Halvårsrapport fra Landssentralen 2/213 Dok.id.:193456 Side 1
Innhold Sammendrag fra driften... 3 Energisituasjonen... 5 Handelsgrenser og flaskehalshåndtering... 6 Forsyningssikkerhet... 11 Frekvenskvalitet... 12 Spenningskvalitet... 12 Annet... 13 Halvårsrapporten fra Landssentralen presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften. For begreper, definisjoner og informasjon tilknyttet de ulike temaene, se http://www.statnett.no/drift-og-marked/ Tom Tellefsen Direktør Systemdrift Dok.id.:193456 Side 2
GWh Sammendrag fra driften Norges kraftproduksjon og forbruk har vært henholdsvis ca. 7 % og 5 % lavere enn tilsvarende periode i 212. Netto utveksling(eksport) er drøyt 2TWh lavere, ca. 3 %. Produksjon Forbruk Utveksling 213 212 213 212 213 212 1.halvår[TWH] 67,9 76,1 68,4 66, -,6 1, 2.halvår[TWH] 65,5 7,3 59,7 62,3 5,7 7,9 Sum 133,4 146,4 128,1 128,3 5,1 18, Tabell 1: Samlet norsk produksjon, forbruk og utveksling. Produksjon Forbruk Utveksling 1.halvår 2.halvår 1.halvår 2.halvår 1.halvår 2.halvår Maks[MWh] 26 167 24 683 24 18 22 337 5 353(eksp.) 4 863(eksp.) Min[MWh] 6 47 6 811 8 912 8 558-5 461(imp.) -4 251(imp.) Tabell 2: Maks og min timesverdier for produksjon, forbruk og utveksling. 3 5 2 5 Forbruk Produksjon Utveksling 1 5 5-5 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 1: Forbruk, produksjon og utveksling for Norge 213. Søndag 4. august feilet Norpools prisberegning for mandag 5. august. Priser og tilslag ble kopiert fra fredag 2. august i henhold til Nordpools regelverk. Landssentralen tilsidesatte markedet for frekvensstyrte reserver og avlyste de fleste revisjoner for mandag. Det var fryktet store ubalanser og krevende drift, men hendelsen medførte ikke problemer i systemdriften. Det var et halvår med høy revisjonsaktivitet i nettet, spesielt august og september. Dette medførte tidvis sterkt reduserte handelskapasiteter mot utlandet, spesielt ut fra Sør-Norge. 42 kv forbindelsen Rød-Hasle ble innkoblet 1. november etter å ha vært utkoblet siden 19. august. Forbindelsen har fått 2 nye kabelsett og dette har økt kapasiteten mellom NO2 og NO1. Etter en evalueringsperiode fra mai til september ble markedet for FRR-A startet opp igjen og Norges andel har vært 35MW av totalt 1MW i Norden. Fra 2. desember ble elspotgrensen mellom NO5 og NO1 endret som følge av den nye 42kV linjen mellom Sima og Samnanger. Denne kom i drift 9. desember. Fjerde kvartal var preget av mye uvær, utfall og tildels store ubalanser. Uværet i Nord-Europa 5. desember gav rekordstore ubalanser i Norden. På det meste var det totale oppreguleringsbehovet på nærmere 45 MW som følge av bl.a. stopp av dansk vindkraft (for Dok.id.:193456 Side 3
sterk vind), utfall av Baltic Cable (Sverige-Tyskland) og utfall på Ringhals. Ca. 26 MW av oppreguleringene ble gjort i Norge. I perioder var 8 % av hele det vest-danske forbruket dekket av ikke planlagt kraft fra synkronområdet. Av de største hendelsene med driftsforstyrrelser nevnes her: Stor lynaktivitet i juli/august med mange utfall. Størst konsekvens ble det i Øst- Finnmark mandag 29. juli. Her var Vardø og Vadsø strømløse over flere timer og det oppsto brann i T6 i Adamselv. En ny transformator ble koblet inn senere i uken. 16. oktober ble Ålesund kortvarig mørklagt etter feil på Tafjord-ledningene. Onsdag 23. oktober falt T5 i Ulven ut og dette medførte mørklegging av 134 MW forbruk. Forbruket tilbake etter ca. en halvtime. Utfall av NorNed mandag 28. oktober som følge av feil på nederlandsk side. Sterk vind gav skader på omformer i Eemshaven. Uværet rammet også Danmark og Tyskland og medførte stopp av vindkraft og utfall av linjer. Ubalansene dette medførte ble i stor grad overført til Norden og regulert i Norge. Etter reparasjon ble kabelen spenningssatt 18. desember og var tilgjengelig for elspothandel fra 2. desember. Under uværet "Hilde" lørdag 16. november ble Brønnøysund, Namsos og Kristiansund mørklagt etter feil i regionalnett. Uvær 3. november - 1. desember medførte flere utfall i kraftnettet, hovedsakelig pga. sterk vind: Aura Orkdal(Statnett), Aura T2(Statnett), Klæbu Viklandet(Statnett) og Aura Osbu Vågåmo(Statnett) gav ingen større konsekvenser. Utfall av Leirdøla Fortun(Statnett) medførte mørklegging av indre Sogn i ca. en halvtime. Sluttbrukere hos Tussa og Trønder Energi var også uten forsyning i perioder etter feil på lavere spenningsnivå. Ekstremværet "Ivar" 12. desember rammet Midt-Norge hardt. Spesielt i Trøndelag ble det langvarige avbrudd på forsyningen, men dette skyldes i hovedsak utfall på lavere spenningsnivå. På 42 kv-nivå falt Nea-Klæbu ut og ble liggende ute ca. en halv time. Dok.id.:193456 Side 4
% TWh Energisituasjonen Kraftsituasjonen i Norge var god gjennom hele 2. halvår. Den hydrologiske balansen styrket seg med ca. 12 TWh gjennom halvåret, fra et underskudd på 7 TWh til et overskudd på 5 TWh. Månedstemperaturene for hele landet lå over normalen i hele perioden og desember lå hele 4,2 grader over normalen. Siste halvdel av 213 var også nedbørsrik. I løpet av perioden kom det nedbør tilsvarende 77,5 TWh, som er 7 TWh mer en normalt. Magasinfyllingen var ved inngangen til halvåret var 68,4 % som er 1,8 prosentpoeng over medianen for måleserien 1993-212. Ved utgangen av perioden var magasinfyllingen 68,2 %. 2,1 prosentpoeng under medianen. 2 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 213 212 211 Figur 2: Hydrologisk balanse i Norge for årene 211-213(Kilde: Markedskraft). 12 1 8 6 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 213 212 211 Median 1993-212 Maks 1993-212 Min 1993-212 Figur 3: Magasinfylling i Norge for årene 211-213(Kilde: NVE). Dok.id.:193456 Side 5
Handelsgrenser og flaskehalshåndtering Elspotområder 2. desember ble handelskorridoren mellom NO5 og NO1 flyttet fra Fardal-Aurland til Hallingdalssnittet (Nore-Sylling + Dagali-Ringerike + Usta-Ådal) pluss ledningene Nes-Sogn og Hemsil 2-Sogn. Dette ble gjort som følge av idriftsettelsen av Sima Samnanger. Grensen mellom NO5 og NO2 ble samtidig flyttet fra Mauranger-Samnanger til Mauranger-Blåfalli. Handelsgrenser Handels korridor Endringstidspunkt Gammel grense Ny grense NO2-NO1 Uke 46 2-29 28-32 NO1-NO2 Uke 46 17 17-22 NO5-NO1 Uke 49 4-7 3-35 NO1-NO5 Uke 49 3-65 -3 NO5-NO2 Uke 49 2-5 2-6 Tabell 3: Handelskorridorer med endret kapasitet 2. halvår 213. Gjennomsnittlig tilgjengelig handelskapasitet med utlandet var for andre halvår 71 % av teknisk maksimal kapasitet for både eksport og import. NO1-SE3 (Hasle) hadde hhv. 55 % og 52 % tilgjengelighet som er vesentlig lavere enn 1. halvår. NorNed var utkoblet i nesten 2 måneder etter feilen i Eemshaven pga. uværet i slutten av oktober. Skagerrak hadde også dårlig kapasitetstilgjengelighet på grunn av revisjoner. NO2-NL: Store reduksjoner fra uke 32 pga. revisjon på T5 ogt6 i Kristiansand samt Feda-Kristiansand. Forbindelsen var ute for årsrevisjon i uke 35 og 36 og deretter på grunn av feilen i Eemshaven fra uke 44 og frem til jul. NO2-DK1: Redusert fra uke 31 pga. revisjon på T5 og T6 i Kristiansand og på Feda- Kristiansand. Det var årsrevisjon på forbindelsen i uke 38, 39 og 4. NO1-SE3: Redusert pga. av utkobling av Rød-Hasle ifm. installasjon av nye 42 kv kabler over Oslofjorden i tiden uke 34 til 45. NO2-NO5: Handelsgrensen nordover mot Vestlandet fra NO2 har vært begrenset for å hindre handelstransitt til NO1 via NO5. NO2-NO1: Redusert under utkobling av Sylling Tegneby uke 27 til 3 og deretter Rød-Hasle fra uke 34 til 45. NO5-NO1: Lite redusert. Korridoren ble omdefinert fra 2. desember. NO3-SE2: Importkapasiteten har vært redusert med inntil 4 MW ved utkoblinger av Nea-Klæbu, Salten-Svartisen eller Øvre Vinstra-Vågåmo uke 37 til 46. NO4-SE1: Redusert uke 27 og 28 da Salten-Svartisen og Ofoten-Kobbelv var utkoblet for revisjon. NO4-SE2: Redusert pga. fordeling mellom NO4-SE1 og NO4-SE2. Handels-korridor Maks. kapasitet [MW] Tidsandel med maks. kapasitet Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kapasitet i markedet [%] NO1-SE3 2 145 2 % 55 % 65 % 6 % NO3-SE2 6 93 % 96 % 34 % 2 % NO4-SE2 25 % 58 % 52 % 48 % NO4-SE1 7 % 84 % 51 % 28 % NO2-DK1 1 44 % 77 % 47 % 37 % NO2-NL 7 54 % 58 % 83 % 48 % NO2-NO 3 2 1 % 65 % 43 % 18 % NO2-NO5 5 % 36 % 2 % 19 % NO5-NO1 3 4 77 % 97 % 53 % 13 % NO4-NO3 9 % 85 % 65 % 26 % Tabell 4: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 2. halvår 213, eksport. Dok.id.:193456 Side 6
Handels-korridor Maks. kapasitet [MW] Tidsandel med maks. kapasitet Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kapasitet i markedet [%] SE3-NO1 2 95 1 % 52 % 8 % 6 % SE2-NO3 1 58 % 83 % 22 % 1 % SE2-NO4 3 % 79 % 8 % 5 % SE1-NO4 6 % 68 % 6 % 2 % DK1-NO2 1 56 % 8 % 26 % 15 % NL-NO2 7 64 % 64 % 5 % 1 % NO1-NO2 2 2 21 % 76 % 6 % % NO5-NO2 6 % 47 % 25 % 19 % NO1-NO5 3 99 % 1 % 3 % % NO3-NO4 2 % % - 1 % Tabell 5: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 2. halvår 213, import. Konsekvenser ved bortfall av overføringskapasitet Tabell 3 viser de samfunnsøkonomiske kostnadene 1 knyttet til bortfall av overføringskapasitet. Ved bortfall av overføringskapasitet menes her redusert kapasitet som følge av feil eller revisjoner på norsk og utenlandsk side. De største kostnadene fordeler seg på tre elspotkorridorer: NO1-SE3: Kostnadene skyldes hovedsakelig revisjon på Rød-Hasle. Denne var utkoblet i 3 mnd. i forbindelse med installasjon av nye kabelsett. NO2-DK1: Revisjon på Skagerakforbindelsen to uker i september/oktober og kapasitetsreduksjon i forbindelse med utkobling av Kristiansand T5 og T6 i august. NO2-NL: NorNed var utkoblet for vedlikehold to uker i august/september og ute for feil i ca. 8 uker fra slutten av oktober. 27 28 29 21 211 212 1. halvår 213 2. halvår 213 NO1 SE3 Revisjon 166 9 73 112 126 28 222 Feil/utfall 1159 117 2 3 NO3 SE2 2 Revisjon 14 3 3 3 8 Feil/utfall 2 NO4 SE1 Revisjon 3 55 116 14 11 13 3 8 Feil/utfall 1 1 NO4 SE2 3 Revisjon 4 1 4 Feil/utfall NO2 DK1 Revisjon 46 25 19 2 16 95 25 71 Feil/utfall 246 474 1 3 5 NO2 NL 4 Revisjon 29 24 8 12 47 55 Feil/utfall 16 61 168 38 1 147 NO1 NO2 5 Revisjon 1 1 6 Feil/utfall 8 9 NO1 NO5 5 Revisjon 1 6 1 Feil/utfall NO2 NO5 5 Revisjon 17 4 Feil/utfall NO4 NO3 2 Revisjon 9 2 9 3 3 Feil/utfall Sum 462 1777 338 311 224 321 74 527 Tabell 6: Markedskostnader ved bortfall av overføringskapasitet(mnok). 1 Kapasitetsreduksjon * prisforskjell (mellom områdene). 2 Til og med 3. tertial 29 ble NO4-SE og NO3-SE rapportert som én forbindelse. 3 Til og med 211 ble NO4-SE1 og NO4-SE2 rapportert som én forbindelse. 4 NorNed ble satt i drift i 28. 5 Sør-Norge ble delt i tre prisområder i 21. Dok.id.:193456 Side 7
Timer 2 1 8 1 6 1 4 1 2 1 8 6 4 2 NO1-SE3 NO2-NL NO2-DK1 NO2-NO1 DK1-NO2 NO4-SE1 Fra-Til Figur 4: Antall timer flaskehals ved bortfall av overføringskapasitet for utvalgte elspotkorridorer. Dok.id.:193456 Side 8
Spesialregulering 28 29 21 211 212 1. halvår 213 2. halvår 213 Intakt nett, overlast 5 5 75 44 44 24 14 Intakt nett, spenning 6 8 28 2 Revisjoner 38 75 32 57 54 12 31 Feil/utfall 19 18 5 46 19 8 12 Annet 4 4 2 1 2 1 1 Sum 117 154 143 147 121 46 58 Tabell 7: Spesialreguleringskostnader(MNOK) per år fordelt på hovedårsakene, 28 213. 27 28 29 21 211 212 1. halvår 213 2. halvår 213 Nedregulering 1681 566 791 318 638 791 133 342 Oppregulering 398 377 399 542 381 242 19 176 Totalt 279 943 119 86 119 133 323 518 Tabell 8: Spesialreguleringsvolum(GWh) per år, 27-213. Nærmere beskrivelse av de ti mest kostnadskrevende spesialreguleringene: Kristiansand T5 og T6: Revisjon av T5 og T6(42/3kV) i Kristiansand i august skapte en flaskehals inn mot Sørlandet med behov for oppregulering. Det var også nødvendig å redusere eksportkapasiteten mot Danmark/Nederland for å avlaste flaskehalsen. Gjøvik-Nes: Det oppsto feil på kabelen mellom Gjøvik og Nes i begynnelsen av juli. Dette skapte en flaskehals ut av regionalnettet mellom Minnesund, Gjøvik og Nes med behov for nedregulering. Inntil feilen er utbedret blir forbindelsen driftet med ett kabelsett mindre og har dermed redusert kapasitet i forhold til tidligere. Leivdal-Haugen: Linjen var ute for feil ved flere anledninger i løpet av høsten og har også vært ute ifm. revisjon. Har gitt en flaskehals fra Leivdal og sørover mot Sogndal med behov for nedregulering. Fortun-Øvre Årdal 3: En av tre linjer mellom Fortun og Øvre Årdal var utkoblet for revisjon fra begynnelsen av september til midten av november. Dette skapte en flaskehals inn mot Øvre Årdal med behov oppregulering. Ofoten-Kvandal: Linjen var ute for revisjon i august/september. Dette skapte en flaskehals med behov for oppregulering nord for Ofoten. Fardal T2 + Fardal T1: Flaskehals ved intakt nett. Oppstår ved høy produksjon mellom Sognadal og Åskåra. Det var behov for nedregulering i juli/august. Moskog: Arbeid i Moskog stasjon i september skapte en flaskehals sørover mot Sogndal med behov for nedregulering. Ørskog-Sykkylven: Linjen var utkoblet for revisjon i oktober. Dette skapte en flaskehals sørover mot Sogndal med behov for nedregulering. Kvandal-Ofoten+Sildvik-Tornehamn: Flaskehals ved intakt nett. Denne oppstår i Narviksområdet ved høyt overskudd fra Troms/Finnmark samtidig med høy eksport mot Sverige. Det var behov for nedregulering i juli. Det ble også foretatt oppdeling av nettet for å redusere kostnadene. Svabo-T_Finneidfjord 1+2: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved høy produksjon i regionalnettet i Rana-området. Dok.id.:193456 Side 9
GWh MNOK 8 7 6 5 4 3 2 1 Revisjon Intakt nett spenning Intakt nett overlast Feil/utfall Figur 5: Kostnadskrevende spesialreguleringer 2. halvår 213, fordelt på årsak og anleggsdeler. 7 6 5 4 3 2 1 Revisjon Intakt nett overlast Feil/utfall Figur 6: Regulert volum for kostnadskrevende spesialreguleringer 2. halvår 213. Dok.id.:193456 Side 1
Forsyningssikkerhet Registreringer for 2. halvår 213 viser at flere områder har hatt færre antall timer med redusert driftssikkerhet enn tidligere år: Stavanger hadde svært få timer med redusert driftssikkerhet ved intakt nett, kun 4 timer mot 111 timer 2.halvår 212. Perioder med radiell drift pga. vedlikehold var på samme nivå som året før. BKK- og Bergens-området har ikke hatt redusert driftssikkerhet ved intakt nett. Forsyningen til BKK-området er nå styrket med ny 42 kv linje og trenger ikke spesiell oppfølging kommende år. Perioder med utkoblinger som reduserer driftssikkerheten har vært lavere enn tidligere. Registreringene for Nord-Norge (nord for Ofoten) viser økning fra 12 timer i 2.halvår 212 til 427 timer i samme periode i 213. Registreringene for Lofoten/Vesterålen/Harstad ligger lavere enn for samme periode i 212. Finnmark har derimot økning i antall timer både ved intakt nett og som følge av planlagte utkoblinger. Sunnmøre hadde i 213 et litt lavere antall timer med N- drift, til sammen ca. 1 timer som er 3 timer lavere enn året før. I dette området forventes det relativt kort gjenopprettingstid etter en eventuell feil i nettet. Statnett har en driftspolicy som er retningsgivende for hva som tillates av varighet og størrelse på enkeltutfall. Driftspolicyen sier blant annet: Ved intakt nett skal et enkeltutfall maksimalt berøre 2MW forbruk og ha varighet på maks. 1 time. Ved revisjoner tillates 5MW og varighet opptil 2 timer. 2. halvår 213 ble det registrert 3 brudd på driftspolicyen. Intakt nett Utkoblinger 12 1 8 6 4 2 Stavanger BKK Bergen Nord-Norge Lofoten/ Vesterålen Finnmark Sunnmøre Figur 7: Antall timer med redusert driftssikkerhet i utvalgte områder 2. halvår 213. Dok.id.:193456 Side 11
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. 14 12 1 8 6 4 Totalt 2. halvår 1. halvår 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 Figur 8: Antall minutter med frekvensavvik. Spenningskvalitet Figur 9 viser antall minutter med høy spenning for 1. og 2. halvår, dvs. spenning over 31/421 kv. 7 6 5 4 3 2 1 Region Nord Region Midt Region Sør Figur 9: Antall minutter med spenningsoverskridelse. Dok.id.:193456 Side 12
MNOK MW/h Annet System- og balansetjenester 27 28 29 21 211 212 1. halvår 213 2. halvår 213 Primærreserve 5 68 117 21 199 98 64 71 Sekundærreserve - - - - - 12 39 22 Tertiærreserve(RKOM) 31 34 5 79 31 65 73 14 Spesialregulering 115 117 153 145 173 124 49 54 Reaktiv effekt 6 5 13 17 7 3 4 2 Produksjonsflytting 5 1 5 19 1 9 7 2 kvarter Systemvern 1 11 4 6 4 9 9 3 Sum 217 245 342 467 424 32 245 168 Tabell 9: Sammendrag av kostnader knyttet til system- og balansetjenester(mnok). Primærreserver Ukemarkedet Døgnmarkedet 3 25 2 15 1 5 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 1: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av primærreserver per uke, inkludert videresalg til utlandet. Ukemarkedet Døgnmarkedet 12 1 8 6 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 11: Kostnad per uke for innkjøp av primærreserver, ekskludert inntekter for videresalg til utlandet. Dok.id.:193456 Side 13
MNOK MW Sekundærreserver (Frequency Restoration Reserves, FRR) Ned Opp 15 1 5-5 -1-15 1 2 3 4 5 6 7 8 9 111121314151617181923839441424344454647484955152 Uke Figur 12: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av kapasitet i markedet for sekundærreserver. 7 6 5 4 3 2 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 111121314151617181923839441424344454647484955152 Uke Figur 13: Kostnad per uke for innkjøp av sekundærreserver. 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 21/211 211/212 212/213 213/214 Effektvolum (MW) 441 499 634 634 871 Tabell 1: Innkjøpt effektvolum i RKOM sesongmarkedet. Dok.id.:193456 Side 14
MW 14 12 1 8 6 4 Produksjon Forbruk 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 14: Innkjøpt effektvolum i RKOM ukemarkedet. Kvartersflytting av produksjon 27 28 29 21 211 212 1. halvår 213 2. halvår 213 Volum (GWh) 29 181 258 29 233 228 13 115 Tabell 11: Volum av kvartersflytting av produksjon. Energiopsjoner i forbruk Sesong 27/28 28/29 29/21 21/211 211/212 212/213 213/214 Kostnad 24 9 19 48 35 3 28 (MNOK) Effektvolum 417 129 164 6 532 442 449 (MW) Energivolum 45 198 61 11 5 555 57 (GWh) Tabell 12: Kostnader og kvantum for kjøpte energiopsjoner fordelt på sesong. Dok.id.:193456 Side 15
Produksjonstilpasning Dato Driftsstans Berørt nettområde Berørte stasjonsgrupper 8.7-19.7 Rana-Svabo 2 Rana-Svabo 4 Rana Rana 29.7-1.8 Adamselv T7 Adamselv Kjøllefjord, Mårøyfjord 4.8-d.d. Åsen T3 Odda Oksla, Tysso 7.8 Dokka-Torpa Torpa Dokka 9.8 Mykstufoss-Rollag 2 Nore 2-Mykstufoss 2 Nore BKP-Flesaker 1.8-11.8 Arendal-Nelaug-Åmli Åmli Agder-Syd 12.8-14.8 Ofoten T1 Ofoten Skjomen 15.8-16.8 Mykstufoss-Rollag 1 Nore 2-Mykstufoss 1 Nore BKP-Flesaker 15.8-16.8 Kvilldal-Holen Holen-Rød Brokke, Senumstad Holen, Brokke Kristiansand T5 og T6 17.8-18.8 Arendal-Nelaug-Åmli Åmli Agder-Syd 2.8 Skjerka-Smeland Åseral Øie 23.8 Oksla T2 Odda Tysso 26.8-27.8 Feda-Øie Vest-Agder Øie 2.9 Øljusjøen-Hemsil1 Lærdal Borgund 11.9-12.9 Lyse-Tjørhom Tjørhom Sira-Kvina 16.9-19.9 Nore1 T9 Uvdal Uvdal, Nore 23.9-25.9 Mauranger T3 Mauranger Folgefonn 23.9-27.9 Ø. Vinstra stasjon Vinstra Ø-Vinstra 27.9 Knardalstrand-Eide Eidsfoss Vrangfoss 3.9-4.1 Ringerike P1 Nedre Buskerud BKP-Flesaker 1.1 Dokka-Bagn-Tonsåsen2 Bagn Åbjøra 1.1 Ballangen-Kjøpsvik Ballangen, Tysfjord Sørfjord 2.1 Nordheimsund-Øystese Kvam Bjølvo 2.1 Leirdøla-Fortun Indre Sogn Fotun,Tyin,Naddvik 7.1-8.1 Eidum-Nea Selbu Selbu, Nea-Nidelva 12.1-13.1 Arendal-Nelaug-Åmli Åmli Agder-Syd 15.1 Borgund-Øljusjøen Lærdal Borgund 15.1-18.1 Kolsvik-Namskogan Bindal Kolsvik 16.1 Sildvik-Kvandal Narvik Nygårdsfjell vind 19.1-2.1 Arendal-Nelaug-Åmli Åmli Agder-Syd 22.1-23.1 Giskemo-Tafjord 1 og 2 Tafjord Tafjord 22.1-25.1 Rana-Svabo2 Rana Rana 22.1-25.1 Borgund-Øljusjøen-Hemsil1 Lærdal Borgund, Vindedal 29.1 Sildvik-Kvandal Narvik Nygårdsfjell vind 29.1-2.11 Nordheim-Smøla Smøla Smøla 5.11-6.11 Nordheim-Smøla Smøla Smøla 8.11 Sildvik-Kvandal Narvik Nygårdsfjell vind 19.11-3.12 Svelgen T11 Svelgen Svelgen 26.11-27.11 Sulitjelma RT1 Sulitjelma 2.12-4.12 Sauda-Sønnå Sauda Saudefaldene 6.12-8.12 Fadal-Hydro Høyanger Høyanger Høyanger 9.12 Aura-Grøa Nordmøre, Driva 1.12-12.12 Svelgen ssk Svelgen Svelgen Tabell 13: Tilfeller med produksjonstilpasning 2. halvår 213. Utkopling av fleksibelt forbruk Dato Årsak Berørt nettområde Ingen utkoblinger. Tabell 14: Tilfeller med utkobling av fleksibelt forbruk 2. halvår 213. Dok.id.:193456 Side 16