Innhold. Tertialrapport 03/10

Transkript

1

2 Tertialrapport fra Landssentralen 03 // 2010

3 Innhold 1. Systemansvarskostnader s.4 2. Flaskehalshåndtering og spesialregulering s.4 3. Handelsgrenser s.8 4. Systemtjenester og effektreserver s Energiopsjoner i forbruk s Samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder s Utkopling av forbruk med redusert tariff s Frekvenskvalitet s.19 2 Tertialrapport 03/10

4 Forord Statnetts landssentral utarbeider årlig tre tertialrapporter som presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften. Viktige hovedpunkter fra systemdriften dette tertialet er: Kald forvinter, med lastrekorder for november og desember. Den lave magasinfyllingen ved inngangen til vinteren gjorde at kraftsituasjonen i Midt- og Sør-Norge ble betegnet som stram fra henholdsvis 7. og 22. desember. På grunn av lav fyllingsgrad og høyt lokalt forbruk har enkelte områder i perioder blitt drevet med redusert forsyningssikkerhet. Dette gjelder først og fremst i Agder, Lyseområdet, BKK-området samt Troms og Finnmark. En feil i forbindelse med Hasle-prosjektet førte til i underkant av én times mørklegging av deler av Østfold 16. desember. Denne rapporten for tredje tertial 2010 omhandler perioden 1. september til 31. desember. Øivind Rue Konserndirektør Nettdriftsdivisjonen 03/10 Tertialrapport 3

5 1.Systemansvarskostnader Sammendrag av økonomiske tall knyttet til Statnetts oppgaver som systemansvarlig nettselskap. Variable systemdriftskostnader i MNOK tertial tertial tertial Sum 2010 Regulerkraftopsjoner ,4 0, ,7 Spesialreguleringer ,2 33,6 25,7 148,5 Energiopsjoner i forbruk , ,4 Øvrige systemtjenester 1) ,7 174,8 12,7 218,2 1) Systemvern, produksjonstilpasning, regulerstyrke, reaktiv effekt, innfasingsreserve og erstatning ved flytting av revisjoner. 2.Flaskehalshåndtering og spesialregulering 2.1 Fastsettelse av elspotområder. Elspotområdene fastsettes etter en vurdering av hvor i nettet det forventes store overføringsbegrensninger. På grunn av den store impedansen på forbindelsene mellom Sør-Norge og Midt-Norge i forhold til impedansen mot det svenske kraftsystemet, deles landet alltid inn i minst to områder med skille mellom områdene i Østerdalen/ Gudbrandsdalen/Sogn. En variasjon i balansen i Sør- Norge vil i liten grad påvirke kraftflyten i nettet nord for Dovre og motsatt. Elspotområdene i det nordiske kraftmarkedet i denne perioden er Sørøst-Norge (NO1), Sørvest-Norge (NO2), Vest-Norge (NO5), Midt- Norge (NO3), Nord-Norge (NO4), Vest-Danmark (DK1), Øst-Danmark (DK2), Sverige (SE) og Finland (FI). Den norske områdeinndelingen har ligget fast siden 15. mars Elspotområdeinndeling i Norge 3. tertial 2010: NO1: Sørøst-Norge sør for Vågåmo og Litjfossen; øst for Rød og Flesaker. NO2: Sørvest-Norge sør for Sauda, vest for Rød og Flesaker; vest for Rød og Flesaker. NO3: Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen; sør for Tunnsjødal. NO4: Nord-Norge og Midt-Norge nord for Tunnsjødal. NO5: Vest-Norge nord for Sauda; sør for Åskåra; vest for Aurland. 2.2 Samfunnsøkonomisk kostnad ved bortfall av overføringskapasitet. Landssentralen har i flere år beregnet og publisert samfunnsøkonomiske kostnader ved flaskehalser mellom pris områder i Norge eller flaskehalser mot utlandet. Disse kostnadene blir kategorisert på årsak (feil, revisjon eller intakt nett) og område (prisområde(x)- prisområde(y)) og beregnes som: ((Flyt ved systempris - elspotflyt) * (prisforskjell mellom områdene))/ 2 (pr time) Resultatet av beregningen er dermed det tilnærmet trekantede arealet mellom tilbuds- og etterspørsels kurver og faktisk overføringsgrense. Det divideres med 2 for å ta hensyn til at arealet er omtrent trekantet fordi det ikke er prisforskjeller når det er flyt som gir systempris. Flyt ved systempris vil i flere tilfeller være større enn maksimal overføringsgrense. Beregningen inkluderer således også kostnader for at markedet ønsker å overføre mer enn det er utbygd kapasitet til å overføre. Kostnadene for begrenset overføring på grunn av ikke utbygd kapasitet hensyntas i Statnetts investeringsanalyser, der reduksjon av flaskehalskostnad er en av faktorene som utløser bygging av ny kapasitet. Vi trekker ut disse kostnadene og får da: ((Maksimal flyt elspotflyt) * (prisforskjell mellom områdene) (pr time) Statnett ønsker å beregne samfunnsøkonomiske konsekvenser av revisjoner og feil i systemet for å optimalisere sine arbeidsprosesser. Denne beregningen fanger opp kostnadene ved begrensinger i overføringskapasiteten, gitt at elspot budene er uavhengig av kapasitet. Vi gjør en forenkling ved at vi bruker prisforskjell ved elspotflyt, og ikke hensyntar at prisforskjellen ville blitt mindre ved maksimal flyt. Sistnevnte prisforskjell er ikke kjent, og det vil kreve en ny markedsklareringskjøring av NordPool for å få kjennskap til denne. Det antas imidlertid at forskjellen er marginal, og at resultatet av beregningen er godt nok for formålet. De beregnede kostnadene blir noe høyere enn de faktiske kostnadene. For at de målte kostnadene skal kunne relateres til forhold Statnett kan påvirke, tas det bare hensyn til kostnader som kommer av feil eller revisjoner i Norge og anlegg Statnett eier eller har ansvaret for (helt eller delvis) utenfor norsk grense. Kostnader som skyldes feil eller begrensinger i utlandet er trukket ut i beregningen. Dette gjelder f. eks kapasitetsbegrensinger som skyldes feil i en svensk trafostasjon. Det samme gjelder kostnader som skyldes flaskehalser ved intakt nett, f. eks begrensinger i Hasle grunnet høy last i Oslo. 4 Tertialrapport 03/10

