Chapter 10 Wind Power in the Danish Power System

Transkriptio

1 Chapter 10 Wind Power in the Danish Power System 1. Tanskan voimajärjestelmä Tanskan voimajärjestelmä on jaettu kahteen osaan, joista toinen on yhdistetty mannereurooppalaiseen UCTE järjestelmään ja toinen osa pohjoismaiseen NORDEL järjestelmään. Kuva 1 havainnollistaa näiden kahden tanskalaisen voimajärjestelmän maantieteellistä kattavuutta. Läntinen Eltra on kytketty UCTE järjestelmään ja itäinen Elkraft on kytketty NORDEL järjestelmään. Näiden kahden tanskalaisen voimajärjestelmän välillä ei ole ollenkaan siirtoyhteyksiä. Kuva 1. Tanskan voimajärjestelmä Eltra:n alueella on huomattavasti enemmän sopiva kohteita tuulivoiman rakentamiselle kuin Elkraft operaattorin hallinnoimalla alueella. Tämän vuoksi suurin osa Tanskan tuulivoimakapasiteetista sijaitseekin Eltra:n alueella. Vuoden 2003 puolivälissä Eltran alueella oli noin 2400MW edestä tuulivoimaa Tanskan kokonaistuulivoimakapasiteetin ollessa noin 3000MW. Eltra:n voimajärjestelmä on tuulivoiman tarkastelun kannalta kiintoisa, sillä tuulivoimakapasiteetin suhde voimajärjestelmän kokoon nähden on tällä alueella maailman suurin. Myös hajautetun tuotannon osuus alueella on varsin korkea (50 %), sillä ylivoimaisesti suurin osa tuulivoimasta ja pienistä CHP yksiköistä on kytketty jakeluverkkotasolle. Kuvasta 2 näkyy tuulivoiman kasvu koko Tanskassa ja Eltra:n hallinnoimalla alueella vuodesta 1977 vuoteen 2003.

2 Kuva 2. Tuulivoimakapasiteetti Tanskassa Kuva 3 havainnollistaa hyvin kuinka merkittävä sähköntuotannon rakennemuutos Tanskassa on tapahtunut 1980-luvun puolivälistä nykypäivään. Aiemmin tuotanto oli keskittynyt pieneen joukkoon suuria voimaloita, kun taas nykyään hajautetun tuotannon osuus on hyvin suuri. Kuva 3. Voimantuotannon rakennemuutos Tanskassa 1.2. Tuulivoiman lisärakentaminen Eltran alueella Maalle rakennettavaa tuulivoimaa ei ole viime vuosina rakennuttu juuri ollenkaan, sillä tämän tyyppisen tuulivoiman tukiaisia on vähennetty Tanskassa. Merelle rakennettavaa offshore tuulivoimaa on sen sijaan edelleen rakennettu. Offshore tuulivoiman huipunkäyttöaika on yleensä huomattavasti suurempi kuin onshore tuulivoiman, kuten

3 kuvasta 4 voidaan havaita. Kuvan tapauksessa Thy edustaa onshore tuulipuistoa ja sen huipunkäyttöaika on 0,34, kun taas Offshore puistoilla huipunkäyttöaika on 0,45 0,50. Kuva 4. Pysyvyyskäyriä kahdelle tanskalaiselle offshore tuulipuistolle ja yhdelle onshore puistolle. 2. Taajuuden säätö NORDEL, UCTE ja ELTRA järjestelmissä Nordel järjestelmässä puolet primäärisäädöstä tulee olla aktivoituna viidessä sekunnissa ja loput 30. sekunnin sisällä. Primäärisäätö kattaa Nordel järjestelmässä 1100MW suuruisen tuotannon äkillisen menetyksen. Taajuudensäätö reservejä Nordel järjestelmässä on 6000MW/Hz. Lisäksi järjestelmässä on manuaalisesti ohjattavaa säätökapasiteettia, joka on oltava käytössä minuutissa. UCTE järjestelmässä puolestaan primäärisäädön tulee olla aktivoitunut 30s sisällä ja taajuuden säätöreservi on MW/Hz. Eltra oli yksin velvollinen tasoittamaan ensisijaistuotannon (tuulivoima ja paikallinen CHP tuotanto) aiheuttamat epäbalanssit verkossaan vuoteen 2004 asti. Eltran käyttämä säätökapasiteetti koostuu seuraavista tekijöistä: - Nord Poolin Day-ahead markkinoita tasoittamaan ennustettuja tuulivoiman tuotannon heilahteluja - Säätösähkömarkkinoita (reaaliaika markkinoita) tasoittamaan epäbalanssit tuntia ennen tuotantohetkeä - Eltralla on käytössään sekundäärisäätökapasiteettia 550MW ylös ja 300MW alassäätöön. Manuaalinen sekundäärisäätö koostuu pitkäaikaisista sopimuksista

