Tertialrapport 1/211 Tertialrapport fra Landssentralen 1/211 123
Innhold 1. Sammendrag av vinteren 211 Tidlig kaldt og svært lav magasinfylling... 3 2. Flaskehalshåndtering... 4 2.1 Elspotområder... 4 2.2 Antall timer flaskehals ved bortfall av overføringskapasitet.... 4 2.3 Samfunnsøkonomisk kostnad ved bortfall av overføringskapasitet... 4 2.4 Spesialregulering... 5 3. Handelsgrenser... 6 4. Forsyningssikkerhet... 6 5. Annet... 7 5.1 System- og balansetjenester... 7 5.2 Energiopsjoner i forbruk... 7 5.3 Utkopling av forbruk med redusert tariff... 8 5.4 Produksjonstilpasning... 8 Statnetts landssentral utarbeider årlig tre tertialrapporter som presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften. Denne rapporten for første tertial 211 omhandler perioden 1. januar til 3. april. For begreper, definisjoner og informasjon tilknyttet de ulike temaene, se https://www.statnett.no/no/kraftsystemet/ Øivind Rue Konserndirektør Nettdriftsdivisjonen
1. Sammendrag av vinteren 211 Tidlig kaldt og svært lav magasinfylling 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 29 21 211 Maks 1993-21 Min 1993-21 Figur 1 Magasinfylling i Norge Norge med.(1993-21) Første tertial var preget av høyt forbruk, lav magasinfylling og historisk høy import. Magasinfyllingen ved utgangen av april var på 25,9 prosent. Dette er 2,5 prosentpoeng høyere enn på samme tidspunkt i 21, men 5,5 prosentpoeng under medianen fra måleserien 1993 til 29. Gjennom hele perioden har fyllingsgraden ligget under minimumsnivået for denne måleserien, på det meste opp mot 4,5 prosentpoeng under laveste historiske verdi. I denne svært utfordrende perioden har det norske og nordiske kraftsystemet fungert tilfredsstillende. I Midt-Norge ble kraftsituasjonen betegnet som stram fram til midten av april. Statnett fikk innvilget dispensasjon til å kunne starte reservekraftverkene ved feil og vanskelige driftssituasjoner. Det har imidlertid vært i Sør-Norge kraftsituasjonen har vært mest utfordrende. Kraftsituasjonen i områdene NO1, NO2 og NO5 ble ved inngangen av tertialet betegnet som stram, og ble endret til anstrengt 16. mars. Samtidig ble kraftsituasjonen i NO4 endret fra normal til stram. Prognosert tilsig basert på tilgjengelig statistikk tilsa da at vi kom til å få en svært utfordrende driftssituasjon i ukene fram til snøsmeltingen, med ny bunnrekord i fyllingsgrad på landsbasis. I måleserien fra 1993 til 21 har 29 hatt den tidligste noterte tilsigsstarten, med en marginal økning fra uke 15 til uke 16. Når vi vet at uke 17 statistisk sett er tidsrommet da magasinfyllingen begynner å vise en positiv tendens, må årets tilsigsstart allerede fra uke 13 til 14 betegnes som ekstraordinær. Som følge av økningen i magasinfyllingen ble kraftsituasjonsbetegnelsen endret til normal for hele landet i midten av april. Høyt forbruk kombinert med lite vann i magasinene og lav produksjon førte til at enkelte områder i perioder ble driftet med redusert forsyningssikkerhet. Dette var hovedsakelig i Agder, Bergensområdet, Stavangerområdet, Troms og Finnmark. Noen områder er avhengig av lokal produksjon og har vært spesielt sårbare denne vinteren for feil i nett og/eller produksjonsanlegg. Energisituasjonen og utfordringene knyttet til regional forsyningssikkerhet har gjort det nødvendig å holde revisjonsaktiviteten på et minimum dette tertialet. Dette gjenspeiles både i lave spesialreguleringskostnader og meget lave samfunnsøkonomiske kostnader på grunn av bortfall av overføringskapasitet. I all hovedsak er det vedlikeholdsarbeid som har blitt definert som kritisk som har blitt utført i perioden. Dette gir naturlig nok et lite etterslep i revisjonsarbeidet, og vi må forvente at både aktivitets- og kostnadsnivået knyttet til vedlikehold kommer til å øke merkbart i neste tertial. I første tertial var det flere perioder med sterk vind. På vestlandet førte dette til en rekke kortvarige driftsforstyrrelser, i hovedsak uten avbrudd for sluttbrukere. Ved to tilfeller i januar og februar falt ledningen Ofoten-Kvandal som følge av sterk vind. I kombinasjon med andre samtidige feil medførte disse utfallene effektunderskudd og kortvarig sonevis utkopling av forbruk. For å dekke alminnelig forbruk i området ble det i korte perioder levert strøm fra Statoils gasskraftverk på Melkøya. I mars havarerte to master på ledningen Kvandal-Kanstadbotn, hvilket medførte en kortvarig mørklegging av nordlige deler av Nordland og sørlige deler av Troms. Forbruk med redusert tariff nord for Ofoten ble jevnlig utkoplet for å avhjelpe underskuddsproblemene i Nord-Norge dette tertialet, både ved intakt nett og under feilsituasjoner. Også i Sør-Norge medførte utfall behov for sonevis utkopling av forbruk dette tertialet. 25. januar ble deler av 66 kv-nettet på Romerike mørklagt i to timer etter at en jordkabel ble gravd over i nærheten av Gardermoen. I Frogner falt to av tre transformatorer mellom sentralnettet og 66 kv som en følgefeil, kun minutter etter hendelsen på Gardermoen. Påfølgende dag gjorde kaldt vær og høy last det umulig å forsyne Romerike via gjenværende transformatorer, og det ble nødvendig å gjennomføre sonevis utkopling av forbruk i sju timer på formiddagen. Skadene på T51 i Frogner var så omfattende at denne måtte skiftes ut. På grunn av lastforholdene og den sårbare forsyningssituasjonen gikk det litt over to måneder før en erstatningstransformator kunne settes i drift. I store deler av denne perioden lå Romerike med N--drift. Østfold ble rammet av en omfattende driftsforstyrrelse i februar, da snø og islast fra innstrekket til Hasle falt ned på samleskinnen slik at det oppsto kortslutning. Følgefeil medførte utkopling av ca 49 MW forbruk, og forsyningsavbrudd i inntil én og en halv time. 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 Figur 2 Antall minutter med frekvensavvik i 1. tertial, 21-211 Siden 25 har den gjennomsnittlige økningen i antall frekvensavvik per år vært på 17,5 %. For første tertial 211 er antall avvik 25,6 % høyere enn for tilsvarende periode i 21. På grunn av stort bidrag fra uregulerbar produksjon er månedene mai og juni den perioden som statistisk sett preges av høyest andel frekvensavvik. Årets tilsig materialiserte seg allerede i månedsskiftet mars-april, noe som medførte rekordtidlig produksjon i elve- og småkraft, og tilsvarende tidlig kulminasjon i antall frekvensavvik. Spesielt ukene 11-16 skiller seg ut i negativ retning i 211.
