EBL temadag

Transkript

1 Os Lesja Folldal Tynset Tolga Skjåk Lom Vågå Dovre Sel Alvdal Rendalen Engerdal EBL temadag Vang Øystre Slidre Nord-Fron Sør-Fron Ringebu Stor-Elvdal Gausdal Øyer Åmot Marginaltap - praksis i Eidsiva Nett Tore Løvlien Vestre Slidre Etnedal Nord-Aurdal Nordre Land Ringsaker Eidsiva Nett AS Sør-Aurdal SøndreVestre Land Toten Østre Toten Gran Jevnaker Lunner Løten Våler Stange Nord-Odal Sør-Odal Åsnes Grue Regionalnett Eidsiva: R-nett hele i Hedmark og Oppland med unntak av Hadeland og Gudbrandsdalen Levert energi R-nett: 5,5 TWh Eidskog

2 Nøkkeltall konsern Årlig omsetning: I overkant av tre milliarder kroner 1000 ansatte Operatør for 7 TWh produksjon 3,2 TWh egen produksjon 20 heleide og 24 deleide kraftverk km nett 4 fjernvarmeanlegg i drift, flere under planlegging Totalt kunder

3 Nettselskaper etter nettutstrekning km km Luftlinje Kabel Eidsiva Agder Energi BKK Hafslund NTE Skagerak Troms Kraft Lyse km Hafslund Eidsiva BKK Agder Energi Skagerak NTE Lyse Troms Kraft 0 Hafslund Skagerak BKK Lyse Eidsiva Agder Energi NTE Troms Kraft

4 Historikk: Prinsippet med bruk av marginaltap (beregnet med NetBas Maske) for å beregne energiledd i regionalnettet (Fortranbasert programkode) og fakturakontroll av energileddet i s-nettet er benyttet fra det ble innført i sentralnettet. For kraftverk brukes prinsippet også i distribusjonsnettet (punktbasert) både for eksisterende produksjonsanlegg og for å besvare henvendelser i forbindelse med potensielle utbyggingsprosjekter. Besvarelse av slike henvendelser med en %-verdi kan benyttes av utbygger som grunnlag for korrektiv av antatt produksjonsverdi i investeringsanalysen.

5 Nettstruktur i tariffområdet Blå kraftverk og røde transformatorstasjoner utenfor inntegnede linjer er utenfor tariffområdet. Spenningsnivå 132 og 66 kv.

6 Omfang av tariffområdet Anleggsmasse: Innleid fra Statnett : 86 km 300 kv (Rendalen-Balbergskaret) Innleid fra Røros : 27 km 66 kv (Tolga-Røros) 132 kv linjer : 823 km 66 kv linjer : 827 km 132 kv kabel : 21 km 66 kv kabel : 50 km Antall transformatorer til 5, 11 og 22 kv : 115 stk. Antall transformatorstasjoner: : 76 stk. Samlet transformatorytelse : MVA Kunder D-nett: Vang, VOKKS, Valdres, Sør Aurdal, RiK, Hafslund, GE, Elverum, Stange, NØK, Røros, Eidsiva og JBV. Sluttbrukere: Forsvaret og 4 industribedrifter. Kraftverk: Åbjøra, Bagn, OE, Opplandskraft og Eidsiva Vannkraft.

7 Marginaltap i sentralnettet Eksempel marginaltap sentralnett Rendalen Fåberg Balbergskaret Vang -4 Fåberg hv.dag Eidskog hv.dag Minne S-nett 300 kv Skarnes R-nett 300 kv S-nett 132 kv Eidskog

8 Sentralnettsutveksling 2007 Årssum: 525 GWh uttak og 12 mill kr MWh JAN. FEB. MAR. APR. MAI. JUN. JUL. AUG. SEP. OKT. NOV. DES kr MWh kr

9 Fordeling av forbruk og produksjon. Fargelegging av linjer på grunnlag av drifter. Nettmodell i NetBas Maske som utgangsp. for marginaltapsberegning i regionalnettet. I praksis brukes datasett som også inneholder distr.nettet for å få med alle de små kraftverkene.

10 Beregningsresultater Eksempel på beregning av marginaltap (grensekostnad) i NetBas Maske Vinter dag Vinter øvrig Sommer dag Sommer øvrig Kraftverk 1 [p.u.] 0,987 0,982 0,960 0,959 - S-nett referanse 1 [p.u.] 1,006 1,005 1,002 1,001 = Marg.tap r-nett [%] -1,9-2,3-4,2-4,2 Grensekostnader i NetBas er referert marginalkostnad referert uttak (et ekstra uttak i punkt Kraftverk 1 på 1 kw krever økt produksjon i svingmaskin på 0,987 kw). I dette tilfellet må produsent betale for innmating i alle fire perioder (og eventuell uttakskunde får betalt for målt uttak). Oppdateringsrutine: Normalt årlig modelloppdatering og beregning av tapsprosenter for alle utvekslingspunkter mot r-nettkunder (d-nett, kraftverk og sluttbrukere). Benyttes også for kraftverksinnmatinger i d-nettet. Tapsprosent eget nett summeres til %-verdi for tilordnet s-nettpunkt. Den såkalte EBLmetoden for å nedskalere sentralnettsdelen med forhold mellom netto- og bruttoutveksling (kostnadsdekningsprinsippet) ble kun benyttet ett år.

11 Eksempel på internettpresentasjon av marginaltaps-%. For de største kraftverkene (> 10 MW): referansetaps-%, tilhørende referanseeffekt og følsomhet i /MW avvik fra referanseeffekten Målepunkt Vinter dag % Vinter øvrig % Sommmer dag % Sommer øvrig % N.nivå S-nettref. Ringerikskraft 804 Rik Begna MUL -2,5-1,6-1,1-0,8 2 Vardal EEV Nett 347 Elverum tr.st. T1 11 kv 2 1,2 0,5 0,2 2 Vang 37 Elverum tr.st. T2 22 kv 1,4 0,7-0,2-0,5 2 Vang 418 Elverum tr.st. 22 kv Strandf. prod -1,4-0,7 0,2 0,5 2 Vang 339 Løvb.moen tr.st. T1 2 1,3 0,5 0,2 2 Vang 44 Løvb.moen tr.st. T2 1,9 1,2 0,5 0,2 2 Vang 39 Løvb.moen tr.st. eg.f -2-1,3-0,5-0,2 2 -Vang 163 Her.bygd 66 kv til EEV 0,6 0,4 0,1-0,1 1 Vang 164 Her.bygd 66 kv fra EEV -0,6-0,4-0,1 0,1 1 -Vang 540 Leiret tr.st. 11 kv til EEV 0,7 0,5 0,3 0,2 2 Vang Bagn kraftverk 1311 Bagn G1+G2 5.8/ 48.7MW/ 4.1/ 41.4MW/ 3.3/ 37.2MW/ 2.9/ 36.0MW/ 0.8 /MW 0.8 /MW 0.8 /MW 0.8 /MW 1 -Vardal 1312 Bagn kr.v. egetfor -5,8-4,1-3,3-2,9 2 Vardal Åbjøra kraftselskap 1267 Åbjøra prod. 6.3/ 83.9MW/ 0.6 /MW 4.0/ 77.5MW/ 0.5 /MW 2.7/ 55.5MW/ 0.5 /MW 2.0/ 48.4MW/ 0.5 /MW 1 -Vardal

12 Eksempel på avregning av energiledd for kraftverk med referansetaps-%, tilhørende referanseeffekt og følsomhet i /MW avvik fra referanseeffekten Tapsverdiberegning i regionalnettet pr med geogr. diff. energiledd, styrefil A (fullt s-nettmarginaltapsbidrag) for RN-kunde: Kraftverkseier 1 Veid prismiddel i 2007 for følgende kolonner: Målepunkt Vi.dag % Vi.øvr.% Som.dag % Som.øvr.% Nettnivå Ref. S-nettp. MWh målt MWh tap kr sum 293 Kraftverk Kraftverk 2 0.9/ 52.6MW/ 0.4 /MW -1.2/ 35.0MW / 1.0 /MW 1.0/ 52.6MW / 0.4 /MW -1.8/ 16.0MW/ 1.0 /MW 2.2/ 90.0MW/ 0.4 /MW 0.6/ 26.5MW/ 1.0 /MW 2.2/ 88.6MW/ 0.3 /MW -0.2/ 10.0MW / 1.0 /MW 1 -Fåberg 0,4 % Rendalen 1,2 % Kraftverk 3 0,1 0,1 0,1 0,1 1 -Rendalen 1,4 % Sum Periodevise effekt- og energiverdier fra : 2007 MW time#dato MWh målt+ MWh målt- MWh tap+ MWh tap- kr+ kr- S-nettap % dag % natt/helg JAN. -213,1 11# ,9 5,5 FEB. -202,1 10# ,7 2,9 MAR # ,3 3,3 APR. -208,9 17# ,8 3,7 MAI. -264,6 09# ,1 1,8 JUN. -264,8 14# ,8 0,7 JUL. -258,7 13# ,9-1,5 AUG. -261,9 23# ,9-2,8 SEP. -254,7 15# ,1-2 OKT. -244,8 11# ,7 1 NOV. -243,1 09# ,1 2,6 DES # ,5 2,3 Årssum: Marginaltap sentralnett pr. måned og kraftverk er veide verdier. Oppførte månedlige effektverdier avregnes ikke. Månedsverdier for hvert målepunkt lenger til høyre i tabellen. Lagrede sentralnettprosentverdier er referert uttak.

13 Avslutningskommentarer Energileddsavregning basert på punktvis marginaltapsberegning er en datateknisk, analytisk krevende og ikke triviell metode for å oppnå prissignaler som svært få aktører benytter i disponering av løpende drift (men kan ha større betydning for nyetablering): Forbrukere: Prissignalene når ikke fram til d-nettkunder. Heller ikke registrert at noen r- nettkunder i tariffområdet som ser marginaltapstariffen og utnytter kostnadsvariasjonene. Produsenter: Forskjeller i prosentverdier drukner i spotprisvariasjoner. Hvis et større magasinkraftverk allikevel skulle endre produksjonsprofil i forhold til energileddsprognoser, vil dette medføre nettapsforhold som ikke lenger stemmer med beregnet marginaltap (mulig løsning: marginaltapsprosent som varierer lineært med produksjonen). Feilkilder inngangsdata: Risiko for prognosefeil og rene tastefeil i tapsberegningsmodell (forbruk og produksjon) som dermed ikke gjenspeiler tidsavsnittsmiddelverdier for prognosene. Også fort gjort å introdusere logiske programalgoritmiske feil (eksempelvis fortegnblanding av retning for måle- og %-verdier). Få profesjonelle programvareleverandører har hittil vist interesse for å utvikle datamodeller og algoritmer tilpasset behovet for punktvis marginaltapsbasert energileddsavregning (og å dekke behovet for fakturakontroll av s-nettavregning): En kundes måleverdiserier må kunne knyttes til tidsserier med ukeverdier for r-nettmarginaltap og s-nettpunkter med tilhørende tapsverdier (2/uke). Videre trengs kalenderlogikk for å tilordne de enkelte av ukas 168 timer på de to tidsavsnittene (inkl. bevegelige helligdager) for å kunne beregne produktet av måleverdi, områdepris og resulterende marginaltapsprosent over en tidsperiode for et målepunkt.