4 (300MW) ja oikeudesta käydä kauppaa Norjan ja Ruotsin säätösähkömarkkinoilla. - Nopea vasteisia tuotantoteknologioita hienosäätöön - Network controlleria joka säätää Norjaan menevää HVDC linkkiä tietyissä rajoissa Eltra käyttää siis merkittävästi Nordpoolia hyväkseen järjestelmänsä tehotasapainon ylläpitämiseen. Fyysisesti tämän mahdollistavat vahvat tasasähköyhteydet Ruotsiin ja Norjaan. Kuvasta 5 näkyy Eltran kantaverkko ja sen yhteydet ulkomaille. Käsitellään seuraavaksi lyhyesti Nordpoolin toimintaa, koska se on niin merkittävässä roolissa Eltran tehotasapainon ylläpitämisen kannalta. Kuva 5. Siirtoyhteydet Eltra:n alueelta naapurimaihin 3. Pohjoismaisen sähköpörssin malli NORDEL kantaverkko muodostaa fyysisen markkinapaikan, johon kaikilla markkinaosapuolilla on tasapuolinen pääsy pistetariffeihin perustuen. Verkkojen käytön vapauttaminen kaikille markkinaosapuolille ja pistetariffin käyttöön olivat tärkeitä osia markkinoiden avaamisessa. NORDEL organisaatioon kuuluvat Suomi, Ruotsi, Norja, Itä-

5 Tanska ja Islanti. Pohjoismaiset sähkömarkkinat koostuvat Elspot (päivää ennen), Elbas (tuntia ennen) ja säätösähkömarkkinoista (reaaliaikamarkkinat). Elspot markkinat (day-ahead market) - Yhdet integroituneet markkinat - Kantaverkkoyhtiöt määrittelevät kulloinkin tarjolla olevan siirtokapasiteetin (ATC, Available Transfer Capacity) alueiden välillä. Aluehintoja käytetään tilanteissa, joissa siirtoa on rajoitettava. - NORDEL kantaverkkoa hallinnoi viisi kantaverkkoyhtiötä, jotka pyrkivät toimimaan mahdollisimman pitkälle yhtenä kantaverkko-operaattorina. - Tuntikohtaiset tuotantoaikataulut lyödään lukkoon tuotantohetkeä edeltävänä iltapäivänä kulutuksen ja tuotannon tasapainottamiseksi. - Elbas ja säätötoimenpiteet (balancing activities) aloitetaan tuotantohetkeä edeltävänä iltana. - Elbas markkinat käsittävät tällä hetkellä vain Suomen ja Ruotsin välisen kaupan (keskustelua Elbas markkinoiden laajentamisesta on käyty. - Elbas markkinoilla käydään kauppaa tuntikohtaisista tuotantoajanjaksoista niille tunneille, joille Elspot markkinat on jo lyöty lukkoon (for those hours when Elspot trade has been accepted). Elbas kauppaa on mahdollista käydä vielä tuntia ennen toimitusajanhetkeä. - Elspot markkinoiden selvityksen/lukkoonlyönnin (clearing) jälkeen kantaverkkooperaattorit julkistavat tarjolla olevan siirtokapasiteetin seuraavalle päivälle, jonka jälkeen markkinaosapuolet voivat aloittaa kaupankäynnin Taulukko 1. Päivittäinen rutiini Elspot markkinoilla

6 Reaaliaika (säätösähkö) markkinat - Säätösähkömarkkinat on myös pyritty yhtenäistämään niin pitkälle kuin mahdollista. Säätövoima ostetaan koko järjestelmän edullisimmalta tarjoajalta. - Kantaverkko-operaattorit kirjaavat kaikki säätövoimatarjoukset yhteiseen webpohjaiseen NOIS (Nordic Operational Information System) tietojärjestelmään, josta kaikki kantaverkko-operaattorit näkevät tuotantotarjoukset edullisuusjärjestyksessä. Säätösähkön hinta muodostetaan joka tunnin lopussa viimeisen käyttöönotetun tuotantoyksikön hinnan mukaan (price is determined in accordance with the marginal price). Tätä käytetään säätösähkön referenssihintana. - Myös säätösähkömarkkinoilla käytetään aluehintaa tilanteissa, jossa verkon siirtokyky asettuu rajoitteeksi. Tällöin jo lukitut tarjoukset poistetaan tarjous portaikosta. Siirtokyvyn määrittäminen muodostaa yhteyden teknisten määräysten ja markkinoiden välille. Siirtokyvyn määrittäminen etenee seuraavasti: - Ennustetaan NORDEL järjestelmän sisäisten yhteyksien ja rajayhteyksien käyttö. - Ennustetaan kuormitus, tuuli- ja muu voimatuotanto - Korjataan tuotanto- ja siirtokapasiteettiennusteet mahdollisten huoltotoimenpiteiden mukaan. - Tarkastetaan mahdolliset termiset rajoitteet perustuen n-1 kriteeriin - Tarkastetaan mahdolliset dynaamiset rajoitteet perustuen suurimman tuotantoyksikön menettämiseen tai mitoittavaan vikaan - Tarkastetaan jännitestabiiliuden säilyminen - Laskelmien tekeminen tietyiltä ajanhetkiltä seuraavalle 24h ajanjaksolle ja sallittujen siirto / vaihtokapasiteettien päättäminen näiden perusteella. 4. Tuulivoiman vaikutus Eltran voimajärjestelmään Kantaverkko-operaattoreiden on siis varmistettava jakelun luotettavuus tekniseltä kannalta ja samalla maksimoitava verkon siirtokyky markkinaosapuolille. Säädön kantaverkonhaltija voi hoitaa automaattisesti (sekuntien luokkaa), manuaalisesti (minuutteja), tuntikohtaisesti säätösähkömarkkinoilla tai päiväkohtaisesti Elspot markkinoilla. Normaalisti säädön tarpeen aiheuttaa kulutuksen muutos, tuotantoyksikön irtoaminen tai satunnaiset tuotannon muutokset. Tuulivoima tuotannon kasvu aiheuttaa erityisesti haasteita voimanjärjestelmän säädölle johtuen tuulivoimantuotannon voimakkaasti vaihtelevasta luonteesta. Kuva 6 havainnollistaa hyvin tuulivoiman tuotantotehon satunnaisuutta.

7 Kuva 6. Tuulivoiman tuotanto Eltran alueella joulukuussa 2000 Kaupallisten tuuliturbiinien vaihtelee jokseenkin lineaarisesti välillä 5-13 m/s. Tuulennopeuksilla 13-20m/s tuotantoteho pysyy suunnilleen samana jonka jälkeen tuuliturbiini sammutetaan ja käännetään pois tuulensuunnasta. Kuvassa 7 näkyy tyypillisen tuulivoimalan ulostulotehon suhde tuulennopeuteen. Eltran alueella 1m/s muutos tuulennopeudessa vastaa noin 300MW muutosta tuulivoiman tuotantotehossa. Kuva 7. Tyypillisen tuuliturbiinin tuottama teho tuulennopeuden suhteen

8 4.1. Ensisijaistuotannon ennustaminen Eltra on vastuussa niin kutsutun etusijais-tuotannon (engl. Priority production, joka sisältää yksityisomisteisen tuulivoiman ja paikallisen CHP tuotannon) tasapainottamisesta hallinnoimalla alueellaan. Eltra informoi sähkönkäyttäjiä kolme kuukautta etukäteen etusijaistuotanto-osuudesta, jonka kuluttajat ovat velvoitettuja ostamaan. Pitkä 3kk aikajänne on valittu, jotta markkinaosapuolilla olisi aikaa riittävästi kaupankäyntiin. Myöhemmin Eltra tekee tarkemman ennusteen, jota verrataan aiempaan kolmen kuukauden ennusteeseen. Eltra korjaa aiemman ennusteen uuden ennusteen mukaiseksi toimimalla Nordpoolissa ostajana tai myyjänä riippuen ennustevirheen etumerkistä. Kuvassa 8 on sekä kolmen kuukauden-, että yhtä päivää edeltävä ennuste ensisijaistuotannolle. Kuvasta näkyy myös Eltran suorittama vaihto Nordpoolin kautta ennusteiden välisen eron kattamiseksi. Operaattori Eltran valvomossa on usein tietoinen siitä, että sääennusteet tulevat vielä muuttumaan seuraavan vuorokauden aikana, mutta tarjoukset ovat sitovia sen jälkeen kun ne on klo lähetetty Nord Pooliin. Kuva 8. Ensisijaistuotannon ennusteet Eltran alueella 23. Maaliskuuta 2001 Kirjoittajien kokemuksen mukaan sääennusteet ovat epätarkkoja jopa normaaliolosuhteissa. He jakavat ennusteet järjestelmä operaattorin näkökulmasta hyviin, huonoihin ja rumiin ennusteisiin. Hyvä ennuste vastaa suhteellisen todellista, kun taas huono luonnollisesti ei. Virhe ennusteen ja todellisen tuotannon välillä joudutaan korjaamaan reaaliaikamarkkinoiden avulla, jolloin ennustevirheen kustannukset määräytyvät poikkeaman ja reaaliaika markkinoilla vallitsevan sähkön hinnan mukaan.

9 Rumaksi kirjoittavat kutsuvat ennustetta, jossa tuotantoennusteen poikkeama on ensin ylijäämäinen, mutta kääntyy lopulta alijäämäiseksi. Tällainen tilanne on operaattorille erityisen hankala. Kuvassa 9 on havainnollistettu rumaa tuotantoennustetta, jossa voimakkaan tuulen rintama saapuu odotettua aikaisemmin. Kuva 9. Ruma tuotantoennuste 4.2. Eltran tehonsäätö Eltra synkronoitiin 1960 luvulla osaksi UCTE järjestelmää. Tästä synkronoinnista lähtien tuotannon ja kulutuksen väliset epäbalanssit ovat suoraan siirtyneet Saksaan menevien siirtoyhteyksien kautta Saksan voimajärjestelmään. Vähentääkseen epäbalansseja Eltra on ottanut käyttöön automaattisen säätöjärjestelmän Norjaan menevälle HVDC siirtolinkille. Säätörajat tälle linkille ovat normaalisti olleet ± 50MW. Näiden säätömahdollisuuksien lisäksi voimalaitokset alueella toimivat nopeana (instantaneous) reservinä UCTE: n sääntöjen mukaan. Eltra ostaa säätötehoa ± 300MW, mikä ei kuitenkaan ole riittävä säätöreservi kaikissa tilanteissa, kuten kuvasta 9 voidaan havaita. Tällaisissa tilanteissa Eltra ostaa säätötehoa Pohjoismaisilta reaaliaikamarkkinoilta tai tuottajilta Saksasta. Kuvasta 10 näkyy Eltra:n pohjoismaisilta reaaliaikamarkkinoilta ostama säätöteho ja aluehinnat Eltran alueella huhtikuussa Harmaalla merkitty alue tarkoittaa säätövoimaa (MWh/h), kun taas pallot ja rastit merkitsevät vastaavia alas - ja ylössäädön hintoja. Korkean tuulivoima- ja CHP tuotannon aikana sähkön hinta Eltra:n alueella voi lähennellä nollaa.

10 Kuva 10. Pohjoismaisilta säätösähkömarkkinoilta tarvittu säätövoima ja aluehinnat Eltra:n alueella huhtikuussa Kuvassa 11 on kuvattu tuulivoiman- ja CHP: n tuotantoa, sekä kulutusta Eltra:n alueella kahtena Tammikuun päivänä vuonna Kyseisinä päivinä tuulivoiman tuotanto oli suhteellisen korkeaa, mikä johti tilanteeseen jossa CHP ja tuulivoiman yhteensä tuottama teho ylitti reilusti kulutuksen. Ero tuotetun ja kulutetun energian välillä oli näinä päivinä suurimmillaan jopa 1500MWh/h. Kuva 11. Tuotanto ja kulutus Eltran alueella kahtena voimakas tuulisena päivänä

11 4.3. Tuulivoiman verkostovaatimukset Eltra on asettanut yli 100kV verkkoon kytketyille tuulivoimaloille samankaltaisia vaatimuksia kuin perinteiselle tuotannollekin. Tuulivoimalat eivät saa menettää stabiiliuttaan oikosulun seurauksena jos ne eivät sijaitse verkonosassa, joka vian seurauksena joudutaan erottamaan muusta järjestelmästä. Niiden on siis kyettävä selviämään lyhyen jännitteettömän ajan yli ja jatkamaan tuotantoaan jännitteen palauduttua. Myös voimaloiden tuotantotehoa on uusien vaatimusten mukaan kyettävä säätämään siten, että voimalan on kyettävä vähentämään tuotantonsa täydestä tehosta välille 0 20 % muutamassa sekunnissa. Vaatimukset koskevat lisäksi mm. voimalan kykyä selvitä jännite- ja taajuusheilahteluista, voimaloiden vaikutusta jännitteenlaatuun, sekä suojausta ja kommunikointia. Alle 100kV verkkoihin kytketyille tuulivoimaloille asetetut vaatimukset eivät taajuusrajojen lisäksi sisältäneet juurikaan vaatimuksia vuoteen 2004 asti. Eltra ja Elkraft kehittivät kuitenkin uudet liittymiskriteerit tuulivoimaloille, jotka astuivat voimaan vuonna Näiden uusien vaatimusten tarkoituksena oli taata, että tuulivoimaloilla olisi tarvittavat dynaamiset ominaisuudet ja säätökyky voimajärjestelmän toiminnan tukemiseksi. Uuden vaatimukset mahdollistavat tuuliturbiinien määrän kasvattamisen ja lisäksi auttavat valmistautumaan mahdolliseen hajautettuun voimajärjestelmän hallintaan. Koska alle 100kV verkkoihin kytketty tuulivoima sijaitsee yleensä jakeluverkoissa, on näiden vaatimusten yhdistettävä jakeluverkkotason paikalliset vaatimukset (jännitteen laatu, ylijännitteet, saarekekäyttö) järjestelmätason vaatimuksiin (vian yli selviäminen, taajuuden säätö). Hajautettua tuotantoa (DG) ei ohjata Eltran alueella mitenkään vaikka DG vastaa jopa puolta alueen tuotannosta. Tuulivoiman annetaan toimia tuuliolosuhteiden mukaan ja pienen kokoluokan CHP laitosten puolestaan lämmöntarpeen mukaan. Tämä hajautetun tuotannon hallinnan puute laskee järjestelmän käyttövarmuutta ja nostaa tarvittavan säädön kustannuksia. Tanskan hallitus valmistelikin esitystä, joka mm. velvoittaisi alle 10MW tehoiset CHP yksiköt tuottamaan markkinasignaalien mukaan. Lain oli kirjan mukaan tarkoitus astua voimaan Eltran ennustetyökalut Eltra on vastuussa alueensa voimajärjestelmän käyttövarmuudesta ja tehokkaasta käytöstä. Käyttövarmuudella tarkoitetaan tässä tehon ja energian riittävyyttä, sekä järjestelmän käyttövarmuutta. Lisäksi Eltra on vastuussa markkinoiden toimivuudesta. Täyttääkseen nämä velvollisuudet Eltran on kyettävä ymmärtämään ja analysoimaan kattavasti niin voimajärjestelmää kuin markkinoitakin. Tässä sopivilla tietojärjestelmillä on avainrooli.

12 5.1. Tuulivoimantuotannon ennustaminen Eltra käyttää Tanskan teknillisen yliopiston kanssa yhteistyössä kehitettyä WPPT (Wind Power Prediction Tool) työkalua tuulivoimatuotannon ennustamiseen. WPPT:n valvoma alue on jaettu osiin ja jokaisesta osa-alueesta on valittu referenssi tuulipuisto, jonka tuottama teho ennustetaan perustuen paikallisiin mittauksiin. Tämän jälkeen referenssipuistojen tuotantoennusteet laajennetaan kattamaan koko osa-alueen tuulivoimatuotanto ja lopulta osa-alueiden ennusteet laajennetaan koskemaan koko valvottua aluetta. Tämä järjestelmä ei kuitenkaan ole aukoton kuten vuoden 2002 ennusteesta voidaan päätellä. WPPT:n ennusteen virhe kyseisenä vuonna oli 31 % (1095GWh), mikä aiheutti 68 miljoonan tanskan kruunun kustannukset. Eltra panostaakin voimakkaasti hankkeisiin, jotka pyrkivät kehittämään tuulivoiman tuotantoennusteita. Tuulivoima luo sähkönhinnalle laskupaineen korkeina tuulivoimatuotannon aikoina johtuen sen alhaisista tuotantokustannuksista (edellyttäen, että tuulivoiman osuus on merkittävä). Eltra onkin kehittänyt MARS (MARket Simulation) mallin selvittääkseen tuulivoiman vaikutusta markkinahintaan. Mallilla voidaan simuloida hintoja, tuotantoa, kysyntää ja vaihtoa järjestelmien välillä tuntikohtaisesti. MARS kattaa Nord Pool alueen ja pohjoissaksan. Myös isojen tuottajien kyky vaikuttaa hintaan on otettu mallissa huomioon Tuotannon optimointi Eltra käyttää tuotannon optimointiin SIVAEL simulointimallia. Sivael tekee viikoittaisen tuotantoaikataulun sähkön-, lämmön- ja CHP tuotannolle sisältäen myös sähkö- ja lämpöenergiavarastot sekä sähkön siirtoyhteydet ulkomaille. Malli kykenee myös huomioimaan tuulivoiman satunnaisen luonteen ja mahdollistaa siten tuulivoiman tuotantoennustevirheiden aiheuttamien tuntikohtaisten säätötarpeiden tarkastelun suurille keskus yksiköille, ulkomaisille siirtoyhteyksille, sekä pienille CHP yksiköille. Optimointi perustuu muuttuvien kustannuksien (sisältävät muuttuvat käyttö-, huolto- ja käynnistyskustannukset) minimointiin. Tuulivoima on ennusteen ylivoimaisesti suurin epävarmuustekijä. Kuva 12 esittää SIVAEL mallin tekemää säätötarpeen ennustetta Eltran alueella vuonna Kuvan ennuste on tehty olettaen, että pieniäkin CHP yksiköitä ajetaan markkinasignaalien mukaan. CHP yksiköitä ajettiin kuitenkin todellisuudessa vielä tuolloin markkinasignaaliperusteisen ohjauksen sijaan kiinteän kolme aste tariffin (three-rate tariff) mukaan. Tämä olisi nostanut säätövajetta vielä kuvan 12 tilanteesta merkittävästi.

13 Kuva 12. SIVAEL mallilla ennustettu säätötarve ja säätöreservin vaje Eltra operaattorin järjestelmässä vuonna Tanska on Kioton sopimukseen liittyessään sitoutunut vähentämään CO 2 päästöjään 21 % vuoden 1990 tasosta vuoteen 2012 mennessä. Eltra tekee tämän vuoksi säännöllisesti tutkimuksia tuulivoiman lisäämisen vaikutuksista ilmastopäästöihin ja voimajärjestelmään. Eräässä SIVAEL mallin avulla toteutetussa tutkimuksessa ELTRA tarkasteli kahden erilaisen tuulivoiman kasvuskenaarion vaikutusta voimajärjestelmäänsä sekä ilmastopäästöihin. Ensimmäisessä skenaariossa oletettiin, että vuoteen 2012 mennessä on-shore tuulivoimaa olisi 2500MW ja offshore tuulivoimaa 760MW. Toisessa skenaariossa oletettiin tilanne muuten samaksi kuin ensimmäisessä, mutta offshore tuulivoimakapasiteetin oletettiin olevan 1000MW ensimmäistä skenaariota suurempi. Oletuksena oli myös, että paikalliset CHP yksiköt toimivat markkinasignaalien ohjaamina toisin kuin kirjan kirjoittamisen aikaan. Tämän tutkimuksen mukaan kumpikaan tarkastelluista skenaarioista ei aiheuttaisi merkittäviä muutostarpeita voimajärjestelmään, mutta eivät toisaalta myöskään merkittävästi vähentäisi ilmastopäästöjä Länsi-tanskassa. Muiden järjestelmien alueilla toisen skenaarion mukainen tuulivoiman kasvu Eltran järjestelmässä sen sijaan vähentäisi päästöjä 1-3 miljoonaa hiilidioksiditonnia riippuen sähkön hinnasta ja tuulivoiman korvaaman tuotannon tyypistä. Tässä mielessä tuulivoiman lisärakentaminen CO 2 päästöjen vähentämiseksi on Länsi-tanskassa mielekästä ainoastaan, mikäli päästöoikeuksille on asetettu hinta ja päästöoikeuksia vaihdetaan maitten välillä.

14 6. Loppupäätelmät Eltran voimajärjestelmä on jo kokenut ensimmäisen voimakkaan tuulivoiman kasvukauden. Toisen massiivisen tuulivoimakapasiteetin kasvun toteutuminen edellyttäisi siirtoverkkojen vahvistamista ja parempaa käyttöreservien hallintamahdollisuutta. Myös jäähdyttimiin, lämpövarastoihin ja lämpöpumppuihin tulisi investoida lisää, jotta sähkönja lämmöntuotanto voitaisiin vapaammin erottaa toisistaan CHP voimaloissa. Reaaliaikamarkkinat tulevat vaikuttamaan voimakkaasti voimajärjestelmän käyttöön ja sähkön markkinahintaan. Negatiiviset sähkön hinnat Eltran alueella ovat jo todellisuutta nykypäivänä ja markkinahinnan voimakas heilahtelu tulee varmasti jatkumaan myös tulevaisuudessa. Tätä silmällä pitäen Ackermann toivoisi tulevaisuuden sähkömarkkinoihin liittyen seuraavia asioita: - Tuulennopeusennusteiden kehittäminen - Tuotantoyksiköiden ja kuormien säätömahdollisuuksien kehittäminen - Suurempikapasiteettisia siirtoyhteyksiä naapurimaihin - Säätösähkömarkkinoiden kehittäminen - Loistehon säätöresurssien lisääminen ja kehittäminen Hajautetun ei-keskitetysti ohjatun tuotannon jatkuva kasvu alemmilla jännitetasoilla on synnyttänyt tarpeen kehittää parempia hallintatapoja. Uudet hallintatavat, ohjattavat kuormat ja säätökapasiteetin kasvattaminen tulevat vielä mahdollistamaan suuremman tuulivoiman osuuden järjestelmässä.