1. No category

Baggrundsnotat til ”Energinet.dk's redegørelse
for elforsyningssikkerhed 2015”
Infrastrukturtilstrækkelighed
1.
Formål
Dette dokument er et baggrundsnotat til Energinet.dk’s el-ForsyningsSikkerheds-Redegørelse 2015 (FSR15). Dette baggrundsnotat beskriver på
overordnet niveau, hvordan det danske eltransmissionsnet er opbygget samt
metoderne til at planlægge om- og udbygninger af transmissionsnettet.
2.
Opbygning af det danske eltransmissionsnet
2.1
Spændingsniveauer
Det danske eltransmissionsnet, som er ejet af Energinet.dk, er opbygget af et
overordnet 400 kV-net og et underliggende 132/150 kV-net1.
 400 kV-nettet er det overordnede transmissionsnet, som skal bære de
store energitransporter både internt i landet og på/til samarbejdsforbindelserne
 132/150 kV-nettet udgør i højere grad et opsamlings- og fordelingsnet
imellem 400 kV-nettet og de underliggende 10/30/50/60 kV-net, som er
ejet af distributionsselskaberne
 132/150 kV-nettet giver samtidig en vis redundans i forhold til 400 kVnettet, så der er alternative forsyningsveje, hvis der er større afbrud i
400 kV-nettet
Det overordnede distributionsnet er opbygget af 10/30/50/60 kV-net, som forsynes fra transmissionsnettet.
2.2
Netstrukturer
Både 400 kV-nettet og 132/150 kV-nettet er opbygget med ringstrukturer, så
forsyningen til alle stationer kan opretholdes ved udfald af enhver enkeltforbindelse, kaldet (N-1)-sikkerhed.
1
Der anvendes 132 kV i Øst-danmark (Sjælland og øerne) og 150 kV i Vest-danmark (Jylland-Fyn)
1/9
Derudover er 400 kV- og 132/150 kV-nettet dimensioneret, så forsyningen kan
opretholdes til stationer eller netområder med en samlet belastninger større end
40 MW ved planlagt udkobling eller uafhængige udfald af to enkeltforbindelser,
kaldet (N-1-1)-sikkerhed.
De underliggende distributionsnet på 10-60 kV, som er ejet af de respektive
lokale og regionale netselskaber, har forskellig netstruktur forskellige steder i
landet.
 50 kV-nettet på Sjælland og øerne samt 60 kV-nettet på Fyn drives
formasket og giver derfor mulighed for at forsyne de samme forbrugere
fra forskellige dele af transmissionsnettet. Det vil sige, at der er flere
muligheder for reserveforsyning af de enkelte 50/10 kV-stationer, henholdsvis 60/10 kV-stationer, men på bekostning af en mere kompleks
netstruktur
 I de øvrige dele af landet (30 kV-nettet i Kbh. samt 60 kV-nettet i Jylland og på Bornholm) er der normalt tale om, at nettene er ø-net der i
normal drift kun forsynes fra én indfødende station og kun med begrænsede muligheder for reserveforsyning fra andre sider. Reserveforsyning
af de enkelte ø-net sikres derfor ved lidt større krav til det overliggende
transmissionsnet samt ved lukkede sløjfer i de enkelte ø-net
3.
Dimensionering af transmissionsnettet
I systemansvarsbekendtgørelsen2 fremgår det, at planlægningen vedrørende
udvikling af transmissionsnettet, herunder udlandsforbindelser, skal foregå efter
fastlagte og offentliggjorte dimensioneringskriterier. Dimensioneringskriterierne
omfatter blandt andet en afvejning imellem samfundsøkonomi, forsyningssikkerhed, størrelse af elforbrug i berørte forsyningsområder, landskabelige hensyn, indpasning af vedvarende energi, elmarkedsfunktion osv.
3.1
Netdimensioneringskriterier for transmissionsnettet
Energinet.dk's netdimensioneringskriterier3 er gældende for det danske transmissionsnet på 400 kV-, 220 kV4-, 150 kV- og 132 kV-niveau og vejledende for
50 kV- og 60 kV-niveau. Netdimensioneringskriterierne er baseret på internationale forskrifter fra ENTSO-E, og de udgør sammen med driftspraksis og krav til
anlægsudformning fundamentet for sikker, omkostningseffektiv og miljøvenlig
elforsyning.
Netdimensioneringskriterierne skal blandt andet sikre, at:
 Forbrugerne så vidt muligt til enhver tid kan være forsynet via de underliggende fordelingsnet og distributionsnet
 Det danske elmarked fungerer (blandt andet at kraftværkernes produktion
ikke indestænges samt at vedvarende energi udnyttes effektivt)
2
Bekendtgørelse om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v., kapitel
5, https://www.retsinformation.dk/Forms/R0710.aspx?id=138285
3
Energinet.dk netdimensioneringskriterier
http://www.energinet.dk/SiteCollectionDocuments/Danske%20dokumenter/El/Energinet.dk%20%20Netdimensioneringskriterier%20Maj%202013.PDF
4
220 kV anvendes ved forbindelser fra Jylland til Slesvig-Holsten samt Anholt-ilandføringen og er
desuden planlagt anvendt i forbindelse med Horns Rev 3- og Kriegers Flak-ilandføringerne
2/9


