Rapport fra systemansvarlig

Transkript

1 STATNETT SF Rapport fra systemansvarlig om kraftsystemet i Norge 211 Dok. id: Side: 1/65

2 Innhold 1 Innledning Systemansvarskostnader Sammendrag av økonomiske tall knyttet til systemansvarsoppgaver fra den tekniske og økonomiske rapporteringen Redegjørelse for utviklingen i kostnader over tid(22-211) Flaskehalser og overføringstap på utenlandsforbindelsene Flaskehalskostnader og spesialregulering 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 Utviklingen i markedskostnader ved flaskehalser mellom elspotområder, inklusive bakgrunnsdata for plassering av flaskehalsene, varighet, hyppighet og størrelse Årsaker til de viktigste/største spesialreguleringene samt fysisk plassering av, omfang av og kostnader knyttet til disse Kostnader og mengde spesialregulering Handelsgrenser Kriterier for systemansvarlig sin fastsettelse av handelskapasitet og hvilke forhold som kan utløse en endring/reduksjon i forhold til prognosene Varighetskurver for handelsgrensene mellom de ulike elspotområdene Redegjørelse av årsaker til de viktigste/største reduksjonene i handelsgrensene mellom elspotområdene Anmelding og planlegging av produksjon Etablerte rutiner mellom systemansvarlig og avregningsansvarlig for å avdekke systematiske overtredelser av konsesjonærenes pålegg om å anmelde i balanse Systemtjenester og effektreserver Beskrivelse av fysisk benyttede/reserverte systemtjenester og effektreserver Primærreserver Tertiærreserver Kvartersflytting av produksjon Reaktiv effekt Systemvern Omfang av bruk av de ulike typer systemvern, herunder installasjon(fysisk plassering), initiering og utløsning Diskusjon og analyse av utviklingen i frekvensavvik de senere årene, og oppdatert status for bakgrunnen for denne utviklingen Status vedr implementering av aktuelle tiltak for å bedre frekvenskvaliteten Planlegging og idriftsetting av tekniske anlegg i kraftsystemet Status på eventuelt arbeid med videreutvikling av veiledere til hjelp for konsesjonærene i forbindelse med Fos 14 om planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet Koblingsbilder Hvilke kriterier som systemansvarlig legger til grunn for fastsettelsen av "faste" koblingsbilder i regional- og sentralnett iht. Fos Dok. id: Side: 2/65

3 8.2 Hvilke kriterier som systemansvarlig la til grunn for endring av koblingsbilder i forkant av Dagmar, som følge av værvarsel Samordning av driftsstanser Kriterier systemansvarlig legger til grunn for hvem som initierer en omprioritering av planlagte driftsstanser iht. Fos 17 fjerde ledd. Kriterier systemansvarlig legger til grunn for beregning av merkostnader som skal belastes den som initierer omprioriteringen Tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner Kort beskrivelse av tiltak og volumene på tiltakene for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner Beskrive Statnetts kriterier for å søke NVE om å ta i bruk godkjente tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner Internasjonal koordinering En samlet beskrivelse av deltagelse i europeisk og nordisk samarbeid for å utvikle internasjonale løsninger for systemansvarsutøvelse Oversikt over endringer som er foretatt i den nordiske systemdriftsavtalen Status for de nordiske investeringsplanene Driftsforhold, driftssikkerhet og driftsforstyrrelser Redegjørelse for nivå av driftsspenninger i sentralnettet, problemområder og kortsiktige/langsiktige tiltak Presentasjon av de spenningskvalitetsparametere som Statnett registrerer med egne spenningskvalitetsmålere, jf. forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet 2A Oversikt over større områder og tidsrom hvor nettet har vært drevet med redusert driftssikkerhet Innledning Registreringer pr område Vurdering/Oppsummering Spesiell redegjørelse og omtale av større driftsforstyrrelser nasjonalt i 211, samt i de tre første månedene i Redegjørelse og omtale av driftsforstyrrelser på utenlandsforbindelsene og angivelse av tilgjengelighet Rutiner for rapportering til NVE Rutiner som er etablert for å sikre NVE løpende informasjon iht. Fos 8 annet ledd og Forholdet til forvaltningsloven og offentleglova Rutiner som er etablert for å tilfredsstille systemansvarsfunksjonens forhold til forvaltningsloven og offentleglova i henhold til Fos Oversikt over antall ikke systemkritiske enkeltvedtak som er fattet i rapporteringsåret, fordelt på de aktuelle bestemmelsene i Fos. Påklagede saker skal angis spesielt Rutiner for arkivering av systemkritiske vedtak. Oversikt over antall systemkritiske vedtak som er fattet i løpet av rapporteringsåret, fordelt på aktuelle bestemmelsene i Fos Øvrige rapporteringspunkt Beskrivelse av investeringskriterier Oversikt over deltagelse i møter i kraftsystemutvalg i henhold til forskrift om energiutredninger Dok. id: Side: 3/65

4 1 Innledning Statnett reguleres med én samlet inntektsramme, som både inkluderer kostnader til drift av egne nettanlegg og kostnader knyttet til utøvelsen av systemansvaret. I henhold til kontrollforskriften første ledd skal systemansvarlig etter nærmere bestemmelse av NVE rapportere om forhold som har betydning for den økonomiske reguleringen av systemansvarlig, samt en samfunnsøkonomisk rasjonell utøvelse av systemansvaret. Siden inntektsrammen ikke regulerer alle de tiltakene som Statnett gjennomfører som systemansvarlig fatter NVE årlige vedtak om en utvidet rapportering for å supplere reguleringen. Denne rapporten er utarbeidet på bakgrunn av Vedtak om rapport fra systemansvarlig om kraftsystemet i Norge Lovdata: Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer Dok. id: Side: 4/65

5 2 Systemansvarskostnader 2.1 Sammendrag av økonomiske tall knyttet til systemansvarsoppgaver fra den tekniske og økonomiske rapporteringen Tertiærreserver Spesialregulering Systemvern Kvartersflytting av produksjon Primærreserver, herav Grunnleveranse Marked Salg Energiopsjoner Reaktiv effekt Netto kjøp av balanseog effektkraft Omberamming av planlagte revisjoner Sum eksisterende poster Tabell 1: Systemdrifts-kostnader og inntekter (MNOK). Tertiærresserver Systemansvarlig har ansvar for at det til enhver tid er nok regulerkraft(effektreserve) tilgjengelig i regulerkraftmarkedet for å holde balanse mellom forbruk og produksjon, samt håndtere vanskelige driftssituasjoner. Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) har som hensikt å sikre regulerkraftmarkedet med tilfredsstillende mengde tertiærreserver. Kjøpet gjennom RKOM kommer i tillegg til det som omfattes av bilaterale avtaler. Spesialregulering Spesialregulering er opp- eller nedreguleringsbud fra regulerkraftlista som blir benyttet utenom prisrekkefølge. Normalt vil bud som blir benyttet for å håndtere ubalanser i systemet bli ordinære reguleringer. Bud brukt for å avlaste lokale flaskehalser innenfor et elspotområde, Dok. id: Side: 5/65

6 håndtere feilsituasjoner og andre spesielle årsaker blir spesialreguleringer. Systemansvarlig dekker kostnaden som oppstår ved spesialregulering mens ordinære reguleringer inngår som en del av balanseoppgjøret aktørene imellom. Systemvern I det norske sentralnettet er det installert mange systemvern for å tillate økt utvekslingskapasitet eller sikre en tilfredsstillende forsynings-/driftssikkerhet. Dette inkluderer blant annet produksjonsfrakopling(pfk) og belastningsfrakopling(bfk). Kriteriet for utløsning av systemvern vil typisk være utfall av gitte kraftlinjer. Systemansvarlig betaler produsenter en årlig godtgjørelse for å ha PFK installert, i tillegg til en ekstra godtgjørelse ved frakopling av aggregater. Når industriforbruk koples ut som følge av BFK, får de en kompensasjon for de reelle kostnadene ved utløsningen. Alminnelig forbruk som er knyttet til BFK inngår i den generelle KILE-ordningen. Kvartersflytting av produksjon Dette innebærer en framskynding eller utsettelse av planlagt produksjonsendring med inntil femten minutter med den hensikt å få bedre samsvar mellom planlagt produksjon og forventet forbruksutvikling. Systemansvarlig betaler produsentene for dette. Primærreserver Primærreserver deles inn i FNR og FDR: Frekvensstyrt normaldriftsreserver (FNR): aktivert automatisk ved frekvensavvik ±,1 Hz. Frekvensstyrt driftsforstyrrelsesreserve (FDR): aktiveres automatisk ved 49,9 Hz og er fullstendig aktivert ved 49,5 Hz. Statnett som systemansvarlig har ansvar for at det til enhver tid er nok primærreserver. I Norge oppfylles disse kravene delvis ved at alle aktører er pålagt minimumskrav gjeldene for alle produksjonsanlegg. Behov utover denne grunnreserven kjøper Statnett inn i et eget døgn- og ukemarked for primærreserver. Det er avtalt å kunne videreselge primærreserver til de nordiske naboland ved overskudd på reserver i Norge. Likedan er det mulig for Statnett å kjøpe primærreserver dersom det er ønskelig/nødvendig for å oppfylle Norges krav til primærreserver. Energiopsjoner En avtale som gir Statnett rett til å kreve at en forbruksenhet reduserer sitt forbruk i en svært anstrengt kraftsituasjon. Bedriftene som deltar i ordningen har forpliktet seg til å kunne redusere sitt strømforbruk i noen uker dersom det oppstår en situasjon med stor fare for rasjonering. Bedriftene får i første omgang betalt for denne opsjonen, eller muligheten. I tillegg vil bedriftene få betalt ved en eventuell innløsning av opsjonene. Reaktiv effekt Reaktiv effekt er en lokal tjeneste knyttet til spenningen i nettet. Ulike nettkomponenter vil kunne bidra både til å levere og fjerne reaktiv effekt. Generelt gjelder 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. Når det gjelder raske endringer i spenningen i nettet pga. plutselige hendelser vil imidlertid produksjonen kunne gi et viktig bidrag til å stabilisere forløpet slik at mer alvorlige hendelser unngås. Det tilstrebes derfor at produksjonsenheter normalt skal ligge med null-leveranse av reaktiv effekt for å kunne både øke og redusere spenningen raskt. Systemansvarlig betaler produsenter for reaktiv effekt basert på generatorytelse og måledata. Netto kjøp av balanse- og effektkraft Balansekraft er differansen mellom planlagt(elspot) og målt utveksling over utenlandsforbindelsene. Effektkraft er kraft som utveksles over utenlandsforbindelsene som et Dok. id: Side: 6/65

7 ledd i å håndtere nettproblem i ett av landene. Statnett selger og kjøper både balanse- og effektkraft. Omberamming av planlagte revisjoner Systemansvarlig definerer hvilke driftsstanser som skal innmeldes og godkjennes av systemansvarlig. Systemansvarlig har som mål å koordinere driftsstanser på en slik måte at alle konsesjonærer gis mulighet til å gjennomføre nødvendig vedlikehold i løpet av året. I henhold til FoS skal merkostnader ved omprioritering av godkjente driftsstanser betales av den som har initiert omprioriteringen. Dette kan være systemansvarlig, produsenter, berørte nettselskap eller anleggseiere som selv ønsker å omprioritere sine driftsstanser. 2.2 Redegjørelse for utviklingen i kostnader over tid(22-211). De totale systemdriftskostnadene har hatt en stigende tendens i perioden Postene som har økt mest er kostnader til innkjøp av primærreserver og kostnader til spesialregulering. De øvrige postene har hatt en flat utvikling, der det er vanskelig å peke på en klar tendens. I tillegg er Energiopsjoner en ny post fra 27. Alle systemdriftskostnader er i større eller mindre grad avhengig av tilfeldigheter eller forhold Systemansvarlig ikke har kontroll på. Dette kan være hydrologiske forhold som påvirker utvekslingen av energi med utlandet, vintertemperaturen som avgjør forbruksnivået, eller store eller langvarige feil i nettet som kan medføre store spesialreguleringskostnader. Kostnader for tertiærreserve fremkommer ved at Statnett sikrer tilgang på effektressurser gjennom Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM). Kravet til reserve fremkommer i Nordisk systemdriftsavtale og i tillegg anskaffes reserver for å dekke et selvpålagt krav for å dekke ubalanser i Norge. Kostnadene til tertiærreserve påløper hovedsakelig i perioden novembermars. Det er noen forhold som avgjør kostnadene til tertiærreserve; forbruk, elspotpriser og utveksling mot utlandet. Høyt forbruk, høye elspotpriser og høy eksport i vinterperioden gir økte kostnader til tertiærreserver. Siden 22 har disse kostnadene blitt redusert gjennom endringer i markedsløsningene., En betydelig del av anskaffelsen skjer nå ved ukeshandel. Noe vekst i ressurstilgangen fra forbrukssiden har også dempet kostnadene. Vinteren 211 var forholdsvis mild. Det var dessuten en stram energisituasjon som medførte høy import. Begge disse forholdene reduserte kostnadene til tertiærreserver sammenlignet med 21. I den nordiske systemdriftsavtalen fastsettes nasjonale fra til primærreserve. Kostnadene for primærreserve er også nært knyttet til den hydrologiske situasjonen. I motsetning til tertiærreserve påløper kostnadene for primærreserve hovedsakelig i sommerhalvåret. Det er i hovedsak magasinverk som leverer primærreserver. Tørrår med mye import og lav produksjon i magasinverk gir derfor høye kostnader for produsentene ved at aggregat må holdes roterende i perioder hvor prisbildet i energimarkedet tilsier at de burde stått. I perioder der mange magasinverk produserer opp mot maksimal effekt fordi det er mye tilsig, kan det også komme perioder med høye priser på og lav tilgang på primærreserver. Ved introduksjonen av markedet for primærreserver i januar 28 ble kravet til generell statikk på aggregater i Norge endret fra 6 til 12 %. For Statnetts del har dette medført at et større kvantum må anskaffes gjennom markedsordningene og at kostnadene har økt. Leveransene fra Norge er også redusert til kun å levere det systemdriftsavtalen krever. I tillegg kommer faktorer som økt importkapasitet og større innslag av ikke-regulerbar produksjon, som kan fortrenge produksjon fra magasinverk. Disse forholdene, i tillegg til en stadig mer effektiv energihandel mellom Norge og andre land, gjør at kostnadene har økt. 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. Det har vært flere perioder siste årene som Dok. id: Side: 7/65

