Werkvergaderingen 8 april 2010

Verslag voorbereiding werkgroep netbeheer en decentrale productie Indicatoren

DM 9/04/2010

Werkvergaderingen 8 april 2010

1. Voorstellen van indicatoren KULeuven/Vito Deelnemers: • VITO: Hans De Neve (verontschuldigd) • KULeuven: Heidi Lenaerts,Benjamin Dupont • VREG: Thierry Van Craenenbroeck, Dirk Marginet KULeuven stelt een lijst van indicatoren ter beschikking uit een paper G:\Technisch\Slimme netten\werkgroep Slimme netten\Indicatoren DupontBenjamin.pdf die geïnspireerd is op een document van het ‘Department of energy USA’ http://www.oe.energy.gov/DocumentsandMedia/SGSRMain_090707_lowres.pdf http://www.oe.energy.gov/DocumentsandMedia/SGSR_Annex_A-B_090707_lowres.pdf VITO heeft 2 suggesties overgemaakt: o Mate van overdimensionering van kabels, gemiddelde belasting/max. belastbaar. o Aantal slimme meters met E markt systeem (demand side management)

2. Bespreking Indicatoren met Eandis en Infrax Deelnemers: • Eandis: Donald Vanbeveren, Rudy Mylle, Geert Catoor, Piet Lauwers • Infrax: Jan Neyens, Filip Truyens • VREG: Isabelle Vanden Bon, Thierry Van Craenenbroeck, Dirk Marginet

2.1.

Indicatoren uit VIA en Pact 2020

VREGDM-#101231-Reactie VREG op indicatoren Pact 2020 imv energie - december 2009 . Beide teksten hebben dezelfde uitgangspunten voor slimme netten en beide activiteiten gaan opgevolgd worden. Vermits de doelstellingen in elkaars verlengde liggen, is het wenselijk dat een set indicatoren gebruikt kan worden. o o o o o o o o

2.2.

Aandeel flexibele verbruikscontracten op distributie en transportnet (zal in eerste instantie beperkt zijn, maar is essentieel. Vandaag heeft Elia een tiental dergelijke contracten met grote bedrijven) Concentratiegraad in de energiemarkt op het vlak van de elektriciteitsproductie Aandeel slimme meters Netverliezen Importcapaciteit en interconnectie Indicator rond beschikbaarheid en betrouwbaarheid van elektriciteit- en gasdistributienet (inclusief verouderde centrales) Indicator rond energieopslag Indicator voor het meten van de geschiktheid van het net voor decentrale elektriciteitsproductie

Voorstelling van de indicatoren die academici naar voor brengen.

De netbeheerders vinden deze indicatoren niet allemaal even relevant en verwijzen naar het LENS project van OFGEM om de rentabiliteit en de zin van Smart Grids in perspectief te plaatsen.

12-5-2010 11:59

DMS 108015

Pagina 1 van 10


2.3. o o o o

DM 9/04/2010

Voorstellen van de Netbeheerders. Aantal Aantal Aantal Aantal

telegelezen spanningspunten (monitoring) telebediende schakelaars telecontrole kasten AMR gemeten punten

Deze indicatoren zijn nu reeds beschikbaar en tonen aan dat, in vergelijking met andere Europese distributienetten, het Vlaamse distributienet al vrij ‘smart’ is. De Indicator verliezen wordt door de netbeheerders sterk in twijfel getrokken. Deze indicator moet genuanceerd worden. Het is wel zo dat verliezen zullen stijgen in gebieden waar een overschot is aan DP; echter, op de globale cijfers zal dit nauwelijks merkbaar zijn. De schommelingen zijn meer het gevolg van de afname die conjunctureel afhankelijk is en het investeren in nieuwe kabels waarbij de keuze van de sectie geoptimaliseerd is door niet enkel te kijken naar de

initiële investering maar tevens naar de geactualiseerde toekomstige netverliezen. Resultaat is keuze sectie van kabel die tevens een grotere onthaalcapaciteit voor decentrale productie heeft.

