Chapter 10 – Wind Power in the Danish Power System

1. Tanskan voimajärjestelmäTanskan voimajärjestelmä on jaettu kahteen osaan, joista toinen on yhdistettymannereurooppalaiseen UCTE järjestelmään ja toinen osa pohjoismaiseen NORDELjärjestelmään. Kuva 1 havainnollistaa näiden kahden tanskalaisen voimajärjestelmänmaantieteellistä kattavuutta. Läntinen Eltra on kytketty UCTE järjestelmään ja itäinenElkraft on kytketty NORDEL järjestelmään. Näiden kahden tanskalaisenvoimajärjestelmän välillä ei ole ollenkaan siirtoyhteyksiä.

Kuva 1. Tanskan voimajärjestelmä

Eltra:n alueella on huomattavasti enemmän sopiva kohteita tuulivoiman rakentamisellekuin Elkraft operaattorin hallinnoimalla alueella. Tämän vuoksi suurin osa Tanskantuulivoimakapasiteetista sijaitseekin Eltra:n alueella. Vuoden 2003 puolivälissä Eltranalueella oli noin 2400MW edestä tuulivoimaa Tanskan kokonaistuulivoimakapasiteetinollessa noin 3000MW. Eltra:n voimajärjestelmä on tuulivoiman tarkastelun kannaltakiintoisa, sillä tuulivoimakapasiteetin suhde voimajärjestelmän kokoon nähden on tälläalueella maailman suurin. Myös hajautetun tuotannon osuus alueella on varsin korkea(50 %), sillä ylivoimaisesti suurin osa tuulivoimasta ja pienistä CHP yksiköistä onkytketty jakeluverkkotasolle. Kuvasta 2 näkyy tuulivoiman kasvu koko Tanskassa jaEltra:n hallinnoimalla alueella vuodesta 1977 vuoteen 2003.

Kuva 2. Tuulivoimakapasiteetti Tanskassa

Kuva 3 havainnollistaa hyvin kuinka merkittävä sähköntuotannon rakennemuutosTanskassa on tapahtunut 1980-luvun puolivälistä nykypäivään. Aiemmin tuotanto olikeskittynyt pieneen joukkoon suuria voimaloita, kun taas nykyään hajautetun tuotannonosuus on hyvin suuri.

Kuva 3. Voimantuotannon rakennemuutos Tanskassa

1.2. Tuulivoiman lisärakentaminen Eltran alueellaMaalle rakennettavaa tuulivoimaa ei ole viime vuosina rakennuttu juuri ollenkaan, sillätämän tyyppisen tuulivoiman tukiaisia on vähennetty Tanskassa. Merelle rakennettavaaoffshore tuulivoimaa on sen sijaan edelleen rakennettu. Offshore tuulivoimanhuipunkäyttöaika on yleensä huomattavasti suurempi kuin onshore tuulivoiman, kuten

kuvasta 4 voidaan havaita. Kuvan tapauksessa Thy edustaa onshore tuulipuistoa ja senhuipunkäyttöaika on 0,34, kun taas Offshore puistoilla huipunkäyttöaika on 0,45–0,50.

Kuva 4. Pysyvyyskäyriä kahdelle tanskalaiselle offshore tuulipuistolle ja yhdelle onshorepuistolle.

2. Taajuuden säätö NORDEL, UCTE ja ELTRA järjestelmissäNordel järjestelmässä puolet primäärisäädöstä tulee olla aktivoituna viidessä sekunnissaja loput 30. sekunnin sisällä. Primäärisäätö kattaa Nordel järjestelmässä 1100MWsuuruisen tuotannon äkillisen menetyksen. Taajuudensäätö reservejä Nordeljärjestelmässä on 6000MW/Hz. Lisäksi järjestelmässä on manuaalisesti ohjattavaasäätökapasiteettia, joka on oltava käytössä 10-15 minuutissa. UCTE järjestelmässäpuolestaan primäärisäädön tulee olla aktivoitunut 30s sisällä ja taajuuden säätöreservi on8000-15000MW/Hz.

