Tertialrapport fra landssentralen

Transkript

1 Tertialrapport fra landssentralen 1 21

2 INNHOLD 1. Systemansvarskostnader 4 2. Flaskehalshåndtering og spesialregulering 4 3. Handelsgrenser 9 4. Systemtjenester og effektreserver Energiopsjoner i forbruk Samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder Utkopling av forbruk med redusert tariff Frekvenskvalitet Produksjonstilpasning 18

3 FORORD Statnett landssentral utarbeider årlig tre tertialrapporter som presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften. Viktige hovedpunkter fra systemdriften dette tertialet er: To nye elspotområder opprettet, NO2 (Sørvestlandet) fra 11. januar og NO5 (Vestlandet) fra 15. mars. Vedvarende kulde og rekordhøy belastning, spesielt på Østlandet og Vestlandet. Forbruksrekord i Norge 6. januar. Enkelte timer med effektknapphet i elspot og dertil høye priser. Store deler av kjernekraftanleggene i Sverige ble etter sommerens/høstens revisjoner (29) ikke koblet inn igjen før på senvinteren. Dette la ekstra press på det norske produksjonsapparatet. Stram energisituasjon i Midt-Norge og på Vestlandet. Redusert forsyningssikkerhet til Bergen i omtrent en måned på grunn av høyt forbruk og lite vann i magasinene. Mellomriksforbindelsen Nea-Järpströmmen ferdig oppgradert på svensk side, full kapasitet fra 29. mars. NorNed ute av drift 29. januar 27. april. Denne rapporten for første tertial 21 omhandler perioden 1. januar til 3. april. Øivind Rue Konserndirektør Nettdriftdivisjonen Tertialrapport 1/21 3

4 1. SYSTEMANSVARSKOSTNADER 1.1 Sammendrag av økonomiske tall knyttet til Statnetts oppgaver som systemansvarlig nettselskap. Variable systemdriftskostnader i MNOK tertial 21 Regulerkraftopsjoner ,4 Spesialreguleringer ,2 Øvrige systemtjenester 1) ,7 Energiopsjoner i forbruk ,4 1) Systemvern, produksjonstilpasning, frekvensstyrt reserve, 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 overføringsbegrensninger. 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. Sørvestlandet ble skilt ut som eget elspotområde fra og med 11. januar. Elspotområdet omfattet opprinnelig området sør for Refsdal i Sogn til vest for Rød og Flesaker. Årsaken til utskillelsen var vedvarende flaskehalser i nettet mellom Sør- og Østlandet som følge av redusert kapasitet over Oslofjorden. Situasjonen vil vedvare til den planlagte kapasitetsøkningen over Oslofjorden er ferdigstilt. Den kalde vinteren medførte rekordhøyt forbruk i Bergensområdet. Det var nødvendig med omfattende spesialreguleringer for å overholde tilfredsstillende forsyningssikkerhet. Den høye produksjonen over tid samt svært lavt tilsig reduserte magasininnholdet urovekkende og det ble bekymring for energisituasjonen rundt vårkulminasjonen. Nettet i Bergen ble delt slik at området ble radielt forsynt fra nord og sør, for å tillate størst mulig import til området. Også i Sogn var situasjonen krevende med oppdelinger av nettet og stort behov for spesialreguleringer for å overholde driftsgrenser. I denne perioden var det betydelig svekket forsyningssikkerhet for store deler av Vestlandet. Deler av Vestlandet ble som følge av den anstrengte energisituasjonen i området skilt ut som eget elspotområde fra 15. mars. Midt-Norge har vært et vedvarende underskuddsområde og er således skilt ut som et eget elspotområde. Det har vært stor import til området. Oppgradering av mellomriksforbindelsen Nea-Järpen til 42 kv har gitt økt kapasitet til området fra 29. mars. Den økte nettkapasiteten forbedrer forsyningssituasjonen for området. Markedet har benyttet seg av den økte kapasiteten og det har tidvis vært flaskehals inn til området også etter oppgraderingen. 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 21: NO1: Sørøst-Norge sør for Vågåmo og Litjfossen; øst for Fardal; øst for Rød og Flesaker. NO2: Sørvest-Norge sør for Sauda, 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 prisområder 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 etterspørselskurver 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 elspotbudene er uavhengig av kapasitet. Vi gjør en forenkling ved 4 Tertialrapport 1/21

5 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. Samfunnsøkonomisk kostnad (MNOK) ved bortfall av overføringskapasitet tertial 21 Sør-Norge Sverige Revisjon ,1 Feil/utfall ) 1171 Midt- og Nord-Norge Sverige Revisjon ,7 Feil/utfall Nord-Norge Midt-Norge Revisjon ,3 Feil/utfall Sør-Norge Jylland Revisjon ,8 Feil/utfall Sør-Norge Nederland Revisjon Feil/utfall ) Estimat TIMER 1 SE-NO1 - Import - Revisjon - 42 kv Rød-Hasle 9 SE-NO1 - Import - Revisjon - 42 kv Nea-Järpen MARS APRIL Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Sør-Norge Sverige. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall eller ved eksport. TIMER 12 SE-NO3 - Import - Revisjon - 42 kv Rana-Svartisen 1 SE-NO3 - Import - Revisjon - 42 kv Nea-Järpen 8 6 Antall timer flaskehals 4 per måned ved bortfall av overføringskapasitet 2 MARS APRIL Nord-/Midt-Norge Sverige. Ingen flaskehals på grunn av feil/ utfall eller ved eksport. Tertialrapport 1/21 5

6 TIMER 8 SE-NO4 - Import - Revisjon - 42 kv Rana-Svartisen 7 SE-NO4 - Import - Revisjon - 42 kv Nea-Järpen MARS APRIL Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Nord-Norge Sverige. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall eller ved eksport. TIMER 2 NO4-NO3 - Import til NO3 - Revisjon - 42 kv Rana-Svartisen MARS APRIL Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Nord-Norge Midt- Norge. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. Flyt nordover ikke relevant (kun import til Midt-Norge). TIMER 12 NO1-NO5 - Import til NO5 - Revisjon - 3 kv Fardal-Aurland APRIL Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Østlandet Vestlandet. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. 6 Tertialrapport 1/21

7 TIMER 25 DK1-NO1 - Import NO1-DK1 - Eksport Antall timer flaskehals 5 JANUAR MARS APRIL per måned ved bortfall av overføringskapasitet Norge Jylland. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. TIMER 5 NL-NO2 - Import - Feil/utfall NO2-NL - Eksport - Feil/utfall Antall timer flaskehals per måned ved bortfall 1 JANUAR FEBRUAR MARS APRIL 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 regulerkraftmarkedet multiplisert med spesialregulert volum. Årsak til spesialreguleringer er delt inn i hovedtyper: Intakt nett Revisjoner Feil/utfall Annet, som består av en sum spesialreguleringer på grunn av stor last-/produksjonsendring, lav kortslutningsytelse, problemer i naboland, operatørfeil og andre spesielle årsaker. Tertialrapport 1/21 7

8 I og 1. tertial 21 var kostnadene (i MNOK) fordelt slik på hovedtypene. Årsak Revisjoner ,6 Feil/utfall , Intakt nett, overlast ,5 Intakt nett, spenning ,2 Annet ,4 Grunnlaget for tabellen er data fra Landssentralens markedssystemer og baserer seg på ukefiler. I tallene er det også med mothandelskostnader med naboland. MNOK 5 Feil/utfall 42,1 4 Inntakt nett/overlast 3 Inntakt nett/spenning 2 16,3 1 Underskudd Vestlandet SFE-området 6,8 42 kv Rød-Hasle 4,6 4, 2,6 Indre Sogn Delt drift BKK Underskudd SFE-området Orkdal T1/T2 1,4 1,3 Tokke stasjon Kostnadskrevende spesialreguleringer i 1. tertial, fordelt på årsak og anleggsdeler. Kostnadskrevende spesialreguleringer i 1. tertial: Intakt nett, overlast Underskudd Vestlandet: På grunn av kaldt vær, høy last, lav magasinfylling og medfølgende lavt kjøreønske hos produsentene ble det spesialregulert opp produksjon på Vestlandet for å overholde overføringsgrensene inn til området. NO5 ble opprettet 15. mars. 42 kv Rød-Hasle: Perioder med import fra Danmark og Nederland kombinert med eksport til Sverige har gitt overlast på den svekkede kabelen under Oslofjorden. Etter opprettelsen av NO2 (Sørvest-Norge) 11. januar har det kun vært marginale kostnader på grunn av overlast på Rød-Hasle. Underskudd SFE-området: På grunn av kaldt vær, høy last, lav magasinfylling og medfølgende lavt kjøreønske hos produsentene ble det spesialregulert opp produksjon i 132 kv-nettet i området for å overholde overføringsgrensene inn til området. Orkdal T1/T2: På grunn av kaldt vær, høy last, lav magasinfylling og medfølgende lavt kjøreønske hos produsentene ble det spesialregulert opp produksjon i 66 kv-nettet under Orkdal transformatorstasjon for å over holde overføringsgrensene inn til området. Intakt nett, spenning SFE-området: Lavt kjøreønske hos produsentene har tidvis gitt for få innfasete generatorer til å opprettholde ønsket driftsspenning i deler av regionalnettet i Sogn- og Fjordane. Denne posten må ses i sammenheng med underskuddsproblemet i det samme området. Indre Sogn: Ved lav kraftproduksjon under Fortun transformatorstasjon har det vært behov for innfasing av generatorer for å unngå problemer med lav spenning. Delt drift BKK: I en periode på nær en måned ble Bergensregionen nettmessig delt i to for å øke importen til området, og således spare vann i produsentenes magasiner. Denne radielle driften medførte at et visst antall generatorer måtte være innfaset til enhver tid for å unngå problemer med lav spenning. 8 Tertialrapport 1/21

9 Feil/utfall Tokke stasjon: Eksplosjon i en bryter i Tokke 19. april førte til at alt produksjonsapparat under Tokke og Lio stasjoner ble utilgjengelig, samt at alle linjer ut av Tokke måtte koples ut. Produsentenes kjøreplan ble spesialregulert ned inntil produksjonstilpasning kunne etableres. I tillegg påløp spesialreguleringskostnader som følge av svekkelsen av nettet i området. Revisjoner Det har ikke vært revisjoner med vesentlige spesialreguleringskostnader i 1. tertial. 3. Handelsgrenser 3.1 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sør-Norge og Sverige. Handelskapasitet Sør-Norge - Sverige m/elspotflyt HANDELSKAPASITET NO1-SE ELSPOTFLYT NO1-SE Handelskapasitet m/elspotflyt, Sverige - Sør-Norge HANDELSKAPASITET SE-NO1 2 ELSPOTFLYT SE-NO Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Sverige. Eksportkapasiteten til Sverige var redusert store deler av vinteren, t.o.m. uke 14, på grunn av høy Oslolast v/intakt nett. Periodevis var det nærmest MW kapasitet tilgjengelig over Hasle pga høyt forbruk på Østlandet. Det var ingen flaskehalser pga feil/revisjon i Norge. Importkapasiteten var redusert store deler av vinteren på dagtid vinterstid på grunn av snitt 2 i Sverige og på hverdag natt og helg på grunn av Vestküstsnittet. Det har vært importetterspørsel og hyppig importflaskehals. Før introduksjonen av elspotområdet NO2 (Sørvest-Norge) 11. januar måtte NO1-SE kapasiteten begrenses på grunn av den reduserte belastningsevnen på 4 kv kabelen over Oslofjorden, Rød-Hasle. Etter 11. januar har eksportkapasitet mot Sverige ikke hatt begrensninger relatert til Oslofjordkabelen ved intakt nett. Tertialrapport 1/21 9

10 3.2 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Midt-Norge og Sverige. Handelskapasitet m/elspotflyt, Midt-Norge - Sverige HANDELSKAPASITET NO3-SE 5 ELSPOTFLYT NO3-SE Handelskapasitet m/elspotflyt, Sverige - Midt-Norge HANDELSKAPASITET SE-NO3 ELSPOTFLYT SE-NO Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Midt-Norge og Sverige. NO3 har hele vinteren vært et underskuddsområde. Oppgraderingen av Nea-Järpen ble avsluttet før påske og ga vel 1 timer med flaskehals. Den økte importkapasiteten fra Sverige har vært meget godt utnyttet etter oppgraderingen. 3.3 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Nord-Norge og Sverige. Handelskapasitet m/elspotflyt, Nord-Norge - Sverige HANDELSKAPASITET NO4-SE ELSPOTFLYT NO4-SE Tertialrapport 1/21

11 Handelskapasitet m/elspotflyt, Sverige - Nord-Norge HANDELSKAPASITET SE-NO4 ELSPOTFLYT SE-NO Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Nord-Norge og Sverige. I importsituasjoner er det vanligvis høy transitt gjennom NO4 fra Sverige til MidtNorge (NO3). NO4 var samlet sett et overskuddsområde, med unntak av området nord for Ofoten, som domineres av underskudd. Ved høy produksjon og eksport fra NO4 er eksportkapasiteten avhengig av flytfordelingen. Høy flyt mot NO3 gir noe lavere tillatt flyt mot SE, på grunn av snittbegrensninger. Dette er bakgrunnen for at kapasiteten NO4-SE har variert mellom 6 og 8 MW. Etter oppgradering av Nea-Jerpen, har importkapasiteten SE-NO4 blitt øket noe grunnet gunstig lastflytfordeling. Det har vært noen få kapasitetsreduksjoner på grunn av revisjoner og feil. Dette har ikke gitt nevneverdige flaskehalser. 3.4 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Jylland. Handelskapasitet m/elspotflyt, Norge - Jylland HANDELSKAPASITET NO2- DK1 ELSPOTFLYT NO2-DK Handelskapasitet m/elspotflyt, Jylland - Norge HANDELSKAPASITET DK1-NO2 ELSPOTFLYT DK1-NO Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sørvest- Norge og Jylland. Tertialrapport 1/21 11

12 Det har vært noe reduksjon av kapasitet på Skagerak på grunn av revisjoner som har medført flaskehals i elspot. Dette har vært mest fremtredende ved import, som har vært den dominerende flytretningen. 3.5 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Nederland. Handelskapasitet m/elspotflyt, Norge - Nederland TILGJENGELIG KAPASITET NO2-NL NOMINERT EKSPORT/IMPORT Handelskapasitet m/elspotflyt, Nederland - Norge TILGJENGELIG KAPASITET NL-NO2 NOMINERT EKSPORT/IMPORT Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sørvest- Norge og Nederland. NorNed har vært utkoblet det meste av tertialet, mellom 29. januar og 26. april, på grunn av kabelfeil i nederlandsk farvann. 12 Tertialrapport 1/21

13 3.6 Varighetskurver for importkapasitet og elspotflyt for Vestlandet. Handelskapasitet m/elspotflyt, NO1/NO2 - NO HANDELSKAPASITET NO1/NO2 - NO5 IMPORT TIL NO Figuren viser varighet for total importkapasitet med elspotflyt for Vest-Norge. NO5, Vestlandet, ble etablert som eget elspotområde med virkning fra 15. mars. I perioden etter etableringen av dette området var der timer med flaskehals inn til dette området. Etter hvert som forbruket har blitt lavere i området, har omfanget av flaskehalser blitt redusert. Det var igjen noen timer med flaskehalser ved revisjon på 3 kv leding Fardal-Aurland. 3.7 Varighetskurver for importkapasitet og elspotflyt Midt-Norge. Handelskapasitet m/elspotflyt, NO1/NO4/SE - Midt Norge HANDELSKAPASITET NO1/NO4/SE-NO3 IMPORT TIL NO Figuren viser varighet for total importkapasitet med elspotflyt for Midt-Norge. Gunstigst lastflytfordeling, med høy flyt sørover fra NO4, og økt importkapasitet fra Sverige har gitt gjennomgående høy total importkapasitet inn til underskuddsområdet NO3. Det har vært relativt få timer med flaskehalser og høyprisforekomster, til tross for vedvarende stort underskudd. Tertialrapport 1/21 13

14 4. Systemtjenester og effektreserver Statnett definerer i henhold til Forskrifter om systemansvar (FoS) hvilke systemtjenester som er nødvendige for å opprettholde tilfredsstillende leveringskvalitet i overføringssystemet. Godtgjørelsen blir fastsatt etter forhandlinger med aktørene. 4.1 Reaktiv effekt. Godtgjørelsen i 1. tertial er regnskapsført med 4,5 MNOK. 4.2 Frekvensstyrt reserve. Markedet for frekvensstyrte reserver ble åpnet i januar 28. 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 5.1 Hz og 49.9 Hz. FDR er effektreserve som aktiveres automatisk når frekvensen faller under 49.9 Hz. Det er et krav at stasjonær frekvens ikke skal falle under 49.5 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 hver fredag og tilbyder kan velge å by inn i en eller flere av de fire avtaleperiodene (dag, natt, ukedag, helg). Produktet i ukemarkedet vil være summen av FNR og FDR. 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 1. tertial er regnskapsført med 16,9 MNOK (inkludert grunnleveransen). I 1. tertial 29 var tilsvarende tall 15,5 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 1,5 MNOK i 1. 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 18 MVA: kr. 12.,- pr. aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 18.,- pr. aggregat. Ved frakopling av aggregat tilknyttet PFK gis følgende godtgjørelse: For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 1.,- pr. frakoplet aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 12.,- pr. frakoplet aggregat. I 1. tertial har PFK vært initiert ved ett tilfelle. Kostnadene totalt for 1. tertial er beregnet til 5,5 MNOK. 14 Tertialrapport 1/21

15 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 spenning 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 2 MW på Hydro Aluminium Karmøy tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall av 3 kv-ledningene Nesflaten-Sauda eller Hylen-Sauda. For underskudd på Nordvestlandet er Hydro Aluminium på Sunndalsøra med opptil 4 MW tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall på 42 kv-ledningsstrekket Midskog-Järpströmmen-Nea-Klæbu, utfall av 42 kv-ledningen Klæbu-Viklandet, utfall på 3 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 42 kv-ledningene Ofoten-Kvandal-Balsfjord, er Finnfjord Smelteverk med opptil 11 MW 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 1. tertial har BFK ikke vært initiert. 4.5 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 11 % av den for leverandøren gunstigste timepris. Ved redusert leveranse belastes leverandør med 9 % av den for leverandøren gunstigste timepris. I 1. tertial er det beregnet 5,3 MNOK i kostnader for produksjonsflytting. MNOK TERTIAL 2. TERTIAL 3. TERTIAL Kostnader for produksjonsflytting tertialvis fra 26. Tertialrapport 1/21 15

16 4.6 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 24 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 1. tertial 21 er kostnadene for innkjøp av RKOM regnskapsført til 44,4 MNOK. Tilsvarende tall for 1. tertial 29 var 29 MNOK. MW Avtalt volum pr. uke Uke Volum i RKOM i MW for hver uke i 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 29/21 ble det inngått opsjonsavtaler med samlet nedreguleringsvolum på 164 MW og samlet energi på 61 GWh. 16 Tertialrapport 1/21

17 6. Samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder Statnett har utarbeidet en policy for systemutnyttelse som blant annet innebærer at det i gitte situasjoner og innenfor et bestemt mulighetsrom aksepteres økt risiko for avbrudd av strømforsyningen, forutsatt at dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt. For å vurdere hva som er samfunnsøkonomisk riktig, sammenlignes spesialreguleringskostnader som er nødvendig for å drive nettet med lav avbruddsrisiko med de forventede avbruddkostnader som oppstår ved at man aksepterer en noe høyere risiko for avbrudd. Driftsformen velges ut fra hva som er samfunnsøkonomisk riktig. Dette innebærer at ved enkelte revisjoner og feil som fører til ensidig innmating til et område, drives nettet i perioder med en høyere risiko for avbrudd enn det som tradisjonelt har vært vanlig. Det har ikke vært tilfeller av redusert driftssikkerhet i underskuddsområder i 1. tertial med den hensikt å spare systemdriftskostnader. Nettet var i en periode på nær en måned driftet med redusert driftssikkerhet på Vestlandet. Dette ble gjort fordi det ikke var alternativer energi- og effektmessig. Så lenge det ikke finnes alternativer regnes det ikke sparte systemdriftskostnader. 7. Utkopling av forbruk med redusert tariff Følgende utkoplinger av forbruk med redusert tariff har vært registrert i 1. tertial: Forbruk i hele landet på grunn av anstrengt effektsituasjon, uke 1. Forbruk i Lofoten og Vesterålen som følge av feil på 132 kv-ledning Kanstadbotten-Kvitfossen, uke 3 og 5. Forbruk nord for Ofoten som følge av anstrengt driftsituasjon og flaskehalser i nettet, uke 6-8. Forbruk under Fana, Arna, Evanger og Samnanger som følge av anstrengt driftsituasjon og flaskehalser i nettet inn mot Bergen, uke Forbruk i Sogn og Fjordane som følge av anstrengt driftsituasjon og flaskehalser i, uke Forbruk i NO3 som følge av kapasitetsreduksjonen inn til Midt-Norge i forbindelse med konstruksjonsarbeidet på Nea- Järpströmmen, uke 12. Forbruk i Hålogaland på grunn av feil på 132 kv-ledning Kvandal-Kvitnes, uke 17. Anstrengt drift og mye utilgjengelig produksjon i området førte til at utkoplingen ble opprettholdt etter at Kvandal-Kvitnes kom inn. Alt forbruk i Hålogaland var koplet inn igjen i uke Frekvenskvalitet I Norden er kravet at frekvensen skal være innenfor et frekvensbånd på 5, Hz +/-,1 Hz. Frekvens utenfor dette frekvensbåndet blir regnet som avvik. MINUTTER Frekvensavvik TERTIAL 2. TERTIAL 3. TERTIAL Tertialrapport 1/21 17

18 9. 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. Tabellen viser tilfellene med produksjonstilpasning i 1. tertial. Dato Antall timer Driftsstans Berørt område Berørte stasjonsgrupper kv Eidsborg-Lio Separatområde under Lio Tokke kv Åbjøra-Heggenes Separatområde Åbjøra-Heggenes Valdres Tokke stasjon Tokke Tokke kv Driva-Aura Driva Driva Mauranger T3 Separatområde under Mauranger T3 Mauranger 18 Tertialrapport 1/21

19

20 Husebybakken 28 B PB 5192 Majorstuen 32 Oslo Tel: Fax: Web: statnett.no