Rapport fra systemansvarlig

Transkript

1 Rapport fra systemansvarlig OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21

2 Innhold 1 INNLEDNING Side 4 2 SYSTEMANSVARSKOSTNADER Side Sammendrag av økonomiske tall knyttet til systemansvarsoppgaver fra den tekniske og økonomiske rapporteringen. s Redegjørelse for utviklingen i kostnader over tid. s Sammenstilling av flaskehalsinntekter og tapskostnader over tid for hver av utenlandsforbindelsene. s. 5 3 FLASKEHALSHÅNDTERING OG SPESIALREGULERING Side Definisjon av store/langvarige flaskehalser herunder hvilke beløps- eller tidsgrenser, knyttet til en enkelt hendelse/flaskehals, som er styrende for valget om å spesialregulere eller opprette eget Elspot-område etter FoS 5 første ledd. s Utviklingen i samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader mellom Elspot-områder, inklusive bakgrunnsdata for plassering av flaskehalsene, varighet, hyppighet og størrelse. s Årsaker til de viktigste/største spesialreguleringene samt fysisk plassering av, omfang av og kostnader knyttet til viktigste/største spesialreguleringene. s HANDELSGRENSER Side Kriterier for Statnetts fastsettelse av handelskapasitet og hvilke forhold som kan utløse en endring/reduksjon i forhold til prognosene. s Varighetskurver for handelsgrensene mellom de ulike Elspot-områdene i Norden og mellom Norge og Nederland, med tilhørende markedsflyt. s De viktigste årsakene til reduksjon i handelskapasitet mellom elspotområder i Norden og mellom Norge og Nederland. s SYSTEMTJENESTER OG EFFEKTRESERVER Side Beskrivelse av omfanget av fysisk benyttede/reserverte systemtjenester og effektreserver med tilhørende forklaring av kostnadsutviklingen, samt prinsipper/metoder for innkjøp. s Analyse av utviklingen i frekvensavvik, og bakgrunnen for denne utviklingen. s TILTAK FOR SVÆRT ANSTRENGTE KRAFTSITUASJONER Side Kort beskrivelse av tiltak og volumene på tiltakene for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. s Beskrivelse av Statnetts kriterier for å søke NVE om å ta i bruk godkjente tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. s Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

3 7 INTERNASJONAL KOORDINERING Side Samlet beskrivelse av deltakelse i europeisk og nordisk samarbeid for å utvikle internasjonale løsninger for systemansvarsutøvelse. s Samlet oversikt over endringer som er foretatt i den nordiske systemdriftsavtalen inklusive bilagene til avtalen. s Status for de nordiske investeringsplanene. s.3 8 ØVRIGE RAPPORTERINGSPUNKTER Sider Kriterier systemansvarlig legger til grunn for fastsettelsen av «faste» koblingsbilder i regional- og sentralnett til FoS 1, samt på hvilken måte konsesjonærene blir gjort kjent med hvilke konsekvenser valget av koblingsbilde har for leveringskvaliteten og KILE i sitt område. s Oversikt over større områder og tidsrom hvor nettet har vært drevet med redusert driftssikkerhet, herunder N-. s Etablerte rutiner mellom systemansvarlig og avregningsansvarlig for å avdekke systematiske overtredelser av konsesjonærenes pålegg om å anmelde i balanse. s Status på arbeidet med utarbeidelse av veiledere til hjelp for konsesjonærene i forbindelse med Fos 14 om planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet. Liste over vedtak som systemansvarlig etter denne bestemmelsen har fattet i 29. s Kriterier systemansvarlig legger til grunn for hvem som initierer en flytting av planlagte driftsstanser iht. Fos 17 tredje ledd. s Rutiner som er etablert for å tilfredsstille systemansvarfunksjonens forhold til forvaltningsloven og offentlighetsloven iht. Fos 28. Beskrivelse av hvilke bestemmelser der systemansvarlig fattet vedtak etter alle forvaltningslovens bestemmelser (de ikke systemkritiske vedtak ). s Rutiner som er etablert for å sikre NVE løpende informasjon i henhold til Fos 8 annet ledd og 24, og tilhørende forarbeid. s Beskrivelse av investeringskriterier. s. 41 Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 3

4 1. Innledning Statnett skiller seg fra andre nettselskaper først og fremst gjennom forvaltning av systemansvaret 1. Virksomheten 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 21. 1) Lovdata: FOR nr 448: Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet 2) Lovdata: Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer 2. Systemansvarskostnader 2.1 Sammendrag av økonomiske tall knyttet til systemansvarsoppgaver fra den tekniske og økonomiske rapporteringen. Variable systemdriftskostnader og inntekter (NOK mill) Budsjett 21 Avvik fra budsjett 21 Regulerkraftopsjoner inkl. langsiktige avtaler Spesialregulering Systemvern (PFK, BFK etc.) Produksjonstilpasning kvarter Frekvensstyrte reserver, herav Grunnleveranse Marked Regulerstyrke eksport Aktørenes inntekter Energiopsjoner Reaktiv effekt (fra produksjon) Netto kjøp av reguler- og balansekraft Omberamming av planlagte revisjoner Sum eksisterende poster Redegjørelse for utviklingen i kostnader over tid. Som tabellen over viser har avstanden mellom inntektsrammen og de regnskapsførte systemdriftskostnadene økt de siste årene. Postene som har økt mest i perioden er primær- og tertiærreserver, altså kostnader knyttet til innkjøp av frekvensstyrte reserver og regulerkraftopsjoner. Kostnader for tertiærreserve fremkommer ved at Statnett sikrer tilgang på effektressurser gjennom Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM). Siden 22 har 4 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

5 disse kostnadene blitt redusert gjennom en effektivisering av handelen, først og fremst ved at en betydelig del av anskaffelsen skjer ved ukeshandel. Noe vekst i ressurstilgangen fra forbrukssiden har også dempet kostnadene. Til tross for en viss økning fra 28 til 21, tyder de senere års kostnader på at nivået har stabilisert seg. Flere uvanlig kalde perioder både i januar-mars og i november er hovedgrunnen til at tallene for 21 ligger noe over nivået fra foregående år. Kostnadene for primærreserve er nært knyttet til den hydrologiske situasjonen i Norge. Tørrår med mye import og lav produksjon i magasinverk gir høye kostnader for produsentene ved at aggregat må holdes roterende i perioder hvor prisbildet i energimarkedet tilsier at de burde stå. I andre perioder kan produksjon ved ugunstige settpunkt på maskinene gi en tilsvarende effekt. Ved introduksjonen av markedet for frekvensstyrte reserver i januar 28 ble kravet til generell statikk på aggregater i Norge endret fra 6 til 12 %. For Statnetts del har dette medført at tilgangen på billig regulerstyrke har minket, og at den tradisjonelle overdekningen av primærreserver fra norske områder har opphørt. I tillegg kommer faktorer som økt importkapasitet og større innslag av ikke-regulerbar produksjon, som kan fortrenge de maskinene som står for den største andelen av primærreserve. Disse forholdene, i tillegg til en stadig mer effektiv energihandel mellom Norge og andre land, gjør at kostnadene har vært spesielt store i 21. Kostnadene for spesialregulering har økt i de senere år. Dette henger sammen med energisituasjonen, hvor spesielt tørre og våte år medfører behov for stor overføring i nettet, med generering av regionale flaskehalser som resultat. Statnett ønsker primært å håndtere strukturelle flaskehalser ved Elspot-områdeinndeling, men enkelte flaskehalser må likevel håndteres med spesialregulering. Frekvensregulering bidrar på sin side også til spesialreguleringskostnadene, ved at store og raske enheter av og til benyttes utenfor prisrekkefølge i budlisten. Behovet for slike tiltak har vært økende de senere år. Øvrige systemdriftskostnader viser også en stigende tendens, noe som korresponderer med økende utfordringer med frekvensreguleringen. Eksempelvis har graden av påkrevd justering av produsentenes produksjonsplaner på kvartersnivå økt merkbart. Når det gjelder kostnadene for energiopsjoner og reaktiv effekt er disse nært korrelert med den hydrologiske situasjonen, og vil således variere fra år til år. For systemvern har kostnadsnivået falt noe. Dette henger sammen med at de gjeldende avtalene for belastningsfrakopling (BFK) gikk ut i 28, og at initiering av slike systemvern nå dekkes gjennom KILE-ordningen. 2.3 Sammenstilling av flaskehalsinntekter og tapskostnader over tid for hver av utenlandsforbindelsene. Ved flaskehals mellom to tilstøtende Elspot-områder oppstår det prisforskjeller, og dermed flaskehalsinntekter. Inntektene genereres gjennom Nord Pool Spots virksomhet, og skal fordeles mellom de nordiske TSOene etter et sett med avtalte fordelingsnøkler. Fra 25 til utgangen av 21 har fordelingsnøkkelen blitt beregnet med utgangspunkt i estimerte investeringskostnader for prioriterte nordiske flaskehalser. Fra og med 6. desember 21 skal flaskehalsinntektene for en gitt forbindelse fordeles med 5 % til hver av de to berørte TSOene. I en overgangsperiode fra 26 til 21 har fordelingen vært en kombinasjon av disse beregningsmåtene, med gradvis større vektlegging av 5/5-fordelingen. Dette betyr at det fram til 21 ikke har vært mulig å skille ut Statnetts andel av flaskehalsinntektene for en enkeltforbindelse, ettersom alle inntekter har gått rett inn i en nordisk pott. Tallene i tabellen under gjengir derfor de samlede flaskehalsinntektene per Elspot-korridor, ikke Statnetts andel av disse. Det genereres også flaskehalsinntekter og -kostnader som følge av Statnetts agering i regulerkraftmarkedet. Dette oppstår som følge av Statnetts rolle som systemansvarlig. Vi kan si at Statnett har rollen som kraftmegler mellom de aktørene som er i ubalanse. Kostnadene og inntektene som oppstår tilfaller ikke Statnett, men dekkes av de balanseansvarlige aktørene. Statnetts andel av overføringstapene for HVDC-forbindelsene (MNOK) NO2-NL 26,3 28,7 26,4 NO2-DK1 23,5 25,9 34,7 Statnett står ansvarlig for alle kostnader som skyldes elektriske overføringstap i sentralnettet. Tapene kjøpes daglig i Elspot. For HVDC-forbindelsene utgjør tap en fast og betydelig prosentandel av planlagt flyt, i størrelsesorden 5-6 % Kostnaden deles i henhold til eierskapsandel i kabelen. Når det gjelder grenseforbindelser mot Sverige i AC-nettet er gjeldende praksis at Statnett og Svenska Kraftnät står ansvarlig for annenhver forbindelse langs grensen. Nivået på disse tapene er vesentlig lavere enn for HVDC-forbindelsene, anslagsvis,5-1 %. Statnett har av den grunn ingen prosedyre på å skille tapet for ledningsstykker som krysser grensa fra de øvrige innenlandske overføringstapene. Totale flaskehalsinntekter per elspotkorridor (MNOK) NO1-SE 579,5 569,1 219,2 169,4 NO3-SE 24, 2,6 2,6 6,7 NO4-SE 38,5 9,9 9,2 4,7 NO2-NL - 468, 194,5 97,6 NO2-DK1 45,2 76,8 25,7 356,2 Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 5