Eltra oli yksin velvollinen tasoittamaan ensisijaistuotannon (tuulivoima ja paikallinenCHP tuotanto) aiheuttamat epäbalanssit verkossaan vuoteen 2004 asti. Eltran käyttämäsäätökapasiteetti koostuu seuraavista tekijöistä:

- Nord Poolin Day-ahead markkinoita tasoittamaan ennustettuja tuulivoimantuotannon heilahteluja

- Säätösähkömarkkinoita (reaaliaika markkinoita) tasoittamaan epäbalanssit tuntiaennen tuotantohetkeä

- Eltralla on käytössään sekundäärisäätökapasiteettia 550MW ylös ja 300MWalassäätöön. Manuaalinen sekundäärisäätö koostuu pitkäaikaisista sopimuksista

(300MW) ja oikeudesta käydä kauppaa Norjan ja Ruotsinsäätösähkömarkkinoilla.

- Nopea vasteisia tuotantoteknologioita hienosäätöön- Network controlleria joka säätää Norjaan menevää HVDC linkkiä tietyissä

rajoissa

Eltra käyttää siis merkittävästi Nordpoolia hyväkseen järjestelmänsä tehotasapainonylläpitämiseen. Fyysisesti tämän mahdollistavat vahvat tasasähköyhteydet Ruotsiin jaNorjaan. Kuvasta 5 näkyy Eltran kantaverkko ja sen yhteydet ulkomaille. Käsitelläänseuraavaksi lyhyesti Nordpoolin toimintaa, koska se on niin merkittävässä roolissa Eltrantehotasapainon ylläpitämisen kannalta.

Kuva 5. Siirtoyhteydet Eltra:n alueelta naapurimaihin

3. Pohjoismaisen sähköpörssin malliNORDEL kantaverkko muodostaa fyysisen markkinapaikan, johon kaikillamarkkinaosapuolilla on tasapuolinen pääsy pistetariffeihin perustuen. Verkkojen käytönvapauttaminen kaikille markkinaosapuolille ja pistetariffin käyttöön olivat tärkeitä osiamarkkinoiden avaamisessa. NORDEL organisaatioon kuuluvat Suomi, Ruotsi, Norja, Itä-

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 käytetääntilanteissa, joissa siirtoa on rajoitettava.

- NORDEL kantaverkkoa hallinnoi viisi kantaverkkoyhtiötä, jotka pyrkivättoimimaan mahdollisimman pitkälle yhtenä kantaverkko-operaattorina.

- Tuntikohtaiset tuotantoaikataulut lyödään lukkoon tuotantohetkeä edeltävänäiltapäivänä kulutuksen ja tuotannon tasapainottamiseksi.

- Elbas ja säätötoimenpiteet (balancing activities) aloitetaan tuotantohetkeäedeltävänä iltana.

- Elbas markkinat käsittävät tällä hetkellä vain Suomen ja Ruotsin välisen kaupan(keskustelua Elbas markkinoiden laajentamisesta on käyty.

- Elbas markkinoilla käydään kauppaa tuntikohtaisista tuotantoajanjaksoista niilletunneille, joille Elspot markkinat on jo lyöty lukkoon (for those hours whenElspot trade has been accepted). Elbas kauppaa on mahdollista käydä vielä tuntiaennen toimitusajanhetkeä.

- Elspot markkinoiden selvityksen/lukkoonlyönnin (clearing) jälkeen kantaverkko-operaattorit julkistavat tarjolla olevan siirtokapasiteetin seuraavalle päivälle, jonkajälkeen markkinaosapuolet voivat aloittaa kaupankäynnin

Taulukko 1. Päivittäinen rutiini Elspot markkinoilla

Reaaliaika (säätösähkö) markkinat- Säätösähkömarkkinat on myös pyritty yhtenäistämään niin pitkälle kuin

mahdollista. Säätövoima ostetaan koko järjestelmän edullisimmalta tarjoajalta.- Kantaverkko-operaattorit kirjaavat kaikki säätövoimatarjoukset yhteiseen web-

pohjaiseen NOIS (Nordic Operational Information System) tietojärjestelmään,josta kaikki kantaverkko-operaattorit näkevät tuotantotarjouksetedullisuusjärjestyksessä. Säätösähkön hinta muodostetaan joka tunnin lopussaviimeisen käyttöönotetun tuotantoyksikön hinnan mukaan (price is determined inaccordance with the marginal price). Tätä käytetään säätösähkönreferenssihintana.

