Forum for systemtjenester Dag 2 Statnett, Nydalen, 2.november

Transkript

1 Forum for systemtjenester 2017 Dag 2 Statnett, Nydalen, 2.november

2 Dag 2, 2. november # Tid Sak 1. 08:30 Innledning Bernt Anders Hoff 2. 08:45 Erfaringer / utvikling av sentrale forhold i systemdriften Idar Gimmestad 3. 09:15 Prosjekt for bedret spenningsregulering Geir Kåsa 09:45 Pause 4. 10:00 Videreutvikling og betaling for systemtjenester 1. Varsel om vedtak for betaling for systemtjenester 2. Videre arbeid med reaktiv effekt - Nye europeiske rammevilkår - Status og videre arbeid for kompensasjonsordninger 3. Prinsipper for bruk og betaling for systemvern 4. Videreutvikling av FCR og krav til grunnleveranse - Oppdatering fra aktørmøte 26. september 11:30 Lunsj 5. 12:15 Inertia - Resultat fra nordisk studie 6. 12:30 Videreutvikling av regulerkraftmarkedet - Videreføring av pilot i NO1 i regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) - Elektronisk bestilling av aktivering av regulerkraft (RK) Martha Marie Øberg Rita Berthelsen Johnsen Rita Berthelsen Johnsen Rita Berthelsen Johnsen/ Ivar Rørstad 7. 12:55 IKT-gruppe for Systemtjenester og Balanseansvaret Lars Martin Teigset 8. 13:10 Plattform for ekstern meldingshåndtering ny praksis fra 2018 Petter Tønnessen 9. 13:30 Finere tidsoppløsningsprosjektet Lars Olav Fosse Oppsummering og evaluering Bernt Anders Hoff

3 Idar Gimmestad, Avdelingsleder Landssentralen ERFARINGER / UTVIKLING AV SENTRALE FORHOLD I SYSTEMDRIFTEN

4 RKOM Fremdeles god erfaring med endringene gjort før sesongen 2014/2015 To produkter RKOM-H og RKOM-B Totalt volum 1700 MW (500 RKOM-H til å dekke ubalanser og 1200 RKOM-B for å dekke dimensjonerende feil) Tilbakemelding fra FFS 2015: Ikke avslutt markedet for tidlig, for så å risikere at behovet for RK-ressurser må anskaffes med vedtak. Vi er mer oppmerksomme på at ulempen med vedtak er større enn den administrative kostnaden ved å legge inn bud. Markedet er åpent en lenger del av året. (Har dog fått en klage på at markedet er åpent inn i flere uker uten kjøp. Det er dessverre den negative konsekvensen av at markedet er åpent flere uker)

5 RKOM- endringer Endring før forrige sesong: Reserver i underskuddsområdet NO1 fikk tidvis høyere pris Pilot for å få høyere volum i NO1. Reserver i områder med betydelig redusert eksportkapasitet, fikk lavere pris. Erfaringer: Virket etter hensikten: Mer gunstig plasserte reserver Piloten fremskaffet mer reserver i NO1 (forbruk)! Prinsippene blir videreført, og noe forsterket. Ny pilot i NO1. Mer reserver i NO1 har en direkte konsekvens gjennom høyere kapasitet NO1-SE3. Høyere pris i NO1 i RKOM-sesong i 2017/2018.

6 Erfaringer FRR-A Leveranse hele 2017, bortsett fra uke MW, 6 timer pr dag, 5 dager i uka. afrr bedrer frekvensen, men ønske om å øke antall timer og volum!

7 RK-markedet Store og økende ubalanser Krevende reguleringsjobb med veldig mye flaskehalser. Vanskelig å holde en god totalbalanse /frekvens) når det er 1000 MW oppregulering, 2000 MW nedregulering, mye spesialregulering og skiftende aktørubalanser. Opptil 100 aktiverte bud Elektronisk bestilling!

8 FCR Kravet i Norge er 214 MW. Hele volumet blir anskaffet i markedsløsning Kan ikke overlappe med annen reserve 12 % generell statikkinnstilling for å sikre geografisk distribusjon Viktig for å sikre at der er reserver i områder som kan bli separatområder. Grunnleveransen kan overlappe med andre reserver, f.eks RK. All leveranse kan tilbys i markedet, også den som ellers ville vært grunnleveranse. I sum gir dette betydelig mer reserve enn kravet Overleveransen gjør at flyten varierer mye med frekvensen.

9 Erfaringer FCR - vinter Volumet som ble fjernet med dødbånd og økt statikk medførte ingen signifikant forskjell i fysisk leveranse. Erfaringene er likevel viktige til neste fase.

10 Erfaringer FCR (sommer) Sommeren 2017 ble det, som i 2016, ikke gjort vedtak om 6 % statikkinnstilling. Likviditeten i markedet var tilstrekkelig hele sommeren Høy grunnleveranse også i sommer. Høy produksjon og høy eksport Bildet kunne sett annerledes ut med import og lav produksjon.

11 Inertia Beregninger viste lav inertia i august. Omtrent halvparten av kjernekraften ute. Økende utfordring med mer vindkraft, flere kabler og mindre kjernekraft. Test ved å koble ut Storebælt for å tune modellene. Vellykket test, men dessverre litt for høy inertia akkurat når testen ble gjennomført. Ny test til våren/sommeren.

12 Geir Kåsa, Seksjonsleder Regionsentralen PROSJEKT SPENNINGSREGULERING

13 Prosjektets bakgrunn og forankring Bakgrunn Statnett som systemansvarlig har i lengre tid opplevd og ser økende utfordringer mht. å sikre tilstrekkelig spenningskvalitet i transmisjonsnettet og derav sørge for tilfredstillende driftssikkerhet. Som følge av dette har Statnett de senere årene investert i og idriftsatt en rekke reaktive komponenter. Disse tiltakene har bedret situasjonen, men ikke i tilstrekkelig grad. I tillegg til å investere i nye reaktive komponenter er det viktig å sikre at eksisterende reaktive komponenter fungerer formålstjenlig og effektivt. Analyser utført av Statnett tilsier at spennings-kvaliteten vil kunne forbedres betraktelig gjennom kun å sørge for at eksisterende reaktive komponenter er riktig innstilt. Forankring Forbedret spenningsregulering er et adressert og beskrevet tiltak i Systemdrifts og markedsutviklingsplan