6 Foto Trond Isaksen 6 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

7 3. Flaskehalshåndtering og spesialregulering 3.1 Definisjon av store/langvarige flaskehalser herunder hvilke beløps- eller tidsgrenser, knyttet til en enkelt hendelse/ flaskehals, som er styrende for valget om å spesialregulere eller opprette eget Elspot-område etter FoS 5 første ledd. Elspot-områdene 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 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. 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. Det kan oppstå behov for å opprette nytt Elspot-område, for eksempel ved utfall eller revisjon av en viktig overføringslinje. Dersom dette skjer vil Statnett anslå: hvor lenge linjen vil være ute, hvilke spesialreguleringskostnader Statnett vil få dersom det ikke opprettes eget Elspot-område. Dersom Statnett anser at spesialreguleringskostnadene for en periode vil beløpe seg til i størrelsesorden 2 millioner kroner, vil det vurderes å opprette et eget Elspot-område. Behov for å opprette nytt Elspot-område kan også oppstå i et intakt nett, dersom det oppstår en stor og langvarig flaskehals. Markedet varsles minst 2 uker før det nye Elspot-området gjøres gjeldende. Definisjon av Områdeinndelingen i Norge 21: 1. januar-11.januar: NO1: Sør-Norge sør for Vågåmo, Åskåra og Litjfossen. NO2: Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen 11. januar-15. mars: NO1: Sør-Norge sør for Vågåmo, Åskåra og Litjfossen, nord for Sauda og øst for Flesaker. NO2: Sørvest-Norge vest for Flesaker og sør for Refsdal. NO3: Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen og sør for Tunnsjødal. NO4: Nord-Norge nord for Tunnsjødal. 15. mars-31. desember: NO1: Sørøst-Norge sør for Vågåmo og Litjfossen og øst for Flesaker og Aurland. NO2: Sørvest-Norge vest for Flesaker og sør for Refsdal. NO3: Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen og sør for Tunnsjødal. NO4: Nord-Norge nord for Tunnsjødal. NO5: Vest-Norge sør for Åskåra, vest for Aurland og nord for Sauda. 3.2 Utviklingen i samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader mellom Elspot-områder, inklusive bakgrunnsdata for plassering av flaskehalsene, varighet, hyppighet og størrelse. Landssentralen har tidligere 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). Kostnaden ble beregnet som ((Flyt ved systempris - elspotflyt) * (prisforskjell mellom områdene))/ 2 (pr time) Flyt ved systempris vil i flere tilfeller være større enn maksimal overføringsgrense. Beregningen over 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 investeringsanalyser. Samfunnsøkonomisk Flaskehalskostnad beregnes nå med ((Maksimal flyt elspotflyt) * (prisforskjell mellom områdene) (pr time) 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 tar hensyn til 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 liten, og at resultatet av beregningen er godt nok for formålet. De beregnede kostnadene blir noe høyere enn de faktiske kostnadene. 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 i Norge. Kostnader som skyldes feil eller begrensinger i utlandet er trukket ut av beregningen. Dette gjelder f. eks kapasitetsbegrensinger som skyldes feil i en svensk transformatorstasjon. Det samme gjelder kostnader som skyldes flaskehalser ved intakt nett, f. eks begrensninger i Hasle grunnet høy last i Østlandsområdet. Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 7

8 Samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader i MNOK ved bortfall av overføringskapasitet NO1-SE NO3-SE NO4-SE NO4-NO3 NO2-DK1 NO2-NL NO1-NO2 NO1-NO5 NO2-NO Revisjon Feil/utfall Revisjon Feil/utfall Revisjon Feil/utfall Revisjon Feil/utfall Revisjon Feil/utfall Revisjon Feil/utfall Revisjon Feil/utfall Revisjon Feil/utfall Revisjon Feil/utfall Sum ) Inntil 21 ble NO4-SE og NO3-SE rapportert som én forbindelse. Disse kostnadene er til og med 29 allokert til raden for NO3-SE. 2) Usikkerhet knyttet til beregningsmetoden ved særlig store kostnader. Hyppighet og årsak til flaskehalser med bortfall av overføringskapasitet: NO1-SE - Revisjon - Eksport SE-NO1 - Revisjon - Import 5 Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Desember Antall timer månedsvis med flaskehalser Sør-Norge - Sverige ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner i Norge. 8 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

9 NO3-SE - Revisjon - Eksport NO4-SE - Revisjon - Eksport SE-NO3 - Revisjon - Import SE-NO4 - Revisjon - Import Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Antall timer månedsvis med flaskehalser Midt- og Nord-Norge - Sverige ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner i Norge DK1-NO2 - Feil/utfall - Import DK1-NO2 DK1-NO2 - Feil/utfall - Revisjon - - Import Import DK1-NO2 NO2-DK1 - Revisjon - Feil/utfall - Import - Eksport NO2-DK1 - Feil/utfall - Revisjon - - Eksport Eksport 5 NO2-DK1 - Revisjon - Eksport Januar Januar Mars Mars April April Mai Mai Juni Juni Juli Juli August August September September Oktober Oktober November November Desember Desember Antall timer månedsvis med flaskehalser Sør-Norge - Jylland ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner i Norge. Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 9

10 NL-NO2 - Feil/utfall - Import NL-NO2 - Revisjon - Import NO2-NL - Feil/utfall - Eksport NO2-NL - Revisjon - Eksport 1 Januar Februar Mars April Mai Juni September Desember Antall timer månedsvis med flaskehalser Sør-Norge - Nederland ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner i Norge Revisjon - NO1-NO2 - Import til NO2 15 Revisjon - NO1-NO5 - Import til NO5 1 Revisjon - NO2-NO5 - Import til NO5 5 Revisjon - NO4-NO3 - Import til NO3 Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Revisjon - NO5-NO1 - Import til NO1 Antall timer månedsvis med flaskehalser ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner internt i Norge. 1 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

11 3.3 Årsaker til de viktigste/største spesialreguleringene samt fysisk plassering av, omfang av og kostnader knyttet til viktigste/største spesialreguleringene. Spesialreguleringer oppstår når begrensninger i overføringskapasiteten gjør at budene i regulerkraftmarkedet ikke kan anvendes i prisriktig rekkefølge. Da påføres Statnett en kostnad lik differansen mellom pris på aktiverte bud som er benyttet til spesialreguleringer og aktuell timepris i regulerkraftmarkedet multiplisert med spesialregulert volum. Årsak til spesialreguleringer er delt inn i hovedtyper: Intakt nett Revisjoner Feil/utfall Annet som består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last-/produksjonsendring, spenningsforhold, problemer i naboland og andre spesielle årsaker. Dersom driftsforstyrrelser, eller andre uforutsette tekniske forhold gjør at avtalt elspothandel mellom Elspot-områder ikke kan leveres, oppstår det mothandel mellom Elspot-områdene. TSO i området som er årsak til begrensningene, må dekke andres TSO sine økte omkostninger som følge av begrensningene. I 21 hadde Statnett en kostnad på netto 1,5 MNOK i mothandel. Ved begrensninger som følge av feil på mellomriksforbindelser, deles kostnadene mellom de respektive TSOene. Spesialreguleringskostnader i MNOK for årene fordelt på hovedtypene. Årsak Intakt nett, overlast Intakt nett, spenning Revisjoner Feil/utfall Annet Totalt Totale kostnader for spesialregulering har vært 15 MNOK høyere enn budsjettert i MNOK Revisjoner Inntakt nett, spenning Inntakt nett, overlast Feil/utfall Modalen-Evanger + Mauranger- Åskåra Indre Sogn Sørlandet eksport Kobbelv-Ofoten Aurland-Fardal + Mauranger-Samnanger Rød-Hasle Delt drift BKK Mauranger-Samnanger Orkdal trafo Rjukan-Sylling+Rød-Hasle Mauranger-Blåfalli De 12 høyeste spesialreguleringsårsakene i 21. Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 11

12 Foto Trond Isaksen Langvarige og kostnadskrevende spesialreguleringer: Underskudd Vestlandet: I januar og februar var magasinfyllingene og kjøreønsket hos aktørene på Vestlandet så lave at det gikk ut over forsyningssikkerheten. Det ble spesialregulert for over 4 MNOK i forsøk på å holde N-1 til området. Beslutningen om å dele nettet for å redusere tappingen fra magasinene gjorde landsdelen mer sårbar for feil, men bidro samtidig til en vesentlig reduksjon av kostnadene. Det påløp likevel rundt 5 MNOK i spesialregulering ved delt drift, først og fremst som følge av problemer med å opprettholde normal driftsspenning. Underskudd SFE-området: I 132 kv-nettet i Sogn og Fjordane ble kostnaden knyttet til utfordrende spenningsforhold i januar, februar og mars summert til ca. 17 MNOK. Indre Sogn: Ved lav kraftproduksjon i indre Sogn, under Fortun transformatorstasjon, har det vært behov for innfasing av generatorer for å unngå fluktuasjoner i spenning. De største kostnadene påløp i perioden februar-mai. Sørlandet eksport: I juli og august førte høy flyt fra Vestmot Sørlandet, stor eksport mot kontinentet, samt høye utetemperaturer og problemer med termisk kapasitet på linjene til fullastede snitt inn mot Sørlandet. 42 kv Kobbelv-Ofoten: Overskudd i Nordland og nordlige deler av Trøndelag gjorde det nødvendig å spesialregulere for å få gjennomført en revisjon i september. 42 kv Rød-Hasle: Redusert kapasitet på sjøkabelstrekningen over Oslofjorden etter havariet i 29 gjorde at det i rampingtimer måtte spesialreguleres for å unngå overlast. 3 kv Mauranger-Samnanger: Den svakeste av de to linjene inn mot Bergensområdet ble koplet ut for revisjon i flere perioder på høsten. Målet med arbeidet var å høyne kapasiteten gjennom temperaturoppgradering, og på denne måten sørge for å redusere antall timer med redusert driftssikkerhet i de påfølgende vintersesongene. Orkdal trafo: I Orkdal stasjon førte tre ulike feil til behov for spesialregulering i februar. I tillegg har det påløpt kostnader på overlast ved intakt nett i kalde perioder, først og fremst i februar og desember. 3 kv Mauranger-Blåfalli: Ledningen måtte drives med halv kapasitet i tre dager samt koples ut én dag som følge av skader etter sprengning i nærheten. Kostnadene skyldes overskudd på vestlandet i juni. 4.Handelsgrenser 4.1 Kriterier for Statnetts fastsettelse av handelskapasitet og hvilke forhold som kan utløse en endring/reduksjon i forhold til prognosene. Hovedprinsipp Fram til våren 21 ble hovedprinsippet om overføringskapasitet i det norske sentralnettet fastsatt ut fra følgende krav: - En driftsforstyrrelse skal ikke gi mer enn 1 MWh i kke levert energi. - Leveringspunkt skal være spenningssatt og ha tilstrekkelig kapasitet innen to timer. (Leveringspunkt med ensidig forsyning skal være spenningssatt og ha tilstrekkelig kapasitet innen fire timer). - En driftsforstyrrelse skal ikke gi avbrudd for mer enn 14 MW forbruk. - Et tilknytningspunkt i sentralnettet skal ha maksimalt to avbrudd per år. 12 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

13 Statnetts syn er at nettutnyttelsen i Norge er høy sammenliknet med praksis fra andre land, og at vi har tillatt drift med høyere risiko for forbruksbortfall. Som statistikken i kapittel 8.2 viser har antall timer med drift med redusert driftssikkerhet vært økende i flere områder de siste åra. For å tilpasse driften av sentralnettet til utviklingen i samfunnets syn på av forbruksbortfall anser Statnett at det kreves en innstramming av akseptabel driftsrisiko. Fra og med våren 21 har gjeldende driftspolicy tillatt: - Ved intakt nett, maksimalt 2 MW berørt forbruk og med varighet maksimalt 1 time. - I perioder med planlagt vedlikehold, maksimalt 5 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 frakobling fra primærvernet, normalt 8-11 ms avhengig av brytertid for aktuelle effektbrytere. Dimensjonerende utfall i snittene skal ikke medføre verre konsekvenser enn det som er fastsatt i punktene 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 2 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 1 % under det MW-nivå som gir stående eller uakseptable pendlinger. For spenningsstabilitet er det normalt tillatt 1 % spenningsfall fra systemspenning, det vil si 38 og 27 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 frakobling 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 2 % overlast i 15 minutter for luftlinjer, korrigert for aktuell utetemperatur. For brytere, strømtransformatorer og Hfsperrer 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 2-4 % over merkeverdi. For transformatorer tillates normalt 3-4 % 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 12 MW, som er dimensjonerende utfall for Norge. Systemvern for automatisk lastfrakobling blir i dag benyttet i langt mindre omfang. Frakobling av 4 MW er største enkelthendelse pr. i dag. Normal praksis er at overføringen i nettet reduseres under spesielle værforhold eller ved arbeid i stasjonene. Dette overvåkes daglig av Statnetts driftssentraler. 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. - Ved fastsettelse av Elspot-kapasitet på AC-forbindelser skal fysisk overføringskapasitet reduseres med frekvensbåndet. - Frekvensbåndet for Haslesnittet er normalt 15 MW. Frekvensbåndet totalt på øvrige forbindelser er normalt 5 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 6 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 har medført redusert handelskapasitet i 21: - Forhold i naboland. Vestkystsnittet i Sør-Sverige medfører redusert importkapasitet til Sør-Norge. Dette er særlig på natt og lavlastperioder i helger. Snitt 2 i Midt-Sverige medfører redusert importkapasitet til Sør-Norge. Dette gjelder særlig på dagtid i vintersesongen, men også i øvrige høylastperioder med høye overføringer på snitt 2. - Høy last på Østlandet. Dette kan medføre redusert eksportkapasitet mellom Sør-Norge og Sverige vinterstid. - Feil. Tre måneders utetid på grunn av kabelfeil på NorNed førte til redusert handelskapasitet med samfunnsøkonomiske tap i størrelsesorden 17 MNOK. - Revisjoner. Ombygging i Hasle stasjon har pågått siden tidlig i 21. Transformator T6 har en forventet utetid fra september 21 til juni 211, noe som gjør at maksimal handelskapasitet mot Sverige har vært redusert med rundt 6 MW. - I situasjoner med høy import på utenlandskablene og transitt videre til Sverige, eller ved «skjev» belastning i sentrale snitt på Østlandet, har Elspot-områdebegrensningen mellom NO2 og NO1 fungert etter hensikten. Ved å legge handelsbegrensningen til den reelle fysiske flaskehalsen, nemlig kablene over Oslofjorden, har kapasiteten NO1-SE kunnet utnyttes vesentlig bedre enn i Høy utetemperatur. Dette kan redusere import- og eksportkapasiteten i korte perioder sommerstid. Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 13

14 Foto Trond Isaksen 14 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

15 Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 15

16 4.2 Varighetskurver for handelsgrensene mellom de ulike Elspot-områdene i Norden og mellom Norge og Nederland, med tilhørende markedsflyt. Handelskapasitet m/elspotflyt Eksport SørNorge til Sverige KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer MW Handelskapasitet m/elspotflyt Import SørNorge fra Sverige KAPASITET ELSPOTFLYT Timer Handelskapasitet m/elspotflyt Eksport MidtNorge til Sverige KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer 16 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

17 MW Handelskapasitet m/elspotflyt Import MidtNorge fra Sverige KAPASITET ELSPOTFLYT Timer Handelskapasitet m/elspotflyt Eksport NordNorge til Sverige KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer Handelskapasitet m/elspotflyt Import NordNorge fra Sverige KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 17

18 Handelskapasitet m/elspotflyt Eksport Sørvestlandet til Danmark KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer Handelskapasitet m/elspotflyt Import Sørvestlandet fra Danmark KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer MW Handelskapasitet m/flyt Eksport Sørvestlandet til Nederland KAPASITET ELSPOTFLYT Timer 18 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

19 Foto Jørgen Nordlie Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 19

20 MW Handelskapasitet m/flyt Import Sørvestlandet fra Nederland KAPASITET ELSPOTFLYT Timer Handelskapasitet NO2-NO1 m/elspotflyt KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer Handelskapasitet NO1-NO2 m/elspotflyt KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer 2 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

21 Handelskapasitet NO2-NO1 m/elspotflyt KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer Handelskapasitet NO5-NO2 m/elspotflyt KAPASITET ELSPOTFLYT 1 5 MW Timer Timer Handelskapasitet NO5-NO1 m/elspotflyt KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 21

22 Handelskapasitet NO1-NO5 m/elspotflyt KAPASITET ELSPOTFLYT MW Timer MW Handelskapasitet NO4-NO3 m/elspotflyt KAPASITET ELSPOTFLYT Timer MW Handelskapasitet NO3-NO4 m/elspotflyt KAPASITET ELSPOTFLYT Timer 22 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

23 Foto Trond Isaksen 4.3 De viktigste årsakene til reduksjon i handelskapasitet mellom elspotområder i Norden og mellom Norge og Nederland. NO1-SE 17. februar ble 132 kv-forbindelsen Eidskog-Charlottenberg innlemmet i elspot-handelskorridoren mellom NO1 og SE, i tillegg til Haslesnittet, (Hasle-Borgvik + Halden-Skogsäter). Etter det er maksimal handelsgrense i elspot for import/eksport hhv 295/2145 MW. Rød-Hasle har etter reparasjonen i 29 vært drevet med 65 % av tidligere kapasitet (før april 28). Ugunstig flytfordeling kan fortsatt, selv etter opprettelsen av NO2 6. januar, gi reduksjon i NO1-SE eksportkapasitet, men i mye mindre grad enn før dette. De viktigste årsakene til reduksjon av både import- og eksportkapasiteten NO1-SE i 21 har vært et stort antall utkoblinger med tilknytning til Hasle transformatorstasjon og det store ombyggingsprosjektet der, spesielt sommerstid. Reduksjon av eksportkapasitet er på vinterstid forårsaket av høyt forbruk i Oslo ( Hasletrappen ). Nettet vest for Oslo har da en tendens til å bli overbelastet, og i kaldt vær vil det da bli mindre igjen til eksport østover. Vår importkapasitet fra Sverige til NO1 er i sterk grad redusert på grunn av forhold i Sverige. På vinter dagtid tåles det mindre eksport fra sør for snitt 2 (sør for Sunsdsvall), og Svenska Kraftnät vil da redusere alle sine eksportkapasiteter sør for dette snittet. Dette forholdet ble vinteren 21 i sterk grad forsterket av at mye svensk kjernekraft var utkoblet. Typisk for sommer natt er at SvK begrenser sin eksportkapasitet på grunn av Västkustsnittet (Sør for Gøteborg) og problemer ved flyt nordover der. På sommertid dominerer likevel Hasleprosjektet som årsak, også til importkapasitetsreduksjonene. Som varighetskurvene viser er det svært hyppig reduksjon, både på import- og eksportkapasitet, og helt ned mot null kapasitet begge veier. NO3-SE Eksportkapasiteten NO3-SE har vært konstant på maks. (6 MW) nær hele året. Den ble nesten aldri fullt utnyttet på grunn av gjennomgående underskuddssituasjon i Midt-Norge. Importkapasiteten ble vesentlig hevet, fra 6 til 9 MW ved Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 23

24 fullføringen av oppgraderingsprosjektet (spenningsheving) på svensk side av Nea-Järpen 28. mars. Den nye kapasiteten ble svært godt utnyttet frem til midtsommer og igjen utpå høsten. Samlet importkapasitet til NO3 var MW i det meste av 21. For øvrig har revisjonsutkoblinger i 3 og 42 kv nettet i Midt- og Nord-Norge ført til noe redusert eksport- og importkapasitet. NO4-SE Både import- og eksportkapasiteten NO4-SE (normalt 7/8 MW) har vært tidvis redusert, hovedsakelig på grunn av utkoblinger mellom Nedre Røssåga og Ofoten (42 kv), og i noe mindre grad mellom Nedre Røssåga og Klæbu (3 kv). NO2-DK1 Skagerak-linken har vist svært høy tilgjengelighet i 21, med sine 1 MW. Den har ikke hatt vesentlige feil, og kun enkelte kapasitetsreduksjoner på grunn av énsamleskinnedrift i Kristiansand, samt under den faste årlige vedlikeholdsperioden. NO2-NL NorNed-linken har vært preget av kabelfeilen 7 km ut fra Nederland 29. januar. Denne feilen tok nær tre måneder å reparere, og forbindelsen ble idriftsatt 27. april. Den var også ute i den faste planlagte revisjonen i september, men hadde ellers full kapasitet med 7 MW. Antall kortvarige utfall var vesentlig færre enn i 29. NO2-NO1 Nye NO2 (Sørvestlandet) ble opprettet 11. januar, vesentlig for å styre flyten på kabelen Tveiten-Hasle. Opprettelsen var i så måte svært vellykket, og har gitt større kapasitet NO1-SE. Det har vært svært sjelden reduksjon av NO2-NO1-kapasiteten, og da oftest betinget av flytfordelinger. Normal kapasitet har vært 27/17 MW. NO2-NO5 NO5 ble opprettet 15. mars, og har svært sjelden hatt reduksjon i sine handelsgrenser. Reduksjoner har kun vært flytfordelingsbetinget. NO1-NO5 Grensesnittet NO5-NO1 har hatt én større reduksjon, under utkobling av Fardal-Aurland. NO4-NO3 Kapasiteten NO4-NO3 har vært noe redusert når ledninger mellom Klæbu og Ofoten har vært ute. NO4 Internt i Nord-Norge har det vært anstrengt forsyning etter at et sørperas 17. mai rev med seg master på begge 132 kvledningene mellom Kvandal og Straumsmo, nord for Narvik. Lofoten har hatt en lengre periode med N--forsyning under reparasjon av ledningen Kanstadbotn-Kvitfossen, som ble tatt av steinras på vårparten. 5. Systemtjenester og effektreserver 5.1 Beskrivelse av omfanget av fysisk benyttede/reserverte systemtjenester og effektreserver med tilhørende forklaring av kostnadsutviklingen, samt prinsipper/metoder for innkjøp. 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 også hvilke systemtjenester tilbyderne godtgjøres for. Den faktiske godtgjørelsen fastsettes ved avtale mellom systemansvarlig og berørte tilbydere. Reaktiv effekt Forskrift om systemansvar sier at Produksjonsenheter tilknyttet regional- og sentralnettet skal bidra med produksjon av reaktiv effekt innenfor enhetenes tekniske begrensninger. Systemansvarlig skal betale for kostnadene ved pålagt produksjon av reaktiv effekt ut over de grenser som er fastsatt av systemansvarlig. 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 at det i tunglast i nettet er behov for leveranse av reaktiv effekt mens det i lettlast er behov for å fjerne reaktiv effekt. Slike forhold håndteres i hovedsak ved hjelp av spesielle installasjoner som batterier, spoler og SVC-anlegg, i tillegg til at uttak av reaktiv effekt fra sentralnettet i tunglast i 21 ble tariffert med 8 mill kr. 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. Av hensyn til et generelt ønske om enkle løsninger gis det en godtgjørelse for dokumenterte leveranser utover et «dødbånd» omkring null med en fast sats på 25 kr/mvarh. Sum kostnader i 21 var 16,7 MNOK som er 1,2 MNOK høyere enn budsjettert. I 29 var tilsvarende kostnad 12,9 MNOK. 24 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