2. Flaskehalshåndtering 2.1 Elspotområder Den norske områdeinndelingen har ligget fast siden 15. mars 21. Tabell 1 Samfunnsøkonomisk kostnad ved bortfall av overføringskapasitet i 1. tertial (MNOK) Sørøst-Norge - Sverige 26 27 28 29 21 211 Revisjon 16 8 9 Feil/utfall 2 16 17 Midt-Norge - Sverige 1 Revisjon 4 Feil/utfall 2 Nord-Norge Sverige 1 Revisjon 1 3 4 Feil/utfall 1 1 Sørvest-Norge - Jylland Revisjon 2 15 Feil/utfall 112 34 175 1 1 Sørvest-Norge - Nederland 2 Revisjon 2 Feil/utfall 6 167 6 Sørøst-Norge Sør-Norge 3 Revisjon Feil/utfall Sørøst-Norge Vest-Norge 3 Revisjon Feil/utfall Sørvest-Norge Vest-Norge 3 Revisjon Feil/utfall Nord-Norge Midt-Norge 1 Revisjon 1 Feil/utfall Sum 131 43 348 86 186 9 2.3 Samfunnsøkonomisk kostnad ved bortfall av overføringskapasitet Som tabell 1 viser har kostnadene knyttet til bortfall av overføringskapasitet i dette tertialet vært meget lave, sammenliknet med tilsvarende tertial i foregående år. Dette skyldes først og fremst at det har vært få feiltilfeller som har påvirket handelskapasiteten i denne perioden, men også at det ikke har vært vesentlige prisforskjeller mellom elspotområdene. Hendelsen som har medført flest timer med flaskehals (figur 4) var kabelfeilen på NorNed mot slutten av tertialet. Vintermånedene pleier ikke å medføre nevneverdige kostnader som følge av revisjonsbegrensninger. På grunn av energisituasjonen og utfordringene knyttet til regional forsyningssikkerhet er det ikke registrert samfunnsøkonomiske kostnader knyttet til revisjoner i dette tertialet. Timene med flaskehals på grunn av revisjon (figur 3) skyldes hovedsaklig én dags utkopling av 3 kv Namsskogan- Tunnsjødal for utbedring av kordelbrudd. 2.2 Antall timer flaskehals ved bortfall av overføringskapasitet. 45 2 4 18 35 16 3 25 2 15 1 NO2-NL - Eksport NO3-SE - Import NO4-NO3 - Eksport NO4-SE - Import 14 12 1 8 6 4 NO1-NO2 - Import NO2-DK1 - Import NO2-NL - Eksport NO2-NL - Import NO3-SE - Import NO4-SE - Import 5 2 Januar Februar Mars April Januar Februar Mars April Figur 3 Antall timer flaskehals som følge av revisjon i 1. tertial Figur 4 Antall timer flaskehals som følge av feil/utfall i 1. tertial 1 Til og med 3. tertial 29 ble NO4-SE og NO3-SE rapportert som én forbindelse. 2 NorNed ble satt i drift i 2. tertial 28. 3 Sør-Norge ble delt i tre prisområder i 1. tertial 21.
2.4 Spesialregulering. Tabell 2 Spesialreguleringskostnader i 1. tertial, fordelt på hovedtypene (MNOK) 26 27 28 29 21 211 Feil/utfall 32 2 11 5 3 23 Revisjoner 4 1 11 3 3 3 Intakt nett, overlast 18 11 4 5 59 7 Intakt nett, spenning 3 4 25 Annet 1 1 1 Sum 54 18 27 18 9 33 Spesialreguleringskostnadene for 1. tertial ligger noe under gjennomsnittet for de siste fem åra, og godt under nivået for 21. Særlig driftsutfordringene knyttet til regionale underskudd har vært vesentlig mindre denne perioden sammenliknet med tilsvarende tertial i 21. Når det gjelder feil/utfall står Ofoten-Kvandal for rundt 6 % av de registrerte kostnadene. 25 2 15 1 5 Revisjoner Inntakt nett, spenning Inntakt nett, overlast Feil/utfall Figur 5 Kostnadskrevende spesialreguleringer i 1. tertial, fordelt på årsak og anleggsdeler (MNOK) Feil/utfall Ofoten-Kvandal: To separate utfall av ledningen - 28. januar og 16. februar. Høy last i Nord-Norge nord for Ofoten krevde betydelige mengder oppregulering for å unngå overlast på gjenværende linjer inn til området. Det ble også gjennomført sonevis utkopling av forbruk i sammenheng med disse feilene, ettersom det i korte perioder ikke fantes tilstrekkelige produksjonsressurser. Mauranger-Samnanger: Tre dagers utetid i februar som følge av ising på ledningen førte til at det ble spesialregulert opp for å holde N-1 inn til Bergensområdet. Salten-Svartisen: Ledningen falt flere ganger på grunn av sterk vind i februar og mars. Kostnadene henger sammen med utfordringer knyttet til gjeninnkopling. Intakt nett, overlast Regionale underskudd: På grunn av kaldt vær, høy last, lav magasinfylling og medfølgende lavt kjøreønske hos produsentene ble det spesialregulert opp produksjon for å overholde overføringsgrensene inn til enkelte regioner. De områdene som har medført størst kostnader er Vestlandet, Nord-Norge nord for Ofoten, samt 11 kvnettet i Agder. Intakt nett, spenning Det har ikke vært vesentlige spesialreguleringskostnader knyttet til spenning i 1. tertial. Revisjoner Revisjonskostnadene knyttet til Ofoten-Kvandal henger sammen med feilretting etter hendelsene 28. januar og 16. februar.
3. Handelsgrenser Tabell 3 Kapasitetstilgjengelighet og -utnyttelse i 1. tertial, eksport Maksimal kapasitet (MW) Kapasitetstilgjengelighet Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet Tidsandel med flaskehals i Elspot NO1-SE 2145 55 % 32 % 1 % NO3-SE 6 99 % % % NO4-SE 8 97 % % % NO2-DK1 1 99 % 6 % 4 % NO2-NL 7 91 % 8 % 5 % NO2-NO1 26 97 % 78 % 41 % NO2-NO5 8 7 % 72 % 49 % NO5-NO1 7 1 % 16 % 2 % NO4-NO3 9 97 % 36 % 2 % Tabell 4 Kapasitetstilgjengelighet og -utnyttelse i 1. tertial, import Maksimal kapasitet (MW) Kapasitetstilgjengelighet Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet Tidsandel med flaskehals i Elspot SE-NO1 295 49 % 6 % 49 % SE-NO3 1 98 % 75 % 38 % SE-NO4 7 99 % 37 % 19 % DK1-NO2 1 95 % 74 % 63 % NL-NO2 7 91 % 8 % 66 % NO1-NO2 17 99 % 2 % % NO5-NO2 7 1 % 1 % % NO1-NO5 65 89 % 19 % 8 % NO3-NO4 - - - - Kapasitetstilgjengeligheten i første tertial har vært god. Gjennomsnittlig tilgjengelig kapasitet for eksport var 89 %, og for import 9 %. Som vanlig i vinterhalvåret er det først og fremst kapasiteten mellom Sør-Norge og Sverige som trekker gjennomsnittet ned. Høy last i Oslo gjorde det nødvendig med eksportbegrensninger helt fram til midten av april. I korte tidsrom har også utkoplinger i forbindelse med Hasle-prosjektet krevd ytterligere reduksjon. Ettersom flyttrenden hovedsaklig har vært fra Sverige mot Norge har imidlertid ikke begrensningene på norsk side vært til hinder for elspotutvekslingen. Importkapasiteten fra Sverige til Sør- Norge har derimot skapt flaskehalser i en betydelig andel av tiden. Disse reduksjonene skyldes i all hovedsak strukturelle begrensninger knyttet til nord-sør-flyten i det svenske nettet. Som tabellene viser er det i første rekke kapasitetene mellom kontinentet og Sør-Norge som har vært etterspurt av markedet. Både NorNed og Skagerak-forbindelsene har en meget høy kapasitetsutnyttelse i perioden. Tallene for NO2 viser at den importerte kraften i vinterperioden stor grad har blitt transportert videre til NO1 og NO5. Den lave kapasitetstilgjengeligheten for NO2-NO5 skyldes ugunstig flytfordeling mellom korridorene ut fra Sørlandet. Ved flaskehals mellom NO2 og NO1 og ledig transittkapasitet via NO2-NO5 og NO5-NO1 vil Nord Pools system sette opp en elspotflyt som på papiret utnytter både østre og vestre korridor. På grunn av impedansforholdene vil flyten som i planfasen transitteres via NO5 føre til pålasting av NO2-NO1 og den svake Rød-Hasle-forbindelsen. For å unngå kontinuerlig bruk av spesialregulering for dette, med redusert driftssikkerhet som konsekvens, har elspotkapasiteten NO2-NO5 blitt redusert. For Midt- og Nord-Norge har både flyt og flaskehalsomfang vært av normal karakter for årstiden. For underskuddsområdet NO3 har 55 % av tilbudt importkapasitet blitt utnyttet (sum NO4-NO3 og SE- NO3). Ettersom andelen flaskehals er forholdsvis lav kan vi fastslå at prisen her i all hovedsak har fulgt Sverige. Dette gjelder også for NO4, som kun har et fåtall timer med flaskehals mot restsystemet 4. Forsyningssikkerhet 25 2 15 1 5 Revisjoner Intakt nett Statistikken for første tertial 211 viser at vi har hatt store utfordringer knyttet til forsyningssikkerheten i flere regioner denne vinteren. Lofoten/Vesterålen og Sunnmøre har ligget utenfor rammene for akseptabel risiko i henholdsvis 74 % og 72 % av tiden. For Bergen og Stavanger er tilsvarende tall 6 % og 19 %. For Stavanger har gjennomsnittlig antall timer N--drift i denne femårsperioden vært 338. Til tross for at installasjon av et nytt kondensatorbatteri i Stølaheia økte overføringskapasiteten inn mot byen med 2 MW fra og med februar i fjor, står 21 som høyeste registrering med 716 timer. Uten den økte kapasiteten ville Stavangerområdet ha hatt ytterligere 5 timer med redusert forsyningssikkerhet i 21. Hovedandelen av overskridelsene har opptrådt ved intakt nett, og dette er også tilfelle i første tertial i år. Vi må dermed anta at utviklingen først og fremst skyldes økt forbruk i regionen. Figur 6 Antall timer med redusert forsyningssikkerhet i utvalgte områder i 1. tertial De siste par årene har fokuset på forsyningssikkerhet i BKK-området økt betraktelig. Til og med 29 har det ved
intakt nett vært mulig å overholde N-1-kriteriet i alle timer. I 21 var det imidlertid 173 timer der utfall av en enkeltkomponent ville ha medført mørklegging av forbruk. 43 av disse kan tilskrives vedlikehold og planlagte driftsstanser. Bergen by har lenge vært et kjent problemområde, med en kraftig økning i antall timer N--drift siden 26. Registreringene viser en økning fra 16 timer i 26 til over 3 timer per år de siste årene. Første tertial i år har vist seg å være mindre prekært enn samme periode i fjor. Forklaringen på dette er først og fremst at det i løpet av 21 ble gjennomført kapasitetsoppgraderinger på flere av de viktigste linjene inn til regionen. I et forsyningssikkerhetsperspektiv anses situasjonen i BKK- og Bergensområdet fortsatt for å være uakseptabel. I nettet nord for Ofoten henger forsyningssikkerheten tett sammen med vannsituasjonen i landsdelen. For Nord-Norge som helhet har gjennomsnittlig antall timer N--drift de siste fem åra vært 552. Her var 28 verste år, med 189 timer. Første tertial i år har således hatt et relativt høyt antall timer med redusert driftssikkerhet. Flere tilfeller med utfall av 42 kv-linjen Ofoten-Kvandal i februar og mars viste tydelig hvor sårbar regionen er for feil. For å unngå overlast og kollaps i gjenværende nett ble både Finnfjord smelteverk og Statoil Melkøya, samt alminnelig forsyning i Tromsø by tvunget til å redusere sitt forbruk i høylasttimene. Utfall og påfølgende feilretting gjorde at også Lofoten og Vesterålen ligger noe høyere enn normalt på statistikken i dette tertialet. Nettet i denne regionen har imidlertid vært uforandret de siste fem årene, og med svært liten lokal produksjon er antall timer med redusert driftssikkerhet vanligvis svært høyt. For Finnmark og Kristiansand er tallene noe bedre enn i referanseperioden. Finnmark har vært ensidig forsynt i 72 timer, mot gjennomsnittlig 83. For Kristiansand er tilsvarende tall 4 timer, mot 17 i gjennomsnitt. 5. Annet 5.1 System- og balansetjenester Tabell 5 Sammendrag av kostnader knyttet til system- og balansetjenester (MNOK) Primærreserve, regulerstyrke Sekundærreserve, LFC Tertiærreserve, RKOM 26 27 28 29 21 211 12 12 25 16 17 26 4 12 21 29 44 2 Spesialregulering 55 19 26 17 89 35 Reaktiv effekt (fra produksjon) 2 4 2 2 5 3 Produksjonsflytting kvarter 3 3 2 4 5 4 Systemvern 2 1 3 6 1 Sum 114 51 79 68 166 89 5.2 Energiopsjoner i forbruk Tabell 6 Kostnader og kvantum for energiopsjoner fordelt på sesong 25/ 26 26/ 27 27/ 28 28/ 29 29/ 21 21/ 211 Kostnad (MNOK) 26 15 9 19 48 4 Effektvolum (MW) 415 417 129 164 6 Energivolum (GWh) 891 45 198 61 11 4 Prognose
5.3 Utkopling av forbruk med redusert tariff Tabell 7 Tilfeller med utkopling av fleksibelt forbruk Dato Antall timer Årsak Berørt nettområde Inn på natt/helg 3.1. 24.1. 32 Intakt nett Nord-Norge nord for Ofoten Natt 5.1. 25.1. 471 Intakt nett Skei-Åskåra Nei 28.1. 29.1. 37 Utfall Ofoten-Kvandal Nord-Norge nord for Ofoten Nei 6.2. 16.2. 119 Intakt nett Nord-Norge nord for Ofoten Ja 16.2. 25.2. 271 Utfall Ofoten-Kvandal Nord-Norge nord for Ofoten Nei 2.3. 9 Feilretting Ofoten-Kvandal Nord-Norge nord for Ofoten Nei 3.3. 4.4. 28 Intakt nett Nord-Norge nord for Ofoten Nei 4.3. 9.3. 118 Utfall Kvandal-Kanstadbotn Lofoten/Vesterålen Nei 3.3. 6 Revisjon Usta-Hemsil2-Sogn Oslo Nei 9.3. 15.3. 146 Utfall Kvandal-Kanstadbotn og Kvandal-Narvik Nord-Norge nord for Kvandal Nei 24.3. 6.4. 315 Intakt nett Nord-Norge nord for Ofoten Nei 5.4 Produksjonstilpasning Tabell 8 Tilfeller med produksjonstilpasning Dato Antall timer Driftsstans Berørt nettområde Berørte stasjonsgrupper 8.2. 7 132 kv SSK B Vrangfoss Eidsfoss Vrangfoss 1.3. 4 132 kv SSK B Varangerbotn Øst-Finnmark Skogfoss 28.3. 15.4. 44 3 kv N.Vinstra-Fåberg Gudbrandsdalen N.Vinstra, Harpefoss 4.4. 9.4. 129 132 kv Agdenes-Snillfjord Hitra, Fosen Hitra 4.4. 5.4, 34 Vågåmo T1 Ottadalen Øvre Otta, Skjåk 11.4. 29.4. 416 132 kv Skjåk1-Øyberget Ottadalen Øvre Otta 13.4. 13 Svelgen T1 Svelgen Svelgen