Innhold. Tertialrapport 02/10

Transkript

1

2 Innhold 1. Systemansvarskostnader s.4 2. Flaskehalshåndtering og spesialregulering s.4 3. Handelsgrenser s.8 4. Systemtjenester og effektreserver s Energiopsjoner i forbruk s Samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder s Utkopling av forbruk med redusert tariff s Frekvenskvalitet s.19 2 Tertialrapport 02/10

3 Forord Statnetts landssentral utarbeider årlig tre tertialrapporter som presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften. Viktige hovedpunkter fra systemdriften dette tertialet er: Sommermånedene har vært preget av lav last og mye import, spesielt på natt. Flere uker med mangel på nedreguleringsressurser i lettlastperioder. Lite roterende masse i det nordiske systemet har også gitt seg utslag i lave primærreguleringsressurser. Rekordomsetning i markedet for frekvensstyrte reserver, men likevel meget dårlig frekvenskvalitet. Høye temperaturer har gitt problemer med termisk linjekapasitet. På Sørlandet har det vært interne flaskehalser i eksportsituasjoner, og dette er løst med spesialregulering samt noe mothandel med Energinet.dk. Skagerak pol 3 ute av drift på grunn av feil juni. Flere perioder med utkopling av Mauranger-Samnanger og ensidig forsyning mot Bergen. Den gjennomførte temperaturoppgraderingen vil gi noe høyere kapasitet inn til området til vinteren. Denne rapporten for andre tertial 2010 omhandler perioden 1. mai til 31. august. Øivind Rue Konserndirektør Nettdriftsdivisjonen 02/10 Tertialrapport 3

4 1.Systemansvarskostnader Sammendrag av økonomiske tall knyttet til Statnetts oppgaver som systemansvarlig nettselskap. Variable systemdriftskostnader i MNOK tertial tertial Regulerkraftopsjoner ,4 0,3 Spesialreguleringer ,2 33,6 Øvrige systemtjenester 1) ,7 174,8 Energiopsjoner i forbruk ,4 0 1) Systemvern, produksjonstilpasning, regulerstyrke, reaktiv effekt, innfasingsreserve og erstatning ved flytting av revisjoner. 2.Flaskehalshåndtering og spesialregulering 2.1 Fastsettelse av elspotområder. Elspotområdene fastsettes etter en vurdering av hvor i nettet det forventes store overførings begrensninger. På grunn av den store impedansen på forbindelsene mellom Sør-Norge og Midt-Norge i forhold til impedansen mot det svenske kraftsystemet, deles landet alltid inn i minst to områder med skille mellom områdene i Østerdalen/ Gudbrandsdalen/Sogn. En variasjon i balansen i Sør-Norge vil i liten grad påvirke kraftflyten i nettet nord for Dovre og motsatt. Elspotområdene i det nordiske kraftmarkedet i denne perioden er Sørøst-Norge (NO1), Sørvest-Norge (NO2), Vest-Norge (NO5), Midt-Norge (NO3), Nord-Norge (NO4), Vest-Danmark (DK1), Øst-Danmark (DK2), Sverige (SE) og Finland (FI). Elspotområdeinndeling i Norge 1. tertial 2010: NO1: Sørøst-Norge sør for Vågåmo og Litjfossen; øst for Rød og Flesaker. NO2: Sørvest-Norge sør for Sauda, vest for Rød og Flesaker; vest for Rød og Flesaker. NO3: Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen; sør for Tunnsjødal. NO4: Nord-Norge og Midt-Norge nord for Tunnsjødal. NO5: Vest-Norge nord for Sauda; sør for Åskåra; vest for Aurland. 2.2 Samfunnsøkonomisk kostnad ved bortfall av overføringskapasitet. Landssentralen har i flere år beregnet og publisert samfunnsøkonomiske kostnader ved flaskehalser mellom pris områder i Norge eller flaskehalser mot utlandet. Disse kostnadene blir kategorisert på årsak (feil, revisjon eller intakt nett) og område (prisområde(x)- prisområde(y)) og beregnes som: ((Flyt ved systempris - elspotflyt) * (prisforskjell mellom områdene))/ 2 (pr time) Resultatet av beregningen er dermed det tilnærmet trekantede arealet mellom tilbuds- og etterspørsels kurver og faktisk overføringsgrense. Det divideres med 2 for å ta hensyn til at arealet er omtrent trekantet fordi det ikke er prisforskjeller når det er flyt som gir systempris. Flyt ved systempris vil i flere tilfeller være større enn maksimal overføringsgrense. Beregningen inkluderer således også kostnader for at markedet ønsker å overføre mer enn det er utbygd kapasitet til å overføre. Kostnadene for begrenset overføring på grunn av ikke utbygd kapasitet hensyntas i Statnetts investeringsanalyser, der reduksjon av flaskehalskostnad er en av faktorene som utløser bygging av ny kapasitet. Vi trekker ut disse kostnadene og får da: ((Maksimal flyt elspotflyt) * (prisforskjell mellom områdene) (pr time) Statnett ønsker å beregne samfunnsøkonomiske konsekvenser av revisjoner og feil i systemet for å optimalisere sine arbeidsprosesser. Denne beregningen fanger opp kostnadene ved begrensinger i overføringskapasiteten, gitt at elspot budene er uavhengig av kapasitet. Vi gjør en forenkling ved at vi bruker prisforskjell ved elspotflyt, og ikke hensyntar at prisforskjellen ville blitt mindre ved maksimal flyt. Sistnevnte prisforskjell er ikke kjent, og det vil kreve en ny markedsklareringskjøring av NordPool for å få kjennskap til denne. Det antas imidlertid at forskjellen er marginal, og at resultatet av beregningen er godt nok for formålet. De beregnede kostnadene blir noe høyere enn de faktiske kostnadene. For at de målte kostnadene skal kunne relateres til forhold Statnett kan påvirke, tas det bare hensyn til kostnader som kommer av feil eller revisjoner i Norge og anlegg Statnett eier eller har ansvaret for (helt eller delvis) utenfor norsk grense. Kostnader som skyldes feil eller begrensinger i utlandet er trukket ut i beregningen. Dette gjelder f. eks kapasitetsbegrensinger som skyldes feil i en svensk trafostasjon. Det samme gjelder kostnader som skyldes flaskehalser ved intakt nett, f. eks begrensinger i Hasle grunnet høy last i Oslo. 4 Tertialrapport 02/10

