Utfordringer og prioriteringer for fremtidens systemdrift. Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Transkript

1 Utfordringer og prioriteringer for fremtidens systemdrift Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

2

3 Forord Statnett er systemansvarlig for det norske kraftsystemet. Hovedoppgaven for systemansvarlig er å sikre at kraftsystemet til enhver tid er balansert hvert sekund gjennom hele året og med tilfredsstillende kvalitet. En videre utvikling av kraftsystemet forutsetter et sterkere kraftnett og en videreutvikling av systemdriften. Den vedtatte satsningen på fornybar kraft gir systemdriften nye og store utfordringer. Samtidig er samfunnets krav til forsyningssikkerhet økende. Systemdrifts- og markedsutviklingsplanen beskriver Statnetts oppgaver knyttet til systemansvaret, og utfordringene med å balansere kraftsystemet. Den redegjør for de ordninger og mekanismer som systemdriften anvender i dag, samt forventet utvikling innen området. Og avslutningsvis tydeliggjør den Statnetts prioriteringer, posisjoner og tiltak for videreutvikling av systemdriften for å ivareta forsyningssikkerheten og sikre effektive løsninger. Systemdrifts- og markedsutviklingsplanen er et bidrag i dialogen med aktører og interessenter knyttet til videreutvikling av systemdriften. Systemdrifts- og markedsutviklingsplanen er en parallell plan med Statnetts Nettutviklingsplan, som omhandler nettutvikling. I sum representerer de en fundamental forutsetning for realisering og drift av fremtidens kraftsystem. Oslo, april 2012 Øivind Kristian Rue Konserndirektør Nettdrift

4 4 Sammendrag Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Systemdriften er navet i kraftsystemet, hvor den løpende balansen mellom produksjon og forbruk i Norge, og utveksling mot utlandet håndteres. Flere forhold innen systemdriften har de siste årene hatt en positiv utvikling, blant annet er det færre feil og bedret spenningskvalitet. Men samtidig er det store utfordringer med ubalanser og svekket frekvenskvalitet. Endringene i kraftsystemet vil fremover være store, og kravene til systemdriften øker. Virkemidlene må tilpasses tilsvarende. Systemdrifts- og markedsutviklingsplanen gir en beskrivelse av hva Statnett prioriterer for å sikre god drifts- og forsyningssikkerhet. Drivere og utviklingstrekk for systemdriften Markedsintegrasjon, økt nettkapasitet innenlands og mot utlandet, forbruksvekst, uregulerbar kraftproduksjon og mer ekstremvær gir i sum større og raskere endringer av kraftflyt og dermed økte krav for systemdriften Driften av det norske og nordiske kraftsystemet har endret seg vesentlig i løpet av de siste tiårene. Markedsorienteringen av kraftsektoren i Norden og utvikling av et felles nordisk kraftmarked (Elspot) har gitt mer handel og utveksling av kraft, både innad i Norge og på tvers av landegrenser. Fleksibiliteten i de vannkraftbaserte norske og svenske kraftsystemene har blitt bedre utnyttet gjennom flere og mer effektive forbindelser med omliggende termiske og etter hvert vindkraftbaserte kraftsystemer. Økt handelskapasitet og markedskobling mot kontinentet har endret kjøremønsteret for norsk kraftproduksjon. De omliggende termiske systemene har stor prisforskjell mellom dag og natt, noe som under normale forhold medfører at kraft eksporteres fra Norge på dagtid og importeres på natt. Dette produksjonsmønsteret har gitt langt større, raskere og hyppigere endringer i retningen på kraftflyten særlig i det sørnorske kraftnettet over døgnet. Utviklingen vil ytterligere forsterkes ved flere utenlandsforbindelser og mer fornybar kraftproduksjon, da dette gjør det mulig å utnytte en enda større del av fleksibiliteten i vannkraftproduksjonen. Elektrisitetsforbruket har økt de siste tiårene. Det har tilnærmet flatet ut for den enkelte husholdning, men øker på grunn av befolkningsvekst og vekst innen deler av industri, spesielt olje/gassektoren. Det er relativt liten prisfleksibilitet i kraftforbruket, i alle fall på kort sikt, noe som gjør at balansering hovedsakelig håndteres av produksjonsapparatet. Det gir langdistanse transport i kraftsystemet, og langt høyere utnyttelse av kraftnettet, noe som igjen har ført til mer flaskehalser og økte regionale ubalanser. Kraftsystemet har de senere år stadig måtte håndtere mer ekstreme værsituasjoner, med lengre perioder med tilsig betydelig forskjellig fra normalen. Vinteren 2009/2010 var den tørreste siden registreringen startet i år På den annen side var tilsiget i 2011 hele 152 TWh, som er ca. 25 prosent over normalen og er det våteste året siden registreringen startet. Tilsvarende var 2011 det varmeste registrerte året, mens 2010 var det 5. kaldeste på over 70 år. Vannmagasinene har svingt fra rekordlav til svært høy magasinfylling i løpet av ett år ( ). De store variasjonene presser systemdriften mot ytterpunktene, og erfaringene viser behov for i større grad å dimensjonere systemdriften for de ekstreme driftsituasjonene som oppstår som følge av store svingninger i temperatur og tilsig. Systemdriften erfarer lavere driftsmarginer og økt risiko Hyppige og store flytendringer på mellomriksforbindel figur 0.1: utvikling av frekvensavvik ( , angitt med minutter utenfor 49,90-50,10 hz per måned) Hendelser utenfor 49,90 og 50,10 Hz

5 Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Kap X 5 ser, forbruksvekst og mer ekstremvær er forhold som hver for seg krever nye tiltak, og som samlet sett utfordrer systemdriften. Systemdriften har blitt mer kompleks, oftere anstrengt og driftsmarginene er i et økende antall timer utilfredsstillende. Det fundamentale for systemdriften er at det oppnås balanse mellom planlagt produksjon, forbruk og utveksling. Ubalanser må håndteres ved hjelp av automatiske reserver eller gjennom manuelle reguleringsinngrep av systemansvarlig. Ubalanser fører til at frekvensen avviker fra normert 50 Hz. Ved frekvens utenfor intervallet 49,90 50,10 Hz reduseres kraftsystemets evne til å motstå utfall og feilhendelser. Frekvenskvaliteten har blitt svekket vesentlig de senere årene, se figur 0.1. Det er flest frekvensavvik rundt timeskift. Dette skyldes til stor grad tidsoppløsningen i spotmarkedet på timebasis, som fører til at produksjonen endres ved timeskift, mens flytendinger på utenlandskabler skjer lineært i løpet av 20 minutter rundt timeskift og forbruket endrer seg kontinuerlig. Også i andre synkronsystemer erfares det økende frekvensavvik rundt timeskift. I perioder med lavt forbruk og/eller høy import på utenlandsforbindelser er det kraftproduksjonen med mest reguleringsevne som ofte reduseres først. Dette er en typisk situasjon på nattestid om sommeren. I slike perioder kan det være vanskelig å fremskaffe tilstrekkelig med automatiske reserver og tilgjengeligheten på objekter for manuell regulering er også redusert. Dette gjør at kraftsystemet er sårbart for feil på utenlandsforbindelser og i kraftproduksjonen. Systemansvarlig opplever økende andel av tiden med redusert driftssikkerhet (N-0, dvs. ingen alternativ forsyning hvis det oppstår et enkeltutfall) i sentralnettet. Hovedtiltaket er utbygging av mer nett, men i perioden til dette er på plass må systemdriften håndtere dette ved drift med prisområder, redusert driftssikkerhet, ekstra kjøp av reserver og økt beredskap. Høyt utnyttet nett gir økte flaskehalser i nettet, som igjen gir føringer på lokalisering av reserver og behov for økt bruk av spesialreguleringer. Videre gjør manglende nettkapasitet det krevende å gjennomføre nødvendig vedlikehold av sentralnettet, og både markedsaktørene og Statnett opplever at revisjoner på produksjons- og nettanlegg skjer under større deler av året og til dels med større markedskonsekvenser og komplikasjoner i gjennomføringen. Det forventes økt bruk av (midlertidige) systemvern, spesielt i regionalnettet, samt økt bruk av arbeid-under-spenning (AUS). Raske effektendringer, endring av kraftflytretning og større uforutsigbarhet i kraftproduksjonen øker utfordringene med å opprettholde spenningskvaliteten (både høye og lave spenninger). Statnett investerer betydelig i spenningsregulerende komponenter, og dette utgjør en betydelig kostnad for sentralnettet. Dagens utfordringer for systemdriften forsterkes ytterligere fremover Fremtidens systemdrift vil påvirkes av endringer i kraftsystemet. De nordiske og europeiske kraftsystemene vil endre seg vesentlig i løpet av de neste årene. Spesielt vil klimapolitikk og markedsintegrasjon drive fram radikale endringer, hvor man går fra kraftsystemer med relativt forutsigbar produksjon til å bli kraftsystemer med mer variabel og uforutsigbar produksjon, kombinert med tettere integrasjon mellom landene. I Norge har det i de senere år vært lite utbygging av større vannkraft, og det har vært moderat utbygging av annen ny fornybar kraftproduksjon. Med et svensknorsk elsertifikatmarked vil dette endres. Det skal utbygges 26,4 TWh ny fornybar kraftproduksjon i de to landene frem til 2020, og omtrent halvparten av dette vil kunne realiseres i Norge. Ny fornybar kraftproduksjon har lave driftskostnader og produserer når det er vind/ tilsig. Dette reduserer forutsigbarheten i kraftsystemet og vil kunne bidra til økte ubalanser. Økende andel av distribuert, uregulerbar kraftproduksjon skaper nye behov for kontroll, styring og balansering av kraftsystemet. Det planlegges flere utvekslingsforbindelser fra det nordiske synkronsystemet til kontinentet. Økt utvekslingskapasitet vil gi større og hurtige flytendringer i det nordiske systemet. Kombinasjonen av store flytendringer (fra utenlandsforbindelsene) og mindre forutsigbarhet (fra fornybart) stiller økte krav til planlegging, tilpasninger før driftsøyeblikket og tilgang til tilstrekkelig volumer og type av automatiske og manuelle reserver. Den viktigste oppgaven i utviklingen av systemdriften vil fortsatt være å bedre balansen mellom produksjon, forbruk og utveksling, for å bedre frekvenskvaliteten og for å håndtere regionale ubalanser. Prioriteringer og tilnærming for å håndtere systemdriftsutfordringene Systemdriftsutfordringene og mål for systemdriften danner basis for prioriterte områder Som systemansvarlig må Statnett, i samarbeid med aktørene, sikre hensiktsmessig utforming og gjennomføring av tiltak som ivaretar forsyningssikkerheten i dag og i fremtiden. I henhold til Forskrift om systemansvar (FoS) heter det at systemansvarlig skal ( 4, punkt a, c og e): Sørge for frekvensreguleringen og sikre momentan balanse i kraftsystemet til enhver tid. Utvikle markedsløsninger som bidrar til å sikre en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet.

6 6 Samordne og følge opp konsesjonærer og sluttbrukere sine disposisjoner med sikte på å oppnå tilfredsstillende leveringskvalitet og en effektiv utnyttelse av kraftsystemet. Målene for systemdriften følger av dette: Forsyningssikkerhet: Sikre god forsyningssikkerhet i alle deler av landet, sikre at kraftsystemet til enhver tid innehar evne til å håndtere utfall og feilsituasjoner som kan inntreffe (driftssikkerhet) samt har tilfredsstillende leveringskvalitet. Effektivitet/verdiskapning: Bidra til økt verdiskapning for det norske samfunnet. Dette innebærer effektiv utnyttelse av det norske kraftsystemet, samt samfunnsøkonomisk verdiskapning ved handel med utlandet. I tillegg skal systemdriften legge til rette for at klimapolitiske mål kan oppnås, jf. fornybardirektivet og elsertifikater, gjennom systemdriftsløsninger som gjør det mulig å fase inn ny fornybar kraftproduksjon. For å møte systemdriftsutfordringene og -målene er det identifisert fem prioriterte områder, som skissert i figuren. Tiltakene adresserer både den fysiske balansehåndteringen evnen (1), planfasen (2) og driftsfasen (3)) samt systemdriftsprosesser for økt kontroll og styring (4). I tillegg er det identifisert tiltak som bidrar til økt effektivisering/verdiskapning (5). Effektivt håndtere ubalanser i driftsfasen (3): Videreutvikling av nåværende tiltak i system driften er nødvendig, men nye tiltak må også utvikles og implementeres Dagens kraftsystem har etablert et sett av system- og balansetjenester. Disse må tilpasses dagens og fremtidens behov for sikker systemdrift. Fordi usikkerheten i driftsøyeblikket øker, vil det bli behov for mer raske og automatiske reserver. Det er flere endringer som må foretas, og flere skjer parallelt. De nordiske TSOene har besluttet å innføre automatiske sekundærreserver i løpet av 2012/2013 (LFC, load frequency control) for å bedre frekvenskvaliteten. Dette er et viktig steg for å få en raskere og mer effektiv håndtering av ubalansene i det nordiske systemet. Utforming av frekvens-/primærreserver vil endres, trolig ved at den blir raskere enn i dag samt at det er økt nordisk harmonisering. Videre vil dagens 60 sekunders oscillasjoner i den nordiske frekvensen adresseres gjennom harmoniserte krav til (nordiske) turbinregulatorinnstillinger. Videre vil det bli endringer i utformingen av manuelle reserver slik at disse bedre kan anvendes ved vanskelige driftsituasjoner, både ved opp- og nedregulering. De manuelle reservene forventes fortsatt å være dominerende i volum. Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen (2): Energimarkedene må i større grad understøtte den fysiske kraftsystemdriften Selv om det vil måtte sikres mer reserver for å håndtere ubalansene som er oppstått er det ikke hensiktsmessig å gjøre alt i driftstimen. Det fundamentale behovet for bedre balanse mellom produksjon, forbruk og utveksling må i stor grad håndteres gjennom forbedret planlegging og tiltak før driftsøyeblikket, dvs. i planfasen. Både LANGSIKTIG AKTØRENS PLANFASE DRIFTSFASE FORSYNINGSSIKKERHET: 1 Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere driftsutfordringer 4 Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen Økt compliance og økt sanntidskontroll/automatisering 2 3 Effektivt håndtere ubalanser i driftsfasen EFFEKTIVITET OG VERDISKAPNING: 5 Videre effektivisere energi-, og system- og balansemarkeder Verdiskapning ved salg av norsk energi og effekt

7 Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Kap X 7 produksjon, forbruk og utveksling må omfattes av bedret styring og mer detaljert planlegging ved større endringer. Energimarkedene må altså i større grad understøtte den fysiske systemdriften. Dette er en prioritert oppgave som det arbeides med internasjonalt. Balanseringen av forbruk, produksjon og utveksling starter i energimarkedene (intradag/elbas) og utformingen av energimarkedene er av stor betydning for kraftsystemdriften. Med økt utvekslingskapasitet, sterkere markedskoblinger, mer uregulerbar produksjon samt interne begrensninger i det norske nettet, er det viktig at markedsdesignet bidrar til en optimal kraftflyt samtidig som kravet til momentan balanse ivaretas. Nåværende timesoppløsning i energimarkedene er en sentral problemstilling. Mens forbruket endres nokså uavhengig av timeskift, vil produksjonsendringer og tilhørende flytendringer over utenlandsforbindelser trigges ved timeskift som følge av endring av pris. Stabiliteten i kraftsystemet (les: fysikken) setter grenser for hvor store og hurtige endringer som kan tillates. Størrelsen på de strukturelle/planbaserte ubalansene avhenger til stor del av tidsoppløsningen på handelsplassene. Energimarkedene må derfor i større grad understøtte den fysiske systemdriften. Et viktig tiltak som Statnett vil arbeide for, og som gir bedre balanse mellom produksjon, forbruk og utveksling, er å videreutvikle ordningen med kvartersplaner til også å gjelde regulerkraftmarkedet og balanseoppgjøret for store produsenter. På sikt vil det kunne være aktuelt også at handelsperiodene på kraftbørene blir kortere både i Norge og i våre naboområder. I tillegg vil det være viktig at rampingen (flytendring) på utenlandsforbindelser foregår over en lengre periode rundt timeskift (evt. kontinuerlig ramping) og at det også skjer innenfor timen. I tillegg til bedret systemdrift vil det siste tiltaket også kunne gi større flytendringer i spotmarkedet (målt i MW per time), og dermed økt verdiskapning. I tillegg til finere tidsoppløsning i markedene som styrer produksjon og utveksling på utenlandsforbindelser, må det arbeides med økt prognosekvalitet for både fornybar kraftproduksjon og for forbruk. Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere driftsutfordringer (1): Videre utbygging av kraftsystemet, med riktig funksjonalitet, er nødvendig Mange av utfordringene i systemdriften er knyttet til manglende nettkapasitet i det norske og nordiske kraftnettet. Det er behov for mer nett, og dette reflekteres i Statnetts Nettutviklingsplan som skisserer et ambisiøst program for både spenningsoppgraderinger og nybygging av kraftlinjer. Dette vil redusere flaskehalsproblematikken i flere regioner, gjøre det enklere å fordele og anvende reserver samt håndtere driftsforstyrrelser. I tiden til nytt nett er på plass vil systemdriften måtte tilpasses manglende nettkapasitet. Det er i dagens kraftsystem utarbeidet funksjonskrav til anlegg som skal knyttes til nettet som angir hvilken evne anleggene skal ha for å bidra til leverings- og driftssikkerheten. Dette vil i fremtiden være enda viktigere, da store deler av de nye produksjonsanleggene ikke har egenskaper som tradisjonell vannkraft (roterende masse, gode reaktive egenskaper, etc.) har. Kravene som stilles til aktørenes funksjonalitet/evne til å bidra med system- og balansetjenester vil videreutvikles i de norske og internasjonale regelverkene, for å sikre at driftssikkerheten i framtidens kraftsystem kan opprettholdes. Økt compliance og økt sanntidskontroll/automatisering i systemdriftsprosesser (4): Fokus på etterlevelse av regler, bedre planlegging av revisjoner og økt automatisering Det er omfattende planer for vedlikehold og ombygging av kraftsystemet fremover. Risiko for avbrudd er vesentlig større når det foregår ombygginger i/nær stasjoner under drift. Det vil derfor måtte bli fastere og mer detaljert planlegging av revisjoner for både nett- og produksjonsanlegg. Dette innebærer økt formalisering og kommunikasjon, lengre horisont for vedlikeholdsplanene samt mer forpliktende planer fra alle aktører. Internasjonalt vil det være økt koordinering mellom TSOer. Dette betinger flere felles systemer og økt formalisering. Tilsvarende vil det være nordisk/europeisk fokus på at etablerte regler etterleves (compliance). Det vil bli etablert flere og mer omfattende rutiner for å sikre riktig leveranser fra aktørene samt kommunikasjon og ansvarsdeling mellom systemansvarlig i det enkelte land. Bedre planlegging og mer presis styring av produksjonsendringer og flytendringer over utenlandsforbindelser vil isolert sett dempe ubalanser og redusere behovet for reserver. Økt integrasjon og harmonisering av (store) kraftsystemer gjør oss sårbare for hendelser i andre systemer både operativt og markedsmessig. Dette betinger klare regler, gode rutiner, god oppfølging og tydelig kommunikasjon for å opprettholde tilstrekkelig sikkerhet og robusthet i det nordiske kraftsystemet. Det er vesentlig med en oppgradering av infrastruktur for kontroll og kommunikasjon mellom systemansvarlig og aktører i kraftsystemet. En del av dette vil være økt fokus på monitorering og verifisering av faktisk leveranse av system- og balansetjenester fra aktørene.

8 8 Videre effektivisering og verdiskapning (5): Tiltak for en bedre kapasitetsutnyttelse i energimarkedene Fokus til nå har i stor grad vært å sikre effektiv markedsintegrasjon for døgnmarkedet (spothandel) over utenlandsforbindelser. Men det er også betydelig samfunnsøkonomisk gevinst med fleksible ordninger for intra-dag handel (Elbas), å ta hensyn til elektriske tap på forbindelser i markedsklareringen samt mulighet til å gi økt rampingvolum til de forbindelser der prisdifferansene er størst. Kapasitetsallokering ut fra hva som gir best lønnsomhet av reserver (system- og balansetjenester) eller spothandel er noe som Statnett vil arbeide for. Eksempelvis vil deler av kapasiteten på den nye Skagerrak 4 (i drift i 2014) være allokert til automatiske reserver, noe som er klart samfunnsøkonomisk lønnsomt for Norge. Forbruk og smart grid vil bidra med økt fleksibilitet Hovedsakelig i energimarkedet, men på sikt også for systemdriften Fleksibilitet vil kunne bli et knapt gode i fremtidens kraftsystem. Det er derfor gunstig at forbruk i økende grad bidrar med fleksibilitet, blant annet ved at forbruk responderer på pris for å øke effektiviteten i kraftmarkedet. Smart grid er et vidt begrep, men innebærer blant annet et mer automatisert kraftsystem som tettere knytter sammen produksjon, forbruk og nett styringsog kontrollmessig. Innføring av avanserte måle- og styringssystemer (AMS, for alle i Norge fra 2017) er en viktig forutsetning for smart grid utviklingen. En sentral del av smart grid-konseptet er at forbrukerne i større grad responderer på markedspriser, eller på styringssignaler fra systemansvarlig eller regionalt nettselskap. Variasjon i kraftpriser eller behov for regulering fra systemansvarlig, for å håndtere flaskehalser i nettet, vil kunne møtes av mer fleksible forbrukere. Forbruk vil da kunne flyttes til andre tider av døgnet, og gi en reduksjon av topplast og bedret systemdrift. Tilsvarende kan utforming av tariffer og avregning med finere tidsoppløsning gi reelle insentiv til å flytte produksjon og forbruk. Det viktige for systemansvarlig er at den økte forbrukerfleksibiliteten synliggjøres i markedene primært i energimarkedene, og på sikt også i løsninger for system- og balansetjenester. Økt forbrukerfleksibilitet i Elspot er ønsket, og er det som lettest kan implementeres. Det er strenge krav til volum, responstid og kontroll for å være reserve for systemansvarlig, og for store deler av forbruket vil implementering av slike løsninger ligge et stykke frem i tid. Industrien er allerede

9 Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Kap X 9 en viktig del av reservemarkedene, og vil også være det fremover. Smart grid-løsninger på distribusjonsnivå (gjerne ved hjelp av såkalte aggregatorer) kan ha positive konsekvenser for systemansvarlig. Aggregering av mindre produksjon og forbruk kan redusere prognosefeil og til en viss grad redusere behovet for system- og balansetjenester. Implementering av tiltaksporteføljen betinger internasjonale løsninger og beslutninger Bedret frekvenskvalitet kan kun oppnås gjennom samarbeid med de andre landene i det nordiske synkronsystemet. Løsningene må være forenlige og kompatible med internasjonale løsninger, samtidig som de ivaretar særnorske systemdriftsbehov. Det vil være behov for tett samarbeid med de andre landene i det nordiske synkronområdet for å finne gode løsninger for flytendringer på likestrømsforbindelser ut av området. Løsningene knyttet til både energimarkedene og til system- og balansetjenester betinger internasjonalt samarbeid, noe Statnett vektlegger innen ENTSO-E (The European Network of Transmission System Operators for Electricity). Implementering av tiltaksporteføljen vil ta tid. Det er mange aktører som er involvert, og mange styrings- og IKT-systemer hos både aktørene og systemansvarlig må utvikles og testes grundig. Tett aktørdialog er viktig. Prioritert område Besluttet Anbefalt Under vurdering (1) Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere fremtidige driftsutfordringer Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) 2012 EU Network Codes sikre norske interesser og forberede implementering (2) Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen Krav til kvartervise produksjonsplaner (fra 2013) Endret utforming av rampingbegrensninger for å spre lastflytendringene over en større del av timen Finere tidsoppløsning (både i energi- og balansemarkedene) for å sikre bedre samsvar mellom produksjon, forbruk og utveksling (3) Effektivt håndtere ubalanser i driftsfasen Innføring av automatiske sekundærreserver LFC (fra 2012) Ordninger for å sikre volum av nedreguleringsreserver Sikre oppreguleringsressurser en større del av året Nye volumkrav og responstider for automatiske reserver i Norden Primærreserver fra uregulerbar kraftproduksjon (4) Økt compliance/etterlevelse og økt sanntidskontroll/ automatisering Monitorering og verifisering av leveranser av system- og balansetjenester Handelsavtaler som hensyntar systemdriftsutfordringer Mer effektive løsninger i kommunikasjon og krav mellom TSO og aktører (både produksjon og forbruk) Mer effektive løsninger i TSOsystemene, og mer effektiv kommunikasjon mellom TSOer (5) Videre effektivisering og verdiskapning Prioritert ramping og kapasitet til kabler basert på prisforskjeller for å sikre mer optimal fordeling Kapasitetsallokering ut fra hva som gir best lønnsomhet av reserver eller spotkapasitet Ta hensyn til tapskostnader i markedsalgoritmen for likestrømsforbindelser Mulighet for både salg og kjøp av system- og balansetjenester på utenlandsforbindelser Flytbasert markedsløsning for å sikre mer optimal utnyttelse av nettkapasitet Koordinert/samlet kapasitetsauksjon for alle typer reserver tabell 0.2: prioriterte områder og status for tilhørende tiltak

10 10 Innhold Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Sammendrag 4 1 Statnett som systemansvarlig oppdrag og rolle Kraftsystemet trenger en koordinerende enhet en systemansvarlig Systemansvarligs hovedoppgave er balansering og driftssikkerhet Forsyningssikkerhet, driftssikkerhet og leveringskvalitet Statnetts driftspolicy er en konkretisering av driftssikkerhetskravene 14 Del A Nå-situasjon og utviklingstrekk 2 Markedsorientering og -integrasjon har endret kraftsystemene de siste tiårene Liberalisering og utviklingen mot et nordisk kraftmarked Europeisk samarbeid klimapolitikk, markedsintegrasjon og regelutvikling Produksjonstypene i Norden utfyller hverandre, og er en driver for handel Forbruket har tydelig døgn- og årsprofil, og er på kort sikt lite prisfølsomt Lite nytt sentralnett de siste tiårene, men flere nye utenlandsforbindelser er idriftsatt Økt markedsintegrasjon og økt handel gir større og hyppige flytendringer 22 3 Dagens systemdrift opplever svekket frekvenskvalitet og økt risiko for avbrudd, men bedret spenningskvalitet Frekvenskvaliteten er svekket de senere årene Leveringskvalitet viser fallende antall avbrudd, men økt risiko for utfall Spenningskvalitet bedret grunnet store investeringer i reaktiv kompensering Systemdriften over året 27 4 Velfungerende energimarkeder fundamentalt for balanseringen av kraftsystemet Budområdeinndeling og kapasitetsfastsettelse Handelsplassene før driftstimen balanserer aktørenes posisjoner Utveksling over likestrømsforbindelser er en integrert del av markedsklareringen av energimarkedene Systemansvarlig sikrer reserver før driftstimen 33

11 Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Innhold 11 5 Dagens ordninger for systemdriften Automatiske og manuelle reserver Andre systemtjenester Andre ordninger for systemdriften Krav til tilknytning og deltakelse i kraftsystemet Anskaffelse av systemdriftstjenester Samspill mellom de ulike tjenestene Kostnadsutvikling og finansiering av system- og balansetjenester 44 6 Fremtidens kraftsystem vil kreve mer av systemdriften og systemdriften vil kreve mer av aktørene Europeisk regelverk får betydning for både energimarkedene og systemdriften Økt fornybar kraftproduksjon og økt utenlandskapasitet fra Norge/ Norden gir systemdriftsutfordringer i kvadrat Innenlandsk nettutvikling bedrer situasjonen for systemdriften men driftssikkerheten i ombyggingsfasen vil bli svekket Forbruksutvikling Smart grid, AMS og økt fleksibilitet Økte krav til etterlevelse, økt formalisering og økt automatisering 52 Del B Prioriteringer og posisjoner 7 Prioriteringer og posisjoner for videreutvikling av systemdriften Prioriterte områder for systemdriften Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere fremtidens driftsutfordringer Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen Effektiv håndtering av ubalanser i driftsfasen Økte krav til etterlevelse og økt sanntidskontroll/automatisering Effektivisering og verdiskapning ved handel Implementeringen av de fleste tiltakene krever internasjonale forhandlinger og beslutninger 63

12 12

13 Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Kap Statnett som systemansvarlig oppdrag og rolle 1.1. Kraftsystemet trenger en koordinerende enhet en systemansvarlig Kraftsystemet er en av de viktigste infrastrukturene i samfunnet. Uten elektrisitet vil ikke de dagligdagse gjøremålene som å trakte kaffe, dusje i varmt vann, skru på lyset, betale med bankkort eller lage varme måltider kunne utføres. Den elektrisitet som benyttes i hus og bygninger har ofte blitt produsert langt unna der den forbrukes, og er transportert over lange strekninger. Kraftmarkedet består av mange aktører, fra store vannkraftanlegg på produksjonssiden til enkelthusstander på forbrukssiden. Elektrisitet er en ekstrem ferskvare, som må produseres i samme øyeblikk som den forbrukes dette omtales som momentan balanse. Som en følge av denne fysiske egenskapen, i kombinasjon med at forbrukerne skrur av og på elektriske apparater uten koordinering med produsentene, er det behov for en sentral koordinerende enhet i kraftsystemet som sørger for at kraftproduksjon og -forbruk til enhver tid er i balanse. I Norge er oppgaven som systemansvarlig tildelt Statnett. Den kontinuerlige balanseringen er avgjørende for driftssikkerheten i systemet. I den kontinuerlige driften sørger Statnett for at det til enhver tid gjennom hele døgnet og året er balanse mellom produksjon og forbruk av elektrisitet, og at dette vil opprettholdes selv om en feil inntreffer. Ved en ubalanse er det systemansvarligs oppgave å sørge for at balansen gjenopprettes, enten ved å justere produksjonen, forbruket eller utvekslingen mot utlandet Systemansvarligs hovedoppgave er balansering og driftssikkerhet Statnett SF eies av den norske stat ved Olje- og energidepartementet (OED). OED legger til rette for en samordnet og helhetlig energipolitikk. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) er fagdirektoratet for energi- og vassdragsforvaltningen i Norge, og konsesjons- og kontrollmyndighet for Statnett. Statnetts systemansvar er regulert av forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (FoS), som er en av forskriftene under Energiloven. Formålet med FoS er å «legge til rette for et effektivt kraftmarked og en tilfredsstillende leveringskvalitet i kraftsystemet. Forskriften skal sikre at systemansvaret utøves på en samfunnsmessig rasjonell måte, herunder skal det tas hensyn til allmenne og private interesser som blir berørt». Oppdraget for Statnett som systemansvarlig er tydeliggjort i Forskrift om systemansvar, hvor ansvaret blant annet er formulert som: Sørge for frekvensreguleringen og sikre momentan balanse i kraftsystemet til enhver tid. Utvikle markedsløsninger som bidrar til å sikre en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet. Samordne og følge opp konsesjonærer og sluttbrukeres disposisjoner med sikte på å oppnå tilfredsstillende leveringskvalitet og en effektiv utnyttelse av kraftsystemet Forsyningssikkerhet, driftssikkerhet og leveringskvalitet Det fysiske kraftsystemet strekker seg over store geografiske områder og med mange aktører. Samfunnet er avhengig av en sikker kraftforsyning, og det stilles stadig større krav til systemet. Et robust kraftsystem betinger tilstrekkelig produksjonskapasitet (energi og effekt) slik at det er en balanse mellom produksjon og forbruk, tilstrekkelig fleksibilitet til å håndtere situasjoner med ressursknapphet samt tilstrekkelig driftssikkerhet og leveringskvalitet. For å kunne sette fornuftige krav og kommunisere om kvaliteten på kraftforsyningen, er det nødvendig med begrepsavklaringer. Forsyningssikkerhet, driftssikkerhet og leveringskvalitet er sentrale begreper, og nært knyttet til systemansvarligs oppgave: Forsyningssikkerhet: Et kraftsystems evne til å levere kraft til sluttbruker med gitt kvalitet (på en bærekraftig måte) til enhver tid. Driftssikkerhet: Et kraftsystems evne til å motstå enhver hendelse i form av utfall av komponenter i systemet Leveringskvalitet: Leveringskvalitet er definert i NVEs forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet. I forskriften er leveringskvalitet beskrevet som et sam-

14 14 lebegrep som omfatter pålitelig levering, spenningskvalitet og ikke tekniske elementer som kundeservice og informasjon. Begrepet forsyningssikkerhet er et begrep som beskriver kraftsystemets/-markedets evne til å sørge for pålitelig leveranse av elektrisitet til enhver tid til alle forbrukere. Forsyningssikkerhet er nært knyttet til evnen til å håndtere knapphet i produksjonsapparatet sett i sammenheng med forbruk og utvekslings-/importmuligheter. Forsyningssikkerhet inkluderer både energiog effektbalanse. Tidshorisonten kan være langsiktig. Driftssikkerhet har fokus på å takle forutsette og uforutsette hendelser og opprettholde en sikker kraftforsyning. Tidshorisonten er driftsøyeblikket. For vurdering av driftssikkerhet benyttes N-1-kriteriet. Dette innebærer at man planlegger driften av kraftsystemet slik at det skal kunne tåle utfall av en hvilken som helst komponent uten at det fører til tap av kraftforsyningen eller overskridelse av kvalitetsgrenser. Statnett har som mål å drifte ledninger og anlegg slik at forbrukerne ikke skal merke det dersom det oppstår en feil i ett anlegg. Leveringskvalitet er et samlebegrep for leveringspålitelighet og spenningskvalitet. Leveringspålitelighet beskriver kraftsystemets evne til å levere elektrisk energi til sluttbruker, og er knyttet til hyppighet og varighet av avbrudd i forsyningen. Spenningskvalitet beskriver kvaliteten på spenningen i henhold til gitte kriterier, og beskriver dermed anvendeligheten av elektrisiteten når det ikke er avbrudd. Det er sammenheng mellom de nevnte begrepene, Energi Effekt Knapphet Evne til å håndtere energiknapphet Eks. tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner Evne til å håndtere topplast (både i produksjonsapparatet og i nett) Eks. regulerkraft, drift med redusert driftssikkerhet Feilhendelse Evne til å håndtere langvarige avbrudd på komponenter Eks. anleggsforvaltning, reservekomponenter og beredskap Evne til å håndtere feil/utfall (små/korte/ store) og strukturelle ubalanser/avvik Eks. reserver, systemog balansetjenester for eksempel vil en dårlig driftssikkerhet gå ut over muligheten til å oppnå en god forsyningssikkerhet. Kraftsystemenes oppbygning har betydning for kravene som stilles og den driftssikkerhet som oppnås. Norge har for eksempel et relativt svakt utbygd nett sammenlignet med andre systemer, men på den andre side er produksjonen mer distribuert. Distribuert produksjon reduserer faren for mørklegging av store områder og vil bidra til at gjenoppbygging etter en feil kan skje raskere. Andre systemer kan ha en stor del av kraftproduksjonen konsentrert på ett sted og større grad av parallellføring av sentrale overføringslinjer. Dette øker sårbarheten for store mørklegginger. I systemdriften, og i denne rapporten, vil frekvenskvalitet, brudd på N-1-kriteriet og spenningskvalitet bli anvendt som indikatorer på tilstanden for systemdriften Statnetts driftspolicy er en konkretisering av driftssikkerhetskravene Statnett har gjennom lengre tid hatt en etablert driftspolicy som definerer de krav som stilles til driftssikkerheten. Våren 2010 ble Statnetts driftspolicy endret, og denne ligger nå til grunn for systemdriftens løpende vurderinger. Hovedprinsippet i Statnetts driftspolicy er at nettet driftes etter N-1-kriteriet. Med intakt nett praktiseres det driftsituasjoner som kan gi utfall på maksimalt 200 MW forbruk med varighet på maksimalt 1 time. En slik effektmengde tilsvarer vinterforbruk i byer som Kristiansand, Fredrikstad, Tromsø eller Drammen. I perioder med planlagt vedlikehold tillates høyere risikoeksponering, maksimalt 500 MW med varighet opptil 2 timer. Det må til enhver tid overvåkes at ingen enkelthendelser av feil vil kunne føre til manglende elektrisitetsforsyning utover dette. Innstrammingen i driftspolicyen fra 2010 har konsekvenser for driften, blant annet økt bruk av spesialregulering for å sikre at revidert driftspolicy overholdes. Statnett beskriver i faste rapporter driften av områder med redusert forsyningssikkerhet. I flere områder vil det ikke være mulig å overholde driftspolicy i alle timer med dagens nett, for eksempel Stavanger, Bergen og Nord-Norge nord for Ofoten. Nødvendige linjer for å opprettholde driftspolicy er konsesjonssøkt/meldt. Dette vil bli nærmere beskrevet i kapittel 6. figur 1.1: dimensjoner i forsynings- og driftssikkerhet

15 Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Kap Markedsorientering ogintegrasjon har endret kraftsystemene de siste tiårene Utnyttelsen av kraftsystemet har økt betydelig de siste tiårene som et resultat av markedsorienteringen og integrasjon av det nordiske kraftsystemet/-markedet, samtidig som det har vært små investeringer i ny nettkapasitet. Flere forbindelser ut av Norden har ført til en tettere sammenkobling med Europa. Dette har bidratt til bedre ressursutnyttelse, men har samtidig gjort systemdriften mer krevende. Dette kapittelet vil kort ta for seg viktige utviklingstrekk i kraftsystemet, med fokus på endringer med betydning for systemdriften Liberalisering og utviklingen mot et nordisk kraftmarked For omkring 40 år siden startet arbeidet med et nasjonalt samarbeid om produksjon, utveksling og samkjøring i det norske kraftsystemet. Fra å bestå av selvforsynte delområder med sentralt fastsatt elektrisitetspris (før dereguleringen), er Norge nå integrert i et kraftmarked hvor prissignaler fra kontinentet spiller inn på disponeringen av norske ressurser. Grunnlaget for et nasjonalt samarbeid om produksjon, utveksling og samkjøring i kraftsystemet ble lagt ved at regionale kraftsystemer ble knyttet sammen. I tørre sesonger kunne regioner sikre seg ressurser fra andre områder. Tilsvarende kunne regioner med fare for overløp utveksle kraft med andre regioner med plass i magasinene. Etableringen av Samkjøringen Norge i 1971 organiserte denne utvekslingen og innebar at ressursene ble utnyttet mer optimalt over større områder og etter hvert også over landegrensene. Samkjøringen systematiserte denne utvekslingen ved å etablere en kraftbørs for tilfeldig kraft. I Energiloven fra 1990 var målet effektivisering av kraftsystemet: «.. mer rasjonell drift og fleksibel kraftsystemutnyttelse». Produksjon og nett ble splittet, og Samkjøringen Norge ble en del av Statnett (1993), som var nettdelen av tidligere Statskraftsverkene. Markedet ble videreutviklet, og ble sett på som det viktigste middelet for bedre utnyttelse av kraftsystemet. I kjølvannet av denne utviklingen ble Statnett Marked i 1996 skilt ut og kraftbørsen Nord Pool ble etablert. det nordiske synkronsystemet Et synkronsystem er et geografisk område som er elektrisk sammenkoplet (har samme frekvens), hvor kraften følger minste motstands vei, uavhengig av landegrenser. Det nordiske kraftmarkedet består av Norge, Sverige, Finland og Danmark. Det nordiske synkronsystemet består av Norge, Sverige, Finland og Øst-Danmark (Sjælland), da Vest-Danmark (Jylland og Fyn) henger elektrisk (frekvens) sammen med kontinentet. figur 2.1: det nordiske synkronsystemet

16 16 Sentrale milepæler for utviklingen av kraftmarkedet og for systemdriften / Samkjøringen av kraftverkene i Norge opprettet Skagerrak 1 og 2 mellom Norge og Vest-Danmark idriftsettes (500 MW) 132 kv forbindelse fra Norge (Varangerbotn) til Finland Norge får ett sammenhengende nett kobles sammen i Salten Energiloven vedtatt skille mellom marked og nett. Punkttariffen utarbeidet Statkraftverkene deles Statnett og Statkraft opprettes Samkjøringen blir del av Statnett. Statnett Marked AS opprettes som datterselskap av Statnett og får ansvaret for den norske kraftbørsen. Skillet mellom kraftpris og nettleie innføres. Skagerrak 3 samlet kapasiteten 940 MW Baltic Cable mellom Sverige og Tyskland (600 MW) Etablering av Statnett Markeds finansielle marked Kontek Øst-Danmark og Tyskland (600MW) Norge og Sverige etablerer felles marked for kraft, Statnett Marked AS blir Nord Pool Spot ASA. Statnett og Svenska Kraftnät eier 50 prosent hver av elbørsen Vest-Danmark blir en del av det nordiske kraftmarkedet. European Transmission System Operators (ETSO) etablert. Elbas lanseres for Sverige og Finland. SwePol mellom Sverige og Polen (600 MW) Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) etablert. Øst-Danmark blir en del av det nordiske kraftmarkedet. Nordel blir et organ eksklusivt for de nordiske TSOene. Første Nordiske systemdriftsavtale trer i kraft. Åpen tilgang til Skagerak-kablene for aktørene i kraftmarkedet KILE-ordningen innføres. Stortingert vedtar Statnetts oppgaver som systemansvarlig nettselskap. Felles nordisk regulerkraftliste. Statnett og Svenska Kraftnät har ansvaret for balansereguleringen i Norden. Europeisk ordning for kompensasjon for transitt etablert (men fortsatt grensetariffer). Alle nordiske TSOer deleier i Nord Pool. EUs andre energimarkedspakke vedtas Elbas innført i Øst-Danmark. Grensetariffene fjernes i Europa. Norge med i europeisk ordning for kompensasjon av transitt. Alle forbrukere over kwh skal ha timesmålere Energiopsjoner i forbruk innføres, samt to reservekraftverk i Midt-Norge besluttes (kapasitet på 150 MW hver) Estlink 1 mellom Finland og Estland (350 MW). EU med bindende retningslinjer for flaskehalshåndtering. Elbas innføres i Vest-Danmark Innføring av marked for frekvensstyrte reserver NorNed (700 MW) settes i drift 2009 Elbas innføres i Norge. Reservekraftverkene i Midt-Norge idriftsatt. EUs 3. energimarkedspakke vedtas, ENTSO-E etableres og Nordel legges ned Endringen i energiloven med tilknytningsplikt (plikt til å tilknytte nye anlegg for produksjon og forbruk) Storebæltforbindelsen mellom Vest-Danmark og Øst-Danmark (600 MW). EU vedtar bindende retningslinjer for transittkompensasjon. Europeisk regulatorbyrå ACER etableres 2011 Beslutter innføring av avanserte målere (AMS) før 2016 skal 80 % ha avanserte målere. Endelig konsesjon for 420 kv forbindelsene Sima-Samnanger og Ørskog-Fardal Innføring av prisområder i Sverige 2012 Etablering av felles norsk-svensk elsertifikatmarked De nordiske TSOene beslutter innføring av automatisk sekundærregulering (LFC) fra 2013 Fargeforklaring: Norge Internasjonalt/ Norden/Europa

17 Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Kap 2 17 Nordisk kraftsamarbeid 53% finske stat 47% andre eiere Nordisk ministerråd Elmarkedsgruppen Kraftbørs TSO Regulator/ Konsesjonsgiver Eier figur 2.2: nordisk kraftsamarbeid Samtidig som det regionale og nasjonale elektrisitetsnettet ble utviklet, ble også de første utenlandsforbindelsene bygget. Den aller første ble bygget i 1960, og gikk fra Sør-Trøndelag til Sverige. figur 2.3: entso-e Senere ble det bygget overføringslinjer til Finland og sjøkabler til Danmark (1976). De øvrige nordiske landene bygget tilsvarende forbindelser seg imellom, og det nordiske kraftsystemet ble stadig mer sammenkoblet. Den elektriske sammenkoblingen mellom Norge, Sverige, Finland og Øst-Danmark (Sjælland) danner basis for det nordiske synkronsystemet, illustrert i figur 2.1. Dette innebærer at hele området har samme frekvens. Det nordiske synkronsystemet sammen med Vest-Danmark (Jylland og Fyn, som er koplet til det kontinentale frekvensområdet) utgjør det nordiske kraftsystemet. Vest-Danmark er elektrisk koblet til det nordiske synkronsystemet via likestrømforbindelser til Norge, Sverige og Øst-Danmark. Ansvaret for balanseringen og driftssikkerheten i det nordiske kraftsystemet er gitt de nasjonale systemansvarlige nettselskapene; transmisjonssystemoperatørene (Transmission System Operator TSO). Statnett er Norges TSO, og samarbeider tett med de øvrige nordiske og europeiske TSOene. I det nordiske synkronsystemet er det Statnett og Svenska Kraftnät, som sammen representerer 75 prosent av forbruket i Norden, som har oppdraget med å holde frekvensen innenfor fastlagte grenser.

18 18 Handelen i det nordiske kraftsystemet foregår i all hovedsak på den nordiske kraftbørsen Nord Pool Spot. Nord Pool Spot har konsesjon, i Norge gitt av Olje og Energidepartementet, til å forestå krafthandel med andre land. Ansvaret for de nasjonale delsystemene, og den fysiske utvekslingen mellom landene, ligger hos respektive lands systemansvarlig. For å ivareta og styrke samarbeidet i det nordiske kraftmarkedet og -systemet er det i Nordisk ministerråd etablert en egen Elmarkedsgruppe. De nordiske regulatorer har samarbeidsorganisasjonen Nordic Energy Regulators (NordReg). De nordiske TSOer samarbeider på flere områder i egne regional grupper i den europeiske TSO-organisasjonen ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators). På driftssiden foregår arbeidet innenfor ENTSO-E Regional Group Nordic (RGN), mens det innenfor markedsområdet foregår i markedsgruppen ENTSO-E MSG (Market Steering Group). Arbeidet i ENTSO-E har erstattet det som tidligere het Nordel. De nordiske TSOene er statlig eid, med unntak av den finske TSOen Fingrid, som er deleid av finske selskaper. Driftstekniske forhold i samarbeidet mellom de nordiske TSOene er regulert av Nordisk systemdriftsavtale fra I forlengelsen av markedsintegrering av energihandel mellom land i Norden har det også blitt utviklet handel med systemog balansetjenester. For eksempel har etableringen av et felles regulerkraftmarked, fra 2002, bidratt til økt nordisk handel. Siden etablering av den nordiske systemdriftsavtalen i 2000 har det skjedd mange markedsmessige og strukturelle endringer som har fått stor innflytelse på systemdriften. Det er derfor i Norden i dag et stort behov for videreutvikling av eksisterende krav og etterlevelse av krav samt etablering av nye tjenester, som nærmere omtalt i kapittel 6 og 7. kraftproduksjon 2011 Vannkraft Kjernekraft Annen termisk kraftproduksjon Vindkraft Danmark Finland Norge Sverige Vindkraft Øvrig varmekraft Kjernekraft Samlet Vannkraft kraftproduksjon 2011 [twh] foreløpige tall 2011 Danmark Finland Norge Sverige Samlet Vannkraft 12,3 122,1 65,8 200,2 Kjernekraft 22, ,3 Hovedflaskehals Øvrig varmekraft 28,8 35,5 3,4 16,6 84,3 Vindkraft 7,8 0,5 1,3 6,1 15,7 Produksjon 36,6 70,6 126,8 146,5 380,5 Forbruk 35,5 81,9 123,1 139,2 379,7 figur 2.4: produksjonslokalisering av ulike energikilder i norden

19 Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Kap Europeisk samarbeid klimapolitikk, markedsintegrasjon og regelutvikling Det har det siste tiåret blitt et stadig sterkere europeisk energisamarbeid, hvor EU spiller den sentrale rollen. Spesielt viktig er EUs klimapolitikk og EUs ambisjon om å skape et felles indre marked. EUs klimapolitikk, ofte omtalt som fornybardirektivet, bygger på en ambisjon om 20 prosent reduksjon i klimagasser, 20 prosent kraftproduksjon fra fornybar kraft samt 20 prosent økt energieffektivisering realisert i Dette har innen EU gitt, og vil fremover gi, store investeringer i ny fornybar kraftproduksjon, spesielt vindkraft, solkraft etc. Dette er til stor del uregulerbar og uforutsigbar kraftproduksjon, noe som gir økt etterspørsel etter fleksibilitet i det europeiske kraftsystemet. Alle landene i EU skal utarbeide nasjonale allokeringsplaner som beskriver hvordan de tar sikte på å oppfylle de nasjonale kravene som følger av fornybardirektivet. EUs viktigste mål for energisektoren er å skape et felles, indre marked for energi. Formålet er å oppnå konkurranseevne og effektivitet. For å nå dette, er det i EU vedtatt den tredje energimarkedspakken for elektrisitet og gass. Regelverket trådte i kraft 3. mars 2011 i EU. De foregående energimarkedspakkene (1 og 2) ble begge tatt inn i EØS-avtalen uten større EØS-tilpasninger. For elektrisitet vil den tredje energimarkedspakken ved innføring i norsk lovgivning innebære endringer i energiloven, energilovforskriften og i enkelte av NVEs forskrifter. Den tredje energimarkedspakken innebar også opprettelse av nye organer (ENTSO-E 1 og ACER), samt innføring av nye virkemidler for europeisk regelverksutforming, såkalte Network Codes. Den tredje energimarkedspakken etablerer gjennom regulerbar kraftproduksjon Regulerbar kraftproduksjon er produksjon som aktivt og forutsigbart kan reguleres opp eller ned. Ved å ta utgangspunkt i vannkraft vil magasinkraftverk være et eksempel på regulerbar kraftproduksjon, mens en turbin installert i en elv uten inntaksmagasin vil være prisgitt vannføringen i elven. Et annet eksempel er kraftproduksjon fra vindkraft. Det er ikke mulig å styre når og hvor det blåser, og det vanskelig å forutsi om det kommer til å blåse, og med hvilken hastighet vinden vil blåse. Elvekraft og vindkraft kan imidlertid reguleres ned ved å la vann renne forbi eller stoppe vindmøllene, men produksjonen kan ikke lagres til senere slik som for magasinkraftverkene. forordningen for grensehandel et samarbeid mellom TSOer. ENTSO-E består i dag av 42 TSOer fra 34 land, og har vært operativ siden 2009 (interimsfase frem til mars 2011). ENTSO-E har en viktig rolle i utforming av Network Codes, i utarbeidelsen av en europeisk nettutviklingsplan (Ten Year Network Development Plan, TYNDP) og er sentral aktør i utarbeidelsen av europeiske posisjoner. Statnett har vært medlem fra starten av, som såkalt Founding Member. Dette er et fullverdig medlemskap helt på linje med TSOer fra EU land med full stemmerett og deltakelse i alle fora. Det overnasjonale organet Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) er et nytt EU-byrå. Dette er et samarbeidsorgan for energiregulatorene på EUnivå. ACER erstatter det tidligere rådgivende organet European Regulators Group for Electricity and Gas (ERGEG). Bakgrunnen for ACER er at de enkelte regulatorer hver for seg ikke har tilstrekkelig myndighet i enkelte spørsmål. Etter Kommisjonens syn forelå det et regulatorisk hull ( gap ) i spørsmål om bl.a. MW Euro/MWh Uke Høylast Uke Høylast Natt Natt Gjennomsnitt-uke figur 2.5: typisk produksjonsmønster (vannkraftproduksjon) og tilhørende gjennomsnittlig prisvariasjon over året i norge. simulerte verdier for Samt korresponderende ENTSO-G for gass.