8 har vært ekstremt tørre eller ekstremt våte. Enkelte feil i nettet har generert større spesialreguleringskostnader i tillegg til at nettet generelt over tid er høyere utnyttet enn tidligere. Statnett ønsker primært å håndtere strukturelle flaskehalser ved elspot-områdeinndeling, men ikke alle flaskehalser i nettet er egnet til håndtering med elspotområder, og må derfor håndteres ved spesialregulering. Mye av kostnadene er generert av enkelthendelser, eller spesielle hydrologiske situasjoner innenfor et kort tidsrom. Frekvensregulering bidrar også til en mindre del spesialreguleringskostnadene, ved at store og raske enheter av og til benyttes utenfor prisrekkefølge i regulerkraftmarkedet. 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 og økning i utvekslingskapasitet. Eksempelvis har graden av påkrevd justering av produsentenes produksjonsplaner på kvartersnivå økt merkbart. Omfanget av bruken av dette tiltaket øker med økt eksportkapasitet, mens enhetskostnaden er avhengig av prisen i energimarkedene. 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. I løpet av 212 vil systemansvarlig etterbetale aktørene de kostnader de har hatt som følge av BFK for perioden Fra 212 og fremover vil systemansvarlig fatte årlige vedtak som skal dekke aktørens kostnader som følge av pålegget om BFK. Kostnadene for systemvern vil variere ettersom deler av kostnadene er knyttet til feil i nettet som gir utløsning av systemvernfunksjon. Statnett bruker interne ressurser på utvikling av markedsløsningene og kjøp av de ulike systemtjenestene i Statnetts markedsordninger. Disse kostnadene fremkommer ikke i Tabell 1. Omfanget av markedsordninger har økt og økt utnyttelse av nettet har gitt en mer kompleks systemdrift. Dette har medført at den totale ressursbruken i Statnett knyttet til systemansvaret er større enn tidligere. Utvikling av markedsløsninger har gitt vesentlig ressursbruk knyttet til utvikling av IT-systemer. På Landssentralen er bemanningen på kveld/natt økt, delvis begrunnet i dette. 2.3 Flaskehalser og overføringstap på utenlandsforbindelsene. NorNed og Skagerrak Figur 1 viser de totale flaskehalsinntektene for NorNed- og Skagerrak-forbindelsene på kvartalsbasis. Verdiene rapportert under er totale flaskehalsinntekter på forbindelsen, og ikke Norges andel. Flaskehalsinntektene for begge kablene deles nå 5/5 mellom de to berørte TSOer. På NorNed var det imidlertid eksplisitt auksjon frem til Q Flaskehalsinntekten som er rapportert er beregnet ut fra planlagt flyt på kabelen og prisforskjell i de to spotmarkedene. Den faktiske inntekten fra den eksplisitte auksjonen har i snitt vært noe lavere. Det betyr at Statnett har mottatt noe under 5 % av de oppgitte flaskehalsinntektene. Alle nordiske flaskehalsinntekter, inklusive de som ble inntjent på Skagerrak-forbindelsen, ble frem til Q4 21 fordelt etter en nordisk fordelingsnøkkel. I denne perioden fikk Statnett en mindre andel fra denne forbindelsen enn 5 %. Til gjengjeld fikk Statnett en andel også av flaskehalsinntektene på grenser mellom Sverige, Finland og Danmark. Vi ser at inntektene er svært varierende mellom månedene. Ved å se på Figur 2 ser vi at noe av variasjonen, spesielt på NorNed, skyldes varierende tilgjengelighet på kablene. Feil og revisjoner er de viktigste årsakene til redusert kapasitet. Figur 1 viser både flaskehalsinntekt og tapskostnad for hvert kvartal. Vi ser at tapskostnaden ikke er neglisjerbar. Fra et samfunnsøkonomisk perspektiv er det da viktig å vite hvorvidt denne tapskostnaden trekker flaskehalsinntekten litt ned i hver time, eller om den faktisk er større i Dok. id: Side: 8/65

9 % Mill. /kvartal noen timer slik at det ville vært samfunnsøkonomisk riktig å ha mindre handel enn hva markedet ga. Figur 3 viser andelen av tiden hvor flaskehalsinntekten har vært mindre enn tapskostnaden. Vi ser at dette har vært en betydelig andel av timene, med over 6 % av timene i noen kvartaler for Skagerrak og jevnere rundt 2 % av timene på NorNed Flaskehalsinntekter og tap på NorNed og Skagerrak FLHI NorNed FLHI Skagerrak FLHI-tap NorNed FLHI-tap Skagerrak Figur 1: Flaskehalsinntekter og tap på NorNed og Skagerrak. Tilgjengelig kapasitet, NorNed og Skagerrak NorNed 99, ,2 77,4 58,4 97,1 99,6 32,2 7 95,1 98,1 99,8 49, ,5 Skagerrak 43,1 91,9 97,6 96,5 88,4 82,3 94,7 99,4 86,3 93,6 98,4 99,2 79,2 94,9 97,6 NorNed Skagerrak Figur 2: Tilgjengelig kapasitet, NorNed og Skagerrak. Andel timer med tapskostnad større enn flaskehalsinntekt 1% 8% 6% 4% 2% % NorNed 3% 16%14%16%24%25%22%12%28%31%28%24%23%16%11% Skagerrak 22%47%71%68%42%52%3%52%72%59%32%66%35%59% NorNed Skagerrak Figur 3: Andel timer med tapskostnad større enn flaskehalsinntekt. Dok. id: Side: 9/65

10 NorNed Flaskehalsinntekter (mill. ) Tapskostnad (mill. ) Tap som andel av flaskehalsinntekt (%) Differanse (mill. ) 28 - hele året 114, 5,2 5 % 18,8 2. kvartal 41,4,7 2 % 4,7 3. kvartal 35,7 2,2 6 % 33,5 4. kvartal 36,9 2,4 6 % 34, hele året 48,6 4,8 1 % 43,7 1. kvartal 13,2 1,3 1 % 11,9 2. kvartal 4,4,7 17 % 3,6 3. kvartal 14,2 1,2 9 % 13, 4. kvartal 16,8 1,5 9 % 15, hele året 29,9 6, 2 % 23,9 1. kvartal 2,8,5 19 % 2,2 2. kvartal 5,7 1,2 21 % 4,5 3. kvartal 7,4 1,8 25 % 5,6 4. kvartal 14, 2,4 17 % 11, hele året 75,3 7,9 1 % 67,4 1. kvartal 2, 2,8 14 % 17,2 2. kvartal 3,9 1,2 3 % 2,8 3. kvartal 24,4 1,9 8 % 22,5 4. kvartal 26,9 2, 7 % 24,9 Skagerrak Flaskehalsinntekter (mill. ) Tapskostnader (mill. ) Tap som andel av flaskehalsinntekt (%) Differanse (mill. ) 28 - hele året 95,3 1. kvartal 11,3 2. kvartal 35,9 3. kvartal 37,1 3,4 9 % 33,8 4. kvartal 1,9 2,8 26 % 8, hele året 28,6 6,1 21 % 22,5 1. kvartal 4,4 1,8 4 % 2,7 2. kvartal 2,8 1,4 49 % 1,4 3. kvartal 11,9 1,3 11 % 1,6 4. kvartal 9,5 1,7 18 % 7, hele året 44,7 9, 2 % 35,7 1. kvartal 21,3 2,6 12 % 18,7 2. kvartal 7,5 2, 26 % 5,6 3. kvartal 3,4 1,8 54 % 1,6 4. kvartal 12,5 2,6 21 % 9, hele året 68,1 9,7 14 % 58,4 1. kvartal 26,8 3,7 14 % 23,2 2. kvartal 2,9 2, 67 % 1, 3. kvartal 22,6 2,3 1 % 2,2 4. kvartal 15,8 1,8 11 % 14, Dok. id: Side: 1/65

11 Mill. euro Mill. euro Andre nordiske forbindelser De nordiske flaskehalsinntektene fordeles i dag (etter ) 5/5 mellom eierne av forbindelsen, og hele inntekten tilfaller eieren ved interne flaskehalsinntekter. Dette gjør at historiske norske flaskehalsinntekter ikke viser utviklingen i flaskehalsinntekter på forbindelser der Statnett er (del-)eier. Derfor er det under gjengitt de totale flaskehalsinntektene for Norden samlet. 4, 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5,, -5, Flaskehalsinntekter Verdiene angir total flaskehalsinntekt på forbindelsene, ikke Norges andel Internt i Norge Mot Sverige Mot Danmark Figur 4: Samlede flaskehalsinntekter på nordiske forbindelser som grenser mot Norge og internt i Norge. 7, Nordiske flaskehalsinntekter 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Figur 5: Samlede nordiske flaskehalsinntekter. Dok. id: Side: 11/65

12 Måned Internt i Norge Mot Sverige Mot Danmark Totalt i Norden 28 1,6 2,12 2,6 8,6 2,75 3,11 3,65 13,1 3,76 5,96 5,1 15,7 4,72 7,23 9,67 25,5 5 1,4 12,63 11,8 38,7 6,1 18,5 15,17 39,5 7,9 14,41 17,27 36,9 8 2,3 11,53 11,14 26,1 9,99 4,63 8,73 18,1 1,47 1,75 4,93 9, 11, 1,84 2,85 6,5 12 -,1 1,44 3,15 6, ,1,47 1,83 4, 2 -,5,4 1,26 3,1 3 -,3,18 1,33 2,5 4,27 1,16 1,3 3,2 5,1 1,51 1,4 3, 6,19 1,21,42 2,4 7,8 1,83,66 3,5 8 -,1 7,44 4,15 12,8 9,11 1,87 7,9 19,9 1,8 3,1 2,83 6,9 11 -,4,85 2,38 4, 12 -,76 7,7 4,28 14, ,68 1,92 3,36 15,8 2 37,52 3,15 8,35 62,3 3 1,79 2,31 9,59 32,8 4 -,13 4,42 3,56 9,9 5 -,17 7,54 2,91 11,4 6,5 4,25 1,4 7,7 7,1,72 1,17 5,7 8, 1,2,99 3,3 9,53 1,36 1,26 4, 1,4 2,43 1,49 5,4 11 3,8,69 2,39 9,8 12 2,86 4,14 8,59 61, ,55 1,76 11,8 31,3 2 3,8 1,27 8,8 2,2 3,25 1,48 6,96 14,8 4,8 1,13 1,61 4,6 5,,33,63 1,7 6 1,36,49,69 6,6 7 1,61 3,6 3,35 14,4 8,5 5,62 6,27 24,3 9,68 6,34 12,93 39,1 1,84 3,42 1,77 26,8 11,97 4,25 3,37 36,3 12,9 1,8 1,78 8,3 Tabell 2: Samlede nordiske flaskehalsinntekter. Dok. id: Side: 12/65

13 3 Flaskehalskostnader 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. Elspotområdene fastsettes etter en vurdering av hvor i nettet det forventes store overføringsbegrensninger. På grunn av den store impedansen på forbindelsene mellom Sør- Norge og Midt-Norge i forhold til impedansene mot det svenske kraftsystemet, deles landet alltid inn i minst to områder. Skillet mellom disse to områdene går på forbindelsene i Østerdalen, Gudbrandsdalen og Sogn og Fjordane. En variasjon i balansen i Sør-Norge vil i liten grad påvirke kraftflyten i nettet nord for Dovre og motsatt. Det kan oppstå behov for å opprette nytt elspotområde, for eksempel ved utfall eller revisjon av en viktig overføringslinje. Dersom dette skjer vil Statnett anslå: Hvor lenge linjen vil være ute. Hvilke spesialreguleringskostnader Statnett vil få uten opprettelse av eget elspotområde. Dersom Statnett anser at spesialreguleringskostnadene for en periode vil beløpe seg til størrelsesorden 2 millioner kroner, vil det vurderes å opprette et eget elspotområde. Behov for å opprette nytt elspotområde kan også oppstå i et intakt nett, dersom det oppstår en stor og langvarig flaskehals. Markedet varsles minst 2 uker før det nye elspotområdet gjøres gjeldende. Når områdenes utstrekning skal fastsettes, gjøres avgrensningen ut fra følgende forhold: Grensesnitt i nettet hvor det forventes flaskehals i en betydelig del av sesongen eller hvor ønsket utvekslet effekt ventes å bli vesentlig forskjellig fra fysisk kapasitet. Normale oppdelinger i distribusjons-, regional- eller sentralnett. Impedansforhold der nettet ikke er oppdelt. Mulighet for hensiktsmessig avregningsmåling i grensesnittet mellom områdene. 3.2 Utviklingen i markedskostnader ved flaskehalser mellom elspotområder, inklusive bakgrunnsdata for plassering av flaskehalsene, varighet, hyppighet og størrelse. For at de beregnede kostnadene skal kunne relateres til forhold Statnett kan påvirke i driften, tas det bare hensyn til kostnader som kommer av feil eller revisjoner. Kostnader som skyldes feil eller begrensinger i utlandet er trukket ut av beregningene fram t.o.m. 21. Dette gjelder f. eks kapasitetsbegrensinger som skyldes arbeid i en svensk transformatorstasjon. Derimot, for 211 er feil/revisjoner på svensk side tatt med når de påvirker handelsgrensene. 211-tallene er derfor ikke uten videre sammenlignbare med tidligere år i tabellen. Flaskehalskostnader ved intakt nett, f. eks begrensninger i Hasle grunnet høy last i Østlandsområdet, er ikke tatt med for noen av årene. Kostnadene knyttet til bortfall av overføringskapasitet i 211 har vært lave sammenliknet med tidligere år. Dette skyldes ikke at det har vært få timer med flaskehals men heller lave prisforskjeller mellom elspotområdene. 5 % av kostnadene kommer fra forbindelsen NO1-SE og er forårsaket av ombyggingsarbeid i og i nærheten av Hasle, også på svensk side. NorNed var ute på grunn av kabelfeil fra 18. april til 5. juni og er den største kostnaden knyttet til enkeltfeil/utfall. Tabell 2 og Tabell 3 viser kapasitetstilgjengelighet og utnyttelse av handelskorridorene ved henholdsvis eksport og import. Figur 1 til 8 viser hyppighet og timeantallet til flaskehalser på de ulike handelskorridorene. Dok. id: Side: 13/65

14 Korridor Årsak NO1 SE Revisjon Feil/utfall NO3 SE 2 Revisjon 14 3 Feil/utfall 2 NO4 SE 3 Revisjon Feil/utfall NO2 DK1 Revisjon Feil/utfall NO2 NL 4 Revisjon Feil/utfall NO1 NO2 5 Revisjon 1 Feil/utfall NO1 NO55 Revisjon 1 6 Feil/utfall NO2 NO55 Revisjon 17 Feil/utfall NO4 NO3 Revisjon 9 2 Feil/utfall Sum Tabell 3: Samfunnsøkonomiske kostnader(mnok) ved bortfall av overføringskapasitet. Handelskorridor Maks. kapasitet [MW] Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] 6 Tidsandel med flaskehals i markedet [%] NO1-SE % 41 % 29 % NO3-SE 6 98 % 2 % 8 % NO4-SE 8 86 % 26 % 1 % NO2-DK1 1 9 % 44 % 24 % NO2-NL 7 86 % 63 % 38 % NO2-NO % 34 % 9 % NO2-NO % 28 % 3 % NO5-NO % 43 % 8 % NO4-NO % 37 % 1 % Tabell 4: Kapasitetstilgjengelighet og -utnyttelse ved eksport. 2 Flaskehalser NO3 SE ligger inne i NO4 SE t.o.m Består av NO4 SE1 + NO4 SE2 f.o.m. 1/ da Sverige ble delt i fire prisområder. 4 NorNed kom i drift i april 28 5 SørNorge ble delt i tre prisområder i januar I den gitte retning. Dok. id: Side: 14/65

15 Timer Timer Handelskorridor Maks. kapasitet [MW] Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] 6 Tidsandel med flaskehals i markedet [%] SE-NO % 22 % 2 % SE-NO % 38 % 15 % SE-NO % 19 % 6 % DK1-NO % 3 % 1 % NL-NO % 28 % 22 % NO1-NO % 1 % % NO5-NO % 26 % 14 % NO1-NO % 7 % 1 % NO3-NO4 2 9 % 13 % 23 % Tabell 5: Kapasitetstilgjengelighet og -utnyttelse ved import NO1-SE - Feil/utfall NO1-SE - Revisjon Figur 6: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO1 og SE ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner NO3-SE - Feil/utfall NO3-SE - Revisjon Februar Mars August September November Figur 7: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO3-SE ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Dok. id: Side: 15/65

