In the Australian market, NEMMCO re

In the Australian market, NEMMCO reduced the aggregate minimum reserve levels from 2233 MW in 2003 to 994 MW in 2004 – more than 50% reduction. This reduction is mainly attributed to the ability of inter-connectors to share reserves between regions and to differing demand patterns between regions.53 Trade across jurisdictions has also reduced the aggregate need for reserves in PJM. In 2004, several steps were taken to extend PJM market area; summer peak demand increased 30% as a result of the extension. However, demand for spinning reserves (for which there is a market in PJM) increased only 20%, reflecting the value of increased co-ordination.
Electricity systems in Europe maintain a long tradition of co-operation and co-ordination regarding the use of reserves and other ancillary services, primarily through agreements within UCTE and Nordel. Markets for reserves and ancillary services continue to develop in all the Nordic countries and in several other European countries. There is one example of trade with reserves across borders: In 2003, Eltra, the western Danish TSO, bought operational reserves in Norway in agreement with the Norwegian TSO, Statnett. However, the increasing level of co-ordination still does not enable real reduction of reserves.
52. ETSO, 2004.
53. NEMMCO, 2004.
Box 3 . Nordic market: the Autumn the rain never came
In the autumn of 2002, the rain that usually falls in Nordic countries never came. Up until that point, it had been a wet spring and summer – particularly in Sweden. The picture began to change in early autumn as Sweden experienced unusually low levels of precipitation. A few months
later, a similar picture emerged in Norway. In both countries, reservoir levels, measured as deviations from the normal level for each specific
week, fell significantly (Figure 8). By the end of 2002, inflows to the Nordic hydro reservoirs in Norway, Sweden and Finland were 35 TWh below normal, which corresponds to 9% of total Nordic consumption in
that year. (In Norway the situation was particularly bad: inflow was
almost 18 TWh below normal corresponding to almost 15% of national
consumption.) The droughts themselves were unusually severe in these
three countries, but it was even more unusual that such severe droughts
would actually coincide. A study referring to historic data assessed the
probability of such severe droughts coinciding to 0.5%, or once every
200 years.54
In addition to the autumn drought, early winter was unusually cold and
one of Sweden’s largest nuclear power plants was out for refurbishment.
The Nordic region, and Norway in particular, faced a severe energy crisis
that had to be managed at every instant – even in the context of an
uncertain future (i.e. without the clear overview that hindsight now
offers). As indicated earlier, both Norway and Sweden were coming from
a very wet spring and summer. As autumn progressed, it was valid to
assume that the most likely future precipitation would be at normal
levels. They did not normalise, and precipitation during the winter
remained at very low levels. The first months of 2003 turned out to be
relatively mild and the snow began melting relatively early, easing the
immediate pressure to the system. However, Nordic hydro reservoirs only
recovered to more normal levels in early 2005.

Kết quả (Việt) 1:

Tại thị trường Úc, NEMMCO giảm dự trữ tối thiểu tổng hợp cấp độ từ 2233 MW năm 2003 để 994 MW năm 2004-nhiều hơn giảm 50%. Sự sụt giảm này được cho là chủ yếu là do khả năng liên kết nối chia sẻ dự trữ giữa các vùng và đến các mô hình theo yêu cầu khác nhau giữa regions.53 thương mại trên toàn khu vực pháp lý cũng đã giảm tổng hợp nhu cầu dự trữ tại PJM. Năm 2004, một vài bước đã được thực hiện để mở rộng các khu vực thị trường PJM; mùa hè cao điểm nhu cầu tăng 30% là kết quả của phần mở rộng. Tuy nhiên, nhu cầu về quay dự trữ (mà đó là một thị trường ở PJM) tăng chỉ có 20%, phản ánh giá trị của tăng cường phối hợp.Hệ thống điện ở châu Âu duy trì một truyền thống lâu đời của hợp tác và phối hợp liên quan đến việc sử dụng dự trữ và dịch vụ phụ trợ khác, chủ yếu thông qua các thỏa thuận trong UCTE và Nordel. Thị trường cho các dự trữ và dịch vụ phụ trợ tiếp tục phát triển trong tất cả các nước Bắc Âu và trong một số nước châu Âu khác. Đó là một ví dụ về thương mại với trữ lượng trên biên giới: năm 2003, Eltra, phía tây TSO Đan Mạch, Mua hoạt động dự trữ tại Na Uy trong thỏa thuận với TSO Na Uy, Statnett. Tuy nhiên, mức độ ngày càng tăng của phối hợp vẫn không cho phép thực sự giảm dự trữ.52. ETSO, NĂM 2004.53. NEMMCO, NĂM 2004.Hộp 3. Thị trường Bắc Âu: mùa thu trong mưa không bao giờ đếnTrong mùa thu năm 2002, mưa mà thường rơi vào các nước Bắc Âu không bao giờ đến. Cho đến thời điểm đó, nó đã là một ướt mùa xuân và mùa hè-đặc biệt là ở Thụy Điển. Những hình ảnh bắt đầu thay đổi ở đầu mùa thu như Thụy Điển có kinh nghiệm bất thường thấp độ mưa. Một vài thángsau đó, một hình ảnh tương tự xuất hiện tại Na Uy. Ở cả hai nước, Hồ chứa nước cấp, đo bằng độ lệch từ mức bình thường cho mỗi cụ thểtuần trước, đã giảm đáng kể (hình 8). Vào cuối năm 2002, luồng vào để các hồ chứa thủy điện Bắc Âu tại Na Uy, Thụy Điển và Phần Lan là 35 TWh dưới mức bình thường, tương ứng với 9% tổng tiêu thụ Bắc Âu trongnăm đó. (Ở Na Uy, tình hình là đặc biệt xấu: dònggần 18 TWh dưới bình thường tương ứng với gần 15% số quốc giatiêu thụ.) Hạn Hán tự bất thường nghiêm trọng trong nhữngba quốc gia, nhưng nó đã bất thường hơn rằng những hạn hán nghiêm trọngsẽ thực sự trùng. Một nghiên cứu đề cập đến dữ liệu lịch sử, đánh giá cácxác suất của hạn hán nghiêm trọng như vậy trùng hợp đến 0,5%, hoặc một lần mỗi200 years.54Ngoài việc hạn hán mùa thu, đầu mùa đông đã lạnh bất thường vàmột trong những nhà máy điện hạt nhân lớn nhất của Thụy Điển đã ra cho nâng cấp.Khu vực Bắc Âu và Na Uy trong đó, phải đối mặt với một cuộc khủng hoảng năng lượng nghiêm trọngmà phải được quản lý lúc mỗi nhanh-ngay cả trong bối cảnh của mộttrong tương lai không chắc chắn (tức là không có tổng quan rõ ràng rằng hindsight bây giờcung cấp). Như được chỉ ra trước đó, Na Uy và Thụy Điển đã đến từrất ướt mùa xuân và mùa hè. Mùa thu tiến triển, nó là hợp lệ đểgiả sử rằng mưa trong tương lai có nhiều khả năng sẽ là lúc bình thườngcấp độ. Họ đã không normalise, và mưa trong mùa đôngvẫn ở mức rất thấp. Tháng năm 2003, đầu bật ratương đối nhẹ và tuyết bắt đầu tan chảy tương đối sớm, nới lỏng cácngay lập tức áp lực cho hệ thống. Tuy nhiên, Hồ chứa thủy điện Bắc Âu chỉthu hồi để mức hơn bình thường vào đầu năm 2005.

Kết quả (Việt) 2:

Tại thị trường Úc, NEMMCO giảm mức dự trữ tối thiểu tổng hợp từ 2233 MW tại 2003-994 MW vào năm 2004 - giảm hơn 50%. Mức giảm này chủ yếu là do khả năng của các liên kết nối để chia sẻ dự trữ giữa các vùng và các mẫu nhu cầu khác nhau giữa regions.53 Triển trên khu vực pháp lý cũng đã làm giảm nhu cầu tổng hợp cho dự trữ trong PJM. Năm 2004, một số bước được thực hiện để mở rộng khu vực thị trường PJM; nhu cầu cao điểm mùa hè tăng lên 30% là kết quả của phần mở rộng. Tuy nhiên, nhu cầu dự trữ quay (mà có một thị trường trong PJM) chỉ tăng 20%, phản ánh giá trị gia tăng phối hợp.
Hệ thống điện ở châu Âu duy trì một truyền thống lâu đời về sự hợp tác và phối hợp liên quan đến việc sử dụng các dự trữ và các dịch vụ phụ trợ khác, chủ yếu thông qua các thỏa thuận trong vòng UCTE và Nordel. Thị trường để dự trữ và các dịch vụ phụ trợ tiếp tục phát triển trong tất cả các nước Bắc Âu và một số nước châu Âu khác. Có một ví dụ về thương mại với trữ lượng qua biên giới: Năm 2003, Eltra, phía tây của Đan Mạch TSO, mua dự phòng nghiệp vụ ở Na Uy trong thỏa thuận với Na Uy TSO, Statnett. Tuy nhiên, mức độ gia tăng phối hợp vẫn không cho phép giảm thực dự trữ.
52. ETSO, 2004.
53. NEMMCO, 2004.
Hộp 3. Thị trường Bắc Âu: mùa thu mưa không bao giờ đến
Trong mùa thu năm 2002, mưa mà thường rơi vào các nước Bắc Âu không bao giờ đến. Cho đến thời điểm đó, nó đã là một mùa xuân ẩm ướt và mùa hè - đặc biệt là ở Thụy Điển. Những hình ảnh bắt đầu thay đổi vào đầu mùa thu như Thụy Điển trải qua mức độ thấp bất thường của lượng mưa. Một vài tháng
sau, một hình ảnh tương tự xuất hiện ở Na Uy. Ở cả hai nước, mức độ chứa nước, được đo bằng độ lệch từ mức bình thường cho mỗi cụ thể
trong tuần, đã giảm đáng kể (Hình 8). Đến cuối năm 2002, dòng chảy đổ vào hồ chứa thủy điện Bắc Âu ở Na Uy, Thụy Điển và Phần Lan là 35 TWh dưới mức bình thường, tương đương với 9% tổng mức tiêu thụ Bắc Âu trong
năm đó. (Tại Na Uy tình hình đặc biệt xấu: dòng là
gần 18 TWh dưới mức bình thường tương ứng với gần 15% số quốc gia
tiêu thụ.) Các hạn hán tự là nghiêm trọng bất thường trong những
ba nước, nhưng nó thậm chí còn khác thường hơn là hạn hán nghiêm trọng như vậy
sẽ thực sự trùng . Một nghiên cứu đề cập đến dữ liệu lịch sử đánh giá
khả năng hạn hán nghiêm trọng như vậy trùng hợp đến 0,5%, hoặc một lần mỗi
200 years.54
Ngoài hạn hán mùa thu, đầu mùa đông lạnh bất thường và
một trong những nhà máy điện hạt nhân lớn nhất của Thụy Điển đã được ra để nâng cấp.
các khu vực Bắc Âu, và Na Uy nói riêng, phải đối mặt với một cuộc khủng hoảng năng lượng nghiêm trọng
mà phải được quản lý ở mỗi liền - ngay cả trong bối cảnh của một
tương lai bất định (nghĩa là không có cái nhìn tổng quan rõ ràng rằng nhận thức hiện nay
cung cấp). Như đã nêu trước đây, cả Na Uy và Thụy Điển được đưa tới từ
một mùa xuân rất ẩm ướt và mùa hè. Như mùa thu tiến triển, nó là hợp lệ để
giả định rằng lượng mưa có khả năng nhất trong tương lai sẽ là lúc bình thường
cấp. Họ đã không bình thường, và lượng mưa trong mùa đông
vẫn còn ở mức rất thấp. Những tháng đầu năm 2003 hóa ra là
tương đối nhẹ và tuyết bắt đầu tan chảy tương đối sớm, giảm bớt
áp lực ngay lập tức hệ thống. Tuy nhiên, thủy điện Bắc Âu hồ chứa chỉ
phục hồi lại mức bình thường hơn vào đầu năm 2005.