(voorziend). VREG ziet, weliswaar met de nodige interpretatie, de verliezen als een interessante indicator die een evaluatie toelaat van de uitgangspunten van VIA en Pact 2020, nl. dat er meer decentrale productie moet komen op maat van de afname. De conclusies moeten worden gemaakt nadat de resultaten bekend zijn. Ook een onverhoopte slechte evolutie van deze indicator is relevant. VREG heeft de opmerking gemaakt dat het installeren van slimme meters op zich geen doel is. Hoe slim ze ook zijn, als er met de gemeten gegevens verder niets gebeurt blijft het Grid wat het was.

2.4.

Andere voorstellen en opmerkigen op de werkvergadering van 15 maart 2010

Voorstellen voor indicatoren: o Power Quality (reactieve energie) o Gerealiseerde ‘intelligente koppeling’ tussen productie en (stuurbaar) verbruik of opslag (VPP) Î maar dit is in principe geen taak voor distributienetbeheerders Opmerkingen: Netverliezen op zich vormen een goede indicator voor de efficiëntie van het net en haar gebruik. Het kan echter geen doelstelling zijn om deze indicator naar een absoluut minimum te krijgen omdat dit leidt tot een zeer lokaal beheer van vraag en aanbod wat in tegenspraak is met de vrije marktwerking en niet leidt tot een maximalisatie van het gebruik van decentrale productie. Indicator ‘Aantal afschakelbare lasten’ waardoor eerder de flexibiliteit wordt gemeten en de mate waarin er omgegaan kan worden met onverwachte productie. Naast aantal is ook de capaciteit belangrijk (gemiddeld per gebruiker, gedeelte net, per leverancier, per netbeheerder). Moet men dan niet eerder spreken van ‘stuurbare lasten’ om een piekvraag te kunnen creëren? Geïnjecteerde energie afkomstig van kleine PV installaties wordt vandaag niet gemeten en zorgt voor problemen bij balancing en netuitbating. Kan het principe van bijdrage aan de regeling (zoals van toepassing op het net van Elia) ook bestudeerd worden voor het lager spanningsniveau?

2.5.

Samengevat

De netbeheerders doen concrete voorstellen die eenvoudig implementeerbaar zijn, en waarmee kan gestart worden. Ze dekken evenwel slechts een beperkt gebied van de verwachte effecten af. Daarnaast moet volgens de VREG ergens ook de kost van de netombouw meegenomen worden als indicatie voor het slimmer netbeheer. VREG wil ook nagaan welke indicatoren er internationaal weerhouden worden. We streven met ‘Smart Grids’ naar een betere benutting van het net. Om een idee te krijgen over de evolutie en waar welke investeringen nodig zijn moet er eerst gemeten worden op alle transformatiepunten en injectiepunten (ook bij kleine DP). De gerapporteerde data over verliezen (en eventueel de methodologie) moet herbekeken worden.

12-5-2010 11:59

DMS 108015

Pagina 2 van 10


DM 9/04/2010

Nieuwe technologieën moeten ingezet worden om te voorkomen dat de toenemende decentrale productie opgetransformeerd wordt om verbruikt te worden op een naburig net. Op het LS net en op het MS net moeten er (betaalbare) ideeën uitgewerkt worden om de centrale injectie te vervangen door lokale productie met ‘demand side management’.Er moeten nieuwe initiatieven naar voor gebracht worden om aansluitbaarheid en benutting van decentrale productie te verbeteren. Regelbare distributietransformatoren zijn erg duur en over de inzet en gebruik van opties in de slimme meters wordt bij voorkeur de uitkomst van de proefprojecten afgewacht. In bijgevoegde tabel zijn de indicatoren uit VIA, Pact 2020 en de gemaakte voorstellen van de netbeheerders ondergebracht in de lijst die door KULeuven wordt voorgesteld. Tevens is ter discussie een kolom toegevoegd met een aantal bedenkingen en voorstellen van de VREG. De VREG stelt voor voorzichtig van start te gaan met een beperkt aantal, relatief eenvoudig meetbare indicatoren; deze lijst kan aangevuld worden op basis van internationale ervaringen.

