Issue paper 1 - Fremtidssikring af elnettet.pdf - Klima-, Energi

Issue Paper 

Arbejdsgruppe G1 

Smart Grid Netværket 

Fremtidssikring af elnettet 

Håndtering af op til 50 pct. fluktuerende elproduktion i 2020

i. Indholdsfortegnelse 

I. INDHOLDSFORTEGNELSE........................................................................................................................................ 2 

II. FORORD................................................................................................................................................................. 3 

III. DELTAGERE............................................................................................................................................................ 4 

1 INDLEDNING .......................................................................................................................................................... 5 

2 STATUS FOR OMRÅDET.......................................................................................................................................... 6 

2.1 PLANLAGT UDBYGNING AF TRANSMISSIONSNETTET .............................................................................................................. 6 

2.2 STYRING AF TRANSMISSIONSNET ...................................................................................................................................... 7 

2.3 SYSTEMBÆRENDE EGENSKABER........................................................................................................................................ 7 

2.4 PLANLAGT UDBYGNING AF DISTRIBUTIONSNETTET................................................................................................................ 8 

2.5 STYRING AF DISTRIBUTIONSNETTET................................................................................................................................... 9 

3 RELEVANTE INTERNATIONALE TENDENSER........................................................................................................... 10 

3.1 GLOBALE TENDENSER .................................................................................................................................................. 10 

3.2 STÆRKT ENGAGEMENT FRA EUROPA I SMART GRID ........................................................................................................... 11 

4 BESKRIVELSE OG TIDSHORISONT FOR DELELEMENTER.......................................................................................... 13 

4.1 DET INTELLIGENTE ELSYSTEM I 2020 .............................................................................................................................. 13 

4.2 ET AKTIVT TRANSMISSIONSNET ...................................................................................................................................... 15 

4.3 ET AKTIVT DISTRIBUTIONSNET........................................................................................................................................ 15 

4.4 ØGET KOMMUNIKATION OG OVERVÅGNING ..................................................................................................................... 16 

4.5 STABILITET I ET FLUKTUERENDE ELSYSTEM ........................................................................................................................ 16 

5 GAP‐ANALYSE OG UDFORDRINGER ...................................................................................................................... 18 

5.1 ET AKTIVT TRANSMISSIONSNET ...................................................................................................................................... 18 

5.2 ET AKTIVT DISTRIBUTIONSNET........................................................................................................................................ 18 

5.3 ØGET KOMMUNIKATION OG OVERVÅGNING ..................................................................................................................... 19 

5.4 STABILITET I ET FLUKTUERENDE ELSYSTEM ........................................................................................................................ 20 

5.5 STYRKELSE AF STANDARDISERINGSARBEJDET..................................................................................................................... 21 

5.6 VURDERING AF SAMFUNDSØKONOMI I UDFORDRINGERNE/INVESTERINGER............................................................................. 21 

5.7 FLEKSIBILITET I UDRULNINGEN AF SMART GRID ................................................................................................................. 22 

6 ANBEFALINGER .................................................................................................................................................... 24 

6.1 STYRKELSE AF STANDARDISERINGSARBEJDET..................................................................................................................... 24 

6.2 ANBEFALINGER TIL INITIATIVER TIL BRANCHEN .................................................................................................................. 26 

BILAG 1 AKTIV STYRING AF TRANSMISSIONSNETTET .................................................................................................... 30 

BILAG 2 AKTIV STYRING AF DISTRIBUTIONSNETTET ...................................................................................................... 31 

BILAG 3 FREMTIDENS STYRINGSKONCEPT .................................................................................................................... 32 

BILAG 4 TYPEGODKENDELSE OG MÆRKNINGSORDNING............................................................................................... 37 

I. 

REFERENCER ........................................................................................................................................................ 39 

2/39

ii. Forord 

Den politiske målsætning er, at Danmark skal være uafhængig af fossile brændsler i 2050. Det kræver en massiv 

omstilling af det eksisterende energisystem, hvor en af grundpillerne vil være det intelligente elsystem – et 

Smart Grid – som sikrer, at de store mængder af vedvarende energi kan indpasses effektivt i energisystemet via 

elnettet. 

Klima‐ og energiministeren nedsatte november 2010 et Smart Grid Netværk. Netværket er et bredt sammensat 

fagligt forum for rapportering, videndeling og analyse af de nødvendige lovmæssige tiltag, som er nødvendige 

for at skubbe på udrulningen af Smart Grid i Danmark. 

Formålet med arbejdet har været at få sat ord på visionen om det effektive, intelligente elsystem i Danmark og 

de udfordringer, som elsystemet står overfor, hvis systemet skal kunne håndtere indpasning af op til 50 pct. 

vindenergi i 2020. Netværket har også afdækket konkrete løsninger og initiativer, der kan forberede elnettet til 

at kunne håndtere så store mængder vindenergi. 

Arbejdsgruppens opgave er givet som formuleret nedenfor. 

Fremtidssikring af elnettet 

– håndtering af op til 50 pct. fluktuerende elproduktion i 2020 

Gruppen skal med udgangspunkt i eksisterende kortlægninger og analyser af strukturer og begrænsnin‐ 

ger i det danske elsystem 2020 udarbejde konkrete bud på, hvilke tekniske og systemmæssige udvik‐ 

lingsbehov der er for elforsyningssystemet, når målsætningen om intelligent integration af 50 pct. ved‐ 

varende elproduktion skal imødekommes. 

Gruppen bør komme med konkrete bud på, hvad der kan fremtidssikre elsystemet, som fx nye net‐ og 

styringsarkitekturer, mere måleudstyr, optiske sensorer, og nye it‐ og kommunikationssystemer, der kan 

overvåge, styre og drive elsystemet med det formål, at den nye intelligens kan bidrage til et pålideligt og 

samfundsøkonomisk effektivt elsystem, der kan håndtere udbygningen med vedvarende energi. 

Gruppens arbejde har været fokuseret på en generel beskrivelse af de helt overordnede systemmæssige behov 

og mere specifikt på selve elnettet og dets styring. Virkemidler til fremme af Smart Grid, behovet for FUD 

(forskning, udvikling og demonstration), forbrugerperspektiver og anvisninger til, hvordan det intelligente net 

kan interagere med forbrugerne, elsystemets aktører og nye udbydere af services samt erhvervs‐ og vækstpo‐ 

tentialet inden for Smart Grid, er behandlet i de øvrige arbejdsgrupper 2‐5. Gruppernes arbejde skal ses i en 

sammenhæng. 

3/39

iii. Deltagere 

Arbejdsgruppen har besvaret opgaven ved hjælp af eksisterende, tilgængelige analyser, ekspertviden fra eks‐ 

ternt indkaldte bidragsydere, samt gennem en række arbejdsnotater. Arbejdsgruppen består af følgende med‐ 

lemmer: 

- Charlotte Søndergren, Chefkonsulent, Dansk Energi 

- Allan Norsk Jensen, Chefkonsulent, Dansk Energi 

- Jacob Østergaard, Professor, Leder, Center for Elteknologi DTU 

- Anders Troi, Programleder, Intelligent Energy Systems, Risø DTU 

- Martin Sjøberg, Risø DTU 

- Ove Poulsen, Professor, Direktør for Aarhus School of Engineering, Aarhus Universitet 

- Per R. Kofod, Salgsdirektør, ABB 

- Tine Friis Gade, Konsulent, DI‐Energibranchen 

- Rasmus Hauch, It‐arkitekt, DI‐ITEK (IBM) 

- Maria Hillingsøe Stubberup, Regional Projektleder, Udenrigsministeriet 

- Anders Højgaard Kristensen, Civilingeniør, Energistyrelsen 

- Dorthe Vinther, Udviklingsdirektør, Energinet.dk (Formand) 

- Kim Behnke, Forsknings‐ og miljøchef, Energinet.dk 

- Søren Friismose Jensen, Senioringeniør, Energinet.dk (Sekretær) 

4/39

1 Indledning 

Den politiske målsætning er, at Danmark skal blive uafhængig af fossile brændsler i 2050. Denne målsætning 

betyder en markant udbygning af vindkraften i Danmark, og allerede inden for 10 år kan virkeligheden blive et 

elsystem, hvor 50 pct. af energien kommer fra vind. 

Elsystemet forventes at blive omdrejningspunktet for det paradigmeskifte, som energisystemet står overfor. 

Visionen om et Danmark uden fossile brændsler kræver en omlægning i måden, vi producerer og bruger energi 

på. Fra at producere energi, når vi bruger den, skal vi til at bruge mere energi, når den produceres – når vinden 

blæser, eller solen skinner. 

Elforbruget – og dermed også energitransporten i elnettet – forventes på langt sigt at vokse kraftigt. Ud over 

klassisk elforbrug til forskellige apparater og serviceydelser skal der fremover bruges elektricitet til produktion 

af fjernvarme via varmepumper, til varmepumper i de enkelte bygninger som erstatning for individuelle olie‐ 

eller naturgasfyr, til procesformål i industrien og til transportområdet. 

I fremtiden ventes el, som er baseret på vedvarende energi, derfor at blive en væsentlig større energibærer i 

det samlede energisystem. I et system domineret af vindkraft kan solceller, biomasse og forskellige former for 

VE‐gas blive vigtige energikilder – særligt når der er lav vindkraftproduktion. 

Fremover vil de centrale kulkraftværker enten blive omstillet til biomasse med primært fokus på varmeproduk‐ 

tion eller lukket ned til fordel for vindmøller, solceller, bølgekraft og anden miljøvenlig elproduktion. Desuden 

vil VE‐gas kunne anvendes i brændselsceller, i varmesektoren og til transportformål. 

Transport 

• El anvendelsen skal udvides til flere sektorer 

• Energisektorerne skal samarbejdes og sammentænkes 

• Afhængigheden af fossile brændsler skal reduceres 

Andel elektricitet i dag 

Varme Køling Produktion Services 

Transportsystem for El, Varme og Gas 

Energi omsætning 

Belysning 

Kul og olie Naturgas Vind Biomasse VE-gas Sol 

Energi levering i dag 

Transport 

• El bliver morgendagens væsentligste energibærer 

• Vind og biomasse som væsentligste energikilder 

• Fleksibelt forbrug til at følge fleksibel produktion 

Andel elektricitet i fremtiden 

Varme Køling Produktion Services 

Transportsystem for El, Varme og Gas 

Energi omsætning 

Kul og olie Naturgas VE-gas Sol Biomasse Vind 

Fortiden Fremtiden 

Figur 1 Omstillingen af elsystemet bliver markant på langt sigt. 

Energi levering i fremtiden 

Ovenstående figurer viser skematisk den markante omstilling, som elsystemet skal kunne håndtere i de kom‐ 

mende år, uden at forsyningssikkerheden bliver mindre, og at markedsbetjeningen bliver dårligere. 

Belysning 

Det er ikke kun i Danmark, der er erkendt et behov for at udvikle elsystemet til dækning af fremtidens udfor‐ 

drende behov. På EU‐niveau er det en stigende erkendelse, at netop et robust og velfungerende elsystem til 

transmission af el er en altafgørende forudsætning for, at hele EU kan nå de aftalte klimamål. Veludbyggede 

transmissionslinjer er en grundforudsætning for, at EU kan integrere tilstrækkeligt meget vedvarende energi. 

5/39

2 Status for området 

I det følgende afsnit gives en kort status for udbygningsplaner for elnettet samt graden af automatisering i el‐ 

systemet set i relation til Smart Grid. 

Elsystemet i Danmark bliver løbende udbygget og omlagt i forhold til øgede krav om indpasning af vedvarende 

energi, opretholdt forsyningssikkerhed, fortsat mere velfungerende markeder og kabellægning. 

Generelt betragtes det danske elsystem som robust og veludbygget. De nordiske landes førerposition i forhold 

til udvikling af elmarkedet kombineret med de store mængder af vindkraft, som allerede i dag er effektivt inte‐ 

greret i det danske elsystem, er hovedårsagen til, at Danmark også internationalt opfattes som førende i for‐ 

hold til udvikling af et elsystem med store mængder af vedvarende energi. Også på Smart Grid‐området er 

Danmark godt med, blandt andet ved at gå forrest med en række FUD‐projekter, som skal sikre, at Danmark er i 

front med etableringen af Smart Grid i elsystemet. De internationale tendenser på området er beskrevet i Af‐ 

snit 3. 

Omstillingen af elsystemet til håndtering af 50 pct. vind kræver imidlertid fortsat udbygning af elnettet, øget 

automatisering og intelligens samt øget fleksibilitet i forbrug og produktion. I dette afsnit fokuseres primært på 

de to førstnævnte områder. 

2.1 Planlagt udbygning af transmissionsnettet 

Når 50 pct. vindkraft skal indpasses i elsystemet, skal det danske elsystem kobles stærkere til det europæiske 

net. Det betyder nye transmissionsforbindelser til og i nabo‐områder, når der er god samfundsøkonomi i det. 

I de kommende år frem mod 2020 er der planlagt udbygning af eltransmissionsnettets handelsforbindelser 

både mod Norden og mod Kontinentet. Derudover forventes tilslutning af flere havmølleparker og afledte for‐ 

stærkninger af det indenlandske transmissionsnet. Se Figur 2. 

Figur 2 Nye hovedforbindelser i transmissionsnettet – planlægges og undersøges. 

6/39

I den planlagte udbygning af transmissionsnettet er der hele tiden fokus på effektiv udnyttelse af transmissi‐ 

onsnettet via rådighed for markedet samt samfundsøkonomisk afvejning i forhold til reservation af reserver. 

I øjeblikket er en fjerde Skagerrak‐forbindelse mellem Norge og Danmark under etablering. COBRA‐ 

forbindelsen mellem Danmark og Holland undersøges i et samarbejde med hollandske TenneT. I Kriegers Flak‐ 

projektet undersøges potentialet for en samlet løsning for tilslutning af havmøller og behovet for ny handels‐ 

kapacitet mellem Danmark og Tyskland. Analyser af det samfundsøkonomiske potentiale i en ny forbindelse 

mellem DK1 (Vestdanmark)og DK2 (Østsdanmark) pågår også p.t. Generelt varetager Energinet.dk løbende 

opgaven i forhold til vurderinger af det økonomiske potentiale i etablering af nye udbygninger af eltransmis‐ 

sionsnettets handelsforbindelser. 

Desuden fortsættes kabellægningen af transmissionsnettet på 132 kV‐ og 150 kV‐niveau og af nye 400 kV‐ 

forbindelser som følge af kabelhandlingsplanen, som blev tiltrådt af de politiske partier, med undtagelse af 

Enhedslisten, i foråret 2009. 

2.2 Styring af transmissionsnet 

Kommunikationsinfrastrukturen i transmissionsnettet er baseret på optiske fibre. Der er i dag mere end 3.000 

km optiske fibre i transmissionsnettet. 

En række af Energinet.dk's kontrolcenters procedurer i forbindelse med driften af elsystemet (styringer, målin‐ 

ger, alarmeringer) foregår i dag relativt simpelt og ved manuelle procedurer i traditionelle SCADA‐systemer. 

Langt de fleste hændelser i elsystemet forudsætter menneskelig indgriben og aktive beslutninger af personalet 

i kontrolcentret. Der har indtil for få år tilbage ikke været behov for og økonomisk effektivitet i mere komplekse 

og automatiske styringer. 

Generelt arbejdes der på at sikre en fortsat bedre udnyttelse af de eksisterende ledninger, så transmissionsnet‐ 

tet kan drives tættere på de termiske grænser. Samtidig udvides, ombygges og kabellægges transmissionsnet‐ 

tet kraftigt i de kommende år. 

Disse ændringer stiller øgede krav til driften af transmissionsnettet, som bliver både mere omfangsrig og mere 

kompleks. Der er derfor behov for en gradvis overgang til mere automatiske styringer og et delvist aktivt 

transmissionsnet. 

Energinet.dk arbejder løbende på at implementere øget automatisering. Der er blandt andet etableret automa‐ 

tisk spændingsstyring i forbindelse med tilslutningen af det 100 km lange kabel til havmølleparken Horns Rev 2. 

Løsningen giver en væsentlig aflastning af kontrolcentret hos Energinet.dk. Se Bilag 1. 

Andre eksempler på øget automatisering i transmissionsnettet er implementeringen af en Reactive Power 

Control (RPC), som en del af HVDC‐anlægget på Storebæltsforbindelsen. 

De gode erfaringer med aktiv spændingsstyring fra Horns Rev 2 har allerede resulteret i en beslutning om også 

at implementere aktiv spændingsstyring i forbindelse med nettilslutningen af havmølleparken ved Anholt. 

2.3 Systembærende egenskaber 

For at kunne drive det eksisterende transmissionsnet på forsvarlig vis er det nødvendigt at have adgang til en 

række såkaldte systembærende egenskaber (se faktaboks). Dette er for at holde spændingen i elsystemet i et 

7/39

tilladeligt interval og for at gøre elsystemet robust over for fejlhændelser. De systembærende egenskaber leve‐ 

res i dag primært fra de centrale kraftværker, der er tilsluttet transmissionsnettet. 

Faktaboks – systembærende egenskaber 

Ved systembærende egenskaber forstås de ydelser, der er nødvendige for at opretholde en sikker og stabil drift af 

elsystemet, og som ikke tilvejebringes i reservemarkederne: 

Frekvensstabilitet: Opretholdelse af stabil frekvens ud over hvad balanceringen i de aktive effektmarkeder formår. 

Til frekvensstabilitet knytter sig inerti, frekvensreserver og transiente reserver. 

Spændingsstabilitet: Opretholdelse af stabil spænding med mindst mulig transport af reaktiv effekt og maksime‐ 

ring af den aktive effekttransport. Til spændingsstabilitet knytter sig VAr‐reserver og spændingskvalitet. 

Kortslutningseffekt: Opretholdelse af et passende kortslutningseffektniveau, som ikke er så stort, at komponenter 

ødelægges i tilfælde af kortslutninger i elsystemet. Samtidig skal kortslutningseffekt være stor nok til, at det er 

muligt at drive elsystemet, så både de klassiske jævnstrømsforbindelser (HVDC) og anvendte relæbeskyttelser kan 

fungere. 

Den fortsatte udbygning med vindkraft og øgede miljøkrav medvirker til, at flere centrale anlæg i disse år tages 

ud af drift eller får forlænget startvarsel (mølposelægning). Dette gør det vanskeligere at tilvejebringe de sy‐ 

stembærende egenskaber fra centrale anlæg. Behovet for at supplere de systembærende egenskaber fra de 

centrale anlæg er allerede til stede i dag, og behovet vil øges de kommende år. 

Teknisk set kan de nødvendige systembærende egenskaber alternativt tilvejebringes ved at indbygge kompo‐ 

nenter i transmissionsnettet. Komponenterne er primært SVC/STATCOM‐anlæg og synkronkompensatorer. 

Fordelene ved disse komponenter, i forhold til de traditionelle kraftværker, er, at de er specielt beregnet til at 

levere systembærende egenskaber uden samproduktion med energi. De forventes derfor også at være væsent‐ 

lig billigere i drift. Til gengæld kan komponenterne i transmissionsnettet ikke levere energi ligesom kraftværker, 

vindmøller med flere. 

Energinet.dk arbejder ud fra et markedsperspektiv, hvor systembærende egenskaber i størst muligt omfang 

udbydes for dermed at sikre bredest mulig tilgang og sikre de bedste samfundsøkonomiske løsninger. Med 

hensyn til flere af de systembærende egenskaber er det vanskeligt at etablere et velfungerende marked, da 

udbuddet kan være meget begrænset inden for den geografiske lokation. Derudover er der en række udfor‐ 

dringer med at skabe præcise specifikationer for delkomponenter såsom kortslutningseffekt. Grundtanken er 

derfor at investere i anlægskomponenter i transmissionsnettet eller få leveret ydelsen fra et kraftværk, der 

eventuelt er ombygget, afhængig af hvilken løsning der har den bedste samfundsøkonomi. 

Komponenter i transmissionsnettet løser ikke problemstillinger vedrørende den aktive effektbalance generelt 

eller specifikke problemer i distributionsnettet, fx spændingsforhold og flaskehalse. Her kan Smart Grid‐ 

teknologierne især give et værdifuldt bidrag på sigt. 

2.4 Planlagt udbygning af distributionsnettet 

Udnyttelse af energien produceret på øget mængde af centrale og decentrale vindkraftanlæg vil betyde, at 

forbruget af elektrisk energi i forbrugsleddet skal øges. Samtidig skal forbruget i øget grad følge produktionen 

8/39

og ikke omvendt. Energitransporten i distributionsnettene vil altså stige, men effektbelastningen vil øges endnu 

mere, da vindkraften typisk vil have en væsentlig lavere kapacitetsfaktor, end elforbruget har i dag. 

Distributionsnettene vil i fremtiden blive belastet væsentlig mere end i dag og vil i fremtiden kunne udgøre en 

begrænsning for udnyttelsen af den vedvarende energi. Begrænsningerne vil være koncentreret i områder, 

hvor nyt elforbrug til opvarmning og transport optræder. 

Begrænsninger i form af utilstrækkelig netkapacitet kan imødegås med forstærkning af nettet eller ved styring 

af elforbruget ved hjælp af incitamenter eller direkte styring. Dertil kan større grad af overvågning i distributi‐ 

onsnettet betyde en større mulighed for at udnytte elnettet – se afsnit 2.5. Alle disse løsninger forventes at 

blive nødvendige, hvis der skal opnås en økonomisk fornuftig afvejning mellem investeringer og udnyttelse af 

den vedvarende energi. 1 

I dag er forstærkninger af nettet den altovervejende anvendte praksis ved dimensionering og udvikling af di‐ 

stributionsnettet. Skal fremtidens distributionsnet drives mere "Smart" og kapaciteten i distributionsnettene 

udnyttes bedre, skal der ske en teknologisk udvikling, der muliggør styring af elforbruget samt en udvikling i 

den måde, hvorpå netvirksomhederne hidtil har håndteret flaskehalse i nettene. 

2.5 Styring af distributionsnettet 

I distributionsnettet er der i dag kun en beskeden grad af målinger og automatisering. Målingerne og mulighe‐ 

der for via fjernbetjening at koble med elnettets brydere er i dag primært begrænset til de stationer, der forsy‐ 

ner 10‐20 kV‐nettet samt til det overliggende net. Distributionsselskabernes kontrolcentre har derfor kun ringe 

grad af indsigt i nettets tilstand på de lavere spændingsniveauer. Der er derfor også relativt stor usikkerhed om 

den faktiske belastning af nettet på 10‐20 kV‐niveau og 0,4 kV‐niveau og dermed et lille kendskab til, om nettet 

er udnyttet tæt på kapacitetsgrænsen. 

Ved at øge antallet af målinger i nettet kombineret med mulighed for fjernbetjening af centrale netstationer 

(20‐10/0,4 kV) vil en større del af nettets belastningsevne kunne udnyttes, og forstærkninger af nettet vil kunne 

udskydes, måske helt undgås. Styring af forbrug og produktion vil typisk ske indirekte via markedsmekanismer, 

eventuelt kombineret med bilaterale aftaler med større producenter/forbrugere. Princippet om, at distributi‐ 

onsnettene skal kunne levere den efterspurgte effekt, forventes fastholdt, dog vil prissignaler og bilaterale 

aftaler kunne anvendes til at flytte fleksibelt elforbrug væk fra spidslastperioderne. 

Enkelte distributionsselskaber har allerede igangsat projekter, der har som mål at opnå en større udnyttelse af 

distributionsnettets kapacitet. Et eksempel er DONG Energys Smart PIT projekt, hvor eksisterende og hidtidige 

separate data kombineres i en samlet datakilde, suppleret med måledata fra overvågede netstationer i distri‐ 

butionsnettet. Dette gør det muligt kontinuert at estimere tilstanden i distributionsnettet og dermed belaste 

nettets komponenter tættere på deres termiske dimensioneringsgrænse, se Bilag 2. 

1 Ref. "Smart Grid I Danmark". 

9/39

3 Relevante internationale tendenser 

Smart Grid er ikke kun på dagsordenen i Danmark, men i hele verden. Udviklingen i Europa er i vid udstrækning 

drevet af klimaudfordringen og målet om indpasning af vedvarende energi, mens den i næsten alle andre lande 

handler om at bruge Smart Grid til at fordele forbruget for at undgå overbelastning i elsystemet. 

Sammenlignet med andre lande er Danmark på mange måder allerede nået langt på vejen mod et Smart Grid. 

Danmark har opnået international anerkendelse for at have udviklet et system, hvor hundredvis af mindre 

kraftvarmeværker og endnu flere vindmøller i stadig større grad deltager på markedsvilkår. 

Afledt heraf og af satsningen på nye arkitekturer for styring, kommunikation og overvågning i elsystemet er 

Danmark globalt anerkendt som et af de førende lande på Smart Grid‐området. 

Dansk deltagelse i internationale Smart Grid‐aktiviteter er centralt for at sikre en afstemning af udviklingen i 

Danmark og udlandet, og Danmark er velrepræsenteret i den europæiske Smart Grid‐udvikling, både når det 

gælder forsknings‐ og demonstrationsprojekter, og når det gælder standardiseringsarbejdet. 