- Myös säätösähkömarkkinoilla käytetään aluehintaa tilanteissa, jossa verkonsiirtokyky asettuu rajoitteeksi. Tällöin jo lukitut tarjoukset poistetaan ”tarjousportaikosta”.

Siirtokyvyn määrittäminen muodostaa yhteyden teknisten määräysten ja markkinoidenvälille. 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 voimajärjestelmäänKantaverkko-operaattoreiden on siis varmistettava jakelun luotettavuus tekniseltäkannalta ja samalla maksimoitava verkon siirtokyky markkinaosapuolille. Säädönkantaverkonhaltija voi hoitaa automaattisesti (sekuntien luokkaa), manuaalisesti(minuutteja), tuntikohtaisesti säätösähkömarkkinoilla tai päiväkohtaisesti Elspotmarkkinoilla. Normaalisti säädön tarpeen aiheuttaa kulutuksen muutos, tuotantoyksikönirtoaminen tai satunnaiset tuotannon muutokset. Tuulivoima tuotannon kasvu aiheuttaaerityisesti haasteita voimanjärjestelmän säädölle johtuen tuulivoimantuotannonvoimakkaasti vaihtelevasta luonteesta. Kuva 6 havainnollistaa hyvin tuulivoimantuotantotehon satunnaisuutta.

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 jälkeentuuliturbiini sammutetaan ja käännetään pois tuulensuunnasta. Kuvassa 7 näkyytyypillisen tuulivoimalan ulostulotehon suhde tuulennopeuteen. Eltran alueella 1m/smuutos tuulennopeudessa vastaa noin 300MW muutosta tuulivoiman tuotantotehossa.

Kuva 7. Tyypillisen tuuliturbiinin tuottama teho tuulennopeuden suhteen

4.1. Ensisijaistuotannon ennustaminenEltra on vastuussa niin kutsutun etusijais-tuotannon (engl. ”Priority production”, jokasisältää yksityisomisteisen tuulivoiman ja paikallisen CHP tuotannon)tasapainottamisesta hallinnoimalla alueellaan. Eltra informoi sähkönkäyttäjiä kolmekuukautta etukäteen etusijaistuotanto-osuudesta, jonka kuluttajat ovat velvoitettujaostamaan. Pitkä 3kk aikajänne on valittu, jotta markkinaosapuolilla olisi aikaa riittävästikaupankäyntiin. Myöhemmin Eltra tekee tarkemman ennusteen, jota verrataan aiempaankolmen kuukauden ennusteeseen. Eltra korjaa aiemman ennusteen uuden ennusteenmukaiseksi toimimalla Nordpoolissa ostajana tai myyjänä riippuen ennustevirheenetumerkistä. Kuvassa 8 on sekä kolmen kuukauden-, että yhtä päivää edeltävä ennusteensisijaistuotannolle. Kuvasta näkyy myös Eltran suorittama vaihto Nordpoolin kauttaennusteiden välisen eron kattamiseksi. Operaattori Eltran valvomossa on usein tietoinensiitä, että sääennusteet tulevat vielä muuttumaan seuraavan vuorokauden aikana, muttatarjoukset ovat sitovia sen jälkeen kun ne on klo 12.00 lähetetty Nord Pooliin.

Kuva 8. Ensisijaistuotannon ennusteet Eltran alueella 23. Maaliskuuta 2001

Kirjoittajien kokemuksen mukaan sääennusteet ovat epätarkkoja jopanormaaliolosuhteissa. He jakavat ennusteet järjestelmä operaattorin näkökulmasta hyviin,huonoihin ja rumiin ennusteisiin. Hyvä ennuste vastaa suhteellisen todellista, kun taashuono luonnollisesti ei. Virhe ennusteen ja todellisen tuotannon välillä joudutaankorjaamaan reaaliaikamarkkinoiden avulla, jolloin ennustevirheen kustannuksetmääräytyvät poikkeaman ja reaaliaika markkinoilla vallitsevan sähkön hinnan mukaan.

Rumaksi kirjoittavat kutsuvat ennustetta, jossa tuotantoennusteen poikkeama on ensinylijäämäinen, mutta kääntyy lopulta alijäämäiseksi. Tällainen tilanne on operaattorilleerityisen hankala. Kuvassa 9 on havainnollistettu rumaa tuotantoennustetta, jossavoimakkaan tuulen ”rintama” saapuu odotettua aikaisemmin.