2.6. o o o o o o o

Voorstellen van acties Intern overleg welke indicatoren voorgesteld worden week 16 Weerhouden Indicatoren consulteren op de website met vraag voor reactie Toelichting presenteren aan de werkgroep op 10 mei Ontbreekt er geen indicator die aangeeft welke toegevoegde waarde elke ingezette euro heeft op het vlak van bijkomende decentrale productie? Vraag om reactie herhalen na voorstelling Benchmarking in andere EU landen Akkoord over gebruik van voorlopige set indicatoren verkrijgen op WG-vergadering 21 juni

12-5-2010 11:59

DMS 108015

Pagina 3 van 10


Indicatoren aanbevolen door K.U.Leuven

DM 9/04/2010

Indicatoren uit VIA Indicatoren en Pact2020 voorgesteld door netbeheerders

Indicatoren voorgesteld door VREG

I. Enable informed participation by customers Advanced Meters

Dynamic Pricing Signals

Smart Appliances

Demand Side Management

Prosumer

12-5-2010 11:59

1A: Number of advanced meters installed 1B: Percentage of total demand served Aandeel slimme meters by advanced meters 2A: The fraction of customers served by Aandeel flexibele RTP tariffs verbruikscontracten 2B: The fraction of load served by RTP tariffs 3A: Total yearly retail sales volume for purchases of smart appliances [€] 3B: Total load capacity in each consumer category that is actually or potentially modified by behaviours of smart appliances [MW] 4A: Fraction of consumers contributing in DSM [%] 4B: Percentage of consumer load capacity participating in DSM [MW/MW] 4C: Potential for time shift (before startup and during operation) [h] 5A: Total electrical energy locally (decentralised) produced versus total electrical energy consumed [MWh/MWh] 5B: Minimal demand from grid (maximal own production) versus maximal demand from the grid (own production is zero) [MW/MW] 5C: Fraction of time prosumer is net producer and consumer [h/h]

DMS 108015

Aantal AMR gemeten punten

Pagina 4 van 10

Aantal AMR gemeten punten (MS en HS) Aandeel slimme meters (LS)



DM 9/04/2010



II. Accommodate all generation and storage options Distributed Generation and Storage

6A: Amount of production generated by (wordt in deel Duurzame local, distributed generation (MW/MW) energieproductie opgevolgd) 6B: Potential for direct electrical energy storage relative to daily demand for electrical energy [MWhel/MWhel] 6C: Indirect electrical energy storage through the use of heat pumps: time shift allowed for heating/cooling [h]

PHEVs

DER Interconnection

12-5-2010 11:59

Energieopslag

7A: The total number and percentage shares of on-road light-duty vehicles, comprising PHEVs 7B: Percentage of the charging capacity of the vehicles that can be controlled (versus the charging capacity of the vehicles or the total power capacity of the grid) [MW/MW] 7C: Percentage of the stored energy in vehicles that can be controlled (versus the available energy in the vehicles or the total energy consumption in the grid) [MWh/MWh] 7D: Number of charging points that are provided to charge the vehicles 8A: The percentage of grid operators with standard distributed resource interconnection policies

DMS 108015

Pagina 5 van 10

(wordt in deel Duurzame energieproductie opgevolgd)



DM 9/04/2010



III. Sell more than kWhs New Energy Services

Flexibility

Customer Choice Support Mechanisms

Interoperability Maturity Level

12-5-2010 11:59

9A: Number of customers served by ESCO’s 9B: Number of additional energy services offered to the consumer 9C: Number of kWh that the consumer saves in comparison to the consumption before the energy service 10A: The number of customers offering flexibility to aggregators 10B: The flexibility that aggregators can offer to other market players [MWh] 10C: The time that aggregators can offer a certain flexibility [h] 10D: To what extent are storage and DG able to provide ancillary services as a percentage of the total offered ancillary services 10E: Percentage of storage and DG that Energieopslag can be modified vs. toal storage and DG [MW/MW] 11A: Number of tariff plans available to end consumers 12A: The average percentage of smart grid investment that can be recovered through rates or subsidies 12B: The percentage of smart grid investment covered by external financing 13A: The weighted average maturity level of interoperability realised among electricity system stakeholders

DMS 108015

Aantal telecontrolekasten

Pagina 6 van 10

Aantal productie-installaties die deelnemen aan netondersteuning


Indicatoren aanbevolen door K.U.Leuven IV. Provide power quality for the 21st Century Power Quality

Required Power Quality Microgrids

12-5-2010 11:59

DM 9/04/2010


14A: Amount of voltage variations in the grid [RMS] 14B: Time of a certain voltage variation [h] 14C: The percentage of customer complaints related to power quality problems (excluding outages) 15A: Range of frequencies [Hz] contracted and range of voltages [V] contracted 16A: The number of microgrids in operation. 16B: The capacity of microgrids [MW] 16C: The total grid capacity of microgrids to the capacity of the entire grid [MW/MW]

DMS 108015


Aantal PQ-klachten per 1.000 netgebruikers

Pagina 7 van 10



DM 9/04/2010



V. Optimise assets and operate efficiently T&D Automation Dynamic Line Rating

Capacity Factors

Efficiencies

17A: Percentage of substations applying Geschiktheid van het net automation technologies voor decentrale productie 18A: Number of lines operated under dynamic line ratings 18B: Percentage of kilometers of transmission circuits operated under dynamic line ratings [km] 18C: Yearly average transmission transfer capacity expansion due to the use of dynamic (versus fixed) line ratings [MW-km] 19A: Yearly average and peak generation capacity factor (%) 19B: Yearly average and average peak capacity factor for a typical kilometer of transmission line (%-km per km) 19C: Yearly average and average peak distribution transformer capacity factor (%) 20A: Efficiency of generation facilities [energy output (MWh) / energy input (MWh)] 20B: Energy losses in transmission and Netverliezen distribution [MWh/year]

Zie 21A

Netverliezen Kost/opbrengst

12-5-2010 11:59

DMS 108015

Pagina 8 van 10



DM 9/04/2010



VI. Operate resiliently to disturbancies, attacks and natural disasters Advanced Sensors

Information Exchange

T&D Reliability

12-5-2010 11:59

21A: Number (or percentage) of grid elements (substations, switches, …) that can be remotely monitored and controlled in real-time 21B: The percentage of substations possessing advanced measurement technology 21C: The number of applications supported by these various measurement technologies 22A: Total SCADA points shared per substation (ratio) 22B: Fraction of transmission-level synchrophasor measurement points shared multilaterally (%) 22C: Performance (bandwidth, response speed, availability, adaptability, …) of the communication channels towards grid elements 23A: SAIDI represents the average number of minutes customers are interrupted each year [Minutes] 23B: SAIFI represents the total number of customer interruptions per customer for a particular electric supply system [Interruptions] 23C: CAIDI represents the average outage duration that a customer experiences [Minutes] 23D: MAIFI represents the total number of customer interruptions per customer

DMS 108015

Geschiktheid van het net voor decentrale productie

Aantal telebediende schakelaars

Aandeel telebediende schakelaars


Aantal telegelezen spanningspunten (monitoring)

Aandeel telegelezen spanningspunten


Beschikbaarheid en betrouwbaarheid van E/G distributienet Beschikbaarheid en betrouwbaarheid van E/G distributienet Beschikbaarheid en betrouwbaarheid van E/G distributienet Beschikbaarheid en betrouwbaarheid van E/G

Pagina 9 van 10

SAIDI


Standards in telecommunication infrastructure

12-5-2010 11:59

lasting less than five minutes for a particular electric 24A: The compliance of electric power industries with European and international telecommunication standards and protocols.

DMS 108015

DM 9/04/2010

distributienet

Pagina 10 van 10

Werkvergaderingen 8 april 2010

Recommend Documents