Rapport fra Systemansvarlig. Om kraftsystemet i Norge 2012

Transkript

1 Rapport fra Systemansvarlig Om kraftsystemet i Norge 2012

2 Innhold 1 Innledning Systemansvarskostnader Sammendrag av systemansvarskostnader Utviklingen i kostnader over tid ( ) Flaskehalsinntekter og overføringstap på utenlandsforbindelsene Flaskehalskostnader og spesialregulering Opprette nytt elspotområde etter Fos 5 annet ledd Markedskostnader ved flaskehals mellom elspotområder Spesialregulering Handelsgrenser Fastsettelse av handelskapasitet Redegjørelse for reduserte handelsgrenser Varighetskurver for handelsgrensene Anmelding og planlegging av produksjon Overtredelse av konsesjonærenes pålegg om å anmelde i balanser Systemtjenester og effektreserver Beskrivelse av fysisk benyttede/reserverte systemtjenester og effektreserver Primærreserver Sekundærreserver(Frequency Restoration Reserves, FRR) Tertiærreserver(RKOM) Kvartersflytting av produksjon Reaktiv effekt Systemvern Omfang og bruk av systemvern i Norge Diskusjon og analyse av frekvensutviklingen Status vedr implementering av aktuelle tiltak for å bedre frekvenskvaliteten Planlegging og idriftsetting av tekniske anlegg i kraftsystemet Veileder for konsesjonærene til Fos 14 og oversikt over vedtak fatter etter denne bestemmelsen Koblingsbilder Kriterier for fastsettelse av koblingsbilder i regional- og sentralnett iht. FoS Samordning av driftsstanser Omprioritering av planlagte driftsstanser og beregning av merkostnader for dette iht. FoS Status på ny praksis for samordning av driftsstanser og påvirkninger som følge av ENTSO- Es arbeid med utvikling av network codes Side 2

3 10 Tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner(saks) Tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner Kriterier for å søke NVE om å ta i bruk SAKS-tiltak Internasjonal koordinering Deltagelse i europeisk og nordisk samarbeid for å utvikle internasjonale løsninger for systemansvarsutøvelse Endringer i den nordiske systemdriftsavtalen Status for de nordiske investeringsplanene Driftsforhold, driftssikkerhet og driftsforstyrrelser Driftsspenninger i sentralnettet, problemområder, konsekvenser og tiltak Presentasjon av spenningskvalitetsparametere i henhold til Forskrift om Leveringskvalitet i Kraftsystemet 2A Oversikt over større områder og tidsrom hvor nettet har vært drevet med redusert driftssikkerhet Innledning Registreringer pr område Vurdering/Oppsummering Større nasjonale driftsforstyrrelser i 2012, samt i de tre første månedene i Driftsforstyrrelser og tilgjengelighet på utenlandskablene Rutiner for rapportering til NVE Rutiner for å sikre NVE løpende informasjon iht. Fos 8 annet ledd og Forholdet til forvaltningsloven og offentleglova Rutiner for å tilfredsstille systemansvarsfunksjonens forhold til forvaltningsloven og offentleglova i henhold til Fos Oversikt over antall ikke systemkritiske enkeltvedtak Oversikt over antall systemkritiske vedtak Øvrige rapporteringspunkt Beskrivelse av investeringskriterier Side 3

4 1 Innledning Statnett reguleres med én samlet inntektsramme, som både inkluderer kostnader til drift av egne nettanlegg og kostnader knyttet til utøvelsen av systemansvaret. I henhold til kontrollforskriften første ledd skal systemansvarlig etter nærmere bestemmelse av NVE rapportere om forhold som har betydning for den økonomiske reguleringen av systemansvarlig, samt en samfunnsøkonomisk rasjonell utøvelse av systemansvaret. Siden inntektsrammen ikke regulerer alle de tiltakene som Statnett gjennomfører som systemansvarlig fatter NVE årlige vedtak om en utvidet rapportering for å supplere reguleringen. Denne rapporten er utarbeidet på bakgrunn av Vedtak om rapport fra systemansvarlig om kraftsystemet i Norge Lovdata: Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer. Side 4

5 2 Systemansvarskostnader 2.1 Sammendrag av systemansvarskostnader Primærreserver, herav Grunnleveranse Marked Salg Sekundærreserver 12 Tertiærreserver Spesialregulering Systemvern Kvartersflytting av produksjon Energiopsjoner Reaktiv effekt Omberamming av planlagte revisjoner Netto kjøp av balanseog effektkraft Sum Tabell 1: Systemdrifts-kostnader og inntekter (MNOK). Primærreserver Primærreserver er automatisk effektreserve som aktiveres i begge retninger for å håndtere den momentane ubalansen mellom produksjon og forbruk. Denne deles inn i FNR og FDR. FNR aktiveres når frekvensen varierer mellom 50,10 Hz og 49,90 Hz. FDR aktiveres når frekvensen faller under Hz og skal være fullt aktivert ved 49,50 Hz. Statnett som systemansvarlig har ansvar for at det til enhver tid er nok primærreserver. Disse kravene oppfylles delvis ved at alle aktører er pålagt minimumskrav for alle produksjonsanlegg, grunnreserve. Behov utover grunnreserven kjøper Statnett inn i et eget døgn- og ukemarked for primærreserver. Det kan også handles primærreserver med de øvrige nordiske land Side 5

6 Sekundærreserver Sekundærreserver er automatiske effektreserver som aktiveres for å bringe frekvensen tilbake til 50,00Hz og frigjøre de aktiverte primærreservene. Systemansvarlig kjøper inn sekundærreserver i et eget ukemarked. Marked for sekundærreserver er et nytt marked som ble åpnet i desember 2012 og er fortsatt under utvikling. Tertiærreserver Systemansvarlig har ansvar for at det til enhver tid er nok regulerkraft(effektreserve) tilgjengelig i regulerkraftmarkedet for å holde balanse mellom forbruk og produksjon, samt håndtere vanskelige driftssituasjoner. Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) har som hensikt å sikre regulerkraftmarkedet med tilfredsstillende mengde tertiærreserver. Kjøpet gjennom RKOM kommer i tillegg til det som omfattes av bilaterale avtaler. Spesialregulering Spesialregulering er opp- eller nedreguleringsbud fra regulerkraftlista som blir benyttet utenom prisrekkefølge. Normalt vil bud som blir benyttet for å håndtere ubalanser i systemet bli ordinære reguleringer. Bud brukt for å avlaste lokale flaskehalser innenfor et elspotområde, håndtere feilsituasjoner og andre spesielle årsaker blir spesialreguleringer. Systemansvarlig dekker kostnaden som oppstår ved spesialregulering mens ordinære reguleringer inngår som en del av balanseoppgjøret aktørene imellom. Systemvern I det norske sentralnettet er det installert mange systemvern for å tillate økt utvekslingskapasitet eller gi en tilfredsstillende forsynings-/driftssikkerhet. Dette inkluderer blant annet produksjonsfrakopling(pfk) og belastningsfrakopling(bfk). Kriteriet for utløsning av systemvern vil typisk være utfall av gitte kraftlinjer. Systemansvarlig betaler produsenter en årlig godtgjørelse for å ha PFK installert, i tillegg til en ekstra godtgjørelse ved frakopling av aggregater. Forbruk tilkoblet regional- eller sentralnettet, som er omfattet av BFK, får kompensasjon for de reelle kostnadene ved en frakopling. Sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnettet får kompensasjon gjennom KILE-ordningen. Kvartersflytting av produksjon Dette innebærer en framskynding eller utsettelse av planlagt produksjonsendring med inntil femten minutter med den hensikt å få bedre samsvar mellom planlagt produksjon og forventet forbruksutvikling. Systemansvarlig betaler produsentene for dette. Energiopsjoner En avtale som gir Statnett rett til å kreve at en forbruksenhet reduserer sitt forbruk i en svært anstrengt kraftsituasjon. Bedriftene som deltar i ordningen har forpliktet seg til å kunne redusere sitt strømforbruk i noen uker dersom det oppstår en situasjon med stor fare for rasjonering. Bedriftene får i første omgang betalt for denne opsjonen, eller muligheten. I tillegg vil bedriftene få betalt ved en eventuell innløsning av opsjonene. Reaktiv effekt Reaktiv effekt er en lokal tjeneste knyttet til spenningen i nettet. Ulike nettkomponenter vil kunne bidra både til å levere og fjerne reaktiv effekt. Generelt gjelder det at ved høy last i nettet er behov for leveranse av reaktiv effekt mens det ved lav last er behov for å fjerne reaktiv effekt. Slike forhold håndteres i hovedsak ved hjelp av spesielle installasjoner som batterier, spoler og SVC-anlegg. Når det gjelder raske endringer i spenningen i nettet pga. plutselige hendelser vil imidlertid produksjonen kunne gi et viktig bidrag til å stabilisere forløpet slik at mer alvorlige hendelser unngås. Det tilstrebes derfor at produksjonsenheter normalt skal ligge med null-leveranse av reaktiv effekt for å kunne både øke og redusere spenningen raskt. Systemansvarlig betaler produsenter for reaktiv effekt basert på generatorytelse og måledata. Side 6

7 Netto kjøp av balanse- og effektkraft Balansekraft er differansen mellom planlagt(elspot + elbas) og målt utveksling over utenlandsforbindelsene. Effektkraft er kraft som utveksles over utenlandsforbindelsene som et ledd i å håndtere nettproblem i ett av landene. Statnett selger og kjøper både balanse- og effektkraft. Omberamming av planlagte revisjoner Systemansvarlig definerer hvilke driftsstanser som skal innmeldes og godkjennes av systemansvarlig. Systemansvarlig har som mål å koordinere driftsstanser på en slik måte at alle konsesjonærer gis mulighet til å gjennomføre nødvendig vedlikehold i løpet av året. I henhold til FoS skal merkostnader ved omprioritering av godkjente driftsstanser betales av den som har initiert omprioriteringen. Dette kan være systemansvarlig, produsenter, berørte nettselskap eller anleggseiere som selv ønsker å omprioritere sine driftsstanser. 2.2 Utviklingen i kostnader over tid ( ) De totale systemdriftskostnadene har hatt en stigende tendens i perioden Postene som har økt mest i perioden er kostnader til innkjøp av primærreserver og kostnader til spesialregulering. De øvrige postene har hatt en flat utvikling, der det er vanskelig å peke på en klar tendens. I tillegg er Energiopsjoner en ny post fra 2007, og sekundærreserver ny fra Alle systemdriftskostnader er i større eller mindre grad avhengig av tilfeldigheter eller forhold Systemansvarlig ikke har kontroll på. Dette kan være hydrologiske forhold som påvirker utvekslingen av energi med utlandet, vintertemperaturen som avgjør forbruksnivået, eller store eller langvarige feil i nettet som kan medføre store spesialreguleringskostnader. Kostnader for tertiærreserve fremkommer ved at Statnett sikrer tilgang på effektressurser gjennom Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM). RKOM er delt i to markeder; RKOM-sesong og RKOM-uke. RKOM-sesong er først og fremst for aktører som trenger forutsigbarhet for å kunne stille som reserve, mens RKOM-uke er for aktører som vil bevare fleksibilitet mellom elspotmarkedet og RKOM, og ikke vil binde effekt for en hel sesong. Kravet til reserve fremkommer i Nordisk systemdriftsavtale, men i tillegg anskaffes reserver for å dekke ubalanser i Norge. Kostnadene til tertiærreserve påløper hovedsakelig i perioden november-mars. Det er noen forhold som avgjør kostnadene til tertiærreserve: forbruk, elspotpriser og utveksling mot utlandet. Høyt forbruk, høye elspotpriser og høy eksport i vinterperioden gir økte kostnader til tertiærreserver. Siden 2002 har disse kostnadene blitt redusert gjennom endringer i markedsløsningene. En betydelig del av anskaffelsen skjer nå ved ukeshandel. Noe vekst i ressurstilgangen fra forbrukssiden har også dempet kostnadene. Vinteren 2012 var ikke spesielt kald, men en sterk hydrologisk balanse medførte stor eksport. Kostnadene for reserver økte derfor sammenlignet med November og desember 2012 var dessuten forholdsvis kalde måneder, fremdeles med stor eksport. I den nordiske systemdriftsavtalen fastsettes nasjonale krav til primærreserve. Kostnadene for primærreserve er nært knyttet til den hydrologiske situasjonen. I motsetning til tertiærreserve påløper kostnadene for primærreserve hovedsakelig i sommerhalvåret. Det er i hovedsak magasinverk som leverer primærreserver. Tørrår med mye import og lav produksjon i magasinverk gir derfor høye kostnader for produsentene ved at aggregat må holdes roterende i perioder hvor prisbildet i energimarkedet tilsier at de burde stått. I perioder der mange magasinverk produserer opp mot maksimal effekt fordi det er mye tilsig, kan det også komme perioder med høye priser på primærreserver, fordi leveranse av primærreserver krever ledig effekt på aggregatet. Ved introduksjonen av markedet for primærreserver i januar 2008 ble kravet til generell statikk på aggregater i Norge endret fra 6 til 12 %. For Statnetts del har dette medført at et større kvantum må anskaffes gjennom markedsordningene og at kostnadene har økt. Leveransene fra Norge er også Side 7

8 redusert til kun å levere det systemdriftsavtalen krever. I tillegg kommer faktorer som økt importkapasitet og større innslag av ikke-regulerbar produksjon, som kan fortrenge produksjon fra magasinverk. Disse forholdene, i tillegg til en stadig mer effektiv energihandel mellom Norge og andre land, gjør at kostnadene har økt. I 2012 har kostnadene vært betydelig lavere enn foregående år. Dette skyldes at høy magasinfylling og stort tilsig førte til høy produksjon fra magasinverk gjennom sommeren. Det er forventet at den lave kostnaden i 2012 er et unntak, og at 2010 og 2011 ligger nærmere det normale nivået. Det har vært en svak økning i spesialreguleringskostnadene siste årene. Spesialreguleringskostnaden henger tett sammen med energisituasjonen, hvor spesielt tørre og våte år medfører behov for stor overføring i nettet og dermed regionale flaskehalser. Det har vært flere perioder siste årene som har vært ekstremt tørre eller ekstremt våte. Det er også en tendens til at nettet generelt har en høyere utnyttelse enn tidligere. I tillegg til stort behov for overføring i nettet har enkelte feil i nettet generert store spesialreguleringskostnader. Statnett ønsker primært å håndtere strukturelle flaskehalser ved inndeling av elspotområder. Ikke alle flaskehalser i nettet er egnet til dette og må derfor håndteres ved spesialregulering. Størstedelen av kostnadene kommer av enkelthendelser eller spesielle hydrologiske situasjoner innenfor et kort tidsrom. En mindre del av kostnadene kommer også fra frekvensreguleringen; store og raske enheter benyttes utenfor prisrekkefølge i regulerkraftmarkedet for å sikre den momentane kraftbalansen. Behovet for slike tiltak har vært økende de senere år. I 2012 har det ikke vært langvarige feil i nettet eller ekstreme situasjoner, og kostnadene har vært lavere enn de tre foregående årene. For systemvern falt kostnadsnivået noe i årene Dette henger sammen med at de gjeldende avtalene for belastningsfrakopling (BFK) gikk ut i I løpet av 2012 etterbetalte systemansvarlig aktørene de kostnader de har hatt som følge av BFK for perioden , så den bokførte kostnaden er noe høyere i 2012 enn foregående år. Fra 2012 og fremover vil systemansvarlig fatte årlige vedtak som skal dekke aktørens kostnader som følge av pålegget om BFK. Kostnadene for systemvern vil variere ettersom deler av kostnadene er knyttet til feil i nettet som gir utløsning av systemvernfunksjon. Øvrige systemdriftskostnader viser en nedgang de siste to årene. Om dette er en varig trend er usikkert. Eksempelvis har antall kvartersflyttinger av produsentenes produksjonsplaner økt merkbart, mens enhetskostnaden er avhengig av prisen i energimarkedene. Prisen i energimarkedene har vært lave i 2012, så kostnaden reflekterer ikke at omfanget har økt. Kostnadene for energiopsjoner varierer med den hydrologiske situasjonen. Innkjøpet har de fleste år blitt foretatt på høsten, og har til en viss grad vært preget av den hydrologiske situasjonen selv om en hydrologiuavhengig behovsvurdering ligger til grunn for innkjøpet. Kostnadene til reaktiv effekt varierer fordi faktura fra aktørene ikke alltid blir sendt tidsnok til årsregnskapet. Statnett bruker interne ressurser på utvikling av markedsløsningene og kjøp av de ulike systemtjenestene i Statnetts markedsordninger. Disse kostnadene fremkommer ikke i Tabell 1. Omfanget av markedsordninger har økt, og økt utnyttelse av nettet har gitt en mer kompleks systemdrift. Dette har medført at den totale ressursbruken i Statnett knyttet til systemansvaret er større enn tidligere. Utvikling av markedsløsninger har gitt vesentlig ressursbruk knyttet til utvikling av IT-systemer. På Landssentralen er bemanningen på kveld/natt økt, delvis begrunnet i dette. Side 8

9 Mill Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Flaskehalsinntekter og overføringstap på utenlandsforbindelsene NorNed og Skagerrak Figur 1viser de totale flaskehalsinntektene for NorNed og Skagerrak per kvartal. Verdiene rapportert under er totale flaskehalsinntekter på forbindelsene, ikke Norges andel. Flaskehalsinntektene for begge kablene deles nå likt mellom de to relevante TSO'ene. På NorNed var det eksplisitt auksjon frem til Q Flaskehalsinntekten som er rapportert er beregnet ut fra planlagt flyt på kabelen og prisforskjell i de to spotmarkedene. Den faktiske inntekten fra den eksplisitte auksjonen har i snitt vært noe lavere. Det betyr at Statnett har mottatt noe under 50 % av de oppgitte flaskehalsinntektene. Alle nordiske flaskehalsinntekter, inklusive de som ble inntjent på Skagerrak-forbindelsen, ble frem til Q fordelt etter en nordisk fordelingsnøkkel. I denne perioden fikk Statnett en mindre andel fra denne forbindelsen enn 50 %. Til gjengjeld fikk Statnett en andel av flaskehalsinntektene på grenser mellom Sverige, Finland og Danmark. Inntekten på kablene har variert mye fra kvartal til kvartal. Figur 2 viser at noe av variasjonen, spesielt på NorNed, skyldes varierende tilgjengelig kapasitet på kablene. Feil og revisjoner er de viktigste årsakene til redusert kapasitet. Figur 3 viser andelen av tiden hvor flaskehalsinntekten var mindre enn tapskostnaden. Dette gjelder over 60 % av timene i noen kvartaler for Skagerrak og rundt 20 % av timene på NorNed. Det er her lagt til grunn at tapene for hver time kjøpes til spotprisen i det eksporterende landet. 50 Flaskehalsinntekter og tap på NorNed og Skagerrak * 1.kvartal 2013 til og med 10. mars * Flaskehalsinntekt NorNed Flaskehalsinntekt-tapskostnad NorNed Flaskehalsinntekt Skagerrak Flaskehalsinntekt-tapskostnad Skagerrak Figur 1: Flaskehalsinntekter og tap på NorNed og Skagerrak. Side 9

10 Tilgjengelig kapasitet * 1.kvartal 2013 til og med 10. mars 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% * NorNed Skagerrak Figur 2: Tilgjengelig kapasitet på NorNed og Skagerrak. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Andel timer der tapskostanden overstiger flaskehalsinntekten * 1.kvartal 2013 til og med 10. mars * NorNed Skagerrak Figur 3: Andelen av tiden hvor flaskehalsinntekten var mindre enn tapskostnaden. Side 10

11 NorNed Flaskehalsinntekter (mill. ) Tapskostnad (mill. ) Tap som andel av flaskehalsinntekt (%) Differanse (mill. ) hele året 114,0 5,2 5 % 108,8 2. kvartal 41,4 0,7 2 % 40,7 3. kvartal 35,7 2,2 6 % 33,5 4. kvartal 36,9 2,4 6 % 34, hele året 48,6 4,8 10 % 43,7 1. kvartal 13,2 1,3 10 % 11,9 2. kvartal 4,4 0,7 17 % 3,6 3. kvartal 14,2 1,2 9 % 13,0 4. kvartal 16,8 1,5 9 % 15, hele året 29,9 6,0 20 % 23,9 1. kvartal 2,8 0,5 19 % 2,2 2. kvartal 5,7 1,2 21 % 4,5 3. kvartal 7,4 1,8 25 % 5,6 4. kvartal 14,0 2,4 17 % 11, hele året 75,3 7,9 10 % 67,4 1. kvartal 20,0 2,8 14 % 17,2 2. kvartal 3,9 1,2 30 % 2,8 3. kvartal 24,4 1,9 8 % 22,5 4. kvartal 26,9 2,0 7 % 24, hele året 110,3 6,7 6 % 103,6 1. kvartal 19,6 2,1 11 % 17,5 2. kvartal 27,3 1,6 6 % 25,8 3. kvartal 38,7 1,0 3 % 37,7 4. kvartal 24,7 2,1 8 % 22, hele året 14,6 1,7 12 % 12,9 1. kvartal 14,6 1,7 12 % 12,9 Skagerrak Flaskehalsinntekter (mill. ) Tapskostnader (mill. ) Tap som andel av flaskehalsinntekt (%) Differanse (mill. ) hele året 95,3 1. kvartal 11,3 2. kvartal 35,9 3. kvartal 37,1 3,4 9 % 33,8 4. kvartal 10,9 2,8 26 % 8, hele året 28,6 6,1 21 % 22,5 1. kvartal 4,4 1,8 40 % 2,7 2. kvartal 2,8 1,4 49 % 1,4 3. kvartal 11,9 1,3 11 % 10,6 4. kvartal 9,5 1,7 18 % 7, hele året 44,7 9,0 20 % 35,7 1. kvartal 21,3 2,6 12 % 18,7 2. kvartal 7,5 2,0 26 % 5,6 3. kvartal 3,4 1,8 54 % 1,6 4. kvartal 12,5 2,6 21 % 9, hele året 68,1 9,7 14 % 58,4 1. kvartal 26,8 3,7 14 % 23,2 2. kvartal 2,9 2,0 67 % 1,0 3. kvartal 22,6 2,3 10 % 20,2 4. kvartal 15,8 1,8 11 % 14, hele året 60,1 6,5 11 % 53,6 1. kvartal 7,7 2,0 26 % 5,7 2. kvartal 15,8 1,6 10 % 14,2 3. kvartal 25,3 1,1 4 % 24,2 4. kvartal 11,3 1,8 16 % 9, hele året 5,4 1,6 29 % 3,8 1. kvartal 5,4 1,6 29 % 3,8 Side 11

12 Mill. euro/måned Mill. euro/måned Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Flaskehalsinntekter på alle forbindelser I dag får Norge 50 % av flaskehalsinntektene på alle grenseforbindelser, og 100 % av flaskehalsinntektene på forbindelser internt i Norge. Frem til slutten av 2010 ble deler av de samlede nordiske inntektene fordelt etter faste nøkler, og Norges andel av inntektene frem til 2011 kan derfor ikke avledes fra inntektene internt og på grensene. Norges del av flaskehalsinntekter i Norden og på NorNed Norges del av nordiske flaskehalsinntekter Norges del av inntektene på NorNed Figur 4: Norges del av flaskehalsinntekter i Norden og på NorNed. Totale flaskehalsinntekter internt i Norge og på grensene mot andre land Flaskehalsinntekter internt i Norge Flaskehalsinntekter Norge-Danmark Flaskehalsinntekter Norge-Sverige Flaskehalsinntekter Norge-Nederland Figur 5: Totale flaskehalsinntekter internt i Norge og på grensene mot andre land. Side 12

13 Norges del av inntektene (M ) Totale flaskehalsinntekter (M ) År Måned Norges del av nordiske flaskehalsinntekter Norges del av inntektene på NorNed Internt i Norge Norge- Sverige Norge- Danmark Norge- Nederland ,7 0,1 2,1 2,6 2 2,7 0,8 3,1 3,6 3 3,6 0,8 6,0 5,1 4 5,6 0,7 7,2 9,7 5 8,3 10,6 1,0 12,6 11,1 23,1 6 9,4 11,9 0,1 18,5 15,2 25,2 7 8,8 7,9 0,1 14,4 17,3 16,2 8 6,8 3,6 2,3 11,5 11,1 8,3 9 4,3 5,2 1,0 4,6 8,7 11,2 10 2,2 7,8 0,5 1,7 4,9 15,8 11 1,7 4,9 0,0 1,8 2,8 11,0 12 1,7 4,5-0,1 1,4 3,1 10, ,9 3,9 0,0 0,5 1,8 8,3 2 0,7 0,9-0,1 0,4 1,3 1,9 3 0,6 1,3 0,0 0,2 1,3 3,0 4 1,0 0,3 0,3 1,2 1,3 0,6 5 1,0 0,7 0,1 1,5 1,0 1,5 6 0,7 1,0 0,2 1,2 0,4 2,3 7 1,0 0,9 0,1 1,8 0,7 2,0 8 4,0 1,8 0,0 7,4 4,2 4,2 9 6,3 3,7 0,1 10,9 7,1 7,9 10 2,1 4,0 0,1 3,1 2,8 8,3 11 1,2 1,8 0,0 0,8 2,4 4,0 12 4,3 1,9-0,8 7,1 4,3 4, ,2 1,2 4,7 1,9 3,4 2,8 2 35,2 0,0 37,5 3,1 8,4 0,0 3 14,0 0,0 10,8 2,3 9,6 0,0 4 3,3 0,2-0,1 4,4 3,6 0,5 5 4,3 1,3-0,2 7,5 2,9 2,7 6 2,4 0,8 0,1 4,3 1,0 2,5 7 1,0 0,9 0,0 0,7 1,2 2,2 8 0,9 0,7 0,0 1,0 1,0 2,3 9 1,6 1,2 0,5 1,4 1,3 2,9 10 2,0 1,5 0,4 2,4 1,5 3,5 11 3,9 1,5 3,1 0,7 2,4 3, ,4 2,9 20,9 4,1 8,6 6, ,3 4,2 5,5 1,8 11,8 9,5 2 7,8 2,7 3,1 1,3 8,1 5,3 3 4,5 2,6 0,2 1,5 7,0 5,2 4 1,4 0,8 0,1 1,1 1,6 1,6 5 0,5 0,0 0,0 0,3 0,6 0,0 6 1,9 1,2 1,4 0,5 0,7 2,4 7 4,8 2,4 1,6 3,1 3,4 4,8 8 6,0 3,2 0,1 5,6 6,3 6,3 9 10,3 6,6 0,7 6,3 12,9 13,3 10 7,9 6,6 0,8 3,4 10,8 13,1 11 4,8 3,8 1,0 4,3 3,4 7,7 12 1,5 3,0 0,1 1,1 1,8 6, ,4 2,5 2,9 2,2 2,8 4,9 2 8,1 3,2 4,8 3,8 2,7 6,3 3 1,5 4,2 0,2 0,5 2,2 8,3 4 3,0 4,1 0,6 1,8 2,8 8,1 5 5,1 4,5 0,3 3,3 6,4 9,0 6 5,8 5,1 0,5 4,0 6,7 10,2 7 5,0 8,1 1,1 0,4 7,3 16,1 8 11,5 6,9 0,8 8,5 13,0 13,8 9 9,1 4,4 1,8 9,6 4,9 8,8 10 1,9 4,3 0,4 0,8 2,2 8,7 11 1,7 4,7 0,0 0,9 2,3 9,4 12 6,9 3,3 2,8 1,5 6,8 6,6 Side 13

14 3 Flaskehalskostnader og spesialregulering 3.1 Opprette nytt elspotområde etter Fos 5 annet ledd 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 impedansene mot det svenske kraftsystemet, deles landet alltid inn i minst to områder. Skillet mellom disse to områdene går på forbindelsene i Østerdalen, Gudbrandsdalen og Sogn og Fjordane. En variasjon i balansen i Sør-Norge vil i liten grad påvirke kraftflyten i nettet nord for Dovre og motsatt. Det kan oppstå behov for å opprette nytt elspotområde, for eksempel ved utfall eller revisjon av en viktig overføringslinje. Også ved intakt nett kan det bli behov for å opprette nytt elspotområde, dersom det oppstår en stor og langvarig flaskehals. I disse tilfellene vil Statnett anslå hvor lenge linjen vil være ute / hvor lenge flaskehalsen vil vare hvilke spesialreguleringskostnader Statnett vil få uten opprettelse av eget elspotområde Dersom Statnett anslår at spesialreguleringskostnadene for en periode vil beløpe seg til størrelsesorden 20 millioner kroner vil det vurderes å opprette et eget elspotområde. Markedet varsles minst 4 uker før det nye elspotområdet gjøres gjeldende. Når områdenes utstrekning skal fastsettes, gjøres avgrensningen ut fra følgende forhold: Grensesnitt i nettet hvor det forventes flaskehals i en betydelig del av sesongen eller hvor ønsket utvekslet effekt ventes å bli vesentlig forskjellig fra fysisk kapasitet. Normale oppdelinger i distribusjons-, regional- eller sentralnett. Impedansforhold der nettet ikke er oppdelt. Mulighet for hensiktsmessig avregningsmåling i grensesnittet mellom områdene. 3.2 Markedskostnader ved flaskehals mellom elspotområder For at de beregnede kostnadene skal kunne relateres til forhold Statnett kan påvirke i driften, tas det bare hensyn til kostnader som kommer av feil eller revisjoner. Kostnader som skyldes feil eller begrensinger i utlandet er trukket ut av beregningene fram t.o.m Dette gjelder f. eks kapasitetsbegrensinger som skyldes arbeid i en svensk transformatorstasjon. Derimot, fra 2011 er feil/revisjoner på svensk side tatt med når de påvirker handelsgrensene tallene er derfor ikke uten videre sammenlignbare med tidligere år i tabellen. Flaskehalskostnader ved intakt nett, f. eks begrensninger i Hasle grunnet høy last i Østlandsområdet, er ikke tatt med for noen av årene. Tabell 2 og Tabell 3 viser kapasitetstilgjengelighet og utnyttelse av handelskorridorene ved henholdsvis eksport og import. Figur 6 til Figur 15 viser hyppighet og antall timer flaskehals på de ulike handelskorridorene. Handels-korridor Maks. kap.[mw] Tidsandel maks. kapasitet[%] Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennomsnitt [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kap. [%] NO1-SE % 81 % 48 % 30 % NO3-SE % 95 % 37 % 16 % NO4-SE % 91 % 62 % 59 % NO4-SE % 87 % 33 % 15 % NO2-DK % 90 % 70 % 56 % NO2-NL % 96 % 95 % 90 % NO2-NO % 85 % 41 % 14 % NO2-NO % 87 % 15 % 10 % NO5-NO % 93 % 58 % 21 % NO4-NO % 92 % 54 % 22 % Tabell 2: Kapasitetstilgjengelighet og -utnyttelse 2012, eksport. Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kap. i markedet [%] Side 14