5 Samfunnsøkonomisk kostnad MNOK ved bortfall av overføringskapasitet. Sør-Norge Sverige Midt- og Nord- Norge Sverige Nord-Norge Midt-Norge Sør-Norge Jylland Sør-Norge Nederland tertial tertial ,1 35,2 Feil/utfall ,7 7,6 Feil/utfall ,3 0,5 Feil/utfall ,8 1,5 Feil/utfall , Feil/utfall ,9 1) Estimat MNOK NO1-SE - Eksport SE-NO1 - Import 50 0 Mai Juni Juli August Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Sør-Norge Sverige. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. Foto Erik Thallaug 02/10 Tertialrapport 5

6 MNOK NO3-SE - Eksport SE-NO3 - Import Mai Juni Juli August Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Midt-Norge Sverige. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall MNOK NO4-SE - Eksport SE-NO4 - Import Mai Juni Juli August Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Nord-Norge Sverige. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. 70 MNOK NO1-NO2 - Import til NO2 - NO1-NO5 - Import til NO5 - NO2-NO5 - Import til NO5 - NO4-NO3 - Import til NO Mai Juni Juli August Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet mellom interne områder i Norge. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. 6 Tertialrapport 02/10

7 60 50 MNOK MNOK Mai Juni Juli August Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Norge Jylland DK1-NO2 - Import Feil/Utfall DK1-NO2 - Import NO2-DK1 - Import Feil/Utfall NO2-DK1 - Import NO2-NL - Eksport Feil/utfall NL-NO2 - Import Feil/utfall 20 0 Mai Juni Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Norge Nederland. Ingen flaskehals på grunn av revisjon. 2.3 Årsaker, fysisk plassering, omfang og kostnader for de viktigste spesialreguleringene. Spesialreguleringer oppstår når begrensninger i overføringskapasiteten gjør at budene i regulerkraftmarkedet ikke kan anvendes i «prisriktig» rekkefølge. Da påføres Statnett en kostnad lik differansen mellom pris på aktiverte bud som er benyttet til spesialreguleringer og aktuell timepris i reguler kraft markedet multiplisert med spesialregulert volum. Årsak til spesialreguleringer er delt inn i hovedtyper: Intakt nett er Feil/utfall Annet, som består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last-/produksjonsendring, lav kortslutningsytelse, problemer i naboland, operatørfeil og andre spesielle årsaker. Årsak tertial tertial er ,6 14,8 Feil/utfall ,5 Intakt nett, overlast ,5 7,9 Intakt nett, spenning ,2 2,3 Annet ,4 0,6 Grunnlaget for tabellen er data fra Landssentralens markedssystemer og baserer seg på ukefiler. I tallene er det også med mothandelskostnader med naboland. 02/10 Tertialrapport 7

8 er Inntakt nett, spenning Inntakt nett, overlast Feil/utfall Sørlandet eksport Mauranger-Blåfalli Indre Sogn Solhom Rana-Svartisen Mauranger- Samnanger Sundsfjord-Hopen Sima-Aurland Kostnadskrevende spesialreguleringer i 2. tertial, fordelt på årsak og anleggsdeler. Kostnadskrevende spesialreguleringer i 2. tertial: Intakt nett, overlast Sørlandet eksport: Fra medio juli til medio august måtte det jevnlig spesialreguleres for å opprettholde eksportkapasiteten mot kontinentet. Intakt nett, spenning Indre Sogn: Ved lav kraftproduksjon under Fortun transformatorstasjon har det vært behov for innfasing av generatorer for å unngå problemer med lav spenning. Feil/utfall Mauranger-Blåfalli: Skadet av sprengning i forbindelse med veiarbeid 8. juni. Linjen ble driftet med redusert kapasitet i to dager, og deretter utkoplet for reparasjon. Spesialreguleringen skyldes overskudd på vestlandet. er Mauranger-Blåfalli: Utkoplet i tre dager i uke 33 pga. ombygging. Ingen sammenheng med skadene som ble påført 8. juni. Solhom: Bytte av spenningstransformatorer. Utkoplet i uke 20 og Handelsgrenser 3.1 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sør-Norge og Sverige. Handelskapasitet m/elspotflyt eksport Sør-Norge til Sverige Kapasitet NO1_SE Elspotflyt NO1-SE Figuren viser varighet for eksportkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Sverige. 8 Tertialrapport 02/10

9 Handelskapasitet m/elspotflyt import Sør-Norge fra Sverige Kapasitet SE_NO1 Elspotflyt NO1-SE Figuren viser varighet for importkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Sverige. 3.2 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Midt-Norge og Sverige. Handelskapasitet m/elspotflyt eksport Midt-Norge til Sverige Kapasitet NO3_SE Elspotflyt NO3-SE Handelskapasitet m/elspotflyt import Midt-Norge fra Sverige Kapasitet SE_NO3 Elspotflyt NO3-SE Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Midt-Norge og Sverige. 02/10 Tertialrapport 9

10 3.3 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Nord-Norge og Sverige. Handelskapasitet m/elspotflyt eksport Nord-Norge til Sverige Kapasitet NO4_SE Elspotflyt NO4-SE Handelskapasitet m/elspotflyt import Nord-Norge fra Sverige Kapasitet SE_NO4 Elspotflyt NO4-SE Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Nord-Norge og Sverige. 3.4 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Jylland. Handelskapasitet NO2-DK1 m/elspotflyt eksport Sørvest-Norge til Danmark Kapasitet NO2_DK1 Elspotflyt NO2-DK1 Figuren viser varighet for eksportkapasitet med elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Jylland. 10 Tertialrapport 02/10

11 Handelskapasitet NK2-DK1 m/elspotflyt import Sørvest-Norge fra Danmark Kapasitet DK1_NO2 Elspotflyt NO2-DK1 Figuren viser varighet for importkapasitet med elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Jylland. 3.5 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Nederland. Handelskapasitet eksport Norge til Nederland m/flyt Kapasitet NO_NL_Tilgjengelig Nominert eksport/import Handelskapasitet import Norge fra Nederland m/flyt Kapasitet NL_NO Tilgjengelig Nominert eksport/import Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Nederland. 02/10 Tertialrapport 11

12 3.6 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Vest-Norge. Handelskapasitet NO2-NO5 m/ elspotflyt Kapasitet NO2_NO5 Elspotflyt NO2-NO5 Handelskapasitet NO2-NO5 m/elspotflyt Kapasitet NO5_NO2 Elspotflyt NO2-NO5 Figurene viser varighet for total handelskapasitet med elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Vest-Norge. 3.7 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Vest-Norge og Sørøst-Norge. Handelskapasitet NO5-NO1 m/elspotflyt Kapasitet NO5_NO1 Elspotflyt NO5-NO1 Figuren viser varighet for total handelskapasitet med elspotflyt mellom Vest-Norge og Sørøst-Norge. 12 Tertialrapport 02/10

13 Handelskapasitet NO5-NO1 m/elspotflyt Kapasitet NO1_NO5 Elspotflyt NO5-NO1 Figuren viser varighet for total handelskapasitet med elspotflyt mellom Vest-Norge og Sørøst-Norge. 3.8 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Sørøst-Norge. Handelskapasitet NO2-NO1 m/elspotflyt Kapasitet NO2_NO1 Elspotflyt NO2-NO1 Handelskapasitet NO1-NO2 m/elspotflyt Kapasitet NO1_NO2 Elspotflyt NO2-NO1 Figurene viser varighet for total handelskapasitet med elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Sørøst-Norge. 02/10 Tertialrapport 13

14 Foto Trond Isaksen 14 Tertialrapport 02/10

15 02/10 Tertialrapport 15

16 4.Systemtjenester og effektreserver Statnett definerer i henhold til Forskrifter om systemansvar (FoS) hvilke systemtjenester som er nødvendige for å opprettholde tilfredsstillende leverings kvalitet i overføringssystemet. Godtgjørelsen blir fastsatt etter forhandlinger med aktørene. 4.1 Reaktiv effekt. Godtgjørelsen i 2. tertial er regnskapsført med 7,6 MNOK 4.2 Frekvensstyrt reserve. Markedet for frekvensstyrte reserver ble åpnet i januar Produktene i markedet er Frekvensstyrt Normaldriftsreserve (FNR) og Frekvensstyrt Driftsforstyrrelsesreserve (FDR). FNR er effektreserve som aktiveres automatisk i begge retninger omkring et settpunkt når frekvensen varierer mellom Hz og Hz. FDR er effektreserve som aktiveres automatisk når frekvensen faller under Hz. Det er et krav at stasjonær frekvens ikke skal falle under Hz i det sammenkoplede nordiske kraftsystemet og all FDR må derfor være aktivert ved høyere frekvens enn dette. Frekvensstyrte reserver består av en grunnleveranse og en markedsbasert leveranse. Statnett fastsetter en maksimal statikkinnstilling som er bestemmende for minimumsleveranse av frekvensstyrt reserve fra roterende produksjonsanlegg. Leverandørene kan levere mer reserve enn minimumsleveransen ved å innstille lavere statikk enn maksimal innstilling eller kjøre flere aggregater enn opprinnelig planlagt. Den økte leveransen kan anmeldes i markedet beskrevet i disse vilkårene. All leveranse utover leveranse med tilslag i markedet, regnes som grunnleveranse og godtgjøres med avtalte satser i henhold til innrapporterte volum. Informasjon om gjeldende maksimal statikkinnstilling gis via Statnetts web-side og e-post. Ukemarkedet er delt i virkedag og helg som begge igjen har en oppløsning på dag og natt. Ukemarkedet kjøres torsdag og fredag for henholdsvis helg- og ukesegmentet, og tilbyder kan velge å by inn i en eller flere av de fire avtaleperiodene (dag, natt, ukedag, helg). Produktet i ukemarkedet ble fra 21. juni endret til å være kun FNR. Budene angis pr. elspotområde. Døgnmarkedet kjøres hver dag for neste dag med timesoppløsning. Budene angis pr. stasjonsgruppe, type reserve (FNR, FDR), pr. time, pr. elspotområde. Årsaken til at budene angis pr. stasjonsgruppe er av hensyn til etablerte rapporteringsrutiner. Avregning foretas pr. elspotområde. Innkjøp av frekvensstyrte reserver i 2. tertial er regnskapsført med 159,2 MNOK (inkludert grunnleveransen). I 2. tertial 2009 var tilsvarende tall 73,7 MNOK. Frekvensstyrte reserver utover nasjonalt behov kan eksporteres som regulérstyrke til andre land i Norden. Eksport betyr at Statnett handler et større volum i uke-/døgnmarkedet enn norsk behov. Tilbyderne i det norske markedet blir derfor godtgjort gjennom økt kjøp i det norske markedet. Det er regnskapsført en netto inntekt på eksport av frekvensstyrte reserver på 4,4 MNOK i 2. tertial. 4.3 Produksjonsfrakobling (PFK). Systemvernet PFK benyttes for å øke overføringskapasiteten på en del snitt ved utfall eller overstrøm på enkeltledninger. Systemvernet består av utvalgte større generatorer og blir i stor grad benyttet for å øke handelsgrensene i Haslesnittet og Nordlandsnittet ved eksport mot Sverige. PFK blir også benyttet for å øke overføringskapasiteten fra enkelte overskuddsområder i regionalnett. Statnett betaler en fast årlig godtgjørelse for aggregatene som deltar i ordningen: For aggregat med ytelse mindre enn 180 MVA: kr ,- pr. aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 180 MVA: kr ,- pr. aggregat. Ved frakopling av aggregat tilknyttet PFK gis følgende godtgjørelse: For aggregat med ytelse mindre enn 180 MVA: kr ,- pr. frakoplet aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 180 MVA: kr ,- pr. frakoplet aggregat. I 2. tertial har PFK ikke vært initiert. Kostnadene så langt for 2010 er beregnet til 5,5 MNOK. 4.4 Forbruksfrakobling (BFK) Systemvernet BFK benyttes bl.a. for å øke overføringskapasiteten på snitt inn til underskuddsområder. Systemvernet frakobler last ved ledningsutfall i snittet eller ved unormal spenvning og reduserer risikoen for nettsammenbrudd i underskuddsområdet. Når forbruk koples ut som følge av aktivering av systemvern, medfører dette KILE-kostnader for ansvarlig konsesjonær. I Saudasnittet er 200 på Hydro Aluminium Karmøy tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall av 300 kv-ledningene Nesflaten-Sauda eller Hylen-Sauda. For underskudd på Nordvestlandet er Hydro Aluminium på Sunndalsøra med opptil 400 tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall på 420 kv-ledningsstrekket Midskog- Järpströmmen-Nea-Klæbu, utfall av 420 kv-ledningen Klæbu-Viklandet, utfall på 300 kv-ledningsstrekket Klæbu- Orkdal-Aura eller utfall av transformator T1 eller T2 i Aura. For underskudd i Nord-Norge nord for Ofoten (Ofoten-, Narvik- og Straumsmosnittet), og utfall av 420 kv-ledningene Ofoten-Kvandal-Balsfjord, er Finnfjord Smelteverk med opptil 110 tilkoblet systemvernet. I BKK-området og Lyse-området er det installert BFK som skal hindre nettsammenbrudd ved linjeutfall i underskuddsituasjoner. BFK blir også benyttet for å øke overføringskapasiteten til enkelte underskuddsområder i regionalnett. I 2. tertial har BFK ikke vært initiert. Det har ikke vært regnskapsført kostnader for BFK så langt i Kvartersflytting av produksjon Kvartersflytting av produksjon anvendes i timer med store endringer i forbruk og produksjon for å holde frekvensen innenfor fastsatte kvalitetskrav. Produksjonsendringer kan flyttes inntil 15 minutter før eller etter planendring. Fører produksjonsflyttingen til økt leveranse i den aktuelle timen, godtgjøres leverandør med 110 % av den for leverandøren gunstigste timepris. Ved redusert leveranse belastes leverandør med 90 % av den for leverandøren gunstigste timepris. I 2. tertial er det beregnet 6,2 MNOK i kostnader for produksjonsflytting. 16 Tertialrapport 02/10

17 Kostnader for produksjonsflytting tertialvis fra RK-opsjoner. Statnett har ansvar for at det til enhver tid er nok regulérkraft tilgjengelig til at også vanskelige driftssituasjoner kan håndteres. Dette kan eksempelvis være en situasjon med høyt forbruk og tilhørende effektknapphet, eller med problemer i kraftnettet der det kreves at man har tilstrekkelig reserve for dimensjonerende feil. RK-opsjonsmarkedet (RKOM) har som hensikt å supplere regulérkraft-markedet (RKM) med tilfredsstillende mengde regulérkraft (effektreserve). Behovet for å supplere RKM oppstår hovedsakelig i vinterhalvåret (november - april). Fra november 2004 har RKOM vært operert på ukebasis, og kvantum og pris for neste ukes kjøp offentliggjøres på Statnetts nettsider hver fredag kl 14. Både produksjon og forbruk kan tilbys i RKOM. Kjøpet gjennom RKOM kommer i tillegg til det som omfattes av langsiktige, bilaterale avtaler. I 2. tertial 2010 har det ikke vært innkjøp av RKOM. Sum kostnader for 1. og 2. tertial er regnskapsført til 44,4 MNOK. Tilsvarende tall for 2. tertial 2009 var 25,4 MNOK Volum i RKOM i for hver uke i /10 Tertialrapport 17

18 5.Energiopsjoner i forbruk Formålet med innføringen av Energiopsjonsordningen er å redusere sannsynligheten for rasjonering i det norske kraftsystemet. Ordningen skal bidra til en reduksjon av forbruket ved en svært anstrengt kraftsituasjon (SAKS). For sesongen 2009/2010 ble det inngått opsjonsavtaler med samlet nedreguleringsvolum på 164 og samlet energi på 61 GWh. 6.Utkopling av forbruk med redusert tariff Det har ikke vært utkopling av forbruk med redusert tariff i 2. tertial. Foto Trond Isaksen 18 Tertialrapport 02/10

19 Avvik utenfor +/-0,1Hz: 2006: 5119 min. 2007: 5520 min. 2008: 7004 min. 2009: 8977 min. 2010: Sum 1. og 2. tertial: 7455 min Tertial 1 Tertial 2 Tertial 3 Antall minutter frekvensavvik tertialvis Frekvenskvalitet I Norden er kravet at frekvensen skal være innenfor et frekvensbånd på 50,00 Hz +/- 0,10 Hz. Frekvens utenfor dette frekvensbåndet blir regnet som avvik. 8.Produksjonstilpasning Kriterier for bruk av produksjonstilpasning: FoS 8: Systemansvarlig kan pålegge konsesjonæren å tilpasse sine produksjonsplaner til eventuelle begrensninger som har oppstått i overføringsnettet på grunn av revisjoner eller driftsforstyrrelser. Systemansvarlig fastsetter hvordan ledig kapasitet skal fordeles mellom flere konsesjonærer Spesialregulering er hovedregelen når flaskehalser i nettet oppstår ved feil eller revisjoner. Produksjonstilpasning benyttes i følgende tilfeller: Produksjonstilpasning foretas i separatområder. Statnett er avhengig av balanse mellom produksjon og forbruk inn i driftsfasen for å ivareta driftssikkerheten i området. Dette betyr at produksjon tilknyttet T-avgreining uten forbruk eller med lite forbruk må stoppe ved revisjon av nettanlegg. I områder med flere produsenter kontaktes aktørene for å innhente ønsket produksjon i separatområdet før en fordeling per produsent/stasjon foretas av Statnett. Det produksjonstilpasses i områder med kun en produsent. Med produsent menes aktør som tilfredsstiller krav til aktører i RK-markedet. I slike tilfeller vil produksjonen måtte tilpasse seg nettkapasiteten i et konkret område uten noen form for kompensasjon. Dato Antall timer Driftsstans Berørt område Berørte stasjonsgrupper kv Mauranger-Jukla-Eidesfoss Separatområde under Jukla Mauranger kv Straumsmo-Bardufoss 1 og 2, samt Straumsmo-Kvandal 2 Separatområde Straumsmo Innset/Straumsmo kv Skei-Sunde-Mel Sunde Sunnfjord Høyanger T1 Separatområde Høyanger Høyanger v Høyanger T1 Separatområde Høyanger Høyanger kv Nesflaten-Kvanndal-Kjela-Songa Kvanndal, Kjela Tokke, HER Tabellen viser tilfellene med produksjonstilpasning i 2. tertial. 02/10 Tertialrapport 19

20