Halvårsrapport fra Landssentralen

Halvårsrapport fra Landssentralen 1/213 Dok.id.:1877359 Side 1

Innhold Sammendrag fra driften... 3 Energisituasjonen... 4 Handelsgrenser og flaskehalshåndtering... 5 Forsyningssikkerhet... 1 Frekvenskvalitet... 11 Spenningskvalitet... 11 Annet... 12 Halvårsrapporten fra Landssentralen presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften. For begreper, definisjoner og informasjon tilknyttet de ulike temaene, se http://www.statnett.no/drift-og-marked/ Tom Tellefsen Direktør Systemdrift Dok.id.:1877359 Side 2

GWh Sammendrag fra driften Norge har hatt ca.,5 TWh import gjennom 1. halvår 213. Det kalde været i vinter gav både ny produksjons- og forbruksrekord: ny produksjonsrekord: 26167 MWh/h onsdag 16. januar i time 17. ny forbruksrekord: 2418 MWh/h forbruk onsdag 23. januar i time 9. Forbruk Produksjon Utveksling 3 5 2 5 1 5 5-5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 Figur 1: Forbruk, produksjon og utveksling for Norge i første halvår 213. Fra februar leverte alle TSOer i Norden sekundærreserver(frr-a) og det ble gjort ukentlige innkjøp frem til slutten av mai. De nordiske TSOene offentliggjorde da at markedet ville stenge og resultatene fra perioden ville bli evaluert. Markedet ble gjenåpnet i midten av september. Leveransene av FRR-A fungerte etter hensikten og i perioder med betydelig kvantum ble frekvenskvaliteten forbedret. Fra 7. mai var det streik i El & IT forbundet som omfattet BKK, Skagerak, Troms og Eidsiva. Streiken ble utvidet fra 14. mai og inkluderte da også Statnett, Lyse og Haugaland. Streiken medførte at flere planlagte revisjoner ble avlyst. Arbeid på forbindelsen Kanstadbotn- Kvitfossen ble ikke avsluttet som planlagt, noe som svekket forsyningssikkerheten til Lofoten. Noen nettkunder var også uten strøm pga. feil i distribusjonsnettet. Streiken ble avblåst 16. mai. I 1. halvår var det noen større driftsforstyrrelser som førte til bortfall av forbruk eller lavere forsyningssikkerhet. De viktigste hendelsene er: Grunnet feil var 132kV Hergot-Kvandal utkoblet fra 15. januar til 14. februar. Samtidig feil på aggregater i Innset og Adamselv gav anstrengt drift nord for Ofoten. Uvær lørdag 2. mars medførte flere ledningsutfall i Midt-Norge og førte til kortvarige lastutfall på Hydro Sunndalsøra (ASU) og Hustad Marmor. Ormen Lange ble hardest rammet da Viklandet-Fræna ble liggende ute til 5. mars. I denne perioden kunne Ormen Lange kun ha et forbruk på ca. 5W; normalt forbruk er på ca. 17 MW. To store driftsforstyrrelser gav total mørklegging av Lofoten, Vesterålen og Harstadområdet to ganger i løpet av kvelden 13. mars og natten/morgenen 14. mars. Første gang var opptil 17MW forbruk ute i flere timer. Andre gang var opptil 3 MW ute i ca. en time. Utfall av Grytten T2 1. april førte til mørklegging av Rauma (Åndalsnes) kommune i ca. en halv time. Utfall Ørskog T1 18.april. Feilen medførte utfall av forsyningen fra Kjelbotn(Ålesund) til Grov(Førde), hvor til sammen ca. 18 innbyggere var uten strøm i halvannen time. Transformatoren ble innkoplet påfølgende dag. Utfall av Sylling-Tegneby 13. juni medførte ca. 115 MW produksjonsfrakobling (PFK) som var aktivert pga. høy eksport mot Sverige. Eksportkapasiteten mot Sverige ble redusert med ca. 1 MW i perioden etter utfallet. Linjen ble liggende ute til 17. juni da den planmessig skulle kobles ut for revisjonsarbeid. Utfallet skjedde pga. feil i SF6 anlegget i Tegneby. Dok.id.:1877359 Side 3