15 Handels-korridor Maks. kap.[mw] Tidsandel maks. kapasitet[%] Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennomsnitt [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kap. [%] NO1-SE % 82 % 8 % 3 % NO3-SE % 89 % 12 % 4 % NO4-SE % 93 % 6 % 4 % NO4-SE % 92 % 7 % 3 % NO2-DK % 87 % 9 % 5 % NO2-NL % 96 % 1 % 1 % NO2-NO % 91 % 14 % 8 % NO2-NO % 91 % 29 % 25 % NO5-NO % 91 % 3 % 2 % NO4-NO % 0 % - 13 % Tabell 3: Kapasitetstilgjengelighet og -utnyttelse 2012, import. Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kap. i markedet [%] Korridor Årsak NO1 SE Revisjon Feil/utfall NO3 SE2 2 Revisjon Feil/utfall NO4 SE1 3 Revisjon Feil/utfall NO4 SE2 Revisjon 4 Feil/utfall 0 NO2 DK1 Revisjon Feil/utfall NO2 NL 4 Revisjon Feil/utfall NO1 NO2 5 Revisjon Feil/utfall NO1 NO5 5 Revisjon Feil/utfall NO2 NO5 5 Revisjon Feil/utfall NO4 NO3 Revisjon Feil/utfall Sum Tabell 4: Markedskostnader 6 (MNOK) ved bortfall av overføringskapasitet. 2 Flaskehalser NO3 SE2 ligger inne i NO4 SE1 t.o.m Flaskehalser NO4 SE2 ligger inne i NO4 SE1 t.o.m NorNed kom i drift i april SørNorge ble delt i tre prisområder i januar Kapasitetsreduksjon*prisforskjell(mellom områdene). Side 15

16 Timer Timer Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Revisjon Feil/utfall Figur 6: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO1 og SE3 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner Revisjon 50 0 mars september oktober november Figur 7: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO3-SE2 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner Revisjon Figur 8: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-SE2 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Side 16

17 Timer Timer Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Revisjon Figur 9: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-SE1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner Revisjon Feil/utfall Figur 10: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-DK1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner Revisjon Feil/utfall 50 0 juni september desember Figur 11: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-NL ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Side 17

18 Timer Timer Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Revisjon Feil/utfall Figur 12: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-NO1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner juli august september november Revisjon Figur 13: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO5-NO1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner Revisjon Figur 14: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO5-NO2 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Side 18

19 Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Revisjon Figur 15: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-NO3 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 3.3 Spesialregulering Årsak til spesialreguleringer er delt inn i fire hovedtyper: intakt nett revisjoner feil/utfall annet 7 Beskrivelse av de høyeste spesialreguleringskostnadene, se Figur 16: Hallingdalssnittet: Flaskehals ved intakt nett pga. høy produksjon fra Hallingdal og nordover til Sogn. Det var spesielt behov for nedregulering på vinteren og utover våren. Nesflaten-Sauda+Kjela Songa: Flaskehals ved intakt nett pga. høy produksjon i området mellom Odda, Suldal og Haukeli. Det var spesielt behov for nedregulering fra vår og utover mot sommeren. Haugen-Sykkylven: Feil på linjen Haugen-Sykkylven medførte ensidig forsyning fra Sognefjorden og opp til Sunnmøre. Mye vann og høy produksjon i området ga et stort nedreguleringsbehov. Linjen var ute 4 dager i september. Kristiansand T2: Revisjon av Kristiansand T2 gav ensidig forsyning til 110kV nettet mellom Kristiansand og Lyngdal, med interne flaskehalser i nettet og problemer med over- /underskudd til området. Kristiansand T2 var utkoblet flere perioder gjennom året. Moskog stasjon: Arbeid i Moskog stasjon i september skapte en flaskehals sørover mot Sogndal med behov for nedregulering. Ofotensnittet: Flaskehals ved intakt nett mellom Ofoten og Narvik. Oppstår ved høy/lav produksjon fra Ofoten og nordover. Spesielt i vår var det behov for oppregulering pga. lav produksjon i området. Nedre Røssåga T10: Revisjonsarbeid på T10 i N. Røssåga gav en flaskehals ut av Nord- Norge mot Sverige med behov for nedregulering. T10 var utkoblet ca. 2 uker i høst. Overskudd Vestlandet: Samlepost for flere flaskehalser ved intakt nett på Vestlandet. Oppstår ved høy produksjon fra Sauda og opp til Sogn. Ved store overskudd blir nettet delt og driftet radielt for å redusere kostnader og reguleringsvolum. I store perioder gjennom året har produksjonen i området så stor at det har vært behov for nedregulering og/eller oppdeling av nettet. Overskudd Østnettet: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved høyt kjøreønske i 132 kv nettet mellom Valdres og Ringerike. I vinter var det i lange perioder behov for nedregulering i dette området. Det ble etablert en ny driftskobling i nettet som bidro til å redusere kostnadene. Hylen-Lyse: Revisjon av Hylen-Lyse skapte store flaskehalser pga. samtidig høy produksjon på Vestlandet. For å redusere kostnader og volum ble sentralnettet driftet radialt i lengre perioder. Linjen var utkoblet to uker på sommeren. 7 Består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last- eller produksjonsendring, spenningsforhold, problemer i naboland og andre spesielle årsaker. Side 19

20 MNOK Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: ,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 Revisjon Intakt nett spenning Intakt nett overlast Feil/utfall Figur 16: De 10 dyreste spesialreguleringsårsakene i Intakt nett, overlast Intakt nett, spenning Revisjoner Feil/utfall Annet Totalt Tabell 5: Spesialreguleringskostnader(MNOK) fordelt på hovedtypene Regulert kvantum ned Regulert kvantum opp Totalt Tabell 6: Mengde(GWh) spesialregulering. Side 20

21 4 Handelsgrenser 4.1 Fastsettelse av handelskapasitet Hovedprinsippet ved fastsettelse av overføringskapasitet i det norske sentralnettet blir gitt av følgende driftspolicy: Ved intakt nett, maksimalt 200 MW berørt forbruk og med varighet maksimalt 1 time. I perioder med planlagt vedlikehold, maksimalt 500 MW berørt forbruk og med varighet opp til 2 timer. Ved fastsettelse av overføringskapasitet i snitt som har betydning for det nordiske nettet benyttes 3- fase kortslutning på ledning, produksjonsfrakobling eller feil på samleskinne som dimensjonerende enkeltutfall. Som feilfrakoblingstid benyttes vellykket frakopling fra primærvernet, normalt ms avhengig av brytertid for aktuelle effektbrytere. Dimensjonerende utfall i snittene skal ikke medføre større konsekvenser enn det som er fastsatt i kulepunktene over. I analysene må det derfor kontrolleres at nettet oppfyller nødvendige krav til dynamisk stabilitet, spenningsforløp og termiske grenser for anleggsdeler. Kravet er at større nettdeler (over 200 MW forbruk) ikke skal bli spenningsløse, og at enkeltkomponenter ikke skal belastes høyere enn fastsatte grenser for henholdsvis 15 minutter og kontinuerlig belastning. For å holde høy overføring i nettet aksepteres det altså at feil kan gi lokale utfall eller kortvarig lav spenning. Forutsetning for slike overføringsgrenser er at det finnes tiltak som relativt raskt vil bringe nettet tilbake til normale driftsspenninger. Kravet til dynamisk stabilitet er normalt at overført effekt ligger 10 % under det MW-nivå som gir stående eller uakseptable pendlinger. For spenningsstabilitet er det normalt tillatt 10 % spenningsfall fra systemspenning, det vil si 380 og 270 kv for de høyeste systemspenningene. Disse grensene kan fravikes dersom spenningsfallet er lokalt og det er stabil spenning fra to eller flere naboområder. Kravet er at relévern ikke skal gi frakopling dersom nettet ellers er stabilt i minst 15 minutter. Med maksimal overføringskapasitet for anleggsdeler etter utfall benyttes verdier for hva komponenter tåler i inntil 15 minutter (forventet tid for å regulere overføringen i kraftsystemet). Normalt tillates det 20 % overlast i 15 minutter for luftlinjer, korrigert for aktuell utetemperatur. For brytere, strømtransformatorer og HF-sperrer benytter man normalt ikke temperaturkorrigering, men for hver komponent er det på forhånd fastsatt hvilken belastning utover merkestrøm som tillates. Dette ligger normalt i området % over merkeverdi. For transformatorer tillates normalt % over merkeytelse i 15 minutter. Med disse forutsetningene tillates det også bruk av systemvern som en del av primærvern for snittgrenser og dimensjonerende feil. I hovedsnittene benyttes automatisk produksjons- eller lastfrakobling som styres fra linjeutfall eller måling av strøm og spenning. Maksimal produksjonsfrakobling (PFK) er satt til 1200 MW, som er dimensjonerende utfall for Norge. Systemvern for automatisk lastfrakobling blir i dag benyttet i langt mindre omfang. Frakopling av 400 MW er største enkelthendelse pr. i dag. Samarbeid mellom nordiske TSOer: Den nordiske systemdriftsavtalen fastsetter at overføringskapasiteten mellom delsystemer bestemmes ut fra gitte driftssikkerhetskriterier. Elspot-kapasiteten mellom Norge og Vest-Danmark bestemmes daglig av Energinet.dk og Statnett i fellesskap. Laveste kapasitet gjelder. Elspot-kapasitet mellom Norge og Sverige bestemmes daglig av Svenska Kraftnät og Statnett i fellesskap. Laveste kapasitet gjelder. Side 21

22 Ved fastsettelse av Elspot-kapasitet på AC-forbindelser skal fysisk overføringskapasitet reduseres med frekvensbåndet. Frekvensbåndet for Haslesnittet er normalt 150 MW. Frekvensbåndet totalt på øvrige forbindelser er normalt 50 MW. Ved stor forandring i Elspot-kapasitet mellom to Elspot-områder legges restriksjon på maksimal forandring i Elspot-kapasitet fra en time til neste time. Maksimal forandring er satt til 600 MWh/h dersom ikke annet er avtalt. Tilgjengelig kapasitet på NorNed bestemmes daglig av Tenne T (TSO i Nederland) og Statnett i fellesskap. Hvordan kapasitet fastsettes er utførlig beskrevet i dokumentet Principles for determining the transfer capacities in the Nordic power market på Nordpools hjemmeside. Følgende forhold kan medføre endring/reduksjon av handelskapasitet i forhold til prognosene: Forhold i naboland. Eksempelvis kan Vestkystsnittet i Sør-Sverige medføre redusert importkapasitet til Sør-Norge. Dette er særlig på natt og lavlastperioder i helger. Høy last på Østlandet. Dette kan medføre redusert eksportkapasitet mellom Sør-Norge og Sverige vinterstid. Høy utetemperatur. Dette kan redusere import- og eksportkapasiteten i korte perioder sommerstid. Revisjoner. Feil. 4.2 Redegjørelse for reduserte handelsgrenser Gjennomsnittlig tilgjengelighet for handelskorridorer med utlandet var for våret sett under ett ca. 90 % av teknisk maksimal kapasitet både for eksport og for import, se også Tabell 2 og Tabell 3. Dette er høyere enn i fjor. NO2-NL: NorNed var ute av drift ved to kortvarige anledninger første halvår: en dag grunnet feil og en dag for vedlikehold på nederlandsk side. I september var kabelen utkoblet en uke for årlig vedlikehold. Grunnet feil i Eemshaven var det også kortvarig kapasitetsreduksjon en natt i desember. NO2-DK1: Kapasiteten har vært hyppig redusert inntil 500 MW på grunn av samleskinnejobb i Kristiansand eller jobb på pol1/pol2 på dansk side. Skagerrak var ute for årlig vedlikehold to uker i september. Det har ikke vært vesentlige feil på forbindelsen. NO1-SE3: Eksportkapasiteten har vært redusert på dagtid vinterstid grunnet høy Oslolast, vinterlast i Østnettet eller høy flyt i Hallingdal/Numedal og i sommerperioden på grunn av ugunstig flytfordeling inn mot Oslo(fra sørvest via Telemark og nordvest via Buskerud). Revisjoner i Østnettet, i Gudbrandsdalen, på Oslofjordforbindelsen, Kvilldal stasjon og på svensk side har også redusert kapasiteten. Den ble også redusert pga. feil på Rød T4 (300/420 kv) i november. SvK har gjennom det meste av året redusert importkapasiteten på grunn av Västkustsnittet, mest på natt og i helgene. Etter innføring av fire prisområder i Sverige blir ikke importkapasiteten lenger redusert på grunn av Snitt-2 i Midt-Sverige. NO2-NO5: Har vært redusert grunnet revisjoner, blant annet utkobling av Mauranger-Samnanger som har medført null i kapasitet. Handelsgrensen nordover mot Vestlandet fra NO2 har videre vært begrenset for å hindre handelstransitt til NO1 via NO5. NO2-NO1: Har vært redusert ved revisjoner og for å begrense flyten på kabelen i Ytre Oslofjord i perioder med mye eksport til Sverige. Har vært redusert begge veier under utkobling av Kvilldal og Rød-Hasle, samt etter feilen på Rød T4. Det var flaskehals sørover en hel måned fra midten av juli og nordover mye av desember. NO5-NO1: Har vært redusert i perioder med delt drift på Vestlandet og ved utkobling av Mauranger- Samnanger eller Evanger-Samnanger. Kapasiteten har vært null under en kort utkobling av Fardal- Aurland. NO3-SE2: Nea-Järpströmmen har vært utkoblet noen uker på våren. Importkapasiteten har også vært redusert ved revisjoner mellom Ofoten og Klæbu. Side 22

23 MW MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: NO4-SE1: Det har vært reduksjoner i kapasitetene begge veier på grunn av revisjoner mellom Ofoten og Klæbu og fra Ofoten mot Sverige. NO4-SE2: Det har vært reduksjoner begge veier på grunn av utkoblinger mellom Ofoten og Klæbu og fra Ofoten mot Sverige. Det har også vært en kortvarig utkobling av selve forbindelsen Nedre Røssåga Ajaure. 4.3 Varighetskurver for handelsgrensene Timer Kapasitet NO1-SE3 Kapasitet SE3-NO1 Figur 17: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO1 og SE Timer Kapasitet NO3-SE2 Kapasitet SE2-NO3 Figur 18: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO3 og SE2. Side 23

24 MW MW MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Timer Kapasitet NO4-SE2 Kapasitet SE2-NO4 Figur 19: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO4 og SE Timer Kapasitet NO4-SE1 Kapasitet SE1-NO4 Figur 20: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO4 og SE Timer Kapasitet NO2-NO1 Kapasitet NO1-NO2 Figur 21: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO1 og NO2. Side 24

25 MW MW MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Timer Kapasitet NO2-NO5 Kapasitet NO5-NO2 Figur 22: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO2 og NO Timer Kapasitet NO5-NO1 Kapasitet NO1-NO5 Figur 23: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO1 og NO Timer Kapasitet NO4-NO3 Kapasitet NO3-NO4 Figur 24: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO3 og NO4. Side 25

26 MW MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Timer Kapasitet NO2-DK1 Kapasitet DK1-NO2 Figur 25: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO2 og DK Timer Kapasitet NO2-NL Kapasitet NL-NO2 Figur 26: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO2 og NL. Side 26

27 5 Anmelding og planlegging av produksjon 5.1 Overtredelse av konsesjonærenes pålegg om å anmelde i balanser Rutiner er etablert i henhold til FoS 8 annet ledd: «Systemansvarlig skal innhente informasjon fra den avregningsansvarlige for å avdekke systematiske overtredelser av bestemmelsene i første ledd» Avregningsansvarlig og systemansvarlig har etablert rutiner for å overvåke aktørenes handelsmønster og ubalanse: Enkeltaktørene vurderes etter absolutt og relativ ubalanse, samt skjevhet i forholdet mellom kjøp og salg i regulerkraftmarkedet. Aktørenes ubalanser analyseres på timenivå og det lages uke- og månedsoversikter pr balanseansvarlig. Arbeidet er utført i samarbeid mellom systemansvarlig og avregningsansvarlig i Statnett. Det ble også i 2012 avdekket periodevis for store ubalanser hos enkeltaktører, vurdert ut ifra aktørens muligheter for å planlegge seg i balanse. Ved for store ubalanser tas det kontakt med aktøren, som gis en mulighet til å utbedre forholdet. Dersom forholdet ikke utbedres og aktøren ikke evner å gi en tilfredsstillende forklaring på ubalansen gis et skriftlig varsel med kopi til NVE. Det ble i 2012 avholdt flere møter med balanseansvarlige aktører der blant annet mulighet for reduserte ubalanser ble diskutert. Statnett har også tilrettelagt for at aktørene selv skal kunne følge opp sine ubalanser på nettportalen balanse Web. Her presenteres den enkelte aktørs ubalanse gjennom ulike nøkkeltall og grafer. Aktørene har god mulighet til løpende å følge opp egne ubalanser, og forhåpentligvis iverksette tiltak for å redusere disse. Statnett har videre siden januar 2008 publisert en månedlig rapport med fokus på ubalanser. I tillegg til informasjon om ubalanser i det norske kraftmarkedet og annen nyttig markedsinformasjon, er hver enkelt balanseansvarlig gruppert ut i fra deres evne til å planlegge seg i balanse. De tre gruppene (rød, gul og grønn) er definert som henholdsvis Må bli bedre, Tilfredsstillende og Bra. Det gis en separat vurdering for produksjonsbalansen og forbruksbalansen. I 2013 ble det publisert en ny versjon av månedsrapporten med nytt design og nytt innhold. Arbeidet med ubalanser videreføres inn i Side 27

28 MW/h Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Systemtjenester og effektreserver 6.1 Beskrivelse av fysisk benyttede/reserverte systemtjenester og effektreserver I henhold til Forskrifter om systemansvar (FoS) definerer og rekvirerer Statnett de systemtjenester som er nødvendige for å opprettholde tilfredsstillende leveringskvalitet i overføringssystemet. FoS definerer hvilke systemtjenester det skal betales for og sier videre at betalingen skal fastsettes ved vedtak av systemansvarlig Primærreserver Marked for primærreserver er delt i uke- og døgnmarked. Innkjøp i ukemarkedet gjøres for å dekke inn timen i uken med størst behov, basert på: Statistikk foregående/inneværende uke Forventet utvikling av forbruk/produksjon/eksport Generatorrevisjoner Innkjøp i døgnmarkedet gjøres for å dekke inn eventuelt restbehov etter at aktørene har rapportert inn sine systemdata på kveldstid før driftsdøgnet. Innkjøp her dekker også eventuelt videresalg til naboland. Innkjøp av primærreserver i 2012 er regnskapsført med 98 MNOK. I 2011 ble det kjøpt inn for 199 MNOK. Det er i 2012 regnskapsført en netto inntekt på salg av primærreserver på 9,8 MNOK mot 25,9 MNOK i Uke Døgnmarkedet Ukemarkedet Figur 27: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av primærreserver per uke i Sekundærreserver(Frequency Restoration Reserves, FRR) Sekundærreserven kjøpes inn i et ukentlig marked for levering påfølgende uke. Det kjøpes kapasitet for opp og nedregulering per time. Marked for sekundærreserver er et nytt marked som ble åpnet i desember 2012 og er fortsatt under utvikling. Ordningen med sekundærreserver er inne i en testperiode og resultatene fra perioden vil evalueres i løpet av Innkjøp av sekundærreserver er regnskapsført med 12 MNOK. Side 28

29 MW/h Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Uke Opp Ned Figur 28: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av sekundærreserver per uke i Tertiærreserver(RKOM) Regulerkraftopsjonsmarkedet(RKOM) består av to markeder, RKOM-sesong og RKOM-uke. I RKOM-sesong er avtaleperioden uke I RKOM-uke er avtaleperioden en uke og markedet kjøres ved behov, normalt fra oktober til april. Kjøp i RKOM-uke blir foretatt ut fra den aktuelle kraftsituasjonen. I første rekke er dette bestemt av: Forbruksprognose Utvekslingsprognose Forventet tilgjengelig produksjonskapasitet Langsiktige avtaler Totalt for 2012 var kostnadene for RKOM 65,4 MNOK. I 2011 kjøpte Statnett RK-opsjoner for 31,1 MNOK Uke Produksjon Forbruk Figur 29: Kjøpte RK-opsjoner pr. uke i Kvartersflytting av produksjon Tjenesten og betalingen for denne systemtjenesten er i dag samordnet i Norden, hvilket også innebærer at alle nordiske systemansvarlige er med på å betale for dette. I 2012 var den norske andelen av kostnadene for produksjonsflyttingen regnskapsført med 9,2 MNOK. I 2011 var kostnadene for produksjonsflytting 9,7 MNOK. Side 29

30 MWh Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: Uke Figur 30: Omfang av kvartersflytting av produksjon per uke for Reaktiv effekt En variabel betalingsmodell har blitt utviklet for anvendelse ved tilfeller av høy og systematisk utveksling av reaktiv effekt. I samsvar med FoS er det inkludert elspotpris og en generell tapskoeffisient i modellen. Reaktiv effekt betales etter en fast betalingsmodell basert på installert generatorytelse (MVA) og en variabel betalingsmodell basert på måledata. Variabel betalingsmodell er foreløpig kun aktuelt etter vedtak av eller nærmere avtale med systemansvarlig. Sum kostnader i 2012 var 3 MNOK. I 2011 var tilsvarende kostnad 7,2 MNOK Systemvern Produksjonsfrakobling (PFK) PFK blir godtgjort ved en todelt ordning som består av en fast årlig godtgjørelse for å delta i ordningen i tillegg til godtgjørelse ved frakopling av aggregater. Fast årlig godtgjørelse: 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. PFK er i 2012 blitt utløst i fire tilfeller. Dette omfatter 10 aggregater som er utløst med totalt ca MW produksjon. Statnetts totale kostnad for PFK inkludert utløsningskostnadene var 5,3 MNOK. Kostnadene i 2011 for PFK var 3,3 MNOK. Belastningsfrakobling (BFK) Forbruk tilkoblet regional- eller sentralnettet, som er omfattet av BFK, får kompensasjon for de reelle kostnadene ved en frakopling. Sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnettet får kompensasjon gjennom KILE-ordningen. Det er ikke registrert utløsning av BFK i Side 30

31 6.2 Omfang og bruk av systemvern i Norge Nord-Norge nord for Ofoten Funksjoner: Det er installert BFK på Finnfjordbotn smelteverk og på Statoils anlegg på Melkøya. Når blir vernet brukt: Vernet på Finnfjordbotn blir aktivert ved stort underskudd nord for Ofoten. Dette er i hovedsak på vinterstid når det er høyt forbruk og lav produksjon i området. Hva utløser verna: Utløsning skjer ved utfall på 420 kv nettet nord for Ofoten. Da vil utkobling av BFK avlaste det parallelle 132 kv-nettet nordover. Hvor ofte blir det brukt: BFK Finnfjordbotn er i bruk ukentlig i vintersesongen. BFK Melkøya er kun i bruk dersom Melkøya trekker kraft fra nettet, og kun når Finnfjordbotn ikke gir tilstrekkelig virkning. Nettsplittingsfunksjonen er alltid på. Nord-Norge sør for Ofoten Funksjoner: I Nord-Norge er det installert PFK på Kobbelv og Svartisen. I tillegg er det installert nettsplittingsvern som deler 420 kv-nettet mellom Kobbelv og Salten ved utfall av 420 kv-linja mellom Ofoten og Porjus. I tillegg er det et nettsplittingsvern som kobler ut T5 i Rana og tilhørende produksjon i Rana. Når blir vernet brukt: Verna blir brukt for å øke eksportkapasiteten ut fra Nord-Norge ved stort overskudd. Hva utløser verna: Nettsplittingsvernet og PFK Kobbelv blir utløst ved utfall av 420 kv-linja mellom Ofoten og Sverige. Dette er for å forhindre overlast eller pendlinger på gjenværende ledninger. PFK Svartisen blir utløst ved utfall av 420 kv-linja fra Nedre Røssåga til Svartisen, 420kV-linja Kobbelv-Ofoten og ved overlast på 300 kv-linjene fra Tunnsjødal til Midt-Norge. Hvor ofte blir det brukt I perioder med overskudd er det i bruk daglig. Bruken følger kjøremønsteret til de store kraftverka i området, i hovedsak stasjonene tilknyttet vernet, Svartisen og Kobbelv. Bruken varierer mye fra år til år avhengig av den hydrologiske balansen i området. Overlastverna som utløser PFK i Svartisen står alltid på når Svartisen er i drift. Nettsplittingsvernet på T5 Rana er i bruk kun når PFK Svartisen ikke er tilstrekkelig eller ikke er tilgjengelig. Den er sjelden i bruk. Midt-Norge Funksjoner: I Midt-Norge er det installert BFK på Hydros anlegg på Sunndalsøra og på landanlegget til Ormen Lange ved Nyhamna. Når blir vernet brukt: BFK på Sunndalsøra øker importkapasiteten til Midt-Norge generelt og Møre og Romsdal spesielt. BFK på Nyhamna er alltid på. Side 31

32 Hva utløser verna BFK på Sunndalsøra blir utløst ved utfall av 420kV nettet mellom Viklandet og Midskog, samt 300kV nettet mellom Aura og Klæbu. BFK på Nyhamna blir utløst ved utfall på 420kV nettet mellom Viklandet og Fræna. Hvor ofte blir det brukt: Bruken er svært avhengig av den hydrologiske situasjonen i Midt-Norge. Med stort importønske og høy last er vernet i bruk ukentlig, i hovedsak på natt og helg. Dette er først og fremst på vintertid. BFK på Nyhamna står alltid på for å unngå spenningsmessige og/eller termiske problemer i 132kV nettet ved utfall på 420kV nettet. Vestlandet Funksjoner: På Vestlandet er det systemvern både til overskudds- og underskuddssituasjoner. Det er installert PFK på Tyin og BFK i Bergensområdet. Det er også nettsplittingsvern og PFK i 132 kv-nettet i Bergensområdet. BFK på Hydro Karmøy er fjernet i 2012 etter idriftsettelse av Saurdal-Sauda. Når blir vernet brukt: PFK Tyin blir brukt for å øke eksportkapasiteten ut fra Nord-Vestlandet ved stort overskudd. Dette kan være overskudd i Sogn og Fjordane og i Bergensområdet. BFK i Bergensområdet blir brukt når det er underskudd i Bergensområdet alene eller sammen med Sogn og Fjordane. PFK i Bergensområdet blir brukt ved stort overskudd i 132 kv-nettet, oftest når kraftverket på Mongstad produserer. Hva utløser verna: PFK Tyin er knyttet til overlast på, eller utfall av, 300 kv Fardal-Aurland. Overlast kan oppstå når andre linjer ut fra området faller ut. BFK Bergensområdet er knyttet til overlast på 300 kv-linjer inn til Bergensområdet eller inn til selve Bergen. Det er også vern som løser ut forbruk ved for lav spenning i Bergen. Hvor ofte blir det brukt: PFK Tyin blir brukt i perioder med svært høy produksjon i området. Dette er oftest på vår, sommer eller høst når det er høy snøsmelting eller mye nedbør. Småkraftproduksjonen i området er en vesentlig faktor for når vernet er i bruk. BFK Bergensområdet som blir utløst ved overstrøm inn til selve Bergen er i bruk hele vinteren. Dette er hovedsakelig knyttet til høyt forbruk. Funksjonene som er knyttet til overlast inn til Bergensområdet er i bruk ved høyt forbruk og lav produksjon i området, oftest på vintertid ved stramm energisituasjon. Sørlandet Funksjoner: På Sørlandet er det systemvern på HVDC-kablene Skagerrak 3 og NorNed, PFK på Tonstad og et systemvern i 110kV nettet i Vest-Agder. Systemvernet i 110kV nettet består både av PFK på Skjerka kraftverk og en nettsplittingsfunksjon. Når blir vernet brukt: Vernet på Skagerrak blir brukt til å redusere eksporten ved utfall i 300 kv eller 420 kv-nettet på Sørlandet ved stor eksport og lav produksjon. Skagerrak 3 har også en funksjon som reduserer importen ved utfall i 300 kv eller 420 kv-nettet på Sørlandet ved høy import. PFK Tonstad blir også brukt til å koble bort produksjon ved utfall i nettet ved høy import, men blir kun brukt når vernet på Skagerrak 3 ikke er tilstrekkelig eller er ute av funksjon. Systemvernet på NorNed blir brukt ved høy eksport og samtidig revisjon på Tonstad, eller ved høy import og lav kortslutningsytelse i Feda. Systemvernet i 110kV nettet blir ved høy flyt på 300kV nettet mellom Kristiansand og Feda. Side 32

33 Hva utløser verna: Utløsning av Skagerrak 3 skjer ved overlast på utvalgte linjer på Sørlandet. Det er i tillegg en funksjon som utløser vernet på Skagerrak 3 ved utfall av 420 kv nettet mellom Holen og Kristiansand. Denne aktiveres ved behov. Utløsning av NorNed skjer ved utfall på Tonstad eller overlast mellom Tonstad og Feda. Systemvernet i 110kV nettet skjer ved overlast i nettet, typisk ved utfall på 300kV nettet. Hvor ofte blir det brukt: Vernet på Skagerrak 3 som utløses ved overlast står alltid på. Tonstad blir sjelden brukt fordi det ofte er uheldig å miste produksjon i området ved stor import. Vernet som reduserer utvekslingen på Skagerrak 3 ved utfall mellom Holen og Kristiansand blir brukt ved stor eksport og lav produksjon, oftest ved utkoblinger i 300 kv-nettet. Dette skjer oftest på sommeren. Denne funksjonen er en ekstra sikkerhet, men gir ingen ekstra nedkjøring på Skagerrak 3. Overlastvernet på NorNed står normalt på. Vernet som utløses ved utfall på Tonstad står på i perioder ved revisjon på Tonstad og i perioder når kortslutningsytelsen på Sørlandet er lav, typisk sommerstid. Systemvernet i 110kV nettet er sjelden i bruk. Østlandet Funksjoner: Det er 6 store kraftstasjoner som er tilknyttet PFK på Østlandet, en nettsplittingsfunksjon ved brudd i forbindelsen mellom Østlandet og Sverige og et nettsplittingsvern som i gitte situasjoner kan øke importkapasiteten fra Sverige til Østlandet. I tillegg er det installert PFK på to mindre kraftstasjoner, Torpa og Lomen, og BFK i Frogner. Når blir vernet brukt: PFK på Østlandet blir brukt for å øke eksportkapasiteten fra Østlandet til Sverige. Nettsplittingsfunksjonen øker eksport- og importkapasitet når en av de to 420 kv-linjene fra Østlandet til Sverige er utkoblet. PFK på Torpa og Lomen blir brukt ved høy produksjon i 132kV nettet sør i Oppland og Hedmark. BFK i Frogner er i bruk ved høy flyt på 420/66 kv transformatorene. Hva utløser verna: Det er en rekke utfall og overlaster i 420- og 300 kv-nettet som utløser PFK på Østlandet, hovedsakelig fra vestsida av Oslofjorden og inn i Sverige. Nettsplitt Sør-Norge medfører at Sør-Norge sør for Dovre blir separert fra resten av det nordiske systemet dersom det oppstår en feil som medfører brudd i 420 kv-nettet fra Østlandet til Sverige. PFK på Torpa og Lomen blir utløst ved utfall eller overlast på gitte linjer i 132kV nettet. BFK i Frogner blir utløst ved utfall av en av 420/66 kv transformatorene. Hvor ofte blir det brukt: PFK funksjonene blir hovedsakelig brukt ved eksport over 1450 MW fra Østlandet til Sverige. Med PFK kan grensen økes til 2050 MW. Hvor ofte dette skjer, er avhengig av den hydrologiske situasjonen i Sør-Norge. I overskuddsperioder er vernet i bruk daglig, i underskuddssituasjoner kan det gå måneder mellom hver gang. På vinteren, med høy last i Osloområdet, eller ved utkoblinger i nettet, må PFK brukes for å øke kapasiteten, selv om utvekslingen er under 1450 MW. Nettsplittingsvernet står alltid på som en ekstra sikkerhet for å redusere konsekvensene av en N-2 feil (to samtidige utfall) mellom Østlandet og Sverige. PFK på Torpa og Lomen er daglig i bruk i perioder hvor produksjonsønsket er større enn kapasiteten til 132kV nettet. BFK i Frogner er i bruk vinterstid. Side 33

34 6.3 Diskusjon og analyse av frekvensutviklingen. Frekvenskvaliteten har blitt gradvis forverret de siste årene med en eskalerende utvikling i negativ retning. Se figuren under. Figur 31: Utvikling for frekvensavvik , angitt med minutter utenfor 49,90-50,10 Hz per måned Store og raske endringer i kraftsystemet gjør det utfordrende å sikre momentan balanse. Slike endringer påvirker globale størrelser som frekvens, men også mer lokale systemparametre som spenning og kortslutningsytelse. Utviklingen i frekvenskvalitet har sin bakgrunn i flere forhold, hvor de viktigste er: Avvikling av nasjonal balanseregulering basert på nasjonal innstillingsfeil Økt kabelkapasitet mellom det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer Økt effektivitet i det nordeuropeiske energimarkedet (økt spothandel, markedskopling) Økte ubalanser i driftstimen Økt utnyttelse av det nordiske kraftnettet med drift nær maks overføringskapasitet Økt andel uregulerbar produksjon i det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer Avvikling av nasjonal balanseregulering basert på nasjonal innstillingsfeil Omkring år 2000 ble det nordiske energimarkedet etablert, noe som medførte økte endringer i utvekslingen mellom land i Norden. Samtidig ble den tidligere nasjonale balansereguleringen, basert på nasjonal innstillingsfeil, avviklet. Dette ble erstattet av et nordisk regulerkraftmarked som innebar at nordiske aktiveringsbud ble samlet i en felles regulerliste. Det ble åpnet opp for økt utveksling av balansekraft mellom områdene. Ordningen har medført en vesentlig forbedring i utnyttelsen av ressursene i det samlede nordiske kraftsystemet. Økt kabelkapasitet mellom det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer I henhold til det kontinentale regelverket skal endringer i flyt mellom kontrollområdene gjøres i løpet av 10 minutter, fra fem minutter før timeskift til fem minutter etter. Selv om man har blitt enige med TSOer på kontinentet om å rampe kablene over noe lengre tid, inntil 20 minutter, medfører dette stor gradient på endringen i utveksling for det nordiske systemet. Det er da krevende å sørge for at produksjonsendringene skjer helt i takt med endringene i kabelflyt. Dagens regelverk for ramping er Side 34

35 utformet slik at hver ny kabelforbindelse øker utfordringen for det nordiske synkrone systemet. Det siste tiåret har det blitt idriftssatt flere nye kabelforbindelser tilknyttet det nordiske synkrone systemet. Økt effektivitet i det nordeuropeiske energimarkedet (økt spothandel, markedskopling) Økt effektivitet i energimarkedet medfører generelt økte endringer i kraftflyten i nettet. Dette skyldes at det er regionale forskjeller i produksjonsstrukturen. Det forhold at enkelte kommersielle kabelforbindelser har gått over fra bilateral handel til ordinær spotutveksling, har bidratt til dette. Dette sammen med økt utvekslingskapasitet med kontinentet, har medført større produksjonsendringer mellom dag og natt og raskere endringer av store effektvolumer morgen og kveld. Dette gir seg utslag i at frekvensavvik er konsentrert omkring timeskiftene og spesielt i morgen- og kveldstimene. Et spesielt forhold er at det de seneste årene er registrert en svært lav totalproduksjon om sommeren i Norge i forhold til tidligere erfaringer. Tendensen er at anlegg som tidligere har levert den automatiske og dynamiske reserven, stoppes i store deler av døgnet. Dermed blir systemet svært ustabilt og frekvensavvik oppstår for selv små forstyrrelser i balansen. Økte ubalanser i driftstimen Energimarkedet har timesoppløsning. De store endringene i markedet som er beskrevet ovenfor, medfører at det er store effektvolumer som skal endres i produksjon og utveksling i tillegg til at forbruket endrer seg. Dette har medførte økte ubalanser på minuttnivå. Det er altså for liten korrelasjon mellom endringstakten på produksjon, forbruk og utveksling. Økt utnyttelse av det nordiske kraftnettet med drift nær maks overføringskapasitet Det nordiske kraftnettet har ikke blitt forsterket i takt med økningen i ekstern kapasitet mot omverdenen. Dette har medført et økende antall flaskehalser i kraftnettet. Den løpende håndtering av disse flaskehalsene samtidig som totalbalansen skal håndteres, blir stadig mer krevende. Det er en tendens til at antall frekvensavvik i en uke har nær sammenheng med antallet og varigheten på flaskehalsene i nettet. Spesielt er dette tydelig ved mange flaskehalser i og ut av Norge og mellom Nord-Sverige og Sør-Sverige. Økt andel uregulerbar produksjon i det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer Økt andel av uregulerbar produksjon påvirker frekvensen på flere måter. Den uregulerbare produksjonen er vanskelig å prognosere eksakt. Eksempelvis kan vindkraft få store endringer i produksjonsnivå i løpet av kort tid (15-30 min). Dette forstyrrer planleggingen av balanseringen i driftstimen og den siste timen før driftstimen. De nordiske TSOene har fastsatt en strategi for balanseringen av systemet hvor det søkes å gjøre tilpasninger før driftstimen for å redusere behovet for løpende reguleringer. Basisfrekvensen blir da forbedret og volumene av kostbare, automatiske (hurtige) reserver kan reduseres. Dette forventes å forbedre frekvenskvaliteten og redusere de samfunnsøkonomiske kostnadene for å balansere systemet. Andelen vindkraft i Norge er foreløpig begrenset, men siden balanseringen er internasjonalisert påvirkes norsk frekvens av økningen i uregulerbar produksjon i våre naboland og etter hvert på kontinentet. En forventet økning i produksjon i vindkraft og småkraft i Norge vil også forsterke utfordringen med å få tilstrekkelig leveranse av automatiske og dynamiske reserver i Norge på sommerstid. 6.4 Status vedr implementering av aktuelle tiltak for å bedre frekvenskvaliteten. De nordiske TSOene ble i 2008 enige om en rekke tiltak for å forbedre frekvenskvaliteten. Flere av disse tiltakene er implementert som en felles nordisk frist for innsendelse av produksjonsplaner og bud til regulerkraftmarkedet (45 minutter før driftstimen), en felles nordisk rampingrestriksjon på HVDCkabler og et forbedret felles nordisk IT-system for planhåndtering og felles nordisk budliste Side 35

36 Fra 2013 er det innført krav til kvartersplaner på produksjon i Sverige hvor det rampes mellom ulike timeverdier i de to kvarterene på hver side av timeskiftet. I Finland er en tilsvarende ordning besluttet men her er ordningen utsatt pga. en klageprosess overfor finsk regulator. En nordisk LFC løsning er under utvikling. Foreløpig er det oppnådd enighet om 100 MW tilgjengelig kapasitet. For tiden pågår det tester med større volumer og ulike paremeterinnstillinger som grunnlag for en evaluering av ordningen før den videreutvikles. Det har i noe tid vært jobbet med virkemidler for å dempe frekvensoscillasjonene i systemet. En foreløpig rapport ventes våren Frekvensoscillasjonene er årsak til en betydelig del av de registrerte frekvensavvik. Det jobbes videre med ytterligere tiltak for å forbedre balansen mellom produksjon, forbruk og utveksling. Det startet opp et internasjonalt prosjekt hvor mulighetene for kontinuerlig ramping på HVDC kabler (rampe i 60 minutter pr. time) vil undersøkes. Det forventes også en utvikling av kvartersoppløsning hvor videreutvikling av dagens regelverk for kvartersplaner på produksjon og kvartersprodukter intradag og i regulerkraftmarkedet synes mest sannsynlig på kort sikt. På lengre sikt kan en kvartersoppløsning i energimarkedet være løsningen. Måltall for frekvenskvalitet I det felles nordiske prosjektet Review of automatic reserves ble det lagt til grunn et måltall for frekvenskvaliteten på 3σ. Dagens registreringer er betydelig høyere enn dette tallet. Det er planlagt en prosess for å komme fram til et felles nordisk måltall høsten Spesifikasjoner i europeiske koder vil ligge til grunn for målemetodikk og kvalitetsparametre. Frekvenskvalitets-standarden har stor betydning for "porsjoneringen" av de ulike tiltakene nevnt ovenfor. Side 36

37 7 Planlegging og idriftsetting av tekniske anlegg i kraftsystemet 7.1 Veileder for konsesjonærene til Fos 14 og oversikt over vedtak fatter etter denne bestemmelsen Systemansvarlig behandler enkeltsaker og fatter vedtak knyttet til funksjonalitet til anlegg som skal idriftsettes. Systemansvarlig har utviklet veilederen "Funksjonskrav i kraftsystemet", og denne veilederen er retningsgivende for det som systemansvarlig legger til grunn for vedtak. Behov eller ønske om avvik fra denne veileder avgjøres i hver enkelt sak. Systemansvarlig utga i mai 2012 en revidert utgave av veilederen fra I den nye revisjonen er det utført redaksjonell forbedring for å tydeliggjøre forhold knyttet til mange spørsmål som er reist overfor systemansvarlig. På visse punkter er det også utført justering og presisering av de krav som stilles. Innledningsvis i veilederen er rollefordeling og ansvar tydeliggjort. Kapittel om nettanlegg er nå mer utfyllende, og kapittel om produksjonsanlegg er omskrevet i betydelig grad. Den nye versjonen av dokumentet "Funksjonskrav i kraftsystemet" har vært til høring hos Energi Norge, Norsk Industri og Distriktenes energiforening. NVE har også vært informert om denne prosessen gjennom sin rolle som observatør i referansegruppen. Oppdatert versjon av dokumentet "Funksjonskrav i kraftsystemet" ligger på Statnetts hjemmesider. I forbindelse med oppdateringen av dokumentet "Funksjonskrav i kraftsystemet", så er det også utarbeidet et standard søknadsskjema som kan benyttes av konsesjonærene for å melde inn forhold som omfattes av FoS 7 første ledd og FoS 14 første og annet ledd. Listen over vedtak etter FoS 14 som systemansvarlig fattet i 2012 er angitt i Tabell 7. FoS 14 og FoS 7 vedtak Planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet ( 14) + Overføringsgrenser ( 7) Konsesjonær Vår dato Sak 1 Agder Energi Nett AS kv Søyland - Austadvika, oppgradering og fornyelse 2 Agder Energi Nett AS Skjerka transformatorstasjon - Ombygging 3 Agder Energi Nett AS Austadvika transformatorstasjon - Rehabilitering 60 kv anlegg 4 Agder Energi Nett AS Kristiansand transformatorstasjon - Utvidelse av 132 kv felt 5 Agder Energi Produksjon AS Hovatn kraftstasjon - Utskifting av distansevern 6 Agder Energi Produksjon AS Steinsfoss kraftstasjon - Ny turbinregulator og magnestiseringsutstyr 7 Akershus Energi Produksjon AS Rånåsfoss III 8 Aktieselskabet Saudefaldene kv linje Dalvatn-Storlivatn-Sauda-Kastfoss - Ombygginger 9 Askøy Energi AS Ravnanger sekundærstasjon - Økt transformeringskapasitet 10 BKK Nett AS Samnanger transformatorstasjon - Nytt 420 KV anlegg 11 BKK Produksjon AS Steinsland kraftverk - revisjon 12 Boliden Odda Boliden - Ny likeretter 3 i elektrolysehall serie 5 13 Clemets Kraft KS Litj-Hena transformatorstasjon 14 EB kraftproduksjon AS Mykstufoss kraftverk - rehabilitering 15 EB kraftproduksjon AS Embretsfoss kraftverk Side 37

38 16 EB Nett AS kv Syling - Kjenner - Ombygging til duplex 17 EB Nett AS Nore kv koblingsanlegg - EB sin del av prosjektet 18 E-CO Energi AS Pumpeanlegg Fossane, ny 66 kv linje mellom Aurland 2 og Aurland 3 19 E-CO Energi AS Nes kraftverk - Nytt kontrollanlegg 20 Eidsiva Nett AS Kongsvinger - Norsenga transformatorstasjon - Innskutt kabel 66 kv 21 Eidsiva Vannkraft AS Braskereidfoss 2 kraftstasjon - Utvidelse med ett aggregat 22 Hafslund Nett AS Torshov - Ulven - Sagene - Ullevål - Sogn transformatorstasjon i 132 kv nettet i Oslo - Ombygging og utvidelse 23 Hafslund Nett AS Borgen transformatorstasjon - Ny T3 transformator og nytt 132 kv felt 24 Hafslund Nett AS Vammafossen transformatorstasjon - Nye 132 kv felt 25 Hafslund Nett AS kv linje Aasgaard - Ørje 26 Hafslund Nett AS kv linje Dyrløkke - Vestby - Såner - Tegneby 27 Hammerfest Energi Nye overføringsgrenser kv Skaidi - Hammerfest og Skaidi - Hyggevatn 28 Kragerø Energi AS Bråten transformatorstasjon - Nytt bryteranlegg 29 Lyse Elnett AS Sande transformatorstasjon og nytt 22 kv koblingsanlegg 30 Midtfjellet Vindkraft Midtfjellet vindpark fase II 31 Narvik Energinett AS Furumoen sekundærstasjon - Økning i transformeringskapasitet 32 Narvik Energinett AS Frydenlund sekundærstasjon - Økning i transformeringskapasitet 33 Nordkraft Produksjon Sørfold kraftverk - Endringer i høyspenningsanlegg 34 Nordlandsnett AS Havna transformatorstasjon - Utvidelse av transformatorkapasitet 35 Nordlandsnett AS Messiosen transformatorstasjon, bytte av transformator RT1 30 MVA 36 Nordlandsnett AS Endrede overføringsgrenser 37 Nordmøre Energiverk AS Rensvik, Nordlandet, Kristansund transformatorstasjoner og 132 kv kabler 38 Nord-Salten Kraft AS Forsanvatnet kraftstasjon 39 Norsk Hydro ASA Suldal - Utskifting av T2 generatortransformator 40 Norske Skog, Saugbrugs Norske Skog Saugbrugs - Utvidelse av 10 kv anlegg 41 NTE Energi AS Åsmulfoss kraftverk - Ny transformator 42 Otra Kraft DA Breive pumpestasjon, skifte av spenningstransformator 43 Otra Kraft DA Holen kraftstasjon - Ny innkoplingsautomatikk 44 Otra Kraft DA Skarg kraftverk 45 Rauland Kraftforsyningslag SA Libru - Ny hovedtransformator 46 Selbu Energiverk AS Usma kraftverk - søknad om disp. fra FIKS 47 SKL Nett AS Bjelland transformatorsatsjon - Ombygging 66/22 kv 48 Statkraft Energi AS Nedre Røssågå kraftverk - Rehabilitering av aggregat 2, 4 og 6 49 Statkraft Energi AS Nedre Røssåga kraftverk - Nytt aggregat 7 50 Statkraft Energi AS Haukeli kraftverk - Nytt aggregat 51 Statkraft Energi AS Lio kraftverk - Ytelseøkning T1 52 Statkraft Energi AS Makkoren kraftverk 53 Statkraft Energi AS Eiriksdal kraftverk Side 38

39 54 Statkraft Energi AS Nore kv koblingsanlegg - Statkrafts koblingsfelt 55 Statnett SF kv Hasle - Rød - Reduksjon i overføringsgrense 56 Statnett SF Kirkenes transformatorstasjon - Ny strømtransformator 57 Statnett SF Smestad transformatorstasjon - T6 tilbake på plass etter utlån 58 Statnett SF Adamselv transformatorstasjon - Reservetransformator 59 Statnett SF Utskifting av 9 Petersenspoler i Stasjonsdrift Nord - Ørskog, Strinda, Marka, Kanstadbotn, Kilbotn, Sortland, Kvandal, Sautso, Nordreisa 60 Statnett SF Frogner transformatorstasjon - Nytt 300 kv koblingsbryterfelt 61 Statnett SF Sylling transformatorstasjon - Ny 420 kv reaktor 62 Statnett SF kv ledning Sima - Samnanger 63 Statnett SF Frogner transformatorstasjon - Bytte av effektbryter 420T5BE 64 Statnett SF Varangerbotn transformatorstasjon - Økt transformatorkapasatiet og tilkobling av 132 kv linje mot Skogfoss 65 Statnett SF Sortland transformatorstasjon - Økt transformaringskapasitet 66 Statnett SF Rjukan transformatorstasjon - To nye Petersenspoler 67 Statnett SF Hasle transformatorstasjon - Ombygging 132 kv, nytt kondensatorbatteri og reaktor 68 Statnett SF Nea transformatorstasjon - Ny 420 kv reaktor 69 Statnett SF Svartisen transformatorstasjon - Ny 420 kv reaktor 70 Statnett SF Flesaker transformatorstasjon - Ny 420 kv reaktor 71 Statnett SF Klæbu transformatorstasjon - Ny 420 kv reaktor 72 Statnett SF Kanstadbotn transformatorstasjon - Utskifting av kontrollanlegg 73 Statnett SF Viklandet transformatorstasjon - Ny 420 kv reaktor 74 Statnett SF Tegneby, Hasle og Sylling transformatorstasjoner - Utskifting av distansevern 75 Statnett SF Frogner transformatorstasjon - Ny transformator og reaktor 76 Statnett SF kv Mauranger - Samnanger - Omlegging av linje 77 Statnett SF Mestervik transformatorstasjon - reinvesteringer 78 Statnett SF Kristiansand transformatorstasjon - Utvidelse 79 Tafjord Kraftnett AS Tafjord transformatorstasjon - Økt transformeringskapasitet 80 Tafjord Kraftnett AS kv Sula - Hareid (Sulafjordforbindelsen) 81 Tafjord Kraftnett AS Holen transformatorstasjon - Fornying av 145 kv anlegget 82 Tafjord Kraftnett AS kv linje Valldal - Stordal 83 Trollfjord Kraft AS Melbu T1 84 Tussa Nett AS kv Haugen - Håheim - endring av lastgrenser 85 Tussa Nett AS kv Moltu - Elsebø og ny Elsebø transformatorstasjon 86 Østfold Energi AS Øljusjøen pumpekraftstasjon - Nytt kontrollanlegg 87 Østfold Energi AS Eldrevatn kraftverk - Endringsmelding ref vedtak Tabell 7: Liste over vedtak etter FoS 14 og 7 som systemansvarlig fattet i Side 39

40 8 Koblingsbilder 8.1 Kriterier for fastsettelse av koblingsbilder i regional- og sentralnett iht. FoS 16 Sentralnettet i Norge driftes i en normalsituasjon så sammenmasket som mulig. Dersom begrensninger i nettet gjør at N-1 kriteriet ikke kan overholdes, deles nettet opp for å redusere omfanget av eventuelle feil/utfall. Normale koblingsbilder i regionalnett er beskrevet fylkesvis i underlaget for driftskoordinering i det norske kraftsystemet. I tillegg til ønsket om å drifte nettet så sammenmasket som mulig, påvirkes også driftsbildet i regionalnett av faktorer som: tilfredsstillende spolekompensering i alle delnett grenser mellom netteiere gjenoppbyggingsmuligheter etter eventuelle feil tap Det kan om nødvendig vedtas å avvike fra normale koblingsbilder på grunn av: situasjoner med planlagt driftsstans hensyn til forsvarlig spolekompensering tilpasninger i forhold til produksjonsendringer unormal lastsituasjon unormal produksjonssituasjon feil og andre hendelser i nettet Dersom planlagte driftsstanser medfører endring i driftsbildet, varsler Statnetts revisjonskontor berørte konsesjonærer via epost og informerer om konsekvenser mht. nettdrift og leveringssikkerhet. I tilfeller der det ikke er mulig å løse eventuelle avvik fra N-1-kriteriet ved hjelp av spesialregulering, varsles berørte konsesjonærer om blant annet kritiske utfall. Gjenopprettingsplaner utarbeides videre i samarbeid med konsesjonærene. Dersom uforutsette situasjoner medfører at det må avvikes fra N-1-kriteriet varsles konsesjonærene via telefon fra Statnett sine regionsentraler. I planlagte og uforutsette tilfeller som innebærer vanskeligheter med å holde N-1-kriteriet, velger Statnett i høy grad å spesialregulere seg ut av problemet der dette er mulig. Som systemoperatør skal imidlertid Statnett også ta samfunnsøkonomiske hensyn. Det vil si at forventede KILE-kostnader veies opp mot kostnader ved spesialregulering. Dersom situasjonen i markedet tilsier at kostnadene ved spesialregulering er svært høye, vil Statnett kunne vurdere å drifte enkelte områder med redusert leveringssikkerhet. Dette vil i så fall bli varslet berørte konsesjonærer via telefon. I vurderingen mellom spesialregulering kontra endret koblingsbilde er også Statnetts driftspolicy en viktig parameter, se beskrivelse i kapittel 4. Driftspolicyen er ikke et absolutt krav fordi mange planlagte utkoblinger ikke er gjennomførbare uten å bryte denne. Side 40

41 9 Samordning av driftsstanser 9.1 Omprioritering av planlagte driftsstanser og beregning av merkostnader for dette iht. FoS 17 Systemansvarlig initierer omprioritering av driftsstans: dersom det oppstår flaskehalser der det er samfunnsøkonomisk riktig å omprioritere driftsstanser fremfor å spesialregulere eller påføre store markedskostnader dersom det oppstår driftsforstyrrelser og det er samfunnsøkonomisk riktig å omprioritere driftsstansen fremfor å få økte markedskostnader eller stor KILE-risiko dersom forutsetninger, for eksempel i forbindelse med gjenoppbyggingsplan, viser seg ikke å være tilstede(kan også gjelde konsesjonær) Konsesjonær initierer omprioritering av driftsstans: dersom en godkjent driftsstans tar lenger tid enn forventet og andre godkjente driftsstanser ikke kan gjennomføres som planlagt dersom en driftsstans, som er akseptert av flere parter, ønskes omprioritert av den ene parten pga. bedriftsøkonomisk lønnsomhet for denne konsesjonæren dersom forutsetninger for eksempel i forbindelse med gjenoppbyggingsplan viser seg ikke å holde mål (kan også gjelde systemansvarlig) Før omprioritering av driftsstanser skal det oppnås enighet om kostnadenes størrelse og hvem som skal dekke disse. Spesifiserte kostnader skal fremgå ved innsending av faktura. Systemansvarlig fatter vedtak om eventuell omprioritering. 9.2 Status på ny praksis for samordning av driftsstanser og påvirkninger som følge av ENTSO-Es arbeid med utvikling av network codes Systemansvarlig har informert alle konsesjonærer om nye frister for innmelding av driftsstanser til Årsplanen. Dette blir gjeldende fra 1.oktober 2013 for revisjonssesongen Denne innstrammingen er i tråd med ENTSO-Es fremtidige codes vedrørende tidlig innmelding av driftsstanser som påvirker overføringskapasiteten i hovednettet. Nye frister skal bidra til bedre samordning av driftsstanser og håndheving av FoS 17 om reell klageadgang for konsesjonærene. Systemansvarlig har oppdatert notater og informert om endringer i regelverk for hhv. godtgjørelse for merkostnader og innføring av gebyr ved omprioritering av godkjente driftsstanser. Side 41

42 10 Tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner(saks) 10.1 Tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner I 2012 var energiopsjoner i forbruk og reservekraftverkene på Tjeldbergodden og Nyhamna de tilgjengelige tiltakene for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. Oppstart av reservekraftverkene skal være siste tiltak. Reservekraftanleggene var tilgjengelige med 150 MW på hvert av anleggene gjennom hele vinteren, med en oppstartstid på ca. 2 uker. Hensikten med energiopsjoner er å redusere risikoen for rasjonering gjennom at større bedrifter frivillig gir Statnett en rett til å redusere deres forbruk. Varslingstiden er 1 uke og varighet er 2 uker, med mulighet for forlengelse. En endring fra forrige år er at det ikke lenger er mulig å gi bud i tilleggsproduktet (2 ukers varslingstid og 8 ukers varighet). Statnett gjennomførte for sesongen 2011/2012 én budrunde for energiopsjoner i forbruk. Budfrist var 1.september og vedståelsefrist 15.september. Etter en behovsvurdering ble det inngått avtaler om energiopsjoner i forbruk med flere industribedrifter for vinteren 2011/2012. Det er kjøpt energiopsjoner i hele landet, men hovedfokus i denne innkjøpsrunden har vært Vestlandet og Midt-Norge. Effekten som kan gjøres tilgjengelig gjennom innløsning av energiopsjonsavtalene var 532 MW, med et samlet energivolum på 500 GWh. Den samlede kostnaden for energiopsjoner var 35 millioner NOK. Årets kjøp i effekt (MW) er i størrelsesorden det samme som tidligere, mens volum i energi er mindre. Dette reflekterer endring i årets ordning, hvor aktørene blir oppfordret til å gi bud med høy effekt som har større nytteverdi for kraftsystemet i en svært anstrengt kraftsituasjon. Det ble ikke iverksatt innløsning av energiopsjoner eller start av reservekraftverkene under året grunnet SAKS-situasjon Kriterier for å søke NVE om å ta i bruk SAKS-tiltak I perioder med anstrengt driftssituasjon har Systemansvarlig tett kontakt med NVE og utviklingen i energisituasjonen gjennomgås jevnlig gjennom sesongen. Hovedkriteriet for å søke NVE om å benytte Energiopsjoner i forbruk er at det er 50 % sannsynlighet for rasjonering. I tillegg skal hensiktsmessige tiltak som ikke er definert som SAKS-tiltak være benyttet. Dette kan for eksempel være opprettelse av nye Elspot-områder, N-0-drift eller mer informasjon til markedet. Hvilke tiltak som er aktuelle avhenger eksempelvis av hvor stort det utsatte området er og utnyttelsen av tilgjengelig importkapasitet. Side 42

43 11 Internasjonal koordinering 11.1 Deltagelse i europeisk og nordisk samarbeid for å utvikle internasjonale løsninger for systemansvarsutøvelse Et sentralt EU mål er etableringen av et indre energimarked innen 2014, med fri flyt av strøm over landegrensene. Dette skal styrke forsyningssikkerhet, klimamåloppnåelse og verdiskapingen i Europa. Norge er gjennom EØS-avtalen en fullverdig del av det indre energimarkedet. Statnett deltar derfor innenfor flere områder for å legge til rette for en effektiv utvikling av kraftmarkedet. For Statnett er det viktig å se de ulike prosessene i sammenheng, holde oversikt, samt sikre at utviklingen skjer til det beste for Norge som helhet, det vil si at de samfunnsøkonomisk mest rasjonelle løsningene velges for å legge til rette for forsyningssikkerhet, verdiskaping og gode klimaløsninger på kort og lang sikt. Internasjonalt foregår det to sentrale prosesser for å utvikle kraftmarkedet. Den ene er regelverksutformingen (Codes), der TSOene er sentrale gjennom European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E). Det andre er konkrete utviklings- og implementeringsprosjekter mellom TSOer og kraftbørser, der markedskobling mellom Norden og kontinentet (Central Western Europe) er sentralt. Statnett finner det viktig å delta i begge prosessene. Innenfor ENTSO-E er Statnett representert gjennom General Assembly, samt at vi er medlemmer i markeds-, plan-, drifts-, og R&D komiteen. I tillegg er Statnett representert i Legal & Regulatory Group. Det er etter hvert utviklet seg relativt mange arbeidsgrupper innenfor ENTSO-E. Nedenfor foreligger en oversikt over grupper innenfor ENTSO-E. Statnett gjør løpende vurderinger om hvilke arbeidsgrupper vi til enhver tid skal delta i. Førende for vår deltagelse i internasjonale arbeidsgrupper er viktighet i forhold til sentrale områder for system- og markedsutviklingen. Det siste året har vi prioritert regelverksutformingen og regionale grupper med sentrale prosjekter for vår region, slik som North West Europe på markedssiden, Nordic på driftssiden og Baltic Sea og North Sea på plansiden. Mesteparten av det nordiske samarbeidet ligger innenfor de regionale gruppene under ENTSO-E. Enkelte av gruppene følger vi også som såkalte Corresponding Member, det vil si at vi har tilgang til informasjonen, men er ikke aktive og deltar ikke på møter. Side 43

44 I tillegg til deltagelse gjennom internasjonale arbeidsgrupper og komiteer har Statnett et eget kontor i Brussel. Arbeidet i forbindelse med kontoret vil foregå innenfor mange områder og plan, men en viktig oppgave i denne saken blir å opprette dialog for å kunne koordinere og påvirke de sentrale beslutningsprosessene. Sammen med NVE, arrangerer Statnett også en seminarrekke, der formålet er å informere aktørene om sentrale forhold innenfor europeisk markeds- og regelverksutvikling Endringer i den nordiske systemdriftsavtalen I 2012 kom en ny utgave av bilag 9 til den nordiske systemdriftsavtalen. Bilaget omhandler håndteringen av effektbrist Status for de nordiske investeringsplanene Gjennom Nordisk Systemutviklingsplan planla Nordel i 2005 forsterkning av 5 prioriterte nordiske overføringssnitt (Nea Järpströmmen, Storebælt, Fennoskan 2, Sødra lenken/(sydvest-linken) og Skagerrak 4). Status for disse er: Nea Järpströmmen. En ny 420 kv-ledning mellom Midt-Norge og Midt-Sverige til erstatning for eksisterende 300kV-ledning med lavere kapasitet. Knyttes spesielt til behovet for økt kapasitet til Midt-Norge. Idriftsatt i Storebælt. En ny 600 MW HVDC-forbindelse mellom Vest-Danmark og Øst-Danmark, som vil knytte sammen Jylland/Fyn og Sjælland. Idriftsatt i Fennoskan 2. En ny 800 MW HVDC-forbindelse mellom Finland og Sverige (link nummer to). Knyttes til utbygging av kjernekraft i Finland samt økt overføringsbehov Sverige-Finland. Idriftsatt januar SydVest-linken. VSC HVDC-forbindelse mellom Norge og Sør-Sverige. Kapasitet opp mot 1400 MW. Svensk del (syd/nord) er under bygging og planlegges i drift januar Begge land har startet konsesjonsprosessen for Norgegrenen. Skagerrak MW HVDC-forbindelse mellom Danmark Vest (Jylland) og Norge (Kristiansand). Under bygging. Idriftsettelse forventes mot slutten av Status for andre forbindelser ut av Norden er: Nord.Link. Statnett planlegger i samarbeid med TenneT en ny forbindelse Norge-Tyskland på 1400 MW. Planlagt idriftsettelse Statnett planlegger i samarbeid med National Grid en ny forbindelse Norge-England på 1400 MW. Planlagt idriftsettelse NorthConnect. En gruppe bestående av Vattenfall, ECO, Lyse, Agder Energi og Scottish and Southern Energy planlegger en ny forbindelse mellom Norge og Skottland. Planlagt kapasitet på 1400 MW med idriftsettelse år Estlink 2: HVDC-forbindelsen Estlink mellom Finland og Estland ble i driftsatt i januar 2007 med en overføringskapasitet på 350 MW. Fingrid og Elering (estlandsk TSO) har startet byggingen av Estlink 2 (kapasitet 650 MW). Forventes idriftsatt tidlig NordBalt. 700 MW HVDC-forbindelsen mellom Sverige og Litauen. Knyttes særlig til integreringen av det baltiske markedet mot Europa. NordBalt planlegges idriftssatt 2015/2016. Jylland-Tyskland. Kapasiteten er i dag 950 MW i nordgående retning og 1500 MW i sydgående retning. Energinet.dk og EON Netz (nå TenneT) undertegnet i februar 2008 et Letter of Intent med formål å øke kapasitet Jylland-Tyskland til 1500 MW (nord) og 2000 MW Side 44

45 (sør). Videre ønsker en å øke kapasiteten til min MW i begge retninger fra år 2017 (trinn 2). COBRA Cable. 700 MW HVDC-link mellom Jylland og Nederland. Pågående mulighetsstudie. Dersom en går videre med prosjektet planlegges investeringsbeslutning år 2014 og idriftsettelse tidligst år Kriegers Flak. Det foreligger planer om vindkraftutbygging opp mot 1800 MW på havområdet Kriegers Flak (10-40 meters dyp), som strekker seg over både svensk, dansk og tysk økonomisk sone. I forhold til nettilknytning har det mest aktuelle konseptet vært en løsning der en legger kabler til både Sverige, Danmark (Sjælland) og Tyskland. Svenska Kraftnät har i denne omgang lagt planene på is, mens dansk og tysk TSO (Energinet.dk, 50 Hertz Transmission) arbeider videre med sikte på realisering. Side 45

46 12 Driftsforhold, driftssikkerhet og driftsforstyrrelser 12.1 Driftsspenninger i sentralnettet, problemområder, konsekvenser og tiltak Bakgrunn Det er siden 2008 ført statistikk på høy og lav spenning i Statnetts stasjoner i sentralnettet. Denne orienteringen beskriver spenningsforholdene for 2012 med utførte tiltak, resultat av overtredelser, områder med størst variasjon, kommende langsiktige og kortsiktige tiltak. DSB har nedjustert øvre tillatt driftsspenning i sentralnettet og de nye grensene gjøres gjeldende fra Som et ledd for å imøtekomme kravene fra DSB er grensene for høy alarm nedjustert fra tidligere. Det har i 2012 vært operert med ulike alarmgrenser i regionene men disse vil samordnes i løpet av 2013 slik at det rapporteres likt i hele landet. Region Sør: Grensene for høy alarm var henholdsvis 430/310 kv frem til og deretter endret til 425/305kV. Grense for lav alarm har vært 405/280 kv hele året. Region Midt: Grense for høy/lav alarm har vært 425/405 og 305/280 i hele Region Nord: Grense for høy/lav alarm har vært 420/405kV i hele Utførte tiltak Det er i 2012 blitt oppført og idriftsatt to nye reaktorer direkte tilknyttet sentralnettet: en trinnbar 200 MVAr reaktor i Hasle og en trinnbar 200MVAr reaktor i Tveiten. På Frogner er det oppført og idriftsatt ny 200MVAr kondensator batteri. Lyse Nett har også installert og idriftsatt en ny trinnbar 100MVAr reaktor. Et nytt spenningssnitt inn mot Stavanger-området overvåkes: 300kV Tonstad - Stokkeland og 300kV Åna-Sira Kjelland. Ved overskridelse av snittet kobler Lyse inn et kondensatorbatteri på 100MVAr. Videre gjelder vedtak som er fattet med Hydro i Øvre Årdal og Hydro på Rjukan om et samarbeid der Hydro kraftproduksjon på Rjukan sørger for MVAr kompensering ved planlagt nedkjøringer av Hydro sine smelteovner i Øvre Årdal. Det gir virkning i form av mindre MVAr flyt på transformatorene i Fortun; dette gir mindre spenningsvariasjoner i sentralnettet. Resultat 2012 Resultatene fra 2012 er presentert i Tabell 8 og Tabell 9. Region Sør: I 2011 var det totalt minutter utenfor definerte grenser, og 21 alarmer med varighet over 20 minutter. I 2012 er tilsvarende tall henholdsvis minutter og 52 alarmer. Region Midt: Det har ikke vært spenning utenfor definert grense i Region Nord: I 2012 var det totalt minutter med spenning utenfor definert grense. Det finnes ikke tilsvarende tall fra Side 46

47 Ant. min. Ant. alarm Ant. min. Ant. alarm Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Sum Ant. min. = Totalt antall minutter utenfor definerte spenningsgrenser. Ant. alarm = Antall alarmer med varighet over 20 minutter. Tabell 8: Spenningsavvik i 2011 og 2012 for region Sør Ant. min. Jan 0 Feb 0 Mar 0 Apr 6 Mai 728 Jun 2 Jul 0 Aug Sep 6250 Okt 2623 Nov Des Sum Tabell 9: Spenningsavvik i 2012 for region Nord. Problemområder Driftsspenningen i Fortun påvirkes av Hydro Årdal sine nedkjøringer av prosessen og utgjør en stor variasjon på systemspenningen. Generelt på Sørlandet påvirkes driftsspenningen av eksport/importflyten til Kristiansand og Feda. Ved import på sommerhalvåret er det ekstra sårbart med lite forbruk og lite roterende maskineri. Dette resulterer i en lav kortslutningsytelse i sørlandsnettet, og små endringer gir store utslag på driftsspenningen. Her er det grunn til å tro at ny fasekompensator som er under oppføring i Feda vil være med på å bidra med kortslutningsytelse og forsterke sørlandsnettet. Nye Skagerak 4 med ny RPC vil også bidra med mere reaktivytelse og stabilisere spenningen. I Balsfjord havarerte en fasekompensator 6. august 2012 og har påvirket spenningsforholdene i stor grad. Side 47

48 Kommende tiltak ASK (Automatisk Spenningskontroll) er et pilotprosjekt som pågår i nåtid og skal utvides til flere områder. Det er Saurdal Holen Kristiansand, Vågåmo Fåberg Vang, Ringerike Dagali Sylling og Frogner Tegneby Hasle. ASK er nærmere beskrevet i rapporten for I Statnett pågår i dag fortsatt prosjekter på kompensering i sentralnettet. Ny reaktor er under prosjektering i Sylling, Flesaker, Klæbu, Nea og Svartisen. Byggearbeidet for fasekompensator på Feda starter 1 kvartal 2013, og forventes idriftsatt høsten Den vil forsterke og bidra med betydelig kortslutningsytelse i sørlandsnettet. Skagerak 4 er under oppføring med ny RPC (reactive power control) som bidrar til spenningsregulering på Sørlandet. Statnett planlegger å gå i dialog med Statkraft Gaupne om å fatte et vedtak om ønsket driftsspenning i Leirdøla, Fortun og Fardal. Dette for å få mindre spenningsvariasjon i dette området. Kommentarer For Region Sør viser Tabell 8 en positiv endring i 2012 sammenlignet med Frem til oktober er det svært få avvik på spenningen utenfor daværende grenser; et resultat av mere installert reaktiv effekt. I slutten av september ble alarmgrensene endret og derfor ser man en betydelig økning av antall minutter avvik i oktober, november og desember. I region Nord er det ikke sammenlignbare tall fra Tabell 15 viser imidlertid at det var få spenningsavvik inntil august. Det ble da avdekket en feil på fasekompensatoren i Balsfjord som medførte at denne var ute for reparasjon frem til vinteren 2013 og spenningsavvikene skyldes hovedsakelig dette Presentasjon av spenningskvalitetsparametere i henhold til Forskrift om Leveringskvalitet i Kraftsystemet 2A-2 Serienummer Målested Modell Samleskinne Nominell spenning Startår Statnett, Rød PQ140S A Statnett, Viklandet PQ140S A Statnett, Fardal PQ140S A Statnett, Rana PQ140S A Statnett, Skaidi PQ140S A Statnett, Klaebu PQ140S A Statnett, Kristiansand PQ140S A Statnett, Skaidi PQ140S A Tabell 10: Oversikt over Statnetts målere. Side 48

49 Kvartal Fra uke Til uke Ukesmålinger Nettfrekvens Usymmetri Tot. harmonisk forvr Ind. overharm Spenning var. langtid (PLT) Spenning var. korttid (PST) Spenningssprang Ukesmåleparameter utenfor fol Tabell 11: Ukesmålparametere utenfor forskrift om leveringskvalitet Kvartal Underspenninger Overspenninger Tabell 12: Under-/overspenninger utenfor forskrift om leveringskvalitet. Restspenning u[%] Varighet t[ms] 10 t t t t t >u>= >u>= >u>= >u>= >u Tabell 13: Presentasjon av antall kortvarige underspenninger i Spenning u[%] Varighet t[ms] 10 t t t u>= >u>= Tabell 14: Presentasjon av antall kortvarige overspenninger i Side 49

50 12.3 Oversikt over større områder og tidsrom hvor nettet har vært drevet med redusert driftssikkerhet Innledning Statnett har definert og besluttet en Driftspolicy og har signalisert eksternt at driftssikkerheten er utilfredsstillende i områder der vi fraviker n-1 for feil i sentralnettet. Det er en målsetting for Statnett å ha tilfredsstillende kapasitet og kvalitet i sentralnettet. Det er foretatt en undersøkelse av antall timer med redusert driftssikkerhet, dvs. overskridelse av N-1 driftssikkerhet. I denne registreringen defineres dette ved at følgende driftsformer benyttes: 1. Oppdeling i radialdrifter der det er liten eller ingen lokal produksjon slik at utfall på radialen vil mørklegge det forbruket som er tilknyttet denne. Dette kan være planlagt oppdeling for å redusere omfanget av et utfall, eller planlagt driftsstans pga. vedlikehold av anleggene. 2. Sammenkoblet nett der systemansvarlig har vedtatt automatisk frakopling av forbruk (systemvern) for å hindre omfattende konsekvenser ved at større områder blir frakoblet pga. kaskade- eller følgeutfall. 3. Driftssituasjoner der vi overskrider N-1 grensene for snitt. Disse grensene er fastsatt som følge av termisk begrensning i linjer eller endepunkts-komponenter eller der lav spenning etter utfall er dimensjonerende for overføringsnivået. I noen områder har vi redusert forsyningssikkerhet i to trinn. Ved ett overføringsnivå vil feil medføre frakobling av systemvern. Ved høyere overføringsnivå vil systemventet ikke være tilstrekkelig og feil vil medføre utkobling også av ordinært forbruk. Overskridelse av N-1 med intakt nett betyr ikke nødvendigvis at enkeltutfall vil medføre frakobling av forbruk i området, slik det vil gjøre ved radialdrifter. Overskridelse av en grense etter et utfall kan i noen tilfeller reddes ved rask oppkjøring av produksjon eller oppdeling av nettet. Registrering av antall timer overskridelse vil over tid vise en trend for de ulike områdene. Det vises til tidligere utarbeidet rapport for perioden og egen rapport for Registreringer pr område Stavanger Stavanger forsynes fra to 300 kv forbindelser og med maksimalt MW lokal produksjon. Overføringskapasitet for N-1 driftssikkerhet er satt til 700 MW. I perioder benyttes en spesiell kobling i 300 kv nettet som skal redusere konsekvensene av verste linjeutfall ved at noe av forbruket frakobles automatisk samtidig med linjeutfallet. Inntil 250 MW alminnelig forsyning frakobles for å hindre at hele Stavanger-området mørklegges ved verste enkeltutfall. Registreringene for 2012 viser kun 249 timer redusert driftssikkerhet ved intakt nett. Som følge av planlagte utkoblinger viser registreringene 64 timer. Tallene ved intakt nett er en halvering i forhold til 2011, det er på nivå med perioden Siden området har relativt lite produksjon skyldes nok nedgangen at forbruket i vintermånedene har vært lavere enn i Figuren under viser antall timer i 2012 der overføringen har vært større enn gjeldende overføringskapasitet (dvs. 700 MW). I perioden har det vært 249 timer der driftssikkerheten ikke var tilfredsstillende selv med intakt 300 kv nett. Side 50

51 For Stavanger-området vil alle utkoblinger av 300 kv linjer (til sammen 4 stk.) medføre at området forsynes med N-0 driftssikkerhet. For hele året er det kun registrert 64 timer med radiell N-0 drift. Totalt viser registreringene at antall timer med redusert driftssikkerhet i 2012 var 52 % av verdiene for Bergen/BKK Registreringene viste at inn til BKK-området var det mulig å holde N-1 driftssikkerhet ved intakt nett i alle årene fra 2006 til Det var først vintrene 2010 og 2011 at nivået på forbruk og produksjon førte til N-0 drift selv med intakt nett. Tiltak som temperaturoppgradering av linjer og installasjon av systemvern er satt i verk. I 2012 har det kun vært registrert 5 timer med redusert driftssikkerhet ved intakt nett. Figuren under viser det antall timer i 2012 der overføringen har vært større enn gjeldende overføringskapasitet til BKK-området. I perioden har det vært 5 timer i desember der driftssikkerheten ikke var tilfredsstillende med intakt 300 kv nett. Som i 2011 har det i 2012 vært uvanlig mange timer med ensidig forsyning til området. Varigheten har vært hhv. 658 og 535 timer de to siste årene. Dette har bl.a. skyldes utkoblinger i forbindelse med bygging av Sima-Samnanger. Inn til Bergens-området er det to 300 kv forbindelser, Evanger-Dale og Samnanger-Fana. Figuren under viser antall timer i 2012 der overføringen har vært større enn gjeldende overføringskapasitet slik at systemvernet må aktiveres. I perioden har det vært 125 timer der driftssikkerheten ikke var tilfredsstillende selv med intakt 300 kv nett. Dette ble registrert i januar og februar, men i hovedsak i desember (100 timer). Side 51

52 I april var det en del utkoblinger i Samnanger i forbindelse med ny 420 kv stasjon og linje. Dette har til sammen i perioden medført 128 timer redusert driftssikkerhet pga. én utkoblet forbindelse til området. Ca. ¼ av registreringene for Ved gjennomføringen av disse driftsstansene har det vært fokus på at anleggene raskt skal kunne kobles inn igjen dersom det oppstår feil andre steder i nettet. Nettet nord for Ofoten Nord-Norge har hatt relativt uendret overføringskapasitet mht. forsyning av forbruket nord for Ofoten, dvs. nordlige deler av Nordland, Troms og Finnmark. Med intakt nett er det utfall av 420 kv som er mest kritisk samtidig med stort underskudd i regionen. Statnett har installert et systemvern som automatisk frakobler inntil 105 MW ved Finnfjord smelteverk dersom en av 420 kv linjene skulle falle ut. Dette skal aktiveres dersom Ofoten-snittet overskrider 270 MW. Da kan overføringen nordover økes uten at alminnelig forbruk faller ut ved feil i 420 kv nettet. Figuren under viser at det i 2012 var 586 timer der systemvernet måtte aktiveres for å opprettholde driftssikkerhet for annet forbruk i regionen. Dette er litt lavere enn i Pga. utfall/feil i 420 kv nettet har det vært 159 timer med redusert driftssikkerhet som følge av utkoblinger. Dette er ca. ¼ sammenlignet med tallene for 2011 og omtrent som målingene for Lofoten, Vesterålen og Harstad Det er foretatt tilsvarende undersøkelse for lokale områder i regionen. 132 kv nettet nord i Nordland forsyner Vesterålen, Lofoten og Harstad by. Oversikten viser antall timer der 132 kv linjene har hatt for liten kapasitet til å oppfylle N-1 driftssikkerhet. To av disse linjene inngår i sentralnettet. Side 52

53 Nettet har vært uforandret de siste 5 årene og det er svært lite lokal produksjon. Figuren under viser antall timer i 2012 der overføringen har vært større enn 190 MW. I perioden har det vært 527 timer der driftssikkerheten ikke var tilfredsstillende selv med intakt 132 kv nett. Denne registreringen er ikke direkte sammenlignbar med tallene for Periodene med redusert driftssikkerhet har ligget på omtrent samme nivå de siste to årene. Utkoblinger/reparasjoner av 132 kv linjene medførte 710 timer med radiell N-0 forsyning. Dette er ca. halvparten sammenlignet med Finnmark I tillegg til Lofoten/Vesterålen/Harstad er det Finnmark som ofte har hatt redusert driftssikkerhet i Nord- Norge. Akseptabel N-1 driftssikkerhet med intakt nett er det når underskuddet inn mot Alta trafostasjon og Varanger er mindre enn 150 MW. Figuren viser 67 timer med høyere underskudd enn dette i Dette er samme nivå som i I tillegg er det registrert 81 timer N-0 drift pga. planlagte utkoblinger. Dette er en del høyere enn i 2011 og skyldes utkoblinger for fremtidig forsterkning/temperatur-oppgradering av ledningsnettet. Planlagte driftsstanser i dette området legges normalt til sommerhalvåret da det normalt er effektoverskudd og bedre driftssikkerhet. I 2012 ble arbeidet med temperaturoppgradering lagt til februar måned. Side 53

54 Kristiansand Utfall av transformator T1 Kristiansand er verste enkelthendelse for forsyning av forbruket i Kristiansand. Ved feil på denne kan gjenværende 132 kv linje overføre MW før nettet vil bryte sammen og medføre avbrudd for MW forbruk. I 2012 ble det ikke registrert så høy flyt inn til området. Pga. arbeider i Kristiansand transformatorstasjon har det vært ensidig forsyning av Kristiansand i til sammen 143 timer. Dette er omtrent som i 2011 og litt lavere enn Samme problemstilling har de siste årene dukket opp for 110 kv nettet under Kristiansand og Feda. Kuldeperiodene i januar og november/desember førte til nødvendig oppdeling av 110 kv nettet, altså separate N-0 drifter både under Kristiansand og Feda. 300 kv forsyningen til Tinfos smelteverk ligger med N-0 driftssikkerhet hele året. Møre Midt-Norge er definert som eget elspotområde og alminnelig forsyning driftes med N-1 sikkerhet. Unntaket er 450 MW på Hydro ASU/Sunndalsøra som benyttes som automatisk lastfrakobling i tilfelle linjer faller ut. 420 kv forsyningen til Ormen Lange ligger med N-0 driftssikkerhet hele året. Sunnmøre Én radiell 420 kv linje forsyner Ålesund og Sunnmøre. I området er det relativt høy produksjon i Tafjord, Tussa og i Åskåra. N-0 driftssikkerhet for området defineres ved effektflyt fra Viklandet mot Ørskog større enn 30 MW. Figuren under viser at det i 2212 timer ikke har vært tilfredsstillende driftssikkerhet selv med intakt 420 kv nett, samme nivå som i Side 54

55 Vurdering/Oppsummering Rapportene for perioden og 2011 viste at flere områder i Norge har hatt økende antall timer med N-0 drift de siste årene. Mest dramatisk har økningen vært ved intakt nett i årene 2010 og Ved eventuelle utfall ville nettet ikke være i stand til å forsyne alt forbruk før linje eller transformator kunne kobles inn igjen. Sannsynligheten for utfall samt reparasjons-beredskap er avgjørende faktorer inntil eventuell nettforsterkning til områdene er ferdig. Registeringene for 2012 viser betydelig reduksjon for flere områder sammenlignet med Dette gjelder spesielt for Stavanger og BKK/Bergen. Sunnmøre har fortsatt stort antall timer med N-0 drift. Tallene er omtrent som i I dette området forventes det relativt kort gjenopprettingstid etter en eventuell feil i nettet. Registreringene for Nord-Norge (nord for Ofoten), Lofoten/Vesterålen/Harstad og Finnmark ligger omtrent på samme nivå som for Kristiansand hadde fortsatt perioder med redusert driftssikkerhet, dette forventes enda lavere etter installasjon av ny transformator vinteren I områdene BKK/Bergen og Lofoten/Vesterålen/Harstad har planlagte utkoblinger stor andel av periodene med redusert driftssikkerhet. Figurene under viser antall timer med redusert driftssikkerhet for de nevnte områdene for Figuren øverst viser totalt antall timer - Figuren nederst viser fordeling mellom intakt nett og redusert driftssikkerhet som følge av utkoblinger i nettet. Side 55

56 12.4 Større nasjonale driftsforstyrrelser i 2012, samt i de tre første månedene i 2013 Det var i 2012 flere driftsforstyrrelser med og uten forsyningsavbrudd. Disse har imidlertid ikke vært spesielt langvarige eller medført store avbrudd for forbrukere. Året har vært preget av lange reparasjonstider etter tre feil: Kvandal T2 havarerte , men kom ikke på plass før Dette preget driften utover tidligvinteren med redusert forsyningssikkerhet og underskudd av kraft til Troms og Finnmark. 2. februar ble situasjonen ytterligere forverret av et mastehavari på forbindelsen mellom Varangerbotn og Finland. Linjen til Finland ble koblet inn igjen 10. februar og 15. februar ble en reservetransformator satt i drift provisorisk i Kvandal. Forsyningssikkerheten var tilnærmet normal etter dette. På 420 kv ledningen Aura-Viklandet ble to master tatt av snøras 02. april. Ledningen ble liggende ute til Utkoblingen ga tidvis anstrengt situasjon med fare for ressursmangel etter en eventuell ny feil i området. Situasjonen bedret seg utover våren på grunn av lavere forbruk og høyere produksjon. Linjen var tilbake i drift 4. november. En SF6 bryter i Saurdal var ute for reparasjon fra til Dette medførte bl.a. at 300 kv Saurdal-Førre måtte kobles ut hver gang det skulle forberedes for pumping i Saurdal. Dette var det hyppige behov for fra tidlig på sommeren til langt ut på høsten. Viktige hendelser i 2012 ellers var: 12. januar oppsto en feil i Fardal stasjon og linjen Fardal - Hove ble satt ut av drift. Som følge av dette ble Bergen ensidig forsynt frem til 18. januar. Aluminiumsverket i Øvre Årdal fikk avbrudd, og hadde en langvarig og problematisk opplasting. 26. januar var det utfall av to transformatorer i Vang (Hamar) som førte til 100 MW lastutfall i ca. 3 timer. Utfall av en transformator i Salten 19. april medførte separatområde under Salten og utfall av 50 MW industriforbruk samt flere produksjonsenheter i området. Separatområdet ble innfaset etter ca. 10 minutter. Utfall av Hamang-Bærum-Smestad 14. mai med avbrudd av all last under Bærum. Utfall av linjen Fardal-Leirdøla 23. mai medførte separatområde i indre Sogn hvor all produksjon og forbruk falt ut etter kort tid. Separatområdet var spenningsløst i ca. 30 minutter før produksjon og forbruk i området kunne kobles inn. Feil på T1 i Kristiansand 20. august medførte ensidig forsyning til Kristiansand med behov for oppregulering for å unngå underskudd. T1 ble koblet inn igjen 30. august. Feil på Haugen - Sykkylven 14. september medførte separatområde mellom Åskåra og Haugen i ca. en time, samt kortvarig utfall av ca. 14 MW forbruk. Før linjen ble innkoblet 18. september var det behov for nedregulering grunnet mye nedbør og høy produksjon i området. Utfall av Vietas-Porjus (Sverige) 6. september medførte separatområde nord for Ofoten og deler av Nord-Sverige som følge av systemverninngrep. Området ble koblet til resten av nettet etter en time og ingen sluttbrukere ble berørt. Utfall av T1 og T2 på Viklandet(Sunndalsøra) 13. november ga mørklegging av Hydro ASU. Ca. 550 MW last var ute i 45 minutter. Også 65 MW ordinært forbruk var ute i 10 minutter. I forbindelse med arbeid i Rød transformatorstasjon 19. november oppsto en driftsforstyrrelse som ga utløsning av alle avganger på 420 kv og 300 kv. Feilen førte til utfall av både Side 56

57 industriforbruk og produksjon. Disse kunne koble seg inn igjen etter ca. 35 minutter. Rød T4 (300/420 kv) var utkoblet frem til 25. januar november var forsyningen til Sunndalsøra, 15 MW, ute i ca. 10 minutter grunnet samleskinnefeil i Aura. Hydro ASU måtte kjøre ned alt forbruk i 45 minutter på grunn av problemer med renseanlegg og vanntilførsel. Storm 14. og 15. desember medførte mastehavari på linjene Saurdal-Sauda og Førre-Lyse. Disse ble koblet inn i løpet av januar Under stormen var det også kortvarige utfall av linjene mellom Blåfalli og Husnes som førte til to tilfeller med bortfall av industriforbruket på Husnes, 170 MW. Sammen med den utkoblede transformatoren i Rød ga disse to ledningsutkoblingene en periode med redusert driftssikkerhet, men pga. mildvær ble det ikke kritisk. Lørdag fikk Lofoten to stk. 20 min. avbrudd på 84 MW under et kortvarig sterkt uvær og utfall av Kanstadbotn-Kvitfossen. Tre vesentlige hendelser t.o.m. mars 2013: Pga. uvær 2.mars ble Viklandet-Fræna liggende ute i tre dager med vesentlig lastbegrensninger på Shell Nyhamna. Det var en rekke andre lednings utfall i den samme perioden, men uten forbrukskonsekvenser. Lofoten og Vesterålen m/harstad ble rammet av en stor driftsforstyrrelse pga. uvær 13. mars sent på kvelden og utover neste dag. Opptil 170 MW forbruk mørklagt. Store deler av Lofoten var uten strøm det meste av natten. Primærfeilen var fasebrudd på Kvitfossen-Kanstadbotn. Feil i på morgenen 14. mars og førte til ny total mørklegging av Lofoten, Vesterålen og Harstad, opptil 300 MW forbruk mørklagt i en time. Feilen skjedde i forbindelse med arbeid i Skjomen stasjon Driftsforstyrrelser og tilgjengelighet på utenlandskablene Det første likestrømsanlegget Skagerrak 1+2 til Danmark ble satt i drift Skagerrak 3 ble idriftsatt i 1993 og Nor-Ned anlegget i Statnett har brukt erfaring fra drift og vedlikehold av disse anleggene til å videreutvikle krav og prosedyrer for vedlikehold, og spesifiseringer for nye HVDC anlegg. Tilgjengelighet på likestrømsforbindelsene i driftsfasen måles og følges opp iht. internasjonal standard Cigre`s protocol for reporting the operational performance of HVDC transmission systems (Wg 04).Statistikken viser følgende: Skagerrak 1 + 2: Gjennomsnittlig tilgjengelighet på 95,4 % for perioden Anlegget ble idriftsatt uten mekanisk beskyttelse av kabelanlegget og uten reservetransformator. Det er registrert totalt 8 kabelfeil, som har medført lengre avbrudd på forbindelsen. Statnett har iverksatt mekanisk beskyttelsestiltak for sjøkabelen. Skagerrak 3: Gjennomsnittlig tilgjengelighet på 86 % for perioden Anlegget ble idriftsatt med mekanisk beskyttelse av kabelanlegget og uten reservetransformator. Det er ikke registrert kabelfeil, men det har vært flere transformatorfeil både på norsk og dansk side som har medført lange avbrudd på forbindelsen. Tilgjengeligheten er sterkt påvirket av disse transformatorfeilene. Totalt er det registrert fire slike hendelser i perioden. I etterkant av hendelsene er det anskaffet reservetransformatorer. NorNed: Gjennomsnittlig tilgjengelighet på 83,84 % for perioden Anlegget ble idriftsatt med mekanisk beskyttelse av kabelanlegget og med reservetransformator. Anlegget har hatt mange feil siden idriftsettelsen. Feilårsakene har vært svært ulike, slik at det er vanskelig å trekke ut en klar tendens eller typisk feilområde. Det er imidlertid 4 større hendelser som dominerer utetiden av forbindelsen. Disse er: Brann i kabelmuffe i Eemshaven på AC siden (34 døgn) Kortslutning i DC landkabel Eemshaven,(18 døgn) Feil på sjøkabel, (85 døgn) Feil på sjøkabel (ca. 70 døgn) Side 57

58 Det er gjennomført risiko og sårbarhetsanalyse av sjøkabel og av konverterstasjonene. Basert på resultater fra risikovurderingen er det etablert og iverksatt forebyggende tiltak for å sikre kabelforbindelsene best mulig. Statistikken viser at det har vært lavere tilgjengelighet på NorNed forbindelsen enn det designkriteriet angir. Tilgjengeligheten på forbindelsen er ikke god nok enda. Statnett vil sammen med TenneT arbeide systematisk for å redusere feil og utfall. Målsetningen er å oppnå en tilgjengelighet på 97,43 %. Erfaringen viser at påliteligheten i stor grad avhenger av valg som gjøres tidlig i prosjektfasen. Dette er viktig å ta hensyn til ved pågående og fremtidige prosjekter. De siste to årene har tilgjengeligheten vært på ca. 96,7 %. Hvilket er nær måltallet. Utetiden skyldes revisjonsaktivitet. De er kun minimale utetider (til sammen ca. 2 timer) som følge av småfeil på landanleggene. Eksempler på slike er: Brente kretskort, utkopling som følge av lavt oljetrykk på transformator, og problemer med hjelpekraften. Tabell 15: Årlig tilgjengelighet på kabelforbindelsene til utlandet, Skagerrak1+2, Skagerrak3 og NorNed. Når kabelforbindelsene er i stabil drift, vil utetiden i all hovedsak skyldes planlagte vedlikeholdsarbeider. Typisk eksempel på månedlig tilgjengelighet vises i følgende tabell: Tabell 16: Månedlig tilgjengelighet. Side 58