Kuva 9. ”Ruma” tuotantoennuste

4.2. Eltran tehonsäätöEltra synkronoitiin 1960 luvulla osaksi UCTE järjestelmää. Tästä synkronoinnista lähtientuotannon ja kulutuksen väliset epäbalanssit ovat suoraan siirtyneet Saksaan meneviensiirtoyhteyksien kautta Saksan voimajärjestelmään. Vähentääkseen epäbalansseja Eltra onottanut käyttöön automaattisen säätöjärjestelmän Norjaan menevälle HVDC siirtolinkille.Säätörajat tälle linkille ovat normaalisti olleet ± 50MW. Näiden säätömahdollisuuksienlisäksi voimalaitokset alueella toimivat nopeana (instantaneous) reservinä UCTE: nsääntöjen mukaan.

Eltra ostaa säätötehoa ± 300MW, mikä ei kuitenkaan ole riittävä säätöreservi kaikissatilanteissa, kuten kuvasta 9 voidaan havaita. Tällaisissa tilanteissa Eltra ostaa säätötehoaPohjoismaisilta reaaliaikamarkkinoilta tai tuottajilta Saksasta. Kuvasta 10 näkyy Eltra:npohjoismaisilta reaaliaikamarkkinoilta ostama säätöteho ja aluehinnat Eltran alueellahuhtikuussa 2001. Harmaalla merkitty alue tarkoittaa säätövoimaa (MWh/h), kun taaspallot ja rastit merkitsevät vastaavia alas - ja ylössäädön hintoja. Korkean tuulivoima- jaCHP tuotannon aikana sähkön hinta Eltra:n alueella voi lähennellä nollaa.

Kuva 10. Pohjoismaisilta säätösähkömarkkinoilta tarvittu säätövoima ja aluehinnatEltra:n alueella huhtikuussa 2001.

Kuvassa 11 on kuvattu tuulivoiman- ja CHP: n tuotantoa, sekä kulutusta Eltra:n alueellakahtena Tammikuun päivänä vuonna 2003. Kyseisinä päivinä tuulivoiman tuotanto olisuhteellisen korkeaa, mikä johti tilanteeseen jossa CHP ja tuulivoiman yhteensä tuottamateho ylitti reilusti kulutuksen. Ero tuotetun ja kulutetun energian välillä oli näinä päivinäsuurimmillaan jopa 1500MWh/h.

Kuva 11. Tuotanto ja kulutus Eltran alueella kahtena voimakas tuulisena päivänä

4.3. Tuulivoiman verkostovaatimuksetEltra on asettanut yli 100kV verkkoon kytketyille tuulivoimaloille samankaltaisiavaatimuksia kuin perinteiselle tuotannollekin. Tuulivoimalat eivät saa menettäästabiiliuttaan oikosulun seurauksena jos ne eivät sijaitse verkonosassa, joka vianseurauksena joudutaan erottamaan muusta järjestelmästä. Niiden on siis kyettäväselviämään lyhyen jännitteettömän ajan yli ja jatkamaan tuotantoaan jännitteenpalauduttua. Myös voimaloiden tuotantotehoa on uusien vaatimusten mukaan kyettäväsäätämään siten, että voimalan on kyettävä vähentämään tuotantonsa täydestä tehostavälille 0 – 20 % muutamassa sekunnissa. Vaatimukset koskevat lisäksi mm. voimalankykyä selvitä jännite- ja taajuusheilahteluista, voimaloiden vaikutusta jännitteenlaatuun,sekä suojausta ja kommunikointia.