14 Prosjektets mandat "Hente ut gevinsten av de lavt hengende fruktene" Sikre riktige innstillinger av eksisterende reaktive komponenter. Statnett anlegg Prod. anlegg 100/50 MVA Riktige spenningsgrenser (Statiske komponenter) Riktig spenningssetpunkt (Dynamiske komponenter) Riktig innstilt statikk (Dynamiske komponenter) Riktig inn/ut koblingsautomatikk (Der det er etablert) Riktig spenningssetpunkt - sikre at generatorene arbeider mot ønsket spenningsnivå. Aktivere resett funksjonalitet - sikre at generatorene arbeider mot ønsket spenningsnivå. Aktivere reaktiv statikk - sikre at generatorene responderer med ønsket mengde reaktiv effekt ved endringer i spenning og effektflyt. "FoS 15 (2 og 3 ledd), Spenningsregulering på generatorer skal virke fritt og uten unødig begrensning slik at hele kapasiteten definert av generatorenes kapabilitetsdiagram kan utnyttes"

15 Prosjekt organisering

16 Fremdriftsplan Forbedret spenningsregulering Sør-Norge Alle reaktive Statnett anlegg Produksjonsanlegg 100 MVA Nord-Norge Alle reaktive Statnett anlegg Produksjonsanlegg 50 MVA Statnett vil fortløpende kontakte berørte konsesjonærer mht. å sikre implementering av de nevnte tiltak.

17 Martha Marie Øberg, System- og balansetjenester VEDTAK OM BETALING AV SYSTEMTJENESTER

18 Varsel om vedtak om betaling for systemtjenester Produksjonsflytting (lastfølge) Tjenesten og betalingen av denne er samordnet i Norden. Varsler ingen endringer fra gjeldende vedtak. Restleveranse For restleveranse som ikke er tilbudt i markedet eller som ikke har fått tilslag i markedet (grunnleveranse) Det pågår et arbeid med å fjerne grunnleveransen. Varsler ingen endringer fra gjeldende vedtak. Reaktiv effekt Fast betalingsmodell Variabel betalingsmodell Varsler ingen endringer fra gjeldende vedtak. Systemvern Enkeltvedtak Varsler ingen endringer fra gjeldene praktisering. Usikkerhet knyttet til endringer og implementering Frist for innspill til varslet vedtak 15.nov

19 Martha Marie Øberg, System og balansetjenester REAKTIV EFFEKT

20 Viktige forhold i Norge mht. reaktiv effekt Norge har et svakt og distribuert nett som skaper større behov for reaktive reserver Lav kortslutningsytelse Mange tilfeller av separatdrift God regulering av reaktiv effekt gir god spenning i tilknytningspunktet og i systemet ved feilforløp God spenning gir større overføringskapasitet Regulering av reaktiv effekt/spenning fra produksjonsenheter er nødvendig

21 Problemstillinger Det er krevende å lage generelle krav/markedsløsninger som gjenspeiler det til enhver tid gjeldende behovet for reaktiv effekt Statnett har ulike roller og ansvar som systemansvarlig og netteier Det er et stort potensial for å utnytte dagens reaktive komponenter bedre

22 Roller og ansvar Systemansvarlig Forskrift om systemansvaret Ansvar Skal legge til rette for tilfredsstillende spenningskvalitet Fos 14 Forskrift om Nettselskap leveringskvalitet Ansvar Sikre riktig spenningsnivå og spenningskvalitet i eget nett Virkemidler Reaktive komponenter Reaktiv tariff Virkemidler - Fastsette spenningsgrenser - Fastsette grenser for utveksling - Vedta hvordan den reaktive reguleringen i produksjonsanlegg skal benyttes Fos 14 Forbruker Ansvar Funksjonalitet iht. vedtak (FIKS) Produsent Ansvar Funksjonalitet iht. vedtak (FIKS) Energiloven 3.5 krav til vedlikehold og modernisering av anlegg

23 Ansvars- og rollefordelingen i kraftsystemet er under endring Network Codes legger opp til en mer avtalebasert regulering av tekniske krav Spenningsregulering en sentral problemstilling i fordelingen av oppgaver mellom DSO og TSO NVE vil vurdere behov for å oppdatere fos 15 (spenningsregulering og utveksling av reaktiv effekt) i 2018, med ikrafttredelse av eventuell ny forskrift i 2019.

24 Nytt europeisk regelverk gir nytt rammeverk for spenningsregulering Utvikling mot en avtalebasert regulering av tekniske krav TSOens kan benytte seg av tilgjengelige reaktive ressurser i transmisjonsnettet for å opprettholde riktig spenningsnivå system operation guideline (SO GL) Produksjonsenheten kunne operere ved ethvert mulig driftspunkt i generatorens P-Q-kapabilitetsdiagram Requirements for generators (RfG) Prosentandelen for utveksling av reaktiv effekt mellom TSO og forbruk tilknyttet transmisjonsnettet og distribusjonsnettet skal spesifiseres av TSO i tilknytningspunktet Demand Connection Code (DCC) Tekniske krav kan tilpasses hvert tilknytningspunkt

25 Requirements for generators (RfG) RfG regulerer rettigheten til å sette krav til anleggets evne til å levere reaktiv effekt Aktuell systemoperatør kan spesifisere evnen til å levere/trekke reaktiv effekt Magnetiseringsutstyr skal kunne levere konstant justerbar spenning Spesifisere ytterligere krav for å kompensere for magnetiseringsbehov mellom generatorklemmer og tilknytningspunktet Ved P < Pmax skal produksjonsenheten kunne operere ved ethvert mulig driftspunkt i generatorens P-Q-kapabilitetsdiagram, minst ned til det laveste stabile driftspunktet OBS: Gjelder nye kraftverk eller ved større endringer

26 - 0,600-0,500-0,400-0,300-0,200-0,100 0,000 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500 0,600 0,700 U Q/Pmax profiler i tilknytningspunkt Aktuell systemoperatør, koordinert med systemansvarlig, spesifiserer U- Q/P max -profilen for produksjonsanlegget som skal tilknyttes V/p.u 1,100 1,050 1,000 0,950 U Q/Pmax profil vannkraft Norden Indre grenser Maks. spenningsområde Eksempel på U-Q/P max - profil definert av ASO Maks. Q/P max område Ytre grenser 0,900 0,850 Q/P max Forbruk (Undermagnetisert) Produksjon (Overmagnetisert)