25 Frekvensstyrt reserve Frekvensstyrt normaldriftreserve (FNR): Den frekvensstyrte normaldriftreserven skal være minst 6 MW for det nordiske synkronsystemet. Reserven blir aktivert ved 49.9 Hz < f < 5.1 Hz. Ved en rask frekvensforandring til 49,9/5,1 Hz skal reserven være opp/nedregulert innen 2-3 minutter. Det nordiske behov for FNR fordeles mellom delsystemene Øst-Danmark, Finland, Sverige og Norge etter foregående års energiforbruk. Minimumskravet for Norge er ca. 21 MW. Markedet for frekvensstyrte reserver ble åpnet i januar 28. Produktene i markedet er Frekvensstyrt Normaldriftsreserve (FNR) og Frekvensstyrt Driftsforstyrrelsesreserve (FDR). FNR er effektreserve som aktiveres automatisk i begge retninger omkring et settpunkt når frekvensen varierer mellom 5.1 Hz og 49.9 Hz. FDR er effektreserve som aktiveres automatisk når frekvensen faller under 49.9 Hz. Det er et krav at stasjonær frekvens ikke skal falle under 49.5 Hz i det sammenkoplede nordiske kraftsystemet og all FDR må derfor være aktivert ved høyere frekvens enn dette. Frekvensstyrte reserver består av en grunnleveranse og en markedsbasert leveranse. Statnett fastsetter en maksimal statikkinnstilling som er bestemmende for minimumsleveranse av frekvensstyrt reserve fra roterende produksjonsanlegg. Leverandørene kan levere mer reserve enn minimumsleveransen ved å innstille lavere statikk enn maksimal innstilling, eller kjøre flere aggregater enn opprinnelig planlagt. Den økte leveransen kan anmeldes i markedet. All leveranse utover leveranse med tilslag i markedet, regnes som grunnleveranse og godtgjøres med avtalte satser i henhold til innrapporterte volum. 3 Informasjon om gjeldende maksimal statikkinnstilling gis via Statnetts web-side og e-post. Fra og med 22. desember 21 kan også grunnleveranse tilbys i markedet. Ukemarkedet er delt i virkedag og helg som begge igjen har en oppløsning på dag og natt. Ukemarkedet kjøres hver fredag og tilbyder kan velge å by inn i en eller flere av de fire avtaleperiodene (dag, natt, ukedag, helg). Produktet i ukemarkedet vil være summen av FNR og FDR. 4 Budene angis pr. Elspot-område. Døgnmarkedet kjøres hver dag for neste dag med timesoppløsning. Budene angis pr. stasjonsgruppe, type reserve (FNR, FDR), pr. time, pr. Elspot-område. Årsaken til at budene angis pr. stasjonsgruppe er av hensyn til etablerte rapporteringsrutiner. Avregning foretas pr. Elspot-område. Innkjøp av frekvensstyrte reserver i 21 er regnskapsført med 215,1 MNOK inkludert grunnleveransen. Budsjettert i 21 var 233 MNOK. I 29 ble det kjøpt inn for 119,8 MNOK. Frekvensstyrte reserver utover nasjonalt behov kan eksporteres som regulérstyrke til andre land i Norden. Eksport betyr at Statnett handler et større volum i uke-/døgnmarkedet enn norsk behov. Tilbyderne i det norske markedet blir derfor godtgjort gjennom økt kjøp i det norske markedet. Det er i 21 regnskapsført en netto inntekt på eksport av frekvensstyrte reserver på 13,8 MNOK mot 2,3 MNOK i 29. 3) Merk endring av vilkårene for grunnleveranse f.o.m , all grunnreserve kan heretter tilbys i markedet. 4) F.o.m ble produktet i ukemarkedet endret til å være kun FNR. F.o.m er ukemarkedet inndelt i tre segmenter per døgn: natt, dag og kveld. MNOK NO5 NO4 NO3 NO2 NO Januar Februar Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Desember Månedsvise kostnader for innkjøpte reserver i ukemarkedet. Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 25

26 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. PFK blir godtgjort ved en todelt ordning som består av en fast årlig godtgjørelse for å delta i ordningen i tillegg til godtgjørelse ved frakobling av aggregater. Fast årlig godtgjørelse: - For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 12.,- pr. aggregat: - For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 18.,- pr. aggregat. Ved frakopling av aggregat tilknyttet PFK gis følgende godtgjørelse: - For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 1.,- pr. frakoplet aggregat. - For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 12.,- pr. frakoplet aggregat. PFK er i 21 blitt initiert i tre tilfeller. Statnetts totale kostnad for PFK inkludert initieringskostnadene var 6,3 MNOK som er,7 MNOK lavere enn budsjettert. Kostnadene i 28 for PFK var 2,8 MNOK.. Forbruksfrakobling (BFK) Systemvernet BFK benyttes bl.a. for å øke overføringskapasiteten på snitt inn til underskuddsområder. Systemvernet frakobler last ved ledningsutfall i snittet eller ved unormal spenning og reduserer risikoen for nettsammenbrudd i underskuddsområdet. Når forbruk koples ut som følge av aktivering av systemvern, medfører dette KILE-kostnader for ansvarlig konsesjonær. I Saudasnittet er 2 MW på Hydro Aluminium Karmøy tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall av 3 kv-ledningene Nesflaten-Sauda eller Hylen-Sauda. For underskudd på Nordvestlandet er Hydro Aluminium på Sunndalsøra med opptil 4 MW tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall på 42 kv-ledningsstrekket Midskog- Järpströmmen-Nea-Klæbu, utfall av 42 kv-ledningen Klæbu-Viklandet, utfall på 3 kv-ledningsstrekket Klæbu- Orkdal-Aura eller utfall av transformator T1 eller T2 i Aura. For underskudd i Nord-Norge nord for Ofoten (Ofoten-, Narvik- og Straumsmosnittet), og utfall av 42 kv-ledningene Ofoten-Kvandal-Balsfjord, er Finnfjord Smelteverk med opptil 11 MW, og Melkøya gassprosesseringsanlegg med opptil 115 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. Produksjonsflytting Kvartersflytting av produksjon anvendes i timer med store endringer i forbruk og produksjon for å holde frekvensen innenfor fastsatte kvalitetskrav. Produksjonsendringer kan flyttes inntil 15 minutter før eller etter planendring. Fører produksjonsflyttingen til økt leveranse i den aktuelle timen, godtgjøres leverandør med 11 % av den for leverandøren gunstigste timepris. Ved redusert leveranse belastes leverandør med 9 % av den for leverandøren gunstigste timepris. I 21 var kostnadene for produksjonsflyttingen regnskapsført med 18,8 MNOK, som er 12,8 MNOK høyere enn budsjettert. I 29 var kostnadene for produksjonsflytting 4,6 MNOK. 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). Kjøpet gjennom RKOM kommer i tillegg til det som omfattes av bilaterale avtaler. Effekt fra både produksjon og forbruksutkobling kan tilbys i RKOM. Opsjonsmarkedet er delt i to produkter, RKOM-sesong og RKOM-uke. Det er ett sett vilkår for RKOM som omfatter begge produktene. RKOM-sesong ble innført høsten 29. De fleste aktører har operert i markedet RKOM-uke, mens en del ønsker mer langsiktige avtaler for større forutsigbarhet. Dette gjelder spesielt effektreserver fra forbruk som Statnett de senere år har investert mye ressurser i å fremskaffe. Produktet er tilsvarende RKOM-uke, men med varighet over hele den forventede sesong for markedet RKOM-uke. Kjøp i RKOM-sesong skal fortrinnsvis være gjennomført før oppstart av RKOM-uke. Kjøp i RKOM-uke blir foretatt ut fra den aktuelle kraftsituasjonen. I første rekke er dette bestemt av landets forbrukssituasjon (effektbalanse) og kraftflyt mot nabolandene, men også av spesifikke driftssituasjoner i kraftsystemet. Budfrist for RKOM-uke er fredag kl. 12. Kvantum og pris for neste ukes kjøp offentliggjøres på Statnetts nettsider innen kl. 14 samme dag. Totalt for 21 var kostnadene for RKOM 79,1 MNOK. Dette er 29,1 MNOK høyere enn budsjettert. I 29 kjøpte Statnett RKopsjoner for 5 MNOK. I 21 har BFK vært initiert én gang. 26 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

27 12 1 Produksjon Forbruk Minutter Sum av Høy frekvens Sum av Lav frekvens MW Minutter 1 8 Produksjon 6 Forbruk 4 Sum av Høy frekv Sum av Lav frekv Volum av kjøpte RK-opsjoner pr. uke i 21. Antall minutter med frekvensavvik de siste ti åra. 5.2 Analyse av utviklingen i frekvensavvik, og bakgrunnen for denne utviklingen. Frekvensen er blant de viktigste målene på forsyningssikkerhet og -kvalitet i ethvert kraftsystem. Båndet for normaltilstand er i det nordiske synkronsystemet definert til 49,9 5,1 Hz, og frekvens utenfor dette båndet blir regnet som frekvensavvik. Som figuren under viser er trenden for antall frekvensavvik klart økende, og i særdeleshet de siste fem åra peker seg ut i negativ retning. Arbeidet med å identifisere de viktigste foranledningene til denne utviklingen pågår kontinuerlig, men det finnes foreløpig ingen analyser som tilbyr vitenskapelig begrunnete konklusjoner. Problemstillingen er sammensatt, ettersom den momentane ubalansen mellom produksjon, forbruk og utveksling pr. i dag må reguleres med den automatiske primærreguleringen, samtidig som den momentane effektubalansen og reguleringsevnen til primærreguleringen fastsetter frekvensens variasjonsmønster. Basert på systemoperatørenes erfaringer er det likevel mulig å trekke fram enkelte antatte hovedårsaker til den negative utviklingen. Økt momentan effektubalanse: Andelen omsatt kraft på børsen i prosent av Nordens totale forbruk har steget fra 2 % i 21 til over 7 % i 29, med den konsekvens at antallet større produksjonsendringer per døgn er økende. Flere HVDC-forbindelser mot kontinentet. SwePol (2), Estlink (27), NorNed (28), Storebælt (21) utgjør 225 MW ny utvekslingskapasitet. Denne utvekslingen er svært prisfølsom og i teorien kan en prisendring på 1 øre resultere i en ønsket flytendring på 44 MW fra én time til den neste, kun på HVDC-forbindelsene. Økt effektivisering i markedet ved markedskopling mellom Norden og kontinentet bidrar til at produksjonsendringer i Norden og effektendringer over kablene øker. Redusert reguleringsevene i primærreguleringen: Tradisjonelt har Norge levert betydelig mer primærreserve enn minimumskravet definert i Den Nordiske Systemdriftsavtalen. Dette har medført at konsekvensene av det nordiske minimumskravet til reserve ikke har blitt synlig. I forbindelse med at Markedet for frekvensstyrte reserver ble innført i Norge i januar 28, ble kravet til minimum primærreguleringsevne fra generatorer redusert. Dette har medført at overdekningen av reserver fra de norske områdene har blitt redusert. De senere årene har vært karakterisert med lav magasinfylling på sommerstid. Dette har medført at antallet innfasede større generatorer i Norge har blitt redusert på lavlast. Dette har bidratt sterkt til at reguleringsevnen til primærreguleringen i Norden har blitt redusert. De nordiske TSOene har besluttet en rekke tiltak for å bøte på den reduserte frekvenskvaliteten. Disse kan i hovedsak deles i to grupper: Bedre planlegging av balanseringen av systemet for å redusere den forutsigbare momentane effektubalansen. Dette innebærer blant annet produksjonsplaner med kvartersoppløsning. Bedre automatisk reguleringsevne i Norden. Det viktigste tiltaket er innføring av en automatisk sekundærregulering (LFC) som rask regulerer ut den resterende ubalansen. Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 27

28 6. Tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner 6.1 Kort beskrivelse av tiltak og volumene på tiltakene for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. I 21 var Energiopsjoner i forbruk og reservekraftanleggene på Tjeldbergodden og Nyhamna de tilgjengelige tiltakene for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. Reservekraftanleggene på Tjeldbergodden og Nyhamna var tilgjengelig med 15 MW på hvert av anleggene. Hensikten med energiopsjoner var å redusere risikoen for rasjonering gjennom at større bedrifter frivillig ga Statnett en rett til å redusere deres forbruk. Varslingstiden var 1 til 2 uker. Det var mulig å reservere seg mot å bli nedregulert hele perioden, og flere bedrifter benyttet seg av denne muligheten. Utkoblingstiden ved eventuell utkobling var 2 uker med mulighet for forlengelse, eller 8 uker. Statnett gjennomførte for sesongen 29/21 to budrunder i ordning med energiopsjoner i forbruk. Første budinvitasjon ble sendt 7. september 29. Budfrist ble satt til 22. oktober og vedståelsesfrist 12. november 29. Ut fra en helhetsvurdering av magasinsituasjon og konjunktursituasjon for industrien ble det ved ordinær budrunde ikke kjøpt energiopsjoner i forbruk for sesongen 29/21. Det ble derfor i slutten av januar på nytt invitert til å gi bud i ordningen for industriaktører i Midt-Norge (NO3). Budinvitasjon ble offentliggjort 25. januar 21. Budfrist ble satt til 9. februar og vedståelsesfrist 23. februar 21. Budaktiveringsperioden ble i denne budrunden endret til å være i tidsrommet fra og med uke 11 til og med uke 2. Det ble i den ekstraordinære budrunden inngått avtaler om forbruksreduksjon som ved innløsning vil kunne gi en maksimal samlet nedregulering tilsvarende 164 MW. 6.2 Beskrivelse av Statnetts kriterier for å søke NVE om å ta i bruk godkjente tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. Hovedkriteriet for å søke NVE om å benytte Energiopsjoner i forbruk er at det er 5 % 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--drift eller mer informasjon til markedet. Hvilke tiltak som er aktuelle avhenger i stor grad av for eksempel hvor stort det utsatte området er, og utnyttelsen av tilgjengelig importkapasitet. Etter en lang kuldeperiode med lite tilsig kombinert med manglende kjernekraftproduksjon i Sverige oppsto en stram kraftsituasjon i flere regionale delområder i løpet av vinteren. 28 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

29 7. Internasjonal koordinering 7.1 Samlet beskrivelse av deltakelse i europeisk og nordisk samarbeid for å utvikle internasjonale løsninger for systemansvarsutøvelse. Gjennom den 3. pakken har EU- Kommisjonen fått en rekke nye verktøy for å nå målsetningen om et felles marked for energi. Det viktigste verktøyet er utarbeidelsen og implementering av såkalte codes. Codes er et detaljert bindende regelverk innenfor et område på linje med en norsk forskrift. Codes vil bli utarbeidet innenfor en rekke områder, men primært innenfor markedsog driftsiden. Frem mot 214 er det planlagt å utarbeide i underkant av 2 codes. Frem mot 214 vil det dermed bli utarbeidet et detaljert europeisk regelverk innenfor områder som kapasitetsfastsettelse, flaskehalshåndtering, Intradag, samt driftskoordinering for å nevne noe. Statnett er sentralt med i utarbeidelsen, primært gjennom European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) som formelt 3. mars ble en del av EU lovgivningen. ENTSO-E består av 42 TSOer. EU-kommisjonen vil benytte ENTSO-E som et sentralt rådgivende organ i utarbeidelsen av fremtidig europeisk regelverk. Statnett er representert i alle styrende organer i ENTSO-E. Statnett er representert i ENTSO-E 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, samt flere arbeidsgrupper under de ulike komiteene. Innenfor ENTSO-E er det også egne regionale grupper under hver komité. Statnett er representert i disse regionale gruppene: Marked: Regional Group Central West Europe-Nordic Regional Group Baltic Sea Plan: Regional Group North Sea Regional Group Baltic Drift: Regional Group Nordic I tillegg er Statnett valgt inn i styret til ENTSO-E. Styret består av 12 valgte medlemmer. Gjennom dette arbeidet kan vi påvirke og få informasjon. ENTSO-E har et eget sekretariat som ledes av en generalsekretær. Organisasjonen har hovedkontor i Brussel. Assembly Board Secretariat Legal & Regulatory Group System Operations Committee System Development Committee Market Committee R&D Functional Groups Regional Groups Functional Groups Functional Groups Functional Groups Sub- Groups Extension projects Regional Groups Regional Groups Regional Groups Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 29

30 Norge vil først være folkerettslig forpliktet til å overta regelverket etter at EØS-komiteen har vedtatt at regelverket skal være en del av EØS-avtalen. Statnett arbeider for at vi skal fortsette å være fullverdig medlem av ENTSO-E også etter at den 3. pakken er implementert i norsk rett. Statnetts medlemskap er sentralt for å kunne påvirke rammebetingelsene for systemdrift og krafthandel fremover. Videre har Statnett opprettet et kontor i Brussel med stedfast representasjon. Arbeidet i forbindelse med Brussel-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. I tilegg har Statnett, gjennom ENTSO-E og utviklingen av det nordiske markedet, tett samarbeid med de øvrige nordiske TSOene. Spesielt gjelder dette Svenska Kraftnät (SvK). Samarbeidet mellom selskapene har bidratt til oppstart av flere sentrale nordiske prosjekter blant annet felles nordisk balanseavregning og innføring av sekundærreserve i Norden. De to selskapene utga også en felles norsk-svensk nettutviklingsplan i 21. Sammen med de nordiske TSOene bidrar Statnett også inn i ulike nordiske prosesser initiert blant annet av NorReg og Nordisk Ministerråd. Sist ble det utarbeidet rapport om tiltak for å integrere økt fornybar produksjon i det nordiske systemet. 7.2 Samlet oversikt over endringer som er foretatt i den nordiske systemdriftsavtalen inklusive bilagene til avtalen. Systemdriftsavtalen finnes på ENTSO-E sin hjemmeside både i en svenskspråklig og en engelskspråklig versjon. Det ble kun foretatt noen årlige oppdateringer i 21. Systemdriftsavtalen oppdateres fortløpende ved behov. 7.3 Status for de nordiske investeringsplanene. Nea Järpströmmen. En ny 42 kv-ledning mellom Midt- Norge og Midt-Sverige til erstatning for eksisterende 3kVledning med lavere kapasitet. Knyttes spesielt til behovet for økt kapasitet til Midt-Norge. Idriftsatt i 29. er Tveiten. Svensk del (syd/nord) er konsesjonssøkt, mens begge land har startet konsesjonsprosessen for Norgegrenen. Planlagt idriftsettelse av svensk del (utenom Norgegrenen) forventes mot slutten av 214, Norgegrenen planlegges idriftssatt i 217/18. Skagerrak 4. 7 MW HVDC-forbindelse mellom Danmark Vest (Jylland) og Norge (Kristiansand). Under bygging. Idriftsettelse forventes mot slutten av 214. Estlink 2: HVDC-forbindelsen mellom Finland og Estland ble i driftsatt i januar 27 med en overføringskapasitet på 35 MW. Finsk og Elering (estlandsk TSO) har startet byggingen av Estlink 2 (kapasitet 65 MW). Forventes idriftsatt tidlig 214. NordBalt. 7 MW HVDC-forbindelsen mellom Sverige og Litauen. Knyttes særlig til integreringen av det baltiske markedet mot Europa. NordBalt forventes idriftssatt Jylland-Tyskland. Energinet.dk og Transpower (tidligere EON Netz) undertegnet i februar 28 et Letter of Intent med formål å øke kapasitet Jylland-Tyskland til 15 MW (nord) og 2 MW (sør) i år 212 (trinn 1). Videre ønsker en å øke kapasiteten til min. 25 MW i begge retninger fra år 217 (trinn 2). COBRA Cable. 7 MW HVDC-link mellom Jylland og Nederland. Letter of Intent signert av Energinet.dk og TenneT. Det planlegges investeringsbeslutning år 213 og idriftsettelse år 216. Krigers Flak. Det foreligger planer om vindkraftutbygging opp mot 16 MW på havområdet Kriegers Flak (1-4 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 tysk og dansk TSO arbeider videre med sikte på realisering. I tillegg til ovenfor nevnte prosjekter planlegges flere prosjekter fra Norge; NordLink (Norge-Tyskland), NorGer (Norge-Tyskland), NorNed2 (Norge-Nederland), NSN (Norge-England) og NorthConnect (Norge-England/Skottland). Storebælt. En ny 6 MW HVDC-forbindelse mellom Vest- Danmark og Øst-Danmark, som vil knytte sammen Jylland/Fyn og Sjælland. Idriftsatt i 21. Fennoskan 2. En ny 8 MW HVDC-forbindelse mellom Finland og Sverige (link nummer to). Knyttes til utbygging av kjernekraft i Finland samt økt overføringsbehov Sverige-Finland. Under bygging. Forventes i driftsatt ved årsskiftet 211/12. SydVest-linken. VSC HVDC-forbindelse mellom Norge og Sør- Sverige. Kapasitet opp mot 12 MW. Tilknytningssted i Norge 3 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

31 Foto Trond Isaksen Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 31

32 8. Øvrige rapporteringspunkter 8.1 Kriterier systemansvarlig legger til grunn for fastsettelsen av faste koblingsbilder i regionalog sentralnett til FoS 1, samt på hvilken måte konsesjonærene blir gjort kjent med hvilke konsekvenser valget av koblingsbilde har for leveringskvaliteten og KILE i sitt område. 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. Det forekommer også sporadisk situasjoner der systemansvarlig finner at det er samfunnsøkonomisk lønnsomt å drifte deler av nettet radielt pga. høye kostnader i forbindelse med spesialregulering. 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 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 revisjoner 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. Gjenoppretningsplaner 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. Statnett skal som systemoperatør imidlertid også ta samfunnsøkonomiske hensyn. Det vil si at forventede KILEkostnader 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. 8.2 Oversikt over større områder og tidsrom hvor nettet har vært drevet med redusert driftssikkerhet, herunder N-. Det er en målsetting for Statnett å ha tilfredsstillende kapasitet og kvalitet i sentralnettet. Statistikk over feilhendelser og ikke levert energi indikerer at forsyningssikkerheten i sentralnettet er god. Det er imidlertid flere forhold som viser at utnyttelsesgraden i sentralnettet har økt og at enkeltutfall vil kunne medføre uakseptable konsekvenser. 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 frakobling av forbruk (systemvern) for å hindre omfattende konsekvenser ved at større områder blir frakoblet pga kaskade- eller følgeutfall. I rapporten skilles det mellom systemvern der større industriuttak frakobles og der alminnelig forsyning frakobles. 3. Driftssituasjoner der vi overskrider N-1 grensene for snitt. Disse grensene er fastsatt som følge av termisk begrensning i linjer eller endepunktskomponenter eller der lav spenning etter utfall er dimensjonerende for overføringsnivået. På grunn av omfattende komponentutskiftninger siste årene er det sistnevnte som er begrensende for de fleste omtalte områdene i denne rapporten. I noen områder har vi redusert forsyningssikkerhet i to trinn. Ved et overføringsnivå vil feil medføre frakobling av systemvern. Ved høyere overføringsnivå vil systemventet ikke være tilstrekkelig og feil vil medføre utkobling også av ordinært forbruk. Statistikken omfatter sentralnettet og transformeringen ned til de største 132 kv regionalnettene. Begrensninger i statistikkgrunnlaget Fra Driftssentralsystemet har vi lagret målinger av flyt på linjer og transformatorer fra sommeren 25. På slutten av 28 ble også registreringer av bryterstatus lagret. Det vil si at informasjon om linjer/ transformatorer som har ligget ute har vi kun fra 29, og at oversikt over N- drift som følge av utkoblinger eller utfall ikke er tilgjengelig før dette året. Det er forsøkt å se om MW flyt på avgangene kan benyttes som kriterium for utkoblet linje, men en god del manglende målinger gir altfor stor usikkerhet for å kunne benyttes i vurderinger av driftssikkerhet. Statistikkgrunnlaget for denne rapporten må derfor begrenses til å omfatte intakt nett for årene 26-21, mens statistikk for driftssikkerhet ved utkoblinger eller oppdelinger kun omfatter årene 29 og Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

33 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 uansett vise en trend for de ulike områdene Registreringer pr område Flere områder i Norge har hatt økende antall timer med N-- drift de siste årene. Mest dramatisk er økningen ved intakt nett, da vil det ofte ikke være mulig å forsyne alt forbruk før linje eller transformator kan kobles inn igjen. Sannsynligheten for utfall samt reparasjonsberedskap er avgjørende faktorer inntil eventuell nettforsterkning til områdene. Områder som skiller seg ut med stort eller økende antall timer med N--drift er BKK/Bergen, Stavanger, Nord-Norge (nord for Ofoten), Lofoten/Vesterålen, Finnmark og Kristiansand. Figuren Antall timer med under viser antall timer med redusert driftssikkerhet for disse områdene i 21. redusert driftssikkerhet År Antall timer med redusert driftssikkerhet, Stavanger MW senere). I 21 var det 117 timer der driftssikkerheten ikke var akseptabel selv med intakt 3 kv nett. Uten den økte kapasiteten til 7 MW ville Stavanger-området hatt ytterligere 5 timer med overskridelse av N-1 grensen. Den maksimale overføringen i sum på 3 kv-linjene har vært ca 98 MW. Ved slike overføringsnivåer må hele området forventes å bli mørklagt ved verste linjeutfall. Da vil i størrelsesorden 1 MW forbruk bli berørt For Stavanger-området vil alle utkoblinger av 3 kv-linjer (til sammen 4 stk.) medføre at området forsynes med N-- driftssikkerhet. I 29 var det 172 timer N--drift pga. planlagte eller nødvendige utkoblinger, i 21 har det vært 15 timer. Disse utkoblingene har bl.a. omfattet arbeid i Feda (NorNed) og utskifting av relévern på linjene. Tallene gir følgelig ingen trend om det er økende eller avtagende antall. BKK/Bergen Stavanger Nord- Norge Lofoten Finnmark Kristiansand Område Antall timer med redusert driftssikkerhet 21 Nettene inn mot Sunnmøre og Sunnfjord/Nordfjord har radiell forsyning av store deler av forbruket. Begge disse har N--drift i størrelsesorden 5 timer i året. Stavanger Stavanger forsynes via 3 kv-forbindelser og med maksimalt 2-25 MW lokal produksjon. Frem til februar 21 var overføringskapasiteten på 3 kv-forbindelsene 5 MW for å holde N-1 driftssikkerhet. Grensen ble hevet til 7 MW som følge av installasjon av et 1 MVAr kondensatorbatteri hos Lyse. Omtrent samtidig ble det tatt i bruk en spesiell kobling i 3 kv-nettet som skal redusere konsekvensene av verste linjeutfall ved at noe av forbruket frakobles automatisk samtidig med linjeutfallet. Ca 25 MW alminnelig forsyning frakobles for å hindre at hele Stavanger-området mørklegges ved verste enkeltutfall. Registreringene viser at det har vært en kraftig økning i overføringsbehovet inn til Stavanger-området, spesielt de siste 2 årene. Figuren under viser antall timer fra 26 til 21 der overføringen har vært større enn gjeldende overføringskapasitet (dvs 5 MW frem til februar 21 og 7 Bergen/BKK Bergen- og BKK-området har vært hyppig omtalt mht. driftssikkerhet i 21. Registreringene viser at inn til BKKområdet har det vært mulig å holde N-1 driftssikkerhet ved intakt nett i alle årene fra 26 til 29. Det var først vinteren 21 at nivået på forbruk og produksjon førte til N--drift selv med intakt nett. Flere tiltak er satt i verk og ulike driftsformer har vært benyttet for å forsyne området best mulig: Tidlig i 21 var underskuddet høyt i forhold til nettkapasiteten og det ble besluttet å drifte området med radialer inn fra nord og sør. Hver av disse forsynte 8-9 MW forbruk med ren N--drift. Denne driftsformen ble benyttet i ca. 6 timer. Etter at en systemvernløsning for belastningsfrakobling ble satt idrift, kunne nettet drives sammenkoblet med ca 35 MW tilkoblet systemvern (9 MW på Kollsnes og ca 26 MW på alminnelig forsyning). Omtrent 7 timer ble nettet driftet på denne måten der overføringen var større enn tradisjonell N-1-driftssikkerhet. I løpet av året har planlagte driftsstanser ført til perioder med radiell forsyning (N-) av området. Disse utkoblingene skyldes ordinært vedlikehold og temperaturoppgradering av linjer for å øke kapasiteten for vinteren 21/211. Dette har hatt varighet på 43 timer, men i en periode på året der eventuelt behov for gjenoppbygging er enklere enn i vinterhalvåret. Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 33

34 Oppsummert gir dette følgende timeregistreringer for redusert driftssikkerhet for BKK-området: Radialer inn fra nord og sør Sammenkoblet nett (m/ systemvern) Radiell forsyning pga. planlagt driftsstans Totalt 6 t 7 t 43 t 173 t Som nevnt har det i 21 vært 43 timer med N--drift for BKK-området pga. utkoblede 3 kv-linjer. I 29 ble det registrert 615 timer med N- drift av samme årsak. De to linjene inn til Bergensområdet har hatt kraftig økning i antall timer med N- drift siden 26. Registreringene viser økning fra 16 timer i 26 til over 3 timer de siste årene. Forsyningen til Kollsnes ligger med N--driftssikkerhet hele året. 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 42 kv som er mest kritisk samtidig med stort underskudd i regionen. Statnett har installert et systemvern som automatisk frakobler inntil 15 MW ved Finnfjord smelteverk dersom en av 42 kv-linjene skulle falle ut. Dette skal aktiveres dersom «Ofoten-snittet» overskrider 27 MW. Da kan overføringen nordover økes uten at alminnelig forbruk faller ut ved 42 kv feil År 639 Nord-Norge. Antall timer med behov for systemvern År Antall timer med redusert driftssikkerhet, BKK-området Figuren over viser at det i 28 var 189 timer (dvs. 15 % av året) der systemvernet måtte aktiveres for å opprettholde driftssikkerhet for annet forbruk i regionen. Varigheten på slike perioder gikk ned både i 29 og 21. I 21 ble det registrert 467 timer (ca. 5 % av året). Figuren under viser antall timer der heller ikke bruk av systemvern var tiltrekkelig for å opprettholde akseptabel driftssikkerhet for regionen nord for Ofoten transformatorstasjon. I 28 ble det registrert 98 timer, dette sank til 19 og 6 timer i hhv. 29 og 21. Forskjellene fra et år til et annet skyldes produksjon i området og endringer i forbruk År Nord-Norge. Antall timer der systemvern ikke er tilstrekkelig. Planlagte utkoblinger/driftsstanser i 42 eller 132 kv nettet medførte i 29 at regionen hadde N--drift i 187 timer. I 21 vil varigheten være det dobbelte, 396 timer. 34 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

35 Lofoten og Vesterålen Det er foretatt tilsvarende undersøkelse for lokale områder i regionen. 132 kv-nettet nord i Nordland forsyner Vesterålen og Lofoten, deriblant 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. Nettet har vært uforandret de siste 5 årene og det er svært lite lokal produksjon. Gradvis økning i forbruket viser at antall timer med N--drift har økt fra 24 timer i 26, 2621 timer i 29 og 396 timer i 21. Det vil si at i 35 % av året har driftssikkerheten vært dårligere enn målet i den nye driftspolicyen. Det er likevel fremdeles utfall av transformatoren i Kristiansand som er verste enkelthendelse for forsyning av forbruket. Ved feil på denne kan gjenværende 132 kv-linje overføre MW før nettet vil bryte sammen og medføre avbrudd for 25-3 MW forbruk. Registreringer fra 26 til 29 viser at dette har vært en relativt liten risikofaktor. I 27 ble det registrert ca 9 timer N-- drift. I 21 har kulden medført stor forbruksøkning, og sammen med svært lav produksjon på hele Sørlandet har dette ført til 3 timer med N--driftssikkerhet for Kristiansand. Både linje- og transformatorutfall vil føre til frakobling av forbruk Samme problemstilling har dukket opp for 11 kv-nettet under Kristiansand og Feda. I 21 har kuldeperiodene i januar og november/desember ført til oppdeling av 11 kv-nettet, altså separate N--drifter både under Kristiansand og Feda. 3 kv forsyningen til Tinfos smelteverk ligger med N-- driftssikkerhet hele året Antall timer med redusert driftssikkerhet, Lofoten/Vesterålen Finnmark I tillegg til Lofoten/Vesterålen er det Finnmark som ofte har 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 15 MW. Figuren viser at antall timer med høyere underskudd enn dette har økt fra timer i 26 og 27 til 359 timer i 21. Det nye anlegget på Melkøya er nok mye av årsaken til dette. 8 Antall timer med redusert driftssikkerhet, Finnmark År 17 År Planlagte driftsstanser i dette området legges normalt til sommerhalvåret da det normalt er effektoverskudd og bedre driftssikkerhet. I 29 og 21 er det registrert kun ca. 4 timer med N--drift til Finnmark pga driftsstanser. Ringdrift med Finland og driftssikkerhet for Varangerbotn/Vadsø (4-7 MW) er ikke med i dette tallet Møre Midt-Norge er definert som eget Elspot-område og alminnelig forsyning driftes med N-1 sikkerhet. Unntaket er 45 MW på Hydro ASU/Sunndalsøra som benyttes som automatisk lastfrakobling i tilfelle linjer faller ut. Med intakt 3 kv inn til Møre-nettet ble systemvernet benyttet i 29 timer i 21 for å oppfylle N-1 for alminnelig forsyning. Pga. planlagte driftsstanser ble systemvernet benyttet i 95 timer. I 29 ble systemvernet benyttet for Møre-nettet kun i 6 timer til sammen. 42 kv forsyningen til Ormen Lange ligger med N-- driftssikkerhet hele året. Én radiell 42 kv-linje forsyner Ålesund og Sunnmøre. I området er det relativt høy produksjon i Tafjord, en god del også i Tussa og i Åskåra. N--driftssikkerhet for området defineres ved effektflyt fra Viklandet mot Ørskog større enn 3 MW. I 26 viser registreringene at det var N--drift i 44 timer, årene viser ca. 24 timer, mens det i 21 var 5848 timer med N- drift inn mot Ørskog. Det er ikke undersøkt grunnen til denne kraftige økningen i 21, men mest sannsynlig avspeiler dette mindre produksjon og mer ujevn kjøring over døgnet. Sogn og Fjordane På samme måte som Sunnmøre blir store deler av forbruket i Sogn og Fjordane forsynt på radiell N--drift. Her er prinsippet at enkeltutfall gir mørklegging, men med mulighet for å forsyne forbruket etter omkoblinger i nettet eller oppkjøring av produksjon. Dette har vært situasjonen, relativt uendret, i flere år Kristiansand i 21 ble det idriftsatt en ny 132 kv-linje mellom Kristiansand og Krossen som bedrer driftssikkerheten til Kristiansand by År Antall timer med redusert driftssikkerhet, Ålesund/Sunnmøre Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 35

36 8.3 Etablerte rutiner mellom systemansvarlig og avregningsansvarlig for å avdekke systematiske overtredelser av konsesjonærenes pålegg om å anmelde i balanse. 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» Gjennom 21 er det utført kontroll og analyser av de balanseansvarliges ubalanse. Tidsoppløsningen i analysene er pr. time og det lages uke- og månedsoversikter pr balanseansvarlig. Arbeidet er utført i samarbeid mellom systemansvarlig og avregningsansvarlig i Statnett. Enkeltaktørene vurderes etter absolutt og relativ ubalanse, samt skjevhet i forholdet mellom kjøp og salg i regulerkraftmarkedet. Det ble også i 21 avdekket for store ubalanser hos enkeltaktører. Avregningsansvarlig og Systemansvarlig har etablert rutiner for å overvåke aktørenes handelsmønster og ubalanse: Ved stor ubalanse, absolutt og/eller relativ, ut fra aktørens muligheter for å planlegge seg i balanse gjøres det en vurdering av om resulterende ubalanse er for stor. Ved for stor ubalanse tas det kontakt med aktøren, som gis en mulighet til å utbedre forholdet. Dersom forholdet fremdeles ikke er bedre, avholdes det et møte med aktøren. Møtet skal bidra til å sette større fokus på ubalansene, herunder bedre gjennomgang av aktørens situasjon, vurdere ubalansene over tid og finne tiltak. Dersom forholdet ikke utbedres og aktøren ikke evner å gi en tilfredsstillende forklaring på ubalansen gis et skriftlig varsel med kopi til NVE. Statnett har også tilrettelagt for at aktørene selv skal kunne følge opp sine ubalanser på nettportalen balanse Web. Her vises den enkelte aktørs ubalanse som 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 28 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. Det har i 21 blitt avholdt en rekke møter med balanseansvarlige aktører der mulighet for reduserte ubalanser har vært diskutert. Arbeidet med ubalanser videreføres inn i Status på arbeidet med utarbeidelse av veiledere til hjelp for konsesjonærene i forbindelse med Fos 14 om planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet. Liste over vedtak som systemansvarlig etter denne bestemmelsen har fattet i 29. Foto Trond Isaksen 36 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