16 Timer Timer Timer NO4-SE - Feil/utfall NO4-SE - Revisjon Figur 8: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-SE ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner NO2-DK1 - Feil/utfall NO2-DK1 - Revisjon Figur 9: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-DK1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner Mars April Mai Juni Juli NO2-NL - Feil/utfall NO2-NL - Revisjon Figur 1: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-NL ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Dok. id: Side: 16/65

17 Timer Timer Timer NO1-NO2 - Feil/utfall NO1-NO2 - Revisjon Februar September Desember Figur 11: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO1-NO2 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner Juni Juli September Oktober November Figur 12: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO1-NO5 og NO2-NO5 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. NO1-NO5 - Revisjon NO2-NO5 - Revisjon NO4-NO3 - Revisjon Figur 13: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-NO3 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Dok. id: Side: 17/65

18 MNOK 3.3 Årsaker til de viktigste/største spesialreguleringene samt fysisk plassering av, omfang av og kostnader knyttet til disse. Årsak til spesialreguleringer er delt inn i fire hovedtyper: Intakt nett Revisjoner Feil/utfall Annet Revisjoner Inntakt nett, spenning Inntakt nett, overlast Feil/utfall Figur 14: De 1 dyreste spesialreguleringsårsakene i 211. Ofoten-Kvandal: To separate utfall av ledningen januar og 16. februar. Høy last i Nord-Norge nord for Ofoten krevde betydelige mengder oppregulering for å unngå overlast på gjenværende linjer inn til området. Reparasjon av linjen samt revisjon senere på året har også bidratt til høye kostnader. Rana T5: Havari på Rana T5 i oktober. Dette ga problemer med flimmer og spenningsstabilitet, samt over-/underskuddsbegrensninger i regionalnettet. Tokke-Førre: Utkobling av linjen for revisjon i uke 39 og 4 samtidig som det var høy eksport på NorNed og Skagerrak, men lite kjøring på Sørlandet. Dette skapte en flaskehals med behov for mye oppregulering på Sørlandet og også noe motkjøp fra utlandet. Overskudd Vestlandet: Flere perioder med stort produksjonsønske på Vestlandet har skapt lokale flaskehalser og behov for nedregulering. Nettet har også vært delt i perioder for å redusere kostnadene, samt avhjelpe driften. Kristiansand T2: Transformatoren var ute to uker i juli grunnet sprengningsskade på oljegruben. Grunnet et stort produksjonsoverskudd i denne perioden ble det en flaskehals i 11kV-nettet. I september ble transformatoren koblet ut for revisjon med tilsvarende behov for nedregulering. 7 Består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last- eller produksjonsendring, spenningsforhold, problemer i naboland og andre spesielle årsaker. Dok. id: Side: 18/65

19 Narvik stasjon: Ombygging av Narvik stasjon medførte flere linjeutkoblinger i løpet av vår, sommer og høst. Største kostnader i juni da det var stor produksjon i området. Nedre Røssåga T1: Transformatoren ble byttet ut i august/september. Kostnadene knytter seg hovedsakelig til nedregulering grunnet høy flyt fra NO4 til Sverige. Dagmar: Ekstremværet Dagmar forårsaket linjeutfall over store deler av Sør-Norge, og særlig på Nord-Vestlandet. Hylen-Lyse: Linjen har vært utkoblet uke 42 og 47 i forbindelse med bygging av Saurdal-Sauda. Samtidig høy produksjon på Vestlandet gjorde det nødvendig med store nedreguleringsvolum. Tegneby stasjon: I uke 38 var alle avganger på 42kV Tegneby stasjon utkoblet. Samtidig var 3kV Flesaker-Sylling utkoblet. Dette medførte krevende drift med behov for nedregulering i NO1 og oppregulering i NO2 for å opprettholde N-1 kriteriet. 3.4 Kostnader og mengde spesialregulering. Årsak Intakt nett, overlast Intakt nett, spenning Revisjoner Feil/utfall Annet Totalt Tabell 6: Spesialreguleringskostnader(MNOK) for årene fordelt på hovedtypene Regulert kvantum ned Regulert kvantum opp Totalt Tabell 7: Mengde(GWh) spesialregulering for årene Dok. id: Side: 19/65

20 4 Handelsgrenser 4.1 Kriterier for systemansvarlig sin fastsettelse av handelskapasitet og hvilke forhold som kan utløse en endring/reduksjon i forhold til prognosene. Hovedprinsippet om overføringskapasitet i det norske sentralnettet fastsatt ut fra følgende driftspolicy: 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 frakopling 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 kulepunktene over. I analysene må det derfor kontrolleres at nettet oppfyller nødvendige krav til dynamisk stabilitet, spenningsforløp og termiske grenser for anleggsdeler. Kravet er at større nettdeler (over 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 frakopling dersom nettet ellers er stabilt i minst 15 minutter. Med maksimal overføringskapasitet for anleggsdeler etter utfall benyttes verdier for hva komponenter tåler i inntil 15 minutter (forventet tid for å regulere overføringen i kraftsystemet). Normalt tillates det 2 % overlast i 15 minutter for luftlinjer, korrigert for aktuell utetemperatur. For brytere, strømtransformatorer og HF-sperrer benytter man normalt ikke temperaturkorrigering, men for hver komponent er det på forhånd fastsatt hvilken belastning utover merkestrøm som tillates. Dette ligger normalt i området 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. Frakopling av 4 MW er største enkelthendelse pr. i dag. Samarbeid mellom nordiske TSOer Den nordiske systemdriftsavtalen fastsetter at overføringskapasiteten mellom delsystemer bestemmes ut fra gitte driftssikkerhetskriterier. Elspot-kapasiteten mellom Norge og Vest-Danmark bestemmes daglig av Energinet.dk og Statnett i fellesskap. Laveste kapasitet gjelder. Elspot-kapasitet mellom Norge og Sverige bestemmes daglig av Svenska Kraftnät og Statnett i fellesskap. Laveste kapasitet gjelder. Dok. id: Side: 2/65

21 MW 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 kan medføre endring/reduksjon av handelskapasitet i forhold til prognosene: Forhold i naboland. Eksempelvis kan Vestkystsnittet i Sør-Sverige medføre redusert importkapasitet til Sør-Norge. Dette er særlig på natt og lavlastperioder i helger. Høy last på Østlandet. Dette kan medføre redusert eksportkapasitet mellom Sør-Norge og Sverige vinterstid. Høy utetemperatur. Dette kan redusere import- og eksportkapasiteten i korte perioder sommerstid. Revisjoner. Feil. 4.2 Varighetskurver for handelsgrensene mellom de ulike elspotområdene Timer Kapasitet NO1-SE Kapasitet SE-NO1 Figur 15: Varighetskurve for handelskapasitet mellom NO1 og SE. Dok. id: Side: 21/65

22 MW MW MW Timer Kapasitet NO3-SE Kapasitet SE-NO3 Figur 16: Varigheskurve for handelskapasitet mellom NO3 og SE Timer Kapasitet NO4-SE Kapasitet SE-NO4 Figur 17: Varighetskurver for handelskapasitet mellom NO4 og SE Timer Kapasitet NO2-NL Kapasitet NL-NO2 Figur 18: Varighetskurver for handelskapasitet mellom NO2 og NL. Dok. id: Side: 22/65

23 MW MW MW Timer Kapasitet NO2-NO1 Kapasitet NO1-NO2 Figur 19: Varighetskurver for kapasitet mellom NO1 og NO Timer Kapasitet NO2-NO5 Kapasitet NO5-NO2 Figur 2: Varighetskurver for kapasitet mellom NO2 og NO Timer Kapasitet NO5-NO1 Kapasitet NO1-NO5 Figur 21: Varighetskurve for kapasitet mellom NO1 og NO5. Dok. id: Side: 23/65

24 MW Timer Kapasitet NO4-NO3 Kapasitet NO3-NO4 Figur 22: Varighetskurver for kapasitet mellom NO3 og NO Redegjørelse av årsaker til de viktigste/største reduksjonene i handelsgrensene mellom elspotområdene Generelt Tilgjengeligheten for handelskapasitet, aktuell handelskapasitet pr time i forhold til maksimal kapasitet, var for året sett under ett 84 % for eksport og 85 % for import. Det er først og fremst kapasitetsreduksjonene NO1-SEpå grunn av høy Oslolast (ved eksport), svenske revisjoner, de svenske snittene Västkustsnittet og Snitt 2 (begge ved import til Norge), samt kabelfeil på NorNed (NO2-NL) som drar tilgjengeligheten ned. På vinterstid, i en periode med rekordlav magasinutviklng i Norge fram til midten av april, var det kun import som ga flaskehals. Skiftet til eksport kom imidlertid allerede i mai, og etter det var første uke med netto import så sent som i romjulen, etter en svært mild høst og svært mye nedbør i perioden etter mai. Elspotområdeinndelingen i Norden fikk to vesentlige endringer i 211, begge i 3. tertial: 5. september ble NO2-NO5 grensen flyttet fra Saudasnittet til Mauranger-Samnanger, foranlediget av planlagt idriftsettelse av ny 42 kv ledning Sauda-Liastølen-Saurdal. Idriftsettelsen av ledningen ble utsatt, men flyttingen av elspotområde-delet ble likevel gjennomført. En større begivenhet var det da Sverige ble delt inn i fire elspotomåder 1. November. Dette har medført noe tettere koblinger mellom prisen i NO3 og Nord-Sverige (nå SE2, lavpris ved flaskehals SE2-SE3) og mellom prisen i NO1 og Midt-Sverige (nå SE3, høypris ved flaskehals SE2-SE3). NO1-SE (Hasle) Importkapasiteten fra Sverige til Sør-Norge har skapt flaskehalser i en betydelig andel av vinteren 211. Reduksjon i denne kapasiteten skyldes i all hovedsak strukturelle begrensninger knyttet til nord-sør-flyten i det svenske nettet. På sommerstid og noe utover høsten ga revisjoner, vesentlig på svensk side, eksportflaskehals. Reduksjonene i handelskapasitet har vært ned til 5 MW. Det har vært betydelige reduksjoner fra norsk side også, blant annet på grunn av Hasleprosjektet, men disse har oftest vært overgått av svenske samtidige reduksjonene. NorNed og Skagerak NorNed var ute pga kabelfeil på Hollandsk side fra 24. april til 4. juni og under en ukes revisjon i september. Dok. id: Side: 24/65

25 Skagerak-forbindelsen hadde totalt tre ukers revisjon og har ellers vært en del begrenset på grunn av drift på kun én samleskinne i Kristiansand. Flyten på NorNed var totalt dominert av import frem til snøsmeldingen startet og eksport i perioden etter. Det samme gjelder Skagerak, men i noe mindre grad. NO2-NO5 Den noe lave kapasitetstilgjengeligheten for NO2-NO5 skyldes ugunstig flytfordeling mellom korridorene ut fra Sørlandet. Ved flaskehals mellom NO2 og NO1 og ledig transittkapasitet via NO2-NO5 og NO5-NO1 vil Nord Pools prisberegnings-system sette opp en elspotflyt som på papiret utnytter all ledig elspotkapasitet ut fra NO2. På grunn av impedansforholdene vil den flyten som i planfasen (Nordpool) transitteres via NO5, i driftstimen legge seg på den fra før oppfylte NO2-NO1 og den svake Rød-Hasle-forbindelsen. For å unngå kontinuerlig bruk av spesialregulering for dette, med redusert driftssikkerhet som konsekvens, har elspotkapasiteten NO2-NO5 hyppig blitt redusert. NO2-NO5 har også vært redusert begge veier på grunn av utkoblinger Sauda-Hylen og Sauda- Nesflaten i juni, og senere i retning sørover på grunn av problemer med høy flyt inn mot Sauda fra Nesflaten ( skjevlast i Sauda ). Etter flyttingen av NO2-NO5 fra Saudasnittet til Mauranger-Samnanger var kapasiteten null mot sør (NO5-NO2) under utkoblingene av Mauranger-Blåfalli i to uker i september. Ellers en del justeringer relatert flytforhold ut av NO5 samlet sett under perioden med stort overskudd i NO5 fram til ut i november. NO2-NO1 NO2-NO1 har svært sjeldent vært redusert. NO5-NO1 NO5-NO1 har vært noe redusert på grunn av utkoblingene sør for NO5 (Sauda) i august og på grunn av stort overskudd i NO5 på høsten. NO3-SE For NO3-SE har importkapasiteten vært redusert i perioder i juni/juli på grunn av utkoblinger mellom Rana og Trondheim og i Gudbrandsdalen, men det var da ikke importflaskehals der i det hele tatt. Derimot ble den økte importkapasiteten fra våren 21 meget godt utnyttet gjennom vinteren. NO4-SE NO4-SE har fra sommeren hatt mye eksportflaskehals på grunn av revisjoner mellom Ofoten og Trondheim. Revisjoner gav 5 % reduksjon i eksportkapasiteten i mer enn 5 % av 2. tertial. Dok. id: Side: 25/65

26 5 Anmelding og planlegging av produksjon 5.1 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» Avregningsansvarlig og Systemansvarlig har etablert rutiner for å overvåke aktørenes handelsmønster og ubalanse: Enkeltaktørene vurderes etter absolutt og relativ ubalanse, samt skjevhet i forholdet mellom kjøp og salg i regulerkraftmarkedet. Aktørenes ubalanser analyseres på timenivå og det lages uke- og månedsoversikter pr balanseansvarlig. Arbeidet er utført i samarbeid mellom systemansvarlig og avregningsansvarlig i Statnett. Det ble også i 211 avdekket periodevis for store ubalanser hos enkeltaktører, vurdert ut ifra aktørens muligheter for å planlegge seg i balanse. Ved for stor ubalanse tas det kontakt med aktøren, som gis en mulighet til å utbedre forholdet. Dersom forholdet ikke utbedres og aktøren ikke evner å gi en tilfredsstillende forklaring på ubalansen gis et skriftlig varsel med kopi til NVE. Statnett har også tilrettelagt for at aktørene selv skal kunne følge opp sine ubalanser på nettportalen balanse Web. Her presenteres den enkelte aktørs ubalanse gjennom ulike nøkkeltall og grafer. Aktørene har god mulighet til løpende å følge opp egne ubalanser, og forhåpentligvis iverksette tiltak for å redusere disse. Statnett har videre siden januar 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 211 blitt avholdt en rekke møter med balanseansvarlige aktører der mulighet for reduserte ubalanser har vært diskutert. Arbeidet med ubalanser videreføres inn i 212. Dok. id: Side: 26/65

27 MWh/h MWh/h 6 Systemtjenester og effektreserver 6.1 Beskrivelse av fysisk benyttede/reserverte systemtjenester og effektreserver. I henhold til Forskrifter om systemansvar (FoS) definerer og rekvirerer Statnett de systemtjenester som er nødvendige for å opprettholde tilfredsstillende leveringskvalitet i overføringssystemet. FoS definerer hvilke systemtjenester det skal betales for og at betalingen skal fastsettes ved vedtak av systemansvarlig Primærreserver Marked for primærreserver er delt i uke- og døgnmarked. Innkjøp i ukemarkedet gjøres for å dekke inn timen i uken med størst behov, basert på: Statistikk foregående/inneværende uke Forventet utvikling av forbruk/produksjon/eksport Generatorrevisjoner Innkjøp i døgnmarkedet gjøres for å dekke inn eventuelt restbehov etter at aktørene har rapportert inn sine systemdata på kveldstid før driftsdøgnet. Innkjøp her dekker også eventuelt videresalg til naboland. Innkjøp av primærreserver i 211 er regnskapsført med 225 MNOK inkludert grunnleveransen. I 21 ble det kjøpt inn for 215 MNOK. Det er i 211 regnskapsført en netto inntekt på salg av primærreserver på 25,9 MNOK mot 13,8 MNOK i Figur 23: Omfang av primærreserver kjøpt i ukemarkedet per uke for Figur 24: Omfang av primærreserver kjøpt i døgnmarkedet per uke for 211. Dok. id: Side: 27/65

28 MWh MW Tertiærreserver Regulerkraftopsjonsmarkedet(RKOM) består av to markeder, RKOM-sesong og RKOM-uke. I RKOM-sesong er avtaleperioden uke I RKOM-uke er avtaleperioden en uke og markedet kjøres ved behov, normalt fra oktober til april. Kjøp i RKOM-uke blir foretatt ut fra den aktuelle kraftsituasjonen. I første rekke er dette bestemt av: Forbruksprognose Utvekslingsprognose Forventet tilgjengelig produksjonskapasitet Langsiktige avtaler Totalt for 211 var kostnadene for RKOM 31,3 MNOK. I 21 kjøpte Statnett RK-opsjoner for 79,1 MNOK Forbruk Produksjon Figur 25: Omfang av kjøpte RK-opsjoner pr. uke for Kvartersflytting av produksjon Tjenesten og betalingen for denne systemtjenesten er i dag samordnet i Norden, hvilket også innebærer at alle nordiske systemansvarlige er med på å betale for dette. I 211 var kostnadene for produksjonsflyttingen regnskapsført med 9,7 MNOK. I 21 var kostnadene for produksjonsflytting 18,8 MNOK Figur 26: Omfang av kvartersflytting av produksjon per uke for 211. Dok. id: Side: 28/65

29 6.1.4 Reaktiv effekt En variabel betalingsmodell har blitt utviklet for anvendelse ved tilfeller av høy og systematisk utveksling av reaktiv effekt. I samsvar med FoS er det inkludert elspotpris og en generell tapskoeffisient i modellen. Reaktiv effekt betales etter en fast betalingsmodell basert på installert generatorytelse (MVA) og en variabel betalingsmodell basert på måledata. Variabel betalingsmodell er foreløpig kun aktuelt etter vedtak av eller nærmere avtale med systemansvarlig. Sum kostnader i 211 var 7,2 MNOK. I 21 var tilsvarende kostnad 16,7 MNOK Systemvern Produksjonsfrakobling (PFK) PFK blir godtgjort ved en todelt ordning som består av en fast årlig godtgjørelse for å delta i ordningen i tillegg til godtgjørelse ved frakopling av aggregater. Fast årlig godtgjørelse: For aggregat med ytelse mindre enn 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 211 blitt utløst i fire tilfeller. Dette omfatter 6 aggregater som er utløst med totalt ca. 15 MW produksjon. Statnetts totale kostnad for PFK inkludert utløsningskostnadene var 3,3 MNOK. Kostnadene i 21 for PFK var 6,3 MNOK. Belastningsfrakobling (BFK) Når industriforbruk koples ut som følge av BFK, får de en kompensasjon for de reelle kostnadene ved utløsningen. Alminnelig forbruk som er knyttet til BFK inngår i den generelle KILE-ordningen. I 211 har BFK vært utløst tre ganger, totalt ca. 6MW forbruk. I 21 ble BFK utløst én gang Omfang av bruk av de ulike typer systemvern, herunder installasjon(fysisk plassering), initiering og utløsning. Nord-Norge nord for Ofoten Funksjoner: Det er installert BFK på Finnfjordbotn smelteverk og på Statoils anlegg på Melkøya. Når blir vernet brukt: Vernet på Finnfjordbotn blir aktivert ved stort underskudd nord for Ofoten. Dette er i hovedsak på vinterstid når det er høyt forbruk og lav produksjon i området. Hva utløser verna: Utløsning skjer ved utfall på 42 kv nettet nord for Ofoten. Da vil utkobling av BFK avlaste det parallelle 132 kv-nettet nordover. Hvor ofte blir det brukt: BFK Finnfjordbotn er i bruk ukentlig i vintersesongen. BFK Melkøya er kun i bruk dersom Melkøya trekker kraft fra nettet, og kun når Finnfjordbotn ikke gir tilstrekkelig virkning. Nord-Norge Funksjoner: I Nord-Norge er det installert PFK på Kobbelv og Svartisen. I tillegg er det installert nettsplittingsvern som deler 42 kv-nettet mellom Kobbelv og Salten ved utfall av 42 kv-linja Dok. id: Side: 29/65

30 mellom Ofoten og Porjus. I tillegg er det et nettsplittingsvern som kobler ut T5 i Rana og tilhørende produksjon i Rana. Når blir vernet brukt: Verna blir brukt for å øke eksportkapasiteten ut fra Nord-Norge ved stort overskudd. Hva utløser verna: Nettsplittingsvernet og PFK Kobbelv blir utløst ved utfall av 42 kv-linja mellom Ofoten og Sverige. Dette er for å forhindre overlast eller pendlinger på gjenværende ledninger. PFK Svartisen blir utløst ved utfall av 42 kv-linja fra Nedre Røssåga til Svartisen, 42kV-linja Kobbelv-Ofoten og ved overlast på 3 kv-linjene fra Tunnsjødal til Midt-Norge. Hvor ofte blir det brukt I perioder med overskudd er det i bruk daglig. Bruken følger kjøremønsteret til de store kraftverka i området, i hovedsak stasjonene tilknyttet vernet, Svartisen og Kobbelv. Bruken varierer mye fra år til år avhengig av den hydrologiske balansen i området. Overlastverna som utløser PFK i Svartisen står alltid på når Svartisen er i drift. Nettsplittingsvernet på T5 Rana er i bruk kun når PFK Svartisen ikke er tilstrekkelig eller ikke er tilgjengelig. Den er sjelden i bruk. Midt-Norge Funksjoner: I Midt-Norge er det installert BFK på Hydros anlegg på Sunndalsøra og på landanlegget til Ormen Lange ved Nyhamna. Når blir vernet brukt: BFK på Sunndalsøra øker importkapasiteten til Midt-Norge generelt og Møre og Romsdal spesielt. BFK på Nyhamna står alltid på. Hva utløser verna BFK på Sunndalsøra blir utløst ved utfall av 42kV nettet mellom Nea og Järpen, samt Nea og Viklandet. Også andre funksjoner som kun er i bruk ved utkoblinger i nettet. BFK på Nyhamna blir utløst ved utfall på 42kV nettet mellom Viklandet og Fræna. Hvor ofte blir det brukt: Bruken er svært avhengig av den hydrologiske situasjonen i Midt-Norge. Med stort importønske og høy last er vernet i bruk ukentlig, i hovedsak på natt og helg. Dette er først og fremst på vintertid. Dersom både SU3 og SU4 er i drift blir vernet knyttet til SU3 brukt først, og SU4 blir brukt kun dersom bruk av SU3 ikke gir tilstrekkelig kapasitetsøkning. Vernet er aldri knyttet til begge aluminiumhallene samtidig. BFK på Nyhamna står alltid på for å unngå spenningsmessige og/eller termiske problemer i 132kV nettet ved utfall på 42kV nettet. Vestlandet Funksjoner: På Vestlandet er det systemvern både til overskudds- og underskuddssituasjoner. Det er installert PFK på Tyin, BFK i Bergensområdet (alminnelig forsyning) og BFK på Hydro Karmøy (Håvik). Det er også nettsplittingsvern og PFK i 132 kv-nettet i Bergensområdet. Når blir vernet brukt: PFK Tyin blir brukt for å øke eksportkapasiteten ut fra Nord-Vestlandet ved stort overskudd. Dette kan være overskudd i Sogn og Fjordane eller Sogn og Fjordane og Bergensområdet i sum. BFK i Bergensområdet blir brukt når det er underskudd i Bergensområdet eller i Sogn og Fjordane og Bergensområdet i sum. BFK Håvik blir brukt når det stor flyt østfra inn til Sauda. PFK i Bergensområdet blir brukt ved stort overskudd i 132 kv-nettet, oftest når kraftverket på Mongstad produserer. Hva utløser verna: PFK Tyin er knyttet til overlast på, eller utfall av, 3 kv Fardal-Aurland. Overlast kan oppstå når andre linjer ut fra området faller ut. BFK Bergensområdet er knyttet til overlast på 3 kv- Dok. id: Side: 3/65

31 linjer inn til Bergensområdet eller inn til selve Bergen. Det er også vern som løser ut forbruk ved for lav spenning i Bergen. BFK Håvik blir utløst ved utfall av Nesflaten-Sauda eller Hylen-Sauda. Hvor ofte blir det brukt: PFK Tyin blir brukt i perioder med svært høy produksjon i området. Dette er oftest på vår, sommer eller høst når det er høy snøsmelting eller mye nedbør. Småkraftproduksjonen i området er en vesentlig faktor for når vernet er i bruk. BFK Bergensområdet som blir utløst ved overstrøm inn til selve Bergen er i bruk hele vinteren. Dette er hovedsakelig knyttet til høyt forbruk. Funksjonene som er knyttet til overlast inn til Bergensområdet er i bruk ved høyt forbruk og lav produksjon i området, oftest på vintertid ved stramm energisituasjon. Vernet på Håvik er sjelden i bruk fordi effektbalansen i dette området har bedret seg siste årene, og spesielt med oppstarten av gasskraftverket på Kårstø. Ny linje Sauda-Saurdal vil også redusere behovet for dette systemvernet. Sørlandet Funksjoner: På Sørlandet er det systemvern på HVDC-kablene Skagerrak 3 og NorNed, PFK på Tonstad kraftverk og et systemvern i 11kV nettet i Vest-Agder. Systemvernet i 11kV nettet består både av PFK på Skjerka kraftverk og en nettsplittingsfunksjon. Når blir vernet brukt: Vernet på Skagerrak blir brukt til å redusere eksporten ved utfall i 3 kv eller 42 kv-nettet på Sørlandet ved stor eksport og lav produksjon. Skagerrak 3 har også en funksjon som reduserer importen ved utfall i 3 kv eller 42 kv-nettet på Sørlandet ved høy import. PFK Tonstad blir også brukt til å koble bort produksjon ved utfall i nettet ved høy import, men blir kun brukt når vernet på Skagerrak 3 ikke er tilstrekkelig eller er ute av funksjon. Systemvernet på NorNed blir brukt ved høy eksport og samtidig revisjon på Tonstad, eller ved høy import og lav kortslutningsytelse i Feda. Systemvernet i 11kV nettet blir ved høy flyt på 3kV nettet mellom Kristiansand og Feda. Hva utløser verna: Utløsning av Skagerrak 3 skjer ved overlast på utvalgte linjer på Sørlandet. Dette skjer oftest ved utfall av andre linjer i området. Det er i tillegg en funksjon som utløser vernet på Skagerrak 3 ved utfall av 42 kv nettet mellom Holen og Kristiansand. Denne aktiveres ved behov. Utløsning av NorNed skjer ved utfall på Tonstad eller overlast mellom Tonstad og Feda. Systemvernet i 11kV nettet skjer ved overlast i nettet, typisk ved utfall på 3kV nettet. Hvor ofte blir det brukt: Vernet på Skagerrak 3 som utløses ved overlast står alltid på. Tonstad blir sjelden brukt fordi det ofte er uheldig å miste produksjon i området ved stor import. Vernet som reduserer utvekslingen på Skagerrak 3 ved utfall mellom Holen og Kristiansand blir brukt ved stor eksport og lav produksjon, oftest ved utkoblinger i 3 kv-nettet. Dette skjer oftest på sommeren. Denne funksjonen er en ekstra sikkerhet, men gir ingen ekstra nedkjøring på Skagerrak 3. Overlastvernet på NorNed står normalt på. Vernet som utløses ved utfall på Tonstad står på i perioder ved revisjon på Tonstad og i perioder når kortslutningsytelsen på Sørlandet er lav, typisk sommerstid. Systemvernet i 11kV nettet er sjelden i bruk. Østlandet Funksjoner: Det er 6 store kraftstasjoner som er tilknyttet PFK på Østlandet, en nettsplittingsfunksjon som reduserer konsekvensene ved brudd i forbindelsen mellom Østlandet og Sverige og et nettsplittingsvern som i gitte situasjoner kan øke importkapasiteten fra Sverige til Østlandet. I tillegg er det installert PFK på to mindre kraftstasjoner, Torpa og Lomen. Når blir vernet brukt: PFK på Østlandet blir brukt for å øke eksportkapasiteten fra Østlandet til Sverige. Nettsplittingsfunksjonen øker eksport- og importkapasitet når en av de to 42 kv-linjene fra Dok. id: Side: 31/65

32 Østlandet til Sverige er utkoblet. PFK på Torpa og Lomen blir brukt ved høy produksjon i 132kV nettet sør i Oppland og Hedmark. Hva utløser verna: Det er en rekke utfall og overlaster i 42- og 3 kv-nettet som utløser PFK på Østlandet, hovedsakelig fra vestsida av Oslofjorden og inn i Sverige. Nettsplitt Sør-Norge medfører at Sør- Norge sør for Dovre blir separert fra resten av det nordiske systemet dersom det oppstår en feil som medfører brudd i 42 kv-nettet fra Østlandet til Sverige. PFK på Torpa og Lomen blir utløst ved utfall eller overlast på gitte linjer i 132kV nettet. Hvor ofte blir det brukt: PFK funksjonene blir hovedsakelig brukt ved eksport over 145 MW fra Østlandet til Sverige. Med PFK kan grensen økes til 25 MW. Hvor ofte dette skjer vil avhenge av den hydrologiske situasjonen i Sør-Norge. I overskuddsperioder er vernet i bruk daglig, i underskuddssituasjoner kan det gå måneder mellom hver gang. På vinteren, med høy last i Osloområdet, eller ved utkoblinger i nettet, må PFK brukes for å øke kapasiteten, selv om utvekslingen er under 145 MW. Nettsplittingsvernet står alltid på som en ekstra sikkerhet for å redusere konsekvensene av en N-2 feil (to samtidige utfall) mellom Østlandet og Sverige. PFK på Torpa og Lomen er daglig i bruk i perioder hvor produksjonsønsket er større enn kapasiteten til 132kV nettet. 6.2 Diskusjon og analyse av utviklingen i frekvensavvik de senere årene, og oppdatert status for bakgrunnen for denne utviklingen. Frekvenskvaliteten har blitt gradvis forverret de siste 1-15 årene med en eskalerende utvikling i negativ retning. Se figuren under. Figur 27: Utvikling for frekvensavvik , angitt med minutter utenfor 49,9-5,1 Hz per måned Store og raske endringer i kraftsystemet gjør det utfordrende å sikre momentan balanse. Slike endringer påvirker globale størrelser som frekvens, men også mer lokale systemparametre som spenning og kortslutningsytelse. Utviklingen i frekvenskvalitet har sin bakgrunn i flere forhold, hvor de viktigste er: Avvikling av nasjonal balanseregulering basert på nasjonal innstillingsfeil Økt kabelkapasitet mellom det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer Økt effektivitet i det nordeuropeiske energimarkedet (økt spothandel, markedskopling) Økte ubalanser i driftstimen Økt utnyttelse av det nordiske kraftnettet med drift nær maks overføringskapasitet Dok. id: Side: 32/65

33 Økt andel uregulerbar produksjon i det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer Avvikling av nasjonal balanseregulering basert på nasjonal innstillingsfeil Omkring år 2 ble det nordiske energimarkedet etablert, noe som medførte økte endringer i utvekslingen mellom land i Norden. Samtidig ble den tidligere nasjonale balansereguleringen avviklet basert på nasjonal innstillingsfeil. Dette ble erstattet av et nordisk regulerkraftmarked som innebar at nordiske aktiveringsbud ble samlet i en felles regulerliste. Det ble åpnet opp for økt utveksling av balansekraft mellom områdene. Ordningen har medført en vesentlig forbedring i utnyttelsen av ressursene i det samlede nordiske kraftsystemet. Imidlertid har den lokale balansekontrollen blitt svekket. Tilgang på billige ressurser fra spesielt Norge kan ha redusert fokuset på egen balanseringsevne i enkelte land. Dårlig frekvenskvalitet i perioder hvor norske ressurser ikke er tilgjengelige for øvrige nordiske land pga. flaskehalser i nettet er indikasjoner på dette. Økt kabelkapasitet mellom det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer I henhold til det kontinentale regelverket skal endringer i flyt mellom kontrollområdene gjøres i løpet av 1 minutter, fra fem minutter før timeskift til fem minutter etter. Selv om man har blitt enige med TSOer på kontinentet om å rampe kablene over noe lengre tid, inntil 2 minutter, medfører dette stor gradient på endringen i utveksling for det nordiske systemet. Det er da krevende å sørge for at produksjonsendringene skjer helt i takt med endringene i kabelflyt. Dagens regelverk for ramping er utformet slik at hver ny kabelforbindelse øker utfordringen for det nordiske synkrone systemet. Det siste tiåret har det blitt idriftssatt flere nye kabelforbindelser tilknyttet det nordiske synkrone systemet. Økt effektivitet i det nordeuropeiske energimarkedet (økt spothandel, markedskopling) Økt effektivitet i energimarkedet medfører generelt økte endringer i kraftflyten i nettet. Dette skyldes at det er regionale forskjeller i produksjonsstrukturen. Det forhold at enkelte kommersielle kabelforbindelser har gått over fra bilateral handel til ordinær spotutveksling, har bidratt til dette. Dette sammen med økt utvekslingskapasitet med kontinentet, har medført større produksjonsendringer mellom dag og natt og raskere endringer av store effektvolumer morgen og kveld. Dette kommer til syne ved å studere på hvilket tidspunkt av døgnet problemene med frekvensavvik er størst, se figuren under. Figur 28: Frekvenskvalitet over døgnet, med tydelige døgn og timeskiftmønster Et spesielt forhold er at det de seneste årene er registrert en svært lav totalproduksjon om sommeren i Norge i forhold til tidligere erfaringer. Tendensen er at anlegg som tidligere har Dok. id: Side: 33/65

34 levert den automatiske og dynamiske reserven, stoppes i store deler av døgnet. Dermed blir systemet svært ustabilt og frekvensavvik oppstår for selv små forstyrrelser i balansen. Økte ubalanser i driftstimen Energimarkedet har timesoppløsning. De store endringene i markedet som er beskrevet ovenfor, medfører at det er store effektvolumer som skal endres i produksjon og utveksling i tillegg til at forbruket endrer seg. Dette har medførte økte ubalanser på minuttnivå. Det er altså for liten korrelasjon mellom endringstakten på produksjon, forbruk og utveksling. Økt utnyttelse av det nordiske kraftnettet med drift nær maks overføringskapasitet Det nordiske kraftnettet har ikke blitt forsterket i takt med økningen i ekstern kapasitet mot omverdenen. Dette har medført et økende antall flaskehalser i kraftnettet. Den løpende håndtering av disse flaskehalsene samtidig som totalbalansen skal håndteres, blir stadig mer krevende. Det er en tendens til at antall frekvensavvik i en uke har nær sammenheng med antallet og varigheten på flaskehalsene i nettet. Spesielt er dette tydelig ved mange flaskehalser i og ut av Norge og mellom Nord-Sverige og Sør-Sverige. Økt andel uregulerbar produksjon i det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer Økt andel av uregulerbar produksjon påvirker frekvensen på flere måter. Den uregulerbare produksjonen er vanskelig å prognosere eksakt samtidig som for eksempel vindkraft kan få store endringer i produksjonsnivå i løpet av kort tid (15-3 min). Dette forstyrrer planleggingen av balanseringen i driftstimen og den siste timen før driftstimen. De nordiske TSOene har fastsatt en strategi for balanseringen av systemet hvor det søkes å gjøre tilpasninger før driftstimen for å redusere behovet for løpende reguleringer. Basisfrekvensen blir da forbedret og volumene av kostbare, automatiske (hurtige) reserver kan reduseres. Dette forventes å forbedre frekvenskvaliteten og redusere de samfunnsøkonomiske kostnadene for å balansere systemet. Andelen vindkraft i Norge er begrenset foreløpig, men siden balanseringen er internasjonalisert, påvirkes norsk frekvens av økningen i uregulerbar produksjon i våre naboland og etter hvert på kontinentet. En forventet økning i produksjon i vindkraft og småkraft i Norge vil også forsterke utfordringen med å få tilstrekkelig leveranse av automatiske og dynamiske reserver i Norge på sommerstid. 6.3 Status vedr implementering av aktuelle tiltak for å bedre frekvenskvaliteten. De nordiske TSOene ble i 28 enige om en rekke tiltak for å forbedre frekvenskvaliteten. Flere av disse tiltakene er implementert som: En felles nordisk frist for innsendelse av produksjonsplaner og bud til regulerkraftmarkedet (45 minutter før driftstimen) En felles nordisk rampingrestriksjon på HVDC-kabler Et forbedret felles nordisk IT-system for planhåndtering og felles nordisk budliste Det er oppnådd enighet om at kvartersplaner på produksjon i Sverige og Finland fra 213. Metodikken er i samsvar med preferanser fra aktørene i disse landene. Selv om det blir ulike løsninger i de nordiske landene, vurderes det som en god nordisk totalløsning. Dok. id: Side: 34/65

35 De nordiske TSOene er videre enige om å implementere en nordisk LFC løsning fra 213. I løpet av 212 vil det implementeres nasjonale piloter som gradvis koples sammen til en nordisk løsning. Det er oppnådd enighet om å ha 1 MW tilgjengelig kapasitet som mål for perioden fram til sommeren 213. Det vil deretter foretas en evaluering av pilotfasen før det tas beslutninger om videre utvikling. Det holdes jevnlig kontakt med aktørene under implementeringen. Blant annet vil det arrangeres en ny nordisk work-shop for å diskutere markedsløsninger. Statnett er i anskaffelsesfasen for å inngå kontrakter for evne til å levere kapasitetsbud fra Q Det er også startet et eget delprosjekt som skal finne årsaken og botemidlene til de langsomme frekvensoscillasjonene (6-9 sekunders periode) man registrerer. Oscillasjonene er årsak til noen av frekvensavvikene som registreres og oscillasjonene medfører økt slitasje på produksjonsanlegg. Det jobbes også med ytterligere tiltak for å forbedre balansen mellom produksjon, forbruk og utveksling. Spesielt vil Statnett undersøke mulighetene for kontinuerlig ramping på HVDC kabler (rampe i 6 minutter pr. time) og en utvikling av kvartersoppløsning hvor videreutvikling av dagens regelverk for kvartersplaner på produksjon og kvartersprodukter i regulerkraftmarkedet synes mest sannsynlig på kort sikt. På lengre sikt kan en kvartersoppløsning i energimarkedet være løsningen. Måltall for frekvenskvalitet I det felles nordiske prosjektet Review of automatic reserves ble det lagt til grunn et måltall for frekvenskvaliteten på 3. Dagens registreringer er betydelig høyere enn dette tallet. Det er planlagt en prosess for å komme fram til et felles nordisk måltall høsten 212 hvor det også vil gjøres avveininger i forhold til europeisk arbeid på området innenfor ENTSO-E. Dok. id: Side: 35/65

36 7 Planlegging og idriftsetting av tekniske anlegg i kraftsystemet 7.1 Status på eventuelt arbeid med videreutvikling av veiledere til hjelp for konsesjonærene i forbindelse med Fos 14 om planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet. Systemansvarlig behandler enkeltsaker og fatter vedtak knyttet til funksjonalitet til anlegg som skal idriftsettes. Systemansvarlig har utviklet veilederen "Funksjonskrav i kraftsystemet". Denne veilederen er retningsgivende for det som systemansvarlig legger til grunn for vedtak. Behov eller ønske om avvik fra denne veileder avgjøres i hver enkelt sak. Systemansvarlig har nå revidert veilederen fra utgaven i 28. I den nye revisjonen er det utført redaksjonell forbedring for å tydeliggjøre forhold knyttet til mange spørsmål som er reist overfor systemansvarlig. På visse punkter er det også utført justering og presisering av de krav som stilles. Innledningsvis i veilederen er rollefordeling og ansvar tydeliggjort. Kapittel om nettanlegg er nå mer utfyllende, og kapittel om produksjonsanlegg er omskrevet i betydelig grad. Den nye versjonen av dokumentet "Funksjonskrav i kraftsystemet" har vært hørt gjennom Energi Norge, Norsk Industri og Distriktenes energiforening. NVE har også vært informert om denne prosessen. Oppdatert versjon av dokumentet "Funksjonskrav i kraftsystemet" legges etter planen ut på Statnetts hjemmesider i løpet av april 212. I forbindelse med oppdateringen av dokumentet "Funksjonskrav i kraftsystemet", så er det også utarbeidet et standard søknadsskjema som kan benyttes av konsesjonærene for å melde inn forhold som omfattes av FoS 7 første ledd og FoS 14 Listen over vedtak etter FoS 14 som systemansvarlig fattet i 211 er angitt i Tabell 8. Dok. id: Side: 36/65

37 Konsesjonær Vår dato Sak 1 Agder Energi Nett AS Lista Vindkraftverk, nettilknytning. 2 Agder Energi Produksjon AS Håverstad, Rygene, Evenstad. Nytt synkroniseringsutstyr 3 Agder Energi Produksjon AS Bjelland kraftverk. Utskifting av utstyr. 4 Agder Energi Produksjon AS Håverstad kraftverk, utskifting av utstyr som magnetisering, turbinreg, trafo og brytere. 5 Akershus Energi Rånåsfoss II - Oppgradering aggregat I 6 BKK Nett AS Padøy stasjon, tiltak på ledningen. Se vedtak EB Nett AS kv linje Embretsfoss kraftstasjon 8 Eidsiva Nett AS Flytting av 132kV kompenseringsspole fra Savalen kraftverk til Tynset transformatorstasjon 9 Eidsiva Nett AS Beito trafostasj. m/ tilførselsanlegg. 1 Eidsiva Vannkraft AS Nedre Vinstra, oppgradering av A4, teknisk løsning 11 Eni Norge Eni: Ny Heggevatn trafostasjon 132 kv - Goliat 12 Finnfjord AS Termisk kraftverk-etablering-energigjenvinning 13 Hafslund Nett AS Rev 2: Vamma-Raa, kabling 132 kv. Omgjort etter klage. 14 Hallingdal Kraftnett AS Utskifting og flytting av transformator i Ål og Geilo 15 Hallingdal Kraftnett AS Utskifting av transformator i Nesbyen og Gol 16 Hammerfest Nett Hammerfset Energinett: Ny Heggevatn trafostasjon 132 kv - Goliat 17 Haugaland Kraft kv bryteranlegg Håvik 18 Hydro Aluminium Årdal Likerettergruppe 27 i Årdal, idriftsettelse. Å2C elektrolyselinje. 19 Hålogaland Kraft Oppdatering av overføringsgrenser 2 Jæren Energi AS Høg-Jæren vindpark 74 MW 22 kv 32 turbiner 21 Kvalheim Kraft Mehuken II vindkraftverk i Vågsøy i Sogn og Fjordane 22 Lyse Elnett AS Ullandhaug - ny trafo og koblingsanlegg 23 Lyse Elnett AS Stavanger omformerst, ny 5 kv tilknytning 24 Lyse Elnett AS Nettilknytning - Høg-Jæren vindpark 74 MW 22 kv 32 turbiner 25 Midt Nett Buskerud AS Sundbakken trafostasj. Bygging av nyanlegg. 26 Midtfjellet Vindkraft Midtfjellet vindpark, byggetrinn 1 27 Narvik Energinett AS Overføringsgrenser 28 Nord-Salten Kraft AS Overføringsgrenser 29 Nord-Salten Kraft AS kv-linje Vassmo-Skjelvareid 3 Norsk Hydro ASA Herva kraftstasjon. Skifte av hovedtrafo 31 Norsk Hydro ASA Svelgfoss kraftverk, utskifting av hovedtransformator T2 32 Norsk Hydro ASA Svelgfoss kraftverk, agg.1, utskifting av magn. utrustning. 33 Norsk Hydro ASA Holsbru kraftverk Indre Sogn - utbygging 34 Norsk Miljø Energi Sør AS Lista Vindkraftverk, selve parken. 35 NTE Ytre Vikna vindmøllepark 36 Skagerak Energi Bagn Kraftverk, endring agg og el.anlegg 37 Skagerak Energi Sammenkopling av ledninger i Ålamoen 38 Skagerak Nett Rød-Jåberg, kabling av delstrekning 132 kv 39 SKL Nett AS Stord transformatorstasjon - ombygging Dok. id: Side: 37/65

38 4 SKL Nett AS Midtfjellet transformatorstasjon 41 SKL Nett AS Ny trafo Håvik og Spanne 42 SKL Nett AS Stord trafo, fornying av kontrollanlegget 43 SKL Nett AS Ekornsæter trafostasjon. Ny nedtransformering. 44 Statkraft Rana kraftverk, effektfaktor 45 Statkraft Byrte kraftverk, oppgradering. Byggetrinn Statkraft Energi AS Trollheim krv, utskifting av transformator T1 47 Statkraft Energi AS Nea, nytt 132 kv anlegg 48 Statnett SF kv Sauda-Saurdal 49 Statnett SF Skifte av vern på 3 kv linjer i Sauda området 5 Statnett SF Narvik trafostasjon 51 Statnett SF Sauda transformatorstasjon. Nytt 3 kv linjefelt. 52 Statnett SF Sauda transformatorstasjon. Nytt 3kV koblingsbryterfelt 53 Statnett SF Skagerak 4 HVDC 54 Statnett SF Frogner, reservetrafo 55 Statnett SF Reaktor Tveiten trafo - 42 kv Rød-Hasle 56 Statnett SF Arendal, fjerne kondensatorbatteri 57 Statnett SF Øvre Vinstra apparatanlegg 58 Statnett SF Øvre Vinstra kontrollanlegg 59 Statnett SF Aura transformatorstasjon 6 Statnett SF Øljusjøen koblingstasjon 61 Statnett SF Borgund transformatorstasjon 62 Statnett SF Kondensatorbatteri Evje 63 Statnett SF Kirkenes kontrollanlegg 64 Statnett SF Nye Ytre Oslofjord kabelprosjekt 65 Statnett SF Refsdal koblingstasjon 66 Statnett SF /15/15 MVA 3/66/22 kv T4 i Nedre Vinstra 67 Statnett SF kv bryterfelt linje Sauda-(Liastølen)-Saurdal 68 Tafjord Kraftnett Giskemo trafost. Skifte av kontrollanlegg. 69 Tafjord Kraftproduksjon Tafjord 5, rehabilitering 7 Troms Kraft AS Nettilknytning - Fakken vindpark, Ringvassøy trafost. 71 Troms Kraft AS Fakken vindpark på Vannøya, Ringvassøy trafost. 72 TrønderEnergi Driva kraftverk, ombygging av kontrollanlegg 73 Ustekveikja Kraftverk DA Ustekveikja, bytte av magnetisering på A1 og A2 74 Østfold Energi Eldrevatn - bygging og tilkobling av kraftverket Tabell 8: Liste over vedtak etter FoS 14 som systemansvarlig fattet i 211. Dok. id: Side: 38/65

39 8 Koblingsbilder 8.1 Hvilke kriterier som systemansvarlig legger til grunn for fastsettelsen av "faste" koblingsbilder i regional- og sentralnett iht. Fos 16. Sentralnettet i Norge driftes i en normalsituasjon så sammenmasket som mulig. Dersom begrensninger i nettet gjør at N-1 kriteriet ikke kan overholdes, deles nettet opp for å redusere omfanget av eventuelle feil. 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 Hvilke kriterier som systemansvarlig la til grunn for endring av koblingsbilder i forkant av Dagmar, som følge av værvarsel. Følgende kriterier legger Statnett til grunn ved varsel om dårlig vær. Dette ble også gjort i forkant av stormen Dagmar. Ved melding om ekstremvær søkes det generelt at nettet driftes samlet, d.v.s. med maksimal driftssikkerhet, enten det er over- eller underskudd. Der det er påkrevd, av hensyn til snitt, vil det reguleres for disse. Hvis dette ikke lar seg gjøre kan det være fordelaktig å ligge delt, for å begrense og ha kontroll med konsekvensene etter et mulig utfall. På snitt (masket nett) eller på enkeltlinjer (radielt nett) søkes det videre å ligge i balanse, der dette er mulig og ønsket. Dette for å minimalisere konsekvensene av feil. Feil på enkeltledning eller feil på en ledning i et snitt gir alltid minst konsekvenser når flyten i forkant er omtrent på null. Dok. id: Side: 39/65

40 Slik balansering skal skje ved hjelp av RK-markedet. Det er prinsipielt ikke noe poeng å ta hensyn til ekstremvær i planfasen (elspot). Driftssikkerhet går foran alt i driftstimen, og avvik fra plan kan mest hensiktsmessig registreres i etterkant. Dette da som spesialregulering etter budpris meldt til landssentralen, eller etter regning til Landssentralen fra den enkelte aktør hvis dette er mest hensiktsmessig. Under Dagmar var det relativt god balanse og intakt (samlet) nett i utgangspunktet. Forberedelser for øydrifter ble dermed ikke noen stor aktivitet i feilhåndteringen, men det var noe kommunikasjon mellom Regionsentral Midt-Norge og aktører i Møre og Romsdal angående dette. Landsentralen hadde én telefon om balansekjøring. Det ble registrert minst 14 øydrifter i forbindelse med uværet. Dok. id: Side: 4/65

41 9 Samordning av driftsstanser 9.1 Kriterier systemansvarlig legger til grunn for hvem som initierer en omprioritering av planlagte driftsstanser iht. Fos 17 fjerde ledd. Kriterier systemansvarlig legger til grunn for beregning av merkostnader som skal belastes den som initierer omprioriteringen. 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 en driftsstans som er akseptert av flere parter ønskes omprioritert av den ene parten pga. bedriftsøkonomisk lønnsomhet for denne konsesjonæren. Dersom forutsetninger for eksempel i forbindelse med gjenoppbyggingsplan viser seg ikke å holde mål (kan også gjelde systemansvarlig). Før omprioritering av driftsstanser skal det oppnås enighet om kostnadenes størrelse og hvem som skal dekke disse. Spesifiserte kostnader skal fremgå ved innsending av faktura. Systemansvarlig fatter vedtak om eventuell omprioritering. Dok. id: Side: 41/65

42 1 Tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner 1.1 Kort beskrivelse av tiltak og volumene på tiltakene for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. I 211 var energiopsjoner i forbruk og reservekraftverkene på Tjeldbergodden og Nyhamna de tilgjengelige tiltakene for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner der oppstart av reservekraftverkene skal være siste tiltak. Reservekraftanleggene på Tjeldbergodden og Nyhamna var tilgjengelige med 15 MW på hvert av anleggene. Grunnet eksplosjon på Nyhamna var dette kraftverk utilgjengelig som tiltak i perioden 21.mars til 5.april. 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. Utkoblingstiden ved eventuell utkobling var 2 uker med mulighet for forlengelse (standardprodukt), eller 8 uker (tilleggsprodukt). Statnett gjennomførte for sesongen 21/211 en budrunde i ordning med energiopsjoner i forbruk. Budfrist ble satt til 17.juni og vedståelsesfrist 1.juli. Etter en helhetsvurdering av kraftsituasjonen ble det inngått avtaler om energiopsjoner i forbruk med flere industribedrifter for vinteren 21/211. Innkjøpet tok utgangspunkt i behovsvurderingen, men var også preget av den dårlige hydrologiske balansen på innkjøpstidspunktet. Det var lav magasinfylling og uvanlig lite snø i fjellet etter vinteren 29/21, så det var stor sannsynlighet for at man ville gå inn i vintersesongen 21/211 med lavere magasinfylling enn normalt. Det ble kjøpt energiopsjoner over hele landet, men hovedfokus for innkjøp var Vestlandet og Midt-Norge. Effekten som kunne gjøres tilgjengelig gjennom innløsning av energiopsjonsavtalene var 6 MW, med et samlet energivolum på 11 GWh. Den samlede opsjonspremien for energiopsjonene var 48 millioner NOK. Det ble ikke iverksatt innløsning av energiopsjoner eller start av reservekraftverkene grunnet SAKS vinteren Beskrive Statnetts kriterier for å søke NVE om å ta i bruk godkjente tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. I perioder med anstrengt driftssituasjon har Stanett tett kontakt med NVE og utviklingen i energisituasjonen gjennomgåes jevnlig gjennom sesongen. 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. Dok. id: Side: 42/65

43 11 Internasjonal koordinering 11.1 En samlet beskrivelse av deltagelse i europeisk og nordisk samarbeid for å utvikle internasjonale løsninger for systemansvarsutøvelse. Gjennom etablering av den tredje energimarkedspakken har EU tatt et tydelig grep på utviklingen av det europeiske kraftmarkedet. Utvikling av et felles detaljert regelverk (Network Codes), felles europeisk nettplan (TYNDP), finansieringsordninger for nettinvesteringer, bindende klimamål er noen eksempler på områder som vil få konsekvenser for det norske og nordiske kraftmarkedet fremover. For Statnett er det viktig å se de ulike prosessene i sammenheng, holde oversikt, samt sikre at utviklingen skjer til det beste for Norge som helhet, det vil si at de samfunnsøkonomisk mest rasjonelle løsningene velges for å legge til rette for forsyningssikkerhet, verdiskaping og gode klimaløsninger på kort og lang sikt. Statnett deltagelse skjer primært gjennom European Network of Transmission System Operators for Electricity (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. Statnett har også medlemmer i de mest sentrale arbeidsgruppene. Deltagelse og arbeid i arbeidsgruppene varierer utfra arbeidsplan og kritikalitet spesielt opp mot regelverksutforming. I tillegg deltar vi i draft teams for utforming av Codes. Innenfor ENTSO-E er det også egne regionale grupper under hver komité. Statnett er representert i disse regionale gruppene: Marked: Regional Group North West Europe Regional Group Baltic Sea Plan: Regional Group North Sea Regional Group Baltic Drift: Regional Group Nordic Dok. id: Side: 43/65

44 For Statnett er det spesielt område regelverksutforming og arbeidet med markedskobling som er av betydning for systemansvarsutøvelsen. Statnett har fokus på å påvirke regelverksutformingen til å kunne tilpasses et system med utelukkende vannkraft og et godt utnyttet nett. Det å kunne opprettholde mulighetene for fleksible elspotområder har eksempelvis vært prioritert for Statnett. Statnett deltar også i flere nordiske driftsgrupper under ENTSO-E Regional Group Nordic. De mest sentrale i denne sammenhengen er Nordic Operational Development Group (NOD) og Nordic Operational Group (NOG). I tillegg gjennomføres det et prosjekt (RaR) som skal sikre en effektiv bruk av automatiske reserver. I dette arbeidet inngår blant annet innføring av sekundærreserve (LFC). Arbeidet innehar både drifts- og markedskompetanse. I tillegg til deltagelse gjennom ENTSO-E har Statnett et eget kontor i Brussel. Arbeidet i forbindelse med kontoret vil foregå innenfor mange områder og plan, men en viktig oppgave i denne saken blir å opprette dialog for å kunne koordinere og påvirke de sentrale beslutningsprosessene Oversikt over endringer som er foretatt i den nordiske systemdriftsavtalen. Det har ikke vært endringer i Nordisk systemdriftsavtale, eller noen av bilagene til denne i Status for de nordiske investeringsplanene. Gjennom Nordisk Systemutviklingsplan planla Nordel i 25 forsterkning av 5 prioriterte nordiske overføringssnitt (Nea Järpströmmen, Storebælt, Fennoskan 2, Sødra lenken/(sydvest-linken) og Skagerrak 4). Status for disse er: Nea Järpströmmen. En ny 42 kv-ledning mellom Midt-Norge og Midt-Sverige til erstatning for eksisterende 3kV-ledning med lavere kapasitet. Knyttes spesielt til behovet for økt kapasitet til Midt-Norge. Idriftsatt i 29. 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. Idriftsatt januar 212. SydVest-linken. VSC HVDC-forbindelse mellom Norge og Sør-Sverige. Kapasitet opp mot 14 MW. Tilknytningssted i Norge er Tveiten. Svensk del (syd/nord) er konsesjonssøkt, mens begge land har startet konsesjonsprosessen for Norgegrenen. Planlagt idriftsettelse av svensk del (utenom Norgegrenen) mot slutten av 215, Norgegrenen planlegges idriftsatt i 218/2. Skagerrak 4. 7 MW HVDC-forbindelse mellom Danmark Vest (Jylland) og Norge (Kristiansand). Under bygging. Idriftsettelse forventes mot slutten av 214. Status for andre forbindelser ut av Norden er: Estlink 2: HVDC-forbindelsen Estlink mellom Finland og Estland ble i idriftsatt i januar 27 med en overføringskapasitet på 35 MW. Fingrid 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 planlegges idriftsatt 217. Dok. id: Side: 44/65

45 Jylland-Tyskland. Kapasiteten er i dag 95 MW i nordgående retning og 15 MW i sydgående retning. Energinet.dk og EON Netz (nå TenneT) undertegnet i februar 28 et Letter of Intent med formål å øke kapasitet Jylland-Tyskland til 15 MW (nord) og 2 MW (sør) i løpet av 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. Pågående mulighetsstudie. Dersom en går videre med prosjektet planlegges investeringsbeslutning år 214 og idriftsettelse tidligst år 217. Kriegers Flak. Det foreligger planer om vindkraftutbygging opp mot 18 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 dansk og tysk TSO (Energinet.dk, 5 Hertz Transmission) arbeider videre med sikte på realisering. I tillegg til ovenfor nevnte prosjekter planlegges flere prosjekter fra Norge; NordLink (Norge- Tyskland), NSN (Norge-England) og NorthConnect (Norge-England/Skottland). Dok. id: Side: 45/65

46 12 Driftsforhold, driftssikkerhet og driftsforstyrrelser 12.1 Redegjørelse for nivå av driftsspenninger i sentralnettet, problemområder og kortsiktige/langsiktige tiltak. Bakgrunn Det er siden 28 ført statistikk på overskridende alarmer på høy og lav spenning i sentralnettet i Statnett sine stasjoner. I det følgende beskrives spenningsforholdene for 211 med utførte tiltak, resultat av overskridelser, områder med størst variasjon og kommende langsiktige og kortsiktige tiltak. Definisjon av alarmgrenser (høyeste og laveste tillatte driftsspenning) Alarmgrensene som sentralnettet blir driftet etter er henholdsvis 43/45 kv og 31/28 kv. Varselgrensene er satt til 425/41 kv og 35/285 kv. Oversiktene tar for seg spenning utenfor definert alarmgrense. Utførte tiltak Det er i løpet av 211 blitt idriftsatt fire nye reaktorer direkte tilknyttet sentralnettet: I Saurdal er det idriftsatt en ny 2MVAr reaktor, i Vågåmo er det idriftsatt en ny 15MVAr reaktor, i Vang er det idriftsatt en ny 15MVAr reaktor. I tillegg har E-Co idriftsatt en ny 2MVAr reaktor tilknyttet sin stasjon på 42kV i Usta. For å unngå en spenningskollaps i Stavangerområdet er det utarbeidet en systemvernløsning i Stokkeland, der lasten under T3 og T4 kobles bort ved utfall av 3kV Stokkeland Tonstad. Systemvernet aktiveres når flyten på snittet 3kV Tonstad - Stokkeland og 3kV Åna-Sira Kjelland til sammen overskrider 7 MW. Det er videre fattet vedtak og inngått avtale med Hydro i Øvre Årdal og Hydro på Rjukan om et samarbeid der Hydro sin driftsentral på Rjukan sørger for MVAr-kompensering på Tyin kraftverk ved planlagte nedkjøringer av Hydro sine smelteovner i Øvre Årdal. Dette medfører lavere MVAr-flyt på transformatorene i Fortun og mindre spenningsvariasjoner i sentralnettet. På regionsentralene er det utarbeidet en rutine for hvordan man skal spenningsregulere i Statnett sine stasjoner, og i hvilken rekkefølge de forskjellige tiltakene skal utføres. I denne rutinen inngår også spesialregulering av nødvendige aggregater for å holde spenningen innefor tillatte grenser. Resultat 211 Statistikken for 211 viser at driftsspenningen i Sør-Norge har vært utenfor angitte grenser i 5383 minutter. Figur 29 viser hvilke av Statnett sine stasjoner som har hatt spenninger utenfor grensene, og den totale varigheten for alle tilfellene der spenningen har vært utenfor grensene i mer enn 3 minutter. Spenningsoverskridelser i Rendalen er fjernet fra denne oversikten for å bedre visualisere spenningsavvikene i systemet. I Rendalen har det vært 5715 minutter med spenningsoverskridelser. Det totale antall minutter utenfor definert alarmgrense er dermed minutter. Dok. id: Side: 46/65

47 Overskridelse av spenningsgrenser i 211 Høy- og Lav alarm Varighet i minutter Hasle 42kV H.Alalrm Kristiansand 42 kv Høy alarm Leirdøla 3kV H.Alarm Ringerike 42kV H.Alarm Vang 3kV H.Alarm Follo 42kV H.Alarm Rjukan 42kV H.Alarm Kristiansand 42kV L.Alarm Ringerike 42kV L.Alarm Kristiansand 42kV L.Alarm Hove 3kV L.Alarm Borgund 3kV H.Alarm Frogner 42kV H.Alarm Fortun 3kV H.Alarm Refsdal 3kV H. Alarm Kristiansand 3kV H. Alarm Leirdøla 3kV L.Alarm Røldal 3kV L.Alarm Fortun 3kV L.Alarm Fardal 3kV H.Alarm Fardal 3kV L.Alarm Figur 29: Antall minutter med overskridelser fordelt på stasjoner Spenningen har i 211 i 21 tilfeller vært høyere enn maksimalt tillatt driftsspenning i mer enn 2 minutter. Figur 3 viser hvordan disse overskridelsene fordeler seg på de ulike stasjonene, og Figur 31 antall overskridelser per måned. Dok. id: Side: 47/65

48 Antall ganger 1 1 Fordeling av stasjoner som har overskredet maks spenning i mer enn 2 minutter [Antall ganger] Follo 42kV H.Alarm Fortun 3kV H.Alarm Borgund 399kV H.Alarm Vang 3kV H.Alarm Kristiansand 42kV H.Alarm Kristiansand 3kV H.Alarm Refsdal 3kV H.Alarm Frogner 42kV H.Alarm Figur 3: Fordelingen av antall ganger spenningen har overskredet maksimal driftsspenning per stasjon Alarm over maks spenning (31 og 43kV) i mer enn 2 min [antall ganger] Figur 31: Fordeling av antall alarmer med varighet i mere enn 2 minutter per måned Dok. id: Side: 48/65

49 Figur 32 viser en betydelig reduksjon av varighet og antall overskridelser fra 21 til 211 Sammenligning av spenningstall 21 vs Ant min Ant alarm 211 Ant min Ant alarm Jan Jan 1 2 Feb 59 Feb 9 Mar 859 Mar Apr Apr 29 4 Mai Mai 65 1 Jun Jun 8 Jul Jul Aug Aug Sep Sep 168 Okt Okt 72 2 Nov 13 Nov Des Des Ant min = Spenning utenfor definerte grenser i mer enn 3 minutt (varighet) Uten Rendalen Ant alarm = Alarm over maks spenning (31 og 43kV) i mer enn 2 min (antall ganger) Uten Rendalen Figur 32: Overskridelser av spenningsgrense i 21 og 211 I 21 var det totalt minutter utenfor definerte grenser, og 121 alarmer med varighet lengre enn 2 minutter(uten Rendalen). I 211 var tilsvarende tall 5383 minutter, og 21 alarmer med varighet lengre enn 2 minutter(uten Rendalen). Dette gir en forbedring på henholdsvis 69,6 og 82.6 % på overskridelsene. Områder med størst variasjon Figur 3 viser antall ganger spenningen har overskredet maksimal driftsspenning fordelt på de ulike stasjonene. Figuren viser at Kristiansand og Fortun har hatt flest overskridelser. Driftsspenningen i Fortun påvirkes lastreduksjoner hos Hydro Årdal. Dette medfører økt MVArflyt over trafoen og spenningen stiger. Samarbeidet med Hydro Produksjon som er beskrevet under Utførte tiltak, vil etter hvert bedre dette. Dette tiltaket krever imidlertid noe tid før det virker optimalt. Spenningen i Kristiansand påvirkes av utvekslingen på Skagerrak-kablene, og til en viss grad også av NorNed. Det er spesielt timer med store endringer i utveksling som medfører spenningsoverskridelser. Generelt på Sørlandet påvirkes driftsspenningen av utvekslingen på Skagerrak og NorNed. Flest overskridelser er det i sommerhalvåret. Da kan det oppstå situasjoner med import på kablene, lavt forbruk og få roterende generatorer. Dette resulterer i lav kortslutningsytelse i Sørlandsnettet, og små endringer gir store utslag på driftsspenningen. Driftsspenningene i Stor-Oslo (Frogner, Hasle og Ringerike) påvirkes i stor grad av utvekslingen mot Sverige, spesielt i perioder med høyt forbruk i området. Kommende tiltak ASK (Automatisk Spenningskontroll) er et pilotprosjekt som pågår. Prosjektet tar for seg automatiske ut- og innkoblinger av reaktive komponenter i Statnett sine anlegg, i første omgang kondensatorbatteriene i Rød, Porsgrunn og Tveiten. ASK fungerer slik at det er fastsatt et ønsket spenningsbånd i hver enkelt stasjon. Når spenningen beveger seg utenfor spenningsbåndet, kobler ASK ut eller inn kondensatorbatteri. Dersom pilotprosjektet blir vellykket, blir dette et verktøy for å holde driftsspenningen innenfor grensene, og i størst mulig grad unngå overskridelser. ASK har så langt gitt positive resultater. I Statnett pågår i dag flere prosjekter på kompensering i sentralnettet. Ny reaktor på 2MVAr er under prosjektering i Sylling. I løpet av høsten 212 vil det også komme reaktorer i Flesaker (15 MVAr), Frogner (2MVAr), Tveiten (2MVAr) og Hasle (2MVAr). Det vil også bli installert reaktorer i Viklandet, Kæbu, Nea og Svartisen på sikt. Dok. id: Side: 49/65

50 I tillegg er det søkt om konsesjon på en fasekompensator på Feda, med forventet oppstart i starten av 213. Den vil bidra med kortslutningsytelse i Sørlandsnettet. Statnett har nå en dispensasjon fra DSB til å drifte sentralnettet med gjeldende spenningsgrenser frem til Fra denne dagen blir spenningsgrensene satt til 42kV og 3kV, dvs 1kV lavere enn dagens spenningsgrenser. Dette forsterker behovet for ytterligere tiltak Presentasjon av de spenningskvalitetsparametere som Statnett registrerer med egne spenningskvalitetsmålere, jf. forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet 2A-2. Serienummer Målested Modell Samleskinne Nominell spenning Startår Rød PQ14S A Viklandet PQ14S A Fardal PQ14S A Rana PQ14S A Skaidi PQ14S A Klaebu PQ14S A Kristiansand PQ14S A Skaidi PQ14S A Tabell 9: Oversikt over Statnetts målere Kvartal Fra uke Til uke Ukesmålinger Ukesmåleparameter utenfor fol Nettfrekvens 1 2 Usymmetri Tot. harmonisk forvr Ind overharm Spenning var. langtid Spenning var. korttid Spenningssprang 3 Tabell 1: Ukesmåleparametere utenfor forskrift om leveringskvalitet Kvartal Underspenninger Overspenninger Tabell 11: Under-/overspenninger utenfor forskrift om leveringskvalitet. Dok. id: Side: 5/65

51 Restspenning u[%] Varighet t[ms] 1 t 2 2 t 5 5 t 1 1 t 5 5 t 6 9>u>= >u>=7 4 7>u>=8 6 4>u>=8 4 1>u Tabell 12: Presentasjon av antall kortvarige underspenninger. Spenning u[%] Varighet t[ms] 1 t 5 5 t 5 5 t 6 u>= >u>=11 3 Tabell 13: Presentasjon av antall kortvarige overspenninger Oversikt over større områder og tidsrom hvor nettet har vært drevet med redusert driftssikkerhet Innledning Statnett har definert og besluttet en Driftspolicy og har signalisert eksternt at driftsikkerheten er utilfredsstillende i områder der vi fraviker N-1 for feil i sentralnettet. Det er en målsetting for Statnett å ha tilfredsstillende kapasitet og kvalitet i sentralnettet. Det er foretatt en undersøkelse av antall timer med redusert driftssikkerhet, dvs overskridelse av N-1 driftssikkerhet. I denne registreringen defineres dette ved at følgende driftsformer benyttes: 1. Oppdeling i radialdrifter der det er liten eller ingen lokal produksjon slik at utfall på radialen vil mørklegge det forbruket som er tilknyttet denne. Dette kan være planlagt oppdeling for å redusere omfanget av et utfall, eller planlagt driftsstans pga vedlikehold av anleggene. 2. Sammenkoblet nett der systemansvarlig har vedtatt automatisk frakobling av forbruk (systemvern) for å hindre omfattende konsekvenser ved at større områder blir frakoblet pga kaskade- eller følgeutfall. 3. Driftssituasjoner der vi overskrider N-1 grensene for snitt. Disse grensene er fastsatt som følge av termisk begrensning i linjer eller endepunkts-komponenter eller der lav spenning etter utfall er dimensjonerende for overføringsnivået. I noen områder har vi redusert forsyningssikkerhet i to trinn. Ved ett overføringsnivå vil feil medføre frakobling av systemvern. Ved høyere overføringsnivå vil systemventet ikke være tilstrekkelig og feil vil medføre utkobling også av ordinært forbruk. Overskridelse av N-1 med intakt nett betyr ikke nødvendigvis at enkeltutfall vil medføre frakobling av forbruk i området, slik det vil gjøre ved radialdrifter. Overskridelse av en grense etter et utfall kan i noen tilfeller reddes ved rask oppkjøring av produksjon eller oppdeling av nettet. Registrering av antall timer overskridelse vil over tid vise en trend for de ulike områdene. Dok. id: Side: 51/65

52 Timer redusert dr.sikkerhet Registreringer pr område Stavanger Stavanger forsynes via 3 kv forbindelser og med maksimalt 2-25 MW lokal produksjon. Overføringskapasitet for N-1 driftssikkerhet er satt til 7 MW. I perioder benyttes 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. Figuren under viser antall timer i 211 der overføringen har vært større enn gjeldende overføringskapasitet (dvs 7 MW). I perioden har det vært 549 timer der driftssikkerheten ikke var tilfredsstillende selv med intakt 3 kv nett Stavanger jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des utkoblinger intakt For Stavanger-området vil alle utkoblinger av 3 kv linjer (til sammen 4 stk) medføre at området forsynes med N- driftssikkerhet. For hele året er det registrert 58 timer med radiell N- drift. Totalt har registreringene av N- drift for 211 vært 5 % lavere enn i 21. Bergen/BKK Tidligere registreringer har vist at inn til BKK-området var det 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. Tiltak som temperaturoppgradering av linjer og installasjon av systemvern er satt i verk. I 211 har overføringen inn til området vært betydelig mindre enn tilsvarende periode i 21. Figuren under viser antall timer i 211 der overføringen har vært større enn gjeldende overføringskapasitet til BKK-området. I perioden har det vært 269 timer der driftssikkerheten ikke var tilfredsstillende selv med intakt 3 kv nett. Det har vært uvanlig mange timer med ensidig forsyning til området. Dette har bl.a. skyldes utkobling av Samnanger-Mauranger i forbindelse med bygging av Sima-Samnanger og oppgraderinger som følge av dette. Totalt har registreringene av N- drift for 211 vært 3 % lavere enn i 21. Dok. id: Side: 52/65

53 Timer redusert dr.sikkerhet Timer redusert dr.sikkerhet BKK-området jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des utkoblinger intakt Inn til Bergens-området er det to 3 kv forbindelser. Figuren under viser antall timer i 211 der overføringen har vært større enn gjeldende overføringskapasitet slik at systemvernet må aktiveres. I perioden har det vært 151 timer der driftssikkerheten ikke var tilfredsstillende selv med intakt 3 kv nett. Dette ble registrert i januar og i desember. I april til oktober har BKK hatt mye utkobling av Evanger-Dale-Arna i forbindelse med opprusting av 3 kv nettet, dvs temperaturoppgradering og utskifting av skjøter og avspenninger. Dette har til sammen i perioden medført 619 timer redusert driftssikkerhet pga én utkoblet forbindelse til området. Ved gjennomføringen av disse driftsstansene har det vært fokus på at anleggene raskt skal kunne kobles inn igjen dersom det oppstår feil andre steder i nettet Bergen jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des utkoblinger intakt 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 feil i 42 kv nettet. Figuren under viser at det i 211 var 684 timer med intakt nett der systemvernet måtte aktiveres for å opprettholde driftssikkerhet for annet forbruk i regionen. Pga skade på 42 kv linjer er det et relativt stort antall timer med redusert driftssikkerhet som følge av utkoblinger. Til sammen er det registrert 663 timer der linjer har vært ute og det samtidig har vært for stor overføring på gjenværende forbindelser. Mye av dette skyldes Dok. id: Side: 53/65

54 Timer redusert dr.sikkerhet Timer redusert dr.sikkerhet reparasjonsarbeider som ble lagt til mai måned. Dette har medført at registreringene for 211 har vært nesten 3 ganger høyere enn i 21. Nord-Norge (nord for Ofoten) jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des utkoblinger intakt Lofoten, Vesterålen og Harstad Det er foretatt tilsvarende undersøkelse for lokale områder i regionen. 132 kv nettet nord i Nordland forsyner Vesterålen, Lofoten og Harstad by. Oversikten viser antall timer der 132 kv linjene har hatt for liten kapasitet til å oppfylle N-1 driftssikkerhet. To av disse linjene inngår i sentralnettet. Nettet har vært uforandret de siste 5 årene og det er svært lite lokal produksjon. Figuren under viser antall timer i 211 der overføringen har vært større enn gjeldende overføringskapasitet. I perioden har det vært 19 timer der driftssikkerheten ikke var tilfredsstillende selv med intakt 132 kv nett. Skade på en av 132 kv linjene medførte 1261 timer med radiell N- forsyning. Til tross for dette viser registreringene for 211 omtrent samme nivå som i 21. Lofoten og Vesterålen jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des utkoblinger intakt Finnmark I tillegg til Lofoten/Vesterålen er det Finnmark som ofte har hatt redusert driftssikkerhet i Nord- Norge. Akseptabel N-1 driftssikkerhet med intakt nett er det når underskuddet inn mot Alta trafostasjon og Varanger er mindre enn 15 MW. Dok. id: Side: 54/65

55 Timer redusert dr.sikkerhet Timer redusert dr.sikkerhet Figuren viser 6 timer med høyere underskudd enn dette i 211. I tillegg er det registrert 12 timer N- drift pga planlagte utkoblinger. Dette er betydelig lavere enn i 21, men litt høyere enn perioden Finnmark jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des utkoblinger 12 intakt Planlagte driftsstanser i dette området legges normalt til sommerhalvåret da det normalt er effektoverskudd og bedre driftssikkerhet. Kristiansand Utfall av transformator T1 Kristiansand er verste enkelthendelse for forsyning av forbruket i Kristiansand. Ved feil på denne kan gjenværende 132 kv linje overføre MW før nettet vil bryte sammen og medføre avbrudd for 25-3 MW forbruk. Registreringer for 211 viser 25 timer med redusert driftssikkerhet med intakt nett. Pga arbeider i Kristiansand transformatorstasjon har det vært ensidig forsyning av Kristiansand i til sammen 11 timer. Dette er likevel bare ca. 5 % av nivået for 21. Kristiansand jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des utkoblinger intakt 9 26 Samme problemstilling har de siste årene dukket opp for 11 kv nettet under Kristiansand og Feda. Kuldeperiodene i januar og november/desember førte til nødvendig 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. Dok. id: Side: 55/65

56 Timer redusert dr.sikkerhet Møre Midt-Norge er definert som eget elspotområde 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. I 211 ble systemvernet benyttet i 152 timer for å oppfylle N-1 for alminnelig forsyning. 42 kv forsyningen til Ormen Lange ligger med N- driftssikkerhet hele året. Sunnmøre: 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. Figuren under viser at det i 2722 timer ikke har vært tilfredsstillende driftssikkerhet selv med intakt 42 kv nett, ca. 5 % av nivået for 21. Sunnmøre jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des utkoblinger 1 85 intakt Vurdering/Oppsummering Rapport for perioden har vist at flere områder i Norge har hatt økende antall timer med N- drift de siste årene. Mest dramatisk har økningen vært 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 reparasjons-beredskap er avgjørende faktorer inntil eventuell nettforsterkning til områdene. Registeringer for 211 viser at områdene BKK/Bergen, Stavanger og Sunnmøre fortsatt har stort antall timer med N- drift. Tallene er høyere enn i perioden 26-29, men lavere enn i 21. Nord-Norge (nord for Ofoten) og Lofoten/Vesterålen/Harstad har større antall timer med redusert driftssikkerhet enn i 21. Dette skyldes i hovedsak lange perioder med redusert driftssikkerhet pga reparasjon av skader som oppsto vinteren 211. Finnmark og Kristiansand har fortsatt perioder med redusert driftssikkerhet, men lavere enn registreringene for 21. Figurene under viser antall timer med redusert driftssikkerhet for de nevnte områdene for Figuren øverst viser totalt antall timer - Figuren nederst viser fordeling mellom intakt nett og redusert driftssikkerhet som følge av utkoblinger i nettet. Dok. id: Side: 56/65

57 Timer red. dr.sikkerhet Timer redusert driftssikkerhet Antall timer redusert driftssikkerhet Stavanger BKK Bergen Nord-Norge Lofoten/ Vesterålen Områder Finnmark Kristiansand Sunnmøre Årsak redusert driftssikkerhet Stavanger BKK Bergen Nord-Norge Lofoten/ Vesterålen Finnmark Kristiansand Sunnmøre utkoblinger intakt Spesiell redegjørelse og omtale av større driftsforstyrrelser nasjonalt i 211, samt i de tre første månedene i Tertial 1 I første tertial var det flere perioder med sterk vind. På vestlandet førte dette til en rekke kortvarige driftsforstyrrelser, i hovedsak uten avbrudd for sluttbrukere. Ved to tilfeller i januar og februar falt ledningen Ofoten-Kvandal som følge av sterk vind. I kombinasjon med andre samtidige feil medførte disse utfallene effektunderskudd og kortvarig sonevis utkopling av forbruk. For å dekke alminnelig forbruk i området ble det i korte perioder levert strøm fra Statoils gasskraftverk på Melkøya. I mars havarerte to master på ledningen Kvandal-Kanstadbotn, hvilket medførte en kortvarig mørklegging av nordlige deler av Nordland og sørlige deler av Troms. Forbruk med redusert tariff nord for Ofoten ble jevnlig utkoplet for å avhjelpe underskuddsproblemene i Nord-Norge dette tertialet, både ved intakt nett og under feilsituasjoner. Også i Sør-Norge medførte utfall behov for sonevis utkopling av forbruk. 25. januar ble deler av 66 kv-nettet på Romerike mørklagt i to timer etter at en jordkabel ble gravd over i nærheten av Gardermoen. I Frogner falt to av tre transformatorer mellom sentralnettet og 66 kv som en følgefeil, kun minutter etter hendelsen på Gardermoen. Påfølgende dag gjorde kaldt vær og høy last det umulig å forsyne Romerike via gjenværende transformatorer, og det ble nødvendig å gjennomføre sonevis utkopling av forbruk i sju timer på formiddagen. Skadene på en transformator i Frogner var så omfattende at denne måtte skiftes ut. På grunn av lastforholdene Dok. id: Side: 57/65

58 og den sårbare forsyningssituasjonen gikk det litt over to måneder før en erstatningstransformator kunne settes i drift. I store deler av denne perioden lå Romerike med N--drift. Østfold ble rammet av en omfattende driftsforstyrrelse i februar, da snø og islast fra innstrekket til Hasle falt ned på samleskinnen slik at det oppsto kortslutning. Følgefeil medførte utkopling av ca 49 MW forbruk, og forsyningsavbrudd i inntil én og en halv time. Av feil uten utfall, men med høye spesialreguleringskostnader nevnes: Mauranger-Samnanger: Tre dagers utetid i februar som følge av ising på ledningen førte til at det ble spesialregulert opp for å holde N-1 inn til Bergensområdet. Salten-Svartisen: Ledningen falt flere ganger på grunn av sterk vind i februar og mars. Kostnadene henger sammen med utfordringer knyttet til gjeninnkopling. 211 Tertial 2 Utfall av Viklandet-Ørskog ga kortvarig mørklegging av nettet mellom Ørskog og Åskåra, inkludert Ålesund by, 7. april. 18. april falt NorNed for feil. Feilstedet ble lokalisert til selve kabelen, anslagsvis 3 meter fra den nederlandske kysten. Reparasjonsarbeidet gikk denne gangen raskere enn antatt, hovedsakelig på grunn av gunstige værforhold. Forbindelsen ble gjeninnkoplet og stilt til rådighet for markedet 5. juni. 26. mai ble Høyanger stasjon kortvarig mørklagt på grunn av en feil under innkopling av en transformator. Årsaken til hendelsen var en misforståelse mellom de involverte driftssentralene. Feil på Kristiansand T2 for den største spesialreguleringsposten i dette tertialet. En sprengningsskade på oljegruben forårsaket to ukers utetid i juli, under stort overskudd i Agder Netts 11 kv-nett, hvor det måtte reguleres ned. 211 Tertial 3 Utfall av 132 kv Svabo-Langvatn ga kortvarig mørklegging av Helgeland nord for Mo i Rana samt Salten-området inkludert Bodø og Fauske, 19. september. Flere utfall av prosessanlegg for olje og gass i månedsskiftet november/desember. Alle tilfeller oppsto som følge av enkeltutfall i intakte nett, og viser dermed prosessindustriens sårbarhet for raske spenningsvariasjoner. Under ekstremværet Dagmar natt til 2. juledag ble store områder på Vestlandet mørklagt, bl.a. så godt som alle strømkunder i både Møre og Romsdal og Sogn og Fjordane. På grunn av de omfattende skadene fikk enkelte abonnenter først gjenopprettet forsyningen etter en uke. På tross av mange utfall i sentralnettet kunne forsyningsavbruddene i all hovedsak tilskrives hendelser på regional- og lokalnettsnivå. Store områder på Østlandet nord for Oslo ble også berørt av Dagmar, først og fremst på regional- og lokalnettsnivå. Den største spesialreguleringsposten for feil/utfall kan tilskrives havariet på transformator T5 i Rana. Disse kostnadene kan knyttes til både spenningsstabilitet og overskuddsproblemer lokalt i Rana. 212 t.o.m. uke 16 Havariet av Kvandal T ga en langvarig svært anstrengt situasjon nord for Ofoten helt fram til 15 febr., men uten konsekvenser eller utfall for sluttbruker. To ledninger har vært tatt av snøras, uten forbruksavbrudd (så langt): Mel-Myklebustdalen: 25-febr beg. vv April Aura-Viklandet mast 1 og 2: mandag 2. april ute fortsatt Dok. id: Side: 58/65

59 Følgende feil har hatt konsekvenser for sluttbruker: Torsdag 12.1 Fardal Hove + ssk rensk i Fardal. Utfall av hele Øvre Årdal. Torsdag 26.1 Utfall av trafoer i Vang. Elverum strømløs. Fredag Utfall av Sortland trafo. Sortland strømløs. Tirsdag Stasjonsfeil Røykås. Lillestrøm mørklagt. Fredag Feil i Halden 5 kv. Saugbruk ute 12.5 Redegjørelse og omtale av driftsforstyrrelser på utenlandsforbindelsene og angivelse av tilgjengelighet. Skagerrak 1 + 2: Gjennomsnittlig tilgjengelighet på 95,77 % for perioden Anlegget ble idriftssatt uten mekanisk beskyttelse av kabelanlegget og uten reservetransformator. Det er registrert totalt 8 kabelfeil, som har medført lengre avbrudd på forbindelsen. Statnett har i driftsfasen iverksatt mekanisk beskyttelsestiltak for sjøkabelanlegget. Skagerrak 3: Gjennomsnittlig tilgjengelighet på 84,75 % for perioden Anlegget ble idriftssatt med mekanisk beskyttelse av kabelanlegget men uten reservetransformator. Det er ikke registrert kabelfeil, men det har vært flere transformatorfeil både på norsk og dansk side som har medført lange avbrudd på forbindelsen. Tilgjengeligheten er sterkt påvirket av transformatorutfallene. Totalt er det registrert fire slike hendelser i perioden. I etterkant av hendelsene er det anskaffet reservetransformatorer. NorNed : Gjennomsnittlig tilgjengelighet på 84,43 % for perioden Anlegget ble idriftssatt med mekanisk beskyttelse av kabelanlegget og med reservetransformator. Anlegget har hatt flere feil siden idriftsettelsen. Det er imidlertid 4 større hendelser som dominerer utetiden av forbindelsen. Disse er: Brann i kabelmuffe i Eemshaven på AC siden (34 døgn) Kortslutning i DC landkabel Eemshaven,(18 døgn) Feil på sjøkabel, (85 døgn) Feil på sjøkabel (47 døgn) Dok. id: Side: 59/65

60 13 Rutiner for rapportering til NVE 13.1 Rutiner som er etablert for å sikre NVE løpende informasjon iht. Fos 8 annet ledd og 24. 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. Vedtak etter 12 fjerde og femte ledd, samt 13 andre og tredje ledd blir sendt NVE pr e-post så snart som mulig etter at vedtak er fattet. I NVEs vedtak om varslingsplikt skal Statnett varsle flomvakten/nve ved større hendelser. Dok. id: Side: 6/65

61 14 Forholdet til forvaltningsloven og offentleglova 14.1 Rutiner som er etablert for å tilfredsstille systemansvarsfunksjonens forhold til forvaltningsloven og offentleglova i henhold til Fos 28. Etterlevelse av pålagte myndighetskrav i forhold til forvaltningsloven og offentleglova blir systemmessig ivaretatt i Statnetts saks- og arkivsystem. Alle dokumenter som defineres som saksdokumenter (heriblant søknader og vedtak tilknyttet saksbehandlingen av FoS-søknader) registreres, og arkivkopier bilegges i papirarkiv. Det opplyses om klageadgang etter forvaltningsloven i alle vedtaksmaler. Alle saksdokumenter danner grunnlag for Statnetts offentlige journal. Prosedyre for å bestille offentlig journal finnes på Statnetts hjemmeside. Innsynsbegjæringer håndteres i tråd med Offentleglova Oversikt over antall ikke systemkritiske enkeltvedtak som er fattet i rapporteringsåret, fordelt på de aktuelle bestemmelsene i Fos. Påklagede saker skal angis spesielt. Bestemmelse Beskrivelse Antall ikke-systemkritiske vedtak 7 første ledd Overføringsgrenser første ledd Planer for gjenoppretting av 125 normal drift 13 første ledd Planer for manuell utkobling av 129 forbruk 14 Planlegging og idriftsettelse av 72 tekniske anlegg 17 annet ledd Planlagte driftsstanser Ikke eksakt tallfestet, men i overkant av 3 vedtak 18 Målinger og meldinger 19 Jordstrømkompensering 2 første ledd Vern og reléplanlegging 21 første ledd Systemvern 27 Betaling 28 (grunnleveranse primærregulering) og 28 (systemtjenester 211) Tabell 14: Oversikten over antall ikke systemkritiske enkeltvedtak i 211, fordelt på de aktuelle bestemmelsene. Under FoS 14 var det i 211 én klagesak. Den førte til omgjøring av vårt vedtak, se punkt 13 i Tabell 8. Dok. id: Side: 61/65

62 14.3 Rutiner for arkivering av systemkritiske vedtak. Oversikt over antall systemkritiske vedtak som er fattet i løpet av rapporteringsåret, fordelt på aktuelle bestemmelsene i Fos. FoS Rutine for arkivering Antall vedtak i 211 Kommentar 5 første og annet ledd Aktørinformasjon gjennom Nord Pool 2 5 tredje ledd Spesialreguleringer blir arkivert i Statnetts markedssystem, på samme måte som øvrige reguleringer. Informasjon om flaskehalser i nettet og spesialreguleringskostnader beskrives i halvårsrapporter som legges på Statnetts hjemmesider Antall aktiveringer av spesialregulering. Bud aktivert med samme kvantum over flere timer blir regnet som en regulering. 6 Publisert gjennom Nord Pool og lagret i NOIS (Nordic Operational Information System) annet ledd Driftsmessige overføringsgrenser blir lagret i OIS (Operational Information System). Et dokument pr uke med grenser under aktuelle utkoblinger 8 Produksjonsplaner på kvartersnivå, tilhørende systemdata samt utførte produksjonsflyttinger (kvartersflytting) blir arkivert i Statnetts markedssystem. Vedtak etter 8 åttende ledd lagres i OIS kvartersflyttinger 37 vedtak om produksjonstilpasning 9 første punktum Vedtak om maksimal statikkinnstilling blir lagret i Statnetts dokumenthåndteringssystem. 2 Maksimal statikkinnstilling ble endret fra 12 % til 6 % før sommeren, for så å bli endret tilbake til 12 % etter sommeren. 11 Landssentralens vaktjournal Dok. id: Side: 62/65

63 12 annet til femte ledd Vedtak etter 12 annet og tredje ledd blir arkivert i Regionsentrals eller i Landssentralens vaktjournal. Vedtak etter 12 fjerde og femte ledd blir arkivert i Landssentralens dokumentarkiv og omgående rapportert NVE. Antall samordninger av inngrep ved driftsforstyrrelser: 1-2 Antall fastsettelser av hvem som skal utøve frekvensregulering:1-2 Rekvirere all tilgjengelig regulerytelse: Bruk av tilgjengelig effekt ved feil: ca. 3 Anslag Anslag 13 annet og tredje ledd Vedtak etter 13 annet og tredje ledd blir skrevet i Landssentralens vaktjournal og omgående rapportert NVE. MUF effektknapphet: MUF større driftsforstyrrelser: 1 15 Vedtak etter 15 lagres i Regionsentralenes vaktjournal. 5-1 ganger har produsenter fått vedtak om å endre produksjonen av reaktiv effekt. Anslag tredje og fjerde ledd 21 annet ledd Vedtak etter 16 lagres i Landssentralens vaktjournal. Vedtak etter 17 tredje og fjerde ledd blir lagret i OIS Aktivering av systemvern arkiveres i OIS. Fastsettelse av koblingsbildet er en kontinuerlig vurdering, og ikke noe som kan tallfestes. Ikke planlagte driftsstanser: 885 Omprioriteringer: 19 Antall systemvernaktiveringer:1685 Tabell 15: Rutine for arkivering av systemkritiske vedtak og antall vedtak i 211. Dok. id: Side: 63/65

64 15 Øvrige rapporteringspunkt 15.1 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 produksjonsog/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, og den langsiktige utviklingen av nettet, da de investeringer vi gjør nå vil bli stående i 5-1 år. Når det gjelder ny fornybar kraft eller ønsket grønn kraft, så verdsettes dette ved at en i de samfunns-økonomiske 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 Dok. id: Side: 64/65

65 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 ENTSO-E Region Nordic, systemdriftsavtale (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 ENTSO-E sine anbefalinger til grunn ved dimensjonering og fastsettelse av lastgrenser over landegrensene, og i sammenhenger hvor feil kan ha konsekvenser for våre naboland. Statnett har innført dimensjoneringskriterier, både til bruk ved drift og planlegging. Kriteriene er mer absolutte enn tidligere 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: Oversikt over systemkrav og anleggskrav for Statnett som skal gjelde i nettplanleggingen SKAL-krav: 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. Nettet skal planlegges slik at enkeltutfall ved intakt nett maksimalt fører til bortfall av 2 MW forbruk av inntil 1 times varighet. Nettet skal 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: o det er momentan reserve dersom last > 2 MW o for last < 2 MW skal all last kunne innkobles 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. 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 bør 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) Oversikt over deltagelse i møter i kraftsystemutvalg i henhold til forskrift om energiutredninger Statnett har i 211 deltatt i nær samtlige avholdte møter i kraftsystemutvalg i henhold til forskrift om energiutredninger. NVE har fått skriftlig tilbakemelding på dette gjennom møtereferatene som skal sendes til NVE av de regionale nettselskapene. Statnett er av NVE utpekt som systemansvarlig nettselskap. Statnetts deltakere har fylt både rollen som systemansvarlig og netteier i disse møtene. Dok. id: Side: 65/65