Det internationale elmarked fungerer (blandt andet at samarbejdsforbindelser kan udnyttes optimalt)
Adgangen til systemydelserne, når der er behov for dem
Derudover tages der miljøhensyn (blandt andet ved minimering af landskabspåvirkning) og beredskabshensyn i forbindelse med detailplanlægningen af konkrete projekter.
Anvendelse af netdimensioneringskriterierne i planlægningen sikrer, at behov for
forstærkninger lokaliseres og de verificerer, at mulige løsninger underbygger, at
de gældende driftssikkerhedskriterier kan opfyldes. Dette gælder ikke alene i
forhold til sikring af forsyningen til forbrugerne, men også i forhold til indpasning
af vedvarende energikilde (VE) produktion og udnyttelsen af udlandsforbindelser
og systemydelserne. Det betyder, at udbygning med både udlandsforbindelser
og VE-produktion kan udløse forstærkninger i det nationale transmissionsnet,
ligesom det er tilfældet med tilslutning af nyt forbrug.
Som følge af disse forhold dimensioneres eltransmissionsnettet altid, så det – på
samme tid – både opfylder kravene til forsyningssikkerhed, elmarkedsfunktion
og indpasning af VE.
I netdimensioneringen tages der hensyn til både:
 Systemsikkerheden, det vil sige systemets evne til at kunne klare pludselige forstyrrelser
 Tilstrækkeligheden, det vil sige systemets evne til at dække forbrugernes samlede effektefterspørgsel
Ud over at skulle opretholde forsyningssikkerheden til danske forbrugere er
Energinet.dk underlagt en lang række internationale driftskrav. Muligheden for
overholdelse af de internationale driftskrav hænger tæt sammen med den fysiske kapacitet i transmissionsnettet i N-1 og N-1-1 tilfældene og den handelskapacitet, der frigives i spotmarkedet.
Mulighederne for at kunne gennemføre sikker drift, vil derfor være påvirket af
mange langsigtede forhold som eksempelvis et tilstrækkeligt udbygget og robust
transmissionssystem.
3.2
Driftssikkerhedskriterier for transmissionsnettet
Ved driftssikkerhedskriterier for transmissionsnettet forstås det sæt af driftsplanlægningsregler, som gælder for den kortsigtede driftsplanlægning af det
samlede danske transmissionssystem. Kriterierne er baseret på de p.t. gældende internationalt forpligtende bestemmelser, som er formuleret i:
 ENTSO-E CE's 2 Operational Handbook, primært i form af Policy 3 for
"Operational Security". Disse driftsregler gælder for alle de sammenkoblede centraleuropæiske transmissionsnet. Den vestlige del af Danmarks
transmissionsnet (Jylland og Fyn) er en del af det centraleuropæiske net
og er derfor omfattet af centraleuropæiske regler
 Nordic Grid Code's 3 bestemmelser med driftssikkerhedskriterier formuleret som "Operational Security Standards". Disse regler gælder for de
samkørende nordiske elsystemer. Den østlige del af Danmark (Sjælland
3/9
og øerne) er synkront tilkoblet det nordiske synkronsystem, men både
Øst- og Vestdanmark er fuldt omfattet af disse bestemmelser
I Danmark har man valgt at anvende en fællesmængde af disse regler.
De to sæt forpligtende internationale samarbejdsbestemmelser (UCTE og
Nordel) kan kort sammenfattes til at have følgende driftssikkerhedskriterier:

Transmissionsnettets drift skal være planlagt efter (N-1)-sikkerhed
hvorved forstås, at udfald (ikke planlagt udkobling) af ét vilkårligt netanlæg (inklusive udlandsforbindelse) eller ét vilkårligt produktionsanlæg
skal kunne indtræffe, og transmissionssystemet skal overordnet set forblive intakt og uden utilladelig påvirkning. Dette skal præventivt verificeres ved beregninger

Efter en uplanlagt (N-1)-hændelse i det interne net skal normal tilstand
for det overordnede transmissionsnet kunne være genetableret inden for
15-20 minutter. Det betyder blandt andet, at det flow der er garanteret
på udvekslingsforbindelser til udlandet via spotmarkedet skal kunne opretholdes, indtil nye udmeldte kapaciteter er blevet effektueret. Dette
tager i værste fald op til 40 timer

Alle andre koblinger betragtes som planlagte og skal være konsekvensvurderet for (N-1)-sikkerhed, inden de gennemføres
Et udfald kan blandt andet være tab af en udlandsforbindelse, en intern forbindelse eller en transformer eller et nedbrud på et kraftværk.
Efter en (N-1)-hændelse5 er indtruffet (nummer et), er tiden inden yderligere
hændelser opstår afgørende for, hvilke konsekvenser der kan tillades. Normal
driftssikkerhed skal under alle omstændigheder genoprettes hurtigst muligt efter
enhver (N-1)-hændelse.
Kravet om at genetablere en normaltilstand indenfor 15-20 minutter betyder, at
systemet derefter igen skal have fuld (N-1)-sikkerhed. I praksis betyder det, at
nettet skal dimensioneres til at have fuld (N-1-1)-sikkerhed6. Indenfor de 15-20
minutter er det dog muligt at aktivere reserver eller på anden måde omlægge
den interne driftstilstand for at sikre, at flowet på udvekslingsforbindelser til
udlandet kan opretholdes også efter den næste (N-1)-hændelse.
Begge de internationale driftsikkerhedskriterier for transmissionsnettet efter
(N-1)-princippet har som målsætning at sikre, at driftsplanlægning og aktuel
drift sker, så der:

Ikke opstår kaskadeudkoblinger i naboområders transmissionsnet
og/eller i eget områdes transmissionsnet ved en (N-1)-hændelse i eget
transmissionssystem
5
En (N-1)-hændelse er betegnelsen for, at der – i et eltransmissionsnet med N elementer i drift –
sker en hændelse, hvorefter 1 element er blevet udkoblet. Efter hændelsen er der således kun (N1) elementer i drift i eltransmissionsnettet.
6
Tilsvarende dækker (N-1-1) over 2 på hinanden følgende uafhængige hændelser, hvorefter 2 elementer er blevet udkoblet, og med så lang tid imellem de to hændelser (det vil sige min. 15-20
min.), at der inden hændelse nr. 2 er genetableret en ny normaltilstand. Såfremt de to hændelser
indtraf samtidig eller middelbart efter hinanden, vil man derimod betegne det som en (N-2)hændelse.
4/9





Opretholdes drift inden for tilladelige belastningsgrænser for transmissionsanlæg ved en (N-1)-hændelse
Opretholdes stabil spænding inden for acceptable grænser ved en (N-1)hændelse
Opretholdes en frekvens inden for acceptable grænser ved en (N-1)hændelse
opretholdes stabilitet i transmissionssystemet ved en (N-1)-hændelse
præventivt er sikret tilstrækkeligt med "reserver" til at genoprette driftssikkerheden efter en (N-1)-hændelse inden for 15-20 minutter (ved reserver forstås tilgængelig produktions- og transmissionskapacitet).
Driftssikkerhedskriterierne sikrer ikke mod, at der lokalt kan forekomme udkobling af forbrugere ved (N-1)-hændelser, men det overordnede transmissionssystem skal forblive funktionsdygtigt.
Kriterier for transmissionsnettets dimensionering i den langsigtede planlægning
skal også tilgodese, at de til enhver tid gældende driftsmæssige krav kan opfyldes. Det betyder, at der skal være et tilstrækkeligt udbygget og robust transmissionsnet, som opfylder internationale og nationale krav samt aftaler til energitransport og forsyningssikkerhed på transmissionsniveau også på længere sigt.
Den langsigtede planlægning er derfor en nødvendig forudsætning for at opnå
en høj driftssikkerhed efter europæisk kvalitetsniveau og for opfyldelse af kriterier for driftssikkerhed i elforsyningssystemet i den daglige drift. Derimod indgår
den langsigtede planlægning naturligvis ikke direkte i den daglige driftsplanlægning. Men hvis de langsigtede krav ikke tilgodeses, kan det bevirke, at det i den
daglige drift bliver nødvendigt at reducere markedskapaciteten. Det vil sige begrænse udnyttelsen af transmissionsnettet og/eller af vindmøller og kraftværker
for, at de fastlagte aktuelle driftssikkerhedskriterier beskrevet ovenfor kan opfyldes.
3.3
Beredskabsmæssige hensyn
Når der planlægges at etablere nye anlæg, tænkes beredskab ind i projektets
planlægningsfase så tidligt som muligt.
De forhold, der skal tænkes ind i planlægningen, omfatter bl.a.:
Undgå større sårbare stationer
Uafhængige generatorfødeledninger til vitale kraftværker
Ringstrukturer i 400/150/132 kV-nettet
Konsekvenser ved at mangle flere ledningssystemer
Effektbalancer og tilgængelighed af produktionsapparat og udlandsforbindelser ved mangel af vilkårlige systemer eller enheder
Konsekvenser ved langvarige transformerhaverier eller langvarig skade
på AC-søkabler
Samtidige mangler af forskellige udvalgte systemer og enheder i udvalgte kritiske situationer
Brand i stationsanlæg og konsekvenser ved afbrydelse af en hel station i
længere tid
4.
Perspektivering
5/9
4.1
Netplanlægningsforudsætninger
Netdimensioneringen baseres primært på deterministiske beregninger med intakt net samt med mangler i nettet, det vil sige (N-1)- og (N-1-1)-situationer.
Dette er dels en veletableret praksis, som erfaringsmæssigt giver et robust net
med en god forsyningssikkerhed, og er dels i overensstemmelse med metoder
og driftsmæssige krav i gældende internationale regler.
De deterministiske metoder betyder, at netplanlægningsforudsætningerne er
direkte afgørende for resultaterne. Arbejdet med netplanlægningsforudsætningerne er derfor vital for hele netdimensioneringen.
Som en del af netplanlægningsforudsætningerne præciseres de dimensionerende
driftssituationer, som vurderes at være så realistiske og sandsynlige, at nettet
skal dimensioneres efter dem. Dette gøres ved at opstille forudsætninger – såkaldte balancer – for driftssituationer med præcise angivelser af størrelse og
fordeling af produktion og forbrug. Netdimensioneringskriterne afprøves på disse
planlægningsbalancer, som opstilles via to forskellige tilgange:

Markedssimulationer, hvorudfra et sæt driftsbalancer for hver enkelt
time i et helt år (det vil sige 8.760 timer) fastlægges. Disse balancer repræsenterer almindeligt forekommende driftssituationer

Øjeblikseffektbalancer fastlægges på baggrund af et forud definerede
driftssituationer med realistiske yderpunkter for størrelse og fordeling af
produktion og forbrug. Disse balancer repræsenterer mere sjældent forekommende – men stadig realistiske og dermed dimensionerende –
driftssituationer
Det tilstræbes dermed, at planlægningsbalancerne er repræsentative for alle
rimeligt sandsynlige driftssituationer, hvor driftskriterierne skal være opfyldte.
4.2
Deterministiske vs. probabilistiske metoder
Netplanlægningen er som nævnt primært baseret på deterministiske metoder,
og egentligt probabilistiske metoder anvendes ikke i større omfang.
Præciseringen af planlægningsbalancerne har defineret de driftssituationer, hvor
nettet skal være robust overfor (N-1)- og (N-1-1)-hændelser. Kravet om robusthed er dels baseret på, at de enkelte tilfældige hændelser er stokastiske af
natur og dels på, at konsekvenserne af de enkelte fejl – såfremt nettet ikke er
dimensioneret til at håndtere dem - kan berøre et stort antal forbrugere.

Sandsynligheden for den enkelte (N-1)-hændelse er derfor irrelevant,
når nettet under alle omstændigheder driftsmæssigt skal dimensioneres
efter den

Hvad angår væsentlige (N-1-1)-hændelser i eltransmissionsnettet, så vil
de i sagens natur ofte kunne berøre mange forbrugere, såfremt nettet
ikke var dimensioneret efter det, og det vurderes, at det ikke er samfundsmæssigt acceptabelt, at et stort antal forbrugere kan blive efterladt
uden forsyning i længere tid uden muligheder for alternativ forsyning
Netdimensioneringen er derfor ikke lagt an på at finde et probabilistisk optimum,
hvor omkostninger til netforstærkninger holdes op imod samfundsøkonomiske
tab ved manglende forsyningssikkerhed. Netdimensioneringen består i stedet i
6/9
at finde de løsninger, der sikrer opfyldelse af netdimensioneringskriterierne med
de samlet set lavest omkostninger.
Hvad angår forsyningssikkerheden foretages der altså ikke en cost-benefitanalyse, men derimod en cost-efficiency-analyse. Det vil sige, at der fastlægges
de teknisk-økonomisk mest optimale løsninger til at fastholde forsyningssikkerheden på et samfundsmæssigt acceptabelt niveau.
Det vurderes, at det vil give en meget begrænset værdi at anvende egentligt
probabilitistiske metoder på selve hændelserne, når man arbejder med dimensionering af det overordnede transmissionsnet7.
Sandsynligheds- og konsekvensvurderinger er dog indirekte inkluderet i de deterministiske metoder. Balancerne er opstillet på baggrund af statistiske analyser, idet der ved fastlæggelse af (N-1-1)-situationer kan foretages en evaluering
af, hvor sandsynlig de enkelte hændelser er, og idet der anvendes en 40 MWgrænse8 til at frasortere hændelser, hvor det samlet antal berørte forbrugere er
så lavt, at det ikke kan retfærdiggøre fuld (N-1-1)-dimensionering.
4.3
Planlægning af drift tæt på grænserne
Etableringen af nyt net søges optimeret bedst muligt under hensyntagen til de
driftsmæssige krav, som eltransmissionsnettet skal opfylde. Det tilstræbes at
udnytte den eksisterende infrastruktur mest muligt ved – i kritiske situationer at gå så tæt på de driftsmæssige grænser, som det er forsvarligt at gøre.
Ny teknologi gør det muligt at gå tættere til grænserne, og disse muligheder
søges indarbejdet i både planlægningen og driften.

Kabelanlæg har en mindre overføringsevne end luftledninger ved en
konstant belastning i stationær drift. Til gengæld tager det væsentligt
længere tid (op til 2 døgn) for et overbelastet kabelanlæg end for luftledninger (ca. 15 minutter) at blive varmet op til den maksimalt tilladelige driftstemperatur. Ved kabelanlæg kan man derfor planlægge med
dynamiske belastningsgrænser. Det vil sige, at man kan planlægge med
at overbelaste kablerne i begrænset tid i forbindelse med (N-1)- og (N1-1)-hændelser. Denne mulighed indgår i planlægningen af det fremtidige eltransmissionsnet med en stadig større andel af kabelanlæg. Ved
luftledninger kan man til gengæld – pga. større afkøling ved kraftig vind
– regne med en større vedvarende belastningsgrænse, netop når det
blæser, og hvor der derfor er behov for transmissionskapacitet af hensyn til vindkraften

I visse tilfælde kan korttids-stabilitet umiddelbart efter en fejlhændelse
være den begrænsende faktor. Hurtigt-reagerende systemværn eller
netværn, som kan detektere disse situationer, og som derefter automatisk kan regulere på udvalgte produktionsanlæg, kan anvendes til at sta7
Det giver derimod mere mening at anvende probabilistiske metoder på distributionsniveau, hvor
antallet af komponenter er størrelsesordener større, hvor det berørte antal forbrugere ved de enkelte fejlhændelser er meget mindre, og hvor der i nødsfald kan anvendes mobile nødstrømsgeneratorer.
8
40 MW-grænsen gælder, såfremt en eller begge hændelser er udkobling af et kabel eller en luftledning. Såfremt begge hændelserne er udkobling af transformere, er grænsen dog sat til 80 MW, da
sandsynligheden for transformer-udfald er væsentligt lavere.
7/9
bilisere nettet i sådanne kritiske situationer. Herved kan nettet drives
tættere til de transiente stabilitetsgrænser
Konsekvensen ved at anvende sådanne tiltag i planlægningen er dog, at driften
ikke længere har disse ”skjulte” reserver til at håndtere uforudsete hændelser,
og det øger derfor vigtigheden af præcist at fastlægge de planlægningsforudsætninger og de kriterier, som nettet skal dimensioneres til at opfylde.
4.4
Samarbejdsforbindelsers indvirkning på systemsikkerhed
Udbygning af udlandsforbindelser – med de tilhørende nødvendige forstærkninger af det interne eltransmissionsnet – foretages, når der er en samfundsøkonomisk gevinst for de parter, som forbindelsen vedrører. Under forudsætning af
at den eksisterende produktionskapacitet også opretholdes, vil flere udlandsforbindelser også øge effekttilstrækkeligheden, idet produktionskapacitet i andre
lande kan bidrage til dansk forsyningssikkerhed og vice versa.
Alt andet lige vil dette også give en bedre systemsikkerhed. Udbygning af samarbejdsforbindelser sker dog primært for at realisere samfundsøkonomisk positive potentialer ved udveksling af mere energi. Eltransmissionsnettet drives
derfor i mange situationer med mere udveksling, end det ud fra en snæver forsyningssikkerhedsbetragtning ville være blevet drevet ved. I disse år er kraftværksejerne pga. markedsforholdene i gang med at reducere den nationale produktionskapacitet, der hidtil har leveret systemydelser. En vis udbygning af samarbejdsforbindelser er dermed også nødvendig for at opretholde den nuværende systemsikkerhed. Det vil sige, at der reelt ikke er tale om en alt-andetlige-situation.
Overordnet set drives nettet i yderpunkterne dog lige så tæt på de driftsmæssigt
acceptable grænser, og dermed vil der – i alle øvrige situationer – være mere
margin til de driftsmæssigt acceptable grænser. Dermed må det vurderes, at et
stærkt net udbygget af hensyn til elmarkedets funktion og indpasning af VE også
forbedrer systemsikkerheden i alle de driftstimer, hvor samarbejdsforbindelserne ikke er udnyttet fuldt ud, og hvor VE-produktionen ikke er maksimal.
Derudover giver et stærkt net også flere driftsmæssige handlemuligheder i kritiske situationer, herunder i beredskabsmæssige situationer.
4.5
Væsentligste fokus punkter vedrørende forsyningssikkerhed
Sikring af effekttilstrækkeligheden i nettet – det vil sige sikring af, at der er adgang til tilstrækkelig produktionskapacitet i nettet til at levere de nødvendige
driftsmæssige reserver i de zoner i nettet, hvor behovet er – tegner sig som den
absolut væsentligste udfordring for forsyningssikkerheden på både kort og langt
sigt.
Eltransmissionsnettet skal – som nævnt ovenfor – kunne drives videre både ved
(N-1)- og (N-1-1)-hændelser uden reduktion af det flow, der er garanteret på
udvekslingsforbindelser til udlandet, indtil nye udmeldte kapaciteter er blevet
effektueret. Dette kan i værste fald tage op til 40 timer. Det betyder, at der –
uanset udvekslingssituationen - skal være den nødvendige produktionskapacitet
8/9
på den modtagende9 side af alle interne snit til at erstatte reduktioner i den
overførte effekt, når overføringen henover snittet skal begrænses ved udkobling
af de to mest kritiske interne forbindelser.
Såfremt der er fleksibelt forbrug til nedregulering tilgængeligt på den modtagende side af de interne snit, kan overføringen henover snittet også begrænses
ved hjælp af forbrugsreduktion. Dette virkemiddel anvendes ikke i dag, men kan
muligvis komme i brug i fremtiden.
Konsekvensen af dette krav er, at den geografiske placering af indenlandske
reserver derved får stor betydning. Reserver kan kun anvendes til at opregulere
og erstatte reduktioner i overført effekt henover et snit, hvis reserverne er placeret på den ”rigtige” side af snittet. Det bliver derfor af stor betydning for
Energinet.dk at udvikle metoder til at sikre adgang til de tilstrækkelige og nødvendige reserver i de rigtige zoner i nettet.
I en tid med mere og mere udveksling med de omkringliggende lande og med
mere og mere vindkraft og anden VE – og dermed samtidig med mindre og mindre fuldt regulerbar produktionskapacitet – i nettet, bliver dette en stadig større
udfordring. Denne problemstilling adresseres i forbindelse med arbejdet med
Markedsmodel 2.0, og er derfor – set ift. netdimensioneringen - et rammevilkår.
9
Der kan være en parallel problemstilling på den afsendende side af snittet, hvor der skal være
muligheder for at reducere produktionen og/eller øge forbruget. Indtil videre er opregulering af
produktion (eller alternativt nedregulering af forbrug) på den modtagende side af snittet dog det
mest betydende problem.
9/9