37 FoS 14 og FoS 7 vedtak fattet i løpet av 21 Planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet ( 14) + Overføringsgrenser ( 7) Konsesjonær Vår dato Sak 1 Agder Energi Nett Transformering 66/22 kv i Holen 14 2 Agder Energi Nett Bjor bekk - Utvidelse 132 kv koblingsanlegg - melding - Bjorbekk transformatorstasjon 14 3 Agder Energi Nett Frikstad tr.st. Utvidelse 11/22 kv transformering 14 4 Agder Energi Nett Returkraft. Melding om produksjonsanlegg i distribusjonsnettet, i h.t. FoS ledd 14 5 Agder Energi Nett Fjære, utvidelse av 132 kv koblingsanlegg 14 6 Agder Energi Produksjon Jørundland kraftstasjon - Utskifting av kontroll og apparatanlegg - turbinregulator og styring av ventilsystem - Revisjon av kuleventil 14 7 Agder Energi Produksjon Finndøla kraftverk, skifte av magnetisering, turbinreg og styring av sikkerhetsventil og generatorbrems, for 2 stk aggr Agder Energi Produksjon Smeland kraftstasjon. Turbinreg, oljeanl, statisk magn, vern og synkronisering BKK Nett Utvidelse av 132/11 kv transformeringen i Solheim 14 1 BKK Produksjon Matre kraftverk-a2-4mva-børsteløs magnetisering EB Nett Trafo i Flesaker, skifte 132/66 kv Eidsiva Nett Ny Petersen-spole Gjøvik trafo Eidsiva Nett Kongsvinger trafost. Endring i regionalnettsanlegg Hafslund Nett Ny 54 kv Vamma-(Torp) Jahren, Østfold Hafslund Nett Oslo, 132 kv stasjoner i Anmodning om vedtak Hafslund Nett Strupe-Isbakken, oppgradering 52 kv ledning Hafslund Nett Frogner-Gotland-Gjestad-Hovindmoen 66 kv temperaturoppgradering Hafslund Nett Sogn-Voksenlia. Nytt kabelanlegg i 132 kv regionalnett Hafslund Nett Aurskog-Bjørkelangen, ombygging 66 kv 14 2 Hafslund Nett.8.1 Varmafossen - Skjøren (Raa), Oppgradering av 132 kv Hafslund Nett Vamma-Raa 1-kabling FoS 14 - kabling av delstrekning Hafslund Nett Raa trafo, utskifting av en 132/47/11kV-transformator Hafslund Nett Smestad ny 47 kv jordslutningsspole Hafslund Nett Rev 2: Raa trafo, utskifting av en 132/47/11kV-transformator Hafslund Produksjon Kykkelsrud FKF 4 - nytt aggregat Haugaland Kraft Spanne, utvidelse av kabeltverrsnitt 66 kv Helgelandskraft Kolsvik, apparat og kontrollanlegg Lyse Elnett Idriftsettelse av nytt 1 MVAr kondensatorbatteri m/tilhørende apparatanlegg i Stølsheia transformatorstasjon Lyse Elnett Skeiane trafost. 132 kv ombygget, + jordkabler 132 kv Lyse Elnett Stølaheia 1 MVAr regulerbar shunt reaktor Mo Industripark Endring av anlegg i h.t. FoS 14. Ørtfjellet stasjon Naturkraft Kårstå. Revisjon 2 av vedtak om idriftsettelse av gasskraftverk på Kårstø Nesset Kraft Syltebø trafost. Idriftsettelse. Brandhol-Grytten Nordkraft Vind Nygårdsfjellet vindpark trinn II - nettilknytning Nordkraft Vind Nygårdsfjellet vindpark, del 2. Søknad selve turbinparken Nord-Salten Kraft Tysfjord 66 kv fjordspenn, Kjøpsviksundet og Hellemofjorden Nord-Salten Kraft Falkelv trafost, utvidelse av anlegg Nord-Salten Kraft Falkelv-Botn 66kV linje. Ombygging Hopfjellet, 375 m Nord-Salten Kraft Rekvatn Kraftstasjon, oppgradering 14 4 Norsk Hydro Bytte av magnetiseringsutrustning i Svelgfoss Kraftverk Norsk Hydro Såheim, ny transformator Norsk Hydro Svelgfoss hovedtrafo T1 - utskifting Nord Trøndelag E.verk Endring av magnetiseringsutrustning i Bogna kraftverk Nord Trøndelag E.verk Brattingfoss kraftverk Otra Kraft Brokke - reparasjon etter feil Otra Kraft Brokke, ny trafo T Rauma Energi Bø trafost. Idriftsettelse Sira-Kvina kraftselskap Åna-Sira Hovedtransformator endret til 2 MVA Sira-Kvina kraftselskap Åna-Sira - Planlagt endring av egne anlegg som kan påvirke driften og utnyttelsen av regional- og sentralnettet 14 5 Skagerak Nett Rød-Jåberg, kabling av delstrekning 132 kv SKL Nett Blåfalli-Langeland, kabler over Hardangerfjord, feil på en kabel 7 52 SKL Nett Spanne trafo - ny måletrafo SKL Nett Opstveit transformatorstasjon - Søknad om idriftsettelse Sogn og Fjordane Energi Grov-Øyravatnet og trafost. 132 kv linje, 132/66 kv transf Statkraft Målset kraftverk, med utskifting av 66 kv linjeanlegg Refsdal-Hove Statkraft Ny magnetiseringsutrustning i Kjela kraftverk Statkraft Sima trafost. Fortsatt idriftsettelse dette året - samlet Statnett Tilknytning av 2x2 MVAr kondensatorbatteri i Halden trafostasjon Statnett Tilknytning av nytt 2 MVAr kondensatorbatteri i Sogn trafostasjon Statnett Tilknytning av reaktorer i Vang og Vågåmo transformatorstasjoner Statnett Sima trafost. Delvis idriftsettelse Statnett Saurdal. Reaktortilkobling Statnett Sima trafost. Fortsatt idriftsettelse dette året - samlet Statnett Balbergskaret, utskifting av brytere, kniver og isolatorer - Søknad trukket Statnett Ringerike-Smestad 132 kv - Søknad om idriftsettelse Statnett Tokke koblingsstasjon. Utskifting av effektbrytere Suldal Elverk Tysingvatn stasjon. Ny 3 MVA transformator i Sunnfjord Energi Myklebustdalen trafost Trollfjord Kraft Hadselhamn og Melbu trafo, nye brytere Troms Kraft Nett Endring i Krokstad koplingsstasjon Tussa Nett kv anlegg fra Hareidseidet til Sulebust Tyssefaldene Odda kobl.stasjon, ny treviklingstrafo Varanger Kraft Gandvik trafostasjon og ny Neiden trafostasjon Østfold Energi Borgund, skifte av lokalkontrollanlegg 14 Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 37

38 8.5 Kriterier systemansvarlig legger til grunn for hvem som initierer en flytting av planlagte driftsstanser iht. Fos 17 tredje ledd. 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 flaskehalskostnader eller store forventede KILEkostnader. Dersom forutsetninger for eksempel i forbindelse med gjenoppbyggingsplan viser seg ikke å holde mål (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 det ved innmelding av driftsstans ikke er angitt opplysninger som er vesentlig for godkjenning av denne eller andre driftsstanser. 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). 8.6 Rutiner som er etablert for å tilfredsstille systemansvarfunksjonens forhold til forvaltningsloven og offentlighetsloven iht. Fos 28. Beskrivelse av hvilke bestemmelser der systemansvarlig fattet vedtak etter alle forvaltningslovens bestemmelser (de ikke «systemkritiske vedtak»). Etterlevelse av pålagte myndighetskrav i forhold til offentlighets- og forvaltningsloven blir systemmessig ivaretatt av Statnetts saks- og arkivsystem public 36. Alle dokumenter som defineres som saksdokumenter danner etter kvalitetssikring grunnlaget for Statnetts offentlige journal, som ukentlig sendes til abonnenter. Prosedyre for å bestille/ abonnere på offentlig journal finnes på Statnetts hjemmeside. Innsynsbegjæringer mottas av seksjon for informasjonsforvaltning som distribuerer disse, og sørger for behandling i løpet av maksimalt fem arbeidsdager. Ved avslag eller sladding av informasjon i et dokument det ellers gis innsyn i (delvis innsyn) opplyses det om hjemmel for avslag og klageadgang. Klager på avslått innsyn stiles til Statnett for revurdering ved juridisk avdeling, og videresendes av Statnett til Olje- og energidepartementet med kopi til klager dersom avslaget opprettholdes. Hver søknad om godkjenning av en komponent i et anlegg ihht. FoS ansees som en individuell sak. Søknad og vedtak regnes som saksdokumenter for Statnett. Planer for tvangsmessig utkobling av forbruk (FoS 13) registreres på sak pr. konsesjonær for å få en bedre oversikt over historikk i mottatte planer. Planer for tvangsmessig utkobling av forbruk regnes som saksdokument for Statnett. Det er i samarbeid med juridisk avdeling i Statnett laget maler for vedtak som fattes for alle aktuelle paragrafer i FoS. Malene inneholder informasjon om hjemmelsgrunnlag, klageadgang og klagefrist ihht. Forvaltningsloven. Det er i samarbeid med juridisk avdeling har også utarbeidet en veileder for hvordan man som systemansvarlig skal forholde seg til FoS. Oversikt over vedtak som ikke er definert som systemkritiske i 21. Det er i tillegg fattet 74 vedtak i medhold av 14, se kapitel 8.3 FoS 14 og FoS 7 vedtak fattet i løpet av 21 Planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet ( 14) + Overføringsgrenser ( 7) Konsesjonær Vår dato Sak 1 SKS Produksjon AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 2 Agder Energi Produksjon AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 3 Akershus Kraft AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 4 BKK Produksjon AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 5 E-CO Vannkraft AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 6 Elkem Energi Handel AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 7 Hafslund Produksjon AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 8 HelgelandsKraft AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 9 Lyse Produksjon AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 1 Narvik Energi AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 11 Norsk Hydro ASA ** Vedtak om levering av systemtjenester 12 NTE ** Vedtak om levering av systemtjenester 13 Eidsiva Vannkraft AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 14 SFE Produksjon AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 15 Sira-Kvina kraftselskap ** Vedtak om levering av systemtjenester 16 Skagerak Kraft AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 17 Statkraft Energi AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 18 Sunnhordland Kraftlag AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 19 Tafjord Kraftproduksjon AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 2 Troms Kraft Marked AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 21 TrønderEnergi Kraft AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 22 Tussa Energi AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 23 Østfold Energi AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 24 ArendalsFossekompani ASA ** Vedtak om levering av systemtjenester 25 A/S Eidefoss ** Vedtak om levering av systemtjenester 26 Pasvik Kraft AS ** Vedtak om levering av systemtjenester 27 Selbu Energiverk ** Vedtak om levering av systemtjenester 28 Aktieselskapet Tyssefaldene ** Vedtak om levering av systemtjenester * FoS 9 første ledd er definert som systemkritisk vedtak. ** Vedtaket er ikke begrenset i tid og var derfor fortsatt gjeldene for 21 For perioden ble delen av vedtaket knyttet til FoS 9 første ledd erstattet av vedtak om endret krav til maks statikk (systemkritisk). 38 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