Alle 100kV verkkoihin kytketyille tuulivoimaloille asetetut vaatimukset eivättaajuusrajojen lisäksi sisältäneet juurikaan vaatimuksia vuoteen 2004 asti. Eltra ja Elkraftkehittivät kuitenkin uudet liittymiskriteerit tuulivoimaloille, jotka astuivat voimaanvuonna 2004. Näiden uusien vaatimusten tarkoituksena oli taata, että tuulivoimaloillaolisi tarvittavat dynaamiset ominaisuudet ja säätökyky voimajärjestelmän toiminnantukemiseksi. Uuden vaatimukset mahdollistavat tuuliturbiinien määrän kasvattamisen jalisäksi auttavat valmistautumaan mahdolliseen hajautettuun voimajärjestelmän hallintaan.Koska alle 100kV verkkoihin kytketty tuulivoima sijaitsee yleensä jakeluverkoissa, onnäiden vaatimusten yhdistettävä jakeluverkkotason paikalliset vaatimukset (jännitteenlaatu, ylijännitteet, saarekekäyttö) järjestelmätason vaatimuksiin (vian yli selviäminen,taajuuden säätö).

Hajautettua tuotantoa (DG) ei ohjata Eltran alueella mitenkään vaikka DG vastaa jopapuolta alueen tuotannosta. Tuulivoiman annetaan toimia tuuliolosuhteiden mukaan japienen kokoluokan CHP laitosten puolestaan lämmöntarpeen mukaan. Tämä hajautetuntuotannon hallinnan puute laskee järjestelmän käyttövarmuutta ja nostaa tarvittavansäädön kustannuksia. Tanskan hallitus valmistelikin esitystä, joka mm. velvoittaisi alle10MW tehoiset CHP yksiköt tuottamaan markkinasignaalien mukaan. Lain oli kirjanmukaan tarkoitus astua voimaan 2005.

5. Eltran ennustetyökalutEltra on vastuussa alueensa voimajärjestelmän käyttövarmuudesta ja tehokkaastakäytöstä. Käyttövarmuudella tarkoitetaan tässä tehon ja energian riittävyyttä, sekäjärjestelmän käyttövarmuutta. Lisäksi Eltra on vastuussa markkinoiden toimivuudesta.Täyttääkseen nämä velvollisuudet Eltran on kyettävä ymmärtämään ja analysoimaankattavasti niin voimajärjestelmää kuin markkinoitakin. Tässä sopivilla tietojärjestelmilläon avainrooli.

5.1. Tuulivoimantuotannon ennustaminenEltra käyttää Tanskan teknillisen yliopiston kanssa yhteistyössä kehitettyä WPPT (WindPower 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 jälkeenreferenssipuistojen tuotantoennusteet laajennetaan kattamaan koko osa-alueentuulivoimatuotanto ja lopulta osa-alueiden ennusteet laajennetaan koskemaan koko”valvottua” aluetta. Tämä järjestelmä ei kuitenkaan ole aukoton kuten vuoden 2002ennusteesta voidaan päätellä. WPPT:n ennusteen virhe kyseisenä vuonna oli 31 %(1095GWh), mikä aiheutti 68 miljoonan tanskan kruunun kustannukset. Eltra panostaakinvoimakkaasti hankkeisiin, jotka pyrkivät kehittämään tuulivoiman tuotantoennusteita.

Tuulivoima luo sähkönhinnalle laskupaineen korkeina tuulivoimatuotannon aikoinajohtuen sen alhaisista tuotantokustannuksista (edellyttäen, että tuulivoiman osuus onmerkittävä). Eltra onkin kehittänyt MARS (MARket Simulation) mallin selvittääkseentuulivoiman vaikutusta markkinahintaan. Mallilla voidaan simuloida hintoja, tuotantoa,kysyntää ja vaihtoa järjestelmien välillä tuntikohtaisesti. MARS kattaa Nord Pool alueenja pohjoissaksan. Myös isojen tuottajien kyky vaikuttaa hintaan on otettu mallissahuomioon.

5.2. Tuotannon optimointiEltra käyttää tuotannon optimointiin SIVAEL simulointimallia. Sivael tekee viikoittaisentuotantoaikataulun sähkön-, lämmön- ja CHP tuotannolle sisältäen myös sähkö- jalämpöenergiavarastot sekä sähkön siirtoyhteydet ulkomaille. Malli kykenee myöshuomioimaan tuulivoiman satunnaisen luonteen ja mahdollistaa siten tuulivoimantuotantoennustevirheiden aiheuttamien tuntikohtaisten säätötarpeiden tarkastelun suurille”keskus” yksiköille, ulkomaisille siirtoyhteyksille, sekä pienille CHP yksiköille.Optimointi perustuu muuttuvien kustannuksien (sisältävät muuttuvat käyttö-, huolto- jakäynnistyskustannukset) minimointiin. Tuulivoima on ennusteen ylivoimaisesti suurinepävarmuustekijä. Kuva 12 esittää SIVAEL mallin tekemää säätötarpeen ennustettaEltran alueella vuonna 2005. Kuvan ennuste on tehty olettaen, että pieniäkin CHPyksiköitä ajetaan markkinasignaalien mukaan. CHP yksiköitä ajettiin kuitenkintodellisuudessa vielä tuolloin markkinasignaaliperusteisen ohjauksen sijaan kiinteänkolme aste tariffin (three-rate tariff) mukaan. Tämä olisi nostanut säätövajetta vielä kuvan12 tilanteesta merkittävästi.

Kuva 12. SIVAEL mallilla ennustettu säätötarve ja säätöreservin vaje Eltra operaattorinjärjestelmässä vuonna 2005.

Tanska on Kioton sopimukseen liittyessään sitoutunut vähentämään CO2 päästöjään 21 %vuoden 1990 tasosta vuoteen 2012 mennessä. Eltra tekee tämän vuoksi säännöllisestitutkimuksia tuulivoiman lisäämisen vaikutuksista ilmastopäästöihin javoimajärjestelmään. Eräässä SIVAEL mallin avulla toteutetussa tutkimuksessa ELTRAtarkasteli kahden erilaisen tuulivoiman kasvuskenaarion vaikutusta voimajärjestelmäänsäsekä ilmastopäästöihin. Ensimmäisessä skenaariossa oletettiin, että vuoteen 2012mennessä on-shore tuulivoimaa olisi 2500MW ja offshore tuulivoimaa 760MW. Toisessaskenaariossa oletettiin tilanne muuten samaksi kuin ensimmäisessä, mutta offshoretuulivoimakapasiteetin oletettiin olevan 1000MW ensimmäistä skenaariota suurempi.Oletuksena oli myös, että paikalliset CHP yksiköt toimivat markkinasignaalien ohjaaminatoisin kuin kirjan kirjoittamisen aikaan.

Tämän tutkimuksen mukaan kumpikaan tarkastelluista skenaarioista ei aiheuttaisimerkittäviä muutostarpeita voimajärjestelmään, mutta eivät toisaalta myöskäänmerkittävästi vähentäisi ilmastopäästöjä Länsi-tanskassa. Muiden järjestelmien alueillatoisen skenaarion mukainen tuulivoiman kasvu Eltran järjestelmässä sen sijaan vähentäisipäästöjä 1-3 miljoonaa hiilidioksiditonnia riippuen sähkön hinnasta ja tuulivoimankorvaaman tuotannon tyypistä. Tässä mielessä tuulivoiman lisärakentaminen CO2

päästöjen vähentämiseksi on Länsi-tanskassa mielekästä ainoastaan, mikälipäästöoikeuksille on asetettu hinta ja päästöoikeuksia vaihdetaan maitten välillä.

6. LoppupäätelmätEltran voimajärjestelmä on jo kokenut ensimmäisen voimakkaan tuulivoimankasvukauden. Toisen massiivisen tuulivoimakapasiteetin kasvun toteutuminen edellyttäisisiirtoverkkojen vahvistamista ja parempaa käyttöreservien hallintamahdollisuutta. Myösjäähdyttimiin, lämpövarastoihin ja lämpöpumppuihin tulisi investoida lisää, jotta sähkön-ja lämmöntuotanto voitaisiin vapaammin erottaa toisistaan CHP voimaloissa.

Reaaliaikamarkkinat tulevat vaikuttamaan voimakkaasti voimajärjestelmän käyttöön jasähkön markkinahintaan. Negatiiviset sähkön hinnat Eltran alueella ovat jo todellisuuttanykypäivänä ja markkinahinnan voimakas heilahtelu tulee varmasti jatkumaan myöstulevaisuudessa. Tätä silmällä pitäen Ackermann toivoisi tulevaisuudensähkömarkkinoihin 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 onsynnyttänyt tarpeen kehittää parempia hallintatapoja. Uudet hallintatavat, ohjattavatkuormat ja säätökapasiteetin kasvattaminen tulevat vielä mahdollistamaan suuremmantuulivoiman osuuden järjestelmässä.