% TWh 25. juni ble PFK utløst to ganger i Sør-Norge(2x8MW) pga. vernsignal fra Sylling- Tegneby. Samme dag ble også PFK utløst to ganger i Nord-Norge(2x13MW) da lynaktivitet førte til utfall av Ofoten-Ritsem. Energisituasjonen Kraftsituasjonen i Norge var god ved inngangen til 1. halvår 213. Grunnet kaldt og tørt vær 1 svekket den hydrologiske balansen 2 seg gjennom første halvdel av perioden. Kaldest og tørrest var det i deler av Sør-Norge og i mars satt flere stasjoner rekord for laveste månedsnedbør på over 1 år. I starten av april ble kraftsituasjonen i NO5, NO3 og deler av NO2 endret fra normal til stram. Dette innebærer at fleksibiliteten i kraftsystemet og systemets evne til å håndtere lite tilsig eller langvarige feil på overførings- og produksjonsanlegg, er begrenset. Situasjonen varte til midten av mai. Den hydrologiske balansen lå 3 TWh under normalen ved starten av 213. På sitt laveste var den hydrologiske balansen -2 TWh. Gjennom andre halvdel av 1.halvår styrket balansen seg og var 5 TWh under normalen under ved utgangen av perioden. Ved inngangen til 1.halvår var magasinfyllingen 69 %, på medianen. På sitt laveste var magasinfyllingen nede i 25 %, 8 prosentpoeng under medianen. Temperatur og nedbør over normalen i siste halvdel av 1. halvår medførte at magasinfyllingen ved utgangen av perioden var 68 %, to prosentpoeng over medianen. 2 1-1 -2-3 -4 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 211 212 213 Figur 2: Hydrologisk balanse i Norge for årene 211-213(Kilde: Markedskraft). 1 8 6 4 2 211 212 213 Maks 1993-212 Min 1993-212 Median 1993-212 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 Figur 3: Magasinfylling i Norge for årene 211-213(Kilde: NVE). 1 1, C under normalen og 8 % av normal nedbør 2 Summen av snø, markvann og vann i kraftmagasinene målt mot normalsituasjonen for hver uke. Dok.id.:1877359 Side 4

Handelsgrenser og flaskehalshåndtering Elspotområder De nordiske elspotområdene har vært uendret siden 1. november 211 da Sverige ble delt inn i fire prisområder. Handelsgrenser Gjennomsnittlig tilgjengelighet for handelskorridorer med utlandet var for første halvår på 95 % av teknisk maksimal kapasitet for eksport og 92 % for import. NO1-SE3 (Hasle) hadde hhv. 79 og 74 % tilgjengelighet, på samme nivå som forrige halvår. Øvrige utlandsforbindelser var alle mer enn 95 % tilgjengelige begge veier, vesentlig høyere enn forrige halvår. NO2-NL: Ingen reduksjon. NO2-DK1: Redusert fire dager i februar på grunn av oljelekkasje på transformator til Pol 3. Energinet DK reduserte fem dager i juni pga. revisjonsarbeid. Ellers kun små/kortvarige reduksjoner, vesentlig pga. samleskinnejobb i Kristiansand. NO1-SE3: Redusert på norsk side grunnet Oslolast og revisjoner/feil i Tegneby. Svenske reduksjoner pga. Västkustsnittet og revisjon to uker i april/mai. NO2-NO5: Handelsgrensen nordover mot Vestlandet fra NO2 har vært noe begrenset for å hindre handelstransitt til NO1 via NO5. NO2-NO1: Redusert i januar (med flaskehals mot NO1 på dagtid), på grunn av feil på Rød T4 og i juni (uten flaskehals) pga. feil på Sylling-Tegneby. NO5-NO1: Lite redusert. NO3-SE2: Importkapasiteten har vært redusert med inntil 4 MW ved utkoblinger mellom Nedre Røssåga og Verdal og på Aura-Vågåmo (Gudbrandsdalen) i 4 uker til sammen (nesten uten flaskehalser). NO4-SE1: Lite redusert. NO4-SE2: Lite redusert. Handels-korridor Maks. kapasitet [MW] Tidsandel med maks. kapasitet Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] * Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kapasitet i markedet [%] NO1-SE3 2145 14 % 79 % 23 % 12 % NO3-SE2 6 1 % 1 % 8 % 3 % NO4-SE2 15 96 % 99 % 5 % 47 % NO4-SE1 65 85 % 95 % 25 % 5 % NO2-DK1 95 41 % 98 % 24 % 19 % NO2-NL 7 1 % 1 % 88 % 83 % NO2-NO1 26 65 % 9 % 56 % 13 % NO2-NO5 25 27 % 98 % 56 % 46 % NO5-NO1 7 95 % 99 % 19 % 5 % NO4-NO3 9 68 % 95 % 8 % 56 % Tabell 1: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 1. halvår 213, eksport. Handels-korridor Maks. kapasitet [MW] Tidsandel med maks. kapasitet Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] * SE3-NO1 2 95 24 % 74 % 37 % 32 % SE2-NO3 1 86 % 95 % 47 % 19 % SE2-NO4 25 85 % 94 % 14 % 13 % SE1-NO4 45 82 % 95 % 22 % 15 % DK1-NO2 1 45 % 94 % 47 % 35 % NL-NO2 7 1 % 1 % 5 % 2 % NO1-NO2 1 7 66 % 93 % 5 % % NO5-NO2 3 99 % 99 % 1 % 7 % NO1-NO5 65 69 % 91 % 2 % 8 % NO3-NO4 % 3 % 9 % 4 % Tabell 2: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 1. halvår 213, import. Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kapasitet i markedet [%] Dok.id.:1877359 Side 5