6 Samfunnsøkonomisk kostnad (MNOK) ved reduksjon av overføringskapasitet. 1 NO1-SE NO3-SE NO4-SE NO4-NO3 NO2-DK1 NO2-NL NO1-NO2 NO1-NO5 NO2-NO5 NO4-NO tertial tertial tertial 2010 Revisjon ,1 35,2 37,7 73,0 Feil/utfall Revisjon ,7 7,6 1,5 12,8 Feil/utfall Revisjon ,3 7,8 5,5 13,6 Feil/utfall Revisjon ,7 0,5 6,5 9,7 Feil/utfall Revisjon ,8 1,5 2,8 19,1 Feil/utfall ,3-3,3 Revisjon ,5 7,5 Sum 2010 Feil/utfall ,0 0,9-167,9 Revisjon ,7-0,7 Feil/utfall Revisjon ,8-0,8 Feil/utfall Revisjon ,5-0,5 Feil/utfall Revisjon ,5 6,5 7,0 Feil/utfall Sum ,6 59,2 68,1 315,9 1 Inntil 2010 ble NO4-SE og NO3-SE rapportert som én forbindelse. Timer Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet, Sør-Norge Sverige. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. 03/10 Tertialrapport 5

7 Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Midt-Norge Sverige. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Nord-Norge Sverige. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. Timer Timer Timer Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet mellom interne områder i Norge. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. 6 Tertialrapport 03/10

8 Timer Timer Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Norge Jylland. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. Antall timer flaskehals per måned ved bortfall av overføringskapasitet Norge Nederland. Ingen flaskehals på grunn av feil/utfall. 2.3 Årsaker, fysisk plassering, omfang og kostnader for de viktigste spesialreguleringene. Spesialreguleringer oppstår når begrensninger i overføringskapasiteten gjør at budene i regulerkraft markedet ikke kan anvendes i «prisriktig» rekkefølge. Da påføres Statnett en kostnad lik differansen mellom pris på aktiverte bud som er benyttet til spesialreguleringer og aktuell timepris i regulerkraftmarkedet multiplisert med spesialregulert volum. Årsak til spesialreguleringer er delt inn i hovedtyper: Intakt nett Revisjoner Feil/utfall Annet, som består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last-/produksjonsendring, lav kortslutningsytelse, problemer i naboland, operatørfeil og andre spesielle årsaker. Grunnlaget for tabellen er data fra Landssentralens markedssystemer og baserer seg på ukefiler. I tallene er det også med mothandelskostnader med naboland. Årsak tertial tertial tertial Revisjoner ,6 14,8 14,2 31,6 Feil/utfall ,5 0,6 5,1 Intakt nett, overlast ,5 7,9 8,7 75,1 Intakt nett, spenning ,2 2,3 1 28,5 Annet ,4 0,6 0,6 1,6 Sum 2010 I og 3. tertial 2010 var kostnadene (i MNOK) fordelt slik på hovedtypene. 03/10 Tertialrapport 7

9 Kostnadskrevende spesialreguleringer i 3. tertial, fordelt på årsak og anleggsdeler. Kostnadskrevende spesialreguleringer i 3. tertial: Intakt nett, overlast Underskudd i regionalnett: Flere lokale og regionale flaskehalser har krevd spesialregulering på grunn av underskudd. De mest kostnadskrevende har vært SFEområdet, BKK-området og Nord-Norge nord for Ofoten. Revisjoner Kobbelv-Ofoten: I uke 38 sammenfalt to dagers utkopling av Kobbelv-Ofoten med ombyggingsarbeid i Klæbu, og tilhørende utkopling av Verdal-Klæbu. Reguleringen tilskrives overskudd i området mellom Ofoten og Verdal. 3.Handelsgrenser 3.1 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sør-Norge og Sverige. MW Handelskapasitet m/elspotflyt eksport, Sør-Norge til Sverige. Timer 8 Tertialrapport 03/10

10 Handelskapasitet m/elspotflyt, import Sør-Norge fra Sverige. 3.2 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Midt-Norge og Sverige. Handelskapasitet m/elspotflyt, eksport Midt-Norge til Sverige. MW Handelskapasitet m/elspotflyt, import Midt-Norge fra Sverige. 03/10 Tertialrapport 9

11 3.3 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Nord-Norge og Sverige. Handelskapasitet m/elspotflyt, eksport Nord-Norge til Sverige. Handelskapasitet m/elspotflyt import, Nord-Norge fra Sverige. 3.4 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Danmark. Handelskapasitet m/elspotflyt, eksport Sørvest-Norge til Danmark. 10 Tertialrapport 03/10

12 Handelskapasitet m/elspotflyt, import Sørvest-Norge fra Danmark. 3.5 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Nederland. Handelskapasitet m/elspotflyt, eksport Sørvest-Norge til Nederland. Handelskapasitet m/elspotflyt, import Sørvest-Norge fra Nederland. 03/10 Tertialrapport 11

13 3.6 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Vest-Norge. MW Handelskapasitet m/elspotflyt, eksport Sørvest-Norge til Vest-Norge. Handelskapasitet m/elspotflyt, eksport Vest-Norge til Sørvest-Norge. 3.7 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Vest-Norge og Sørøst-Norge. Handelskapasitet m/elspotflyt, eksport Sørøst-Norge til Vest-Norge. 12 Tertialrapport 03/10

14 Handelskapasitet m/elspotflyt, eksport Vest-Norge til Sørøst-Norge. 3.8 Varighetskurver for handelskapasitet og elspotflyt mellom Sørvest-Norge og Sørøst-Norge. Handelskapasitet m/elspotflyt, eksport Sørvest-Norge til Sørøst-Norge. Handelskapasitet m/elspotflyt, eksport Sørøst-Norge til Sørvest-Norge. 03/10 Tertialrapport 13

15 Foto Trond Isaksen 14 Tertialrapport 03/10

16 03/10 Tertialrapport 15

17 4. Systemtjenester og effektreserver Statnett definerer i henhold til Forskrifter om systemansvar (FoS) hvilke systemtjenester som er nødvendige for å opprettholde tilfredsstillende leverings kvalitet i overføringssystemet. Godtgjørelsen blir fastsatt etter forhandlinger med aktørene. 4.1 Reaktiv effekt. Godtgjørelsen i 3. tertial er regnskapsført med 4,6 MNOK. Sum kostnader i 2010 var 16,7 MNOK, mot 12,9 MNOK i Frekvensstyrt reserve. Markedet for frekvensstyrte reserver ble åpnet i januar Produktene i markedet er Frekvensstyrt Normaldriftsreserve (FNR) og Frekvensstyrt Driftsforstyrrelsesreserve (FDR). FNR er effektreserve som aktiveres automatisk i begge retninger omkring et settpunkt når frekvensen varierer mellom Hz og Hz. FDR er effektreserve som aktiveres automatisk når frekvensen faller under Hz. Det er et krav at stasjonær frekvens ikke skal falle under Hz i det sammenkoplede nordiske kraftsystemet og all FDR må derfor være aktivert ved høyere frekvens enn dette. Frekvensstyrte reserver består av en grunnleveranse og en markedsbasert leveranse. Statnett fastsetter en maksimal statikkinnstilling som er bestemmende for minimumsleveranse av frekvensstyrt reserve fra roterende produksjonsanlegg. Leverandørene kan levere mer reserve enn minimumsleveransen ved å innstille lavere statikk enn maksimal innstilling eller kjøre flere aggregater enn opprinnelig planlagt. Den økte leveransen kan anmeldes i markedet beskrevet i disse vilkårene. All leveranse utover leveranse med tilslag i markedet, regnes som grunnleveranse og godtgjøres med avtalte satser i henhold til innrapporterte volum. Informasjon om gjeldende maksimal statikkinnstilling gis via Statnetts web-side og e-post. Ukemarkedet er delt i virkedag og helg som begge igjen har en oppløsning på dag og natt. Ukemarkedet kjøres torsdag og fredag for henholdsvis helg- og ukesegmentet, og tilbyder kan velge å by inn i en eller flere av de fire avtaleperiodene (dag, natt, ukedag, helg). Produktet i ukemarkedet ble fra 21. juni endret til å være kun FNR. Budene angis pr. elspotområde. Døgnmarkedet kjøres hver dag for neste dag med timesoppløsning. Budene angis pr. stasjonsgruppe, type reserve (FNR, FDR), pr. time, pr. elspotområde. Årsaken til at budene angis pr. stasjonsgruppe er av hensyn til etablerte rapporteringsrutiner. Avregning foretas pr. elspotområde. Innkjøp av frekvensstyrte reserver i 3. tertial er regnskapsført med 39,1 MNOK (inkludert grunnleveransen). I 3. tertial 2009 var tilsvarende tall 15,7 MNOK. Sum for 2010 var 215,2 MNOK, mot 119,8 MNOK i Frekvensstyrte reserver utover nasjonalt behov kan eksporteres som regulérstyrke til andre land i Norden. Eksport betyr at Statnett handler et større volum i uke-/døgnmarkedet enn norsk behov. Tilbyderne i det norske markedet blir derfor godtgjort gjennom økt kjøp i det norske markedet. Det er regnskapsført en netto inntekt på eksport av frekvensstyrte reserver på 7,9 MNOK i 3. tertial. For 2010 var netto inntekt 13,9 MNOK mot 2,3 MNOK i Produksjonsfrakobling (PFK). Systemvernet PFK benyttes for å øke overføringskapasiteten på en del snitt ved utfall eller overstrøm på enkeltledninger. Systemvernet består av utvalgte større generatorer og blir i stor grad benyttet for å øke handelsgrensene i Haslesnittet og Nordlandsnittet ved eksport mot Sverige. PFK blir også benyttet for å øke overføringskapasiteten fra enkelte overskuddsområder i regionalnett. Statnett betaler en fast årlig godtgjørelse for aggregatene som deltar i ordningen: For aggregat med ytelse mindre enn 180 MVA: kr ,- pr. aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 180 MVA: kr ,- pr. aggregat. Ved frakopling av aggregat tilknyttet PFK gis følgende godtgjørelse: For aggregat med ytelse mindre enn 180 MVA: kr ,- pr. frakoplet aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 180 MVA: kr ,- pr. frakoplet aggregat. I 3. tertial har PFK vært to initiert to ganger, begge på grunn av overstrøm på 300kV Fardal-Aurland. Kostnaden for disse initieringene er beregnet til 0,36 MNOK, men grunnet sen fakturering er ikke denne posten kommet med i regnskapstallene for dette tertialet. Kostnadene for 2010 er beregnet til 5,5 MNOK. 4.4 Forbruksfrakobling (BFK) Systemvernet BFK benyttes bl.a. for å øke overføringskapasiteten på snitt inn til underskuddsområder. Systemvernet frakobler last ved ledningsutfall i snittet eller ved unormal spenning og reduserer risikoen for nettsammenbrudd i underskuddsområdet. Når forbruk koples ut som følge av aktivering av systemvern, medfører dette KILE-kostnader for ansvarlig konsesjonær. I Saudasnittet er 200 MW på Hydro Aluminium Karmøy tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall av 300 kvledningene Nesflaten-Sauda eller Hylen-Sauda. For underskudd på Nordvestlandet er Hydro Aluminium på Sunndalsøra med opptil 400 MW tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall på 420 kv-ledningsstrekket Midskog- Järpströmmen-Nea-Klæbu, utfall av 420 kv-ledningen Klæbu- Viklandet, utfall på 300 kv-ledningsstrekket Klæbu-Orkdal-Aura eller utfall av transformator T1 eller T2 i Aura. For underskudd i Nord-Norge nord for Ofoten (Ofoten-, Narvik- og Straumsmosnittet), og utfall av 420 kv-ledningene Ofoten-Kvandal-Balsfjord, er Finnfjord Smelteverk med opptil 110 MW tilkoblet systemvernet. I BKK-området og Lyse-området er det installert BFK som skal hindre nettsammenbrudd ved linjeutfall i underskuddsituasjoner. BFK blir også benyttet for å øke overføringskapasiteten til enkelte underskuddsområder i regionalnett. I 3. tertial har BFK ikke vært initiert. Det har ikke vært regnskapsført kostnader for BFK så langt i Kvartersflytting av produksjon Kvartersflytting av produksjon anvendes i timer med store endringer i forbruk og produksjon for å holde frekvensen innenfor fastsatte kvalitetskrav. Produksjonsendringer kan flyttes inntil 15 minutter før eller etter planendring. Fører produksjonsflyttingen til økt leveranse i den aktuelle timen, godtgjøres leverandør 16 Tertialrapport 03/10

18 med 110 % av den for leverandøren gunstigste timepris. Ved redusert leveranse belastes leverandør med 90 % av den for leverandøren gunstigste timepris. I 3. tertial er det beregnet 5,5 MNOK i kostnader for produksjonsflytting. Regnskapstallene for 2010 viser en kostnad på 18,8 MNOK, korrigert for inndekning fra/ til øvrige nordiske TSO er. I 2009 var tilsvarende tall 4,6 MNOK MNOK Kostnader for produksjonsflytting tertialvis fra tertial 2. tertial 3. tertial 4.6 RK-opsjoner. Statnett har ansvar for at det til enhver tid er nok regulérkraft tilgjengelig til at også vanskelige driftssituasjoner kan håndteres. Dette kan eksempelvis være en situasjon med høyt forbruk og tilhørende effektknapphet, eller med problemer i kraftnettet der det kreves at man har tilstrekkelig reserve for dimensjonerende feil. RK-opsjonsmarkedet (RKOM) har som hensikt å supplere regulérkraft-markedet (RKM) med tilfredsstillende mengde regulérkraft (effektreserve). Behovet for å supplere RKM oppstår hovedsakelig i vinterhalvåret (november - april). Fra november 2004 har RKOM vært operert på ukebasis, og kvantum og pris for neste ukes kjøp offentliggjøres på Statnetts nettsider hver fredag kl 14. Både produksjon og forbruk kan tilbys i RKOM. Kjøpet gjennom RKOM kommer i tillegg til det som omfattes av langsiktige, bilaterale avtaler. I 3. tertial 2010 er kostnadene for innkjøp av RKOM regnskapsført til 35,0 MNOK. Sum kostnader for 2010 er 79,1 MNOK. Tilsvarende tall for 2009 var 24,7 MNOK for 3. tertial og 50,1 MNOK i sum for Volum i RKOM i MW for hver uke i /10 Tertialrapport 17

19 5. Energiopsjoner i forbruk Formålet med innføringen av Energiopsjonsordningen er å redusere sannsynligheten for rasjonering i det norske kraftsystemet. Ordningen skal bidra til en reduksjon av forbruket ved en svært anstrengt kraftsituasjon (SAKS). For sesongen 2009/2010 ble det inngått opsjonsavtaler med samlet nedreguleringsvolum på 164 MW og samlet energi på 61 GWh. 6. Utkopling av forbruk med redusert tariff På grunn av nødrevisjon på 420 kv Ofoten-Kvandal ble alt forbruk med redusert tariff nord for Ofoten koplet ut tre dager i uke 47.. Foto Trond Isaksen 18 Tertialrapport 03/10

20 Antall minutter frekvensavvik tertialvis Frekvenskvalitet I Norden er kravet at frekvensen skal være innenfor et frekvensbånd på 50,00 Hz +/- 0,10 Hz. Frekvens utenfor dette frekvensbåndet blir regnet som avvik. 8. Produksjonstilpasning Kriterier for bruk av produksjonstilpasning: FoS 8: Systemansvarlig kan pålegge konsesjonæren å tilpasse sine produksjonsplaner til eventuelle begrensninger som har oppstått i overføringsnettet på grunn av revisjoner eller driftsforstyrrelser. Systemansvarlig fastsetter hvordan ledig kapasitet skal fordeles mellom flere konsesjonærer Spesialregulering er hovedregelen når flaskehalser i nettet oppstår ved feil eller revisjoner. Produksjonstilpasning benyttes i følgende tilfeller: Produksjonstilpasning foretas i separatområder. Statnett er avhengig av balanse mellom produksjon og forbruk inn i driftsfasen for å ivareta driftssikkerheten i området. Dette betyr at produksjon tilknyttet T-avgreining uten forbruk eller med lite forbruk må stoppe ved revisjon av nettanlegg. I områder med flere produsenter kontaktes aktørene for å innhente ønsket produksjon i separatområdet før en fordeling per produsent/ stasjon foretas av Statnett. Det produksjonstilpasses i områder med kun en produsent. Med produsent menes aktør som tilfredsstiller krav til aktører i RK-markedet. I slike tilfeller vil produksjonen måtte tilpasse seg nettkapasiteten i et konkret område uten noen form for kompensasjon. Dato Antall timer Driftsstans Berørt område kv Hemsil1-Hemsil2 Separatområde under Hemsil2 Berørte stasjonsgrupper Borgund, Hallingdal kv Solhom-Kvinen-Roskrepp Kvinen Sira-Kvina kv Skei-Sunde-Mel Sunde Sunnfjord kv Fardal-Nuken-Leirdøla Fortun T7 og T8 Separatområde under Leirdøla Separatområde under Fortun Leirdøla, Jostedal, Tyin, Fortun, Naddvik, Årøy Tyin, Fortun, Naddvik Vågåmo T1 Osbu Øvre Otta, Skjåk Tabellen viser tilfellene med produksjonstilpasning i 3. tertial. 03/10 Tertialrapport 19

21 Husebybakken 28 B PB 5192 Majorstuen 0302 Oslo Tlf: Fax: