Regionmøte Sør/Øst. Thon Hotel Opera, 17.november Fremtiden er elektrisk

Transkript

1 Regionmøte Sør/Øst Thon Hotel Opera, 17.november 2015

2 Program 11:00 11:40 NUP 2015 og Neste Generasjon Kraftsystem v/bente Haaland 11:40 12:10 Generelt om planer i Øst og Sør v/anders Grønstvedt 12:10 12:40 Status vestre korridor v/prosjektleder Nils Sirnes 12:40 13:00 Reinvesteringer i Sør og Øst v/brit Eggen 13:00 14:00 Lunsj 14:00 14:30 NUP 2015 tilbakemeldinger på prosessen - ledes av Marianne Sjølund Innledning Agder Energi Debatt og oppsummering 14:30 14:50 Kostnadseffektivt sentralnett v/erik Skjelbred 14:50 15:10 Tariffering i Sentralnettet v/gro Ballestad 15:10 15:30 Pause 15:30 16:00 Regionale problemstillinger og erfaringer fra driften siste år v/tore Langeland 16:00 16:45 Nytt fra Drift & Marked v/kristin Munthe og Ingrid Eivik Virkemidler ved planlegging og gjennomføring av driftsstanser Innmeldinger via efos Utvikling av markedsløsninger 16:45 16:50 Oppsummering og avslutning v/kristian Marthinsen 17:00 Middag Vaaghals Restaurant

3 Regionmøte Sør og Øst Konserndirektør Bente M Haaland Oslo, 17.november 2015

4 Statnetts samfunnsoppdrag Forsyningssikkerhet Å sikre strømforsyning gjennom drift, utvikling, overvåking og beredskap Klima Å legge til rette for realisering av Norges klimamål Verdiskaping Å legge til rette for verdiskaping, både for kunder og samfunn Foretaket skal ha ansvar for en samfunnsøkonomisk rasjonell drift og utvikling av det sentrale overføringsnettet for kraft. (Statnetts vedtekter, 2) 4

5

6 Nettutviklingsplan 2015 Innspill gjennom regionkundemøter i 2014 og 37 høringsuttalelser fra 52 aktører. Raskere fremdrift i nord Utrede nye mellomlandsforbindelser Mer vekt på nettutbygging og miljøkonsekvenser Innsyn i samfunnsøkonomiske vurderinger Videre nettutvikling i Sør-Rogaland Transformeringskapasitet mot regionalnettet Tidspunkt for reinvesteringer Kostnadseffektive løsninger Tilknytning av ny produksjon

7 Vi bygger i hele landet Reakt.komp. Lofoten og Vesterålen (68%), jun. 16 Ofoten-Balsfjord (41%), des. 18 Lakselv (93%), sep. 15 Beredskapskabler Nord Norge (99%), nov. 15 Spenningsoppgradering Klæbu-Namsos (31%), jun. 17 Ørskog-Sogndal (92%), des. 16 Vestre korridor (oppisolering) (67%), des. 20 Vestre korridor Pakke 1 (7%), feb. 19 Svartisen Ny transformering (11%), des. 16 Reaktor for spenningsreduksjon (88%), des. 16 Kontrollanlegg Furuset (54%), okt. 16 Stasjonspakke Østlandet (88%), jun. 16 Tjeldsundet (79%), nov. 15 Spenningsoppgradering Namsos-Nedre Røssåga (13%), des. 18 Under gjennomføring pr NSN Link (2%), des. 21 NordLink (9%), des. 19 Indre Oslofjord kabelanlegg (5%), des. 18 Ytre Oslofjord fjerning av gamle kabler (1%), des. 16

8 2015 "beslutningsåret"

9 Historisk løft for fremtidens kraftsystem Statnett vil de neste fem årene investere mellom mrd. kroner i nettet Historiske investering og prognose nyinvesteringer Reservekraftverk Møre NordLink og NSN

10 Alle våre prosjekter mot 2020 dekker viktige behov Prioritering: 1. Sikker forsyning 2. Tilknytning av nytt forbruk og ny produksjon 3. Økt handelskapasitet 4. Reinvesteringer som ikke er tidskritiske per dags dato Kabler og økt handelskapasitet Økte kostnader Nye prosjekter mot slutten av tiårsperioden

11 Verdiskaping i Statnett Sikrer at alle har strøm til enhver tid Tilrettelegger for etablering av nytt forbruk Øker verdien av vannkraft gjennom utveksling Tilknytter ny fornybar produksjon Utvikler kraftmarkeder Skaper aktivitet for leverandører Og alt dette skal vi gjøre effektivt!

12 Et robust sentralnett vil være bærebjelke i fremtidens kraftsystem Statnett vil investere mrd. kroner i sentralnettet de neste fem årene

13 Et robust kraftsystem Strukturelle ubalanser Finere tidsoppløsning Kvartersplaner og produksjonsglatting Markeds- og handelsløsninger Flytbasert markedskobling Inkludere tap på kabler Kontinuerlig ramping Nordisk handel med automatiske reserver Funksjonalitet Sikre fremtidige behov Kontrollere funksjon ved idriftsettelse Forbedret testing Stadig utvikling av nye europeiske regelverk Statnett påvirker, bidrar og sikrer god implementering.

14 Energibransjen står ovenfor fundamentale endringer Klimapolitikk Teknologiutvikling Europeisk integrasjon Flere aktører større variasjoner og mer kompleksitet NSN NordLink

15 Endringene har startet 50,30 50,20 50,10 50,00 49,90 49,80 49,70 49,60 31/8 1/9 2/9 3/9 4/9 5/9 6/9 L Frekvens Norge Lfc, Frekvens Hz

16 Kraftsystemet må utvikles langs flere dimensjoner System og marked Regulering Kunnskap Norden/Europa Aktørstruktur Teknologi 16

17 Vi er i gang Ekstremvær og utfall Markeds- og systemdriftsløsninger God beredskap gir rask reparasjon etter feil og begrenser konsekvensene for forbrukere og markedet Tiltak for bedre frekvenskvalitet NWE markedskobling Flytbasert markedsalgoritme IKT-løsninger Nytt driftssentralssystem for sentralnettet Markeds- og oppgjørssystemer Driftsstøttesystemer El-hub IKT-utvikling både for å øke forsyningssikkerheten, og for å tilrettelegge for nye markeds- og teknologiløsninger Ny teknologi for master og stasjoner "Smarte løsninger": Pilot Nord- Norge FoU Smart grid og forbruk

18 Sammen må vi utvikle "Neste generasjon kraftsystem" Klimapolitikk Teknologiutvikling Europeisk integrasjon Flere aktører større variasjoner og mer kompleksitet Vi må styrke det Nordiske samarbeidet for å sikre en balansert systemutvikling Vi må bruke markedsløsninger der det er mulig og hensiktsmessig Vi trenger en helhetlig IKT arkitektur for å realisere gevinstene av ny teknologi 5 Vi må bygge kunnskap om morgendagens energisystem NSN NordLink 4 Vi har behov for en fremtidsrettet regulering med klart definerte roller *

19 Nettutvikling Sør-Norge Seksjonsleder Anders Grønstvedt Oslo, 17. november 2015

20 Flere drivere for nettutvikling Lokal forbruksvekst Ny produksjon Mellomlandsforbindelser Urbanisering, befolkningsvekst Næringsutvikling industri Landstrøm petroleum Planlagt fornybar

21 Transformering er sentralnett Vi er avhengige av godt grunnlag for å ha nok kapasitet Dere regionalt utredningsansvarlige sitter på en viktig nøkkel Fåberg, Tveiten, Follo, Stokkeland, Sogn, Tegneby, Vågåmo, Bærheim, Ertsmyra, Stølaheia, Honna, Kristiansand, Arendal, Hasle, Liåsen, Ulven, Hamang, Borgund, Furuset, Minne, Brokke og Smestad

22 Store endringer i flytmønster neste ti år Mer Nord-Sør flyt Mer øst-vest flyt, men dempes av tidligere utfasing av kjernekraft Regionale endringer som følge av ny produksjon, industri og nett

23 Kraftflyt på Haslesnittet

24 Kraftsystemutredning 2015 Vil du vite hvorfor er det utfordrende for sentralnettet om det kommer mye vind i Hedmark? Eller hvor mye plass det er til ny kraftproduksjon i ulike deler av Norge? Eller lurer du hvor mange punkter i sentralnettet som ikke har N-1? Svarene finner du i Kraftsystemutredningen for sentralnettet 2015.

25

26 Status vestre korridor Regionkundemøte Sør og Øst 17.November 2015 Prosjektleder Nils Sirnes

27 Spenningsoppgradering fra 300- til 420kV Legger til rette for: Sikker drift av dagens nett og mellomlandsforbindelser Innfasing av ny kraftproduksjon på Sør- og Vestlandet Høy utnyttelse av de planlagte mellomlandsforbindelsene til Tyskland og England

28 Dagens nett i Vestre korridor En gjennomgående svak simplexforbindelse En gjennomgående sterkere duplexforbindelse med innskutte strekninger med svak simpleks.

29 Trinn1 Behov: Sikker drift av dagens nett inkl. SK4. Innfasing av ny kraftproduksjon på Sørlandet Tilkobling av Nord.Link med redusert kapasitet Omfang: 5 stk 420kV stasjoner Oppisolere ca. 160km av eksisterende ledninger Bygge ca. 145km ny ledning Rive ca. 145km av eksisterende ledninger.

30 Trinn 2 Behov: Høy utnyttelse av Nord.Link og NSN. Innfasing av ny kraftproduksjon på Vestlandet. Omfang: 2stk 420kV stasjoner Bygge ca. 80km ny ledning Rive ca. 50km av eksisterende ledning

31 Trinn 3 Behov: Høy utnyttelse av Nord.Link og NSN, også ved revisjoner. Omfang: 1stk 420kV stasjon Oppisolere ca. 110km av eksisterende ledning.

32 Vestre korridor Noen nøkkeltall Ca 300km ny ledning inkl DC ledning Ca 260 km oppisolering Rive ca 200 km simplexledning 8 stasjonsanlegg 7 kontrollhus 60 bryterfelt 12 autotrafoer 2 krafttransformatorer 3 reaktorer 10 konsesjonssøknader 7 tilleggssøknader

33 Krevende HMS utfordringer Utfordrende terreng og klima Kompleksitet, grensesnitt Stram fremdrift Krevende arbeidsoperasjoner Elsikkerhet Bruk av helikopter Arbeid i høyden Tunge maskiner Sprengning Riving Prosjektets HMS mål samsvarer med Statnetts null filosofi; null fraværsskader null miljøhendelser null alvorlige materielle skader null brudd på lover/forskrifter 34

34 Lokale HMS initiativ HMS dag for Listerkommunene avholdt i Flekkefjord mars 2014, vel 40 deltakere fra lokale bedrifter. Trafikksikkerhetsdag for flere barneskoler, fokus på bruk av refleks/ tungtransport/ dødvinkler HMS dag for lokale bedrifter i Sauda og Suldal i april 2015

35 Gjennomføringsstrategi Se samlet på systemdrifts- og anleggsutfordringer Gjøre mest mulig før flyten i nettet øker Utnytte eksisterende utkoblingsvinduer Skape et handlingsrom, deretter forsterke fra sør mot nord Minst mulig riving før bygging Nye traséer legges slik at vi kan ha drift på eksisterende anlegg i størst mulig grad Beholde gamle simplex-ledninger så lenge som nødvendig

36 Kontraktsinndeling og gjennomføring Bygger nye stasjoner Modell 3 kontrakter (EPC) Pakke 1: Saurdal, Kvinesdal, Ertsmyra og Sauda trinn 1 Pakke 2: (SF6): Lyse, Hylen og Fjotland (Solhom) Pakke 3: Sauda trinn 2, Tjørhom Egne kontrakter på grunnarbeid

37 Ledning omfang Ca. 250 km ny AC ledning og ca. 50 km DC ledning Ca. 200 km riving av simplex ledninger Ca. 270km oppisolering av duplex ledninger 4 kontraktspakker 1. Pakke 1 Ca. 120 km nybygging Kvinesdal Ertsmyra inkl. DC-ledning og ca. 60 km riving. 2. Pakke 2 Ca. 90 km nybygging og 90 km riving Ertsmyra Lyse, Ertsmyra Fjotland og Lyse - Duge 3. Pakke 3 Ca. 90 km nybygging Lyse Sauda og 50 km riving Førre Sauda 4. Pakke 4 Ca. 270 km oppisolering av dupleksledninger

38 Prosjektet er i rute 68% av dupleksledningene i VK er oppisolert (forberedt for 420kV) Arbeidene er i gang på stasjonene Kvinesdal, Ertsmyra, Saurdal og Sauda samt 420kV ledning Kvinesdal Ertsmyra Omlegging av Lista1 og 2 aug/sept 2017 Utkobling Eramet (Koordinert med planlagt vedlikehold) Stor interesse i leverandørmarkedet gir gunstig konkurransesituasjon og grunnlag for reduserte kostnader. Kostnadene for VK er siden investeringsbeslutningen for trinn 1 juni 2014 redusert med ca. 1,5 Mrd.

39 Fremdrift/ sentrale milepæler Sauda-Saurdal-Kvinesdal- Kristiansand på 420kV (løser opp i dagens begrensninger): Q VK klar for idriftsettelse av NordLink: Q Sauda Lyse (trinn 2) på 420kV: Q3/ Ertsmyra Fjotland (Solhom) Arendal (Trinn 3) på 420kV: Q3/4 2019

40 Oppisolering av duplexledning med AUS (Arbeid Under Spenning) Spenningsoppgradering av Feda Tonstad 2

41 Skifte av flymarkører vha. helikopter

42 Første mast FM 4 Lista 1

43 Byggearbeider på Kvinesdal stasjon

44 Takk for meg!

45 Statnett Reinvesteringsplaner Område Øst og Sør Kundemøte i Oslo - Thon Hotel Opera 17.november 2015

46 Statnetts filosofi rundt reinvesteringer Reinvestering før primærkomponentene ryker hva er optimalt utskiftingstidspunkt? Risikovurderinger bidrar til prioritet og plassering i tid Aldersintervallet - fleksibilitet til å flytte tiltakene for å koordinere reinvesteringer og/eller kapasitetstiltak Mange reinvesteringer forskjøvet 3-5 år ved siste gjennomgang av prosjektporteføljen Utvikling av Asset Health Centre

47 Utfall av store nettområder er ikke akseptabelt i dagens samfunn Vi må bygge robust nett Godt maskede nett gir ikke avbrudd ved første feil, men anstrengt drift i store områder Et operativt sentralnett er nødvendig Dereguleringen i kraftmarkedet krever mer og bedre nett for å ha samme forsyningssikkerhet som tidligere Statnett må ha anlegg som tåler framtidens klima og kraftflyt

48 Utfordringer ved reinvesteringer: Krav i beredskapsforskrift gir føringer for valg av løsninger Kontrollanlegg - krav til sikring Apparatanlegg Nyanlegg FIKS Spenningsoppgradering HMS-risiko - elsikkerhet

49 Planlagt reinvesteringer i Øst og Sør Større ombyggingsprosjekter: : Reinvestering av 300/420 kv kabler på Østlandet (to Oslofjord og to i Oslo) : NSO Nettplan Stor-Oslo - 5 stasjoner får nytt kontroll- og 420 kv koblingsanlegg (driftes på 300 kv i første omgang) 2025: NSO ny 300 (420)kV ledning Gjelleråsen- Fåberg (300 kv Ulven-Fåberg) og oppgraderte (nye) stasjoner Roa og Vardal

50 Planlagt reinvesteringer i Øst og Sør Mer ordinære reinvesteringsprosjekter: 2016 og 2018: Furuset nytt kontrollanlegg og transformatorer 2018: Vemorktoppen rehabilitert stasjon 2019: Sylling rehabilitert stasjon Nye kontrollanlegg Kristiansand 2019 Fåberg 2019 Hove 2019 Nedre Vinstra 2020 Nye apparat- og kontrollanlegg Frogner 132 kv 2020 Røykås 48/132 kv 2019

51 Planlagt reinvesteringer i Øst og Sør Mer ordinære reinvesteringsprosjekter: Rehabilitering SVC Rød 2017 Sylling2018 Kristiansand 2019 Nye kontrollanlegg og rehab. apparat Rød 132 kv Frogner 420 kv Halden 45 (132 kv) Follo 66 (132 kv) Fåberg (66 kv) Bærheim, Stokkeland, Kjelland Nye kontrollanlegg Tokke, Flesaker, Songa, Tveiten, Tegneby (420 kv), Ringerike, Vinje I tillegg kommer mange mindre utskiftinger som gjennomføres i D&M

52 Presentasjon til regionmøte November 2015 Ingunn Ettestøl, Agder Energi Kraftforvaltning

53 NUP

54 Hovedinnspill fra AE og oppfølging i endelig NUP Innspill AE NUP Scenarioanalyse Svar Statnett Nye mellomlandsforbindelser Åpenhet og innsyn i investeringer Samarbeid med regionale aktører Bruk av systemstøtte og tiltak for å forhindre ubalanse

55 Auke Lont om kabler

56 Kommentarer til prosess og oppfølging Bra med prosess Mulighet for forbedringer Analyser tar tid høringssvar i mai og endelig rapport i oktober I praksis vanskelig å ta hensyn til større merknader på så kort tid

57 Takk for meg!

58 Vi utvikler et kostnadseffektivt sentralnett Erik Skjelbred, Statnett 17. november 2015 *

59 Høyere aktivitet, lavere kostnader en strategisk utfordring Økte kostnader Nye prosjekter mot slutten av tiårsperioden Forventet investeringsnivå mot 2025

60 Flere forhold påvirker effektivitet og kostnadene Riktige prosjekter blir bygget Hvor effektivt utbyggingene kan gjøres Regulering (nettselskaper, produsenter og forbrukere) Forutsigbar behovsutvikling og håndterbar koordinering Tid-kvalitet-pris Priser på materiell og personell og entreprenør Organisering og effektiv gjennomføring av prosjektene

61 Kostnadseffektivitet forutsetter balanse i leverandørmarkedet Leverandørutvikling øker kvalitet og konkurranse i markedet Flere leverandører Ulike kontraktsmodeller HMS, pris og kvalitet Innovativ Sikker Effektiv

62 Utbyggingskapasiteten er tredoblet på få år Kapasitet skal øke kostnadseffektivt Større grad av nøkkelferdige anlegg "Pakking" av prosjekter Strategisk leverandørutvikling felt/år felt/år C Stasjon EPC Økt outsourcing Innovativ Sikker Effektiv

63 Kostnadsutvikling Langsiktig satsing på leverandørutvikling gir resultater Tendenser til utflating av kostnadsnivå Gode tilbud kombinert med kostnadsbevisste teknologivalg bidro til nedjustering av kostnadsestimat for Vestre korridor Flere ferdige prosjekter kommer inn under estimert kost 300 km/år Ledning 20 km/år 2007 Flere entreprenører 2016

64 Eksempel: Reduserte kostnadsestimat for Vestre korridor er et resultat av bredt og langsiktig arbeid Vestre korridor stasjonspakke 1 er Statnetts hittil største stasjonskontrakt. Inkluderer stasjonene Saurdal, Kvinesdal, Ertsmyra og Sauda trinn Pakking i større prosjekt. Reinvesteringer inkluderes. Dyre etterbestillinger unngås 2. Effektive byggherreteam. Systematisk utkoplingsplanlegging. Bruk av interne driftsressurser i prosjektene for effektiv prosjektgjennomføring 3. Attraktive kontrakter. Økt bruk av EPC-kontrakter. Markedsutvikling og konkurransesituasjonen. 4. Risikostyring, prosjektmodning, kvalitet og kostnadskontroll er på plass. Viktige forbedringer. Fra 8 10 mrd til 7,1 8, 5 mrd., hvorav stasjonspakke 1 alene bidro med en reduksjon på 350 MNOK.

65 Konseptvalgutredninger sikrer riktige prosjekter Identifisering av behov Konseptvalg Ekstern kvalitetssikring Nettselskapenes prosesser, blant annet kraftsystemutredninger og konseptvalgutredning Innovativ Sikker Effektiv

66 Gode konsesjonsprosesser er viktige for å gjøre hvert prosjekt riktig Lokalkunnskap Muligheter og umuligheter Prioriteringer Samordning med regionalnett Finne de totalt sett beste løsningene Mulighet for sanering Tidlig og omfattende involvering øker kostnadseffektiveten Innovativ Sikker Effektiv

67 Teknologi, metoder og leverandører utvikles for å bygge hvert prosjekt riktig FoU Teknologikvalifisering Standardisering Leverandørutvikling Innovativ Sikker Effektiv

68 Strategisk FoU-satsing utvider verktøykassen Lean Line, Lean Station, Lean Cable: 80% av porteføljen 20% 20% 20% økt sikkerhet økt kostnadseffektivitet økt tidseffektivitet FoU Teknologikvalifisering Standardisering Leverandørutvikling Innovativ Sikker Effektiv

69 Eksempel teknologiutvikling Kvalifisering av prefabrikkerte fundamenter Forventet besparelse i Balsfjord-Skaidi kalkyle: 500 MNOK totalt Potensial i andre prosjekter: knok/km

70 Teknologikvalifisering sørger for at løsninger og metoder er sikre i bruk "Problemstorming" Tiltak som redusere risiko før kvalifisering Trygghet for riktig bruk av ny teknologi og nye metoder Unngå feil FoU Teknologikvalifisering Standardisering Leverandørutvikling Innovativ Sikker Effektiv

71 Standardisering effektiviserer prosjektering, bygging og drift Standardisering Løsning A,B,C,D Sparer tid og penger Forenkler drift Begrenser sårbarhet Kontinuerlig forbedring Standardbibliotek Standardiserte løsninger klare for bruk I prosjekter Revisjon av standarder FoU Teknologikvalifisering Standardisering Leverandørutvikling Innovativ Sikker Effektiv

72 Kategoristyring sikrer gode strategiske anskaffelser Leverandører innen ulike segmenter Tverrfaglige team, organisert etter leverandørmarkedet Optimalisere anskaffelsene Utvikle leverandører Finne tekniske og kommersielle muligheter Forutsigbarhet FoU Teknologikvalifisering Standardisering Leverandørutvikling Innovativ Sikker Effektiv

73 Vi skal bli 15 prosent mer effektive enn i 2013 Riktig portefølje Riktig prosjekt Kostnadseffektive løsninger Reduserte enhetskostnader Effektive teknologivalg Riktig prosjektgjennomføring Kortere tid fra investeringsbeslutning til ferdigstillelse Lavere byggekostnader Lavere andel byggherrekostnad % Reduserte enhetskostnader Innovativ Sikker Effektiv

74 Oppsummering Vi jobber sikkert, effektivt og innovativt Konseptvalgutredninger sikrer de riktige prosjektene fremover Vi gjør prosjektene riktig med Gode konsesjonsprosesser Systematisk FoU, kvalifisering og standardisering Riktige anskaffelser Vi utvikler et kostnadseffektivt sentralnett Innovativ Sikker Effektiv 80

75 Tariffering i sentralnettet Tariffmodell og kostnadsutvikling Regionmøte Sør og Øst, 17 november 2015

76 Styrevedtak om tariff 2016: Dagens tariffmodell holdes uendret i årene Innhold: Sammenheng monopolregulert tillatt inntekt (inntektsramme) og tariffering Sammenheng tariffmodell og årlige tariffsatser Dagens tariffmodell - Status Utvikling i tariffmodell historisk Områder for vurdering/evaluering Prosess for endring i tariffmodell

77 Nettvirksomhet er monopolregulert. Tillatt inntekt setter maksimalgrense for sentralnettets inntekter. Tariffmodellen beskriver hvordan tillatt inntekt fordeles mellom kundegrupper

78 Utvikle tariffmodell vs fastsette årlig tariff Utvikle tariffmodell * Lover og forskrifter * Tariffstrategi (hva ønsker Statnett) * Analyser * Drøftinger med kunder * Vedtak i Styret Vedtatt tariffmodell Siste endring med virkning fra Fastsette årlig tariff * Beregne tariffgrunnlag * Beregne tillatt inntekt (på basis av NUP/LTP/renter mv.) * Anslå flaskehalsinntekter * Drøftinger med kunder * Vedtak i Styret Vedtatt tariff Årlig tariff må vedtas/offentliggjøres innen 1. oktober

79 Tariffmodell for sentralnettet - Status Inndelingen illustrerer hvor mye hver kundegruppe bidrar med til dekning av sentralnettets tillatt inntekt. Eksempelvis bidrar inntekter fra faste tariffledd fra produksjon (grått felt) totalt 25% av tillatt inntekt i sentralnettet. Størrelsen på "kakestykkene" viser hvordan fordelingen er i 2016.

80 Tariffutvikling fremover med dagens tariffmodell Store nettinvesteringer gir økt tillatt inntekt

81 Tariffmodellen utvikling siden Effektbaserte tariffer. %-fordeling mellom produksjon og forbruk Energibasert tariff for produksjon Ny modell k-faktoren innføres %-fordeling mellom produksjon og forbruk opphører Endring k-faktor: Gulv: 0,5 Skille KII / Øvrig forbruk Endring Produksjonstariff: Øker fra 0,8 til1,0 øre/kwh Påslag for systemdrift 0,2 øre/kwh 1998 Ny modell for Energiledd 2010 EU innfører tak på G-tariff 1,2 /MWh 2015 Ny modell for SFHB Premierer stabilitet og størrelse Punktvise satser. Systempris Prod-tariff øker fra 0,56 til 0,8 øre/kwh Energiledd: Fra system- til områdepris

82 Områder for vurdering/evaluering frem mot neste strategiperiode

83 Eksterne forhold som kan påvirke tariffmodellen i perioden Endrede tarifferingsregler i EU F.eks. endring av tak for innmatingstariff Implementering av 2. og 3. elmarkedspakke Tariffinntekter fra innmating i regionalnett

84 Prosess ved endring i tariffmodell Definere område for evaluering. Initiert av: Analyser Drøfting med kundeorganisasjonene Vedtak i KL og Styret Statnetts tariffstrategi Innspill fra kunder Endring i reguleringer Interne fagmiljø Eksternt fagmiljø Arbeidsgrupper Faglig begrunnet forslag til endring Protokoller fra drøftingene Vedtak om endring i tariffmodell

85 PAUSE

86 Regionale problemstillinger og erfaringer fra driften siste år Regionsentral Sør Oslo,

87 Agenda Regionsentral Sør Utvalgte feilhendelser i 2015 Spenningsregulering Erfaringer fra idriftsettelser i 2015 Black Start SK4

88 Regionsentral Sør

89 Regionsentral Sør - Ansvarsområde Tromsø RCCN Alta RCCM Sunndalsøra Trondheim Bergen NCC RCCS Oslo

90 Regionsentral Sør organisering ble Regionsentral Sør omorganisert o Operatørene er fordelt på seksjon Anlegg og seksjon System o Operatørene gjennomfører de samme vaktene o Oppgaver utover vaktene avgjør tilhørighet til seksjon

91 Regionsentral Sør oppgaver i forbindelse med Statnetts anlegg Overvåking av stasjons- og ledningsanlegg Styring av stasjons- og ledningsanlegg LfK i Statnett sine anlegg Sikre trygge idriftsettelser ved første gangs spenningssetting av anlegg Følge opp jordstrømskompensering i nettdeler hvor dette er påkrevd Utarbeide og vedlikeholde seksjoneringsplaner til bruk ved jordfeilsøking

92 Regionsentral Sør oppgaver som systemansvarlig Beslutte koblingsbilder i sentral- og regionalnett Gjennomføre effektiv gjenoppretting etter feil Sørge for tilfredsstillende spenningsforhold Aktivering av systemvern Ansvar for separatdrifter Viktig bidragsyter i forbindelse med revisjonsbehandling

93 Utvalgte hendelser i 2015

94 Ekstremværet Nina 10. januar 2015 Uværet traff fra Hordaland og sørover med orkan i vest og sterk storm i fjellet og på Sør- og Sørvest-landet.

95 Ekstremværet Nina 10. januar 2015 Forberedelser Gul beredskap i Statnett Elspot gikk som normalt Sikrere drift på Møre og i Indre Sogn RKA-Nyhamna gjort klart for drift Resultat Stormen traff lenger sør enn forventet. 63 utfall av sentralnettsledninger Omfattende ledningsutfall i underliggende nett, bl.a i BKK området der kunder ble rammet av strømbrudd. Ledningsutfall medførte 5 separatområder. Industriforbruk var ute på Kollsnes, Lista og Husnes.

96 Brann i transformator i Hasle 8. april 2015

97 Brann i transformator i Hasle 8. april 2015 Hendelsesforløp Transformator T4 i Hasle faller ut kl Signaler på blant annet overstrøm, differensial vern og gass. Kl kommer det melding på telefon til Regionsentral Sør om stor brann i Hasle. Stasjonspersonell er på vei til stasjonen. Kl besluttes det å koble ut parallell transformator T5. Underliggende nett avlastet av Hafslund. Forberedelser på utkobling av hele Hasle stasjon igangsettes. Det blir avklart at det kan være drift på deler av anlegget uten fare for brannmannskaper. Transformator T4, T5 og en 420 kv samleskinne kobles ut, sikres og jordes før utpeking av LfS som ledsager brannmannskaper for slukking av brann i T4.

98 Brann i transformator i Hasle 8. april 2015 Utfordringer Svært mye informasjon som skal prosesseres på kort tid. Det tar tid å få oversikt over situasjonen, personsikkerheten går alltid først. Effektflyt i Hasle mot Sverige før feil var ca MW. Kontinuerlige vurderinger av utkoblingsbehov Dersom hele stasjonen måtte kobles ut, ville Sør-Norge bli separatområde (2200 MW nedregulering) Resultat Dersom kun en 420 kv samleskinne skulle kobles ut måtte produksjonen nedreguleres "bare" 1200 MW. Ingen sluttkunder ble direkte berørt. Redusert forsyningssikkerhet. Unngikk utkobling av hele stasjonen. Meget bra innsats fra alle berørte parter medførte at slukningsarbeidet kom i gang meget kjapt. Nedregulert ca MW i Sør-Norge, og tilsvarende opp i resten av Norden.

99 Brann i transformator i Hasle 8. april 2015

100 Skogbrann i Agder 14. mai 2015 Agder Energi Nett varslet Regionsentral Sør om skogbrann Det ble antatt at brannen var under 132 kv ledningene mellom Senumstad og Brokke, uklare meldinger om hvor brannen befant seg. Regionsentral Sør sendte ut ledningspersonell. Lokasjon for brannen ble etter en stund bekreftet og forberedelser til utkobling ble igangsatt.

101 Skogbrann i Agder 14. mai 2015 Flyten på HVDC forbindelsene mot Danmark måtte reduseres Følgende linjer ble koblet ut av Statnett: 420 kv Kristiansand Brokke 420 kv Kristiansand Arendal LfS ble pekt ut og overvåket slukningsarbeidet i linjetraseene. Agder sørget for utkobling av 132 kv linje mellom Lund og Senumstad

102 Spenningsregulering

103 Spenningsgrenser 300 og 420 kv har historisk vært driftet opp mot 310 og 430 kv Statnett fikk dispensasjon til å drifte over nominell spenning frem til Det er som et resultat av dette investert betydelig i reaktiv kapasitet i sentralnettet de senere årene for å bedre kunne drifte nettet innenfor gjeldende grenser Statnett rapporter årlig til DSB på spenningsforhold i 300 og 420kV nettet. Generatorer spiller en viktig rolle i spenningsreguleringen av nettet. Nominell spenning [kv] Minimum spenning [kv] Maksimal spenning [kv] Tabellen viser alarmgrenser (Minimum og Maksimal) Statnett benytter i Scada systemet. Ønsket spenningsnivå i hver enkelt stasjon vil ligge noen kv lavere enn nominell spenning.

104 Gjennomsnittlig spenning 300 kv Rendalen Vang Sylling Feda Fortun

105 Spenningsregulering i Statnett Statnett har flere tusen MVAr til rådighet i form av kondensatorbatterier, reaktorer, SVC og fasekompensatorer. Statnett benytter en nominell spenning for hver stasjon for å få ut en spenningsprofil som benyttes daglig ifm. spenningsregulering. Store endringer i produksjon, forbruk og flyt på utenlandsforbindelsene er utfordrende. Generatorer benyttes i utgangspunktet ikke aktivt i den daglige spenningsreguleringen. Kun i tilfeller hvor alle andre midler er brukt opp kontaktes produsenter for å justere settpunkt på spenningsregulatorer.

106 Spenningsregulering i Statnett Mer enn 3000 MVAr reaktor kapasitet er installert siden 2009 I tillegg er det installert fasekompensator, VSC omformere og SVCer

107 Bidrag fra generatorer Generatorene spiller en sentral rolle i spenningsreguleringen Dynamisk regulering ivaretas i stor grad av generatorer I feilsituasjoner er nettet avhengig av bidrag fra generatorer I Sør Norge kan generatorer bidra med ca til MVAr Systemansvarlig har behov for en felles forståelse av hvilke spenningsgrenser som gjelder Alle produsenter må bidra med MVAr i begge retninger avhengig av hva som er behovet Systemansvarlig har behov for å forstå eventuelle begrensninger i enkelt anlegg Nøkkelen til god spenningsregulering ligger i riktig innstilling av spenningsregulatorene og felles forståelse av hvordan de skal virke Foto: statkraft.no

108 Spenningsregulering i Sør-Norge Prosjekt i Statnett som ble startet og som skal: Foreta en systematisk gjennomgang av alle reaktive komponenter Statnett eier i Sør-Norge. Kontrollere innstillinger og ved behov sørge for å få endret innstillinger, samt om nødvendig sørge for endret funksjonalitet. Sørge for en systematisk gjennomgang av alle spenningsregulatorer på generatorer større enn 100 MVA, og om nødvendig sørge for at nødvendige endringer i innstillinger blir effektuert.

109 Erfaringer fra idriftsettelser i 2015

110 Økt transformeringskapasitet Transformator kapasitet Østlandet Tegneby Follo Tveiten Fåberg Hamang Østre Korridor (2014) Kristiansand Arendal Grenland Erfaringer fra idriftsettelser Ombygginger i stasjoner som er på drift er kompliserte og tidkrevende. Tidlig involvering av drift er svært viktig. Grenseskiller mellom nybygget anlegg og anlegg som er på drift må følges tett opp.

111 Østre Korridor Regionalnett Statnett Idriftsettelse av sentralnetts anlegg gjennomført høsten Skagerak Svært mye arbeid har blitt gjennomført i Telemarksnettet i Grenland/Bolvik stasjon idriftsatt og i stor grad erstattet Knardalstrand. Erfaringer Tett dialog mellom sentralene hos berørte konsesjonærer, prosjektene og driftsplanlegging løser mye. Spolekompensering og endring av ladeytelser er utfordrende. Skagerak Koblingsbilder og endringer i delingsplaner krever høyt fokus gjennom hele idriftsettelsen.

112 Driftserfaring SK 4 Spenningsregulering på Sørlandet SK 4 inn i RPC (Reactive Power Control) i Kristiansand. Fasekompensator i Feda. Spenningsregulering fra generatorer. Idriftsettelse Konstruktivt og godt samarbeid mellom prosjekt og drift. Store utfordringer med ramping gjennom null skapte mye usikkerhet og frustrasjon i starten. God prosess for å gruppere og håndtere over 6000 enkeltsignaler. Feilsituasjoner SK 4 har vært svært stabil med lite feil/problemer. Lite lyn aktivitet med påfølgende utfall og spenningsdipper i 2015 har gjort at det er for tidlig å si noe om effekten av systemstøtten SK 4 vil bidra med. Source: ABB

113 Black Start SK 4

114 Skagerrak 4 HVDC interconnector 4 th HVDC connection between Norway and Denmark Increasing power capability from 1000 to 1700 MW Voltage Source Converter (VSC) Bipole with a LCC converter Reactive power control Inherent Black Start Capability The future is electric

115 Background for the test Future HVDC capacity 5200 MW 3500 MW from VSC Norway VSC VSC VSC Denmark UK Netherlands Germany The future is electric

116

117 Why a black start test at Skagerrak 4 Future HVDC capacity 5200 MW 3500 MW from VSC New technology new features Learning by doing VSC VC VSC The future is electric

118 132 km AC line The execution of the test kv Kristiansand 420 kv Kristiansand A B A B kv breaker bays x x kv breaker bays x x Skagerrak 4 Denmark x x x x x T6 x x x x kv breaker bays 300 kv Feda A B x x x x x x T31 24 kv Eramet A B x ( ) ( x ) ( x ) ( x ) ( x ) x ( ) ( x ) ( x ) S3 S2 S1 C1 C2 C Soft de-block with transformer connected 132 km a.c. line 90 MW for 75 minutes 12 MVAr capacitors P-droop and Q-droop The future is electric

119 Lessons learned and future improvements Adjustment of a.c. grid protection settings required The VSC black start capability was verified The VSC controls the voltage and frequency during load switching Following features are developed and ready for testing Faster black start sequence User friendly sequence Functionality for synchronizing the islanded a.c. grid The future is electric

120

121 Driftsplanlegging og utvikling Regionmøte Sør og Øst Norge Thon Hotel Opera, 17.november 2015

122 Systemdrift og markedsutvikling

123 Norden får et nytt kraftsystem Sterkere innenlandsk nett og flere kabler

124 Vi får et europeisk regelverk EU tredje energipakke krever at ENTSO-E skriver utkast til "Network Codes" Implementeres etter hvert i norsk lovverk Europeiske forskrifter (850 sider) på følgende områder: Tilknytning Drift Marked Det overordnede målet er effektivisering og sterkere integrering av de nasjonale markedene

125 Nettverkskoder om tilknytning av produksjon, forbruk og HVDC Dagens krav og behandlingsprosesser for nye anlegg i kraftsystemet vil endres som følge av EUs nye forordninger for nettilknytninger Minimums krav for teknisk design Krav til prosesser ved idriftsettelse Krav til oppfølging Skal i utgangspunktet gjelde ved nye tilknytninger eller vesentlige endringer i eksisterende

126 Europeisk regelverk tilpasses Norge og Norden Statnett har fått oppdrag fra NVE Foreslå forståelse av prosesser og roller i norsk kontekst Foreslå endelige krav. Kun et fåtall funksjonskrav er endelig spesifisert i EU-regelverket Jobber tett med bransjen Referansegrupper er etablert Bransjeforum Utforming av regelverk Utarbeide forslag til implementering (Statnett) Godkjenning og implementering (forskriftsarbeid) (NVE) Leverandørtilpasninger Komitologi starter Implementasjonsfrist

127 Systemansvarliges plan Til systemoperatørforum 2016 Helhetlig tiltaksplan frem mot 2025 Forventete volumer for ulike systemtjenester Verdiskapingsrapport Noen enkeltstående "rapporter" Ny SMUP og NUP i 2017

128 Systemansvarliges virkemidler 3 Krav & vedtak 1 Energimarkedet 2 Markedsmessig innkjøp av systemtjenester Tid

129 Flytbasert markedskobling gir bedre utnyttelse av kraftnettet Hva? Bedre informasjon om nettbegrensninger til kraftbørsen Hvorfor? Bedre utnyttelse av kraftnettet Bedre samsvar mellom markedsutveksling og realisert kraftflyt Redusert usikkerhet for systemansvarlig Forventet effekt på kraftmarkedet Flere, men likere priser Samfunnsøkonomisk bedre løsninger Markesutveksling Fysisk kraftflyt

130 Markedets ønske om utveksling i 2020 Norden representativ vinteruke Utfordringer: Raske og store endringer Store ubalanser innenfor timen Lavlast med høy import og stor produksjon fra nye produksjonsteknologier

131 Finere tidsoppløsning i markedene gir bedre tilpasning mellom marked og fysikk Reduserer strukturelle ubalanser Kablene kan snu raskere utnytte hele timen ved kontinuerlig ramping Muliggjør handel med kvartersprodukter for norske aktører Reduserer risikoen i systemdriften Trolig krav om kvartersoppløsning på balanseavregning i europeisk regelverk Nordisk felles prosjekt etablert Skal anbefale hvordan finere tidsoppløsning bør implementeres i Norden Sannsynlig med en trinnvis utvikling

132 Utvikling av reservemarkedene - forventninger nærmeste 2-5 år Justeringer og nye løsninger for å møte nye behov Tydeligere spesifikasjon av egenskaper Prekvalifisering og økt verifisering av leveranser Markedsdesignet justeres Kortere blokker Handling nærmere driftsdøgnet (D-2) Flere og spesifiserte produkter - standardprodukter Økt handel med andre land også for balansetjenester Utvikling og økt harmonisering av nordiske markeder Økt volum reserver Grunnet større flytendringer (kabler) og endret produksjonsmiks Men mange forhold påvirker, bl.a. tidsoppløsningen i markedene Vurderer behov for løsninger for å sikre roterende masse (inertia)

133 Effektivisere utøvelsen av fos

134 Fosweb vil være grenseflaten inn mot Statnetts saksbehandlere FoSWeb Konsesjonærer Statnett Trinnvis implementering FoS 7 og 14a, 17, 22 først, idriftsettelse av nye eller endrede anlegg og endrede overføringsgrenser, innmelding av driftsstans og feilrapporter Er under utvikling

135 Fordeler for konsesjonær 2007 Fos cd Fosweb, alltid oppdatert Forenkling: Én innlogging for fosrelaterte henvendelser Transparens: Tilgang til data sendt inn til Statnett og oppgaver relatert fos Én plattform fremfor 1000 mail'er The future is electric

136 Innmeldte anleggsdata brukes! Dataene brukes av systemansvarlig for drift og analyse: Driftssentralsystemet Driftsrelaterte analyser Langtidsanalyser Dataene videreformidles til NVE Dataene brukes for vedtak om overføringsgrenser NVE ønsker at dataene skal kunne brukes av KSUansvarlige Det er et omfattende arbeid å oppdatere, komplettere og bekrefte data, men riktig data er av stor betydning!

137 Driftsplanlegging

138 Særskilte driftsstanser 2015 Ny 420 kv Ofoten Balsfjord Langvarige driftsstanser i parallelt 132 kv nett i perioden I henhold til plan Spenningsoppgradering Midt-Norge Langvarige driftsstanser i 300 kvnettet Redusert kapasitet ut av NO4 lav pris Ørskog Sogndal Produksjonstilpasning benyttet fra 3.august Stort tilsig i forhold til normalen Innledende arbeider Vestre korridor Periodevis lav produksjon i NO2 - Redusert handelskapasitet på NorNed og SK 1-4 Montering av flymarkører Mange langvarige driftsstanser Stort behov for spesialregulering

139 Spesialreguleringer

140 Handelskapasitet 2015

141 Driftsplanlegging Frist for innmelding av driftsstans: 1.oktober Vil endres til 1. august når "Guideline for System Operation" trer i kraft Årsplan legges frem til 1. januar Innmeldinger senere enn 3 uker før ønsket driftsstans kan normalt ikke godkjennes Driftsstans i juli er ønsket

142 Driftsplanlegging Frist for innmelding av driftsstans: 1.oktober Vil endres til 1. august når "Guideline for System Operation" trer i kraft Årsplan legges frem til 1. januar Innmeldinger senere enn 3 uker før ønsket driftsstans kan normalt ikke godkjennes Driftsstans i juli er ønsket

143 Driftsplanlegging Frist for innmelding av driftsstans: 1.oktober Vil endres til 1. august når "Guideline for System Operation" trer i kraft Årsplan legges frem til 1. januar Innmeldinger senere enn 3 uker før ønsket driftsstans kan normalt ikke godkjennes Driftsstans i juli er ønsket Gjennomsnittlig behandlingstid Innmeldt til årsplan Innmeldt etter 1.okt Antall dager

144 Driftsplanlegging Frist for innmelding av driftsstans: 1.oktober Vil endres til 1. august når "Guideline for System Operation" trer i kraft Årsplan legges frem til 1. januar Innmeldinger senere enn 3 uker før ønsket driftsstans kan normalt ikke godkjennes Driftsstans i juli er ønsket

145 Driftsplanlegging Frist for innmelding av driftsstans: 1.oktober Vil endres til 1. august når "Guideline for System Operation" trer i kraft Årsplan legges frem til 1. januar Innmeldinger senere enn 3 uker før ønsket driftsstans kan normalt ikke godkjennes 2015 per Driftsstans i juli er ønsket

146 Oppsummering Nytt kraftsystem gir større ubalanser som krever nye virkemidler FosWeb skal sikre oppdaterte data og effektiv datautveksling Planlegging og gjennomføring av driftsstanser må forbedres