector

HH & Ind. & SS

Ind. & HH

HH & SS

Ind. & HH

HH & SS

All

HH & SS

Ind.

HH & SS

Table 2: Selection of completed or ongoing DR projects. (ID: intra-day, DA: day-ahead, IND: In-

dustry, HH: Household, SS: Service sector)

LINEAR: Belgium

Increased growth in electricity production from intermittent renewables, ac-

companied with falling traditional generation capacity in Belgium, led to the

establishment of LINEAR (Local Intelligent Networks and Energy Active Re-

gions). LINEAR was tasked with looking at the potential for demand side man-

agement in households, particularly their ability to adapt electricity consump-

tion to solar and wind production.

Some of the key questions LINEAR sought to address included (Linear, 2014):

How do households and industry stand to benefit from a change in be-

haviour?

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

How will the costs and benefits be divided among parties involved?

Which solutions will provide enough motivation and convenience to

prompt a change in behaviour?

To what extent will households be able and willing to change their be-

haviour?

The project involved 250 households with various controllable loads, including

electric water heaters, heat pumps, smart appliances (i.e. washing machines,

dishwashers, dryers, etc.), and electric vehicles (EVs). The field test involves

automated demand-side management and smart devices to control electric

devices in 75% of the households. These devices were controlled according to

four different business cases:

Rate control – variations in electricity prices

According to wind production

Minimisation of peak loads on transformers

According to the voltage level

In one part of the project, 55 families were asked to alter their energy con-

sumption based on different energy tariffs during the day (these prices were

communicated the day before). These families were provided with support in

the form of a Home Energy Monitoring System, which gave sight into their

consumption, and provided a display showing the market-priced tariffs scaled-

up to the targeted wind and solar predictions in 2020. (Cardinaels & Borre-

mans, 2014).

In another portion of the project, 185 families were equipped with a Home

Energy Management System and smart appliances (washing machine, dish-

washer, tumble dryer, electric heating and electrical vehicle), and the appli-

ances were turned on when more energy consumption was required, or

turned off when less energy had to be used. Though, all systems were

equipped with features to manage the comfort of the users (i.e. ensure that

hot showers were always available, dishes clean when needed, etc.). (Cardi-

naels & Borremans, 2014).

The report authors summarised their findings as follows:

“The response to the

variable Time of Use tariff scheme was weak while the Linear tariff scheme

turned out to be too complex. The acceptance of the smart-start functionality,

however, was much better. After 18 months of testing there was still no indi-

cation of user fatigue, and the participants that stopped using the system did

so because of technical issues.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

The Linear field test demonstrated that automated demand response with

household appliances is technical feasible. For each of the business cases

Linear could improve the parameters controlled by the different algo-

rithms. At the same time, Linear showed that in-house communication

should need further development and standardization in order to keep the

operational cost affordable.”

PowerMatching City:

Holland

The PowerMatching City project (phases 1 & 2) ran from 2007 to 2014. The

stated goal of the project was to “demonstrate the energy system of the fu-

ture with smart energy services, as well as the validation of costs and benefits

of this system in order to enable the energy transition” (PowerMatching City,

2014).

This overall project goal was to be reached by investigating:

The potential for demand side resources to assist in system balancing

and grid congestion management

Customer behaviour, including the identification and design of the

most effective pricing/market mechanisms for encouraging customer

participation

The project involved over 40 households in Hoogkerk, Holland and included

hybrid heat pump systems (a heat pump accompanied with a natural gas

boiler), micro CHP systems, EVs, PVs and battery storage.

The initial phase of the PowerMatching project found that demand side re-

sources can be utilised to address grid congestion. With respect to hybrid heat

pumps, the initial phase found that they are a “cost-efficient cornerstone in

balancing networks when intermittent renewable energy sources are de-

ployed on a large-scale.” While the first phase found very little economic in-

centive for end-users to adjust their electricity consumption according to the

day-a-head prices, the second phase of the project involved market prices var-

ying each 5-minutes (PowerMatching City, 2014).

According to the project website, some of the project results from phase 2 of

the project included:

“PowerMatching City demonstrated that smart energy systems are

technically feasible and that energy flexibility makes economic sense. In

fact, the net gains from the consumer market could well reach 3.5 bil-

lion euros. These benefits are based in part on money saved by the grid

operators by avoiding costs for investments and maintenance of grids.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

A striking result of the pilot was that the system was much more flexi-

ble than anticipated on the basis of previous studies and that the de-

mand and supply were easier to balance than expected.

If this smart and flexible energy system is to be implemented in the

consumer market on a large scale then it will need to be standardised,

both in order to reduce the costs of connecting the households in the

smart grid and to lower the price of the smart energy services.

The partners in PowerMatching City recommend the development of a

new market model for the optimal distribution of flexibility, whereby

the value of flexibility is put to the best possible use. Fair distribution of

the benefits among all the stakeholders (end users - consumers, energy

providers and network operators) is essential for a successful business

case.”

(PowerMatching City, 2015)

Customer-Led Network

Revolution: UK

The driving force for the Customer-Led Network Revolution (CLNR) project

was to prepare UK electricity networks for a future dominated by a larger pro-

portion of distributed and renewable electricity generation. In order to plan

for this future, the project aimed to better understand the impact (on both

load and generation) of large-scale adoption of low carbon solutions such as

heat pumps, EVs and PVs. In addition, the project was interested in determin-

ing the extent of end-user flexibility, and the cost associated with this flexibil-

ity. (Thompson, Foster, Lodge, & Miller, 2014).

According to the completion report, the (CLNR) was a “major smart grid

demonstration project which brought together the key stakeholders in the

electricity system (customers, energy suppliers and distributors) developing

innovative technologies and commercial arrangements. The CLNR customer

trials involved ca. 11,000 domestic, 2,000 SME (Small and medium-sized en-

terprises), industrial & commercial (I&C) and distributed generation custom-

ers.

Domestic participants included ca. 650 on time of use (ToU) tariffs,

380 with heat pumps, 470 with solar photovoltaic (PV) panels and 160

electric vehicle (EV) users.

16 I&C customers provided a total of 17MW of demand side response

(DSR) in trials for large scale fast reserve.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

A wealth of customer insight and analysis undertaken by Durham Uni-

versity from ca. 1,250 surveys and ca. 250 face-to-face interviews

completed with more than 130 customers.” (Sidebotham, 2015)

In order to establish a baseline, around 400 of the heat pumps do not face any

special tariffs. Meanwhile, in order to investigate the impact of variable prices

on consumption, roughly 20 heat pumps encounter a three-rate tariff de-

signed to avoid the 16:00-20:00 peak. Lastly, roughly another 20 heat pumps

were controlled remotely in order to monitor their ability to peak shave.

(Delta Energy & Environment, 2014).

According to the project website, the main project headlines included:

“The project delivered important new learning from trials with real

customers on real networks.

Low carbon technologies are less disruptive and customers are more

flexible than was previously assumed

Time of use tariffs could deliver value in the next 10 years when deliv-

ered in conjunction with energy suppliers, but;

Industrial & Commercial (I&C) Demand Side Response is fit for busi-

ness as usual today

Solutions to address the network impact of low carbon technologies

can start relatively simply and evolve over time as the complexity of

the constraint increases.

(Customer-Led Network Revolution, 2017)

Smart Electric Lyon:

France

Coordinated by EDF, the Smart Electric Lyon project was launched in 2012. It

was designed to last 4 years (but is still underway) and was divided into three

phases (Smart Grids - CRE, 2013):

Design and development of equipment

The integration of equipment and small-scale field tests

Deployment of tenders and large-scale services

The project includes 400 heat pumps, as well as hybrids, electric heating, hot

water and air conditioning. The project aims to investigate consumer behav-

iour, i.e. how and why consumers react to different offers, investigate and de-

velop new business models, and work with standardisation for communica-

tion between heat pumps and smart meters. (Delta Energy & Environment,

2014).

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

The project intends to bring together 19 industrial partners from various

branches (including energy production, home automation equipment, tele-

communications, etc.,) French academia, as well as 25,000 households. 90%

of these households will receive detailed electricity consumption data along

with benchmarking of their data and personalised recommendations on how

to save energy. The remaining 10% of houses, as well as 100 tertiary sector

buildings, will participate in field tests involving technical solutions (energy

management systems, displays, controllable electric heating etc.) coupled

with varying tariffs. (Smart Grids - CRE, 2013).

Consumer communica-

tion in Smart Grid:

Denmark

EcoGrid EU is one of the largest EU-financed large-scale demonstration pro-

jects within Smart Grid. EcoGrid is investigating how to involve private cus-

tomers – on a voluntary basis – in balancing an energy system with a large

proportion of fluctuating energy sources by using market mechanisms and

smart control of the power consumption (Trong, Salamon, & Dogru, 2016).

A major project objective is to analyse and communicate experiences with

customer communication and user involvement in Smart Grid projects based

on the EcoGrid project on Bornholm. Project findings regarding this objective

were published in the final report in WP4: Preparation of communication

measures and instruments. This work is part of the project: “Information to

and education of the future electricity consumers”.

The report aims to answer how it was possible to recruit and involve a tenth

of all household customers (approx. 2.000) in the EcoGrid project on Born-

holm and to what extent the experiences from the project can be applied out-

side Bornholm. In the report, a selection is undertaken of experiences most

suitable to be applied in other demonstration projects and/or in the context

of a broader and nation-wide roll-out of Smart Grid. Actions that are not rec-

ommendable have also been identified.

The project group has arrived at the following main recommendations:

Preparation of communication strategy and contingency plan

Closed online user platforms can engage the customer and contribute

to problem solving. A contingency plan should be established with

communication routines and platforms that can help avert negative

consequences of unplanned outcomes, e.g. server crash etc.

Implementation of pre-test

A pre-test involving the entire value chain and a limited number of us-

ers should be conducted.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Definition of requirements for technological solutions and ease of use

Remote update of equipment should be a possibility so that the elec-

trician/installer doesn’t need to travel to the customer every time a

need to update/change software occurs and so that errors can be

solved centrally.

Integration of flexible electricity consumption and energy savings

It should be possible for consumers to choose the most competitive

alternative, which could e.g. be a combination of instruments to pro-

mote respectively energy efficiency and flexible electricity consump-

tion.

DR-BOB project –

Demand response in

blocks of buildings: UK

DR-BOB is a project focused on blocks of buildings in the UK, and aims to

demonstrate the economic and environmental benefits of demand response

in these buildings (DR-BOB, 2017).

The project looks to address the problem related to utilities being required to

have enough energy to meet large peaks in demand caused by large numbers

of people using energy simultaneously. Energy distribution networks must

also have the capacity to meet this demand, but this is rather inefficient, as

most of the time, demand runs far below capacity.

Blocks of buildings offer more flexibility in the timing of energy use, local en-

ergy generation, and energy storage compared to that of single buildings, but

a lack of suitable products and technologies make it difficult to harness this

potential.

The DR-BOB project suggests that peak electricity demand can be reduced by:

shifting when some electrical equipment is used;

using electrical equipment more efficiently;

using other types of energy;

storing locally generated renewable electricity and using it during

times of peak demand.

DR-BOB further argues that if peak electricity demand is reduced, this will re-

duce the investments required in electricity production and electricity net-

works. These savings can then be passed onto consumers in the form of lower

energy bills.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

The DR-BOB project will pilot the tools and techniques required for demand

response in blocks of buildings with differing patterns of ownership, use and

occupation at;

EirGrid – Demand Side

Management: Ireland

Teesside University campus in Middlesbrough in the UK,

A business and technology park in Anglet in France,

A hospital complex in Brescia in Italy,

The campus of the Technical University of Cluj Napoca in Romania.

EirGrid engages in Demand Side Management (DSM), which involves users of

electricity having the capability to change their usage from their normal or

current consumption patterns. Electricity consumers can currently participate

in DSM through tariff-based schemes where they are encouraged to move

their usage to cheaper off-peak times. Examples include Economy 7 (Northern

Ireland) and NightSaver (Ireland) (EirGrid, 2017).

EirGrid also engages in Demand Side Unit (DSU) or Aggregated Generating

Unit (AGU), which is intended for medium to large electricity users. A Demand

Side Unit consists of one or more demand sites that can reduce their demand

when instructed by EirGrid. The Demand Side Unit has one hour to reduce its

demand and must be capable of maintaining the demand reduction for at

least two hours.

READY – Heat pumps

The point of departure for the READY project was that the energy system is

changing and will be increasingly complex in the future. The share of wind

power in Danish electricity consumption is expected to increase to 50% by

2020. This will give rise to a range of challenges related to electrical system

balance, communication, data handling, as well as electricity markets. As such

there exists a need to develop advanced solutions for using electricity more

intelligently, and in the Danish context heat pumps provide an opportunity for

integrating more wind power and other fluctuating electricity production into

the energy system.

The main purpose of the READY project was the development of a Smart Grid

ready Virtual Power Plant (VPP) server that can control a large number of heat

pumps. In this context, a VPP server is a unit that can control thousands of

consumption appliances, but seen from the operator they act as one control-

lable unit. The main aspects of the project were:

•

Large scale aggregation of heat pumps

•

Management of grid constraints

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

•

Recommendation for future installations of heat pumps and control-

lers

User involvement and business cases

Grid constraints in the distribution grids, delivery of system services, commu-

nication scenarios, grid and electricity metering measurements, various types

of electricity users and their fluctuating loads, and the development of mar-

kets for congestion management was analysed in the READY project. A num-

ber of local grid companies were interviewed to provide input regarding con-

straints in their respective grids as well as potential communication scenarios

and technologies that can be utilised to manage these congestions. (Ea Energy

Analyses, 2014).

Demand as frequency

controlled reserve: DK

A Danish research project was undertaken to address the realisation that as

the amounts of electricity production from renewable energies increase in the

electricity system, ancillary system services will receive greater attention.

These services ensure the energy balance in the power system and have tradi-

tionally been delivered by central power stations. However, restructuring the

power system requires new solutions and activation of alternative resources.

One of the important ancillary services is frequency control, which reacts fast

to frequency deviations, which are a sign of imbalance between consumption

and production in the power system. In 2006, Ea Energy Analyses participated

in a theoretical project on "electricity demand as frequency controlled re-

serve" in cooperation with the Centre for Electric Technology (CET) at the

Technical University of Denmark (Rasmussen C. B., 2013). The project found

good possibilities of incorporating the demand side as frequency controlled

reserve. This can be achieved by disconnecting or connecting electricity con-

sumption for a short period of time.

Together with the Centre for Electric Technology (CET) at the Technical Uni-

versity of Denmark, Østkraft, Danfoss and Vestfrost, Ea Energy Analyses later

participated in the demonstration project “Electricity demand as frequency

controlled reserve – Implementation and practical demonstration”. The aim

was to demonstrate the practical implementation of demand as frequency

controlled reserve, were 200 units for demand as frequency controlled re-

serve were installed on the island of Bornholm, both at private households

and larger electricity consumers. The practical implementation was monitored

closely, both with respect to the technical aspects and user experience.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

The analysis in the project concluded that “DFCR loads can be dispatched with

high reliability without endangering the system’s ability to remain within the

range of acceptable frequencies” (Rasmussen C. B., 2013).

FlexPower – Demand as

regulating power: DK

With increasing share of renewable energy, and the closing of traditional

power plants, new sources for ancillary services must be found. The

FlexPower project successfully designed and tested a market for electricity de-

mand as regulating power (Ea Energy Analyses, 2013). Focus was on how mar-

ket design can hinder or promote the participation of electricity demand in

the delivery of ancillary services. The demand side of the electricity system is

generally an untapped source of dynamics. In this project, it was argued that

for the end-user (industry or household) it must be simple and easy to under-

stand. However, responsibilities such as e.g. predicting the amount of regulat-

ing power that the end-users can deliver at a certain point in time, may be

placed on the party responsible for the system balance. The practical test in-

cluded houses with electric heating, bottle coolers in shops, and a waste wa-

ter treatment plant.

In Denmark (as in many other countries), central power plants have tradition-

ally been the primary providers of regulating power, i.e. increases or de-

creases in electricity production with short notice. Expanding the share of

electricity generation from intermittent sources (i.e. wind power), is antici-

pated to result in an increased demand for regulating power. In addition, as a

greater portion of electricity production comes from intermittent sources, less

production will come from central plants, thus further increasing the need for

regulating power from new sources.

The FlexPower project has shown that regulating power consumption via a

price signal can meet a portion of this growing demand for regulating power.

The central idea behind FlexPower is to use 5-minute electricity prices to shift

electricity usage from times with high prices, to times with lower prices, and

thereby provide regulating power via an aggregated response from numerous

units on a volunteer basis.

The project objective was to develop and test a real-time market for regulat-

ing power that will attract a large number of small-scale resources (demand

and distributed energy resources) to the regulating power market. It is funda-

mental that the market should co-exist with the current market structure, be

technologically neutral, and be simple and straightforward for the end-user.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

A field-test with electric heating and bottle coolers demonstrated that a price

signal based communication system can produce a predictable and reliable

demand response. In the test, price signals were sent to SmartBoxes coupled

to electricity-consuming devices, such as a refrigerators or heating units, and

the boxes adjusted the temperature in accordance with pre-established con-

sumer comfort settings and whether the electricity price was high or low.

Via the implementation of improvements related to control strategies, and

the inclusion of various price, heat demand, and weather forecasts, it is con-

cluded that a price signal based demand response system could provide a new

source of reliable regulating power.

Electric heating: DK

The project "Demand response in households" demonstrated how electrically

heated households can respond to fluctuations in electricity prices (Togeby &

Hay, 2009). More than 500 households participated in the demonstration pro-

ject.

The experiment showed that informing the participants about the fluctuation

of the electricity prices and pointing out the most expensive hours did not it-

self lead to any significant effect. Only participants with installed automatic

devices to control the consumption had a significantly lower total consump-

tion. The participants in the demonstration project saved 15-30 EUR/year by

adjusting their consumption according to the electricity prices.

An interesting side effect of the demonstration project was that the house-

holds saved between 200-400 EUR/year just by participating in the project.

However, they did not obtain these savings by adjusting their electricity con-

sumption, but simply by buying their electricity at spot prices during the ex-

periment instead of the fixed price they normally pay through their default

supply company.

The evaluation report contains quantitative analyses of the data collected

from the households, the development in the electricity price, temperature

variations etc. It also presents qualitative telephone interviews with all partici-

pants and more thorough interviews carried out in smaller groups with a se-

lected number of participants.

NOBEL GRID Project: EU

The project NOBEL GRID, funded by the European Union’s Horizon 2020 re-

search and innovation programme, will provide advanced tools and ICT (Infor-

mation and communications technology) services to all actors in the Smart

Grid and retail electricity market in order to ensure benefits from cheaper

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

prices, more secure and stable grids, and clean electricity. These tools and ser-

vices will enable active consumers’ involvement, new business models for

new actors and the integration of distributed renewable energy production

(GridInnovation-on-line, 2017).

The goal of NOBEL GRID is to develop and demonstrate, under real world con-

ditions, innovative technologies and business models in order to improve EU

citizens’ quality of life, allowing all the actors of the distribution energy grid to

participate actively at the energy market in a big share of distributed renewa-

ble resources (GridInnovation-on-line, 2017).

NOBEL GRID

results will be based on three different actions (GridInnovation-

on-line, 2017):

Enabling Distribution System Operators (DSOs) to have secure, stable

and robust smart grid by mitigating management, replacement and

maintenance costs.

Providing new services to all the actors of the distribution grid (e.g.,

prosumers, aggregators and Energy Services Companies (ESCOs)),

such as active demand response and next generation distributed re-

newable energy integration.

Developing innovative and affordable solutions for deployment of

smart metering systems such as Smart Low-Cost Advanced Meter

(SLAM) and Smart Home Environment solution.

NOBEL GRID Project: EU

Designed in response to a call for projects from the European Commission,

GRID4EU is a Large-Scale Demonstration of Advanced Smart Grid Solutions

with wide Replication and Scalability Potential for EUROPE. The project was

led by six electricity Distribution System Operators (DSOs) from Germany,

Sweden, Spain, Italy, Czech Republic and France, in close partnership with a

set of major electricity retailers, manufacturers and research organizations. As

a whole, the consortium gathers 27 partners. The six DSOs are RWE, Vatten-

fall, Iberdrola Distribucion, Enel Distribuzione, CEZ Distribuce and ERDF

(GRID4EU, 2016).

Six Demonstrators, i.e. the six DSOs mentioned above, were tested over a pe-

riod of 51 months in the six different European countries. The project strived

at fostering complementarities between these Demonstrators, promoting

transversal research and sharing results between the different partners, as

well as with the wider Smart Grids community (GRID4EU, 2016).

http://www.gridinnovation-on-line.eu/tag.aspx?tag=4132

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

The project aimed at testing innovative concepts and technologies in real-size

environments, in order to highlight and help remove barriers to the deploy-

ment of Smart Grids in Europe. It focused on how DSOs can dynamically man-

age electricity supply and demand. The main topics addressed by the

project are (GRID4EU, 2016):

The improvement of MV and LV network automation technologies to

face the constraints introduced by the increased amount of Distrib-

uted Energy Resources (DER) and new usages (e.g. electric vehicles,

heat pumps), to reduce energy losses and maintain or increase quality

of supply;

The optimized and smooth integration of an increased number of

small and medium-sized DER (photovoltaic, wind, combined heat and

power, heat pump and direct or indirect storage);

The balancing of intermittent energy sources (including better predic-

tion) with demand response, and different storage technologies and

services;

The assessment of islanding as a solution to increase the grid reliabil-

ity;

The increasing use of active demand including the potential future de-

velopments of new usages and evolving customers’ behaviours.

DRIP – Demand

Response in Industrial

Production: EU

Demand response (DR) is an important pillar in the context of Smart Grid con-

cepts and can contribute significantly to achieving the 20/20/20 goals. DR

aims at adjusting the electricity demand to the grid requirements at a given

point of time and thereby facilitates the further integration of renewable en-

ergy sources (RES), the improvement of efficiency of electricity grids and –

consequently – the reduction of CO

emissions (DRIP, 2017).

The main objective of this project is to facilitate the integration of RES in the

electricity grid due to the usage of the flexibility potential in the energy con-

suming process of industrial customers (DRIP, 2017).

As a result, the benefits of active involvement of industrial customers in the

electricity markets will be demonstrated. Based on the obtained results, a

business model will be developed and a roadmap for the implementation of

DR for the market side and policy makers will be presented (DRIP, 2017).

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

The specific objectives addressed are (DRIP, 2017):

Technical, ecological and economic evaluation for the industrial cus-

tomer of the flexibility potential that is available in its energy consum-

ing processes.

Demonstration of the potential benefits for the customer due to the

flexibility in energy consumption that will reduce CO

emissions while

maximizing benefits according to external conditions and inputs (ex-

ternal weather conditions, market prices, balancing prices, etc.).

Demonstration of the potential benefits that the customer’s flexibility

entails for energy retailers as well as electric network operators

(transmission and distribution), e.g. network stability at peak feed-in

of renewable energy sources.

Definition of the certification prerequisites of the proposed processes,

and development of a business model in order to facilitate market ac-

ceptance of DR services and products.

Informing different target audiences on project advantages and risk,

increasing the involvement of other industries, and spreading the con-

cept at the national and international level.

Cassandra: EU

Cassandra is a software platform for assessing strategic decisions in electrical

power systems by modelling several aspects of the demand side. More specifi-

cally, the Cassandra platform is a simulation-based, decision-support tool for

energy market stakeholders, helping in the provision of insights in the devel-

opment of their programmes and strategies.

The software platform has been tested in two separate pilot cases: a large

commercial centre near Milan, Italy, and a multi-residential building at Luleå,

Sweden.

The findings from both pilot cases indicated that CASSANDRA had a substan-

tial impact on participants given that they increased their awareness of their

electricity consumption, which lead to a more energy efficient behaviour.

In particular, both pilot cases showed that participants managed to decrease

their electricity consumption during peak times, and thus reducing their over-

all electricity bills. The pilot interventions also showed that people who were

less committed to energy efficiency in the beginning, later managed to in-

crease their interest and engagement, thus confirming the general hypothesis

that receiving information on actual energy consumption and related costs

can increase interest in energy saving practices. (CASSANDRA, 2017).

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger

EFK, Alm.del - 2018-19 (1. samling) - Bilag 79: Analyser under initiativet Energieffektive og Intelligente bygninger

Energieffektive og intelligente bygninger i et smart energisystem

Summary

Numerous pilot projects involving demand response have been undertaken in

Europe, a sample of which have been highlighted above. The general conclu-

sions appear to be:

Potential for demand response exists in all sectors

Technology to activate this potential exists, or can be developed.

The demand response impact is typically predictable, and realised as

expected.

End-users are willing to participate in pilot projects, and few negative

side-effects are reported, e.g. concerning comfort or production.

For small end-users, automation is necessary.

A positive side-effect has been that some end-users, enabled by the

new monitoring equipment they were provided with, reduced their

electricity demand due to a greater awareness of their electricity us-

age.

The overwhelming barrier appears to be that the economic benefits

associated with participating in demand response are too small. This

highlights the fact that:

a) transaction costs need to be very small if demand response

shall grow in volume

b) the full system value of flexibility must be unlocked and dis-

tributed to all parties in order to provide the proper incentive

to participate.

Baggrundsrapport 1 – Det smarte energisystem og samspilspunkter mellem forsyningssystemer og bygninger