Timer Konsekvenser ved bortfall av overføringskapasitet Tabell 3 viser de samfunnsøkonomiske kostnadene 3 knyttet til bortfall av overføringskapasitet. Ved bortfall av overføringskapasitet menes her redusert kapasitet som følge av feil eller revisjoner på norsk og utenlandsk side. Elspotkorridorene NO1-SE3 og NO2-DK står for de største kostnadene og skyldes hovedsakelig revisjonsarbeid på svensk og dansk side. Ca. 7 % av kostnadene mellom NO2 og DK1 skyldes 1 dag i juni med ekstremt høye priser i Danmark, bl.a. to timer med maks elspotpris, 2 /MWh(15 223 NOK/MWh). Se også Figur 5 og Figur 6. 26 27 28 29 21 211 212 1. halvår 213 NO1 SE3 Revisjon 25 166 9 73 112 126 28 Feil/utfall 2 1159 117 2 NO3 SE2 4 Revisjon 14 3 3 3 Feil/utfall 2 NO4 SE1 Revisjon 2 3 55 116 14 11 13 3 Feil/utfall 9 1 1 NO4 SE2 5 Revisjon 4 1 Feil/utfall NO2 DK1 Revisjon 46 25 19 2 16 95 25 Feil/utfall 417 246 474 1 3 5 NO2 NL 6 Revisjon 29 24 8 12 47 Feil/utfall 16 61 168 38 1 NO1 NO2 7 Revisjon 1 1 Feil/utfall 8 9 NO1 NO5 7 Revisjon 1 6 1 Feil/utfall NO2 NO5 7 Revisjon 17 4 Feil/utfall NO4 NO3 4 Revisjon 9 2 9 3 Feil/utfall Sum 455 462 1777 338 311 224 321 74 Tabell 3: Samfunnsøkonomiske kostnader ved bortfall av overføringskapasitet(mnok). 4 35 3 25 2 15 1 5 NO1-SE3 SE3-NO1 NO2-NO1 NO2-DK1 NO4-NO3 NO4-SE1 NO4-SE2 SE2-NO3 Fra-Til Figur 4: Antall timer flaskehals ved bortfall av overføringskapasitet for utvalgte elspotkorridorer. 3 Kapasitetsreduksjon * prisforskjell (mellom områdene). 4 Til og med 3. tertial 29 ble NO4-SE og NO3-SE rapportert som én forbindelse. 5 Til og med 211 ble NO4-SE1 og NO4-SE2 rapportert som én forbindelse. 6 NorNed ble satt i drift i 28. 7 Sør-Norge ble delt i tre prisområder i 21. Dok.id.:1877359 Side 6

Timer MNOK 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 Figur 5: Samfunnsøkonomiske kostnader mellom NO2 og DK1 ved bortfall av overføringskapasitet. 7 6 5 4 3 2 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 Figur 6: Antall timer med flaskehals mellom NO2 og DK1 ved bortfall av overføringskapasitet. Dok.id.:1877359 Side 7

Spesialregulering 27 28 29 21 211 212 1. halvår 213 Intakt nett, overlast 54 5 5 75 44 44 24 Intakt nett, spenning 5 6 8 28 2 Revisjoner 5 38 75 32 57 54 12 Feil/utfall 6 19 18 5 46 19 8 Annet 1 4 4 2 1 2 1 Sum 115 117 154 143 147 121 46 Tabell 4: Spesialreguleringskostnader(MNOK) per år fordelt på hovedårsakene, 27 213. 27 28 29 21 211 212 1. halvår 213 Nedregulering 1681 566 791 318 638 791 133 Oppregulering 398 377 399 542 381 242 19 Totalt 279 943 119 86 119 133 323 Tabell 5: Spesialreguleringsvolum(GWh) per år, 27-213. Nærmere beskrivelse av de ti mest kostnadskrevende spesialreguleringene: Underskudd Vestland: Samlepost for flere flaskehalser ved intakt nett på Vestlandet. Oppstår ved lav produksjon og høyt forbruk fra Sauda og opp til Sogn. I mars og begynnelsen av april var det stort oppreguleringsbehov i dette området. Sauda-Saurdal og Førre-Lyse: Feil på disse to linjene i desember 212 skapte en flaskehals ut av området rundt Kvilldal med behov for nedregulering. Begge linjene kom inn i løpet av januar. Järpstrømmen-Nea: Flaskehals ved intakt nett. I april og begynnelsen av mai var det stort underskudd i NO3 og behov for oppregulering for å unngå overlast på linjen fra Sverige inn til Midt-Norge. Salten T1: Flaskehals ved intakt nett. Ved høy/lav produksjon i Saltenområdet og ned mot Svartisen oppstår en flaskehals mellom regional- og sentralnettet. Denne har oppstått jevnlig gjennom hele halvåret men var spesielt begrensende i mars. Salten T1 har også vært koblet ut en dag for revisjon. Kvandal-Ofoten+Sildvik-Tornehamn: Flaskehals ved intakt nett. Denne oppstår i Narviksområdet ved høyt overskudd fra Troms/Finnmark samtidig med høy eksport mot Sverige. Fra slutten av mai og i juni var det behov for nedregulering pga. denne flaskehalsen. Det ble også gjort oppdeling av nettet for å redusere kostnadene. Hallingdalssnittet: Flaskehals ved intakt nett pga. høy produksjon fra Hallingdal og nordover til Sogn. Denne flaskehalsen var begrensende i januar og februar. Roa-Ulven+Aura-Vågåmo: Revisjon av linjene Roa-Ulven og Aura-Vågåmo i juni skaper en flaskehals sørover ut fra Gudbrandsdalen. Samtidig høy vannføring gav behov for nedregulering av produksjon i området. Sylling-Tegneby: Utfall av Sylling-Tegneby 13. juni gav sterkt redusert kapasitet fra NO1 mot SE3. Det var da behov for nedregulering i hele Sør-Norge inntil elspotkapasiteten ble redusert fra 15. juni. Sylling-Tegneby var også utkoblet en dag for revisjon. Max overskudd nord m/nettsplitt: Flaskehals ved intakt nett. Oppstår ved høy produksjon fra Tunnsjødal og nordover. Kan delvis løses ved aktivering av systemvern(nettsplitt) men da må over- underskuddet nord for Ofoten begrenses. Denne situasjonen oppsto i slutten av mai og varte til midten av juni. Aurland1-Usta: Aurland1-Usta var utkoblet pga. feil fra 19. mars til midten av mai og gav redusert overføring i Hallingdal. Det var behov for nedregulering i området i slutten av mars. Dok.id.:1877359 Side 8

GWh MNOK 7 6 5 4 3 2 1 Revisjon Intakt nett spenning Intakt nett overlast Feil/utfall Figur 7: Kostnadskrevende spesialreguleringer 1. halvår 213, fordelt på årsak og anleggsdeler. 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 Revisjon Intakt nett overlast Feil/utfall Figur 8: Regulert volum for kostnadskrevende spesialreguleringer 1. halvår 213. Dok.id.:1877359 Side 9

Timer Forsyningssikkerhet Registreringer for 1. halvår 213 viser at flere områder har hatt færre antall timer med redusert driftssikkerhet enn tidligere år. Dette gjelder bl.a. for BKK- og Bergens-området, Nord-Norge (nord for Ofoten) og for Lofoten/Vesterålen/Harstad. Stavanger og Sunnmøre kommer dårligere ut på statistikken i dette halvåret. Registeringene for første halvår 213 viser betydelig reduksjon for BKK- og Bergensområdet sammenlignet med første halvår 212. Dette skyldes i stor grad færre timer med planlagte utkoblinger. Registreringene for Nord-Norge (nord for Ofoten) og Lofoten/Vesterålen/ Harstad viser også bedre resultat. For Nord-Norge gjelder nedgangen ved intakt nett, for Lofoten/Vesterålen/Harstad skyldes nedgangen færre timer med planlagte utkoblinger. For Stavanger og Finnmark viser registreringene en viss forverring. For Stavanger gjelder dette ved intakt nett. Sunnmøre har hatt stort antall timer med N- drift dette halvåret, også sammenlignet med tidligere år. I dette området forventes det relativt kort gjenopprettingstid etter eventuelle feil i nettet. Statnett har en driftspolicy som er retningsgivende for hva som tillates av varighet og størrelse på enkeltutfall. Driftspolicyen sier blant annet: Ved intakt nett skal et enkeltutfall maksimalt berøre 2MW forbruk og ha varighet på maks. 1 time. Ved revisjoner tillates 5MW og varighet opptil 2 timer. 1. halvår 213 ble det registrert 8 brudd på driftspolicyen. Intakt nett Utkoblinger 35 3 25 2 15 1 5 Stavanger BKK Bergen Nord-Norge Lofoten/ Vesterålen Finnmark Kristiansand Sunnmøre Figur 9: Antall timer med redusert driftssikkerhet i utvalgte områder 1. halvår 213. Dok.id.:1877359 Side 1

Minutter Frekvenskvalitet I Norden er kravet at frekvensen skal være innenfor et bånd på 5, +/-,1 Hz. Frekvens utenfor båndet blir regnet som avvik. Målet er færre enn 1 minutter med frekvensavvik per år. 14 12 1 8 6 4 2 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 213 År Figur 1: Antall minutter med frekvensavvik. Spenningskvalitet Figur 9 viser antall minutter med høy spenning for 1. halvår, dvs. spenning over 31/421 kv. I 29 fikk Statnett dispensasjon fra DSB til å drifte 3 kv- og 42 kv nettet over normerte spenninger. På denne tiden lå spenningene langt over det vi ser i dag. I slutten av 213 går dispensasjonen fra DSB ut og innen den tid vil Statnett ha idriftsatt 325 MVAr reaktorytelse for å bedre spenningsforholdene i nettet. 7 6 5 4 3 2 Region Nord Region Midt Region Sør 1 Januar Februar Mars April Mai Juni Figur 11: Antall minutter med spenningsoverskridelse. Dok.id.:1877359 Side 11

MNOK MW/h Annet System- og balansetjenester 26 27 28 29 21 211 212 1. halvår 213 Primærreserve 52 5 68 117 21 199 98 64 Sekundærreserve - - - - - - 12 39 Tertiærreserve(RKOM) 49 31 34 5 79 31 65 73 Spesialregulering 138 115 117 153 145 173 124 49 Reaktiv effekt 6 6 5 13 17 7 3 4 Produksjonsflytting 8 5 1 5 19 1 9 7 kvarter Systemvern 8 1 11 4 6 4 9 9 Sum 261 217 245 342 467 424 32 245 Tabell 6: Sammendrag av kostnader knyttet til system- og balansetjenester(mnok). Primærreserver markedet Døgnmarkedet 3 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 Figur 12: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av primærreserver per uke. markedet Døgnmarkedet 12 1 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 Figur 13: Kostnad per uke for innkjøp av primærreserver. Dok.id.:1877359 Side 12

MNOK MW Sekundærreserver (Frequency Restoration Reserves, FRR) Ned Opp 15 1 5-5 -1-15 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 Figur 14: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av kapasitet i markedet for sekundærreserver. 7 6 5 4 3 2 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 Figur 15: Kostnad per uke for innkjøp av sekundærreserver. Tertiærreserver(RKOM) Fra høsten 212 ble RKOM-uke delt opp i to produkter: - Natt kl..-5. (nytt produkt fra høsten 212) - Dag kl. 5.-24. (tidligere fra 5:-23:) Sesong 29/21 21/211 211/212 212/213 Effektvolum (MW) 441 499 634 634 Tabell 7: Innkjøpt effektvolum i RKOM sesongmarkedet. Dok.id.:1877359 Side 13

MW Forbruk Produksjon 14 12 1 8 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 2 19 21 22 23 24 25 26 Figur 16: Innkjøpt effektvolum i RKOM ukemarkedet. Kvartersflytting av produksjon 26 27 28 29 21 211 212 1. halvår 213 Volum (GWh) 224 29 181 258 29 233 228 13 Tabell 8: Volum av kvartersflytting av produksjon. Energiopsjoner i forbruk Sesong 26/27 27/28 28/29 29/21 21/211 211/212 212/213 Kostnad 26 24 9 19 48 35 3 (MNOK) Effektvolum 415 417 129 164 6 532 442 (MW) Energivolum (GWh) 891 45 198 61 11 5 555 Tabell 9: Kostnader og kvantum for kjøpte energiopsjoner fordelt på sesong. Dok.id.:1877359 Side 14

Produksjonstilpasning Dato Driftsstans Berørt nettområde Berørte stasjonsgrupper 8.1-9.1 Samnanger-Frøland Samnanger-Nordheimsund Samnanger BKK, Bjølvo 15.1-25.1 Kvandal-Hergot Narvik Nygårdsfjell vind 31.1 Mauranger T3 Mauranger Folgefonn 12.3-21.3 Åsen-Røldal Odda Oksla, Tysso 13.3-14.3 Varangerbotn-Kirkenes Sør-Varanger Skogfoss 5.4 Svartholtet-Osa Elverum Hedmark 8.4 Åsen T3 Odda Tysso, Oksla 15.4-19.4 Aura-Grøa Sunndalen Grøa, Driva 15.4 Sildvik-Kvandal Narvik Nygårdsfjell vind 15.4-24.4 Hegsetfoss stasjon Selbu, Nea 26.4 Sildvik-Kvandal Narvik Nygårdsfjell vind 3.4-3.5 Sunde-Skei Førde Sunnfjord 28.5-29.5 Vågåmo-Osbu Aura-Osbu Aura Aura 3.5 Adamselv T6 Adamselv Kjøllefjord 3.6-7.6 Saurdal-Sauda Saurdal Ulla-Førre 5.6 Husnes-Stord Stord Midtfjellet vind 1.6-14.6 Saurdal-Førre Saurdal Ulla-Førre 17.6-2.6 Leirdøla-Fortun Fortun T7 og T8 Indre Sogn Fortun, Tyin, Naddvik 24.6-28.6 Kristiansand T2 Vest-Agder Øie 24.6-28.6 Mauranger T3 Mauranger Folgefonn 24.6-5.7 Hemsil 2-Sogn Hallingdal Hallingdal 25.6-29.6 Nordheimsund-Øystese Kvam Bjølvo Tabell 1: Tilfeller med produksjonstilpasning 1. halvår 213. Utkopling av fleksibelt forbruk Dato Årsak Berørt nettområde 21.1-23.1 Feil på Ofoten-Kvandal og Hergot-Kvandal Troms, Finnmark Tabell 11: Tilfeller med utkobling av fleksibelt forbruk 1. halvår 213. Dok.id.:1877359 Side 15