27 Samarbeid mellom TSO og DSO Mer enn 40 % av installert produksjonskapasitet (i MW) er tilknyttet distribusjons- og regionalnett Statnett jobber med å avklare rammene for hva som er systemansvarligs ansvar og hva som naturlig bør være en del av avtaler mellom nettselskap om tilknyttet produsent eller forbruker. Naturlig at systemansvarlig utvikler metoder/standarder Vi må ta høyde for at DSOer skal ta en større rolle Nyopprettet TSO-DSO-forum er en egnet arena for diskusjon Vi er i dialog om muligheten for å sette i gang en pilot for spenningsregulering

28 Reaktiv tariff Ingen store endringer på kort sikt Oppstart av internt prosjekt høst 2018 Gjennomgang av dagens ordning Analyse av andre tarifferingsmetoder Både effekt- og energitariff vil bli vurdert Ingen planlagte workshops med aktører, men alle innspill/kommentarer er velkomne i oppstartsfasen

29 Utfordringer vi ser mht. anskaffelse Krav Kravene er for lite behovsbasert Kravene som stilles er ufullstendige og sikrer ikke nødvendigvis systemets behov Kravene gir ikke de riktige insentivene til aktørene Avtaler Mangel på konkurranse og riktig prising Markedsløsninger Vanskelig å spesifisere tjenesten som ønskes Mangel på konkurranse Mangel på verifisering av leveranse Høy implementeringskostnad

30 Statnetts utgangspunkt for videre arbeid 1. Vurdere behov Statnett vil gjennom spenningsreguleringsprosjektet se på hvordan anlegg kan utnyttes bedre, hvilket er utgangspunktet for å vurdere fremtidig behov. Det er fortsatt sannsynlig at det er nødvendig med et minimumsett med krav for å sikre at systemet til enhver tid kan håndtere ulike driftssituasjoner og eventuell feil 2. Anskaffelse Krav til spenningskvalitet er anleggseiers ansvar og derfor må anleggseierne være med i utviklingen Vi ser det som mindre sannsynlig at rene markedsløsninger er riktig pga. risiko for utøvelse markedsmakt 3. Mulig godtgjørelse bør diskuteres for tre forhold: Kapabilitet: Anleggets tekniske evne til å levere/forbruke reaktiv effekt Kapasitet: Anleggets tilgjengelighet for å levere/forbruke reaktiv effekt Aktivering: Faktisk leveranse/forbruk av reaktiv effekt

31 Hva må til og hva gjør vi i dag? Kartlegge behov Avklare rammebetingelser Vurdere metoder for anskaffelse og betaling Systematisk gjennomgang av alle Statnetts reaktive komponenter innen 2020 Installere målere i transmisjonsnettet Utarbeide forslag til implementering av tilknytningskoder Utvikle samarbeid mellom TSO-DSO Forum for diskusjon Pilotprosjekt Vurdere dagens tariff fra 2018 Ønsker innspill fra bransjen Evt. større endringer vil tidligst skje 2019/2020

32 Martha Marie Øberg, system og balansetjenester BETALING FOR SYSTEMVERN

33 Separate vedtak om leveranser og betaling for systemvern (fos 21) Dagens praksis Belastingsfrakobling / BFK Vedtak om installasjon av BFK fattes for berørte konsesjonærer Betales for installasjon, drift og vedlikehold, og ekstra påløpte kostnader sfa. frakobling. Vedtak om betaling fattes etterskuddsvis, basert på underlag fra aktørene Produksjonsfrakobling / PFK Vedtak om installasjon av PFK fattes for berørte konsesjonærer Betales for installasjon, drift og vedlikehold, og ekstra påløpte kostnader sfa. frakobling. PFK betales nå fortløpende, men den årlige godtgjørelsen for drift-/og vedlikehold betales fortsatt etterskuddsvis og med bakgrunn i faktura. Bakgrunn for endringer - Føringer gitt av OED og NVE i klagesaker for betaling for utløsning (Nyhamna) og aktivering (Finnfjordbotn). - NVEs forsalg til endring av fos 21

34 Historiske systemvernsaker - Belastningsfrakobling, BFK 2011: NVE hadde tilsyn med systemansvarlig og fatter vedtak om at Statnett har avvik når det gjelder praksis for behandling av aktørenes kostnader ved utløsning av systemvern. 2012: Statnett mottar klage på vedtak for betaling for aktivering av hendelsesstyrt BFK på Finnfjord for årene 2009, 2010 og : Statnett mottar klage på vedtak om betaling for utløsning av systemvern på Nyhamna for perioden Statnett stopper alle utbetalinger tilknyttet systemvern i påvente av klagebehandlingen av Nyhamna og Finnfjord-saken 26. sept. 2016: OED fatter vedtak i Nyhamna-saken. Klagen fører ikke frem, men kompensasjonen gitt av Statnetts vedtak blir stående. 17. februar 2017: NVE fatter vedtak i Finnfjord-saken. Klagen fører ikke frem, men kompensasjonen gitt av Statnetts vedtak blir stående. Vedtakene inneholder føringer for hvordan Statnett skal praktisere betaling for systemvern og beregne KILE Statnett jobber med å behandle kostnadskrav for systemvernhendelser fra perioden

35 Forbedret intern prosess Opprettet interne prosedyre for Installasjon og drift av systemvern Betaling for systemvern Formål Mer effektiv saksbehandling Bedre informasjonsflyt mellom konsesjonær, systemansvarlig og anleggseier Riktig behandling av systemvernhendelser jf. fos 21/retningslinjer Endringer for aktørene Systemansvarlig skal etter hver systemvernutløsning sende ut informasjon til berørt konsesjonær innen 4 uker Tidspunkt for hendelsen Vurdering om hendelsen var korrekt og underlag Dette, i tillegg til innsendt dokumentasjon fra aktørene, vil være grunnlag for vedtak for betaling for systemvern. Fakturaer vil behandles fortløpende

36 Forslag til ny forskriftstekst - systemvern, fos 21 Forskrift om systemansvaret (fos) blir mer overordnet Det kommer en ny bestemmelse om systemansvarliges retningslinjer Legges opp til at systemansvarlig skal foreslå praksis, som skal godkjennes av NVE Muliggjør forenklinger i de øvrige bestemmelsene Endringer i fos gjøres i to runder Del 1 (omfatter systemvern) på høring 2017 Ikrafttredelse Del 2: Høring 2018 Ikrafttredelse

37 Forslag til endringer i kriterier for betaling Baserer seg på Statnetts høringsinnspill til NVE Forbehold: Usikkerhet knyttet til endelig forskriftstekst og føringer fra NVE NVE foreslår at retningslinjene skal høres blant aktører før godkjenning. Varselet er ikke å regne som en høring. Usikkerhet knyttet til tidspunkt for implementering Utfordringer knyttet til endring Uklart hva som ligger i NVEs godkjenning av retningslinjene Krevende å utarbeide retningslinjene til et detaljnivå nivå som NVE beskriver i forarbeidene Kostnadsvurdering Kompetanse og ressursbruk

38 Generelle presiseringer/endringer Systemansvarlig kun skal betale for systemvern installert som utgjør et virkemiddel for systemansvarlig i driften av kraftsystemet. I tilfeller der systemvern er en forutsetning for tilknytning skal aktøren ikke kompenseres for installasjon, drift- og vedlikehold eller utløsning av systemvernet. Systemansvarlig vil som følge av denne endringen ikke lenger dekke kostnader til PFK/BFK som følge av ukorrekte systemvernutløsninger. Kostnader relatert til slike systemvernhendelser må ansvarlig konsesjonær (eier av systemvernet som ikke har fungert korrekt) dekke gjennom KILE-ordningen (BFK) eller etter normale erstatningsrettslige regler. Hvorvidt en systemvernhendelse har vært korrekt eller ikke skal være avklart gjennom feilanalysen til systemansvarlig og de involverte konsesjonærene før en eventuell dekking av utløsningskostnader dekkes av systemansvarlig.

39 Forslag til endringer i kriterier for betaling PFK Systemansvarlig mener at dagens praksis med standard satser for aktivering og utløsning av PFK bryter med prinsippet om kostnadsdekning Systemansvarlig vil i utgangspunktet dekke dokumenterte kostnader fra den enkelte produsent og forbruker Videreføring av evt. standardsatser og nivå vil vurderes

40 Forslag til endringer i kriterier for betaling BFK Betalingen for utløsning av systemvern med belastningsfrakobling (BFK) fastsettes med utgangspunkt i berørte sluttbrukers avbruddskostnader. Definerte KILE-satser Utfordring: Systemansvarlig har i dag ikke mulighet til å kvalitetssikre nettselskapenes beregning av avbruddskostander som følge av systemvernutløsning.

41 Betaling for systemvern Industriens syn Karstein Brekke, Norsk Hydro/ Norsk Industri Forum for systemtjenester, Oslo 1. og 2. november 2017

42 Systemvern Introduksjon Systemansvarsforskriften 21 (første ledd): Systemansvarlig kan kreve installasjon og drift av utstyr for automatiske inngrep i kraftsystemet for å unngå sammenbrudd eller for å øke overføringsgrenser i regional- og sentralnettet (systemvern) NVE har ikke foreslått endringer for dette ledd nå, med unntak av innføring av termen transmisjonsnett NVEs høringsdokument 2017: «NVE har for tiden til vurdering muligheten for å kunne benytte systemvern som et permanent eller midlertidig alternativ til nettinvestering for å oppfylle tilknytningsplikten. NVE vil eventuelt komme tilbake med en mer detaljert beskrivelse av i hvilke tilfeller dette kan være aktuelt, hvem som skal beslutte etablering av systemvernet og fordeling av kostnader. ( )» Denne type bruk av systemvern er ikke av NVE foreslått forskriftsfestet per nå, og er dermed ikke grunnlag for våre videre merknader knyttet til betaling Systemansvarsforskriften 21 (siste ledd) vil fortsatt lyde: «Konsesjonær kan ikke installere, idriftsette, aktivere eller deaktivere systemvern i regional- og sentralnettet uten etter vedtak av systemansvarlig.» 42

43 Systemvern Typer systemvern relevant for sluttbruk Hendelsesstyrt systemvern Utkobling av dedikert last for å hindre større kollaps av kraftsystemet, trigget typisk av feil på komponenter, underspenning, etc. Svært stedsavhengig (lokale utfordringer), Finnfjord smelteverk, Melkøya, Goliat, Hydro Sunndal, Nyhamna, Kollsnes, Lille Sotra, Fana, Jordal, Frogner, jf. NVE Frekvensstyrt systemvern Utkobling av dedikert last for å redusere risiko for større kollaps av kraftsystemet, trigget av lav frekvens Omfatter om lag 30 % av det norske sluttbruk Mindre stedsavhengig enn hendelsesstyrt systemvern (globale utfordringer) 43

44 Systemvern Betaling for systemvern Systemansvarlig skal betale for kostnadene forbundet med systemvern. Svært viktig incitament ved valg av objekter og ved valg av virkemiddel Systemvern kun ett av flere virkemidler for systemansvarlig Installasjon Drift Vedlikehold Aktivering Utløsning Starttidspunkt systemvern utløser Sluttidspunkt forsyning gjenopprettet til utkoblet objekt «Feilaktig» utløsning av systemvern Reelle kostnader Inntil en markedsløsning evt kan etableres KILE-satser ikke representative for den enkelte sluttbruker (tilknyttet regional- og transmisjonsnett) 44

45 Systemvern KILE-satser ikke representative for den enkelte sluttbruker tilknyttet regional- og transmisjonsnett KILE-satser Eldrevne prosesser kr/kw Underlag for dagens satser Kilde (til venstre og nede til høyre): Energi Norge, Publ.nr: / Pöyry Management Consulting ( Kilde (øverst til høyre): Formel hentet fra forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer, kap. 9 ( 45

46 Systemvern Markedsløsning - frekvensstyrte systemvern sluttbruk Kan systemansvarsforskriftens formål og prinsippene for utøvelsen av systemansvaret i økt grad tilfredsstilles om mengde sluttbruk nødvendig for frekvensstyrte systemvern, anskaffes gjennom et frivillig marked? Hendelsesstyrte systemvern (lokal utfordring) Frekvensstyrte systemvern (global utfordring) mindre egnet omfatter om lag 30 % av det norske sluttbruk og bør dermed være mer egnet Markedsmodell Må utredes for norske/ nordiske forhold tatt hensyn til evt begrensninger i EU codes/ guidelines Kan være en delt modell hvor en del mengde anskaffes gjennom et marked, mens det resterende behovet anskaffes gjennom enkeltvedtak ref modell for anskaffelse av primærreserver Sluttbruk anskaffet gjennom et marked kan innstilles for utkobling før sluttbruk pålagt gjennom enkeltvedtak Vil medføre økt tilfredsstillelse av de forskriftsfestede prinsipper for utøvelsen av systemansvaret, samt at: Sluttbruk som kobles ut i større grad er frivillige deltagere i en markedsløsning Vil invitere systemansvarlig til dialog/samarbeid om å utrede realistiske modeller for det norske/ nordiske kraftsystemet 46

47 47 Follow us on:

48 Rita Berthelsen Johnsen, System- og balansetjenester VIDEREUTVIKLING AV FCR OG KRAV TIL GRUNNLEVERANSE

49 Agenda Nye, nordiske krav til FCR-N/D Regulering i separatdrift Veien videre Aktørinvolvering

50 FCR-utvikling Norge/Norden FCR Norge Fokus: Separatdrift Norden Fokus: Frekvenskvalitet i normaldrift/forstyrret drift FCR-I FCR-N/D Marked/kompensasjon Marked

51 Nye, nordiske krav til FCR-N/D Systembehovet Forbedre frekvenskvaliteten og sikre stabilitet Sikre at vi håndterer dimensjonerende utfall Krav til ytelse (performance) og stabilitet Krav til sanntidsmåling og logging av data Krav til deaktivering av FCR-respons ("dødbånd") Publisert info på Statnett sine sider: Presentasjon fra aktørmøte 26. september:

52 Neste fase 1 Videreutvikling av krav FCR-N/D, tentativt Q1-Q318 2 Etablering av et nordisk/nasjonalt "implementeringsprosjekt" 3 Invitasjon til enten deltakelse i referansegruppe eller til informasjonsmøter

53 Regulering i separatdrift Dagens krav til frekvensregulering i Norge baseres på stabilitet i eget nett. Tilpasning av regulatorrespons for å oppfylle "nordisk" FCR-N/D Trenger å sikre at god nok regulering skjer i separatdrift, dersom det skulle inntreffe

54 Hva vi trenger i. Krav til deteksjon av separatdrift og stabil regulering ('FCR- I') ii. Krav til dødbåndsfunksjon (fleksibel FCR) FCR-I i grunnen samme "konfigurasjon" som vi har i FIKS per i dag. Kan kobles sammen med RfG krav til FSM/LFSM.

55 Dødbånd Krav til dødbånd (FCR PÅ/AV) blir en del av vilkår for "ny" FCR-N/D. For andre anlegg som ikke er relevante for FCR-marked sannsynligvis en del av generelt funksjonskrav. Drift med dødbånd må ikke hindre anlegget å regulere dersom en separatdrift oppstår. Se neste side!

56 Deteksjon og regulering Dersom store frekvensavvik eller høy frekvensderivata [df/dt] => Mest sannsynlig separatdrift. Regulering skal tre i kraft. Dette er funksjonalitet som stort sett finnes i regulatorer per i dag! Mindre justeringer kan kreves. (Eksemplet viser et anlegg som ikke deltar i FCR-N/D marked og dermed kjører med dødbånd). FCR-I = parametersett iht. til dagens FIKS-krav.

57 Løsning for et anlegg som deltar i FCR-N/D marked. Det opererer ikke med dødbånd, men det må ha en "FCR-I" regulering som er stabil i eget nett.

58 Utfordringer på veien videre 1. Vi må videreutvikle kravene til FCR-N/D i. Mer lett forståelige krav ii. Mer lett håndterlige krav: mange anlegg sliter med å klare kravene, komplisert testprosedyre 2. Behov for fysiske endringer i anlegg og kontrollsystem i. FCR-N/D ii. Separatdriftsregulering og fleksibel FCR (PÅ/AV) iii. Måling og rapportering Berører turbinregulatoren og grensesnittet produksjonsanlegg - TSO. Hvordan gå videre fra analyse til implementering?

59 'Road map' Utviklingen beskrives i en 'road map'.

60 Kriterier for deltakelse i 'Trinn 1' For å gi fritak fra vedtak om maks 12 % statikk kreves følgende: Aggregat som ikke er kritiske for støtte i separatdrift Fritak kan skje enten ved aktivering av dødbånd eller økt statikk Symmetrisk dødbånd på 500 mhz (både FCR-N og FCR-D leveransen deaktiveres av dødbåndet) Dødbånd eller statikk skal kunne fjernstyres, eventuelt mulighet for manuell deaktivering innen 24 timer ved behov gitt av Statnett (f.eks. ved varslet uvær) Statnett vil kompensere for brukte arbeidstimer til manuell deaktivering Produsent skal overføre '0 % statikk' som måleverdi ved bruk av dødbånd + rapportere riktige systemdata

61 'Trinn 2 og 3' Inkluderer N-1 og N-0 anlegg i fritaket Må ha FCR-I funksjonalitet i turbinregulatoren Krav til identifisering av separatdrift og stabil regulering dersom separatdrift oppstår Før vi kan gå til trinn 2 og 3 må det: Utvikles en metodikk for å håndtere områder der separatdrift åpenbart ikke kan håndteres (stor import eller eksport til området) Utvikles en kompensasjonsordning for å sikre reguleringsevne i disse områdene

62 Marked eller kompensasjon? Vilkår eller krav? Per i dag sikrer vi separatdrifter via grunnleveransen og betaling for denne. Overgang til en mer "sofistikert" måte å sikre regulering i utsatte områder, medfører mulighet å få en markedsmessig tilnærming? Mest sannsynlig ikke snakk om markedsløsninger Få aktører i små separatområder. Mest sannsynlig fortsatt et spørsmål om kompensasjon Vilkår eller krav i. Krav til FCR-I blir sannsynlig en del av vilkår for å delta med "ny" FCR-N/D dersom du ligger i et kritisk separatdriftsområde. ii. I øvrige case (dersom du ikke er interessert i markedet -> teknisk krav, skal kunne drifte med dødbånd + stabil regulering)

63 Aktørinvolvering

64 Rita Berthelsen Johnsen INERTIA RESULTAT FRA NORDISK STUDIE

65 Inertia En funksjon av den samlede vekten av roterende maskiner i kraftsystemet Lav inertia økt risiko for ikke planlagt belastningsfrakobling på grunn av lav frekvens dersom større forstyrrelser skjer i systemet Forstyrrelse = utfall av stor produksjonsenhet eller HVDC-forbindelse i import

66 Behovsvurdering 2020 vs Systemets behov for inertia (E k ) er avhengig av bl.a. størrelse på dimensjonerende feil i driftsøyeblikket Eksempel: Oskarshamn 3 (1450 MW) som dimensjonerende hendelse så trengs E k = 140 GWs før feil Blir verre før det blir litt bedre igjen

67 Tiltak Fokus: tiltak på plass før 2020 Foreslåtte tiltak: Plan A: aktiv effektinjisering enten via raske automatiske reserver eller via bruk av HVDC frekvensstyrt nødeffekt (EPC). Plan B: redusere dimensjonerende hendelse (begrense effektproduksjon kjernekraft, begrense import på store HVDC-forbindelser, begrense PFK Hasle). Skaper begrensinger i markedet og vurderes dermed som en "back up" til Plan A. Plan A og Plan B er tilstrekkelige tiltak for å håndtere utfordringen, og kan fås på plass før 2020.

68 Tiltak Andre tiltak som økt inertia og syntetisk inertia, vurderes ikke som alternativer på nordisk nivå for 2020 basert på: Krever i de fleste tilfeller tilpasninger/investeringer for å få realisert potensialet. Ikke realistisk å få på plass før Tiltakene står seg ikke alene. Det kreves en miks av tiltak for å nå målet, og dermed en mer kompleks løsning for å sikre tiltakene i driften. Skal tiltakene være eneste løsning meget store kostnader. Før etablering av en markedsløsning må det defineres hvilke(t) produkt(er) som skal sikres og hvordan forpliktelsene mellom de nordiske landene skal være Nordisk studie ser med andre ord ikke for seg et "inertiamarked" som løsning på utfordringen

69 Anbefalinger fra nordisk studie 1. Implementere de mulige løsninger som kan realiseres før 2020 (raske automatiske reserver, EPC) 2. Implementere overvåkning av "frekvensstabilitet" i SCADA 3. Implementere prognose for inertia gjennom bruk av Common Grid Model (CGM) 4. Fortsette med langsiktig analyse

70 Oppsummering av tiltak Vurderer en ordning for å sikre rotasjonsenergi Ser også på muligheten for raskere automatiske reserver enn i dag ("rask FCR") Definere nytt produkt Kombinasjon av rotasjonsenergi og "rask FCR" Bidrag fra ekstra rotasjonsenergi og "rask FCR" kan redusere det totale behovet for andre løsninger Høringsprosess om ordning for å sikre rotasjonsenergi Innspill til ordningen Interesse for ordningen

71 Ivar Rørstad, Driftsutvikling Prosjekt ELEKTRONISK BESTILLING AV RK OG PRODUKSJONSFLYTTING

72 Innhold Om elektronisk bestilling Kort historikk Høringsprosess Plan for etablering av forbedret løsning

73 Om elektronisk bestilling Market participant SCADA Market participant operator confirms and executes activation Market participant trade system Activation Request ACK Statnett operator orders activation Notification (witihin 32 minutes from order time) Activation Response ACK (within 15 minutes) Optionally: updated activation response ACK Statnett MMS Notification Statnett SCADA Elektronisk bestilling skal i stor grad erstatte bruk av telefon for aktivering av regulerkraft (RK) og produksjonsflytting Bakgrunn for tiltak Forutsetning for å kunne håndtere mindre budkvantum og flere bud Forbedring i frekvenskvalitet Operasjonell effektivisering hos TSO og BRP Effektiv tilbakestilling av sekundærreserver

74 Kort historikk Pilot gjennomført mellom sept til sept der seks aktører deltok Evaluering oktober 2016 til januar 2017 Høring om elektronisk bestilling er gjennomført

75 Høringsprosess Høring om elektronisk bestilling sendt ut 15. juni 2017 med svarfrist 15. september 2017 Omhandler krav til bruk av elektronisk bestilling ved deltakelse i RK markedet. Må etableres innen utgangen av 2019 Incentivordning med økonomisk tilskudd på NOK/pr. aktør for de aktørene som godkjennes for bruk innen 15. mai 2018 Ønsker tilbakemelding innen 15. desember 2017 fra aktører som planlegger å bli godkjent

76 Plan for etablering av forbedret løsning Statnetts mål er å implementere de høyest prioritert forbedringstiltakene i forbindelse med v.13 av Fifty MMS innen utgangen av april 2018 og deretter vurdere forbedringer i påfølgende versjoner sammen med aktørene Videre er planen å utvikle en forenklet løsning. Vi forventer at denne typisk vil benyttes av aktører som bruker Fiftyweb for RK-budgivning

77 Tentativ plan for test Elektronisk bestilling regulerkraft (RK) Okt Nov 2017 Des.2017 Jan.2018 Feb.2018 Mars 2018 Apr Mai S T A T N E T T S Y S L E V Lokalt Oppsett Utvikling og test Fifty Utvikling og lokal test hos systemleverandører* Oppkobling Funksjonell Godkjenningsprøve Test med systemlev. Tekniske tester Prod A k t ø r e r Lokalt oppsett Lokal test hos aktører* Oppkobling Test med Aktører * i regi av systemleverandører

78 Testgjennomføring Test med systemleverandør SN vil utarbeid "Testpakke" for lokal test Planlagt fra medio januar 2018 Integrasjonstest Funksjonell test Verdikjede-test Både manuell og elektronisk utsending og mottak av meldinger. Test med aktører Planlagt oppstart ultimo mars Oppkoblingstest Verdikjedetester Testansvarlig Fifty vil ta kontakt med kontaktpersoner hos respektive aktører i god tid før oppstart av testgjennomføring.

79 Rita Berthelsen Johnsen RKOM I NO1 UTVIDET PRØVEORDNING VINTEREN 2017/2018

80 Agenda Bakgrunn for prøveordningen Utvidet prøveordning vinteren 2017/2018 Beskrivelse av unntakene Varslingsrutiner Søknadsprosess

81 Bakgrunn for prøveordningen Landssentralen trenger økt tilgang til reservevolum i NO1 Virkemidler: Mer aktiv bruk av geografisk oppkjøp av RKOM Prøveordning med unntak for NO1 jan/feb 2017 Portefølje NO1 Mulighet for å by fleksibelt forbruk i RKOM

82 Evaluering og veien videre Prøveordningen har vært en suksess Økte reservevolum i NO1 Begge unntakene har vært avgjørende for tilgangen på reserver Alle involverte melder om positive erfaringer Evalueringsrapport publisert Utvidet prøveordning vinteren 2017/2018 Behov for ytterligere reservevolum i NO1 Ønsker erfaring fra en mer krevende driftssituasjon Teste ut noen nye rutiner/løsninger før permanente løsninger innføres Evaluering av ordningen

83 Utvidet prøveordning Aktører i NO1 kan søke om tre unntak Krav til at deltakere i RK/RKOM er balanseansvarlig for forbruket eller produksjonen som vil bli aktivert Deltakelse i RKOM-uke og RK-markedet Prøveordningens varighet: Fra og med uke 45 i 2017 til og med uke 16 i 2018

84 Unntak 1: Aggregering av bud Minstekvantum i RK-markedet: 10 MW per stasjonsgruppe eller forbrukssted Mulighet for å aggregere regulerytelser fra flere sentralnettspunkt og samle dem i en stasjonsgruppe Aggregering innen nettområdet til et regionalnettselskap Ikke mulig å aggregere produksjon og forbruk i samme bud

85 Unntak 2: 5 MW som minste tillatte budkvantum i RK For aktører som ikke er store nok: 5 MW som minste budkvantum i RK-markedet Fra og med uke 49 og ut prøveperiodens varighet Kan ikke benyttes av aktører som har større volum tilgjengelig for å dele opp budkvantum i mindre bud

86 Unntak 3: Mulighet for å by fleksibelt forbruk i RKOM RKOM-vilkår: fleksibelt forbruk kan ikke tilbys som reserver i RKOM Prøveordningen: samtidig deltakelse i RKOM-uke og fleksibelt forbruk Aktør forplikter seg til å delta etter vilkårene i begge ordningene Ved utkobling av fleksibelt forbruk må RK-bud korrigeres RKOM-H: uten begrensning i varighet og hviletid RKOM-B: med begrensning i varighet og hviletid

87 Varslingsrutiner nettselskap Statnett informerer berørte regionalnettselskap om hvilke aktører og med hvilke kunder i deres nett som deltar i piloten (ved oppstart) Statnett formidler kontakt mellom nettselskap og aktør Aktør må varsle berørte regionalnettselskap Aktør informerer berørte regionalnettselskap om tilslag i RKOM (ukentlig) Aktør varsler berørt regionalnettselskap ved ut- og innkobling av forbruk og produksjon (ved aktivering)

88 Søknadsprosess Publisert: 15. september 2017 Ingen definert søknadsfrist Maks 4 ukers behandlingstid

89 Lars Martin Teigset, Avdelingsleder driftsutvikling IKT-GRUPPE FOR SYSTEMTJENESTER OG BALANSEANSVARET

90 ISB: IKT-gruppe for Systemtjenester og Balanseansvaret Arbeidsgruppen startet opp høsten 2011 Møter 1-2 ganger i året deltagere fra forskjellige aktører samt IKT-leverandører i vår bransje Gruppen fokuserer på IKT-utvikling som berører aktørene innenfor drifts-, markeds- og balanseverktøy. Basert på både tilbakemeldinger fra deltagerne samt vår egen erfaring fungerer gruppen godt som en arena for anbefalinger og koordinering ift implementering av prosesser og verktøy fremover i tid.

91 Status i ISB gruppen Avholdt møte Mars 2017 Normalt avholdes halvårlige møter i forkant av Fifty releaser. Har vist seg å være gode tidspunkt for møtene ift informasjon om kommende release, men også planlegging rundt releaser fremover i tid. Neste møte i ISB vil bli februar/mars 2018

92 Status i ISB gruppen Endring av ansvarlig for ISB i Statnett: Driftsutvikling v/lars Teigset tar over ansvaret for ISB fremover. (IKT v/sindre Næss har hatt ansvaret de siste årene) Årsak: Erfaringen i ISB har vist seg at det er et større behov for avklaringer på funksjonell side enn det rent IKT-messige. Etter en periode med noe lavere behov for ISB-møter ser vi for oss et økende behov i de kommende årene. Årsak til lavere behov i foregående periode: Stort fokus på TSO-forbedringer (FIFTY for Svk, forbedringer for operatør osv) Årsak til større behov fremover: Årsakene belyst i alle innleggene for FFS

93 Petter Tønnessen, IKT-Utvikling PLATTFORM FOR EKSTERN MELDINGSHÅNDTERING

94 Hvor går markedet?

95 Statnett målbilde Digital transport Sporbar, lik håndtering gjennom pakking, kryptering og forsendelse Konsolidert integrasjon Antall grensesnitt kan reduseres, løs kobling til infrastruktur Digital adresseinformasjon Digital, sikker og effektiv aktørhåndtering Meldingsformat Agnostisk til meldingsinnhold, autonom og løst koblet til transportinfrastruktur Definisjoner i samsvar med Difi rapport Løsning for meldingsutveksling i offentlig sektor Rapport 2015:3 ISSN:

96 ECP/EDX strategi Norsk markedsområde Nordisk markedsområde MELDINGER Definert meldingsstruktur for alle formål SERVICE Tjenestedefinisjon gir enklere håndtering FIFTY - MMS AutoFOS FASIT 2019 NUCS ENTSO-E TP

97 Fremdriftsplan prosjekt ->1H2018

98 Roadmap migrering av løsninger

99 Q & A Petter Tønnessen / petter.tonnessen@statnett.no / ecp@statnett.no

100 Komponenter

101 Finere tidsoppløsning Forum for systemtjenester Lars Olav Fosse

102 Innhold Hvorfor finere tidsoppløsning Status norsk og nordisk prosjekt Konsekvenser for bransjen

103 Innhold Hvorfor finere tidsoppløsning Status norsk og nordisk prosjekt Konsekvenser for bransjen

104 Dagens situasjon store frekvensavvik En stor del oppstår pga.: Forbruk ikke "flat" gjennom timen Ramping på HVDC-forbindelser 0,06 0,05 0,04 Fordelingen av frekvensavvik i løpet av en gjennomsnittstime i ,03 > 0.05 Hz Reserver brukes opp på ubalanser som kunne vært håndtert med bedre planer 0,02 0, Minutt av timen > 0.1 Hz > 0.15 Hz

105 1400 MW Flytendring på DC-kabler begrenses i dag Flytendringer (ramping) på DC-kabler gir strukturelle ubalanser og må derfor begrenses iht. hva det Nordiske synkronsystemet kan håndtere Dagens regler i Norden begrenser flytendring per kabel til 600 MW per time Nye kabler er under bygging tiltak trengs om ikke rampingbegrensningen skal strammes inn Rampingbegrensninger er nødvendig, men reduserer nytten av kabelforbindelsene Future interconnector Existing interconnector 3700 MW

106 Finere tidsoppløsning i energimarkedene vil redusere ubalanser mellom planlagt og reelt forbruk Effekt (MW) Faktisk forbruk Effekt (MW) Faktisk forbruk Planlagt forbruk Planlagt forbruk Time 1 Time 2 60 min 60 min 15 min Time 1 Time 2 15 min 15 min 15 min 15 min 15 min 15 min 15 min

107 Europeisk retningslinje for balansering av kraftsystemet (EB GL) Forord punkt (11) sier harmoniseringen av avregningsperioden til 15 minutter skal støtte intradaghandel og legge til rette for utviklingen av flere produkter med samme leveranseperiode. Artikkel 53 sier at innen tre år etter at denne reguleringen trer i kraft skal alle TSOer benytte 15 minutters avregningsperiode i alle budområder (trolig Q4 2020) Oversikt over avregningsperioder i Europa Source: Frontier Economics

108 Innhold Hvorfor finere tidsoppløsning Status norsk og nordisk prosjekt Konsekvenser for bransjen

109 Nordisk kost-nytte analyse En innføring av 15 min avregningsperiode gir gevinster som: Bedre utnyttelse av kabler Nye handelsmuligheter mot kontinentet Bedret frekvenskvalitet Bedre utnyttelse av fleksibilitet Tidlig og sen implementering gir økte kostnader Innføring i alle 4 land samtidig gir lavere kostnader Vi ønsker samtidig innføring av 15 minutters avregningsperiode i i hele Norden i Q2 2020

110 ID-auksjon Ramping TSO-TSO Settlement Balansering/RK esett Elhub Intern IT Måling Kontrakter Kontakt med bransjen

111 Case: RK-pris Balansering vs. spesialregulering 4 priser per time: Automatisering nødvendig EB GL: All TSO metodikk for prising av regulerkraft Nytt balanseringskonsept Full cost of balancing Andre produkter enn standardproduktene Budpris Volum Smelteverk Slukfoss Rådyrfoss Dyrfoss Strifoss Strifoss Storfoss Fossefoss Storelv Lilleelv Storebekk 0 Spesialregulering Ikke med i RK-pris

112 Case: Balanseavregning To systemer: esett og Energinet Når må endringer være spesifisert for å sikre leveranse? Kommer forskriftsendringene tidsnok til å sikre investeringssignaler? Flere endringer fra EB GL timing av systemendring Datahuber må levere 15 min grunnlag: Ikke i opprinnelig spekk til Elhub Behov for profilavregning? Hvordan vil aktiveringer i reservemarkedet rapporteres? En eller to ubalanser? Sluttkunder behov for saldoppgjør igjen?

113 Statnetts ønskede målbilde fra min avregningsperiode (ISP) m/15 min ubalansepris 15 min intradagmarked (kontinuerlig handel og intradagauksjon) 15 min oppløsning i RK-markedet og andre balansemarkeder Ramping +/- 7,5 min rundt hvert kvarter

114 Markeder med finere tidsoppløsning vår vurdering nå Spot Ingen initiativ for 15 min. Komplisert ytelsesmessig/teknisk og ikke minst komplisert å oppnå enighet i Europa. Signaler fra EU tyder på et trykk for å endre Spot tidligere enn antatt. Forventes på kvarter innen Intradag kontinuerlig handel Designet for 15 min, og skal ha denne muligheten fra Statnett ønsker handel med 15 min produkter innen Q Intradagauksjon Intraday Capacity Pricing mechanism (IDCPm) foreslår intradagauksjon for hele Europa. Ikke vedtatt, og svært usikker fremdriftsplan Mulig nordisk intradagauksjon (og/eller Norden/Hansa auksjon) utredes Dialog med NEMOene RK Nordisk overgang til 15 min ventes gjennomført samtidig med 15 min avregningsperiode (Q2 2020)

115 Nytten av finere tidsoppløsning Reduserte ubalanser sikrere drift Økt handelskapasitet- bedre utnyttelse av overføringsforbindelser Økt verdi av fleksibilitet Erfaring tysk ID marked: Større prisforskjeller innenfor timen enn mellom timer Flere aktører kan tilby kraft i regulerkraftmarkedet Økt mulighet for å utnytte fleksibilitet på lavere nettnivå

116 Innhold Hvorfor finere tidsoppløsning Status norsk og nordisk prosjekt Konsekvenser for bransjen

117 Konsekvenser for bransjen Muligheter Økt handelskapasitet økt mulighet for handel mot kontinentet/uk Tilgang til markeder med større prisvariasjon Økt mulighet for deltagelse i balansemarkeder/intradagmarkeder Kostnader IT-systemer må håndtere 15 min handel/avregning Målere må kunne avlese 15 min verdier Produksjon Større forbruk Utvekslingsmålere

118 - Oppløsning i døgnmarkedet for FCR og afrr - Nytt balanseringskonsept - Ny afrr plattform - Ny mfrr plattform 15 min kap til intradag 09:30: 60 min kap Day Ahead 12:50: Klarering, Spot 15:00: Nordisk intradagauksjon 18:00: Ny auksjon. Kablene? 19:30: Produksjonsplaner for alle på 15 min? 21:30 RK bud m. 15 min oppløsning Faktisk forbruk Justering intradag Handel i spot Drifts timen 5 minutters produksjonsglatting? 15 min RK marked - Ny balanseavtale - 15 min avregning - Behov for saldooppgjør sluttkunder? - Rapportering på 15 minutter D-1 D

119 Videre kontakt med bransjen Informasjon på web Informasjon via esett Nyhetsbrev (vil bli vurdert) Presentasjon, konferanser og møter med bransjen Kundeforum balanseavregningen, 7. november Møte om markedskodene i starten av desember Ta kontakt om dere har spørsmål, ønsker møter etc.

120 Takk for meg

121 Bernt Anders Hoff OPPSUMMERING OG EVALUERING