3.1 Globale tendenser 

I Kina, Singapore, Sydkorea med flere er dagsordenen for Smart Grid at få skabt tilstrækkelig elforsyning til de‐ 

res vækstcentre. Smart Grid er med til at styre elforsyningen til industri og andet erhverv for uhindret vækst, 

mens andet elforbrug så periodisk kan afbrydes. Der er kun meget lidt vedvarende energi involveret. 

I Sydkorea har regeringen fastlagt et mål om 30 pct. CO2‐reduktion i forhold til det fremskrevne CO2‐niveau i 

2020. I den forbindelse satses blandt andet stort på etablering af en "Smart Grid Test Bed" på øen Jeju. Test 

Bed'en skal blandt andet anvendes til at teste avancerede Smart Grid‐teknologier og udvikle forretningsmodel‐ 

ler. Test Bed'en skal også fungere som fundament for kommercialisering og industriel eksport af Smart Grid‐ 

teknologier. Øen har modtaget 64,5 milliarder Koreanske Won (= 300 millioner DKK) til etableringen af Test 

Bed. Koreas langsigtede vision er et fuldt udbygget nationalt Smart Grid i 2030. 

I USA har et stort anlagt recovery program med 80 milliarder USD i vid udstrækning affødt projekter til at rette 

op på elsystemets mest nedslidte og forældede dele. Elforbruget og elproduktionen kan ikke følges ad, og der‐ 

for søger man med Smart Grid‐initiativer at kunne afbryde udvalgte elkunder for at skabe balance i kritiske 

timer. Derudover fokuserer den amerikanske satsning på udvikling af forretningsmodeller for at honorere de 

deltagende elkunder, hvor Danmark kan lære meget af de amerikanske tanker. 

Afledt af regeringens Energy Independence and Security Act of 2007 er der i USA blevet nedsat en Smart Grid 

Advisory Committee and Smart Grid Task Force og oprettet omfattende forsknings‐, udviklings‐ og demonstra‐ 

tionsprogrammer samt tilskudsordninger. 

I 2009 underskrev præsident Obama The American Recovery and Reinvestment Act of 2009, hvori der blandt 

andet allokeres 3,5 milliarder USD til Smart Grid‐investeringer og 700 millioner USD til Smart Grid‐ 

demonstrationsprojekter. Investeringerne omfatter projekter inden for avancerede målerinfrastruktur, slut‐ 

brugersystemer, distributionsnet, transmissionsnet, elektriske apparater samt integrerede og tværgående sy‐ 

stemer. Demonstrationsprojekterne har fokus på storskala el‐lagring, intelligente elmålere, overvågningsudstyr 

til transmissions‐ og distributionsnet og en række andre Smart Grid‐teknologier. 

10/39

Sideløbende med de officielle Smart Grid‐initiativer fra USA's regering er der etableret en alliance GridWise 

Alliance mellem 135 parter fra industri, forskningsinstitutioner, TSO'er samt andre fra elforsyningsbranchen. 

Medlemmerne er overvejende fra Nordamerika. 

GridWise Alliancens mission er nyudvikling af elsystemet for at opnå en fremtidig energiforsyning baseret på 

vedvarende energi, hvilket adskiller sig fra USA's officielle Smart Grid‐målsætning, der lægger større vægt på 

sikkerhedsaspekterne. 

3.1.1 Globale initiativer 

I april 2010 blev Global Smart Grid Federation (GSGF) oprettet med GridWise alliancen som en af initiativtager‐ 

ne. GSGF er en føderation af internationale Smart Grid‐medlemsorganisationer med deltagelse fra USA, Indien, 

Japan, Korea, Australien, Canada og Irland. GSGF har i dag mere end 650 individuelle medlemmer fordelt på 

Smart Grid‐medlemsorganisationer i de indtil videre syv medlemsorganisationer. 

På et internationalt energiministermøde i Washington i juli 2010 med deltagelse af blandt andet Europa‐ 

Kommissionen, USA, Kina, Indien, Frankrig, Japan, Storbritannien og Rusland var der enighed om at etablere 

International Smart Grid Action Network (ISGAN) med det formål at accelerere den globale udvikling og imple‐ 

menteringen af intelligente energisystemer (Smart Electricity Grids). 

Det internationale samarbejde om Smart Grid i Major Economic Forum – kaldet ISGAN – er blevet adopteret af 

IEA, hvor alle OECD‐lande er med. I IEA er ISGAN‐arbejdet slået sammen med ENARD (hvor Energinet.dk har 

deltaget). Den nye fælles platform for international koordinering og samarbejde om Smart Grid‐udviklingen får 

herefter hele IEA‐kredsens mulige deltagelse, herunder også EU. Danmark er indirekte med i arbejdet, idet 

Energinet.dk er blevet anmodet af Europa‐Kommissionen om at være EU's repræsentant i samarbejdet. 

3.2 Stærkt engagement fra Europa i Smart Grid 

Europa‐Kommissionen er meget stærkt engageret i Smart Grid‐udviklingen, da Intelligent Energy Network er et 

af de syv Strategiske Energy Teknologier (SET) til opfyldelse af EU's 20‐20‐20 klimamål. 

I EU er der desuden bred erkendelse af, at Smart Grid kan medvirke til at skabe "Green Jobs" og innovation 

blandt europæiske virksomheder. Der arbejdes i Kommissionen med et Blue Print (arbejdstegning) for udrul‐ 

ningen af Smart Grid i hele EU. 

På europæisk plan er der en række initiativer til fremme af Intelligent Electricity Networks. Der er dels det 

overordnede transmissionssystem, hvor der anvendes begreber som SuperGrid og Electricity Highway og dels 

for de lokale elnet, hvor Smart Grid er det mest udbredte begreb. 

På initiativ af Europa‐Kommissionen er der etableret et særligt European Industrial Initiative, som har fået nav‐ 

net EEGI (European Electricity Grid Initiative). Ud over Europa‐Kommissionen, TSO'er og DSO'er har 18 med‐ 

lemslande foreløbig indmeldt sig i samarbejdet. Fra Danmark prioriteres EEGI‐arbejdet højt. Danmark deltager 

ved Energistyrelsens EUDP‐sekretariat, og Energinet.dk har indirekte en medlemsplads, idet en af de fire TSO‐ 

pladser bestrides af Energinet.dk. EEGI har desuden et par repræsentanter fra komponentindustrien. 

EEGI‐samarbejdet har udarbejdet en fælles roadmap og implementeringsplan for de vigtigste projekter til un‐ 

derstøttelse af Smart Grid‐udviklingen i Europa. 

11/39

Den samlede roadmap dækker over projekter fra perioden 2010‐2018 med henblik på at kunne levere de nød‐ 

vendige bidrag til gennemførelse af EU SET‐planen. Der er lagt et budget på ca. 2 milliarder euro. Heraf forven‐ 

tes Europa‐Kommissionen at bidrage med ca. halvdelen, mens det er op til TSO‐/DSO‐tariffer og støtte fra med‐ 

lemslandene at sikre gennemførelsen. 

I 2010 har Europa‐Kommissionen under FP7 ENERGY foretaget tre udbud inden for EEGI‐planen. I projekterne 

bliver der dansk deltagelse fra Risø DTU, Aalborg Universitet og Energinet.dk. Til at fremme udviklingen af de 

mange kommende projekter er det Europa‐Kommissionens intention, at FP7 ENERGI skal fortsætte med at 

udbyde projekter. I 2011 kommer der foreløbig to udbud inden for TSO‐området og to inden for DSO‐området. 

I 2012‐arbejdsprogrammet er der allerede programsat hele fem udbud af Smart Grid‐projekter med særlig fo‐ 

kus på DSO'erne. Dansk Energi og Energinet.dk har igangsat en proces for at styrke de danske netvirksomhe‐ 

ders mulighed for at indgå i FP7 ENERGY projekter. Der arbejdes på, at FP8‐programmet også skal indeholde en 

betydelig ramme til energiområdet. Som yderligere finansieringsinstrument for større demonstrationsprojekter 

vil der i løbet af 2011 komme et nyt program fra DG ENERGY med en betydelig ramme. 

Der findes en Smart Grid Teknologiplatform, hvis publikationer danner grundlaget for det meste af Smart Grid‐ 

udviklingen, også angående it‐ og kommunikationsbehov. Danmark har haft central placering i tilblivelsen af 

dette arbejde, idet CET‐DTU har været med i ledelsen og Energinet.dk med i den særlige Mirror Group. 

3.2.1 TSO og DSOsamarbejde 

De 42 europæiske TSO'er, som er samlet i organisationen ENTSO‐E (European Network Transmission System 

Operator – Electricity), har i marts 2010 publiceret ENTSO‐E's R&D plan, som dannede grundlag for at etablere 

et fælles europæisk grundlag for udviklingen af Intelligent Electricity Networks. Planen er en 9‐årig europæisk 

R&D‐plan dækkende 2010‐2018. Planen har til formål at accelerere innovation og udvikling af elnettet til Smart 

Grid. Omkostningerne til dette programs forsøgs‐ og demonstrationsaktiviteter er opgjort til 2 milliarder euro. 

De mere end 4.000 Europæiske DSO'er er samlet i flere organisationer. Den mest Smart Grid‐orienterede er 

EDSO4SG (European Distribution System Operator For Smart Grids). Der er endnu ikke helt samme "fodslag" 

blandt DSO'erne som blandt TSO'erne. Det søges etableret i løbet af 2011 gennem en række workshops, hvor 

også danske DSO'er medvirker. 

12/39

4 Beskrivelse og tidshorisont for delelementer 

Smart Grid er en fælles betegnelse for det intelligente, moderne elsystem, der blandt andet kan bruges til at 

skabe større fleksibilitet og effektivitet i et vindkraftdomineret system. Gennem moderne kommunikationstek‐ 

nologi, automatik, overvågningssystemer, intelligente elmålere og nye it‐systemer kan der etableres en fleksibi‐ 

litet i elsystemet, som kan aktivere meget små elforbrugs‐ og produktionsenheder, som tidligere var passive. 

Dette vil skabe helt nye muligheder for indenlandsk balancering af elsystemet og vil også på sigt kunne fungere 

som et supplement til traditionelle systemydelser baseret på konventionel kraftproduktion og udenlandsk eks‐ 

port eller import af el. 

I det følgende afsnit beskrives, hvor langt udviklingen af et dansk Smart Grid forventes at skulle nå frem mod 

2020, hvis der effektivt skal indpasses 50 pct. vindenergi i systemet. Her skal det bemærkes, at Smart Grid kun 

er en del af løsningen for indpasning af 50 pct. vindkraft. De velfungerende internationale elmarkeder, tiltag for 

opretholdelse af forsyningssikkerheden og en stærk veludbygget infrastruktur er af afgørende betydning for, at 

den effektive udnyttelse af vindenergien kan finde sted. 

Udbygningstakten af et Smart Grid afhænger af hastigheden, hvormed vindkraften og de nye forbrug udbredes. 

50 pct. vindkraft i 2020 betragtes som en meget ambitiøs udbygning, som vil kræve forholdsvis hurtig imple‐ 

mentering af løsningerne og udbygning af infrastrukturen, for at indpasningen kan ske økonomisk effektivt. 

Smart Grid‐løsningerne skal være der til distributionsnettet, før end behovet for udbygninger er der, ellers mi‐ 

stes værdien af Smart Grid. 

4.1 Det intelligente elsystem i 2020 

Elsystemet i Danmark skal løbende udbygges i forhold til øgede krav om indpasning af vedvarende energi og 

fortsat mere velfungerende markeder. Omstillingen af energisystemet kræver en bred palet af løsninger, fx 

stærkere infrastruktur, øget fleksibilitet i forbrug og produktion samt implementering af Smart Grid‐løsninger i 

form af bedre styring og kommunikation. 

Der er identificeret syv områder, som har særlig fokus i omstillingen af energisystemet – se: 

1. Aktivt transmissionsnet (G1) 

2. Aktivt distributionsnet (G1) 

3. Fleksibel styring og afregning af forbrug (G2) 

4. Forbrugeren skal være aktiv (G4) 

5. Øget kommunikation og overvågning (G1) 

6. Stabilitet i et fluktuerende system (G1) 

7. Nye produkter (G4) 

De syv områder er illustreret på Smart Grid‐landkort og skal alle i en vis udstrækning være til stede i elsystemet 

i 2020, for at 50 pct. vindkraft kan indpasses effektivt. 

13/39

Figur 3 Smart Grid‐landkortet. Centrale elementer i fremtidens elsystem med Smart Grid. 

14/39

G1 arbejdsgruppens fokusområder 1, 2, 5 og 6 er beskrevet i det efterfølgende. Uddybninger omkring de øvrige 

fokusområder kan ses i "Issue Papers" udarbejdet af henholdsvis arbejdsgruppe 2 (fokusområde 3), arbejds‐ 

gruppe 3 (FUD) og arbejdsgruppe 4 (fokusområde 4 og 7). 

4.2 Et aktivt transmissionsnet 

Frem mod 2020 skal transmissionsnettet fortsat udvides og ombygges kraftigt med nye udlandsforbindelser, 

stor indfasning af VE‐produktion og kabellægning af mange, nye lange strækninger. Særligt den tættere kobling 

til udlandet og de mange havmølleparker øger energiflowet i elsystemet. Samtidig ønskes en bedre udnyttelse 

af elsystemet. Det stiller øgede krav til driften af transmissionsnettet i form af øget omfang og kompleksitet til 

de nye styringer og automatiseringer, som er nødvendige for at realisere driftsformerne tættere på de tekniske 

grænser. 

Et aktivt transmissionsnet i 2020 betyder: 

- Stærkere indenlandsk transmissionsnet og kabellægning af nye 400 kV‐forbindelser. Restrukturering 

i forbindelse med kabellægning af 132‐150 kV‐nettet udnyttes til at sikre forstærkning og tilpasning 

til fremtidige behov. 

- Fortsat bedre udnyttelse af transmissionsnettet via mere rådighed for markedet samt samfundsøko‐ 

nomisk afvejning i forhold til reservation af reserver. 

- Stærkere kobling af det danske elsystem til det europæiske net. Det betyder nye transmissionsfor‐ 

bindelser til nabo‐områder. 

Med implementering af de allerede forventede udbygningsplaner forventes elsystemet at kunne 

håndtere de kommende transporter afledt af 50 pct. vindkraft i 2020. Yderligere forbindelser kan 

komme til i tilfælde af, at det viser sig samfundsøkonomisk effektivt. 

- I 2020 er omfanget og kompleksiteten af nye styringer og automatiseringer i driften af transmissi‐ 

onsnettet øget betydeligt, hvilket sikrer bedre udnyttelse af transmissionsnettet og fortsat høj forsy‐ 

ningssikkerhed. På længere sigt er der behov for overgang til et fuldt aktivt transmissionsnet, hvor 

behovet for menneskelig indgriben er minimalt. 

- De nødvendige systembærende egenskaber tilvejebringes ud fra samfundsøkonomiske overvejelser 

fx ved at indbygge komponenter i transmissionsnettet eller få leveret ydelserne fra produktionsan‐ 

læg eller forbrugere. 

4.3 Et aktivt distributionsnet 

50 pct. vind i elproduktionen vil med al sandsynlighed betyde, at forbruget af el i forbrugsleddet øges blandt 

andet ved at flytte transport og varme over på el, og at forbruget i høj grad skal følge produktionen og ikke 

omvendt. Den danske målsætning om reduktion af CO2 i varme‐ og transportsektoren forventes at foranledige, 

at elanvendelsen også i disse sektorer øges efterhånden, som vindkraftproduktionen øges primært i form af 

energieffektive løsninger, som varmepumper og elbiler. Transporten af el i distributionsnettene vil dermed 

være øget. 

I 2020 skal begrænsninger i form af utilstrækkelig netkapacitet være imødegået dels ved forstærkning af nettet 

og dels ved styring af elforbruget ved hjælp af incitamenter eller direkte styring. Afvejningen mellem netud‐ 

15/39

ygning og styring er opnået ved en fornuftig økonomisk afvejning mellem investeringer og udnyttelse af den 

vedvarende energi. 

Et aktivt distributionsnet i 2020 betyder: 

- Forstærkning af distributionsnettene samt introduktion af styring af elforbruget ved hjælp af incita‐ 

menter eller direkte styring. Herunder er afregning af elforbrugerne på timebasis eller på kortere in‐ 

tervaller en forudsætning. 

- Bedre udnyttelse af distributionsnettenes kapacitet via større kendskab til faktisk belastningssituati‐ 

on samt højere grad af fjernkontrol/automation af koblingstilstanden i nettene. 

- Metoder er udviklet og implementeret til håndtering af lokale netbegrænsninger i kombination med 

den overordnede systemoptimering. 

- Forretningsmodeller, planlægningsværktøjer og onlinesystemer er udviklet til håndtering af begræn‐ 

set kapacitet samt flaskehalse i distributionsnettet. 

4.4 Øget kommunikation og overvågning 

Når det samlede produktionsapparat fremover vil bygge på mere og mere fluktuerende produktion, vil der 

stilles øgede krav til styring og overvågning af elsystemet, herunder vil der blive et øget behov for udvikling af 

styringskoncepter, der dækker både elproducerende og elforbrugende apparater. Målet med fremtidens sty‐ 

ringskoncept er at få det bedst mulige samspil mellem styringen af elsystemet, elproduktionen og elforbruget. 

Udgangspunktet er anvendelse af markedsmekanismer. 

I 2020 er et sådant nyt styringskoncept for fremtidens elsystem under implementering. Styringskonceptet kan 

håndtere dels effektiv effektbalancering mellem forbrug og produktion, så ressourcerne er til rådighed og kan 

aktiveres gennem markeder, bilaterale aftaler eller tekniske krav og dels aktiv styring af elnettet, der sikrer, at 

kapaciteten udnyttes samfundsøkonomisk optimalt, og at elsystemet drives tættere på grænserne. 

Øget kommunikation og overvågning skal i 2020 omfatte: 

- Fremtidens kommunikationsinfrastruktur baseret på standardiserede kommunikationsgrænseflader 

med genbrug af eksisterende kommunikationsløsninger er under implementering i den udstrækning, 

det er økonomisk rentabelt. 

- Automatisk styring af elsystemet er sikret i vidt omfang. 

- Standardiserede løsninger er gradvist udviklet og implementeret. 

4.5 Stabilitet i et fluktuerende elsystem 

Aktivering af ressourcer fra forbrug, produktion og gennem netløsninger til at balancere systemet sker gennem 

de såkaldte systemydelser, som Energinet.dk håndterer. Det sker gennem markeder, bilaterale aftaler og med 

tekniske krav. Der er fokus på, at systemydelser i højere grad markedsføres – nationalt og gennem sammen‐ 

kobling på europæisk niveau, sådan at brug af systemydelser i højere grad sker over landegrænser. 

16/39

Øget indfasning af vindenergi giver anledning til, at centrale produktionsanlæg ikke kan basere indtjeningen på 

kun at levere energi i samme omfang som tidligere. De centrale anlægs fortsatte drift vil derfor være afhængig 

af, om der er behov for levering af systemydelser, levering af varme osv. I fremtiden forventes derfor væsent‐ 

ligt flere driftstimer uden klassiske/kendte systembærende egenskaber i kraft af, at de centrale anlæg altid var 

på nettet til at levere energi. 

Systembærende egenskaber vil i fremtiden blive leveret fra en lang række leverandører, herunder et stigende 

antal elproducerende anlæg, nye anlægskomponenter i elsystemet samt forbrugere. 

Fremtidens systemydelser skal i højere grad håndteres og aktiveres ud fra samfundsøkonomiske overvejelser 

og på øgede markedsmæssige vilkår. På den måde sættes en pris på ydelsen, som transparent er til rådighed 

for de mange forskelligartede leverandører. Dermed synliggøres behov og pris, og flere ressourcer tiltrækkes. 

Stabilitet i et fluktuerende system skal i 2020 underbygges med: 

- De systembærende egenskaber tilvejebringes ud fra samfundsøkonomiske overvejelser. Installering 

af tilstrækkelige systembærende egenskaber i elsystemet er sikret som erstatning for centrale anlæg, 

der er taget ud af drift. 

- I 2020 er det klarlagt, i hvilket omfang Smart Grid‐teknologierne kan levere dele af disse systemydel‐ 

ser fra distributionsnettet på langt sigt. 

- En øget indsats for at fremme markedsløsninger, der tilvejebringer alternative effekt‐ og energires‐ 

sourcer i de timer, hvor de centrale kraftværker ikke forventes at være i drift. 

- At der gennemføres tekniske og samfundsøkonomiske analyser, som ser på konkrete forretningsmo‐ 

deller til betaling af de systembærende egenskaber, der skal være til stede for at sikre en tilstrække‐ 

lig stabil elforsyning og høj elkvalitet, herunder forretningsmodeller til at aktivere lokal spændingsre‐ 

gulering. 

17/39

5 GAPanalyse og udfordringer 

I det følgende afsnit er de identificerede gaps og de deraf afledte udfordringer inden for udvikling af elnettet i 

relation til Smart Grid identificeret og beskrevet. GAP‐analysen er baseret på de indledende beskrivelser i af‐ 

snittene 2, 3 og 4 samt rapporten "Kortlægning af den danske elbranches Smart Grid FUD indsats" 2 . 

GAP‐analysen fokuserer på de "tekniske gaps", som er identificeret i forhold til elsystemets behov ved integra‐ 

tion af 50 pct. vind i 2020, da "markeds‐ og incitamentsmæssige gaps" er beskrevet af de øvrige arbejdsgrupper 

i Smart Grid Netværket. 

5.1 Et aktivt transmissionsnet 

Transmissionsnettet udvides, ombygges og kabellægges kraftigt i de kommende år. Samtidig ønskes en bedre 

udnyttelse af de eksisterende ledninger, så transmissionsnettet kan drives tættere på de termiske grænser. 

De ændringer stiller øgede krav til driften af transmissionsnettet, som bliver både mere omfangsrig og mere 

kompleks. Derfor er der behov for en gradvis overgang til mere automatiske styringer og et delvist aktivt 

transmissionsnet. 

Det er altså nødvendigt at øge graden af automatisering i overvågning og styring af eltransmissionsnettet. 

Overvågningen af elsystemet skal styrkes ved at fortsætte udviklingen med indførelse af nye målemetoder, 

avanceret tilstandsovervågning og ‐ estimering 3 , online driftsstøtteværktøjer, osv. 

Muligheder for automatiske styringer vil være relevante at undersøge for: 

• spændingsregulering ved produktionsanlæg i transmissionsnettet, som vindmølleparker og større 

kraftvarmeværker 

• øget kabellægning og behov for kompensering med shunte ved over‐/underspænding 

• spændingsregulering ved jævnstrømsforbindelserne (HVDC) 

• reaktiv effektregulering ved relevante knudepunkter i transmissionsnettet 

• værktøjer til driftsoperatører 

• målinger i forhold til tilstandsovervågning 

• osv. 

Disse udviklingsbehov imødegås i den løbende system‐, net‐ og driftsplanlægning hos Energinet.dk, og en del af 

opgaverne løses i et samarbejde med regionale transmissionselskaber, netvirksomheder, industri og universite‐ 

ter. Det er vurderet, at de nødvendige initiativer er og vil blive taget i dette arbejde, og der er derfor ikke givet 

anbefalinger til yderligere tiltag i denne rapport. 

5.2 Et aktivt distributionsnet 

Integration af mikroanlæg (varmepumper, elbiler, solceller m.v.) i lavspændingsnettet stiller øgede krav til 

håndtering af spændingskvaliteten og effektbalancen i distributionsnettet. Rapporten "Smart Grid i Danmark" 

udarbejdet af Dansk Energi og Energinet.dk skitserer de økonomiske aspekter ved at implementere mere aktiv 

2 Koordinationsudvalget for fremtidens elsystem, 25. januar 2011. 

3 Også kendt som Situation Awareness systemer. 

18/39

styring i distributionsnettet, men der er behov for at arbejde videre med udfordringen omkring de tekniske 

løsninger, så de samfundsmæssige gevinster ved Smart Grid bliver realiseret. 

Skal en større del af distributionsnettets kapacitet udnyttes, er det nødvendigt at have et større kendskab til 

den faktiske belastningssituation i nettene, kombineret med en højere grad af fjernkontrol/automation af kob‐ 

lingstilstanden i nettene, end det er tilfældet i dag. Balancen mellem investering i forstærkninger af nettet kon‐ 

tra overvågning og kontroludrustning skal findes ud fra en teknisk/økonomisk afvejning, men snittet er i høj 

grad afhængig af, i hvilken grad – og om – elforbrugerne er villige til at lade deres elforbrug styre eller indrette 

deres elforbrug efter økonomiske incitamenter. 4 

Kan elforbruget mobiliseres, vil investeringer i overvågning og kontroludstyr ikke kun kunne dækkes af, at net‐ 

tet kan dimensioneres tættere på spidsbelastningen, men også af, at nettet kan transportere en større energi‐ 

mængde ved, at den ledige kapacitet i timer, der traditionelt har lav belastning, udnyttes. 

Grundet nettets størrelse er det nødvendigt at opbygge beslutningsstøttesystemer, der dels monitorerer den 

aktuelle tilstand i distributionsnettene, dels kan give netoperatøren den nødvendige viden til at drive nettet 

tæt på dets kapacitetsgrænse uden at overskride dette. Nogle funktioner vil kunne automatiseres, så aktivering 

af fx op‐ og nedreguleringsydelser kan varetages af kontrolsystemet uden netoperatørens indvirkning. Sådanne 

beslutningsstøttesystemer er endnu ikke udviklet til distributionsnettene. 

