Os Lesja Folldal Tynset Tolga Skjåk Lom Vågå Dovre Sel Alvdal Rendalen Engerdal EBL temadag 13.3.2008 Vang Øystre Slidre Nord-Fron Sør-Fron Ringebu Stor-Elvdal Gausdal Øyer Åmot Marginaltap - praksis i Eidsiva Nett Tore Løvlien Vestre Slidre Etnedal Nord-Aurdal Nordre Land Ringsaker Eidsiva Nett AS Sør-Aurdal SøndreVestre Land Toten Østre Toten Gran Jevnaker Lunner Løten Våler Stange Nord-Odal Sør-Odal Åsnes Grue Regionalnett Eidsiva: R-nett hele i Hedmark og Oppland med unntak av Hadeland og Gudbrandsdalen Levert energi R-nett: 5,5 TWh Eidskog
Nøkkeltall konsern Årlig omsetning: I overkant av tre milliarder kroner 1000 ansatte Operatør for 7 TWh produksjon 3,2 TWh egen produksjon 20 heleide og 24 deleide kraftverk 20 000 km nett 4 fjernvarmeanlegg i drift, flere under planlegging Totalt 162 000 kunder
Nettselskaper etter nettutstrekning 16000 14000 12000 km 30000 km 10000 8000 6000 25000 Luftlinje Kabel 4000 2000 20000 0 Eidsiva Agder Energi BKK Hafslund NTE Skagerak Troms Kraft Lyse 18000 15000 16000 14000 12000 10000 10000 km 8000 5000 6000 4000 0 2000 Hafslund Eidsiva BKK Agder Energi Skagerak NTE Lyse Troms Kraft 0 Hafslund Skagerak BKK Lyse Eidsiva Agder Energi NTE Troms Kraft
Historikk: Prinsippet med bruk av marginaltap (beregnet med NetBas Maske) for å beregne energiledd i regionalnettet (Fortranbasert programkode) og fakturakontroll av energileddet i s-nettet er benyttet fra det ble innført i sentralnettet. For kraftverk brukes prinsippet også i distribusjonsnettet (punktbasert) både for eksisterende produksjonsanlegg og for å besvare henvendelser i forbindelse med potensielle utbyggingsprosjekter. Besvarelse av slike henvendelser med en %-verdi kan benyttes av utbygger som grunnlag for korrektiv av antatt produksjonsverdi i investeringsanalysen.
Nettstruktur i tariffområdet Blå kraftverk og røde transformatorstasjoner utenfor inntegnede linjer er utenfor tariffområdet. Spenningsnivå 132 og 66 kv.
Omfang av tariffområdet Anleggsmasse: Innleid fra Statnett : 86 km 300 kv (Rendalen-Balbergskaret) Innleid fra Røros : 27 km 66 kv (Tolga-Røros) 132 kv linjer : 823 km 66 kv linjer : 827 km 132 kv kabel : 21 km 66 kv kabel : 50 km Antall transformatorer til 5, 11 og 22 kv : 115 stk. Antall transformatorstasjoner: : 76 stk. Samlet transformatorytelse : 2 882 MVA Kunder D-nett: Vang, VOKKS, Valdres, Sør Aurdal, RiK, Hafslund, GE, Elverum, Stange, NØK, Røros, Eidsiva og JBV. Sluttbrukere: Forsvaret og 4 industribedrifter. Kraftverk: Åbjøra, Bagn, OE, Opplandskraft og Eidsiva Vannkraft.
Marginaltap i sentralnettet Eksempel marginaltap sentralnett Rendalen 10 8 6 Fåberg Balbergskaret 4 2 0 01.01.98 01.01.99 01.01.00 31.12.00 31.12.01 31.12.02 31.12.03 30.12.04 30.12.05 30.12.06 30.12.07-2 Vang -4 Fåberg hv.dag Eidskog hv.dag Minne S-nett 300 kv Skarnes R-nett 300 kv S-nett 132 kv Eidskog
Sentralnettsutveksling 2007 Årssum: 525 GWh uttak og 12 mill kr. 400 000 4 000 000 300 000 3 000 000 200 000 2 000 000 MWh 100 000 0 JAN. FEB. MAR. APR. MAI. JUN. JUL. AUG. SEP. OKT. NOV. DES. 1 000 000 0 kr -100 000-1 000 000-200 000-2 000 000-300 000-3 000 000 MWh kr
Fordeling av forbruk og produksjon. Fargelegging av linjer på grunnlag av drifter. Nettmodell i NetBas Maske som utgangsp. for marginaltapsberegning i regionalnettet. I praksis brukes datasett som også inneholder distr.nettet for å få med alle de små kraftverkene.
Beregningsresultater Eksempel på beregning av marginaltap (grensekostnad) i NetBas Maske Vinter dag Vinter øvrig Sommer dag Sommer øvrig Kraftverk 1 [p.u.] 0,987 0,982 0,960 0,959 - S-nett referanse 1 [p.u.] 1,006 1,005 1,002 1,001 = Marg.tap r-nett [%] -1,9-2,3-4,2-4,2 Grensekostnader i NetBas er referert marginalkostnad referert uttak (et ekstra uttak i punkt Kraftverk 1 på 1 kw krever økt produksjon i svingmaskin på 0,987 kw). I dette tilfellet må produsent betale for innmating i alle fire perioder (og eventuell uttakskunde får betalt for målt uttak). Oppdateringsrutine: Normalt årlig modelloppdatering og beregning av tapsprosenter for alle utvekslingspunkter mot r-nettkunder (d-nett, kraftverk og sluttbrukere). Benyttes også for kraftverksinnmatinger i d-nettet. Tapsprosent eget nett summeres til %-verdi for tilordnet s-nettpunkt. Den såkalte EBLmetoden for å nedskalere sentralnettsdelen med forhold mellom netto- og bruttoutveksling (kostnadsdekningsprinsippet) ble kun benyttet ett år.
Eksempel på internettpresentasjon av marginaltaps-%. For de største kraftverkene (> 10 MW): referansetaps-%, tilhørende referanseeffekt og følsomhet i /MW avvik fra referanseeffekten Målepunkt Vinter dag % Vinter øvrig % Sommmer dag % Sommer øvrig % N.nivå S-nettref. Ringerikskraft 804 Rik Begna MUL -2,5-1,6-1,1-0,8 2 Vardal EEV Nett 347 Elverum tr.st. T1 11 kv 2 1,2 0,5 0,2 2 Vang 37 Elverum tr.st. T2 22 kv 1,4 0,7-0,2-0,5 2 Vang 418 Elverum tr.st. 22 kv Strandf. prod -1,4-0,7 0,2 0,5 2 Vang 339 Løvb.moen tr.st. T1 2 1,3 0,5 0,2 2 Vang 44 Løvb.moen tr.st. T2 1,9 1,2 0,5 0,2 2 Vang 39 Løvb.moen tr.st. eg.f -2-1,3-0,5-0,2 2 -Vang 163 Her.bygd 66 kv til EEV 0,6 0,4 0,1-0,1 1 Vang 164 Her.bygd 66 kv fra EEV -0,6-0,4-0,1 0,1 1 -Vang 540 Leiret tr.st. 11 kv til EEV 0,7 0,5 0,3 0,2 2 Vang Bagn kraftverk 1311 Bagn G1+G2 5.8/ 48.7MW/ 4.1/ 41.4MW/ 3.3/ 37.2MW/ 2.9/ 36.0MW/ 0.8 /MW 0.8 /MW 0.8 /MW 0.8 /MW 1 -Vardal 1312 Bagn kr.v. egetfor -5,8-4,1-3,3-2,9 2 Vardal Åbjøra kraftselskap 1267 Åbjøra prod. 6.3/ 83.9MW/ 0.6 /MW 4.0/ 77.5MW/ 0.5 /MW 2.7/ 55.5MW/ 0.5 /MW 2.0/ 48.4MW/ 0.5 /MW 1 -Vardal
Eksempel på avregning av energiledd for kraftverk med referansetaps-%, tilhørende referanseeffekt og følsomhet i /MW avvik fra referanseeffekten Tapsverdiberegning i regionalnettet pr. 05.03. 2008 med geogr. diff. energiledd, styrefil A (fullt s-nettmarginaltapsbidrag) for RN-kunde: Kraftverkseier 1 Veid prismiddel i 2007 for følgende kolonner: Målepunkt Vi.dag % Vi.øvr.% Som.dag % Som.øvr.% Nettnivå Ref. S-nettp. MWh målt MWh tap kr sum 293 Kraftverk 1 1397 Kraftverk 2 0.9/ 52.6MW/ 0.4 /MW -1.2/ 35.0MW / 1.0 /MW 1.0/ 52.6MW / 0.4 /MW -1.8/ 16.0MW/ 1.0 /MW 2.2/ 90.0MW/ 0.4 /MW 0.6/ 26.5MW/ 1.0 /MW 2.2/ 88.6MW/ 0.3 /MW -0.2/ 10.0MW / 1.0 /MW 1 -Fåberg 0,4 % -672 776 11 973 874 344 1 -Rendalen 1,2 % -220 105-212 -546 264 1398 Kraftverk 3 0,1 0,1 0,1 0,1 1 -Rendalen 1,4 % -735 249-9 574-2 796 376 Sum -1 628 130 2 187-2 468 296 Periodevise effekt- og energiverdier fra 01.01-31.12 2007: 2007 MW time#dato MWh målt+ MWh målt- MWh tap+ MWh tap- kr+ kr- S-nettap % dag % natt/helg JAN. -213,1 11#23 0 130 628 0-5 569 0-1 284 191 3,9 5,5 FEB. -202,1 10#02 0 116 988 0-2 891 0-646 781 2,7 2,9 MAR. -200 20#29 0 123 463 0-3 045 1-587 356 2,3 3,3 APR. -208,9 17#27 0 120 202 110-3 000 18 922-543 732 1,8 3,7 MAI. -264,6 09#22 0 161 148 2 777-742 499 980-118 019-1,1 1,8 JUN. -264,8 14#15 0 168 968 3 493-339 629 931-54 945-0,8 0,7 JUL. -258,7 13#26 0 179 369 6 347-22 550 585-3 437-1,9-1,5 AUG. -261,9 23#01 0 127 872 5 922 0 254 190-3 -1,9-2,8 SEP. -254,7 15#27 0 120 404 3 357 0 484 769-45 -1,1-2 OKT. -244,8 11#31 0 134 585 1 192-1 276 263 336-412 974 0,7 1 NOV. -243,1 09#02 0 123 444 28-2 123 9 996-764 177 2,1 2,6 DES. -190 10#01 0 121 060 4-2 035 1 397-765 740 1,5 2,3 Årssum: 1 628 129 23 230-21 043 2 713 107-5 181 400 Marginaltap sentralnett pr. måned og kraftverk er veide verdier. Oppførte månedlige effektverdier avregnes ikke. Månedsverdier for hvert målepunkt lenger til høyre i tabellen. Lagrede sentralnettprosentverdier er referert uttak.
Avslutningskommentarer Energileddsavregning basert på punktvis marginaltapsberegning er en datateknisk, analytisk krevende og ikke triviell metode for å oppnå prissignaler som svært få aktører benytter i disponering av løpende drift (men kan ha større betydning for nyetablering): Forbrukere: Prissignalene når ikke fram til d-nettkunder. Heller ikke registrert at noen r- nettkunder i tariffområdet som ser marginaltapstariffen og utnytter kostnadsvariasjonene. Produsenter: Forskjeller i prosentverdier drukner i spotprisvariasjoner. Hvis et større magasinkraftverk allikevel skulle endre produksjonsprofil i forhold til energileddsprognoser, vil dette medføre nettapsforhold som ikke lenger stemmer med beregnet marginaltap (mulig løsning: marginaltapsprosent som varierer lineært med produksjonen). Feilkilder inngangsdata: Risiko for prognosefeil og rene tastefeil i tapsberegningsmodell (forbruk og produksjon) som dermed ikke gjenspeiler tidsavsnittsmiddelverdier for prognosene. Også fort gjort å introdusere logiske programalgoritmiske feil (eksempelvis fortegnblanding av retning for måle- og %-verdier). Få profesjonelle programvareleverandører har hittil vist interesse for å utvikle datamodeller og algoritmer tilpasset behovet for punktvis marginaltapsbasert energileddsavregning (og å dekke behovet for fakturakontroll av s-nettavregning): En kundes måleverdiserier må kunne knyttes til tidsserier med ukeverdier for r-nettmarginaltap og s-nettpunkter med tilhørende tapsverdier (2/uke). Videre trengs kalenderlogikk for å tilordne de enkelte av ukas 168 timer på de to tidsavsnittene (inkl. bevegelige helligdager) for å kunne beregne produktet av måleverdi, områdepris og resulterende marginaltapsprosent over en tidsperiode for et målepunkt.