— Laveste elpris er igen om natten, op til torsdag. Torsdag aften er dyrere end onsdag aften, og fredag morgen og aften bliver nok en tand dyrere endnu. Vi skal hen til natten til søndag for at få lave elpriser igen. —
Der er nogle gange man bare må nyde hvor godt et modelarbejde er lavet. Jeg læser altid ‘ondt’, når folk redegør for modelarbejde. Det er en gammel arbejdsskade, jeg har set rigtigt mange modeller, der havde forkerte forudsætninger, for små datasæt og andre problemer.
Her er redegørelsen for hvordan Energinet har fundet de forventede ubalancer ind i fremtiden [oversat og tilpasset af Grønnere elforbrug]:
Metode: Vedvarende energienheder og andre svingende produktioner eller forbrug deltager på energimarkedet baseret på prognoser. Men i realtid vil de faktiske værdier afvige fra de forudsagte værdier, hvilket skaber en ubalance.
Set fra et Energinet-perspektiv er disse prognosefejl, især fra vind- og solressourcer, allerede tydelige på systemniveau. Med øget kapacitet menes det, at disse fejl vil påvirke systemets ubalancer endnu mere. Metoden til at generere fremtidige ubalancer er baseret på forventede prognosefejl med prognoser, der kører en time i forvejen.
Dermed inkluderes de fejl, som næppe kan håndteres via Intraday-markedet.
Timeværdier for sol- og vindproduktion for hvert simuleringsår og klimaår genereres af BID og bruges til en stokastisk proces. Alle sol- og vindparker bruges i en Monte Carlo-simulering, hvilket resulterer i fejl på anlægsniveau i forhold til produktionsniveauet. Fejl summeres for alle anlæg, hvilket resulterer i totale systemubalancer for hver time. Monte Carlo-metoden giver samtidighed i fejl, hvilket betyder, at fejl kan balancere hinanden ud og give et mere realistisk resultat. Resultaterne udelader også eventuel fejlbias og giver lige spredning i både opadgående og nedadgående retninger.
De simulerede ubalancer for 2025, 2030, 2033 og 2040 vises i figurerne 17 og 18 for DK1 og DK2, henholdsvis (positive værdier er nedregulering, og negative er opregulering).
[Jeg bringer kun figur 17, ubalancerne i 2040 overgår forbruget i 2023!]
Sammenlignet med de faktiske ubalanceværdier fra 2022 viser de simulerede resultater for 2025 for både DK1 og DK2 en lavere spredning, hvilket synes rimeligt, da metoden kun evaluerer sol- og vindfejl og ikke ubalancer fra forbrug, handel og nedbrud.
Resultaterne for 2030, 2033 og 2040 bliver mere ekstreme, med 2040 som det år, der er mest tilbøjeligt til at producere de største ubalancer for DK1. Selvom metoden ikke evaluerer alle ubalancer, er resultaterne for 2040 cirka 2-3 gange de faktiske værdier fra 2022 og understreger behovet for balanceringsressourcer.
De store ændringer i ubalancer fra 2025 til 2030 for DK2 er konsekvenserne af Bornholm Energy Island. Med lav geografisk spredning og stor kapacitet vil fejl her have stor indvirkning på systemet. På samme måde for DK1 fra 2030 til 2033, når North Sea Energy Island etableres.
Både aFRR og mFRR er til en vis grad designet til at håndtere disse ubalancer. Opdelingen mellem aFRR og mFRR afhænger af ubalancernes karakter. Langvarige ubalancer vil blive imødegået af mFRR, mens aFRR vil håndtere de resterende og mere svingende ubalancer.
Tak for sangen, det ser ganske solidt ud! I morgen ser vi på hvad det betyder for de to næste markeder
Henrik
Elfluencer
Kilde: https://energinet.dk/media/gieparrh/outlook-for-ancillary-services-2023-2040.pdf
Det her er del 3 af 6 opslag om fremtidens balanceringsmarked. Der er en søgefunktion på min side, hvis du vil læse i detaljer om de enkelte markeder.