Selv om indfasningen af mere vindenergi i elsystemet tager årtier, haster det med at få igangsat de nødvendige 

udviklings‐ og demonstrationsprojekter. De nye løsninger på fremtidens problemer i distributionsnettet skal 

udvikles på forkant, hvis ikke det er de traditionelle løsninger (forstærkning af nettet), der skal tages i anven‐ 

delse. 

Samtidig er det væsentligt, at der igangsættes demonstrationsprojekter og pilotprojekter, der i praksis fx skal 

vise, hvilken grad af styring og overvågning af distributionsnettet, der er rentabel at indføre, sammenholdt med 

omkostningerne til traditionel netforstærkning. 

Der arbejdes løbende med dette i de ansvarlige netvirksomheder og i Dansk Energi. Samtidig har "Koordinati‐ 

onsudvalget for fremtidens elsystem" – et samarbejde mellem Dansk Energi, Energinet.dk og netvirksomhe‐ 

derne – kortlagt den danske elbranches Smart Grid‐indsats samt behovet for nye indsatser. Afledt af de i Koor‐ 

dinationsudvalget identificerede behov vil projekter blive igangsat, efterhånden som det vurderes relevant. Der 

er derfor ikke fundet anledning til yderligere konkrete anbefalinger om analyser i forbindelse med aktiv styring 

af distributionsnettet. 

Der er derimod identificeret et behov for udarbejdelse af en implementeringsplan for udrulning af Smart Grid i 

branchen. Dette er udmøntet i en konkret anbefaling om et roadmap, som er beskrevet i afsnit 6. 

5.3 Øget kommunikation og overvågning 

Et fremtidigt intelligent elsystem medfører en række nye udfordringer for fagkategorien "Kommunikation" i 

elsystemet. En grundlæggende forudsætning er den fjernaflæste elmåler. Dertil skal sikres en effektiv koordine‐ 

ring af styring og regulering af store mængder distribuerede enheder som et af virkemidlerne til i fremtiden at 

øge fleksibiliteten i systemet, til at sikre balanceret forbrug og produktion, til sikring af systembærende egen‐ 

skaber og til at reducere behovet for netforstærkninger i distributionsnettet. Derfor forudses store udfordrin‐ 

4 Her er minimum timeafregning af forbrugerne en forudsætning. 

19/39

ger for den nuværende kommunikationsinfrastruktur, idet der skal udvikles og implementeres nye styringsstra‐ 

tegier og ‐funktioner. 

Fremtidens styringskoncept skal understøtte bedst muligt samspil mellem styringen af elsystemet, elproduk‐ 

tionen og elforbruget. Udgangspunktet er anvendelse af markedsmekanismer, men dertil skal den nødvendige 

tekniske aktivering i nøddrift identificeres. 

Der forventes således en gennemgribende omstrukturering af elsystemet med et væsentlig øget behov for 

kommunikation imellem alle lag i det fremtidige elsystem med Smart Grid. Herudover ses det, at der grundlæg‐ 

gende er en udfordring i den nuværende manglende kobling imellem elsystemets manuelt kobbelbare appara‐ 

ter og kommunikationssystemet. Endelig skal det understreges, at en konsekvent anvendelse af standardisere‐ 

de løsninger er af afgørende betydning for udviklingen af fremtidens intelligente elsystem. 

En anbefaling om roadmap og handlingsplan for et fremtidigt styringskoncept til at imødekomme dette udvik‐ 

lingsbehov (gap) er formuleret i afsnit 6. 

5.4 Stabilitet i et fluktuerende elsystem 

Den fortsatte udbygning med vindkraft og øgede miljøkrav medvirker til, at flere centrale anlæg i disse år tages 

ud af drift eller får forlænget startvarsel (mølposelægning). Dette gør det vanskeligere at tilvejebringe de sy‐ 

stembærende egenskaber fra centrale anlæg. Behovet for at supplere de systembærende egenskaber (blandt 

andet sikre spændingsstabiliteten) fra de centrale anlæg er allerede til stede i dag, og behovet vil øges de 

kommende år. 

Ud fra samfundsøkonomiske overvejelser skal det sikres, at der i tide sikres adgang til nødvendige systembæ‐ 

rende egenskaber ved på kort sigt at indbygge komponenter i transmissionsnettet eller om muligt fremskaffe 

ydelserne fra produktionsanlæg. 

På længere sigt forventes det, at Smart Grid‐teknologierne kan levere dele af de nødvendige systemydelser fra 

distributionsnettet. Potentialet herfor og disse alternativers konkurrencedygtighed er p.t. ikke tilstrækkeligt 

analyseret og skal analyseres nærmere i de kommende år. 

I forhold til opretholdelse af et robust transmissionsnet og stabilitet i elsystemet er det desuden en udfordring, 

at fremtidens elproduktion i højere grad vil komme fra vindmøller, solceller, brændselsceller og batterier, som 

alle baserer sig på såkaldt inverterteknologi. Inverterteknologien betyder, at disse nye komponenter – i mod‐ 

sætning til kraftværker ‐ ikke har særligt gode egenskaber til at hjælpe med at "holde balancen" i systemet. Det 

kræver derfor en særlig indsats at sikre fortsat stabilitet og balance i elsystemet. 

Der er i dag ikke tilstrækkelig viden om mulige konsekvenser for elsystemet ved den inverterbaserede elpro‐ 

duktion, og hvordan elsystemets stabilitet kan opretholdes. Det er derfor nødvendigt at opbygge viden og fore‐ 

tage en række analyser i samarbejde mellem universiteter, industri, netvirksomheder og systemansvar om det‐ 

te. 

Behovet for systembærende egenskaber bliver løbende vurderet af Energinet.dk. Ligeledes vil de langsigtede 

teknologiske muligheder for at tilvejebringe disse også blive vurderet. I takt med den teknologiske udvikling 

forventes, at der på længere sigt vil komme flere nye leverandører af systembærende egenskaber. Disse nye 

muligheder vil blive inddraget i takt med, at de bliver kommercielt attraktive, og at det vil være det alternativ, 

20/39

der bidrager med den største samfundsøkonomi. Der er således ikke fundet anledning til yderligere anbefalin‐ 

ger på dette område. 

5.5 Styrkelse af standardiseringsarbejdet 

I forhold til den fremtidige drift af elsystemet med meget decentral elproduktion og styrbart elforbrug er det 

nødvendigt at opbygge en fremtidig kommunikationsstruktur, som bygger på internationale standarder. 

Den fremtidige kommunikation skal være baseret på standardiserede løsninger for kommunikationsstrukturer 

med veldefinerede grænseflader – i modsætning til de nuværende kommunikationsnetværk med ikke‐ 

standardiserede grænseflader og kommunikationsprotokoller. 

Det handler ganske enkelt om at gøre elsystemet og den nye kommunikationsinfrastruktur så åben og nem at 

tilgå, at både nye små produktionsanlæg og forbrugsudstyr kan kobles sammen med nemme Plug‐n'Play løs‐ 

ninger. 

Der er derfor i afsnit 6 opstillet en række anbefalinger, som rettes mod at sikre en fortsat styrkelse af standar‐ 

diseringsarbejdet. 

5.6 Vurdering af samfundsøkonomi i udfordringerne/investeringer 

Energinet.dk og Dansk Energis beregninger viser – i lighed med internationale undersøgelser – at der er god 

samfundsøkonomi i at satse på Smart Grid sammenlignet med en traditionel udbygning af elsystemet. 5 

5.6.1 Investeringer og markeder – dansk position 

Sammenfattende er der tale om meget betydelige internationale investeringer i grøn omstilling af energisyste‐ 

met. Investeringer i Smart Grid forventes at være et væsentligt element i disse globale investeringer. Smart 

Grid vil muliggøre, at de samlede investeringer kan nyttiggøres optimalt. 

Det amerikanske analysefirma Zpryme har opgjort værdien af og forventningerne til vækst i det globale marked 

for Smart Grid. De forventer, at det i 2014 vil udgøre 171,4 milliarder USD med en vækstrate på næsten 20 pct. 

om året. Der er et meget stort, kraftigt voksende og veldokumenteret internationalt markeds‐ og erhvervsud‐ 

viklingspotentiale inden for Smart Grid. 

IEA har opgjort behovet for offentlig forskning og udvikling og demonstration inden for Smart Grid til 10‐20 

gange det aktuelle niveau på omkring 500 millioner USD årligt. Behovet er mellem 5 og 10 milliarder USD årligt, 

konkluderes det. 

Danmark har et stærkt internationalt udgangspunkt for Smart Grid. Generelt er det indtrykket, at Danmark, 

sammenlignet med større lande, ikke har så mange F&U‐midler til rådighed, men at vi til gengæld er længst i 

forhold til realisering af løsninger i det reelle elsystem. En række faktorer er medvirkende til, at Danmark og 

dansk industri har et unikt udviklingspotentiale på området. 

Danmark har et unikt energisystem med meget høj andel af vedvarende energi. Det gør energisystemet veleg‐ 

net som platform for udvikling af fremtidens Smart Grid‐teknologier. Der rådes i Danmark over viden, data og 

5 Ref. "Smart Grid i Danmark" – Dansk Energi og Energinet.dk. 

21/39

målinger, der giver en forståelse, som er afgørende for udvikling af Smart Grid‐teknologierne. Endvidere er der 

opbygget betydelige praktiske erfaringer om de udfordringer, der er behov for at få løst. 

Der er en betydelig viden hos både energiselskaber, forskningsinstitutioner og industri. Der har været afviklet 

en række EU‐finansierede Smart Grid‐projekter (fx IRED, DISPOWER, Microgrids, CRISP etc.) i årene omkring 

2000, hvor Danmark dog kun har været repræsenteret i meget ringe omfang. Danmark har inden for forskning i 

Smart Grid‐teknologier været lidt langsommere til at starte aktiviteter på området. Fra omkring 2005 er der 

dog i et dansk perspektiv sat betydelig fokus på forskning i Smart Grid, og på forskningssiden er Danmark i dag 

på linje med de lande, som er længst fremme på området. Danske demonstrationsaktiviteter som 

Energinet.dk's celleprojekt, elbilsprojektet EDISON og det EU‐finansierede EcoGrid EU har medvirket til, at 

Danmark i dag ligger helt front, når det kommer til demonstrationsaktiviteter. 

Danmark er imidlertid efter arbejdsgruppens indtryk ikke så godt gearet, når det gælder omsætning af de gode 

FUD‐aktiviteter til kommercielle løsninger. I den sammenhæng er det værd at bemærke, at Danmark på en 

række styrkepositioner ikke har været i hård konkurrence tidligere (indpasning af vind, Smart Grid v0) – det er 

en væsentlig anden situation i dag. 

Det er afgørende vigtigt, at der holdes fokus på Danmarks styrkepositioner inden for udvikling af elsystemet og 

Smart Grid. Dermed kan den unikke danske position på området videreudvikles og udnyttes optimalt i de 

kommende år, så der er mulighed for, at dansk industri kan få en andel i det kraftigt voksende globale marked 

for Smart Grid. 

5.7 Fleksibilitet i udrulningen af Smart Grid 

Et vigtigt element i styringskonceptet for fremtidens Smart Grid er fleksibilitet i forhold til udrulningen. Det er 

ikke samfundsøkonomisk effektivt, hvis størsteparten af Smart Grid‐investeringerne effektueres længe før, de 

reelle behov er til stede. 

De foreslåede styrings‐ og kommunikationsprincipper bygger derfor på en struktur, som gør det muligt at im‐ 

plementere løsninger, umiddelbart før behovet forventes at opstå. Eksempelvis skal flaskehalshåndtering lokalt 

et sted i distributionsnettet ikke være afhængig af implementering af hverken markedsstyring af ressourcerne i 

området eller af en overordnet overvågning og styring af hele distributionscellen. 

Forudsætningerne for at opnå fleksibilitet i udrulningen er: 

• distribueret intelligens og 

• standardiseret og sikker datakommunikation med 

• adgang for flere aktører til den enkelte ressource, samt 

• udveksling af information via de distribuerede ressourcer. 

For at sikre, at forudsætningerne er til stede for en fleksibel udrulning af Smart Grid, er det vigtigt med: 

• National koordination og valg af datakommunikationsstandarder for at sikre interoperabilitet mellem 

aktører og apparater, som forventes koblet til fremtidens Smart Grid. 

• Etablering af nationale testcentre for at validere eller typegodkende interoperabiliteten på apparater. 

22/39

• Hvor der ikke hurtigt opnås international konsensus omkring standarder for datakommunikation, er det 

nødvendigt at træffe nogle nationale valg på baggrund af den eksisterende national og international vi‐ 

den. 

• Det er nødvendigt at etablere en national organisering for at sikre den nødvendige it‐sikkerhed og flek‐ 

sibilitet i forhold til brug af moderne it‐teknologier i fremtidens Smart Grid. 

• Demonstration af alle Smart Grid‐elementer er nødvendigt, og det er nødvendigt at teste og demon‐ 

strere elementerne sammen. 

• Præstandardisering med aktive bidrag til den internationale standardisering med test og udvikling af 

standarderne i forsknings‐, udviklings‐ og demonstrationsprojekter. 

Samlet set er der behov for en koordineret indsats mellem industri, universiteter, netvirksomheder, markeds‐ 

aktører og myndigheder. 

For at imødekomme behovet for en øget indsats i forbindelse med standardiseringsarbejdet er der givet en 

række anbefalinger på området i det følgende afsnit 7. 

23/39

6 Anbefalinger 

Afledt af den udarbejdede GAP‐analyse og de identificerede udfordringer er der angivet en række anbefalinger 

til tiltag, som kan bidrage til at sikre effektiv og rettidig implementering af Smart Grid i et dansk elsystem med 

50 pct. vindkraft. 

Helt overordnet er der behov for politisk lederskab med klare målsætninger og strategier, så det er muligt at 

disponere for aktørerne i branchen. Derfor anbefales det også, at der så vidt muligt sikres langsigtede ramme‐ 

vilkår og langsigtede strategier fx for havmølleudbygninger i Danmark. 

I afsnit 6.1 er gruppens politiske anbefaling, som vedrører en styrkelse af standardiseringsarbejdet, beskrevet. 

Derudover er der i afsnit 6.2 angivet gruppens anbefalinger til brancheinitiativer, som der kan arbejdes videre 

med i et samarbejde mellem branchens aktører. 

Ansvar for implementeringen og den tidsmæssige prioritering er anført til sidst ved hver enkelt anbefaling. Den 

tidsmæssige prioritering er foretaget ud fra kort sigt (2012‐2013), mellemlangt sigt (2013‐2015) og længere sigt 

(2015‐2020). 

6.1 Styrkelse af standardiseringsarbejdet 

Udrulningen af Smart Grid er i særlig grad afhængig af, at der bliver indgået internationale aftaler om standar‐ 

der for kommunikation mellem udstyret og elsystemets aktører. Arbejdet foregår i en række standardiserings‐ 

organer som fx CENELEC og med dansk deltagelse. Den danske position er, at standarderne skal være åbne og 

tillade, at kunderne ubesværet kan skifte leverandører og udstyr uden at være bundet af bestemte producen‐ 

ter. Interoperabilitet er et nøgleord både for komponent‐leverandører, drift af systemerne og for kundernes 

tilfredshed. Målsætningen er, at der for både forbrugsapparater og mindre produktionsanlæg kan blive en 

Plug 'n Play fremtid, hvor standarder er så udbredt, at kunderne nemt kan tilslutte nyt udstyr. 

I forbindelse med standardiseringsarbejdet er en vigtig aktivitet præstandardisering, hvor man anvender forsk‐ 

ningsprojekter som afsæt til at påvirke og øge indflydelse i standardiseringsarbejdet. I den forbindelse er der 

også behov for at styrke den nationale måletekniske platform omkring elektrisk metrologi og kalibrering. Stan‐ 

dardiseringsarbejdet forudsætter et metrologisk beredskab, også gennem dansk deltagelse i internationalt 

kalibrerings‐ og metrologisk arbejde vil sikre en stærkere dansk stemme i standardiseringsarbejdet. 

Der er brug for national opmærksomhed og politiske initiativer på følgende udvalgte områder for at fremme 

udviklingen og sikre Danmarks position i Smart Grid‐udviklingen. 

6.1.1 Ladestandere for elbiler 

Beslutning om dansk kravspecifikation for, hvilke tekniske egenskaber og kommunikationsteknologier der skal 

gælde for alle ladestandere til elbiler, som opstilles i Danmark, byggende på europæiske standarder. Holland og 

Tyskland har truffet beslutninger til stor glæde for både netvirksomhederne og industrien. Energistyrelsen har i 

2010 udarbejdet rapport om ladestandere i det offentlige rum, der allerede har et grundigt analysegrundlag. 

Rapporten "El‐ og hybridbiler – samspil med elsystemet" kan læses på Energistyrelsens hjemmeside. 

24/39

Det anbefales, at ministeren sammensætter et hurtigt arbejdende udvalg med repræsentation fra rele‐ 

vante aktører med henblik på, at der i efteråret 2012 kan foreligge en rapport med anbefalinger til en 

aftale om en dansk kravspecifikation for ladestandere til elbiler, byggende på europæiske standarder, til 

efterfølgende politisk beslutning. 

Tidshorisont er kort sigt (2012‐2013). 

6.1.2 Smart Meter – elmålere 

Beslutning om dansk kravespecifikation for, hvilke tekniske egenskaber og kommunikationsteknologier der 

minimum skal gælde for nye elmålere – Smart Meter, som opsættes i Danmark, byggende på europæiske stan‐ 

darder. Flere lande har truffet lignende nationale aftaler med netvirksomheder, hvorved der sikres højt og 

fremtidssikret niveau. Energistyrelsen har udarbejdet en række rapporter på området, som kan danne grundlag 

for arbejdet. 

Det anbefales, at ministeren sammensætter et hurtigt arbejdende udvalg med repræsentation fra rele‐ 

vante aktører med henblik på, at der i efteråret 2012 kan foreligge en rapport med anbefalinger til en 

aftale om en dansk kravspecifikation for nye elmålere, byggende på europæiske standarder, til efterføl‐ 

gende politisk beslutning. 


6.1.3 Dansk Standard 

Det er vigtigt, at Dansk Standard fortsat er vært for arbejdsgrupper og tager initiativ til den danske deltagelse i 

internationalt standardiseringsarbejde. For at fremme udviklingen inden for standarder på Smart Grid‐ 

relaterede områder er der brug for, at Dansk Standard får et styrket mandat og mulighed for at inddrage flere 

danske erhvervsvirksomheder og fagmiljøer og forbrugerne i arbejdet. Meget arbejde foregår i dag frivilligt og 

for egen regning, hvilket holder flere små erhvervsvirksomheder tilbage for deltagelse. Det er et problem, som 

bør afhjælpes. 

Det anbefales, at ministeren tager initiativ til at sikre de fornødne bevillingsmæssige rammer – eller 

prioriteter inden for nuværende – til, at Dansk Standard kan fremme arbejdet med Smart Grid‐ 

relaterede standarder – herunder indførelse af en pulje hvorfra mindre erhvervsvirksomheder, forbru‐ 

gerrepræsentanter og personer fra fagmiljøer kan opnå refusion af en del af deres omkostninger ved 

deltagelse i standardiseringsarbejdet vedrørende Smart Grid. 


6.1.4 Testfaciliteter til eftervisning af Smart Grid funktionalitet 

Udbydere af Smart Grid‐produkter og løsninger har behov for testfaciliteter, som er med til at styrke en dansk 

position, der gør det muligt at få afprøvet og eftervist deres apparaters og it‐løsningers interoperabilitet i hen‐ 

25/39

hold til de internationale Smart Grid‐standarder. Det er produkter som varmepumper, solcelleanlæg, hus‐ 

standsmøller, elbiler osv., der i fremtiden skal have Smart Grid‐funktionalitet. Ligeledes har forbrugere og aktø‐ 

rer brug for vished om, at de vælger apparater, som er Smart Grid‐kompatible. På længere sigt er det et mål, at 

forbrugere og aktører får en fælles europæisk mærkningsordning baseret på gennemarbejdede og komplette 

standarder, så implementering i fremtidens Smart Grid bliver Plug n' Play, se Bilag 4. 

Typegodkendelse og mærkningsordning skal tage hensyn til europæisk regulering på området og være kompa‐ 

tibelt med tilsvarende godkendelsesordninger i andre EU‐lande. Herudover skal der også arbejdes for at bringe 

test af interoperabilitet i Smart Grid it‐løsninger ind i en europæisk eller international ramme. Kompetente 

testfaciliteter skal være uvildige organer, som har viden og ressourcer til at gennemføre test og afprøvning, og 

som kan bidrage til udviklingen mod den fælles europæisk mærkningsordning. Der findes fagmiljøer på fx Risø‐ 

DTU, PowerLabDK og Teknologisk Institut, der kan forestå dette arbejde. 

Det anbefales, at ministeren tager initiativ til, sammen med DI Energibranchen og relevante aktører i 

branchen, at der indføres en dansk Smart Grid‐testordning med henblik på at bringe dansk industri på 

forkant og bidrage til udviklingen af en fælles europæisk typegodkendelse og mærkningsordning af 

elproducerende og elforbrugende apparater. 

Tidshorisont er mellemlangt sigt (2013‐2015). 

6.2 Anbefalinger til initiativer til branchen 

6.2.1 Fremtidigt styringskoncept for elsystemet 

Når det samlede produktionsapparat fremover bygger på mere og mere fluktuerende elproduktion, så er det 

nødvendigt med øgede krav til kommunikationssystemer for styring og overvågning af elsystemet – fra øverste 

transmissionsystem til lokale elnet og for såvel kommercielle aktører som netvirksomheder. 

Der er behov for udvikling og implementering af et fremtidigt kommunikations‐ og styringskoncept, som gør 

det muligt at opnå det bedst mulige samspil mellem styringen af elsystemet, elproduktionen og elforbruget. 

Energinet.dk har arbejdet med udvikling af et sådant styringskoncept for elsystemet med 50 pct. vedvarende 

energi i 2025. Konceptet er en model for, hvordan elsystemet i fremtiden kan styres med opdateret 

datakommunikation mellem elsystemets aktører, både kommercielle og netvirksomheder. Energinet.dk kalder 

det Koncept 2025 og lidt yderligere detaljer er beskrevet i Bilag 3. Denne Koncept 2025 beskrivelse vil være 

Energinet.dk's grundlag for samarbejde med branchens aktører om udmøntningen af et fremtidigt dansk 

elsystem i handlingsplaner. 

Udgangspunktet i styringskonceptet Koncept 2025 fra Energinet.dk er anvendelse af markedsmekanismer og 

markedsgørelse af relevante ydelser, suppleret med nødvendig teknisk aktivering i sjældent nøddrift af el‐ 

systemet. Energinet.dk har i Koncept2025 givet et sammenhængende bud på, hvordan denne lagdeling af 

kommunikationsinfrastrukturen kan organiseres til glæde for både kommercielle aktører, netejere, producen‐ 

ter og kunder. 

26/39

I et samarbejde mellem branchens aktører skal der udarbejdes handlingsplaner ud fra fælles vurderinger af 

fremtidens behov for ydelser og funktionalitet af elsystemet. Denne udmøntning skal baseres på erfaringer og 

viden om fremtidige behov fra elmarkeder, distributionsnet, transmissionsnet, it og datakommunikation. 

Danmark har allerede et velfungerende kommunikationssystem for de kommercielle aktørers samarbejde med 

tilknyttede produktionsanlæg. Dette system kræver opdatering til anvendelse af fremtidige internationale åbne 

standarder til sikring af størst mulig fleksibilitet for ejere af produktionsanlæg. De danske netvirksomheder 

(distribution og transmission) har gode kommunikationssystemer for styring og regulering af tekniske forhold i 

elsystemet. Disse systemer vil ligeledes have behov for at blive opdateret til nye åbne internationale standar‐ 

der. 

Fremtiden stiller supplerende krav om, at såvel de kommercielle som de tekniske datakommunikationsveje og ‐ 

systemer bliver udvidet og suppleret med mulighed for tilslutning af markant mere vedvarende energiproduk‐ 

tion på alle netniveauer. Og nok så vigtigt skal der etableres helt nye kommunikationsstrukturer for både 

kommerciel og teknisk nyttiggørelse af forbrugssiden i elsystemet. 

Den fulde nytte af mange distribuerede ressourcer for både elproduktion og elforbrug opnås bedst for alle el‐ 

systemets aktører ved at anvende åbne internationale standarder og en lagdelt opbygning af data‐ og styrings‐ 

strukturen. 

Styringskonceptets hovedprincip er, at den fremtidige datakommunikation blandt alle elsystemets aktører skal 

være baseret på en harmoniseret kommunikationsstrukturer med veldefinerede grænseflader. Data‐, styrings‐ 

og kommunikationsstrukturen skal følge allerede anvendte internationale standarder. Det handler ganske en‐ 

kelt om at gøre elsystemet og den nye kommunikationsinfrastruktur så åben og nem at tilgå, at både nye små 

produktionsanlæg og forbrugsudstyr i fremtiden kan kobles sammen med nem Plug n'Play løsninger. 

Det anbefales, at Energinet.dk, i samarbejde med branchen, tager initiativ til at udarbejde en fælles 

roadmap og handlingsplan for udrulning af et harmoniseret koncept for data‐ og kommunikationsinfra‐ 

struktur til styring af elsystemet i 2025. Arbejdet skal være afsluttet med udgangen af 2012, hvormed 

Danmark får en sammenhængende plan for udvikling og etablering af det fremtidige kommunikationssy‐ 

stem til optimering af kommerciel og teknisk drift af elsystemet. 


6.2.2 Fælles vision og roadmap i branchen 

Udvikling af fælles vision og roadmap i branchen om udvikling og udrulning af Smart Grid, så der opnås en fæl‐ 

les platform til at få besluttet og implementeret langsigtede og økonomisk effektive løsninger. I roadmappet 

skal der lægges særlig fokus på netselskabernes rolle. 

Roadmappet skal være med til at sikre, at alle aktører i Smart Grid‐implementeringen har afstemt forventnin‐ 

ger til, hvornår de enkelte teknologier har et reelt markedspotentiale. Roadmappet vil ligeledes indikere tids‐ 

mæssigt, hvornår der er behov for de nødvendige udviklinger af "elmarkedet", for at de enkelte ydelser i Smart 

Grid kan markedsgøres. 

27/39

Det anbefales, at Dansk Energi tager initiativ til, i samarbejde med relevante aktører i branchen, at få 

nedsat en arbejdsgruppe med henblik på, at der snarest kan foreligge et overordnet, konsolideret road‐ 

map for branchen. Roadmappet skal have særligt fokus på netvirksomhedernes rolle, sådan at imple‐ 

menteringen af Smart Grid løsninger koordineres og accelereres. Det bør bemærkes, at en række af Net‐ 

værkets anbefalinger vedrører politiske initiativer og andre brancheinitiativer, som ikke skal afvente 

etableringen af dette roadmap, men bør iværksættes her og nu ved de aktører, som er nævnt som an‐ 

svarlige i Netværkets anbefalinger. 

Tidshorisont er kort sigt (2012). 

6.2.3 Standardisering – Små produktionsanlæg 

Mange mindre elproducerende anlæg (op til 50 kW) bliver nu og fremover tilsluttet elsystemet helt lokalt. 

Energinet.dk udsteder Tekniske Forskrifter for, hvilke egenskaber der skal gælde i relation til eltekniske forhold. 

For Smart Grid er det også vigtigt at kunne kommunikere med disse anlæg. Plug n' Play kræver, at der sker ud‐ 

bredelse og indarbejdelse af standarder for kommunikation. Dette skal ses i sammenhæng med internationalt 

arbejde på området. 

Det anbefales, at Energinet.dk tager initiativ til, i samarbejde med Dansk Energi, at få nedsat en arbejds‐ 

gruppe med relevante aktører for at forberede danske krav om kommunikationsstandarder for mindre 

elproducerende enheder (op til 50 kW) med udgangspunkt i tilsvarende internationale standarder. Ar‐ 

bejdsgruppen skal omsætte de internationale standarder til fremtidige danske forskrifter, herunder af‐ 

klaring, hvordan området bør reguleres. 

Tidshorisont er mellemlangt sigt (2013‐2015). 

6.2.4 Indførelse af fælles informationsmodel i elsektoren 

Elsystemet med såvel tekniske som kommercielle aktører har brug for en fælles informationsmodel, hvorved 

data nemt kan formidles mellem aktørerne. Informationsmodellen skal tage afsæt i de fælles internationale 

Smart Grid‐standarder (IEC 61850, IEC 61970 og IEC 61968) samt sikre, at fokus ind mod forbruger‐ og service‐ 

udbyderdomænerne skal være på grænsefladen. 

Informationsmodellen er en forudsætning for: 

• at definere fælles dataegenskaber (attributter) for måling, status, kontrolsignal etc., sådan at alle rele‐ 

vante aktører kan aggregere data og/eller tilføje nye aggregerede egenskaber afhængig af aktørens ret‐ 

tigheder. 

• at minimere overhead i hele informationskæden til konvertering, fortolkning, og andre omsætnings‐ 

processer, som er påkrævet, når man ikke benytter en harmoniseret informationsmodel. 

• at sikre de nødvendige forudsætninger for, at aktørerne kan udvikle effektive og brugbare Plug n' Play 

løsninger. 

28/39

Det anbefales, at Energinet.dk og Dansk Energi tager initiativ til, i samarbejde med industrien og rele‐ 

vante aktører i branchen, at få nedsat en arbejdsgruppe med henblik på, at der ved udgangen af 2012 

kan foreligge en konsolideret anbefaling om den fremtidige danske informationsmodel i elsystemet. 

Arbejdet skal koordineres med et konsolideret styringskoncept for elsystemet og følge anbefalingerne 

fra risikovurderingen omkring datasikkerhed. 


29/39

Bilag 1 Aktiv styring af transmissionsnettet 

Transmissionsnettet udvides og ombygges kraftigt i disse år med nye udlandsforbindelser, stor indfasning af 

VE‐produktion og kabellægning af mange, nye lange strækninger. Samtidig ønskes en bedre udnyttelse af de 

eksisterende ledninger, så transmissionsnettet kan drives tættere på de termiske grænser. Der arbejdes derfor 

mod en øget aktiv styring af transmissionsnettet. 

Et eksempel på en aktiv spændingsstyring er løsningen implementeret til styring af nettilslutningen for havmøl‐ 

leparken Horns Rev. 2 (HRB) inklusive det 100 km lange kabel frem til 150 kV‐ station Endrup, skitseret i Figur 4. 

Figur 4 Nettilslutning af Horns Rev til transmissionssystemet. 

Spændingen på 150 kV‐anlægget på platformen tilkoblet over et så langt kabel ændrer sig med det reaktive 

bidrag fra havmølleparken. For at fastholde spændingen inden for en spændingstolerance på nogle få kV på 

transformerplatformen er der etableret en aktiv spændingsstyring i station Endrup. 

Alternativet til en aktiv spændingsstyring i Endrup var at installere en regulerbar reaktor på transformerplat‐ 

formen, men det havde krævet en større transformerplatform og introduceret en potentiel kritisk komponent 

offshore, hvor man har reducerede adgangsforhold i tilfælde af eventuelle fejl. 

Den aktive spændingsstyring i station Endrup overvåges via alarmer til kontrolcentret i tilfælde af afvigelser fra 

de fastlagte grænseværdier. Derved har kontrolcentret altid det fulde overblik og kan til enhver tid stoppe au‐ 

tomatikken og styre manuelt. 

30/39

Bilag 2 Aktiv styring af distributionsnettet 

Enkelte netvirksomheder har allerede igangsat projekter, der har som mål at opnå en større udnyttelse af di‐ 

stributionsnettets overføringskapacitet. Et eksempel er DONG Energys Smart PIT projekt, hvor eksisterende og 

hidtidige separate data kombineres i en samlet datakilde, suppleret med måledata fra overvågede netstationer 

i distributionsnettet, se Figur 5. 

Figur 5 Eksempel på igangsat projekt hos netvirksomheder. 

Kombinationen af data gør det muligt kontinuert at estimere tilstanden i distributionsnettet og dermed belaste 

distributionsnettets komponenter tættere på deres termiske dimensioneringsgrænse. Dimensioneringsgrund‐ 

laget for nyt net kan optimeres med den nye viden, og forstærkninger af distributionsnettet kan udskydes eller 

måske helt undværes. DONG Energys system har været i drift siden 2008, og DONG Energy har planlagt at vide‐ 

reudvikle systemet i projektet Power Hub, hvor fokus er driften af decentrale produktionsanlæg og fleksibelt 

elforbrug, som skal indpasses efter den ledige kapacitet i distributionsnettet. 

31/39

Bilag 3 Fremtidens styringskoncept 

Målet med fremtidens styringskoncept er at få det bedst mulige samspil mellem styringen af elsystemet, elpro‐ 

duktionen og elforbruget. 

Konceptet samler erfaringer og viden om fremtidige behov fra elmarkeder, distributionsnet, transmissionsnet, 

it‐ og datakommunikation – herunder følges udviklingen i den internationale standardisering, og der anvendes 

kendt viden fra arkitekturen i Internettet. 

Konceptets hovedelementer er: 

1. Effektiv effektbalancering 

2. Aktiv styring af elsystemet 

3. Intelligent aktivering og styring af ressourcer 

Faktaboks – fremtidens styringskoncept 

Effektiv effektbalancering – Med effektiv effektbalance forstås her aktivering af til rådighed værende 

forbrugs‐ og produktionsressourcer henholdsvis i markeder gennem bilaterale aftaler og med tekniske 

krav. Kravet er, at der til enhver tid, uanset sammensætningen af idriftværende produktionsanlæg, altid 

er balance mellem forbrug og produktion for at sikre en stabil frekvens på 50 Hz. 

For at optimere udbyttet fra de vedvarende energiressourcer i fremtiden har de forudgående analyser 

hos Energinet.dk og Smart Grid samarbejdet med Dansk energi fundet, at det er nødvendigt at aktivere 

langt mere forbrug til balancering af elsystemet. 

Aktiv styring af elsystemet – Aktiv styring af elsystemet skal sikre en effektiv udnyttelse af elsystemets 

overføringskapacitet for at optimere den samfundsøkonomiske nytte. Gennem en høj grad af observer‐ 

barhed i elsystemet kan elforsyningskomponenter dynamisk drives tættere på deres grænse afhængigt 

af deres og elsystemets aktuelle tilstand. Dette sker ikke blot ved overvågning af elsystemet, men 

sammen med overvågningen og ved at styre og regulere alle tilgængelige ressourcer for at optimere 

den samlede drift af elnettet. 

Intelligent aktivering og styring af ressourcer – For at regulerbare ressourcer mest effektivt kan være 

til rådighed for elsystemet, skal al datakommunikation mellem elsystemets aktører og til og fra alle 

elproducerende eller markedsstyrede elforbrugsressourcer bygge på fælles internationale standarder. 

For at sikre den mest fleksible og robuste håndtering af de store datamængder i Smart Grid er distribu‐ 

eret intelligens og intelligent aggregering af ressourcers egenskaber og information på flere niveauer 

den bedste løsning. 

1. Effektiv effektbalancering 

Effektbalance i fremtidens elsystem forventes først og fremmest opnået gennem spot og intraday elmarkeder‐ 

ne i tæt koblede pan‐europæiske markeder. Når de primære markeder er balanceret, vil det fortsat være nød‐ 

vendigt at efterregulere for at opnå den fuldstændige balance for at opretholde en stabil systemfrekvens. 

32/39

Efterreguleringen forventes også at ske gennem pan‐europæiske markeder i pan‐europæiske balanceområder, 

som er bestemt af de regionale begrænsninger i elsystemet. 

Reserver til uforudsete hændelser i elsystemet er fortsat Energinet.dk's ansvar at tilvejebringe på den sam‐ 

fundsøkonomiske billigste måde. Reserverne skal være klar til at udfylde det utilsigtede udækkede behov for at 

opnå effektbalance og dermed opretholde en stabil systemfrekvens. Mængden af reserver beregnes og reser‐ 

veres kontinuert (dynamisk) i forhold til ændringerne i driftssituationen. Reserver kan leveres af både elforbrug 

og elproduktion i både indland og udland i det omfang, elsystemets begrænsninger tillader det. 

I nøddriftsituationer kan driften af alle elproducerende anlæg og markedsstyret forbrug midlertidigt tvangssty‐ 

res via netvirksomhedernes tekniske VPP, indtil nødsituationen er ovre. 

En skitse, som viser de forskellige driftsformer i fremtidens elsystemet, kan ses i Figur 6. 

Monitering 

& 

automatisk 

systemkontrol 

i driftssekund 

Normal 

drift 

Skærpet 

drift 

Nøddrift 

Omr-Ø-drift 

Markedsdrift 

Specialregulering 

og tvangskørsel 

SpændingsogVarregulering 

Automatisk spændings-, 

frekvens- og 

effektregulering 

Figur 6 Styring af driftsformer i fremtidens elsystems. 

2. Aktiv styring af elsystemet 

Aktiv styring af elsystem skal sikre en effektiv udnyttelse af elsystemets overføringskapacitet set i forhold til at 

optimere den samfundsøkonomiske nytte og minimere behovet for netforstærkninger. Det er nødvendigt med 

en høj grad af målinger og status i elsystemet, så det gør det muligt at udnytte systemkomponenterne tættere 

på deres termiske grænser. 

For at sikre det nødvendige kendskab til den aktuelle driftssituation i elsystemet, samt fortsat sikre den rette 

spændingskvalitet i elsystemet, er det nødvendigt at: 

• anvende mere tilstandsovervågning og estimering af driftstilstande 

• kunne aktivere styrbare ressourcer, som både kan være elproduktion og elforbrug 

• indføre mere automatisk styring af elsystemet. 

Tilstandsovervågning af elsystemet sker, ud over tilstandsbaseret overvågning af enkeltkomponenter, ved 

hjælp af PMU‐målinger (PMU: Phasor Measurement Unit ‐ måleinstrument, som sikrer samtidige GPS‐ 

synkroniserede målinger hvor som helst i elsystemet) og GPS‐synkroniserede målinger i transformer‐ og netsta‐ 

33/39

tioner og med online måling af aktiv og reaktiv effekt (P og Q) og spænding (U) fra alle fjernaflæste elmålere i 

elsystemet. 

Spændingen og VAr‐flowet (reaktiv effekt) optimeres og stabiliseres i alle knudepunkter i transmissionsnettet 

ved en kombination af: 

• systemkomponenter 

• centrale elproducerende anlæg (vindkraft og kraftvarme) 

• aktive ressourcer fra distributionsnet. 

I distributionsnettene optimeres spænding og VAr‐flow lokalt ved, at spændingsregulatorerne i de tekniske VPP 

bruger netvirksomhedens egne komponenter sammen med de lokale forbrugs‐ og elproduktionsenheder med 

spændingsregulerende egenskaber. 

I Figur 7 er skitseret fremtidens udfordringer i distributionsnettet, hvor det forventes, at hovedparten af frem‐ 

tidens mikro VE bliver nettilsluttet. 

10 kV 

0,4 kV 10 kV 

0,4 kV 

10 kV 

0,4 kV 10 kV 

Figur 7 Stor variation i effektflowet i distributionsnettet gør det sværere at fastholde en stabil spænding. Intelligent styring af 

spændingen ved hjælp af aktive lokale ressourcer er derfor et godt alternativ til netforstærkning og kortere radialer. 

Mængde og placering af regulerbare ressourcer til rådighed skal være kendt på driftstidspunktet. Der skal også 

være tilstrækkelig information til stede om, hvilke ressourcer der vil kunne aktiveres i en given situation. På 

transmissionsniveau er det afgørende for forsyningssikkerheden og systemstabiliteten, at der altid er adgang til 

tilstrækkelige ressourcer, og der i videst mulig omfang er konkurrence om at levere disse systemydelser. 

Aktivering af ressourcer kan ske ud fra billigste øjeblikkelige bud efter aftale eller i henhold til tilslutningskrav. 

Styring og aktivering af ressourcer vil prioritere de allerede aktive ressourcer først, derefter kan stoppede res‐ 

sourcer blive aktiveret. Da der er tale om teknisk styring af elsystemet, har det betydning, hvor det aktiverede 

produktionsanlæg eller forbrugsanlæg er placeret. Det er derfor ikke altid muligt at vælge alternativer. 

0,4 kV 

34/39

3. Intelligent aktivering og styring af ressourcer 

Intelligent aktivering og styring af ressourcer håndteres mest effektivt ved at anvende distribueret intelligens 

via aggregering af lokale ressourcer. 

For at sikre den mest effektive og samfundsmæssige løsning er det nødvendigt, at fremtidens styringskoncept 

bygger på: 

• agent‐baseret teknologi med rollebaseret adgang til alle ressourcer (jf. IEC 62351) 

• fælles standardiseret informationsmodel (jf. IEC 61850‐7‐x) 

• aggregering i flere niveauer 

• fleksible styringshierarkier så tæt på Plug 'n Play som muligt 

• internationale standarder for interoperabilitet 

• internet baseret kommunikation til slutbrugerne 

• distribueret ansvar og formidling af data. 

Derudover skal det sikres, at det fulde behov for intelligent aktivering og styring af ressourcer opnås, hvilket 

kræver: 

• en åben, fleksibel og sikker kommunikationsinfrastruktur 

• sikret og betroet kommunikation af måle‐ og afregningsdata 

• tilgængelighed af måle‐ og afregningsdata 

• udveksling af online information mellem aktører skal ske decentralt via den enkelte ressource 

• myndigheder skal foreskrive krav om kommunikationssnitflader mellem private aktører, netvirksomhe‐ 

der og elmarkedets aktører. 

Kommunikationsinfrastrukturen skal i videst muligt omfang bygges på åbne offentlige datanetværk (fx inter‐ 

net). Datakommunikationens informationsmodeller og datasikkerhed baseres på de internationale standarder i 

og omkring IEC 61850‐serien. 

Kommunikationsinfrastrukturen til alle måle‐ og afregningsdata af elsystemets ressourcer vil fortsat være et 

anliggende for netvirksomhederne. Energinet.dk bruger netvirksomhedernes måleansvar for at sikre elsyste‐ 

mets overordnede målebehov for fx aktivering af ressourcer til effektbalancering og reserver. Energinet.dk's 

DataHub‐løsning sikrer en samlet dansk løsning for afregning af energi og fungerer samtidig som finansielt 

Clearing House mellem elsystemets aktører, herunder bimålt forbrug og roaming af afregning for elbilladning. 

Online måledata til de kommercielle aktører kan hentes via den lokale elmåler, eller den kommercielle aktør 

kan vælge selv at etablere eget måleudstyr. Måledata til afregningsformål leveres af Energinet.dk's DataHub. 

Agentteknologi betyder, at ressourcer med et minimum sæt styringsegenskaber og selvstændige styreenheder 

betragtes som agenter. Agenten kan enten agere selvstændigt efter fastsatte regler, eller agenten kan få en 

ordre fra en overordnet agent. Samtidig skal agenten kunne præsentere sin gruppes aggregerede status og 

egenskaber for en overordnet agent eller andre interesserede, som har rettigheder til at modtage disse infor‐ 

mationer. 

35/39

Rollebaseret adgang til agenter betyder, at andre agenter kan få adgang til information eller styring af en 

agent, som kan identificere sig og på den baggrund er tildelt en forudbestemt rolle, som giver adgang til et sæt 

forudbestemte informationer og kommandoer. Roller/agenter kan tildeles ret til at overtage kommandoer fra 

andre roller/agenter. 

Agenthierarkier kan bruges til at danne virtuelle enheder (VPP – Virtual Power Plants). En VPP kan enten være 

knyttet til markedsstrukturerne (Markeds VPP) eller til det fysiske elsystem (Teknisk VPP). For at Smart Grid 

skal lykkes, er det nødvendigt, at der både etableres en teknisk VPP og en markeds VPP. 

I Figur 8 ses et forslag til agenthierarkier, og i Figur 9 ses et forslag til, hvorledes man kan integrere Markeds 

VPP og Teknisk VPP i det fremtidige elsystem. 

Agent 

Agent 

Agent Agent 

Agent 

Agent 

Agent 

Niveau 3 

Agent 

Niveau 2 

Niveau 1 

Agent Agent Agent Agent Agent Agent Niveau 0 (enheder) 

Figur 8 Agent‐hierarkier 

Figur 9 Sameksistens af tekniske og markeds VPP. 

36/39

Bilag 4 Typegodkendelse og mærkningsordning 

For at få den fulde udnyttelse af fremtidens Smart Grid er det nødvendigt, at alle kommende apparater bliver 

underlagt en fælles europæisk mærkningsordning og typegodkendelse, så apparater kan integreres i et Smart 

Grid‐miljø. 

At være klar til integration i et Smart Grid‐miljø omfatter, at de anvendte informationsmodeller, data, objekter, 

protokolstakke, samt de elektriske interfaces og protokoller opfylder følgende krav: 

• Alle oplysninger og dataobjekter, der oprettes såvel som afledte og/eller aggregerede oplysninger skal 

følge, men er ikke begrænset til vedtagne specifikationer, der for tiden omfatter IEC 61850 og IEC 

61400‐25 standardserierne. 

• Hvor information eller dataobjekter findes i IEC 61850 standardserien, skal specifikationerne følge de 

domæne‐specifikke definitioner i IEC 61850‐7‐x i almindelighed. Fx skal DER‐enheder følge specifikatio‐ 

nerne i IEC 61850‐7‐420 standarden, og vindkraftværker skal følge specifikationerne i IEC 61400‐25‐2 

standarden. 

• Enhver protokolstak skal følge, men er ikke begrænset til, specifikationerne i en eller flere af følgende 

standarder IEC 61850‐8‐1 (mapning til MMS) eller fremtidige besluttede protokolstak i henhold til IEC 

61850. 

• Datasikkerhed skal følge, men er ikke begrænset til, de specifikationer, der er angivet i IEC 62351 stan‐ 

dardserien med en foretrukken fokus på anvendelse af rollebaseret adgangskontrol, som er specificeret 

i IEC 62351‐8 (RBAC). 

• Enhver overensstemmelsestest for tjek af Smart Grid‐funktionalitet skal udføres, som angivet i testsce‐ 

narier eller teststandarder, som er krævet i forhold til ovennævnte standarder. 

Der skal arbejdes for en fælles europæisk mærkning af apparater, som fabrikanterne kan opnå retten til at an‐ 

vende, hvis deres udstyr/applikation efterlever de opstillede testscenarier. Omkring mærkning bør relevante 

myndigheder som forbrugerrådet osv. tages med på råd. 

37/39

Acronym Beskrivelse 

DER Distributed Energy Resource – generator – eller forbrugsenheder. 

CIM Common Information Model – en informationsmodel baseret på UML. 

DMS Distribution Management Systems – DSO‐level. 

EMS Energy Management Systems – TSO‐level 

Web Service 

MMS 

IEC 61850 

IEC 61400‐25 

IEC 61968 

IEC 61970 

IEC 62351 

IEC 62351‐8 

(RBAC) 

En Web Service er en softwareløsning der understøtter samarbejdet imellem systemer eller 

applikationer over datanetværk. Interface‐beskrivelser er angivet i maskinlæsbar form kaldet 

Web Services Description Language (WSDL). Samarbejde imellem systemer foregår via såkald‐ 

te SOAP‐beskeder, der indeholder al nødvendig information om data‐objekter of systemkon‐ 

figurationer for at kunne forstås af en modtager uden forudgående kendskab til objektet. 

Manufacture Message Specification – en protokolstak der er udviklet til automation af pro‐ 

duktionslinjer i den amerikanske bilindustri. Denne mapning har hidtil været den eneste 

godkendte mapning for IEC 61850 godkendte løsninger. For IEC 614090‐25 løsninger er MMS‐ 

mapning en ud af flere mulige, idet sammenspil med implementerede løsninger kræver en 

kollektion af mapninger. Derudover kræver moderne netværksystemer (firewalls) en mere 

fleksibel mapning, end MMS kan tilbyde. 

Titel: Communication networks and systems in substations – er en standard, som, ud over 

kommunikation inden for substation regi, også foretrækkes til kommunikation i hele elsyste‐ 

met. 

Titel: Wind turbines – Communications for monitoring and control of wind power plants – er 

en standard, som specificerer kommunikation til og fra vindkraftværker. 

Titel: Application integration at electric utilities – System interfaces for distribution manage‐ 

ment – en standard der indeholder mulighed for udveksling og ændring af konfigurationsin‐ 

formation imellem applikationer på distributionsniveau. 

Titel: Energy management system application program interface (EMS‐API) – en standard der 

indeholder mulighed for udveksling og ændring af konfigurationsinformation imellem appli‐ 

kationer på transmissionsniveau. 

Titel: Power systems management and associated information exchange – Data and commu‐ 

nications security – en standard som har de ønskede egenskaber, når mange skal kommuni‐ 

kere på kryds og tværs i et samlet elsystem på en sikker og effektiv måde. 

Titel: Power systems management and associated information exchange – Data and commu‐ 

nications security – Part 8: Role‐based access control. 

Figur 10 Definitioner i forbindelse med Smart Grid. 

38/39

I. Referencer 

1. Orienteringspapir – 1. møde i Smart Grid Netværket, december 2010 (dok. 12/11, sag 10/7107). 

2. Beskrivelser af opgaver til deltagerne – Dep. J. Nr. 2010‐2071, december 2010 (dok. 11/11, sag 10/7107). 

3. Smart Grid i Danmark, september 2010 (dok. 13/11, sag 10/7107). 

4. Koncept for styring af elsystemet ‐ Billednotat version 9.2, Energinet.dk, november 2010 (dok. 82249/09, 

sag 09/53). 

5. Kortlægning af den danske elbranches Smart Grid FUD‐indsats, version 1.0 af 25. januar 2011. 

6. Systemplan 2010, Energinet.dk. 

7. Anlægsrapport 2010/2011, Energinet.dk. 

8. Elinfrastrukturrapporten, teknisk redegørelse om den fremtidige udbygning og kabellægning i eltransmis‐ 

sionsnettet, Elinfrastrukturudvalget, april 2008. 

9. Vindspor 2050, Energinet.dk. 

39/39

Issue paper 1 - Fremtidssikring af elnettet.pdf - Klima-, Energi

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?