Halvårsrapport fra Landssentralen 2/212 Dok.id.:1758273 Side 1
Innhold Sammendrag fra driften... 3 Energisituasjonen... 4 Handelsgrenser og flaskehalshåndtering... 5 Forsyningssikkerhet... 9 Frekvenskvalitet... 9 Spenningskvalitet... 1 Annet... 11 Halvårsrapporten fra Landssentralen presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften. Denne erstatter de tidligere utgitte tertialrapportene. For begreper, definisjoner og informasjon tilknyttet de ulike temaene, se https://www.statnett.no/no/kraftsystemet/ Tom Tellefsen Direktør Systemdrift og -analyse Dok.id.:1758273 Side 2
GWh Sammendrag fra driften I likhet med første halvår har systemdriften vært preget av høy produksjon og høy eksport til utlandet. I 2. halvår har det vært 9,3 TWh samlet eksport og kun 1,4 TWh import. I uke 33 ble det satt rekord med netto eksport på 655 GWh/uke. Eksport-dominansen gjelder spesielt HVDC-forbindelsene NorNed og Skagerrak og i noe mindre grad Hasle. Det har også vært eksport på forbindelsene ut fra Midt- og Nord-Norge. Kuldeperioden i begynnelsen av desember førte til høyt forbruk og høy produksjon. Den 5. desember ble det målt 23 443 MWh/h forbruk i time 9, høyest i 212, og 25 652 MWh/h produksjon i time 18. 3 5 2 5 Forbruk Produksjon Utveksling 1 5 5-5 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Figur 1: Forbruk, produksjon og utveksling for Norge i andre halvår 212. Den 3. desember ble for første gang FRR(Frequency Restoration Reserves) aktivert i Norge og Norden. FRR er automatiske reserver som aktiveres for å bringe frekvensen tilbake til 5, Hz ved endringer i produksjon eller forbruk. Dette er innført som et bidrag til å forbedre den nordiske frekvenskvaliteten og fra februar 213 bidrar også de øvrige nordiske land med FRR. I 2. halvår var det noen større driftsforstyrrelser som førte til bortfall av forbruk eller lavere forsyningssikkerhet. De viktigste hendelsene er: Feil på T1 i Kristiansand 2. august medførte ensidig forsyning til Kristiansand med behov for oppregulering for å unngå underskudd. T1 ble koblet inn igjen 3. august. Feil på Haugen - Sykkylven 14. september medførte separatområde mellom Åskåra og Haugen i ca. en time, samt kortvarig utfall av ca. 14 MW forbruk. Før linjen ble innkoblet 18. september var det behov for nedregulering grunnet mye nedbør og høy produksjon i området. Utfall av Vietas-Porjus (Sverige) 6.september medførte separatområde nord for Ofoten og deler av Nord-Sverige som følge av systemverninngrep. Området ble koblet til resten av nettet etter en time og ingen sluttbrukere ble berørt. Utfall av T1 og T2 på Viklandet(Sunndalsøra) 13. november ga mørklegging av Hydro ASU. Ca. 55 MW last var ute i 45 minutter. Også 65 MW ordinært forbruk var ute i 1 minutter. I forbindelse med arbeid i Rød transformatorstasjon 19. november oppsto en driftsforstyrrelse som ga utløsning av alle avganger på 42 kv og 3 kv. Feilen førte til utfall av både industriforbruk og produksjon som kunne koble seg inn igjen etter ca. 35 minutter. Rød T4 (3/42 kv) var utkoblet frem til 25. januar. 3. november var forsyningen til Sunndalsøra, 15 MW, ute i ca. 1 minutter grunnet samleskinnefeil i Aura. Hydro ASU måtte kjøre ned alt forbruk i 45 minutter på grunn av problemer med renseanlegg og vanntilførsel. Uke Dok.id.:1758273 Side 3
[%] TWh Storm 14. og 15. desember medførte mastehavari på linjene Saurdal-Sauda og Førre-Lyse. Disse ble koblet inn i løpet av januar. Under stormen var det også kortvarige utfall av linjene mellom Blåfalli og Husnes som førte til to tilfeller med bortfall av industriforbruket på Husnes, 17 MW. Energisituasjonen Kraftsituasjonen i Norge var god gjennom hele 2. halvår 212. Den hydrologiske balansen 1 lå over normalen store deler av perioden men endte 3 TWh under normalen på grunn av en kald og tørr avslutning på året. Fra juli til desember har middeltemperaturen vært innenfor normalen mens det har kommet 7 TWh energi i form av nedbør, noe som er 2 TWh lavere enn normalt. De største avvikene kom i desember med månedstemperatur 2,6 under normalen og 7 % av normal månedsnedbør. Tilsiget i 2. halvår var 7 TWh, 7 TWh høyere enn perioden 1981-21 og 7 TWh mindre enn i 211. Magasinfyllingen ved inngangen til halvåret var 68 %, 1 prosentpoeng høyere enn nivået på samme tid i 211 og 2 prosentpoeng over medianen for måleserien 1993-211. Ved utgang av 212 var magasinfyllingen 7 %, som tilsvarer medianen for måleserien 1993-211. Til tross for høyt tilsig så har fyllingsgraden gått fra å ligge over til å ligge på medianen og dette skyldes hovedsakelig høy eksport. 2 212 211 21 1-1 -2-3 -4 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke Figur 2: Hydrologisk balanse i Norge for årene 21-212. 1 8 6 212 211 21 Maks 1993-212 Min 1993-212 Median 1993-212 4 2 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke Figur 3: Magasinfylling i Norge for årene 21-212. 1 Summen av snø, markvann og vann i kraftmagasinene målt mot normalsituasjonen for hver uke. Dok.id.:1758273 Side 4
Handelsgrenser og flaskehalshåndtering Elspotområder De nordiske elspotområdene har vært uendret siden 1. november 211 da Sverige ble delt inn i fire prisområder. Handelsgrenser Gjennomsnittlig tilgjengelighet for handelskorridorer med utlandet var for halvåret sett under ett over 89 % av teknisk maksimal kapasitet både for eksport og for import, 1 % lavere enn i første halvår. Det er bare de faste vedlikeholdene på NorNed og Skagerrak i september som trekker det ned. Forbindelsene til Sverige hadde vesentlig høyere tilgjengelighet enn i første halvår. NO2-NL: NorNed var utkoblet for årlig vedlikehold en uke i september. Grunnet feil i Eemshaven var det også kortvarig kapasitetsreduksjon en natt i desember. NO2-DK1: Skagerrak var ute for årlig vedlikehold to uker i september. For øvrig har det vært hyppige kapasitetsreduksjoner grunnet samleskinnejobb i Kristiansand, samt noe arbeid på dansk side. Det har ikke vært vesentlige feil på forbindelsen. NO1-SE3: Eksportkapasiteten ble redusert i juli og august under utkoblingen av Kvilldal stasjon. Den har også vært redusert grunnet ugunstig flytfordeling inn mot Oslo(fra sørvest via Telemark og nordvest via Buskerud), i forbindelse med arbeid på Oslofjordforbindelsen, grunnet feil på Rød T4 (3/42 kv) i november og høy Oslolast i desember. SvK har gjennom det meste av perioden redusert importkapasiteten på grunn av Västkustsnittet. NO2-NO5: Kapasiteten har vært null under utkobling av Mauranger-Samnanger og har vært redusert under andre utkoblinger. Har også vært redusert på grunn av flytforhold. NO2-NO1: Har vært redusert begge veier under utkobling av Kvilldal og Rød-Hasle, samt etter feilen på Rød T4. Det var flaskehals sørover en hel måned fra midten av juli og nordover mye av desember. NO5-NO1: Kapasiteten har vært null under en kort utkobling av Fardal-Aurland og redusert ved utkobling av Mauranger-Samnanger og Evanger-Samnanger. Kapasiteten har også vært redusert i perioder hvor sentralnettet på Vestlandet har vært driftet i radialer. NO3-SE2: Importkapasiteten har vært redusert med inntil 4 MW ved utkoblinger mellom Ofoten og Klæbu. NO4-SE1: Både eksport og importkapasitet har vært redusert ved utkoblinger mellom Ofoten og Klæbu, samt i Sverige sør for Ritsem. NO4-SE2: Kapasiteten, spesielt mot Norge, har vært redusert på grunn av utkoblingene mellom Ofoten og Klæbu. Handels-korridor Maks. kapasitet [MW] Tidsandel med maks. kapasitet Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] * NO1-SE3 2145 29 % 76 % 49 % 34 % NO3-SE2 6 99 % 99 % 29 % 15 % NO4-SE2 15 81 % 92 % 54 % 51 % NO4-SE1 65 7 % 84 % 4 % 2 % NO2-DK1 95 75 % 87 % 69 % 52 % NO2-NL 7 93 % 94 % 95 % 87 % NO2-NO1 26 36 % 82 % 36 % 11 % NO2-NO5 25 77 % 89 % 16 % 15 % NO5-NO1 7 71 % 95 % 57 % 23 % NO4-NO3 9 7 % 89 % 51 % 28 % Tabell 1: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 2. halvår 212, eksport. Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kapasitet i markedet [%] Dok.id.:1758273 Side 5
Handels-korridor Maks. kapasitet [MW] Tidsandel med maks. kapasitet Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] * SE3-NO1 2 95 31 % 79 % 9 % 4 % SE2-NO3 1 71 % 92 % 18 % 7 % SE2-NO4 25 81 % 94 % 8 % 6 % SE1-NO4 45 73 % 88 % 8 % 4 % DK1-NO2 1 75 % 85 % 11 % 6 % NL-NO2 7 93 % 94 % 1 % 1 % NO1-NO2 1 7 37 % 86 % 24 % 16 % NO5-NO2 3 65 % 98 % 51 % 46 % NO1-NO5 65 91 % 92 % 4 % 2 % NO3-NO4 % % - 15 % Tabell 2: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 2. halvår 212, import. Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kapasitet i markedet [%] Konsekvenser ved bortfall av overføringskapasitet Tabell 3 viser de samfunnsøkonomiske kostnadene 2 knyttet til bortfall av overføringskapasitet. Ved bortfall av overføringskapasitet menes her redusert kapasitet som følge av feil eller revisjoner på norsk og utenlandsk side. Elspotkorridorene NO1-SE3, NO2- DK1 og NO2-NL står for de klart største kostnadene og skyldes hovedsakelig revisjonsaktivitet på Rød-Hasle, samleskinne i Kristiansand og NorNed kabelen. Kostnadene for feil skyldes utfall av Rød T4 og feil på NorNed i Eemshaven. 26 27 28 29 21 211 1. halvår 212 2. halvår 212 NO1 SE3 Revisjon 25 166 9 73 112 34 92 Feil/utfall 2 1159 117 NO3 SE2 3 Revisjon 14 3 3 Feil/utfall 2 NO4 SE1 Revisjon 2 3 55 116 14 11 6 7 Feil/utfall 9 1 1 NO4 SE2 4 Revisjon 2 2 Feil/utfall NO2 DK1 Revisjon 46 25 19 2 16 27 68 Feil/utfall 417 246 474 1 3 5 NO2 NL 5 Revisjon 29 24 8 12 2 45 Feil/utfall 16 61 168 38 1 NO1 NO2 6 Revisjon 1 1 Feil/utfall 8 NO1 NO5 6 Revisjon 1 6 1 Feil/utfall NO2 NO5 6 Revisjon 17 2 2 Feil/utfall NO4 NO3 3 Revisjon 9 2 4 6 Feil/utfall Sum 455 462 1777 338 311 224 8 242 Tabell 3: Samfunnsøkonomiske kostnader ved bortfall av overføringskapasitet(mnok). 2 Kapasitetsreduksjon * prisforskjell (mellom områdene). 3 Til og med 3. tertial 29 ble NO4-SE og NO3-SE rapportert som én forbindelse. 4 Til og med 211 ble NO4-SE1 og NO4-SE2 rapportert som én forbindelse. 5 NorNed ble satt i drift i 28. 6 Sør-Norge ble delt i tre prisområder i 21. Dok.id.:1758273 Side 6
Timer 9 8 7 6 5 4 3 2 1 NO1-SE3 NO2-DK1 NO1-NO2 NO4-SE1 NO4-SE2 NO4-NO3 NO2-NL NO5-NO2NO5-NO1 Fra-Til Figur 4: Antall timer flaskehals ved bortfall av overføringskapasitet for utvalgte elspotkorridorer. Spesialregulering Sammenlignet med første halvår er kostnad og volum for spesialregulering er betydelig høyere i denne perioden. De økte kostnadene kan hovedsakelig knyttes til revisjoner. Se Tabell 4 og Tabell 5. 27 28 29 21 211 1. halvår 212 2. halvår 212 Intakt nett, overlast 54 5 5 75 44 21 23 Intakt nett, 5 6 8 28-1 spenning Revisjoner 5 38 75 32 57 13 41 Feil/utfall 6 19 18 5 46 7 12 Annet 1 4 4 2 1 1 1 Sum 115 117 154 143 147 42 78 Tabell 4: Spesialreguleringskostnader(MNOK) per år fordelt på hovedårsakene, 27 212. 27 28 29 21 211 1. halvår 212 2. halvår 212 Nedregulering 1681 566 791 318 638 239 552 Oppregulering 398 377 399 542 381 87 155 Totalt 279 943 119 86 119 326 77 Tabell 5: Spesialreguleringsvolum(GWh) per år, 27-212. Nærmere beskrivelse av de ti mest kostnadskrevende spesialreguleringene: Haugen-Sykkylven: Feil på linjen Hugen-Sykkylven medførte ensidig forsyning fra Sognefjorden og opp til Sunnmøre. Mye vann og høy produksjon i området ga et stort nedreguleringsbehov. Linjen var ute 4 dager i september og har vært den høyeste spesialreguleringskostnaden i 2. halvår 212. Moskog stasjon: Arbeid i Moskog stasjon i september skapte en flaskehals sørover mot Sogndal med behov for nedregulering. Kristiansand T2: Revisjon av Kristiansand T2 gav ensidig forsyning til 11kV nettet mellom Kristiansand og Lyngdal, med interne flaskehalser i nettet og problemer med over-/underskudd til området. Kristiansand T2 var utkoblet en uke i juli og deretter fra slutten av oktober til begynnelsen av desember. Nedre Røssåga T1: Revisjonsarbeid på T1 i N. Røssåga gav en flaskehals ut av Nord-Norge mot Sverige med behov for nedregulering. T1 var utkoblet ca. 2 uker i slutten av september og begynnelsen av oktober. Dok.id.:1758273 Side 7
GWh MNOK Nesflaten-Sauda+Kjela Songa: Flaskehals ved intakt nett p.g.a. høy produksjon i området mellom Odda, Suldal og Haukeli. Denne flaskehalsen har oppstått jevnlig fra mars til oktober og har gitt samlet størst reguleringsvolum i 2. halvår. Hallingdalssnittet: Flaskehals ved intakt nett p.g.a. høy produksjon fra Hallingdal og nordover til Sogn. Denne flaskehalsen var begrensende i desember. Kvilldal: Arbeid i Kvilldal stasjon i august/september skapte flere flaskehalser internt i og ut av NO2. Det var særlig behov for oppregulering på Sørlandet ved høy eksport mot Danmark og Nederland. Orkdal T3: Revisjon av Orkdal T3 i november og desember lagde en flaskehals fra sentralnettet og inn til 132kV nettet mellom Sunndalsøra og Orkanger. Det var hovedsakelig behov for oppregulering grunnet lav produksjon i området. Lyngen-Ullsfjord: Revisjon av Lyngen-Ullsfjord gav en flaskehals grunnet høy produksjon fra Reisadalen og nord til Finland. Linjen var ute fra midten av september til begynnelsen av oktober. Rana-Svartisen: Revisjons på Rana-Svartisen gav en flaskehals ut av Nord-Norge mot Sverige med behov for nedregulering. Linjen var utkoblet en periode i november. 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Revisjon Intakt nett spenning Intakt nett overlast Feil/utfall Figur 5: Kostnadskrevende spesialreguleringer 2. halvår 212, fordelt på årsak og anleggsdeler. 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 Revisjon Intakt nett spenning Intakt nett overlast Feil/utfall Figur 6: Regulert volum for kostnadskrevende spesialreguleringer 2. halvår 212. Dok.id.:1758273 Side 8
Minutter Timer Forsyningssikkerhet Statistikken gjenspeiler situasjonen fra tidligere, med utfordringer knyttet til forsyningssikkerheten i flere regioner. Både Bergen/BKK-området og Nord-Norge nord for Ofoten ligger utenfor rammene for akseptabel risiko 7 i rundt 1 % av timene i perioden. For Lofoten/Vesterålen/Harstad og Sunnmøre er tilsvarende tall hhv 15 % og 25 %. Mildt vær og lav last sammen med høy produksjon har gitt et totalt antall timer med redusert forsyningssikkerhet som er lavt sammenlignet med de siste år. Registeringene for 212 viser betydelig reduksjon for flere områder sammenlignet med 21-211. Dette gjelder spesielt for Stavanger og BKK/Bergens-området. Sunnmøre har fortsatt et stort antall timer med N- drift. Tallene er omtrent som i 211. I dette området forventes det relativt kort gjenopprettingstid etter en eventuell feil i nettet. Registreringene for Nord-Norge (nord for Ofoten), Lofoten/Vesterålen/Harstad og Finnmark ligger omtrent på samme nivå som for 211. I områdene BKK/Bergen og Lofoten/Vesterålen/Harstad har planlagte utkoblinger stor andel av periodene med redusert driftssikkerhet 14 12 1 8 6 4 2 Stavanger BKK Bergen Nord-Norge Lofoten/ Vesterålen Finnmark Kristiansand Sunnmøre Intakt nett Utkoblinger Figur 7: Antall timer med redusert driftssikkerhet i utvalgte områder 2. halvår 212. Frekvenskvalitet I Norden er kravet at frekvensen skal være innenfor et bånd på 5, +/-,1 Hz. Frekvens utenfor båndet blir regnet som avvik. Målet er færre enn 1 minutter med frekvensavvik per år. For første gang siden 25 er frekvensavvikene på vei nedover, men antallet er likevel godt over måltallet. 14 12 1 8 6 4 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 Figur 8: Antall minutter med frekvensavvik. 1. halvår 212 2. halvår 212 Totalt 7 N-1: Innebærer at enhver komponent i kraftsystemet skal kunne få en feil uten at forbrukere mister strømmen. Dok.id.:1758273 Side 9
Min. Spenningskvalitet Figur 9 viser antall minutter med høy spenning for 2. halvår. Grensene for høy varsel er endret fra september og tallene er dermed ikke direkte sammenlignbare med tidligere. Spenningsoverskridelse ble tidligere registrert fra 35/425 kv, men er nå endret til 31/421 kv. For region nord blir all spenning over 42 kv regnet som overskridelse. Region sør har en nedadgående trend og det er installert nye reaktorer i Halse og Tveiten som bidrar med å senke spenningene. I region nord havarerte en fasekompensator i Balsfjord og mye av avvikene skyldes dette. 3 25 2 15 1 5 Juli August September Oktober November Desember Region Nord Region Sør Figur 9: Antall minutter spenningsoverskridelse. Dok.id.:1758273 Side 1
MNOK MW/h Annet System- og balansetjenester 26 27 28 29 21 211 1. halvår 212 2. halvår 212 Primærreserve 52 5 68 117 21 199 39 59 Sekundærreserve - - - - - - - 12 Tertiærreserve(RKOM) 49 31 34 5 79 31 46 19 Spesialregulering 138 115 117 153 145 173 46 78 Reaktiv effekt 6 6 5 13 17 7 1 2 Produksjonsflytting 8 5 1 5 19 1 4 5 kvarter Systemvern 8 1 11 4 6 4 5 Sum 261 217 245 342 467 424 136 175 Tabell 6: Sammendrag av kostnader knyttet til system- og balansetjenester(mnok). Primærreserver 3 25 2 15 1 5 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke Døgnmarkedet Ukemarkedet Figur 1: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av primærreserver per uke. 7 6 5 4 3 2 1 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke Døgnmarkedet Ukemarkedet Figur 11: Kostnad per uke for innkjøp av primærreserver. Dok.id.:1758273 Side 11
MW MW Sekundærreserver(Frequency Restoration Reserves, FRR) 6 4 2-2 -4-6 49 5 51 52 Uke Opp Ned Figur 12: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av sekundærreserver per uke. Tertiærreserver(RKOM) Fra høsten 212 ble RKOM-uke delt opp i to produkter: - Natt kl..-5. (nytt produkt fra høsten 212) - Dag kl. 5.-24. (tidligere fra 5:-23:) Sesong 29/21 21/211 211/212 212/213 Effektvolum (MW) 441 499 634 634 Tabell 7: Innkjøpt effektvolum i RKOM sesongmarkedet. 16 14 12 1 8 6 4 2 2728293313233343536373839441424344454647484955152 Uke Produksjon Forbruk Figur 13: Innkjøpt effektvolum i RKOM ukemarkedet. Kvartersflytting av produksjon 26 27 28 29 21 211 1. halvår 212 2. halvår 212 Volum (GWh) 224 29 181 258 29 233 113 115 Tabell 8: Volum av kvartersflytting av produksjon. Dok.id.:1758273 Side 12
Energiopsjoner i forbruk Sesong 26/27 27/28 28/29 29/21 21/211 211/212 212/213 Kostnad 26 24 9 19 48 35 3 (MNOK) Effektvolum 415 417 129 164 6 532 442 (MW) Energivolum 891 45 198 61 11 5 555 (GWh) Tabell 9: Kostnader og kvantum for kjøpte energiopsjoner fordelt på sesong. Produksjonstilpasning Dato Driftsstans Berørt nettområde Berørte stasjonsgrupper 6.7 Knardalstrand-Vrangfoss Eidsfoss Eidsfoss, Vrangfoss 19.7-21.7 Hylen Hylen Hylen 6.8 Nedre Vinstra 3kV ssk Vinstra Nedre Vinstra, Harpefossen 13.8-17.8 Granvin-Ulvik Ulvik Ulvik 13.8-3.8 Ringerike-Tyristrand Ringerike Kaggefoss 21.8 Røldal-Novle Røldal HER 21.8-22.8 Åsen-Oksla Odda Oksla, Tysso 22.8 Hove T1 Vik Vik 5.9 Aura-Osbu-Vågåmo Osbu Osbu 1.9-2.1 Nore1 T9 Uvdal Nore, Uvdal 13.9 Heradsbygd-Svartholtet Elverum Osa 13.9 Samnanger-Frøland Samnanger BKK 1.1-3.1 Samnanger T1 Samnanger. Kvam BKK, Bjølvo 1.1-4.1 Førre 66kV ssk Suldal Ulla-Førre 2.1-3.1 Arendal-Nelaug Åmli Agder-Syd 8.1-12-1 Nordheimsund-Øystese-Bjølvo Kvam Bjølvo 8.1-1.1 Åsen-Røldal Odda Oksla, Tysso 9.1-12.1 Øljusjøen-Hemsil1 Lærdal Borgund, Vindedal 9.1-11.1 Samnanger-Frøland Samnanger BKK 16.1-19.1 Senumstad-Lund Kristiansand Agder-Syd 16.1-17.1 Fardal-Nuken Luster, Årdal Leirdøla, Jostedal, Fortun, Tyin, Naddvik 16.1 Samnanger-Nordheimsund Kvam BKK, Bjølvo 27.1-28.1 Ballangen-Kjøpsvik Ballangen, Tysfjord Sørfjord 1.11 Ballangen-Kjøpsvik Ballangen, Tysfjord Sørfjord 7.11-9.11 Samnanger-Nordheimsund Kvam BKK, Bjølvo 8.11 Samnanger-Frøland Samnanger BKK 8.11 Nedre Vinstra 3 kv ssk Vinstra Nedre Vinstra, Harpefossen 8.11 Ø. Årdal-Årdalstangen Årdal Naddvik 15.11 Førre-Stølsdal Suldal Ulla-Førre 21.11-22.11 Ballangen-Bjørkåsen Ballangen Ballangen 22.11 Ballangen-Kjøpsvik Ballangen, Tysfjord Sørfjord 22.11 Neiden-Kirkenes Sør-Varanger Skogfoss 26.11 Nore1 T9 Uvdal Nore, Uvdal 19.12 Matre-Vemundsbotn-Myster Bergen BKK Tabell 1: Tilfeller med produksjonstilpasning 2. halvår 212. Dok.id.:1758273 Side 13
Utkopling av fleksibelt forbruk Dato Årsak Berørt nettområde 22.1-24.1 Feil på Kobbelv-Ofoten Troms, Finnmark 3.12 Feil på Smestad T5 Bærum, Oslo 6.12-13.12 Arbeid/innkobling av Kvandal T2 Troms, Finnmark Tabell 11: Tilfeller med utkobling av fleksibelt forbruk 2. halvår 212. Dok.id.:1758273 Side 14