39 FoS 12 første ledd vedtak fattet i løpet av 21. Anstrengte driftssituasjoner og driftsforstyrrelser Konsesjonær Vår dato Sak Ingen IKKE systemkritiske vedtak FoS 13 første ledd vedtak fattet i løpet av 21. vangsmessig utkobling av forbruk Konsesjonær Vår dato Sak Ingen IKKE systemkritiske vedtak FoS 15 vedtak fattet i løpet av 21. Spenningsregulering og utveksling av reaktiv effekt Konsesjonær Vår dato Sak 1 E-CO vannkraft Statkraft Spenningsregulering i stasjonene Aurland 1,2 og 3, Hol 1,2 og 3, Hemsil 1 og 2, Usta og Nes Spenningsregulering i stasjonene Kvilldal, Saurdal, Hylen, Mauranger og Sima FoS 17 første ledd vedtak fattet i løpet av 21. Samordning av driftsstanser Konsesjonær Vår dato Sak Ingen IKKE systemkritiske vedtak FoS 18 vedtak fattet i løpet av 21. Målinger og meldinger Konsesjonær Vår dato Sak 1 Narvik Energinett Overføring av driftsdata via elcom 2 Norsk Hydro Data fra Hydro Aluminium Sunndal FoS 19 vedtak fattet i løpet av 21. Jordstrømkompensering Konsesjonær Vår dato Sak Ingen IKKE systemkritiske vedtak FoS 2 vedtak fattet i løpet av 21. Vern og releplanlegging Konsesjonær Vår dato Sak Ingen IKKE systemkritiske vedtak FoS 21 første ledd vedtak fattet i løpet av 21. Systemvern. Konsesjonær Vår dato Sak Ingen IKKE systemkritiske vedtak Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 39

40 FoS 27 vedtak fattet i løpet av 21 Betaling Konsesjonær Vår dato Sak SKS Produksjon AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Agder Energi Produksjon AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Akershus Kraft AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering BKK Produksjon AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering E-CO Vannkraft AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Elkem Energi Handel AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Hafslund Produksjon AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering HelgelandsKraft AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Lyse Produksjon AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Narvik Energi AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Norsk Hydro ASA Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering NTE Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Eidsiva Vannkraft AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering SFE Produksjon AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Sira-Kvina kraftselskap Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Skagerak Kraft AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Statkraft Energi AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Sunnhordland Kraftlag AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Tafjord Kraftproduksjon AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Troms Kraft Marked AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering TrønderEnergi Kraft AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Tussa Energi AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Østfold Energi AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering ArendalsFossekompani ASA Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering A/S Eidefoss Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Pasvik Kraft AS Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Selbu Energiverk Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Aktieselskapet Tyssefaldene Vedtak om betaling for grunnleveranse av primærregulering Gjaldt for perioden hvor det var vedtatt krav om endret krav til maksimal statikk (6%) SKS Produksjon AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Agder Energi Produksjon AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Akershus Kraft AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 BKK Produksjon AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 E-CO Vannkraft AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Elkem Energi Handel AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Hafslund Produksjon AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 HelgelandsKraft AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Lyse Produksjon AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Narvik Energi AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Norsk Hydro ASA Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 NTE Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Eidsiva Vannkraft AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 SFE Produksjon AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Sira-Kvina kraftselskap Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Skagerak Kraft AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Statkraft Energi AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Sunnhordland Kraftlag AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Tafjord Kraftproduksjon AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Troms Kraft Marked AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 TrønderEnergi Kraft AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Tussa Energi AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Østfold Energi AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 ArendalsFossekompani ASA Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 A/S Eidefoss Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Pasvik Kraft AS Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Selbu Energiverk Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester 211 Aktieselskapet Tyssefaldene Vedtak om betaling etter 27 for systemtjenester Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

41 8.7 Rutiner som er etablert for å sikre NVE løpende informasjon i henhold til Fos 8 annet ledd og 24, og tilhørende forarbeid. Statnett skal i henhold til Fos 24 informere NVE om forhold som er av betydning for utviklingen av et effektivt kraftmarked, effekt- og energibalansen, samt status etter 12 og -13. Viktigste fora for videreformidling av denne informasjonen er faste rapporteringsmøter mellom NVE og Statnett. Gjennom NVEs ønsker og Statnetts innspill fastsettes agenda for møtene. I tillegg til de faste møtene informerer Statnett NVEs kontaktpersoner gjennom epost/brev om konkrete saker eller ved å be om møter angående konkrete tema. I NVEs vedtak om varslingsplikt skal Statnett varsle Flomvakten/NVE ved større hendelser. 8.8 Beskrivelse av investeringskriterier. Økonomiske beslutningskriterier Det overordnede mål er å sørge for en samfunnsmessig rasjonell utvikling av kraftsystemet. Nettplanleggingen gjøres dermed ut fra samfunnsøkonomiske kriterier. Samfunnsøkonomiske analyser skal ideelt sett ta hensyn til alle samfunnsmessige kostnads- og nyttevirkninger. I praksis vil dette bli for omfattende å gjennomføre i sin helhet, slik at analysene som regel begrenses til å vurdere tiltakenes konsekvenser for overføringsnettet og kraftsystemet. Ut fra en målsetting om å bidra til de mest effektive løsninger for kraftsystemet totalt sett, vil analysene inneholde mulige alternativer til investeringer i overføringskapasitet ved tiltak på produksjons- og/eller forbrukssiden. Eventuelle politiske vurderinger, for eksempel i forhold til distriktsutbygging og lokale ringvirkninger blir som regel ikke tatt hensyn til. Statnett forutsetter at slike hensyn blir ivaretatt av myndighetene. Statnetts rolle vil være å belyse forhold som er relatert til kraftsystemet. Når det gjelder ny fornybar kraft eller ønsket «grønn kraft», verdsettes dette ved at en i de samfunnsøkonomiske analysene legger til en anslått sertifikatpris som et tillegg til kraftprisen. Investeringene vurderes i et helhetsperspektiv, spesielt i forhold til avhengighet av og/eller påvirkning på andre vedtatte, planlagte og påtenkte investeringer. Det vurderes som viktig å søke nettløsninger som er robuste i forhold til alternative utviklingstrekk i energisystemet. Tiltakene vurderes derfor, når dette er relevant, i forhold til alternative utviklingsscenarioer for produksjons- og forbruksendringer og utviklinger av overføringsnettet. Scenarioene som benyttes er utviklet i forbindelse med den årlige nettutviklingsplanen og kraftsystemutredningen. Statnetts målsetning er å maksimere nytten for Norge, men investeringer i det norske sentralnettet vurderes også i forhold til det nordiske kraftsystemet. Norske nettløsninger vurderes opp mot nettløsninger i andre land når dette er relevant. Nyttevirkninger og kostnader kvantifiseres så langt som mulig, men Statnett vektlegger også forhold som er vanskeligere å kvantifisere. De kvantifiserbare nyttevirkningene av et tiltak er verdien av økt kapasitet i nettet og reduksjoner i taps-, avbrudds-, transitt- og systemdriftskostnader. Tiltak rettet mot økt utnyttelse av nettet vurderes alltid som alternativer til å bygge nye overføringsanlegg. Andre viktige forhold som vektlegges er miljøkonsekvenser, forsyningssikkerhet og et velfungerende kraftmarked. Statnett er opptatt av å finne løsninger som er miljømessig gunstige, og Statnetts miljøpolicy er at vi skal vektlegge natur og miljø på linje med funksjonelle, tekniske og økonomiske hensyn. Statnett er avhengig av å ha en sunn bedriftsøkonomi. Hvordan myndighetene velger å utforme inntektsreguleringen av nettselskapene er viktig for at Statnett over tid skal være i stand til å utvikle nettet etter samfunnsøkonomiske kriterier. Tekniske dimensjoneringskriterier Med utgangspunkt i en nettplanlegging basert på samfunnsøkonomiske betraktninger, er det i prinsippet verken behov for eller rom for absolutte dimensjoneringskriterier. I praksis vil det imidlertid være enkelte forhold som ikke fanges opp i tilstrekkelig grad gjennom en samfunnsøkonomisk analyse, og som derfor må tas hensyn til på andre måter. En sentral vurdering i nettplanleggingen er i hvor stor grad man kan akseptere avbrudd i kraftleveransen som følge av at det oppstår feil i komponenter i nettet. Det er sannsynlig at ulempene for samfunnet ved omfattende avbrudd er større enn det som reflekteres i de avbruddkostnadene som legges til grunn i samfunnsøkonomiske analyser (KILE). Dette gjelder særlig i forhold til utfall med svært små sannsynligheter, men med store konsekvenser. Systemsikkerhet må derfor vektlegges. Tradisjonelt har nettplanleggingen og lastsgrensesettingen basert seg på det såkalte N-1 kriteriet, som betyr at systemet skal kunne tåle utfall av én komponent uten å gi avbrudd i strømforsyningen. N-1 kriteriet var tidligere et beslutningskriterium. I Nordels dimensjoneringsregler, jf. Nordisk Regelsamling (Nordic Grid Code), er det angitt et modifisert N-1 kriterium. Her er det også spesifisert akseptable konsekvenser av ulike kombinasjoner av driftstilstand og feiltilfeller. Dette materialet anbefales som en del av grunnlaget for tillatt systemutnyttelse og fastsettelse av lastgrenser. Statnett har lagt Nordels anbefalinger til grunn ved dimensjonering og fastsettelse av lastgrenser over landegrensene og i sammenhenger hvor feil kan ha konsekvenser for våre naboland. Statnett definerte tidligere et «mulighetsrom» som skulle begrense hvor stort avbrudd som kunne aksepteres. I 21 oppdaterte Statnett dimensjoneringskriteriene, både for drift og planlegging. De nye kriteriene er mer absolutte og er inndelt i «skal-krav» og «bør-krav». Brudd på skal-kravene vil direkte kunne være utløsende for investeringer i nye nettforsterkningstiltak. De nye plankriteriene er utformet slik: Tilleggsrapport for 21 fra Statnett // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\ Rapport fra systemansvarlig 41

42 SKAL-krav: Gjeldende lover, forskrifter og FIKS skal overholdes. Sentralnettet skal som hovedprinsipp driftes og planlegges ut fra N-1 kriteriet. Det betyr at feil på en enkelt komponent normalt ikke skal gi avbrudd for forbruk. Øvre spenningsgrenser skal overholdes, og strømgrenser skal overholdes. Det aksepteres avbrudd i strømforsyningen i inntil 1 time for maksimalt 2 MW forbruk som følge av et enkeltutfall ved intakt nett. Nettet må planlegges slik at det er mulig å gjennomføre planlagte driftsstanser slik at enkeltutfall maksimalt gir bortfall av 5 MW forbruk av inntil 2 timers varighet. Transformatorkapasitet skal dimensjoneres slik at det er momentan reserve dersom last er større enn 2 MW, mens for last mindre enn 2 MW skal all last kunne kobles inn igjen innen 1 time. Transformatorer som er definert som kritiske, skal kunne erstattes av tilgjengelige reservetransformatorer innen 4 uker ved havari. I denne perioden aksepteres det N- drift. Nettet skal dimensjoneres slik at N-1 overføringskapasitet skal kunne opprettholdes ved langvarig feil på en innenlandsk kabelforbindelse. N-1 kriteriet skal benyttes som en forutsetning ved fastsettelse av kapasitetsgrenser i nettplanleggingen. Det innebærer at kapasitetsgrenser setter slik at kraftsystemet skal tåle utfall av en enkeltkomponent, som ledning, transformator, samleskinne, forbruk, produksjonsenhet. BØR-krav: N-1 kriteriet kan fravikes for kunder i tilfeller hvor det er aktuelt å innkreve anleggsbidrag for et nytt tiltak, og kunden ikke ønsker tiltaket. Nettet skal dimensjoneres slik at N-1 overføringskapasitet skal kunne opprettholdes ved langvarig feil på en innenlandsk kabelforbindelse. Nettet bør dimensjoneres uten bruk av belastningsfrakobling (BFK). Nettet kan dimensjoneres med forutsetning om bruk av produksjonsfrakobling (PFK). 42 Rapport fra systemansvarlig // OM KRAFTSYSTEMET I NORGE 21 \\Tilleggsrapport for 21 fra Statnett

43

44 Besøksadr: Husebybakken 28 B, Oslo Postadr: Postboks 5192 Majorstuen 32 OSLO Telefon: Telefax: e-post: [email protected] Web: