Rapport fra Systemansvarlig. Om kraftsystemet i Norge 2014

Rapport fra Systemansvarlig Om kraftsystemet i Norge 2014

Innhold 1 Innledning... 4 2 Systemansvarskostnader... 4 2.1 Sammendrag av systemansvarskostnader... 4 2.2 Utviklingen i kostnader over tid (2005-2014)... 6 2.3 Flaskehalsinntekter og overføringstap på utenlandsforbindelsene... 8 3 Flaskehalskostnader og spesialregulering... 15 3.1 Opprette nytt elspotområde etter Fos 5 annet ledd... 15 3.2 Markedskostnader ved flaskehals mellom elspotområder... 16 3.3 Spesialregulering... 21 3.4 Redegjørelse for kostnader og prognoser for spesialregulering for å håndtere oppgradering og bygging av regional- og sentralnett frem til 2017.... 22 3.5 Redegjørelse for bruk av produksjonstilpasning i 2014, inkludert områder hvor virkemiddelet er benyttet og årsak til produksjonstilpasning.... 23 4 Handelsgrenser... 26 4.1 Fastsettelse av handelskapasitet... 26 4.2 Redegjørelse for reduserte handelsgrenser... 27 4.3 Varighetskurver for handelsgrensene... 28 5 Anmelding og planlegging av produksjon... 32 5.1 Overtredelse av konsesjonærenes pålegg om å anmelde i balanser... 32 6 Systemtjenester og effektreserver... 33 6.1 Beskrivelse av fysisk benyttede/reserverte systemtjenester og effektreserver... 33 6.1.1 Primærreserver... 33 6.1.2 Sekundærreserver (Frequency Restoration Reserves, FRR-A)... 33 6.1.3 Tertiærreserver(RKOM)... 34 6.1.4 Kvartersflytting av produksjon... 34 6.1.5 Reaktiv effekt... 35 6.1.6 Systemvern... 35 6.2 Omfang og bruk av systemvern i Norge... 36 6.3 Diskusjon og analyse av frekvensutviklingen.... 39 7 Planlegging og idriftsetting av tekniske anlegg i kraftsystemet... 42 7.1 Veileder for konsesjonærene til Fos 14 og oversikt over vedtak fatter etter denne bestemmelsen... 42 8 Koblingsbilder... 46 8.1 Kriterier for fastsettelse av koblingsbilder i regional- og sentralnett iht. FoS 16... 46 9 Samordning av driftsstanser... 47 9.1 Kriterier for samordning og vedtak om konsesjonærenes planlagte driftsstanser... 47 Side 2

9.2 Omprioritering av planlagte driftsstanser og beregning av merkostnader for dette iht. FoS 17 48 9.3 Status på ny praksis for samordning av driftsstanser og påvirkninger som følge av ENTSO- Es arbeid med utvikling av network codes... 48 10 Internasjonal koordinering... 49 10.1 Oversikt over pågående arbeid i nordisk og europeisk regi for å utvikle internasjonale løsninger for utøvelse av systemansvar i kraftsystemet.... 49 10.1.1 Sentrale europeiske og nordiske prosesser for utøvelsen av systemansvaret... 50 10.2 Status for de nordiske investeringsplanene... 50 11 Driftsforhold, driftssikkerhet og driftsforstyrrelser... 52 11.1 Driftsspenninger i sentralnettet, problemområder, konsekvenser og tiltak... 52 11.2 Presentasjon av spenningskvalitetsparametere i henhold til Forskrift om Leveringskvalitet i Kraftsystemet 2A-2... 52 11.3 Oversikt over større områder og tidsrom hvor nettet har vært drevet med redusert driftssikkerhet... 54 11.4 Større nasjonale driftsforstyrrelser i 2013, samt i de tre første månedene i 2014... 59 11.5 Driftsforstyrrelser og tilgjengelighet på utenlandskablene... 60 12 Forholdet til forvaltningsloven og offentleglova... 61 12.1 Oversikt over antall ikke systemkritiske enkeltvedtak... 61 12.2 Oversikt over antall systemkritiske vedtak... 62 Side 3

1 Innledning Denne rapporten er utarbeidet på bakgrunn av NVEs Vedtak om rapport fra systemansvarlig om kraftsystemet i Norge 2014. 2 Systemansvarskostnader 2.1 Sammendrag av systemansvarskostnader 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Primærreserver, herav 41 52 50 68 117 201 199 98 135 104 Grunnleveranse 15 9 22 25 25 24 30 21 Marked 41 66 98 190 200 84 147 103 Salg -7-7 -2-14 -26-10 -42-20 Sekundærreserver 12 62 20 Tertiærreserver 52 49 31 34 50 79 31 65 87 34 Spesialregulering 147 138 115 117 153 145 173 124 104 275 Systemvern 7 8 10 11 4 6 4 9 13 9 Kvartersflytting av produksjon 6 8 5 10 5 19 10 9 9 5 Energiopsjoner - - 26 24 9 19 48 35 30 28 Reaktiv effekt 6 6 6 5 13 17 7 3 6 6 Omberamming av planlagte revisjoner Netto kjøp av balanseog effektkraft 1 1 1 1 0 1 1 2 1 24-8 -4-3 0-4 5 22 19 32 Sum 283 255 240 267 351 482 478 378 467 514 Tabell 1: Systemdrifts-kostnader og inntekter 2005-2014 (MNOK). Primærreserver Primærreserver er automatisk effektreserve som aktiveres i begge retninger for å håndtere den momentane ubalansen mellom produksjon og forbruk. Denne deles inn i FNR og FDR. FNR aktiveres når frekvensen varierer mellom 50,10 Hz og 49,90 Hz. FDR aktiveres når frekvensen faller under 49,90 Hz og skal være fullt aktivert ved 49,50 Hz. Side 4

Statnett som systemansvarlig har ansvar for at det til enhver tid er nok primærreserver og disse handles inn i et eget døgn- og ukemarked for primærreserver. Grunnleveranse er primærreserver som aktørene leverer utenfor døgn/ukemarkedet. Det kan også handles primærreserver med de øvrige nordiske land. Sekundærreserver Sekundærreserver er automatiske effektreserver som aktiveres for å bringe frekvensen tilbake til 50,00Hz og frigjøre de aktiverte primærreservene. Systemansvarlig kjøper inn sekundærreserver i et eget ukemarked. Marked for sekundærreserver ble åpnet i desember 2012 og er fortsatt under utvikling, blant annet ble det i et prøveprosjekt fra uke 44 til 51 i 2014 solgt sekundærreserver til SvK. Tertiærreserver Systemansvarlig har ansvar for at det til enhver tid er nok regulerkraft(effektreserve) tilgjengelig i regulerkraftmarkedet for å holde balanse mellom forbruk og produksjon, samt håndtere vanskelige driftssituasjoner. Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) har som hensikt å sikre regulerkraftmarkedet med tilfredsstillende mengde tertiærreserver. Kjøpet gjennom RKOM kommer i tillegg til det som omfattes av bilaterale avtaler, og består av et ukemarked og et sesongmarked. Spesialregulering Spesialregulering er opp- eller nedregulering som blir benyttet utenom prisrekkefølgen i regulerkraftlisten. Normalt vil bud som blir benyttet for å håndtere ubalanser i systemet bli ordinære reguleringer. Bud brukt for å avlaste lokale flaskehalser innenfor et elspotområde, håndtere feilsituasjoner og andre spesielle årsaker blir spesialreguleringer. Systemansvarlig dekker kostnaden som oppstår ved spesialregulering mens ordinære reguleringer inngår som en del av balanseoppgjøret aktørene imellom. Systemvern Systemvern er løsninger som utløser automatiske koblinger for å unngå sammenbrudd eller for å øke overføringsgrenser i regional- og sentralnettet. Systemvern omfatter belastningsfrakobling (BFK), produksjonsfrakobling (PFK), nettsplitt og nødeffekt på HVDC forbindelsene. Automatiske koblinger (systemvernutløsning) utløses ved utfall av spesifikke komponenter (linjer) eller hvis uønskede frekvens-, spenning- eller strømgrenser nås. Forskriften skiller mellom hendelsesstyrt og frekvensstyrt systemvern. Systemansvarlig anser alt systemvern som ikke løser ut ved uønsket frekvens (frekvensvern) til å være hendelsesstyrt. Bruk og hensikt med å installere systemvern kan oppsummeres til følgende hovedområder: Øke overføringskapasitet i definerte snitt Redusere avbruddsomfang ved enkeltutfall Redusere risiko for nettsammenbrudd ved produksjonsbortfall i Norden (frekvensvern) Hindre lokalt nettsammenbrudd Noen systemvern er installert for å kunne fylle flere av disse rollene. Systemansvarlig betaler produsenter en årlig godtgjørelse for å ha PFK installert, i tillegg til en ekstra godtgjørelse ved frakopling av aggregater. Forbruk tilkoblet regional- eller sentralnettet, som er omfattet av BFK, får kompensasjon for de reelle kostnadene ved en frakopling. Sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnettet får kompensasjon gjennom KILE-ordningen. Kvartersflytting av produksjon Dette innebærer en framskynding eller utsettelse av planlagt produksjonsendring med inntil femten minutter med den hensikt å få bedre samsvar mellom planlagt produksjon og forventet forbruksutvikling. Systemansvarlig betaler produsentene for dette. Side 5

Energiopsjoner En avtale som gir Statnett rett til å kreve at en forbruksenhet reduserer sitt forbruk i en svært anstrengt kraftsituasjon. Bedriftene som deltar i ordningen har forpliktet seg til å kunne redusere sitt strømforbruk i noen uker dersom det oppstår en situasjon med stor fare for rasjonering. Bedriftene får i første omgang betalt for denne opsjonen, eller muligheten. I tillegg vil bedriftene få betalt ved en eventuell innløsning av opsjonene. Reaktiv effekt Reaktiv effekt er en lokal tjeneste knyttet til spenningen i nettet. Ulike nettkomponenter vil kunne bidra både til å levere og fjerne reaktiv effekt. Generelt gjelder det at ved høy last i nettet er behov for leveranse av reaktiv effekt mens det ved lav last er behov for å fjerne reaktiv effekt. Slike forhold håndteres i hovedsak ved hjelp av installasjoner som batterier, spoler og SVC-anlegg. Ved raske endringer i nettspenningen pga. plutselige hendelser vil imidlertid produksjonen kunne gi et viktig bidrag til å stabilisere forløpet. Det tilstrebes at produksjonsenheter normalt skal ligge med nullleveranse av reaktiv effekt for å kunne både øke og redusere spenningen raskt. Systemansvarlig betaler produsenter for reaktiv effekt basert på generatorytelse og måledata. Netto kjøp av balanse- og effektkraft Balansekraft er differansen mellom planlagt (elspot + elbas) og målt utveksling over utenlandsforbindelsene. Effektkraft er kraft som utveksles over utenlandsforbindelsene som et ledd i å håndtere nettproblem i ett av landene. Statnett selger og kjøper både balanse- og effektkraft. Omberamming av planlagte revisjoner Systemansvarlig definerer hvilke driftsstanser som skal innmeldes og godkjennes av systemansvarlig. Systemansvarlig har som mål å koordinere driftsstanser på en slik måte at alle konsesjonærer gis mulighet til å gjennomføre nødvendig vedlikehold i løpet av året. I henhold til FoS skal merkostnader ved omprioritering av godkjente driftsstanser betales av den som har initiert omprioriteringen. Dette kan være systemansvarlig, produsenter, berørte nettselskap eller anleggseiere som selv ønsker å omprioritere sine driftsstanser. 2.2 Utviklingen i kostnader over tid (2005-2014) De totale systemdriftskostnadene har hatt en stigende tendens i perioden 2005-2014. I perioden fra 2010 virker kostnadene å ha stabilisert seg noe, selv om kostnadene i 2014 er høyere enn noen gang. Økningen i kostnad fra 2013 til 2014 skyldes utelukkende økningen i spesialregulering. De øvrige kostnadene har hovedsakelig gått ned. Posten som har økt mest i hele perioden er kostnader til innkjøp av primærreserver, men også denne har stabilisert seg de siste årene etter en foreløpig topp i 2010 og 2011. Den viktigste enkeltgrunnen til den totale økningen sett over de 10 siste årene er de nye postene: energiopsjoner ny fra 2007 og sekundærreserver ny fra 2012. Alle systemdriftskostnader er i større eller mindre grad avhengig av tilfeldigheter eller forhold systemansvarlig ikke har kontroll på. Dette kan være hydrologiske forhold som påvirker utvekslingen av energi med utlandet, vintertemperaturen som avgjør forbruksnivået, prisnivået i markedet eller store/langvarige feil i nettet som kan medføre høye spesialreguleringskostnader. Kostnadene for tertiærreserver skyldes at Statnett sikrer tilgang på effektressurser gjennom Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM). RKOM er delt i to markeder: RKOM-sesong og RKOM-uke. RKOM-sesong er først og fremst for aktører som trenger forutsigbarhet for å stille reserver. RKOM-uke er for aktører som vil bevare fleksibilitet mellom elspotmarkedet og RKOM og ikke binde effekt for en hel sesong. Kravet til tertiærreserve fremkommer i Nordisk systemdriftsavtale, men Statnett anskaffer reserver utover dette for å dekke ubalanser i Norge. Kostnadene påløper seg hovedsakelig i perioden november-mars. Følgende forhold avgjør kostnadene for tertiærreserve: forbruk, elspotpriser og Side 6

utveksling mot utlandet. Høyt forbruk, høye elspotpriser og høy eksport i vinterperioden gir økte kostnader til tertiærreserver. Vinteren 2013/2014 var forholdsvis mild, mens forvinteren 2014/2015 var svært mild. Fra vinteren 2014/2015 er det dessuten kommet flere endringer som påvirker kostandene. Kravet til reserver er redusert fra 2000 MW til 1700 MW. RKOM er delt i to produkt: Høykvalitet og Med begrensinger. Systemansvarlig kjøper inn de to produktene ut fra en felles liste, men 500 MW av det totale behovet på 1700 MW skal i utgangspunktet være uten begrensinger. Dette gjør at prisene i produktet Høykvalitet i ligger over produktet Med begrensninger. Det er forventet at delingen i to produkter skal redusere den totale kostnaden. Skagerak 4 ble satt i drift i desember 2014. Denne har gitt høyere eksportkapasitet, noe som forventer å øke behovet for å sikre reserver gjennom RKOM, samt øke prisen i RKOM. I motsetning til tertiærreserve påløper kostnadene for primærreserve hovedsakelig i sommerhalvåret og er nært knyttet til den hydrologiske situasjonen. Det er i hovedsak magasinverk som leverer primærreserver. Tørrår med mye import og lav produksjon i magasinverk gir høye kostnader ved at aggregat må holdes roterende i perioder hvor prisbildet i energimarkedet tilsier at de burde stått. Det kan også bli høye priser i perioder hvor tilsiget er høyt og magasinverkene produserer opp mot maksimal effekt. Dette er fordi leveranse av primærreserver krever ledig effekt på aggregatet. Nasjonale krav til primærreserver fastsettes i den nordiske systemdriftsavtalen. Ved introduksjonen av markedet for primærreserver i januar 2008 ble kravet til generell statikk på aggregater i Norge endret fra 6 % til 12 %. For Statnetts del har dette medført at et større kvantum må anskaffes gjennom markedsordningene. I tillegg kommer faktorer som økt importkapasitet og større innslag av ikkeregulerbar produksjon, som kan fortrenge produksjon fra magasinverk. Importkapasiteten øker med 700 MW fra 2015. Om dette øker kostnadene, avhenger av den hydrologiske situasjonen i sommer. I en eksportsituasjon kan den økte eksportkapasiteten tvert om redusere kostnadene. For å sikre tilstrekkelig tilgang til reserver for å dekke forpliktelsene i den nordiske systemdriftsavtalen, fatter systemansvarlig vedtak om redusert statikk (6 %) i sommersesongen. Dette gir sterke incentiver til å delta i markedsordningen. De som tilbyr primærreserve i markedet som ikke blir kjøpt, kan også i denne perioden stille inn generatorene på 12 % statikk. Den sterke hydrologiske situasjonen de siste tre årene, med høy magasinverkproduksjon også i sommerhalvåret, har medført at kostnadene har vært lavere i perioden 2012-2014 enn i 2010-2011. Spesialreguleringskostnadene økte markant i 2014, etter en stabil periode de siste årene. Spesialreguleringskostnaden henger tett sammen med energisituasjonen, hvor spesielt tørre og våte perioder medfører behov for stor overføring i nettet og dermed regionale flaskehalser. Størstedelen av kostnadene kommer av enkelthendelser eller spesielle hydrologiske situasjoner innenfor et kort tidsrom. Dette var også tilfellet i 2014, der stor snøsmelting i Nord-Norge og Vestlandet, kombinert med utkoblinger, medførte store spesialreguleringskostnader. Spesielt kostnadene knyttet til byggingen av Ørskog-Sogndal har vært svært store, over 100 millioner NOK. Det er forventet at kostandene vil være høye de kommende år, på grunn av mange og langvarige utkoblinger i forbindelse med de store byggeprosjektene. Det er imidlertid lite som tyder på at kostnadene i 2014 er den nye normalen. Dagens elspotinndeling er også robust med tanke på å håndtere mange ulike situasjoner i planfasen, med mindre bruk av spesialregulering. En mindre del av kostnadene kommer også fra frekvensreguleringen: store og raske enheter benyttes utenfor prisrekkefølge i regulerkraftmarkedet for å sikre den momentane kraftbalansen. Behovet for slike tiltak har vært økende de senere år. For systemvern falt kostnadsnivået noe i årene 2009-2011. Dette henger sammen med at de gjeldende avtalene for belastningsfrakopling (BFK) gikk ut i 2008. I løpet av 2012 etterbetalte systemansvarlig aktørene de kostnader de har hatt som følge av BFK for perioden 2009-2012, så den bokførte kostnaden er noe høyere i 2012 enn foregående år. Fra 2013 har systemansvarlig fattet Side 7

årlige vedtak som skal dekke aktørens kostnader som følge av pålegget om BFK. Antall systemvern har økt siste årene, og mange nye systemvern er i ferd med å bli satt i drift. Dette vil medføre en økning fremover. Kostnadene for systemvern vil alltid variere ettersom deler av kostnadene er knyttet til feil i nettet som gir utløsning av systemvernfunksjon. Kostnader for sekundærreserver er redusert i forhold til 2013 fordi innkjøp, og leveranse, av reservene er begrenset til kun utvalgte timer i døgnet. Det er et mål å øke innkjøpet av sekundæreserver for å bedre frekvenskvaliteten, men kostnaden for 2015 er ventet å ligge på samme nivå som for 2014. Øvrige systemdriftskostnader har variert noe fra år til år, uten at det er en fast trend. For eksempel har antall kvartersflyttinger av produsentenes produksjonsplaner økt merkbart, mens enhetskostnaden er avhengig av prisen i energimarkedene. Prisen i energimarkedene har vært lave i 2014, så kostnaden reflekterer ikke at omfanget har økt. Kostnadene til reaktiv effekt varierer fordi faktura fra aktørene ikke alltid blir sendt tidsnok til årsregnskapet. Statnett bruker interne ressurser på utvikling av markedsløsningene og kjøp av de ulike systemtjenestene i Statnetts markedsordninger. Disse kostnadene fremkommer ikke i Tabell 1. Omfanget av markedsordninger har økt, og økt utnyttelse av nettet har gitt en mer kompleks systemdrift. Dette har medført at den totale ressursbruken i Statnett knyttet til systemansvaret er større enn tidligere. Utvikling av markedsløsninger har gitt vesentlig ressursbruk knyttet til utvikling av IT-systemer. På Landssentralen har bemanningen økt hele døgnet, delvis begrunnet i dette. 2.3 Flaskehalsinntekter og overføringstap på utenlandsforbindelsene NorNed og Skagerrak Figur 1 viser de totale flaskehalsinntektene for NorNed- og Skagerrak-forbindelsene på kvartalsbasis. Verdiene rapportert under er totale flaskehalsinntekter på forbindelsen, og ikke Norges andel. Flaskehalsinntektene for begge kablene deles nå likt mellom de to relevante TSO'ene. På NorNed var det eksplisitt auksjon frem til Q1 2011. Flaskehalsinntekten som er rapportert er beregnet ut fra planlagt flyt på kabelen og prisforskjell i de to spotmarkedene. Statnetts faktiske inntekt fra den eksplisitte auksjonen har i snitt vært noe lavere. Det betyr at Statnett har mottatt noe under 50 % av de oppgitte flaskehalsinntektene i denne perioden. Alle nordiske flaskehalsinntekter, inklusive de som ble inntjent på Skagerrak-forbindelsen, ble frem til Q4 2010 fordelt etter en nordisk fordelingsnøkkel. I denne perioden fikk Statnett en mindre andel fra denne forbindelsen enn 50 %. Til gjengjeld fikk Statnett en andel også av flaskehalsinntektene på grenser mellom Sverige, Finland og Danmark. Inntekten på kablene har variert mye kvartal til kvartal. Fra Figur 2 ser man at noe av variasjonen, spesielt på NorNed, skyldes varierende tilgjengelighet på kablene. Feil og revisjoner er de viktigste årsakene til redusert kapasitet. Figur 3 viser andelen av tiden hvor flaskehalsinntekten var mindre enn tapskostnaden. Dette gjelder over 60 % av timene i noen kvartaler for Skagerrak og rundt 20 % av timene på NorNed. Det er her lagt til grunn at tapene for hver time kjøpes til spotprisen i det eksporterende landet. De reelle kostnadene ved å sikre dekning for tapene kan være noe høyere. Side 8

Mill. Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 60 50 40 Flaskehalsinntekter og tapskostnad på NorNed og Skagerrak 30 20 10 0 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Flaskehalsinntekt NorNed Flaskehalsinntekt Skagerrak Flaskehalsinntekt-tapskostnad NorNed Flaskehalsinntekt-tapskostnad Skagerrak Figur 1: Flaskehalsinntekter og tap på NorNed og Skagerrak Tilgjengelig kapasitet 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 2009 2010 2011 2012 2013 2014 NorNed Skagerrak Figur 2: Tilgjengelig kapasistet på NorNed og Skagerrak. Andel timer der tapskostnadene overstiger flaskehalsinntekten Beregnet som om tapsvolum er 4 % av overføringen i Elspot Perioder der kabelene ikke er tilgjengelig for markedet er ekskludert 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 NorNed Skagerrak Figur 3: Andel timer der tapskostnaden overstiger flaskehalsinntekten. Side 9

NorNed Flaskehalsinntekter (mill. ) Tapskostnad (mill. ) Tap som andel av flaskehalsinntekt (%) Differanse (mill. ) 2008 120.9 5.3 4 % 115.7 1. kvartal 2. kvartal 48.3 0.7 1 % 47.6 3. kvartal 35.7 2.2 6 % 33.5 4. kvartal 36.9 2.4 6 % 34.6 2009 48.6 4.8 10 % 43.7 1. kvartal 13.2 1.3 10 % 11.9 2. kvartal 4.4 0.7 17 % 3.6 3. kvartal 14.2 1.2 9 % 13.0 4. kvartal 16.8 1.5 9 % 15.3 2010 29.9 6.0 20 % 23.9 1. kvartal 2.8 0.5 19 % 2.2 2. kvartal 5.7 1.2 21 % 4.5 3. kvartal 7.4 1.8 25 % 5.6 4. kvartal 14.0 2.4 17 % 11.6 2011 75.3 7.9 10 % 67.5 1. kvartal 20.0 2.8 14 % 17.2 2. kvartal 4.0 1.2 29 % 2.8 3. kvartal 24.4 1.9 8 % 22.5 4. kvartal 26.9 2.0 7 % 24.9 2012 110.3 6.7 6 % 103.6 1. kvartal 19.6 2.1 11 % 17.5 2. kvartal 27.3 1.6 6 % 25.8 3. kvartal 38.7 1.0 3 % 37.7 4. kvartal 24.7 2.1 8 % 22.6 2013 67.1 6.5 10 % 60.6 1. kvartal 20.1 2.3 12 % 17.8 2. kvartal 21.3 2.1 10 % 19.2 3. kvartal 16.2 1.3 8 % 14.9 4. kvartal 9.6 0.8 8 % 8.8 2014 81.8 5.9 7 % 75.9 1. kvartal 19.8 1.6 8 % 18.2 2. kvartal 26.0 1.1 4 % 24.8 3. kvartal 11.9 1.5 13 % 10.4 4. kvartal 24.2 1.7 7 % 22.5 Tabell 2: Flaskehalsinntekter og tapskostnader på NorNed. Side 10

Skagerrak Flaskehalsinntekter (mill. ) Tapskostnad (mill. ) Tap som andel av flaskehalsinntekt (%) Differanse (mill. ) 2008 95.3 1. kvartal 11.3 2. kvartal 35.9 3. kvartal 37.1 3.4 9 % 33.8 4. kvartal 10.9 2.8 26 % 8.1 2009 28.6 6.1 21 % 22.5 1. kvartal 4.4 1.8 40 % 2.7 2. kvartal 2.8 1.4 49 % 1.4 3. kvartal 11.9 1.3 11 % 10.6 4. kvartal 9.5 1.7 18 % 7.8 2010 44.7 9.0 20 % 35.6 1. kvartal 21.3 2.6 12 % 18.7 2. kvartal 7.5 2.0 26 % 5.5 3. kvartal 3.4 1.8 54 % 1.6 4. kvartal 12.5 2.6 21 % 9.9 2011 68.1 9.7 14 % 58.4 1. kvartal 26.8 3.6 14 % 23.2 2. kvartal 2.9 2.0 67 % 1.0 3. kvartal 22.5 2.3 10 % 20.2 4. kvartal 15.8 1.8 11 % 14.0 2012 60.1 6.5 11 % 53.6 1. kvartal 7.7 2.0 26 % 5.7 2. kvartal 15.8 1.6 10 % 14.2 3. kvartal 25.3 1.1 4 % 24.2 4. kvartal 11.3 1.8 16 % 9.6 2013 40.6 6.9 17 % 33.8 1. kvartal 8.0 2.1 27 % 5.8 2. kvartal 13.5 2.0 15 % 11.5 3. kvartal 8.9 1.3 14 % 7.6 4. kvartal 10.3 1.4 14 % 8.9 2014 40.4 3.5 9 % 36.9 1. kvartal 7.3 1.4 19 % 5.9 2. kvartal 16.3 1.0 6 % 15.3 3. kvartal 7.3 1.1 15 % 6.2 4. kvartal 9.4 Tabell 3: Flaskehalsinntekter og tapskostnader på Skagerrak. Side 11

Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt M /måned Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt Jan Apr Jul Okt M /måned Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 Flaskehalsinntekter på alle forbindelser I dag får Norge 50 % av flaskehalsinntektene på alle grenseforbindelser, og 100 % av flaskehalsinntektene på forbindelser internt i Norge. Frem til slutten av 2010 ble deler av de samlede nordiske inntektene fordelt etter faste nøkler, og Norges andel av inntektene frem til 2011 kan derfor ikke avledes fra inntektene internt og på grensene. 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Norges del av flaskehalsinntekter i Norden og på NorNed 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Norden NorNed Figur 4: Norges del av flaskehalsinntekter i Norden og på NorNed. 40 30 Flaskehalsinntekter på norske grenser Total flaskehalsinntekt, ikke Norges andel 20 10 0-10 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Internt Sverige Danmark Nederland Figur 5: Totale flaskehalsinntekter internt i Norge og på grensene mot andre land. Side 12

Norges del av inntektene (M ) Totale flaskehalsinntekter (M ) År Måned Norges del av nordiske flaskehalsinntekter Norges del av inntektene på NorNed Side 13 Internt i Norge Norge-Sverige Norge-Danmark Norge-Nederland 2008 1 1.73 0.06 2.12 2.60 0.00 2 2.75 0.75 3.11 3.65 0.00 3 3.62 0.76 5.96 5.10 0.00 4 5.62 0.72 7.23 9.67 0.00 5 8.29 10.56 1.04 12.63 11.08 23.13 6 9.40 11.86 0.10 18.50 15.17 25.18 7 8.81 7.91 0.09 14.41 17.27 16.24 8 6.82 3.65 2.30 11.53 11.14 8.27 9 4.29 5.24 0.99 4.63 8.73 11.19 10 2.24 7.84 0.47 1.75 4.93 15.79 11 1.74 4.91 0.00 1.84 2.85 11.04 12 1.66 4.45-0.10 1.44 3.15 10.10 2009 1 0.92 3.92-0.01 0.47 1.83 8.31 2 0.66 0.92-0.05 0.40 1.26 1.95 3 0.58 1.35-0.03 0.18 1.33 2.97 4 1.03 0.27 0.27 1.16 1.30 0.63 5 0.95 0.74 0.10 1.51 1.04 1.45 6 0.71 1.03 0.19 1.21 0.42 2.30 7 0.97 0.93 0.08 1.83 0.66 2.02 8 4.01 1.80-0.01 7.44 4.15 4.22 9 6.28 3.73 0.11 10.87 7.09 7.94 10 2.13 3.98 0.08 3.10 2.83 8.26 11 1.25 1.80-0.04 0.85 2.38 3.98 12 4.30 1.94-0.76 7.07 4.28 4.54 2010 1 6.22 1.21 4.70 1.92 3.36 2.77 2 35.17 0.00 37.52 3.15 8.35 0.00 3 13.98 0.00 10.79 2.31 9.59 0.00 4 3.33 0.25-0.13 4.42 3.56 0.54 5 4.29 1.26-0.17 7.54 2.91 2.69 6 2.36 0.84 0.05 4.25 1.04 2.48 7 0.96 0.86 0.01 0.72 1.17 2.23 8 0.91 0.72 0.00 1.02 0.99 2.31 9 1.55 1.22 0.53 1.36 1.26 2.85 10 2.02 1.48 0.40 2.43 1.49 3.51 11 3.90 1.47 3.08 0.69 2.39 3.76 12 26.44 2.85 20.86 4.14 8.59 6.75 2011 1 12.33 4.19 5.55 1.76 11.80 9.52 2 7.76 2.65 3.08 1.27 8.08 5.30 3 4.46 2.61 0.25 1.48 6.96 5.22 4 1.45 0.79 0.08 1.13 1.61 1.59 5 0.48 0.00 0.00 0.33 0.63 0.00 6 1.95 1.20 1.36 0.49 0.69 2.40 7 4.82 2.40 1.61 3.06 3.35 4.80 8 6.00 3.15 0.05 5.62 6.27 6.31 9 10.31 6.65 0.68 6.34 12.93 13.30 10 7.94 6.56 0.84 3.42 10.77 13.13 11 4.78 3.84 0.97 4.25 3.37 7.68 12 1.52 3.04 0.09 1.08 1.78 6.08 2012 1 5.41 2.47 2.88 2.24 2.82 4.94 2 8.06 3.15 4.84 3.77 2.68 6.31 3 1.52 4.17 0.17 0.50 2.20 8.34 4 2.95 4.07 0.65 1.82 2.79 8.13 5 5.14 4.50 0.32 3.28 6.37 8.99 6 5.80 5.11 0.45 4.02 6.67 10.21 7 5.01 8.05 1.13 0.44 7.32 16.10 8 11.53 6.90 0.81 8.46 12.99 13.79

9 9.10 4.38 1.83 9.60 4.94 8.76 10 1.92 4.33 0.41 0.79 2.23 8.66 11 1.66 4.72 0.03 0.94 2.31 9.45 12 6.95 3.30 2.79 1.52 6.79 6.60 2013 1 4.33 3.22 2.68 0.47 2.84 6.45 2 0.89 3.03 0.13 0.39 1.13 6.07 3 2.76 3.78 0.39 0.74 3.99 7.56 4 5.22 2.47 1.16 4.64 3.50 4.95 5 2.76 4.01 0.09 3.40 1.94 8.03 6 4.89 4.14-0.02 1.74 8.09 8.29 7 2.20 3.76 0.22 1.50 2.46 7.51 8 6.00 1.60 0.23 8.34 3.19 3.20 9 5.01 2.73 0.42 5.98 3.21 5.47 10 2.61 3.27 0.27 1.85 2.84 6.53 11 2.68 0.00 0.42 1.82 2.70 0.00 12 4.13 1.54 0.95 1.55 4.79 3.08 2014 1 5.07 3.29 3.87 0.22 2.19 6.57 2 2.23 3.28 0.69 0.52 2.56 6.55 3 2.51 3.33 0.64 1.19 2.54 6.65 4 5.76 3.69 2.23 5.62 1.44 7.38 5 8.62 4.80 0.65 9.78 6.16 9.60 6 2.25 4.50 0.34 1.69 2.13 9.00 7 1.28 1.96 0.50 0.49 1.07 3.92 8 1.52 1.37 0.41 1.60 0.62 2.74 9 0.94 2.63 0.16 0.99 0.56 5.26 10 1.00 4.02 0.29 0.93 0.50 8.04 11 1.56 4.07 0.58 1.28 0.66 8.14 12 0.71 3.99 0.24 0.28 0.68 7.98 Tabell 4: Norges flaskehalsinntekter mot andre land. Side 14

3 Flaskehalskostnader og spesialregulering 3.1 Opprette nytt elspotområde etter Fos 5 annet ledd Elspotområdene fastsettes etter en vurdering av hvor i nettet det forventes store overføringsbegrensninger. På grunn av den store impedansen på forbindelsene mellom Sør-Norge og Midt-Norge i forhold til impedansene mot det svenske kraftsystemet, deles landet alltid inn i minst to områder. Skillet mellom disse to områdene går på forbindelsene i Østerdalen, Gudbrandsdalen og Sogn og Fjordane. En variasjon i balansen i Sør-Norge vil i liten grad påvirke kraftflyten i nettet nord for Dovre og motsatt. Det kan oppstå behov for å opprette nytt elspotområde, for eksempel ved utfall eller revisjon av en viktig overføringslinje. Også ved intakt nett kan det bli behov for å opprette nytt elspotområde, dersom det oppstår en stor og langvarig flaskehals. I disse tilfellene vil Statnett anslå Hvor lenge linjen vil være ute / hvor lenge flaskehalsen vil vare Hvilke spesialreguleringskostnader Statnett vil få uten opprettelse av eget elspotområde Dersom Statnett anslår at spesialreguleringskostnadene for en periode vil beløpe seg til størrelsesorden 20 millioner kroner vil det vurderes å opprette et eget elspotområde. Markedet varsles minst 4 uker før det nye elspotområdet gjøres gjeldende. Når områdenes utstrekning skal fastsettes, gjøres avgrensningen ut fra følgende forhold: Grensesnitt i nettet hvor det forventes flaskehals i en betydelig del av sesongen eller hvor ønsket utvekslet effekt ventes å bli vesentlig forskjellig fra fysisk kapasitet. Normale oppdelinger i distribusjons-, regional- eller sentralnett. Impedansforhold der nettet ikke er oppdelt. Mulighet for hensiktsmessig avregningsmåling i grensesnittet mellom områdene. Side 15

3.2 Markedskostnader ved flaskehals mellom elspotområder For at de beregnede kostnadene skal kunne relateres til forhold Statnett kan påvirke i driften, tas det bare hensyn til kostnader som kommer av feil eller revisjoner. Kostnader som skyldes feil eller begrensinger i utlandet er trukket ut av beregningene fram t.o.m. 2010. Fra 2011 er feil/revisjoner på utenlandsk side tatt med når de påvirker handelsgrensene. 2011-tallene og senere er derfor ikke uten videre sammenlignbare med tidligere år i tabellen. Flaskehalskostnader ved intakt nett, f. eks begrensninger i Hasle grunnet høy last i Østlandsområdet, er ikke tatt med for noen av årene. Tabell 5 og Tabell 6 viser kapasitetstilgjengelighet og utnyttelse av handelskorridorene ved henholdsvis eksport og import. Figur 5 til Figur 14 viser hyppighet og antall timer flaskehals på de ulike handelskorridorene. Handels-korridor Maks. kap.[mw] Tidsandel maks. kapasitet[%] Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennomsnitt [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kap. [%] Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kap. i markedet [%] NO1-SE3 2 145 16 % 76 % 72 % 61 % NO3-SE2 600 97 % 98 % 24 % 11 % NO4-SE2 250 0 % 56 % 36 % 35 % NO4-SE1 700 0 % 86 % 33 % 15 % NO2-DK1 1 000 7 % 80 % 57 % 46 % NO2-NL 700 88 % 94 % 94 % 87 % NO2-NO1 3 500 0 % 74 % 51 % 7 % NO2-NO5 500 0 % 21 % 7 % 5 % NO5-NO1 1 3 700 15 % 89 % 60 % 6 % NO4-NO3 900 0 % 86 % 46 % 8 % Tabell 5: Kapasitetstilgjengelighet og -utnyttelse 2014, eksport. Handels-korridor Maks. kap.[mw] Tidsandel maks. kapasitet[%] Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennomsnitt [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kap. [%] Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kap. i markedet [%] SE3-NO1 2 095 37 % 77 % 4 % 2 % SE2-NO3 1 000 64 % 89 % 41 % 22 % SE2-NO4 300 0 % 72 % 22 % 19 % SE1-NO4 600 0 % 71 % 23 % 13 % DK1-NO2 1 000 43 % 84 % 20 % 12 % NL-NO2 700 96 % 96 % 2 % 1 % NO1-NO2 2 200 0 % 72 % 4 % 0 % NO5-NO2 600 0 % 49 % 31 % 17 % NO1-NO5 1 650 97 % 99 % 0 % 0 % NO3-NO4 200 0 % 9 % 1 % 9 % Tabell 6: Kapasitetstilgjengelighet og -utnyttelse 2014, import. 1 Grensen mellom NO1 og NO5 ble omdefinert i desember 2013. Side 16

Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 Korridor Årsak 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 NO1 SE3 Revisjon 25 166 9 0 73 112 126 251 303 Feil/utfall 2 0 1159 117 0 0 0 4 0 NO3 SE2 2 Revisjon 14 3 3 10 1 Feil/utfall 0 2 0 0 0 NO4 SE1 3 Revisjon 2 3 55 116 14 11 13 11 5 Feil/utfall 9 1 10 0 0 0 0 0 0 NO4 SE2 Revisjon 4 4 2 Feil/utfall 0 0 0 NO2 DK1 Revisjon 0 46 25 19 20 16 95 96 90 Feil/utfall 417 246 474 1 3 5 0 0 0 NO2 NL 4 Revisjon 29 24 8 12 47 55 34 Feil/utfall 16 61 168 38 1 147 3 NO1 NO2 5 Revisjon 1 0 10 6 3 Feil/utfall 0 0 8 9 5 NO1 NO5 5 Revisjon 1 6 1 0 4 Feil/utfall 0 0 0 0 0 NO2 NO5 5 Revisjon 0 17 4 0 0 Feil/utfall 0 0 0 0 0 NO4 NO3 Revisjon 9 2 9 6 3 Feil/utfall 0 0 0 0 0 Sum 455 462 1777 338 311 224 321 599 453 Tabell 7: Markedskostnader 6 (MNOK) ved bortfall av overføringskapasitet. 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Feil/utfall Revisjon Figur 5: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO1 og SE3 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 2 Flaskehalser NO3 SE2 ligger inne i NO4 SE1 t.o.m. 2009. 3 Flaskehalser NO4 SE2 ligger inne i NO4 SE1 t.o.m. 2011. 4 NorNed kom i drift i april 2008. 5 SørNorge ble delt i tre prisområder i 2010. 6 Kapasitetsreduksjon*prisforskjell (mellom områdene). Side 17

Timer Timer Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 90 80 70 60 50 40 Revisjon 30 20 10 0 mars april juli august september oktober november Figur 6: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO3-SE2 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Revisjon Figur 7: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-SE2 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Revisjon Figur 8: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-SE1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Side 18

Timer Timer Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Revisjon Figur 9: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-DK1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 mars april mai juli august september oktober Revisjon Feil/utfall Figur 10: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-NL ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 80 70 60 50 40 30 20 Revisjon Feil/utfall 10 0 Figur 11: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-NO1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Side 19

Timer Timer Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Revisjon Figur 12: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO5-NO1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 1 Totalsum 0 Totalsum Figur 13: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO5-NO2 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 140 120 100 80 60 40 Revisjon 20 0 Figur 14: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-NO3 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Side 20

MNOK Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 3.3 Spesialregulering Årsak til spesialreguleringer er delt inn i fire hovedtyper: intakt nett revisjoner feil/utfall annet 7 Beskrivelse av de viktigste/største spesialreguleringskostnadene, se Figur 15. Haugen-Sykkylven: Linjen ble koblet ut i midten av mai og har gitt en flaskehals på gjenværende 132kV-linje ut fra Haugen stasjon med behov for nedregulering. Linjen var utkoblet frem til januar 2015. T_Høyanger-Fardal: Linjen ble koblet ut i mai og skapte en flaskehals på gjenværende 132kV linje inn til Fardal med behov for nedregulering. Linjen lå utkoblet frem til august. Ofotensnittet: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved høy/lav produksjon nord for Ofoten. Det var behov for nedregulering i juli/august og deretter oppregulering i november/desember. N.Røssåga-Svabo 1+2: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved høy/lav produksjon i Helgelandsnettet. Det var behov for oppregulering fra oktober. Siso-Valljord 1+2: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved lav produksjon i Salten-nettet. Det var jevnlig behov for oppregulering fra august. Aura-Orkdal: Reparasjon av en effektbryter i Aura i april medførte redusert kapasitet inn til Møre-nettet med behov for oppregulering. Mel-Fardal: Linjen var utkoblet fra midten av september til midten av november. Dette skapte en flaskehals på gjenværende 132kV linje inn til Fardal med behov for nedregulering. Guolassnittet: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved høy produksjon nord for Guolas. Det var behov for nedregulering i juli og august. Max overskudd nord m/nettsplitt: Begrensning ved intakt nett. Oppstår ved høy produksjon fra Nord-Trøndelag til Finnmark og nord for Kobbelv spesielt. Gav behov for nedregulering i juli og august. Kvandal-Bardufoss: Linjen var utkoblet i flere omganger fra juli til september. Dette skapte en flaskehals på gjenværende 132kV-linjer med behov for nedregulering nord for Kvandal. Figur 16 viser samlede kostnader knyttet til de dyreste utbyggingsprosjektene i 2014. Bygging av Ørtskog-Fardal har generert de klart høyeste kostnadene og skyldes hovedsakelig utkobling av Haugen-Sykkylven. 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Feil/utfall Intakt nett overlast Intakt nett spenning Revisjon Figur 15: De 10 dyreste spesialreguleringsårsakene i 2014. 7 Består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last- eller produksjonsendring, spenningsforhold, problemer i naboland og andre spesielle årsaker. Side 21

MNOK Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 120 100 80 60 40 20 0 Ørskog-Sogndal Ofoten-Hammerfest Skagerrak 4 Østre korridor Figur 16: Spesialreguleringskostnader knyttet til utbyggingsprosjekter. 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Intakt nett, overlast 44 36 54 50 50 75 44 44 38 84 Intakt nett, spenning - 17 5 6 8 28-2 1 4 Revisjoner 57 48 50 38 75 32 57 54 43 159 Feil/utfall 46 35 6 19 18 5 46 19 20 20 Annet 1 2 1 4 4 2 1 2 2 3 Totalt 147 138 115 117 154 143 147 121 104 270 Tabell 8: Spesialreguleringskostnader(MNOK) fordelt på hovedtypene. 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Regulert kvantum opp 398 377 399 542 381 242 366 804 Regulert kvantum ned 1681 566 791 318 638 791 475 1159 Totalt 2079 943 1190 860 1019 1033 841 1963 Tabell 9: Mengde(GWh) spesialregulering. 3.4 Redegjørelse for kostnader og prognoser for spesialregulering for å håndtere oppgradering og bygging av regional- og sentralnett frem til 2017. De kostnader som presenteres her må ansees som svært grove antagelser. Kostnader for spesialregulering er avhengig av mange faktorer som systemansvarlig ikke har kontroll på, bla: Hydrologiske forhold. Prisnivå i spotmarkedet. Været. Feil i nettet eller på produksjonsenheter. Forsinkelser i utbyggingsprosjektene. Under følger prognoser for prosjektene Ørskog-Sogndal, Vestre korridor og Ofoten-Hammerfest. Side 22

Ørskog-Sogndal: Dette prosjektet genererte store kostnader for spesialregulering i 2014 grunnet effektoverskudd i 132 kv nettet. I 2015 vil det være 6-7 uker med utkoblinger nær Sogndal som også gir store begrensninger i 132kV nettet. Fra 2016 vil det være ca. 1,5 år med utkobling av 132kV Fardal-Høyanger, men det forventes at 420kV fra Ørskog til Høyanger vil være tilgjengelig det meste av denne perioden. Kostnader: 50 MNOK i 2015, 10 MNOK i 2016 og 5 MNOK i 2017. Vestre korridor Dette prosjektet består av spenningsoppgradering av 300kV nettet mellom Feda og Sauda. Det vil dermed være behov for mange utkoblinger i dette området som medfører begrensninger i nettet. De fleste av disse begrensningene vil bli håndtert med redusert kapasitet på Skagerrak og NorNed. Kostnader: 1 MNOK i årlige kostnader frem til 2017. Ofoten-Hammerfest Det vil være behov for ca. 4 mnd. årlig utkobling av 132 kv linjene mellom Kvandal og Straumsmo. I tillegg vil det være behov for utkobling av 420kV linjene mellom Ofoten og Balsfjord. I sommerhalvåret er det normalt et effektoverskudd i dette området. For å øke kapasiteten ut av området vil det trolig bli installert et midlertidig systemvern på kraftstasjonene Innset og Straumsmo. Kostnader: 15 MNOK i årlige kostnader frem til 2017. 3.5 Redegjørelse for bruk av produksjonstilpasning i 2014, inkludert områder hvor virkemiddelet er benyttet og årsak til produksjonstilpasning. Dato Driftsstans/årsak Berørt nettområde Berørte stasjonsgrupper 07.01 Hjartdøla-Knardalstrand Hjartdal Hjartdøla 15.01 Øvre Årdal-Årdalstangen Årdalstangen Naddvik 27.01-31-01 Svelgen T11 Svelgen Svelgen 10.02-30.05 Røldal-Novle Røldal HER 11.02 Giskemo-Tafjor 1 og 2 Tafjord Tafjord 11.02 Fortun T7 og T8 Indre Sogn Tyin, Fortun, Naddvik 19.02 N.Røssåga-T_Finneidfjord 2 Hemnes Rana, Helgeland 19.02 Bjerka-N.Røssåga Hemnes Røssåga 03.03-05-03 Leirdøla-Fortun Indre Sogn Fortun, Tyin, Naddvik 11.03-21.03 N.Vinstra-Fåberg Vinstra Nedre Vinstra 18.03 Eidum-T_Funna Meråker NTE 24.03 Kvilldal-Holen Suldal Ulla-Førre 26.03-27.03 Åskåra-Leivdal Sogn og Fjordane Åskåra, Svelgen 09.04-11.04 Vågåmo 132kV-anlegg Vågåmo, Lom, Skjåk Ø.Otta og Skjåk 11.04 Aurland2-Aurland3 Aurland Aurland 14.04 Fardal-Leirdøla Indre Sogn Leirdøla, Jostedal, Fortun, Tyin, Naddvik 22.04-16.05 Evanger-Voss Voss BKK 24.04-25.04 Ballangen-Kjøpsvik Tysfjord Sørfjord 28.04-30.04 Lyse-Tonstad Tonstad Sira-Kvina 28.04-30.05 Sundsfjord-Hopen Salten Sundsfjord 29.04 Senumstad-Vassfossen 1 og 2 Froland Agder-Syd 05.05-08.05 Midtfjell T2 Fitjar Midtfjellet 05.05-09.05 Tokke-Rød Seljord Sundsbarm 12.05 Orkdal T1 Orkdal Svorkmo, Sokna, Håen og Sama 12.05-14.05 Rendalen-Vang Rendalen Rendalen 12.05-14.05 Fardal-T_Høyanger T_Høyanger-Hydro Høyanger 2 Høyanger Høyanger Side 23

12.05-16.05 Kulia-Grødal Songdalen Øie 13.05 Orkdal T2 Orkdal Svorkmo, Sokna, Håen og Sama 13.05 Høyanger T1 Høyanger Høyanger 19.05-23.05 Dokka-Torpa Nordre Land Torpa 21.05 Fortun T7/T8 Indre Sogn Fortun, Tyin, Naddvik 21.05 Kvandal-Hergot Narvik Nygårdsfjell 22-05-28.05 Farda-T_Høyanger Høyanger Høyanger T_Høyanger-Hydro Høyanger 2 27.05-28.05 Såheim-Frøystul Tinn Rjukanverkene 02.06-15.06 Haugen-Sykkylven Fardal-Høyanger Svelgen-Grov Sunnmøre og Sogn og Fjordane Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa, Sunnfjord, Høyanger 02-06-20.06 Hove 300kV-anlegg Vik Vik 05.06 Dalen-Lysebotn Lysebotn Lysebotn 05.06-25.08 Såheim-Frøystul Tinn Rjukanverkene 10.06 Kvandal-Sildvik Narvik Nygårdsfjell 13.06 Bjerka-N.Røssåga Hemnes Røssåga 16.06-17.06 Grøa-Driva Sunndalen Nordmøre, Driva 16.06-06.07 Haugen-Sykkylven Fardal-Høyanger Grov-Moskog Sunnmøre og Sogn og Fjordane Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa, Sunnfjord, Høyanger 17.06 Nordheim-Smøla Smøla Smøla 17.06 Slidre-Ylja Valdres Ylja 17.06-19.06 Skogfoss-Varangerbotn Sør-Varanger Skogfoss, Melkefoss Skogfoss-Melkefoss 27.06 Samnanger-Nordheimsund Samnanger, Kvam Bjølvo 27.06 Kvandal-Sildvik Narvik Nygårdsfjell 30.06 Fardal-Leirdøla Indre Sogn Leirdøla, Jostedal, Fortun, Tyin, Naddvik 07.07-10.07 Rana G1-G4 Helgeland Helgeland, Røssåga 07.07-06.08 Haugen-Sykkylven Fardal-Høyanger Sunnmøre og Sogn og Fjordane Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa, Sunnfjord, Høyanger 28.07-11.09 Åsen T3 Odda Oksla, Tysso 04.08 Giskemo-Tafjord1 Tafjord Tafjord 04.08 Sildvik-Kvandal Narvik Nygårdsfjell 07.08-10.08 Haugen-Sykkylven Sunnmøre og Sogn og Fjordane Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa, Sunnfjord, Høyanger 08.08-05.09 Åna-Sira G1-G3 Sørlandet Sira-Kvina 11.08 Mauranger T3 Folgefonn Folgefonn 11.08-15.08 Haugen-Sykkylven Haugen-Håheim Haugen-Leivdal 13.08-14.08 Nordreisa-Kvænangen 1+2 Kvænangen-Alta Trafo 1+2 Sunnmøre og Sogn og Fjordane Kvænangen, Finnmark Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa, Sunnfjord, Høyanger Havøygavlen, Kjøllefjord 16.08-31.08 Haugen-Sykkylven Sunnmøre og Sogn og Fjordane Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa, Sunnfjord, Høyanger 18.08-25.09 Rana-Svabo1 Rana Rana 18.08-22.08 Kolltveit 66kV Stasjon Vinje, Seljord Skafså 20.08-21.08 Adamselv-Futelv Mehamn Kjøllefjord 25.08-26.08 Einangsmoen-Knardalstrand2 Fyresdal-Porsgrunn Fjone 26.08-30.08 Holen-Skarg Bykle Breive 26.08-28.08 Samnanger-Norheimsund Samnanger, Kvam Bjølvo, BKK 28.08 Skrimsdalen-Haukrei Fyresdal Haukrei 01.09-04.09 Kvanndal-Songa Vinje Songa 01.09-04.09 Førre-Stølsdal Hjelmeland Ulla-Førre 02.09 Åbjøra-Heggenes Valdres Valdres 02.09-07.09 Ballangen-Kjøpsvik Sørfjord Sørfjord 06.09-07.09 Monehagen Åmli Agder-Syd 08.09-17.09 Nelaug-Åmli Åmli Agder-Syd 09.09 Røldal-Åsen-Oksla Odda Tysso, Oksla 09.09-10.09 Kjøpsvik-Sørfjord Sørfjord Sørfjord 09.09-10.09 Tussa 66kV stasjon Ørsta Tussa Side 24

09.09 Kvandal-Sildvik Narvik Nygårdsfjell 11.09 Granvin-Ulvik Ulvik BKK 13.09-14.09 Åmli-Nelaug Åmli Agder-Syd 13.09-14.09 Arendal-Bøylefoss-Bjorendal Arendal, Froland, Åmli Agder-Syd 15.09-12.10 Haugen-Sykkylven Mel-Fardal Sunnmøre og Sogn og Fjordane Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa, Sunnfjord, Høyanger 17.09-19.09 Øljusjøen stasjon Lærdal Borgund 15.09-25.09 Norheimsund-Øystese Kvam Bjølvo 15.09-02.10 Borgund-Øljusjøen Lærdal Borgund 16.09 Varangerbotn-Kirkenes Kirkenes Skogfoss 22.09-23.09 Fardal-Høyanger Høyanger Høyanger 22.09-26.09 Førre-Stølsdal Hjelmeland Ulla-Førre 30.09 Kvandal-Sildvik Narvik Nygårdsfjell 03.10 Lomi-Sulitjelma1 Sulitjelma Sulitjelma 06.10 Selbu-Eidum Selbu Selbu 08.10 Bjerka-N.Røssåga Hemnes Røssåga 13.10-01.11 Haugen-Sykkylven Mel-Fardal Svelgen-Grov Sunnmøre og Sogn og Fjordane Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa, Sunnfjord, Høyanger 16.10 Samnanger-Norheimsund Samnanger, Kvam Bjølvo, BKK 20.10-23.10 Nea T3 Nea Nea 20.10-28.10 Tysso2-Stanavegen Odda Tysso Tysso2-Samteig 23.10-30.10 Hjartdøla-Grønvollfoss Hjartdal Hjartdøla 23.10 Skogfoss-Melkefoss Sør-Varanger Skogfoss 29.10-30.10 Eidum-Funna Meråker NTE 02.11-03.11 Haugen-Sykkylven Svelgen-Grov Sunnmøre og Sogn og Fjordane Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa, Sunnfjord 03.11 Granvin-Ulvik Ulvik BKK 04.11 Rendalen-Balbergskaret Rendalen Rendalen 04.11-30.11 Haugen-Sykkylven Sunnmøre og Sogn og Åskåra, SFE, Svelgen, Tussa Svelgen-Moskog Fjordane 05.11 Vågåmo T1 Vågåmo, Lom, Skjåk Ø.Otta, Skjåk 10.11-11.11 Granvin-Ulvik Ulvik BKK 11.11 Glosimot-Knardalstrand1 Fyresdal-Porsgrunn Fjone 11.11 Førre-Stølsdal Hjelmeland Ulla-Førre 17.11-20.11 Kristiansand-Steinsfoss Vennesla Agder-Syd 19.11-20.11 Åmela 66kV stasjon Volda Tussa-Sør 24.11-28.11 Åsen T3 Odda Oksla, Tysso 24.11-15.12 Knardalstrand-Vrangfoss Lunde Vangfoss-MTE 27.11-28.11 Granvin-Ulvik Ulvik BKK 09.12-10.12 Follafoss-Steinkjer Steinkjer NTE 11.12 Mauranger T3 Folgefonn Folgefonn 12.12 Mår-Mæl Tinn Rjukanverkene Tabell 10: Produksjonstilpasning i 2014. Side 25

4 Handelsgrenser 4.1 Fastsettelse av handelskapasitet Hovedprinsippet ved fastsettelse av overføringskapasitet i det norske sentralnettet blir gitt av følgende driftspolicy: Med intakt nett tillater Statnetts driftspolicy at enkeltutfall i sentralnettet (linje, transformator eller generator) maksimalt berører 200 MW forbruk og med varighet maksimalt 1 time. I perioder med planlagt vedlikehold tillates høyere risikoeksponering, maksimalt 500 MW med varighet opptil 2 timer. Ved fastsettelse av overføringskapasitet i snitt som har betydning for det nordiske nettet benyttes 3- fase kortslutning på ledning, produksjonsfrakobling eller feil på samleskinne som "dimensjonerende enkeltutfall". Som feilfrakoblingstid benyttes vellykket frakopling fra primærvernet, normalt 80-110 ms avhengig av brytertid for aktuelle effektbrytere. Dimensjonerende utfall i snittene skal ikke medføre større konsekvenser enn det som er fastsatt i driftspolicy. I analysene må det derfor kontrolleres at nettet oppfyller nødvendige krav til dynamisk stabilitet, spenningsforløp og termiske grenser for anleggsdeler. Kravet er at større nettdeler ikke skal bli spenningsløse, og at enkeltkomponenter ikke skal belastes høyere enn fastsatte grenser for henholdsvis 15 minutter og kontinuerlig belastning. For å holde høy overføring i nettet aksepteres det altså at feil kan gi lokale utfall eller kortvarig lav spenning. Forutsetning for slike overføringsgrenser er at det finnes tiltak som relativt raskt vil bringe nettet tilbake til normale driftsspenninger. Kravet til dynamisk stabilitet er normalt at overført effekt ligger 10 % under det MW-nivå som gir stående eller uakseptable pendlinger. For spenningsstabilitet er det normalt tillatt 10 % spenningsfall fra systemspenning, det vil si 380 og 270 kv for de høyeste systemspenningene. Disse grensene kan fravikes dersom spenningsfallet er lokalt og det er stabil spenning fra to eller flere naboområder. Kravet er at relévern ikke skal gi frakopling dersom nettet ellers er stabilt i minst 15 minutter. Med maksimal overføringskapasitet for anleggsdeler etter utfall benyttes verdier for hva komponenter tåler i inntil 15 minutter (forventet tid for å regulere overføringen i kraftsystemet). Normalt tillates det 20 % overlast i 15 minutter for luftlinjer, korrigert for aktuell utetemperatur. For brytere, strømtransformatorer og HF-sperrer benytter man normalt ikke temperaturkorrigering, men for hver komponent er det på forhånd fastsatt hvilken belastning utover merkestrøm som tillates. Dette ligger normalt i området 20-40 % over merkeverdi. For transformatorer tillates normalt 30-40 % over merkeytelse i 15 minutter. Med disse forutsetningene tillates det også bruk av systemvern som en del av primærvern for snittgrenser og dimensjonerende feil. I hovedsnittene benyttes automatisk produksjons- eller lastfrakobling som styres fra linjeutfall eller måling av strøm og spenning. Maksimal produksjonsfrakobling (PFK) er satt til 1200 MW, som er dimensjonerende utfall for Norge. Systemvern for automatisk lastfrakobling blir i dag benyttet i langt mindre omfang. Frakopling av 400 MW er største "enkelthendelse" pr. i dag. Samarbeid mellom nordiske TSOer: Den nordiske systemdriftsavtalen fastsetter at overføringskapasiteten mellom delsystemer bestemmes ut fra gitte driftssikkerhetskriterier. Elspot-kapasiteten mellom Norge og Vest-Danmark bestemmes daglig av Energinet.dk og Statnett i fellesskap. Laveste kapasitet gjelder. Elspot-kapasitet mellom Norge og Sverige bestemmes daglig av Svenska Kraftnät og Statnett i fellesskap. Laveste kapasitet gjelder. Side 26

Tilgjengelig kapasitet på NorNed bestemmes daglig av Tenne T (TSO i Nederland) og Statnett i fellesskap. Ved fastsettelse av Elspot-kapasitet på AC-forbindelser skal fysisk overføringskapasitet reduseres med frekvensbåndet. Frekvensbåndet for Haslesnittet er 150 MW. Frekvensbåndet på øvrige forbindelser er mellom 25 MW og 75 MW. Maksimal endring i elspotkapasitet mellom to elspotområder er normalt 600MW per timeskift. Hvordan kapasitet fastsettes er beskrevet i dokumentet "Principles for determining the transfer capacities in the Nordic power market" på Nordpools hjemmeside. Følgende forhold kan medføre endring/reduksjon av handelskapasitet i forhold til prognosene: Forhold i naboland. Eksempelvis kan Vestkystsnittet i Sør-Sverige medføre redusert importkapasitet til Sør-Norge. Dette er særlig på natt og lavlastperioder i helger. Høyt forbruk på Østlandet kan medføre redusert eksportkapasitet mellom Sør-Norge og Sverige vinterstid på grunn av kapasitetsbegrensinger nær grensen mot Sverige. Høy utetemperatur kan redusere import- og eksportkapasiteten i korte perioder sommerstid fordi linjenes maksimale overføringskapasitet reduseres når utetemperaturen går opp. Lav produksjon på kraftverk tilknyttet produksjonsfrakobling, eller lavt forbruk på industri tilkoblet forbruksfrakobling. Ugunstig produksjonsfordeling kan medføre at total kapasitet i nettet reduseres. Dette skjer fordi noen enkeltkomponenter får en svært høy belastning, mens andre komponenter får svært lav belastning. Utkoblinger i nettet. Feil i nettet. 4.2 Redegjørelse for reduserte handelsgrenser NO2-NL: Noe redusert pga. revisjonsarbeid på både norsk og nederlandsk side. Forbindelsen var utkoblet 6 dager i august pga. revisjonsarbeid. Har også vært redusert i forbindelse med andre revisjoner på Sørlandet. NO2-DK1: Hele forbindelsen var utkoblet tre uker i mai/april etterfulgt av to ukers utkobling av pol 3. I 2. halvår var det redusert i forbindelse med samleskinnearbeid i Kristiansand, utkobling av Arendal stasjon og installasjon og testing av SK4. NO1-SE3: Redusert pga. av utkobling av Rød-Hasle i mai og juni. Senere redusert i forbindelse med Holen-Rød i juli, Rød-Hasle i august og arbeid på svensk side i august. 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 Holen-Rød og Rød-Hasle fra slutten av april til slutten av august. Redusert pga. feil på Kvilldal-Rjukan i mars NO5-NO1: Redusert under utkobling av Ådal stasjon i juli og Nore1-Sylling i august. NO3-SE2: Importkapasiteten har vært redusert i forbindelse med revisjonsarbeid på flere forbindelser mellom Kobbelv og Verdal. Importkapasiteten har også vært redusert for å hindre handelstranstitt til NO3 via NO1. NO4-SE1: Redusert i forbindelse med revisjonsarbeid på flere forbindelser mellom Kobbelv og Verdal. NO4-SE2: Redusert i forbindelse med revisjonsarbeid på flere forbindelser mellom Kobbelv og Verdal. Side 27

1 304 607 910 1213 1516 1819 2122 2425 2728 3031 3334 3637 3940 4243 4546 4849 5152 5455 5758 6061 6364 6667 6970 7273 7576 7879 8182 8485 MW 1 314 627 940 1253 1566 1879 2192 2505 2818 3131 3444 3757 4070 4383 4696 5009 5322 5635 5948 6261 6574 6887 7200 7513 7826 8139 8452 MW 1 314 627 940 1253 1566 1879 2192 2505 2818 3131 3444 3757 4070 4383 4696 5009 5322 5635 5948 6261 6574 6887 7200 7513 7826 8139 8452 MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 4.3 Varighetskurver for handelsgrensene 3000 2000 1000 0-1000 -2000-3000 Timer KAPASITET NO1-SE3 KAPASITET SE3-NO1 Figur 17: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO1 og SE3. 800 600 400 200 0-200 -400-600 -800-1000 -1200 Timer KAPASITET NO3-SE2 KAPASITET SE2-NO3 Figur 18: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO3 og SE2. 300 200 100 0-100 -200-300 Tiemr KAPASITET NO4-SE2 KAPASITET SE2-NO4 Figur 19: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO4 og SE2. Side 28

1 304 607 910 1213 1516 1819 2122 2425 2728 3031 3334 3637 3940 4243 4546 4849 5152 5455 5758 6061 6364 6667 6970 7273 7576 7879 8182 8485 MW 1 314 627 940 1253 1566 1879 2192 2505 2818 3131 3444 3757 4070 4383 4696 5009 5322 5635 5948 6261 6574 6887 7200 7513 7826 8139 8452 MW 1 304 607 910 1213 1516 1819 2122 2425 2728 3031 3334 3637 3940 4243 4546 4849 5152 5455 5758 6061 6364 6667 6970 7273 7576 7879 8182 8485 MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 800 600 400 200 0-200 -400-600 -800 Timer KAPASITET NO4-SE1 KAPASITET SE1-NO4 Figur 20: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO4 og SE1. 4000 3000 2000 1000 0-1000 -2000-3000 -4000 Timer KAPASITET NO2-NO1 KAPASITET NO1-NO2 Figur 21: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO1 og NO2. 400 300 200 100 0-100 -200-300 -400-500 -600 Timer KAPASITET NO2-NO5 KAPASITET NO5-NO2 Figur 22: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO2 og NO5. Side 29

1 314 627 940 1253 1566 1879 2192 2505 2818 3131 3444 3757 4070 4383 4696 5009 5322 5635 5948 6261 6574 6887 7200 7513 7826 8139 8452 MW 1 304 607 910 1213 1516 1819 2122 2425 2728 3031 3334 3637 3940 4243 4546 4849 5152 5455 5758 6061 6364 6667 6970 7273 7576 7879 8182 8485 MW 1 304 607 910 1213 1516 1819 2122 2425 2728 3031 3334 3637 3940 4243 4546 4849 5152 5455 5758 6061 6364 6667 6970 7273 7576 7879 8182 8485 MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0-500 Timer KAPASITET NO5-NO1 KAPASITET NO1-NO5 Figur 23: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO1 og NO5. 1000 800 600 400 200 0-200 -400 Timer KAPASITET NO4-NO3 KAPASITET NO3-NO4 Figur 24: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO3 og NO4. 1500 1000 500 0-500 -1000-1500 -2000 Timer KAPASITET NO2-DK1 KAPASITET DK1-NO2 Figur 25: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO2 og DK1. Side 30

1 304 607 910 1213 1516 1819 2122 2425 2728 3031 3334 3637 3940 4243 4546 4849 5152 5455 5758 6061 6364 6667 6970 7273 7576 7879 8182 8485 MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 800 600 400 200 0-200 -400-600 -800 Timer KAPASITET NO2-NL KAPASITET NL-NO2 Figur 26: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO2 og NL. Side 31

5 Anmelding og planlegging av produksjon 5.1 Overtredelse av konsesjonærenes pålegg om å anmelde i balanser Rutiner er etablert i henhold til FoS 8 annet ledd: «Systemansvarlig skal innhente informasjon fra den avregningsansvarlige for å avdekke systematiske overtredelser av bestemmelsene i første ledd» Avregningsansvarlig og systemansvarlig har etablert rutiner for å overvåke aktørenes handelsmønster og ubalanse: Enkeltaktørene vurderes etter absolutt og relativ ubalanse, samt skjevhet i forholdet mellom kjøp og salg i regulerkraftmarkedet. Aktørenes ubalanser analyseres på timenivå og det lages uke- og månedsoversikter pr balanseansvarlig. Arbeidet er utført i samarbeid mellom systemansvarlig og avregningsansvarlig i Statnett. Det ble også i 2014 avdekket periodevis for store ubalanser hos enkeltaktører, vurdert ut ifra aktørens muligheter for å planlegge seg i balanse. Ved for store ubalanser tas det kontakt med aktøren, som gis en mulighet til å utbedre forholdet. Dersom forholdet ikke utbedres og aktøren ikke evner å gi en tilfredsstillende forklaring på ubalansen gis et skriftlig varsel med kopi til NVE. Det ble i 2014 avholdt flere møter med balanseansvarlige aktører der blant annet mulighet for reduserte ubalanser ble diskutert. Statnett har også tilrettelagt for at aktørene selv skal kunne følge opp sine ubalanser på nettportalen balanse Web. Her presenteres den enkelte aktørs ubalanse gjennom ulike nøkkeltall og grafer. Aktørene har god mulighet til løpende å følge opp egne ubalanser, og forhåpentligvis iverksette tiltak for å redusere disse. Statnett publiserer en månedlig rapport med fokus på ubalanser. Denne inneholder informasjon om ubalanser i det norske kraftmarkedet og annen nyttig markedsinformasjon. Hver enkelt balanseansvarlig grupperes ut i fra deres evne til å planlegge seg i balanse. De tre gruppene (rød, gul og grønn) er definert som henholdsvis Uakseptabelt over tid, I en kort periode akseptabelt og Akseptabelt. Det gis en separat vurdering for produksjonsbalansen og forbruksbalansen og per anmeldingsområde. Side 32

MW/h Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 6 Systemtjenester og effektreserver 6.1 Beskrivelse av fysisk benyttede/reserverte systemtjenester og effektreserver I henhold til Forskrifter om systemansvar (FoS) definerer og rekvirerer Statnett de systemtjenester som er nødvendige for å opprettholde tilfredsstillende leveringskvalitet i overføringssystemet. FoS definerer hvilke systemtjenester det skal betales for og sier videre at betalingen skal fastsettes ved vedtak av systemansvarlig. 6.1.1 Primærreserver Marked for primærreserver er delt i uke- og døgnmarked. Innkjøp i ukemarkedet gjøres for å dekke inn timen i uken med størst behov, basert på: Statistikk foregående/inneværende uke Forventet utvikling av forbruk/produksjon/eksport Generatorrevisjoner Innkjøp i døgnmarkedet gjøres for å dekke inn eventuelt restbehov etter at aktørene har rapportert inn sine systemdata på kveldstid før driftsdøgnet. Innkjøp her dekker også eventuelt videresalg til naboland. Innkjøp av primærreserver i 2014 er regnskapsført med 104 MNOK. I 2013 ble det kjøpt inn for 135 MNOK. Ukemarkedet Døgnmarkedet 300 250 200 150 100 50 0 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 27: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av primærreserver per uke i 2014. 6.1.2 Sekundærreserver (Frequency Restoration Reserves, FRR-A) Sekundærreserven kjøpes inn i et ukentlig marked for levering påfølgende uke. Det kjøpes kapasitet for opp og nedregulering per time. Marked for sekundærreserver er et nytt marked som ble åpnet i desember 2012 og er fortsatt under utvikling. Nytt av 2014 er at det kun er blitt kjøpt inn i de timer i døgnet hvor lastendringene er størst. Innkjøp av sekundærreserver er regnskapsført med 20 MNOK i 2014, mot 62 MNOK i 2013. Side 33

MW 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 MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 150 100 50 0-50 -100-150 Uke Figur 28: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av sekundærreserver per uke i 2014. 6.1.3 Tertiærreserver(RKOM) Regulerkraftopsjonsmarkedet(RKOM) består av to markeder, RKOM-sesong og RKOM-uke. I RKOM-sesong er avtaleperioden uke 45-16. I RKOM-uke er avtaleperioden en uke og markedet kjøres ved behov, normalt fra oktober til april. Kjøp i RKOM-uke blir foretatt ut fra den aktuelle kraftsituasjonen. I første rekke er dette bestemt av: Forbruksprognose Utvekslingsprognose Forventet tilgjengelig produksjonskapasitet Langsiktige avtaler Totalt for 2014 var kostnadene for RKOM 34 MNOK. I 2013 kjøpte Statnett RK-opsjoner for 87 MNOK. Forbruk Produksjon 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 50 51 Uke Figur 29: Kjøpte RK-opsjoner pr. uke i 2014. 6.1.4 Kvartersflytting av produksjon Tjenesten og betalingen for denne systemtjenesten er i dag samordnet i Norden, hvilket også innebærer at alle nordiske systemansvarlige er med på å betale for dette. Side 34

MWh Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 2076217 I 2014 var den norske andelen av kostnadene for produksjonsflyttingen regnskapsført med 5 MNOK. I 2013 var kostnadene for produksjonsflytting 9 MNOK. 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 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 30: Omfang av kvartersflytting av produksjon per uke for 2014. 6.1.5 Reaktiv effekt En variabel betalingsmodell har blitt utviklet for anvendelse ved tilfeller av høy og systematisk utveksling av reaktiv effekt. I samsvar med FoS er det inkludert elspotpris og en generell tapskoeffisient i modellen. Reaktiv effekt betales etter en fast betalingsmodell basert på installert generatorytelse (MVA) og en variabel betalingsmodell basert på måledata. Variabel betalingsmodell er foreløpig kun aktuelt etter vedtak av eller nærmere avtale med systemansvarlig. Sum kostnader i 2014 var 6 MNOK tilsvarende som i 2013. 6.1.6 Systemvern Produksjonsfrakobling (PFK) PFK blir godtgjort ved en todelt ordning som består av en fast årlig godtgjørelse for å delta i ordningen i tillegg til godtgjørelse ved frakopling av aggregater. Fast årlig godtgjørelse: For aggregat med ytelse mindre enn 180 MVA: kr. 120.000,- pr. aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 180 MVA: kr. 180.000,- pr. aggregat. Ved frakopling av aggregat tilknyttet PFK gis følgende godtgjørelse: For aggregat med ytelse mindre enn 180 MVA: kr. 100.000,- pr. frakoplet aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 180 MVA: kr. 120.000,- pr. frakoplet aggregat. PFK er i 2014 blitt utløst i 4 tilfeller. Dette omfatter 11 aggregater som er utløst med totalt ca. 1500 MW produksjon. Statnetts totale kostnad for PFK inkludert utløsningskostnadene var 9 MNOK. Kostnadene i 2013 for PFK var 12 MNOK. Belastningsfrakobling (BFK) Forbruk tilkoblet regional- eller sentralnettet, som er omfattet av BFK, får kompensasjon for de reelle kostnadene ved en frakopling. Sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnettet får kompensasjon gjennom KILE-ordningen. Det er registrert en utløsning av BFK i 2014, ca. 400MW. Side 35

6.2 Omfang og bruk av systemvern i Norge Nord-Norge nord for Ofoten Funksjoner: Det er installert BFK på Finnfjordbotn smelteverk og på Statoils anlegg på Melkøya. Når blir vernet brukt: Vernet på Finnfjordbotn blir aktivert ved stort underskudd nord for Ofoten. Dette er i hovedsak på vinterstid når det er høyt forbruk og lav produksjon i området. Hva utløser verna: Utløsning skjer ved utfall på 420 kv nettet nord for Ofoten. Da vil utkobling av BFK avlaste det parallelle 132 kv-nettet nordover. Hvor ofte blir det brukt: BFK Finnfjordbotn er i bruk ukentlig i vintersesongen. BFK Melkøya er kun i bruk dersom Melkøya trekker kraft fra nettet, og kun når Finnfjordbotn ikke gir tilstrekkelig virkning. Nord-Norge sør for Ofoten Funksjoner: I Nord-Norge er det installert PFK på Kobbelv og Svartisen. I tillegg er det installert nettsplittingsvern som deler 420 kv-nettet mellom Kobbelv og Salten ved utfall av 420 kv-linja mellom Ofoten og Porjus. I tillegg er det et nettsplittingsvern som kobler ut T5 i Rana og tilhørende produksjon i Rana. Når blir vernet brukt: Verna blir brukt for å øke eksportkapasiteten ut fra Nord-Norge ved stort overskudd. Hva utløser verna: Nettsplittingsvernet og PFK Kobbelv blir utløst ved utfall av 420 kv-linja mellom Ofoten og Sverige. Dette er for å forhindre overlast eller pendlinger på gjenværende ledninger. PFK Svartisen blir utløst ved utfall av 420 kv-linja fra Nedre Røssåga til Svartisen, 420kV-linja Kobbelv-Ofoten og ved overlast på 300 kv-linjene fra Tunnsjødal til Midt-Norge. Hvor ofte blir det brukt I perioder med overskudd er det i bruk daglig. Bruken følger kjøremønsteret til de store kraftverka i området, Svartisen og Kobbelv. Bruken varierer mye fra år til år avhengig av den hydrologiske balansen i området. Overlastverna som utløser PFK i Svartisen står alltid på når Svartisen er i drift. Nettsplittingsvernet på T5 Rana er i bruk kun når PFK Svartisen ikke er tilstrekkelig eller ikke er tilgjengelig. Midt-Norge Funksjoner: I Midt-Norge er det installert BFK på Hydros anlegg på Sunndalsøra og på landanlegget til Ormen Lange ved Nyhamna. Når blir vernet brukt: BFK på Sunndalsøra øker importkapasiteten til Midt-Norge generelt og Møre og Romsdal spesielt. BFK på Nyhamna er alltid på. Hva utløser verna BFK på Sunndalsøra blir utløst ved utfall av 420kV nettet mellom Viklandet og Midskog, samt 300kV nettet mellom Aura og Klæbu. BFK på Nyhamna blir utløst ved utfall på 420kV nettet mellom Viklandet og Fræna. Side 36

Hvor ofte blir det brukt: Bruken er svært avhengig av den hydrologiske situasjonen i Midt-Norge. Med stort importønske og høy last er vernet i bruk ukentlig, i hovedsak på natt og helg. Dette er først og fremst på vintertid. BFK på Nyhamna står alltid på for å unngå spenningsmessige og/eller termiske problemer i 132kV nettet ved utfall i 420kV nettet. Vestlandet Funksjoner: På Vestlandet er det systemvern både til overskudds- og underskuddssituasjoner. Det er installert PFK på Tyin, Matre og Energiverk Mongstad. Det er også nettsplittingsvern og BFK i Bergensområdet. Når blir vernet brukt: PFK Tyin blir brukt for å øke eksportkapasiteten ut fra Nord-Vestlandet ved stort overskudd. Dette kan være overskudd i Sogn og Fjordane og i Bergensområdet. BFK i Bergensområdet blir brukt når det er underskudd i Bergensområdet alene eller sammen med Sogn og Fjordane. PFK i Bergensområdet blir brukt ved stort overskudd i 132 kv-nettet, oftest når kraftverket på Mongstad produserer. Hva utløser verna: PFK Tyin er knyttet til overlast på, eller utfall av, 300 kv Fardal-Aurland. Overlast kan oppstå når andre linjer ut fra området faller ut. BFK er knyttet til overlast på 300 kv-linjer inn til Bergen. Det er også vern som løser ut forbruk ved for lav spenning i Bergen. Hvor ofte blir det brukt: PFK Tyin blir brukt i perioder med svært høy produksjon i området. Dette er oftest på vår, sommer eller høst når det er høy snøsmelting eller mye nedbør. Småkraftproduksjonen i området er en vesentlig faktor for når vernet er i bruk. BFK Bergensområdet, som blir utløst ved overstrøm inn til selve Bergen, er i bruk hele vinteren. Dette er hovedsakelig knyttet til høyt forbruk. Sørlandet Funksjoner: På Sørlandet er det systemvern på HVDC-kablene Skagerrak 3&4 og NorNed, PFK på Tonstad og et systemvern i 110kV nettet i Vest-Agder. Systemvernet i 110kV nettet består både av PFK på Skjerka kraftverk og en nettsplittingsfunksjon. Når blir vernet brukt: Vernet på Skagerrak blir brukt til å redusere eksporten ved utfall i 300 kv eller 420 kv-nettet på Sørlandet ved stor eksport og lav produksjon. Skagerrak 3 har også en funksjon som reduserer importen ved utfall i 300 kv eller 420 kv-nettet på Sørlandet ved høy import. PFK Tonstad blir også brukt til å koble bort produksjon ved utfall i nettet ved høy import, men blir kun brukt når vernet på Skagerrak 3&4 ikke er tilstrekkelig eller er ute av funksjon. Systemvernet på NorNed blir brukt ved høy eksport og samtidig revisjon på Tonstad, eller ved høy import og lav kortslutningsytelse i Feda. Systemvernet i 110kV nettet blir ved høy flyt på 300kV nettet mellom Kristiansand og Feda. Hva utløser verna: Utløsning av Skagerrak 3&4 skjer ved overlast på utvalgte linjer på Sørlandet. I tillegg utløses vernet på Skagerrak 3&4 ved utfall på 420 kv nettet mellom Holen og Kristiansand eller Arendal og Bamble. Denne funksjonen aktiveres ved behov. Utløsning av NorNed skjer ved utfall på Tonstad eller overlast mellom Tonstad og Feda. Systemvernet i 110kV nettet skjer ved overlast i nettet, typisk ved utfall på 300kV nettet. Side 37

Hvor ofte blir det brukt: Vernet på Skagerrak 3&4 som utløses ved overlast står alltid på. Tonstad blir sjelden brukt fordi det ofte er uheldig å miste produksjon i området ved stor import. Vernet som reduserer utvekslingen på Skagerrak 3&4 ved utfall i 420kV mettet blir brukt ved stor eksport og lav produksjon, oftest ved utkoblinger i 300 kv-nettet. Denne funksjonen er en ekstra sikkerhet, men gir ingen ekstra nedkjøring på Skagerrak 3&4. Overlastvernet på NorNed står normalt på. Vernet som utløses ved utfall på Tonstad står på i perioder ved revisjon på Tonstad og i perioder når kortslutningsytelsen på Sørlandet er lav, typisk sommerstid. Systemvernet i 110kV nettet er sjelden i bruk. Østlandet Funksjoner: På Østlandet er det PFK på flere kraftstasjoner knyttet til ulike funksjoner: Haslesnittet(mot Sverige, SE3), Fleaskersnittet, 420kv Hallingdalssnittet, 300kV Hallingdalssnittet og 132kV Østnettet. Det er nettsplittingsfunksjon ved brudd i forbindelsen mellom Østlandet og Sverige og et nettsplittingsvern som i gitte situasjoner kan øke importkapasiteten fra Sverige til Østlandet. I tillegg er det installert BFK-vern i Frogner. Når blir vernet brukt: PFK-funksjon på Haslesnittet, Flesakersnittet og 420kV Hallingdalssnittet blir brukt for å øke eksportkapasiteten. PFK 300kV Hallingdalssnittet blir brukt ved høy flyt på 300kV-linjene fra Hallingdal inn mot Oslo. PFK i Østnettet blir brukt ved høy produksjon i 132kV nettet sør i Oppland og Hedmark. Nettsplittingsfunksjonen øker eksport- og importkapasitet når en av de to 420 kv-linjene fra Østlandet til Sverige er utkoblet. BFK i Frogner er i bruk ved høy flyt på 420/66 kv transformatorene. Hva utløser verna: Det er en rekke utfall og overlaster i 420-, 300 kv og 132 kv-nettet som utløser PFK på Østlandet. Nettsplitt Sør-Norge medfører at Sør-Norge sør for Dovre blir separert fra resten av det nordiske systemet dersom det oppstår en feil som medfører brudd i 420 kv-nettet fra Østlandet til Sverige. BFK i Frogner blir utløst ved utfall av en av 420/66 kv transformatorene. Hvor ofte blir det brukt: PFK-funksjonene på Hasle-, Flesaker- og 420kV Hallingdalssnittet blir hovedsakelig brukt ved høy eksport fra Østlandet til Sverige. Hvor ofte dette skjer, er avhengig av den hydrologiske situasjonen i Sør-Norge. I overskuddsperioder er vernet i bruk daglig, i underskuddssituasjoner kan det gå måneder mellom hver gang. PFK-funksjon på 300kV Hallingdalssnittet er i bruk ved høyt forbruk i Oslo eller i revisjonssesongen. PFK i Østnettet styres av den hydrologiske situasjonen i området. Nettsplittingsvernet står alltid på som en ekstra sikkerhet for å redusere konsekvensene av en N-2 feil (to samtidige utfall) mellom Østlandet og Sverige. BFK i Frogner er i bruk vinterstid. Side 38

6.3 Diskusjon og analyse av frekvensutviklingen. Frekvenskvaliteten har vist en negativ utvikling de siste 10-15 årene. I den senere tiden er det imidlertid registrert en utflating noe som antas å ha sammenheng med at tiltakene for å forbedre kvaliteten, beskrevet i neste avsnitt, begynner å gi effekt. Figur 31: Utvikling for frekvenskvaliteten (minutter utenfor normalfrekvensbåndet) i perioden 2001 til 2014. Store og raske endringer i kraftsystemet gjør det utfordrende å sikre momentan balanse. Slike endringer påvirker globale størrelser som frekvens, men også mer lokale systemparametre som spenning og kortslutningsytelse. Utviklingen i frekvenskvalitet har sin bakgrunn i flere forhold, hvor de viktigste er: Avvikling av nasjonal balanseregulering basert på nasjonal innstillingsfeil. Økt kabelkapasitet mellom det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer. Økt effektivitet i det nordeuropeiske energimarkedet (økt spothandel, markedskopling). Økte ubalanser i driftstimen. Økt utnyttelse av det nordiske kraftnettet med drift nær maks overføringskapasitet. Økt andel uregulerbar produksjon i det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer. En økning av oscillasjoner i frekvensen i det nordiske synkronsystemet. Avvikling av nasjonal balanseregulering basert på nasjonal innstillingsfeil Omkring år 2000 ble det nordiske energimarkedet etablert, noe som medførte økte endringer i utvekslingen mellom land i Norden. Samtidig ble den tidligere nasjonale balansereguleringen, basert på nasjonal innstillingsfeil, avviklet. Dette ble erstattet av et nordisk regulerkraftmarked som innebar at nordiske aktiveringsbud ble samlet i en felles regulerliste. Det ble åpnet opp for økt utveksling av balansekraft mellom områdene. Ordningen har medført en vesentlig forbedring i utnyttelsen av ressursene i det samlede nordiske kraftsystemet. Økt kabelkapasitet mellom det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer I henhold til det kontinentale regelverket skal endringer i flyt mellom kontrollområdene gjøres i løpet av 10 minutter, fra fem minutter før timeskift til fem minutter etter. Selv om man har blitt enige med TSOer på kontinentet om å rampe kablene over noe lengre tid, inntil 20 minutter, medfører dette stor gradient på endringen i utveksling for det nordiske systemet. Det er da krevende å sørge for at produksjonsendringene skjer helt i takt med endringene i kabelflyt. Dagens regelverk for ramping er Side 39

utformet slik at hver ny kabelforbindelse øker utfordringen for det nordiske synkrone systemet. Det siste tiåret har det blitt idriftssatt flere nye kabelforbindelser tilknyttet det nordiske synkrone systemet. Økt effektivitet i det nordeuropeiske energimarkedet (økt spothandel, markedskopling) Økt effektivitet i energimarkedet medfører generelt økte endringer i kraftflyten i nettet. Dette skyldes at det er regionale forskjeller i produksjonsstrukturen. Det forhold at enkelte kommersielle kabelforbindelser har gått over fra bilateral handel til ordinær spotutveksling, har bidratt til dette. Dette sammen med økt utvekslingskapasitet med kontinentet, har medført større produksjonsendringer mellom dag og natt og raskere endringer av store effektvolumer morgen og kveld. Dette gir seg utslag i at frekvensavvik er konsentrert omkring timeskiftene og spesielt i morgen- og kveldstimene. Et spesielt forhold er at det de seneste årene er registrert en svært lav totalproduksjon om sommeren i Norge i forhold til tidligere erfaringer. Tendensen er at anlegg som tidligere har levert den automatiske og dynamiske reserven, stoppes i store deler av døgnet. Dermed blir systemet svært ustabilt og frekvensavvik oppstår for selv små forstyrrelser i balansen, selv om kravene til primærreserver er opprettholdt. I 2014 var ikke dette forholdet spesielt fremtredende fordi produksjonen var høy. Økte ubalanser i driftstimen Energimarkedet har timesoppløsning. De store endringene i markedet som er beskrevet ovenfor, medfører at det er store effektvolumer som skal endres i produksjon og utveksling i tillegg til at forbruket endrer seg. Dette har medførte økte ubalanser på minuttnivå. Det er altså for liten korrelasjon mellom endringstakten på produksjon, forbruk og utveksling. Økt utnyttelse av det nordiske kraftnettet med drift nær maks overføringskapasitet Det nordiske kraftnettet har ikke blitt forsterket i takt med økningen i ekstern kapasitet mot omverdenen. Dette har medført et økende antall flaskehalser i kraftnettet. Den løpende håndtering av disse flaskehalsene samtidig som totalbalansen skal håndteres, blir stadig mer krevende. Det er en tendens til at antall frekvensavvik i en uke har nær sammenheng med antallet og varigheten på flaskehalsene i nettet. Spesielt er dette tydelig ved mange flaskehalser i og ut av Norge og mellom Nord-Sverige og Sør-Sverige. Økt andel uregulerbar produksjon i det nordiske synkronsystemet og omkringliggende systemer Økt andel av uregulerbar produksjon påvirker frekvensen på flere måter. Den uregulerbare produksjonen er vanskelig å prognosere eksakt. Eksempelvis kan vindkraft få store endringer i produksjonsnivå i løpet av kort tid (15-30 min). Dette forstyrrer planleggingen av balanseringen i driftstimen og den siste timen før driftstimen. De nordiske TSOene har fastsatt en strategi for balanseringen av systemet hvor det søkes å gjøre tilpasninger før driftstimen for å redusere behovet for løpende reguleringer. "Basisfrekvensen" blir da forbedret og volumene av kostbare, automatiske (hurtige) reserver kan reduseres. Dette forventes å forbedre frekvenskvaliteten og redusere de samfunnsøkonomiske kostnadene for å balansere systemet. Andelen vindkraft i Norge er foreløpig begrenset, men siden balanseringen er internasjonalisert påvirkes norsk frekvens av økningen i uregulerbar produksjon i våre naboland og etter hvert på kontinentet. En forventet økning i produksjon i vindkraft og småkraft i Norge vil også forsterke utfordringen med å få tilstrekkelig leveranse av automatiske og dynamiske reserver i Norge på sommerstid. 6.3.1 Status vedr implementering av aktuelle tiltak for å bedre frekvenskvaliteten. De nordiske TSOene ble i 2008 enige om en rekke tiltak for å forbedre frekvenskvaliteten. Flere av disse tiltakene er implementert, en felles nordisk frist for innsendelse av produksjonsplaner og bud til regulerkraftmarkedet (45 minutter før driftstimen), en felles nordisk rampingrestriksjon på HVDC-kabler og et forbedret felles nordisk IT-system for planhåndtering og felles nordisk budliste. Fra 2013 er det Side 40

innført krav til kvartersplaner på produksjon i Sverige hvor det rampes mellom ulike timeverdier i de to kvarterene på hver side av timeskiftet. I Finland er en tilsvarende ordning innført fra sent i 2013. I 2013 ble LFC (automatisk sekundærregulering) implementert som nordisk ordning. Fra januar 2014 ble LFC volumene økt. Man tilstreber imidlertid å effektivisere anskaffelsen av reserve ved å kjøpe reserven selektivt i timer med forventet spesielt stor virkning på frekvenskvaliteten. En erfaring man har gjort, er uventet høye kostnader i noen nordiske land. Det er oppnådd enighet om en tidsplan for implementering av felles nordiske markedsløsninger for hhv. kapasitet og aktivering hvor det siktes mot et nordisk kapasitetsmarked i 2016 og et aktiveringsmarked fra 2017. For den tekniske løsningen vil det bygges videre på eksisterende løsning plassert hos Statnett. Målet er økning av tilgjengeligheten på reguleringsressurser, forbedret frekvenskvalitet og reduksjon av kostnader. Det har i noe tid vært jobbet med virkemidler for å dempe frekvensoscillasjonene i systemet. Frekvensoscillasjonene er årsak til en betydelig del av de registrerte frekvensavvik. Prosjektet jobber nå med å fastsette reviderte krav til frekvensreguleringen i Norden. Det jobbes videre med ytterligere tiltak for å forbedre balansen mellom produksjon, forbruk og utveksling. Et internasjonalt prosjekt hvor mulighetene for kontinuerlig ramping på HVDC kabler (rampe i 60 minutter pr. time) pågår. Neste fase er å implementere en pilot for kontinuerlig ramping på Skagerrak. Det forventes også en utvikling av kvartersoppløsning hvor videreutvikling av dagens regelverk for kvartersplaner på produksjon og kvartersprodukter intradag og i regulerkraftmarkedet synes mest sannsynlig på medium sikt. På lengre sikt kan en kvartersoppløsning i spotmarkedet være løsningen. Det pågår aktiviteter for å vurdere dette. Måltall for frekvenskvalitet Frekvenskvaliteten har i de senere årene blitt målsatt ved å registrere antall minutter utenfor normalfrekvensbåndet. I det felles nordiske prosjektet "Review of automatic reserves" ble det lagt til grunn et måltall for frekvenskvaliteten på 3σ, som tilsvarer 1420 minutter. Dagens registreringer er betydelig høyere enn dette tallet. Det er startet opp en prosess for å komme fram til et felles nordisk måltall. Spesifikasjoner i europeiske koder vil ligge til grunn for målemetodikk og kvalitetsparametre. Frekvenskvalitets-standarden har stor betydning for "porsjoneringen" av de ulike tiltakene nevnt ovenfor. For 2014 ble de nordiske TSOene enige om et midlertidig måltall på 10 000 min/år. Dette tallet er videreført for 2015 i påvente av pågående analysearbeid. Side 41

7 Planlegging og idriftsetting av tekniske anlegg i kraftsystemet 7.1 Veileder for konsesjonærene til Fos 14 og oversikt over vedtak fatter etter denne bestemmelsen Systemansvarlig behandler enkeltsaker og fatter vedtak knyttet til funksjonalitet til anlegg som skal idriftsettes. Systemansvarlig har utviklet veilederen "Funksjonskrav i kraftsystemet" (FIKS), og denne veilederen er retningsgivende for det som systemansvarlig legger til grunn for vedtak. Behov eller ønske om avvik fra veilederen avgjøres i hver enkelt sak. Systemansvarlig utga i mai 2012 en revidert utgave av veilederen. I påvente av en større gjennomgang og oppdatering av FIKS i sammenheng med implementeringen av Network Codes, utgir systemansvarlige særskilte veiledningsdokumenter til enkelte tema i FIKS. Systemansvarlig har i 2014 lagt ut utdypende veiledning knyttet til krav i FIKS om prøver og dokumentasjon av prøver, samt veileder til Fault-ride-through egenskaper for produksjonsanlegg. Siste versjon av dokumentet "Funksjonskrav i kraftsystemet" og de særskilte veiledningene ligger til enhver tid tilgjengelig på Statnetts hjemmesider. På Statnetts hjemmesider finnes også standard søknadsskjema som kan benyttes av konsesjonærene for å melde inn forhold som omfattes av fos 14 første og annet ledd. Listen over vedtak etter fos 14 som systemansvarlig fattet i 2014 er angitt i Tabell 11. Konsesjonær Vår dato Sak 1 Agder Energi Nett AS 10.04.2014 14 7 Bjorbekk transformatorstasjon - utskiftning av effektbryter 2 Agder Energi Nett AS 10.09.2014 14 7 Kulia transformatorstasjon - Ny 110/22 kv 25 MVA Transformator 3 Agder Energi Nett AS 05.12.2014 14 Ny 25 MVA transformator - Søyland transformatorstasjon 4 Agder Energi Vannkraft AS 18.03.2014 14 7 Hanefoss kraftstasjon - Spenningsoppgradering og ombygging 5 Agder Energi Vannkraft AS 14.05.2014 14 Steinsfoss kraftstasjon 6 Agder Energi Vannkraft AS 19.06.2014 14 7 Holen kraftstasjon - Installasjon av skillebryter og jordbryter i 66 kv samleskinne 7 Agder Energi Vannkraft AS 30.10.2014 14 7 Ny elektronisk turbinregulator aggregat 1 - Laudal kraftverk 8 Akershus Energi AS 31.03.2014 14 7 Bingsfoss kraftstasjon - Idriftsettelse av aggregater 9 Andøy Energi AS 24.09.2014 14 7 Andenes transformatorstasjon 10 BKK Nett AS 27.01.2014 14 132 kv Mestervik - Kollsnes, Nytt PEX-kabelsett 11 BKK Nett AS 04.11.2014 14 7 Fos - Evanger - Økt transformeringskapasitet samt nytt vern og kontrollanlegg 12 BKK Nett AS 12.12.2014 14 Ny transformator T2 og 22 kv anlegg - Utvidelse av Ågotnes transformatorstasjon 13 BKK Produksjon AS 04.08.2014 14 Kvittingen kraftverk - Rehabilitering av turbin og generator 14 BKK Produksjon AS 11.12.2014 7 Vedtak om overføringsgrenser - FoS 7 - Informasjon om ikke-vedtatte overføringsgrenser 15 E-CO Energi AS 28.05.2014 14 7 Hemsil 1 kraftverk aggregat 1 Bytte av turbinregulator 16 E-CO Energi AS 23.10.2014 14 Strømtransformatorerer - Koblingsbryterfelt - Utendørsanlegg - Nes kraftverk 17 E-CO Energi AS 17.12.2014 14 Utskiftning - Elektronisk turbinregulator - Oljetrykksanlegg - Komplette injektorer - Aggregat 1 - Aurland 1 18 E-CO Energi AS 17.11.2014 14 7 Økt kapasitet - Overføring linje F2 - Hemsil 2 - Sogn 19 E-CO Energi AS 01.12.2014 14 7 Gjuva kraftstasjon 20 E-CO Energi AS 01.12.2014 14 7 Hol III kraftstasjon 21 E-CO Energi AS 16.12.2014 14 Hemsil 1 kraftverk - aggregat 2 - utskifting av turbinregulator - Gol kommune 22 Eidefoss AS 20.03.2014 14 7 Nedre Tessa - Ny T3 23 Eidsiva Nett AS 02.09.2014 14 7 Ny linje 66 kv - Rødsmoen i Åmot kommune til Furuset i Stor-Elvdal kommune 24 Eidsiva Nett AS 15.08.2014 14 Ny transformatorstasjon i Skrautvål i Nord-Aurdal Side 42

25 Eidsiva Nett AS 23.10.2014 14 Ombygging 66 kv Hunderfossen-Fåberg - Øyer og Lillehammer kommune - Oppland 26 Eidsiva Nett AS 24.11.2014 14 7 Ny stasjon i Stange kommune - Strandlykkja transformatorstasjon 27 Eidsiva Nett AS 26.11.2014 14 7 Ombygging av Elverum transformatorstasjon 28 Eidsiva Nett AS 02.12.2014 14 Modernisering - Trinn 3 og 4 - Høyspenningsanlegg - Raufoss industripark 29 Eidsiva Vannkraft AS 01.09.2014 14 7 Ny turbinregulator Ylja kraftverk 30 Eidsiva Vannkraft AS 16.09.2014 14 7 Torpa kraftverk, skifte ut elektronisk del av turbinregulatorer 31 Eidsiva Vannkraft AS 16.09.2014 14 7 Utskifting del av turbinregulator - Øyberget kraftverk 32 Fortum Distribution AS 11.12.2014 7 Vedtak om overføringsgrenser - FoS 7 - Informasjon om ikke-vedtatte overføringsgrenser 33 Govddesåga kraftverk AS 08.07.2014 14 Govddesåga kraftverk og ny 132 kv linje til Sundsfjord 34 Gudbrandsdal Energi AS 30.01.2014 14 7 66 kv linje Sør-Fron - Harpefoss - Nytt avregningspunkt 35 Hafslund Nett AS 20.03.2014 14 7 Oslo - Pipervika - Ny transformatorstasjon - 132 kv nettet 36 Hafslund Nett AS 13.08.2014 14 7 Ås kommune - Ombygging og oppgradering - 50 kv kraftledning - Follo - Nordby - Ås kommune 37 Hafslund Nett AS 06.08.2014 14 7 Hamang koblingstasjon - Rud transformatorstasjon og Hamang koblingstasjon - Bjørnegård transformatorstasjon - Flytting og omlegging - 47 kv kabler og luftledning 38 Hafslund Nett AS 20.03.2014 14 7 Oslo - Pilestredet transformatorstasjon - Ombygging - 132 kv nettet 39 Hafslund Nett AS 19.06.2014 14 Solbergfoss-Abildsø-Lambertseter - Utskifting av 132kV kabel 40 Hafslund Nett AS 18.12.2014 14 7 Transformatorstasjon TS73 Åsland 41 Helgeland Kraft AS 01.12.2014 14 7 Etablering - Trongsundet transformatorstasjon 42 Helgeland Kraft AS 24.11.2014 14 7 Bytte av transformator - Leirosen transformatorstasjon 43 Helgeland Kraft AS 15.12.2014 14 7 132 kv linjen Grytåga-Alsten - Vefsen og Alstahaug kommune - Nordland fylke 44 Helgeland Kraft AS 01.07.2014 14 7 132 kv Tangvik - Tilrem 45 Helgeland Kraft AS 05.08.2014 14 7 Tosbotn - Ny kraftproduksjon - Tosdalen kraftverk - Leiråa kraftverk 46 Helgeland Kraft AS 26.06.2014 14 7 Drevvatn transformatorstasjon 47 Hydro Energi AS 19.02.2014 14 7 Såheim kraftverk - Oppgradering av kontrollanlegg og magnetisering 48 Hydro Energi AS 25.02.2014 14 Mæl kraftverk - Nytt kontrollanlegg, turbinregulator og magnetisering 49 Hydro Energi AS 06.02.2014 14 Vemork kraftstasjon - Oppgradering 50 Jernbaneverket Bane Energi 18.12.2014 14 Transformatorstasjon TS73 Åsland 51 Jæren Energi AS 11.12.2014 7 Overføringsgrenser 7 - Jæren Energi 52 Lofotkraft 11.12.2014 7 Overføringsgrenser 7 - Lofotkraft 53 Lyse Elnett AS 30.10.2014 14 50 kv dobbel linjer - Vagle-Kalberg - Vagle-Holen - Kalberg Holen - skifte av linetråd 54 Mørenett AS 13.11.2014 14 132 kv bryterfelt - Haugen transformatorstasjon 55 Nord-Salten Kraft AS 25.02.2014 14 Vassmo - bytte til større transformator T3 56 Nord-Salten Kraft AS 20.06.2014 14 7 Gjerelvmo transformatorstasjon 57 Norsk Hydro ASA 04.02.2014 14 Novle kraftstasjon - Oppgradering (økt ytelse, vedtak 13/01163-5) 58 NTE Energi AS 08.10.2014 14 7 Skifte av elektronisk turbinregulator, Øvre Fiskumfoss kraftverk 59 NTE Energi AS 08.10.2014 14 Skifte av elektronisk turbinregulator, Åsmulfoss kraftverk 60 NTE Energi AS 08.10.2014 14 7 Skifte av elektronisk turbinregulator, 5 Tevla pumpekraftverk 61 NTE Energi AS 08.10.2014 14 7 Skifte av elektronisk turbinregulator, Meråker kraftverk 62 NTE Energi AS 08.10.2014 14 7 Skifte av elektronisk turbinregulator, Røyrvikfoss kraftverk 63 NTE Nett AS 28.01.2014 14 Eidum transformatorstasjon - Utvidelse av ytelse og omsetning 64 NTE Nett AS 18.03.2014 14 Nedre Fiskumfoss - Aunfoss - 132kV linje 65 NTE Nett AS 18.03.2014 14 Namsos Transformatorstasjon - Bytte transformator - Utvidelse av transformatorkapasitet 66 NTE Nett AS 01.09.2014 14 7 Øireina transformatorstasjon - Spenningsoppgradering Side 43

67 NTE Nett AS 09.12.2014 14 7 Tilkobling av 66kV-jordspole - Eidum transformatorstasjon 68 Oppland Energi AS 06.05.2014 14 7 Rosten kraftverk (- 132 kv ledning Rosten-Vågåmo) 69 Otra Kraft DA 28.01.2014 14 7 Holen og Breive - Nye distansevern 66 kv i Holen mot Breive og i Breive mot Holen 70 Otra Kraft DA 05.08.2014 14 7 Brokke kraftstasjon - Bytte av strømtransformatorer på G4 71 Pasvik Kraft AS 11.12.2014 7 Overføringsgrenser 7 - Pasvik Kraft 72 Repvåg Kraftlag SA 11.12.2014 7 Overføringsgrenser 7 - Repvåg Kraftlag 73 Ringeriks-Kraft Produksjon AS 19.06.2014 14 7 Vittingfoss Kraftstasjon - Bygging av aggregat - Utvidelse av kraftstasjon 74 Selbu Energiverk AS 11.12.2014 7 Overføringsgrenser 7 - Selbu Energiverk 75 Sira-Kvina kraftselskap 21.03.2014 14 Tjørhom kraftstasjon - Skifte magnetiseringsutrustning aggregat 2 76 Sira-Kvina kraftselskap 09.04.2014 14 7 Tjørhom kraftstasjon - Ny turbinregulator 77 Sira-Kvina kraftselskap 20.06.2014 14 7 Skifte av skillebrytere i felt Solhom, Feda 2 og transformator T5 78 Skagerak Energi AS 19.06.2014 14 7 Bergeløkka transformatorstasjon - Dagens tre viklingstransformatorer skrotes - Erstattes med to nye viklingstransformatorer - Både T1 og T2 byttes 79 Skagerak Nett AS 14.02.2014 14 7 Århus transformatorstasjon - Nye strømtransformatorer i felt mot Skotfoss 80 Skagerak Nett AS 30.05.2014 14 7 Hjartdøla i Grønvollfoss - Fornyelse 132 kv dobbeltledning - Hjartdøla - Ålamoen - Nye strømtransformatorer 81 Skagerak Nett AS 28.05.2014 14 7 Rakkås transformatorstasjon - 132 kv felt Slagen og Tveiten - oppgradering - Bytte av strømtransformatorer 82 Skagerak Nett AS 28.05.2014 14 7 Slagen transformatorstasjon - 132 kv felt Rakkås - Oppgradering - Bytte av effektbrytere 83 Skagerak Nett AS 20.06.2014 14 Omkobling av strømtransformator i Brår transformatorstasjon - 66kV felt Vittingfoss 84 SKL Nett AS 21.05.2014 14 Stord transformatorstasjon - Nytt 300kV kontrollanlegg. (planlagt idriftsatt i 2014) 85 Sognekraft AS 04.12.2014 14 7 Sogndal transformatorstasjon 86 Statkraft Energi AS 06.05.2014 14 7 Tokke - Bytte av spenningsregulator og magnetiseringtrafo 87 Statkraft Energi AS 26.06.2014 14 7 Kjensvatn kraftverk 88 Statkraft Energi AS 07.09.2014 14 7 Tysso II elektroanlegg og rehabilitering 89 Statkraft Energi AS 23.10.2014 14 7 Rehabilitering - Lio kraftverk 90 Statnett SF 12.03.2014 14 7 Sykkylven transformatorstasjon - Ny stasjon 420 kv anlegg (Ørskog - Fardal (Sogndal)) 91 Statnett SF 18.03.2014 14 7 Feda - Ny fasekompensator 92 Statnett SF 27.02.2014 14 7 Lakselv transformatorstasjon - Reinvestering apparatog kontrollanlegg og nytt kondensatorbatteri 93 Statnett SF 03.03.2014 14 7 Omgjørelse av vedtak - 420 kv Rød - Bamble og Grenland transformatorstasjon 94 Statnett SF 10.04.2014 14 7 Omgjørelse av vedtak - Fåberg transformatorstasjon - utsettelse, skifte av skillebrytere 95 Statnett SF 06.03.2014 14 7 Follo transformatorstasjon - Bytte av apparater og nytt vern- kontrollanlegg 96 Statnett SF 28.01.2014 14 Furuset transformatorstasjon T4 beredskapsløsning 97 Statnett SF 28.01.2014 14 Skagerak 3 (SK 3) - Endringer i kontrollanlegg som følge av SK 4 98 Statnett SF 28.05.2014 14 7 Kristiansand - Utskifting av transformator T2 med nødvendige endringer i kontrollanlegg og bryterfelt 99 Statnett SF 27.02.2014 14 7 Hamang - Beredskapstiltak - Reservetransformator T3 100 Statnett SF 27.02.2014 14 7 Sundsbarm - Skifte av distansevern med utvidelse av tilhørende relekommunikasjon 101 Statnett SF 12.02.2014 14 7 Sylling transformatorstasjon, skifte strømtransformator på linje 300kVHamang 2. 102 Statnett SF 18.02.2014 14 7 Frogner transformatorstasjon - Skifte strømtransformator på linje 300 kv Minne 103 Statnett SF 18.03.2014 14 7 Rød Felt 132Å1 - utskifting av apparatanlegg 104 Statnett SF 18.03.2014 14 7 Sundsbarm - Utskifting - Skillebryter - Spenningstransformator - Montering av ny jordslutter 105 Statnett SF 11.04.2014 14 7 Kvandal-Sildvik - Sildvik-Narvik - Jordkabelanlegg - 132 kv Side 44

106 Statnett SF 18.03.2014 14 Kvarenes - Utskifting - Skillebrytere - Jordsluttere - SK1 og SK2 107 Statnett SF 10.04.2014 14 7 Smestad transformatorstasjon - Ny T5 108 Statnett SF 14.05.2014 14 Adamselv transformatorstasjon - Ny P-spole 109 Statnett SF 15.08.2014 14 7 Salten transformatorstasjon - Ny stasjon 110 Statnett SF 20.03.2014 14 7 Kobbelv - Etablering av nedtransformering 111 Statnett SF 18.09.2014 14 Røldal koblingsstasjon Etablering av nedtransformering 112 Statnett SF 31.03.2014 14 7 Sogn transformatorstasjon - Utskifting av målertransformatorer - Felt 300 T5 113 Statnett SF 20.03.2014 14 Hove Transformatorstasjon - Apparatutskifting 114 Statnett SF 11.04.2014 14 Strinda - Utskifting av måletransformatorer i DNS 115 Statnett SF 11.04.2014 14 Eidum - Utskifting av måletransformatorer i DNS 116 Statnett SF 11.04.2014 14 Alta - Utskifting av måletransformatorer i DNS 117 Statnett SF 11.04.2014 14 Kirkenes - Utskifting av måletransformatorer i DNS 118 Statnett SF 30.05.2014 14 Klæbu - Spenningsoppgradering 300 kv - 420 kv 119 Statnett SF 19.06.2014 14 Verdal - Spenningsoppgradering 300 kv - 420 kv 120 Statnett SF 30.05.2014 14 Verdal - Spenningsoppgradering 300 kv - 420 kv 121 Statnett SF 28.05.2014 14 Ogndal - Spenningsoppgradering 300 kv - 420 kv 122 Statnett SF 28.05.2014 14 Namsos - Spenningsoppgradering 300 kv - 420 kv 123 Statnett SF 06.05.2014 14 Aura - Skifte av 300 kv effektbrytere - Felt T2 124 Statnett SF 14.05.2014 14 Verdal - T1 125 Statnett SF 14.05.2014 14 Håvik - Avgang Spanne - Skifte av distansevern og innkoblingsautomatikk (IKA) 126 Statnett SF 28.05.2014 14 Sima - utskifting av kabelforlegning mellom T7 og apparatanlegg 127 Statnett SF 19.06.2014 14 Adamselv transformatorstasjon - ny transformator 128 Statnett SF 19.06.2014 14 Indre Oslofjord - 420 kv sjøkabler 129 Statnett SF 28.05.2014 14 Sogn transformatorstasjon - Utskifting av måletransformatorer - Linje 300 F2 Hemsil 130 Statnett SF 19.06.2014 14 Svartisen - Ny transformator - Utvidelse av kontrollanlegg 131 Statnett SF 20.06.2014 14 Rød transformatorstasjon - Skifte strømtransformator på 300 kv T1 132 Statnett SF 04.08.2014 14 Utskifting av apparatanlegg - Rød felt - 132AB 133 Statnett SF 27.06.2014 14 Utskiftning mellom mast - Linje SD1 og apparatanlegg - Linja Stølsdalen-apparatanlegg Førre 134 Statnett SF 19.06.2014 14 Utskiftning av måletransformator - Songa transformatorstasjon - Linje 300 kv 1 (Kvandal 1) 135 Statnett SF 15.10.2014 14 Nytt kontrollanlegg - Furuset transformatorstasjon 136 Statnett SF 01.07.2014 14 Utskiftning av måletransformatorer - Sogn transformatorstasjon - Felt 300 T3 137 Statnett SF 01.07.2014 14 Rød transformatorstasjon Utskiftning av måletransformatorer felt 132SØ1, 132T1, 132T2 og 132T3 138 Statnett SF 27.06.2014 14 Aura - Skifte av 300 kv strømtransformator, felt T2 139 Statnett SF 12.08.2014 14 To innskutte kabeltrekk - 420 kv Kvandal-Balsfjord 140 Statnett SF 12.08.2014 14 132 kv kabling - Bardufoss retning Straumsmo 141 Statnett SF 21.08.2014 14 Kondensatorbatteri i Melbu (Reaktiv Kompensering Lofoten) 142 Statnett SF 21.08.2014 14 Kondensatorbatteri i Kilbotn (Reaktiv Kompensering Lofoten) 143 Statnett SF 21.08.2014 14 SVC anlegg i Sortland (Reaktiv Kompensering Lofoten) 144 Statnett SF 02.09.2014 14 Kortslutningsreaktorer T1 og T2 - Halden - Kabelforlegninger mellom T1/T2 - Kortslutningsreaktorer og apparathus 145 Statnett SF 05.11.2014 14 Ørsta transformatorstasjon - Bygge doble samleskinner på 420 kv anlegg - Bygge enkle samleskinner på 132 kv anlegg 146 Statnett SF 24.09.2014 14 Kolsvik ny jordslutningsspole 30-300 A 147 Statnett SF 24.10.2014 14 Utskifting av T4 og RT4 Orkdal Transformatorstasjon 148 Statnett SF 15.10.2014 14 Utskiftningsklar - Aura transformatorstasjon 149 Statnett SF 17.11.2014 14 Ny 420 kv kraftledning Namsos Storheia med stasjonene Roan og Storheia Side 45

150 Sunnfjord Energi AS 12.02.2014 14 132 kv Erdal - Førde 151 Tafjord Kraftproduksjon AS 11.12.2014 7 Overføringsgrenser 7 - Tafjord Kraftproduksjon 152 Tafjord Kraftproduksjon AS 18.03.2014 14 Tafjord 3 - Ny turbinregulator 153 Trollfjord Kraft AS 11.12.2014 7 Overføringsgrenser 7 - Trollfjord Kraft 154 TrønderEnergi Nett AS 07.10.2014 14 Ny 66 kv-linje Klæbu-Gimse - Apparatanlegg - Klæbu og Gimse transformatorstasjoner 155 Varanger Kraftnett AS 11.12.2014 7 Overføringsgrenser 7 - Varanger Kraftnett 156 Varanger KraftVind AS 02.06.2014 14 Raggovidda vindkraftpark - Storvarden Transformatorstasjon - Ny 132 kv luftlinje 157 Varanger KraftVind AS 11.07.2014 14 Utbygging av vindkraftverk - Raggovidda vindkraftverk - Tilkobles Storvarden transformatorstasjon 158 Vest Telemark Kraftlag AS 23.06.2014 14 Kviteseid Transformatorstasjon T2 - Demontering 159 Vesterålskraft Nett AS 16.06.2014 14 Nedkabling av 66 kv innstrekk til Sortland trafo 160 Vesterålskraft Nett AS 09.12.2014 14 Melrabben tranformatorstatsjon - Øksnes kommune - Vesterålskraft Nett AS Tabell 11: Liste over vedtak etter FoS 14 og 7 som systemansvarlig fattet i 2014. 8 Koblingsbilder 8.1 Kriterier for fastsettelse av koblingsbilder i regional- og sentralnett iht. FoS 16 Sentralnettet i Norge driftes så sammenmasket som mulig. Dersom begrensninger i nettet gjør at N-1 kriteriet ikke kan overholdes, deles nettet opp for å redusere omfanget av eventuelle feil/utfall. Normale koblingsbilder i regionalnett er beskrevet fylkesvis i underlaget for driftskoordinering i det norske kraftsystemet. I tillegg til ønsket om å drifte nettet så sammenmasket som mulig, påvirkes også driftsbildet i regionalnett av faktorer som blant annet spolekompensering, grenser mellom netteiere, tap og gjenoppbyggingsmuligheter etter eventuelle feil. Det kan om nødvendig vedtas å avvike fra normale koblingsbilder på grunn av: situasjoner med planlagt driftsstans hensyn til forsvarlig spolekompensering tilpasninger i forhold til produksjonsendringer unormal lastsituasjon unormal produksjonssituasjon feil og andre hendelser i nettet Dersom planlagte driftsstanser medfører endring i driftsbildet, varsler systemansvarlig berørte konsesjonærer via epost og informerer om konsekvenser mht. nettdrift og forsyningssikkerhet. I tilfeller der det ikke er mulig å løse eventuelle avvik fra N-1-kriteriet ved hjelp av spesialregulering, varsles berørte konsesjonærer om blant annet kritiske utfall. Gjenopprettingsplaner utarbeides videre i samarbeid med konsesjonærene. Dersom uforutsette situasjoner medfører at det må avvikes fra N-1-kriteriet varsles konsesjonærene via telefon fra Statnett sine regionsentraler. I planlagte og uforutsette tilfeller som innebærer vanskeligheter med å holde N-1-kriteriet, velger systemansvarlig i stor grad å spesialregulere seg ut av problemet der dette er mulig. Som systemansvarlig skal imidlertid Statnett også ta samfunnsøkonomiske hensyn. Det vil si at forventede KILE-kostnader veies opp mot kostnader ved spesialregulering. Dersom situasjonen i markedet tilsier at kostnadene ved spesialregulering er svært høye, vil Statnett kunne vurdere å drifte enkelte områder med redusert forsyningssikkerhet. Dette vil i så fall bli varslet berørte konsesjonærer via telefon. I vurderingen mellom spesialregulering kontra endret koblingsbilde er også Statnetts driftspolicy en viktig parameter, se beskrivelse i kapittel 4. Driftspolicyen er ikke et absolutt krav og mange planlagte utkoblinger er ikke gjennomførbare uten å bryte denne. Side 46

9 Samordning av driftsstanser 9.1 Kriterier for samordning og vedtak om konsesjonærenes planlagte driftsstanser Innmelding av driftsstanser skal skje av aktuell konsesjonær. Det forutsettes en god koordinering av hver enkelt konsesjonærs aktiviteter, nybygging, reinvesteringer og vedlikehold, for å minimere systemmessige konsekvenser av nødvendig arbeid i nettet. Det forutsettes også at det planlegges for minimum utetid i hver enkelt utkobling. Ved innmelding av driftsstans skal følgende oppgis: Anleggsdel og eventuelt enkeltkomponenter (velges fra liste). Planlagt utkoblingstidspunkt. Planlagt innkoblingstidspunkt. Disse tidspunktene (start/stopp) må ta høyde for tiden som trengs for ut/inn-kobling, sikring/avsikring osv. Årsak, merknad og arbeidsbeskrivelse. Kontaktperson og telefon. Krever arbeidet utkobling av anleggsdelen (ja/nei). Ut- og inn-kobling: Det skal angis om anleggsdelen kan kobles inn på kveld/natt og/eller på helg Om det legges inn tidspunkter i dette feltet, er det disse som skal gjelde mht planlegging av koblinger, sikring, avsikring, etc. Hvor lang tid det vil ta og koble inn igjen anlegget om det uventet skulle bli behov for dette (kan utdypes i arbeidsbeskrivelsen). I arbeidsbeskrivelsen bør det også angis om anlegget kan føre strøm, om annet arbeid på anlegget kan tillates, etc. Dersom en jobb går over flere perioder, hvor anleggsdelen er tilgjengelig i mellomtiden, skal innmeldingen deles opp. Det bør da gå klart fram at innmeldingen er en del av en overliggende plan. Ved behandling av utkoblinger vil systemansavrlig vurdere konsekvenser av utkoblingen mht driftssikkerhet og markedet/enkeltaktører. Målet er å minimalisere de totale kostnader gjennom å planlegge de enkelte utkoblingene i tid. For at systemansvarlig skal kunne godkjenne en søknad om driftsstans skal følgende forhold vurderes, om nødvendig med følgende pålegg: Driftsstans som medfører redusert driftssikkerhet For en driftsstans som medfører redusert driftssikkerhet (N-0 eller N-1/2 drift) skal det utarbeides egen Gjenopprettingsplan (GO-plan). Denne skal utarbeides av den driftssentral som er ledende ved behov for gjenoppretting etter feil. Driftsstans som medfører redusert elspotkapasitet eller omfattende flaskehals Det skal foretas en vurdering av reduksjon i elspot-kapasitet og en vurdering av konsekvensene [liten, stor, svært stor]. Ved "stor" eller "svært stor" konsekvens skal det vurderes om et annet tidspunkt vil redusere konsekvensene. Det skal også undersøkes om mulige alternative gjennomføringsmåter bør iverksettes. Driftsstans som medfører krav om "produksjonstilpasning" Produsenter som blir berørt av produksjonstilpasning skal (om mulig) kontaktes i god tid slik at de kan få uttalt seg om ønsket utkoblingsperiode. Det er systemansvarlig som vedtar endelig utkoblingsperiode. Om nødvendig må produsentenes kostnader for ulike utkoblingsperioder innhentes og vurderes mot nødvendigheten av å foreta vedlikehold/reparasjon til innmeldt tidspunkt. Side 47

Det skal angis i "godkjent plan for driftsstans" (eller i egen mail) om hvilken kraftstasjon som kjører frekvens og detaljering av produksjon pr. produsent/eier for å dekke forventet forbruk/ kapasitet i området. Fordeling av produksjon mellom flere eiere fastsettes i forhold til installert effekt i kraftstasjonene. Ved fare for vanntap prioriteres disse kraftstasjonene. Driftsstans som medfører krav om Urgent Market Message (UMM) Dersom en plan endrer handelskapasiteten med 101 MW eller mer, skal UMM sendes. Dersom en plan medfører innestengt produksjon/forbruk (Sealed in production/consumption) på 101 MW eller mer, skal UMM sendes. Koordinering av flere jobber til samme driftsstans Systemansvarlig skal tilstrebe og legge flere vedlikeholdsarbeider til samme utkoblingsperiode for anlegget. Dette for å redusere total utetid. 9.2 Omprioritering av planlagte driftsstanser og beregning av merkostnader for dette iht. FoS 17 Systemansvarlig initierer omprioritering av driftsstans: Dersom det oppstår flaskehalser der det er samfunnsøkonomisk riktig å omprioritere driftsstanser fremfor å spesialregulere eller påføre store markedskostnader Dersom det oppstår driftsforstyrrelser eller uforutsette hendelser som innebærer at vedtatte driftsstanser ikke lar seg gjennomføre Dersom forutsetninger, for eksempel i forbindelse med gjenoppbyggingsplan, viser seg ikke å være tilstede Konsesjonær initierer omprioritering av driftsstans: Dersom en godkjent driftsstans tar lenger tid enn forventet og andre godkjente driftsstanser ikke kan gjennomføres som planlagt Dersom en driftsstans, som er akseptert av flere parter, ønskes omprioritert av den ene parten pga. bedriftsøkonomisk lønnsomhet for denne konsesjonæren Dersom den vedtatte driftsstanser ikke lar seg gjennomføre som følge av uforutsette endringer Ved omprioritering av driftsstanser initiert av systemansvarlig skal det gjøres en vurdering av kostnadene. Spesifiserte kostnader skal fremgå ved innsending av faktura fra konsesjonær. Systemansvarlig fatter vedtak om eventuell omprioritering. Ved omprioritering initiert av konsesjonær skal konsesjonæren dekke de kostandene som systemansvarlig og andre konsesjonærer blir påført. Systemansvarliges kostnader kan så langt det er hensiktsmessig standardiseres. Forbedret betalingsordning relatert til omprioritering initiert av konsesjonær er under etablering. 9.3 Status på ny praksis for samordning av driftsstanser og påvirkninger som følge av ENTSO-Es arbeid med utvikling av network codes Frist for innmelding av driftsstanser til Årsplanen for revisjonssesongen 2015 var 1.oktober 2014. Fristen er fremskyndet med 4 måneder i forhold til tidligere år. Innstrammingen går i retning mot ENTSO-Es fremtidige codes vedrørende tidlig innmelding av driftsstanser som påvirker overføringskapasiteten i hovednettet. Nye frister skal bidra til bedre samordning av driftsstanser og håndheving av FoS 17 om reell klageadgang for konsesjonærene. Side 48

10 Internasjonal koordinering 10.1 Oversikt over pågående arbeid i nordisk og europeisk regi for å utvikle internasjonale løsninger for utøvelse av systemansvar i kraftsystemet. Et effektivt kraftmarked er et sentralt element for utøvelsen av systemansvaret. Norge er en del av et nordisk og etter hvert et europeisk kraftmarked. En effektiv utøvelse av systemansvaret er derfor tett knyttet til utviklingen i Norden og Europa. Et av EUs viktigste mål er å skape et indre marked for elektrisitet, som først og fremst bygger på et sikkert og integrert europeisk strømnett. Norge er gjennom EØS-avtalen en fullverdig del av det indre energimarkedet, og samarbeider med EUinstitusjoner i en rekke energispørsmål. Sentralt i arbeidet med det indre markedet er utarbeidelse av et detaljert regelverk for kraftsektoren (Network Codes), samt utvikling og implementering av felles-europeiske løsninger for day-ahead og intradag-handel. Gjennom markedskoblingen i Nordvest- Europa ble Norge og Norden en del av et Nordeuropeisk day ahead marked 4. februar 2014. Det utvikles også en felles løsning for Intradag. Implementeringsdato er ikke endelig bestemt. De europeiske TSOene er sentrale i dette arbeidet gjennom European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E). Statnett er medlem i ENTSO-E og deltar i flere arbeidsgrupper og komiteer. Figur 32: Overordnet organisasjonskart - ENTSO-E Statnett er opptatt av at den europeiske utviklingen må balansere behovet for felles regler mot behovet for å ta regionale hensyn. Mange viktige beslutninger om utvikling av det nordiske Side 49