Tertialrapport om kraftsystemet i Norge

Rapporten presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften for første tertial 26, fra 1. januar til og med 3. april. Tertialrapport om kraftsystemet i Norge 1. tertial 26

Innhold innledning/sammendrag 3 1. systemansvarskostnader 4 2. flaskehalshåndtering og spesialregulering 4 3. handelsgrenser 9 4. systemtjenester og effektreserver 11 5. samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder 13 6. utkobling av forbruk med redusert tariff 13 7. frekvenskvalitet 13 8. produksjonstilpasning 13 9. beskrivelse av driften måned for måned 14 2 Landssentralens tertialrapport nr. 2 25

Innledning/sammendrag Rapporten presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften for første tertial 26, fra 1. januar til og med 3. april. Hovedpunkter: Uvær i Nord-Norge ( Narve ) med store spesialreguleringskostnader etter feil i nettet.. Store spesialreguleringskostnader ved produksjonsunderskudd på Vestlandet. Handelskapasitet Norge-Jylland halvert fra 23. januar etter havari av ny hovedtransformator for Skagerrak 3.. Landssentralens tertialrapport nr. 1 26 3

1. Systemansvarskostnader Sammendrag av økonomiske tall knyttet til Statnetts oppgaver som systemansvarlig nettselskap. Tallene er hentet fra den tekniske og økonomiske rapporteringen i Statnett. Variable systemdriftskostnader i MNOK 22 23 24 25 1. tertial 26 Regulerkraftopsjoner 85 45 6 52*) 4*) Spesialreguleringer 45 33 74 147 55 Øvrige systemtjenester 36 57 75 59 19 *) Pilotprosjekter inkludert. 2. Flaskehalshåndtering og spesialregulering 2.1 Utviklingen i samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader mellom elspotområder, inklusive bakgrunnsdata for plassering av flaskehalsene, varighet, hyppighet og størrelse 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 med skille mellom områdene i Østerdalen/ Gudbrandsdalen/Sogn. En variasjon i balansen i Sør-Norge vil i liten grad påvirke kraftflyten i nettet nord for Dovre og motsatt. De faste elspotområdene i det nordiske kraftmarkedet er Sør- Norge, Midt- og Nord-Norge, Vest-Danmark, Øst-Danmark, Sverige og Finland. De samfunnsøkonomiske flaskehalskostnadene er definert som størrelsen på flaskehals multiplisert med halve prisforskjellen mellom høy- og lavprisområdet. Størrelsen på flaskehalsen er forskjellen mellom beregnet utveksling ved systempris og elspotutvekslingen mellom lav- og høyprisområdet. Systemprisen beregnes ved priskryss uten flaskehalser mellom elspotområdene, men bare inntil full kapasitet er oppnådd på DC-kablene mellom Norge og Sverige mot Vest-Danmark. I 26 er Vest-Danmark fullt ut inkludert i beregningen av systemprisen. Elspotområder i 1. tertial 26: NO1: Sør-Norge sør for Vågåmo, Åskåra og Litjfossen. NO2: Nord-Norge og Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen. Samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader 22-25 og 1. tertial 26 i MNOK. År 22 23 24 25 26 1.tertial Sør-Norge - Sverige 66,9 66,9 56,1 13,4 17,9 Midt og Nord-Norge - Sverige 6,3 2,3 14,5 6,9,7 Sum flaskehalskostnader Norge-Sverige 73,2 69,3 7,7 2,3 18,7 Norge-Jylland 49, 367,4 111,7 Antall timer med flaskehals 22-25 og 1. tertial 26. For Norge-Jylland foreligger det ikke beregninger for årene før 24. År 22 23 24 25 261. tertia Eksport Import Eksport Import Eksport Import Eksport Import Eksport Import Sør-Norge - Sverige 2315 29 469 1572 65 2381 741 123 8 267 Midt-/Nord-Norge - Sverige 1353 1 141 322 1796 149 166 127 1 Norge-Jylland 595 1987 479 235 37 671 4 Landssentralens tertialrapport nr. 1 26

Hyppighet og årsak til flaskehalser i 1. tertial 26: Sør-Norge mot Sverige (Haslesnittet): Eksport over Haslesnittet ved intakt nett: 72 timer. 4,7 MNOK. Eksport over Haslesnittet ved revisjoner: 3 timer., MNOK. Eksport over Haslesnittet ved feil: 5 timer., MNOK. Import over Haslesnittet ved intakt nett: 265 timer. 13,2 MNOK. I alle disse timene var handelskapasiteten redusert på grunn av Vestkystsnittet i Sør-Sverige. Import over Haslesnittet ved revisjoner: 2 timer., MNOK. MNOK 8 7 6 5 4 3 Import - SE-NO1 - Revisjon Import - SE-NO1 - Intakt nett Eksport - NO1-SE - Revisjon Eksport - NO1-SE - Intakt nett Eksport - NO1-SE - Feil/utfall 2 1 1 3 4 5 6 9 1 11 12 13 14 15 16 17 Uke Flaskehalskostnader (i MNOK) mellom Sør-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. 9 8 7 6 5 4 Import - SE-NO1 - Revisjon Import - SE-NO1 - Intakt nett Eksport - NO1-SE - Revisjon Eksport - NO1-SE - Intakt nett Eksport - NO1-SE - Feil/utfall 3 2 1 1 3 4 5 6 9 1 11 12 13 14 15 16 17 Antall timer med flaskehals mellom Sør-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. Landssentralens tertialrapport nr. 1 26 5

Midt- og Nord-Norge mot Sverige: Eksport ved intakt nett: 53 timer., MNOK. Eksport ved revisjoner: 28 timer.,1 MNOK Eksport ved feil: 46 timer.,4 MNOK. ( Narve med feil på Kobbelv-Ofoten) Import ved intakt nett: 1 timer.,2 MNOK 4 kr 3 2 Import - SE-NO2 - Intakt nett Eksport - NO2-SE - Revisjon Eksport - NO2-SE - Intakt nett Eksport - NO2-SE - Feil/utfall 1 1 2 3 4 6 7 8 12 17 Uke Flaskehalskostnader(NOK) mellom Midt-/ Nord-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak 5 Timer 45 4 35 3 25 2 Import - SE-NO2 - Intakt nett Eksport - NO2-SE - Revisjon Eksport - NO2-SE - Intakt nett Eksport - NO2-SE - Feil/utfall 15 1 5 1 2 3 4 6 7 8 12 17 Antall timer med flaskehals mellom Midt-/Nord-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak Uke 6 Landssentralens tertialrapport nr. 1 26

Sør-Norge mot Jylland: Den nye hovedtransformatoren for Skagerrak 3 i Kristiansand, som ble idriftsatt 27. oktober i fjor, falt 23. januar på grunn av viklingsfeil. Transformatoren ventes ikke på drift før i desember i år. Eksportflaskehals: 37 timer. 33,7 MNOK. Herav 31 timer/3, MNOK etter at Skagerrak 3 ble utkoblet. Importflaskehals: 671 timer. 78, MNOK. Herav 655 timer/76,2 MNOK etter at Skagerrak 3 ble utkoblet. MNOK 2 18 16 14 12 1 8 Import - DK1-NO1 - Feil Skagerrak 3 Import - DK1-NO1 - Intakt nett Eksport - NO1-DK1 - Feil Skagerrak 3 Eksport - NO1-DK1 - Intakt nett 6 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 Uke Flaskehalskostnader(MNOK) mellom Sør-Norge og Jylland fordelt på uker 12 1 8 6 Import - DK1-NO1 - Feil Skagerrak 3 Import - DK1-NO1 - Intakt nett Eksport - NO1-DK1 - Feil Skagerrak 3 Eksport - NO1-DK1 - Intakt nett 4 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 Uke Antall timer med flaskehals mellom Sør-Norge og Jylland fordelt på uker 2.1 Årsaker til de viktigste spesialreguleringene samt fysisk plassering, omfang og kostnader for de viktigste spesialreguleringene. Spesialreguleringer oppstår når begrensninger i overføringskapasiteten gjør at budene i regulerkraft-markedet ikke kan anvendes i prisriktig rekkefølge. Da påføres Statnett en kostnad lik differansen mellom pris på aktiverte bud som er benyttet til spesialreguleringer og aktuell timepris i regulerkraftmarkedet multiplisert med spesialregulert volum. Årsak til spesialreguleringer er delt inn i hovedtyper: Intakt nett, overlast Revisjoner Feil/utfall Annet som består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last-/produksjonsendring, spenningsforhold, problemer i naboland, operatørfeil og andre spesielle årsaker Landssentralens tertialrapport nr. 1 26 7

I 22-25 og 1. tertial 26 var kostnadene (i MNOK) fordelt slik på hovedtypene: Årsak 22 23 24 25 1. tertial 26 Intakt nett, overlast 13 6 15 47,6 18,4 Revisjoner 21 23 37 53,3 4,3 Feil/utfall 11 2 24 59,3 31,6 Annet 3 2 1,4,3 Grunnlaget for tabellen er data fra Landssentralens markedssystemer og baserer seg på ukefiler. I tallene er det også med mothandelskostnader med naboland. Det kan derfor være avvik mellom disse tallene og de økonomiske regnskapstallene presentert i kapittel 1. MNOK 3 28 26 24 22 2 18 16 14 12 Revisjon Intakt nett, overlast Feil/utfall 1 8 6 4 2 42 kv Kobbelv- Ofoten/-Salten Klæbu- Viklandet+Klæbu- Orkdal+Øvre Vinstra-Vågåmo 42 kv Kvilldal- Holen 3 kv Nedre Røssåga- Tunnsjødal Nedre Røssåga T1 Kostnadskrevende spesialreguleringer i 1. tertial fordelt på årsak og anleggsdeler Kostnadskrevende spesialreguleringer i 1. tertial: Feil/utfall: Ekstrem vind, Narve, uke 3 i Nord-Norge, førte til mange driftsforstyrrelser i hovednettet og meget store spesialreguleringskostnader. Fredag var uværet på det verste med flere utfall av forbruk. 42 kv ledningen Kobbelv-Ofoten ble liggende utkoblet fredag-mandag for reparasjon etter feil. Spesialreguleringskostnadene på grunn av Narve er beregnet til 28,6 MNOK Samtidig som Narve herjet i nord, falt 42 kv ledningen Kvilldal-Holen fredag og søndag. Spesialreguleringskostnadene ble 1,3 MNOK. 3 kv Fardal-Leirdøla falt 15. februar for fasebrudd i en lineskjøt og ble liggende utkoblet i tre dager. Ledningen var utkoblet i tre dager. Produksjonsoverskuddet i området bak ledningen ble spesialregulert ut med en kostnad på,9 MNOK. Den tredje dagen tilpasset aktørene produksjonen. I april var det noen uker med produksjonsunderskudd i Mørenettet under snittet Klæbu-Viklandet + Klæbu-Orkdal + Øvre Vinstra-Vågåmo. 2,4 MNOK ble spesialreguleringskostnadene. I Indre Sogn under 3/132 kv transformator Fortun T7 har produksjonsunderskudd ført til 1, MNOK i spesialreguleringskostnader. I perioder har overføringene på 42/3 kv transformator Nedre Røssåga T1 måttet begrenses med spesialreguleringer. Kostnad,6 MNOK. Revisjoner: Utkobling av i uke 12-13 av 3 kv ledningen Marka-Tunnsjødal medførte spesialreguleringskostnader på 2,1 MNOK. 3 kv ledningen Nedre Røssåga-Tunnsjødal var utkoblet torsdag uke 17 med spesialreguleringskostnad på,9 MNOK. Intakt nett: Produksjonsunderskudd på Vestlandet ( Saudasnittet ) har ført til store spesialreguleringskostnader i vår. Kostnadene for 1. tertial er beregnet til 13,1 MNOK. 8 Landssentralens tertialrapport nr. 1 26

3 Handelsgrenser 3.1 Varighetskurver for handelskapasitet med elspotflyt mellom de ulike elspotområdene 25 Eksportkapasitet NO1-SE m/elspotflyt 1.1.-3.4.26 Handelskapasitet NO1-SE Elspotflyt 2 15 1 5 MWh/h -5-1 -15-2 -25 1 241 481 721 961 121 1441 1681 1921 2161 241 2641 Timer 25 Importkapasitet SE-NO1 m/elspotflyt 1.1.-3.4.26 Handelskapasitet SE-NO1 Elspotflyt 2 15 1 5 MWh/h -5-1 -15-2 -25 1 241 481 721 961 121 1441 1681 1921 2161 241 2641 Timer Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Sverige over Haslesnittet. Maksimal import-/eksportkapasitet NO1-SE (Haslesnittet) er 2/25 MW. Importkapasiteten over Haslesnittet blir generelt redusert ved temperaturer over 1 grader. Ved høyt forbruk i østlandsområdet, høy oslolast, og fare for spenningskollaps, blir eksportkapasiteten redusert trinnvis etter hasletrappen der kapasiteten er beregnet etter størrelsen på oslolasten. I ukene 1-12 var det reduksjon i topplasttimer på grunn av høy oslolast. Den største reduksjonen på grunn av dette var onsdag i uke 1, da eksportkapasiteten var redusert ned til 12 MW. Importkapasiteten i Haslesnittet var i vinterperioden, uke 1-12, begrenset i høylasttimer på grunn av høy overføring på snitt 2 i Sverige. I enkelte timer var importkapasiteten redusert til på grunn av dette. I lavlastperioder, natt og helg, har Vestkystsnittet i Sverige vært årsak til reduksjon ned til 5 MW importkapasitet i Haslesnittet. I helgen uke 6 var eksportkapasiteten i Haslesnittet redusert ned til 15 MW på grunn av revisjonsarbeider i Sverige. Nødrevisjon på 42/3 kv Hasle T6 førte til at eksportkapasiteten ble redusert til 175 MW i uke 11 og mandag-tirsdag uke 12. Importkapasiteten var redusert til 19 MW. I uke 17 var revisjonsarbeider på 42 kv ledningen Kvilldal-Sylling årsak til at eksportkapasiteten i Haslesnittet var redusert til 17 MW. Landssentralens tertialrapport nr. 1 26 9

15 Eksportkapasitet NO2-SE m/elspotflyt 1.1.-3.4.26 Handelskapasitet NO2-SE Elspotflyt 1 5 MWh/h -5-1 -15 1 241 481 721 961 121 1441 1681 1921 2161 241 2641 Timer 15 Importkapasitet SE-NO2 m/elspotflyt 1.1.-3.4.26 Handelskapasitet SE-NO2 Elspotflyt 1 5 MWh/h -5-1 -15 1 241 481 721 961 121 1441 1681 1921 2161 241 2641 Timer Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Midt-/Nord-Norge og Sverige. Normal eksport-/importkapasitet NO2-SE er 13/1 MW. Uværet Narve førte til at 42 kv ledningen Kobbelv-Ofoten var utkoblet i flere dager. Handelskapasiteten var derfor redusert ned til 55/6MW for eksport /import 22.-24. januar. Ved revisjonsarbeider på 3 kv ledningen Marka-Tunnsjødal i uke 12-13, var eksport-/importkapasiteten redusert ned til 9/7 MW. Ved samtidig revisjon på 3 kv Nea-Järpstrømmen tre dager i uke 13 var eksport/importkapasiteten 8/4 MW. Revisjonsarbeider i Sverige, uke 15-17, førte til at eksportkapasiteten var redusert til 15 MW. 15 Eksportkapasitet NO1-DK1 m/elspotflyt 1.1.-3.4.26 Handelskapasitet NO1-DK1 Elspotflyt 1 5 MWh/h -5-1 -15 1 241 481 721 961 121 1441 1681 1921 2161 241 2641 Timer 1 Landssentralens tertialrapport nr. 1 26

15 Importkapasitet DK1-NO1 m/elspotflyt 1.1.-3.4.26 Handelskapasitet DK1-NO2 Elspotflyt 1 5 MWh/h -5-1 -15 1 241 481 721 961 121 1441 1681 1921 2161 241 2641 Timer Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Jylland Import-/eksportkapasiteten på Skagerrakkablene er normalt 95/1 MW referert Kristiansand transformatorstasjon. Etter utfallet av hovedtransformatoren i Kristiansand 23. januar var handelskapasiteten på Skagerrak 1+2 maksimalt 47/5 MW for import/eksport. 4 Systemtjenester Og Effektreserver Statnett definerer i henhold til Forskrifter om systemansvar (FoS) hvilke systemtjenester som er nødvendige for å opprettholde tilfredsstillende leverings-kvalitet i overføringssystemet. Prinsipper og godtgjørelse for slike tjenester er fastsatt gjennom protokoll med EBL, vilkår for RKOM og regulerstyrke, samt bilaterale kontrakter om automatisk lastfrakobling. 4.1 Reaktiv effekt For 26 er det fastsatt en årlig godtgjørelse på 5,5 MNOK for reaktiv produksjon fra generatorer. Beløpet fordeles mellom generatorer som har merkeytelse større eller lik 1 MVA og som deltar i spenningsregulering. 4.2 Regulérstyrke Tidligere faste årlige godtgjørelse er erstattet av en godtgjørelse for levert regulerstyrke avregnet i henhold til daglig innsendte plandata med en fast sats på,8 kr/mw/hz/time. Godt- gjørelsen er begrenset oppad til 4 MNOK for 26. Dersom dette taket nås før årsskiftet 26/27, gis det ingen slik godtgjørelse for den resterende delen av året. Dersom godtgjørelsen i 26 blir lavere enn 4 MNOK, etterbetales differensen mellom denne summen og faktisk godtgjørelse etter den faste timesatsen i henhold til samme avregningsgrunnlag som over for de ukene hvor markedet for ekstra regulerstyrke ikke er aktivt. I første tertial er kostnaden for denne godtgjørelsen beregnet til 11,8 MNOK. Ved behov for ekstra regulérstyrke kjøper Statnett inn dette i et eget marked, der produsentene anmelder pris og kvantum to ganger pr. uke i innkjøpssesongen. Markedet for regulérstyrke ble innført i 21. I første tertial ble det kjøpt inn ekstra regulerstyrke i uke 17 for ca. 315 NOK. Det ble videresolgt regulerstyrke til Sverige for ca. 7 NOK. Ekstra regulerstyrke for nasjonalt/nordisk behov godtgjøres etter avtalt/levert mengde og pris i markedet for ekstra regulerstyrke. Eksportinntektene ved salg av regulérstyrke til utlandet, når det ikke kjøpes inn ekstra regulerstyrke, fordeles til leverandørene etter samme grunnlag som for generell godtgjørelse. Når det foretas ekstra innkjøp av regulérstyrke for eksport, utbetaler Statnett godtgjørelsen for ekstra regulérstyrke til leverandørene pr. tertial på bakgrunn av registrerte leveranser. Det ble solgt regulérstyrke til Sverige for ca. 1,2 MSEK i første tertial. I 25 var tilsvarende tall henholdsvis 4,6 MSEK. Mill SEK Salg av regulerstyrke til SvK 18 16 14 22 23 24 25 26 12 1 8 6 4 2 Tertial 1 2 3 Figuren viser salg av regulérstyrke til Sverige tertialvis de siste 5 år. Landssentralens tertialrapport nr. 1 26 11

4.3 Produksjonsfrakobling (PFK) Statnett betaler en fast årlig godtgjørelse for aggregatene som deltar i ordningen: For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 1.,- pr. aggregat: For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 16.,- pr. aggregat. Ved frakopling av aggregat tilknyttet PFK gis følgende godtgjørelse: For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 8.,- pr. frakoplet aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 1.,- pr. frakoplet aggregat. I første tertial er PFK initiert ved seks feiltilfeller, herav fem ved utfall av 42 kv ledninger i Nord-Norge under uværet Narve. Kostnadene for PFK i første tertial var totalt ca 2,2 MNOK. 4.4 Lastfrakobling (LFK) Systemvernet LFK benyttes ved høy overføring på snitt inn til underskuddsområder. Dette systemvernet frakobler last ved linjeutfall i snittet og reduserer risikoen for nettsammenbrudd i underskuddsområdet. I Saudasnittet er 2 MW på Hydro Aluminium Karmøy tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall av 3 kv ledningene Nesflaten-Sauda eller Hylen-Sauda. For underskudd på Nordvestlandet er LFK på Sunndalsøra (15 eller 4 MW) tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved overlast på 3 kv ledningen Järpen-Nea, utfall av 3 kv ledningen Klæbu-Orkdal eller Orkdal-Aura, utfall av transformator T1 eller T2 i Aura og lav spenning på 3 kv samleskinner i Aura. For underskudd i Nord-Norge nord for Ofoten (Ofoten-, Narvik- og Straumsmosnittet), og utfall av 42 kv ledningene Ofoten-Kvandal-Balsfjord, er Finnfjord Smelteverk med opptil 11 MW tilkoblet systemvernet. (I første tertial har det ikke vært forbruk ved smelteverket i Finnfjord.) Kostnadene for LFK blir fastsatt ved bilaterale avtaler mellom Statnett og partene. 4.5 Kvartersflytting av produksjon Kvartersflytting av produksjon anvendes i timer med store endringer i forbruk og produksjon for å holde frekvensen innenfor fastsatte kvalitetskrav. Produksjonsendringer kan flyttes 15 minutter før eller etter planendring. Fører produksjonsflyttingen til økt leveranse i den aktuell timen, godtgjøres leverandør med 11 % av den for leverandøren gunstigste timepris. Ved redusert leveranse belastes leverandør med 9 % av den for leverandøren gunstigste timepris. I 1. tertial 2 var kostnadene for produksjonsflyttingen 3, MNOK. 3,5 Produksjonsflytting 22 23 24 25 26 Kostnader (MNOK) 3 2,5 2 1,5 1,5 1. tertial 2. tertial 3. tertial Kostnadene for produksjonsflytting tertialvis fra år 22: 4.6 RK-opsjoner. Statnett har ansvar for at det til enhver tid er nok regulérkraft tilgjengelig til at også vanskelige driftssituasjoner kan håndteres. Dette kan eksempelvis være en situasjon med høyt forbruk og tilhørende effektknapphet, eller med problemer i kraftnettet der det kreves at man har tilstrekkelig reserve for dimensjonerende feil. RK-opsjonsmarkedet (RKOM) har som hensikt å supplere regulérkraft-markedet (RKM) med tilfredsstillende mengde regulérkraft (effektreserve). Behovet for å supplere RKM oppstår hovedsakelig i vinterhalvåret (november - april). Fra november 24 opereres RKOM på ukebasis, og kvantum og pris for neste ukes kjøp offentliggjøres på Statnetts nettsider hver torsdag kl 14. Både produksjon og forbruk kan tilbys i RKOM. Kjøpet gjennom RKOM kommer i tillegg til det som omfattes av langsiktige, bilaterale avtaler. I 1. tertial 26 ble det kjøpt RK-opsjoner i RKOM for 38 MNOK, tilsvarende for 1. tertial 25 var kostnadene 34 MNOK. Volum RKOM i MW for hver uke i 26 12 Landssentralens tertialrapport nr. 1 26

5 Samfunnsøkonomisk Optimal Drift Av Underskuddsområder Statnett har utarbeidet en policy for systemutnyttelse som blant annet innebærer at det i gitte situasjoner og innenfor et bestemt mulighetsrom aksepteres økt risiko for avbrudd av strømforsyningen, forutsatt at dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt. For å vurdere hva som er samfunnsøkonomisk riktig, sammenlignes spesialreguleringskostnader som er nødvendig for å drive nettet med lav avbruddsrisiko med de forventede avbruddkostnader som oppstår ved at man aksepterer en noe høyere risiko for avbrudd. Driftsformen velges ut fra hva som er samfunnsøkonomisk riktig. Dette innebærer at ved enkelte revisjoner og feil som fører til ensidig innmating til et område, drives nettet i perioder med en høyere risiko for avbrudd enn det som tradisjonelt har vært vanlig. Produksjonsunderskudd på Vestlandet under Saudasnittet i april med store spesialreguleringskostnader gjorde at oppdeling av 3 kv nettet for å kjøre etter høyere risiko ble løpende vurdert. Analyser tydet imidlertid på at kostnadsbesparelsen ville være marginal. Dessuten ble spenningsforholdene vurdert til å være ustabile ved delt drift. Før helgen i uke 16 var lastforholdene slik at nettet kunne deles mellom Mauranger og Blåfalli, og det ble kjørt med N-1/2 drift for radialettet fra Aurland-Fardal til BKKområdet fra 21.-24. april. I den perioden antas det at sparte spesialreguleringskostnader var ca. 1,5 mill. kr. 6 Utkobling Av Forbruk Med Redusert Tariff På grunn av revisjonsarbeider på 132 kv ledningen Brandhol- Istad 21. mars ble forbruk med redusert tariff under Istad utkoblet på grunn av ensidig forsyning til området, og en anstrengt driftssituasjon. 7 Frekvenskvalitet I Nordel er kravet at frekvensen skal være innenfor et frekvensbånd på 5, Hz +/-,1 Hz. Frekvens utenfor dette frekvensbåndet blir regnet som avvik. I år har det vært en positiv trend med færre avvik i forhold til de tre foregående årene. En av årsakene til nedgangen er sannsynligvis høyere regulerstyrke på grunn av høyere produksjon. 3 Frekvensavvik 22-25 22 23 24 25 26 25 Minutter 2 15 1 5 Avvik utenfor +/-,1Hz: 21: 376 min. 22: 4316 min. 23: 6279 min. 24: 533 min. 25: 4219 min. 26: 1.tertial: 1238 min. Tertial 1 Tertial 2 Tertial 3 Figuren over viser antall minutter frekvensavvik tertialvis 22-25 8 Produksjonstilpasning Kriterier for bruk av produksjonstilpasning: FoS 8: Systemansvarlig kan pålegge konsesjonæren å tilpasse sine produksjonsplaner til eventuelle begrensninger som har oppstått i overføringsnettet på grunn av revisjoner eller driftsforstyrrelser. Systemansvarlig fastsetter hvordan ledig kapasitet skal fordeles mellom flere konsesjonærer Spesialregulering er hovedregelen når flaskehalser i nettet oppstår ved feil eller revisjoner. Produksjonstilpasning benyttes i følgende tilfeller: Produksjonstilpasning foretas i separatområder. Statnett er avhengig av balanse mellom produksjon og forbruk inn i driftsfasen for å ivareta driftssikkerheten i området. Dette betyr at produksjon tilknyttet T-avgreining uten forbruk eller med lite forbruk må stoppe ved revisjon av nettanlegg. I områder med flere produsenter kontaktes aktørene for å innhente ønsket produksjon i separatområdet før en fordeling pr produsent/stasjon foretas av Statnett. Det produksjonstilpasses i områder med kun en produsent. Med produsent menes aktør som tilfredsstiller krav til aktører i RK-markedet. I slike tilfeller vil produksjonen måtte tilpasse seg nettkapasiteten i et konkret område uten noen form for kompensasjon. Landssentralens tertialrapport nr. 1 26 13

Tabellen viser tilfellene med produksjonstilpasning 1. tertial Dato Antall timer 9.2. 7 Revisjon Høyanger, én 132 kv samleskinne 17.2. 24 Feil 3 kv Fardal-Leirdøla 9.3. 8 Revisjon 3 kv Fardal-Leirdøla 1.3.-13.3 6 Revisjon 3 kv Saurdal 17.3.-2.3 6 Revisjon 3 kv Saurdal 31.3.-3.4. 6 Revisjon 3 kv Saurdal Driftsstans Berørt område Berørte stasjonsgrupper Produksjonplan før tilpasning (MW) Produksjon ved tilpasning (MW) Høyanger Høyanger 11 78 11 Indre Sogn, separatdrift bak Fardal-Leirdøla Indre Sogn, separatdrift bak Fardal-Leirdøla Leirdøla, Jostedal, Fortun, Tyin, Naddvik Leirdøla, Jostedal, Fortun, Tyin, Naddvik 959 49 786 124 47 984 Saurdal kraftverk Ulla-Førre (Saurdal) * * * Saurdal kraftverk Ulla-Førre (Saurdal) * * * Saurdal kraftverk Ulla-Førre (Saurdal) * * * Produksjonplan etter (MW) 5.4.-7.4 47 Revisjon 3 kv Saurdal Saurdal kraftverk Ulla-Førre (Saurdal) * * * * Produksjonsplan for øvrige kraftverk i stasjonsgruppen tilpasset av aktør. 9 Beskrivelse Av Driften Måned For Måned Konsekvenser av revisjoner og feil som er beskrevet under kapitlene 2 og 3 er ikke tatt med her. 9.1 Januar (uke 1-4) Revisjoner: I 3 kv Oslo-ringen var ledningen Sogn-Ulven 1 utkoblet fram til 14. april. Driftsforstyrrelser: 3.januar falt aluminiumsverket på Håvik ut med 5 MW forbruk på grunn av en intern feil. Utfallet førte til overlast i Haslesnitt med PFKutløsning av 9 MW. Normal drift på Håvik etter ca. 1 time. Skagerrak 3 falt natt til 12. januar etter kommuteringsfeil ved innkobling av filtre. Kabelen lå utkoblet i ca. 3,5 timer. I uke 3 med Narve var det mange driftsforstyrrelser i Nord-Norge. Skagerrak 3 falt 23. januar på grunn av viklingsfeil på den nye hovedtransformatoren i Kristiansand. Idriftsettelse etter reparasjon ventes i desember i år. 9.2 Februar (uke 5-8) Driftsforstyrrelser: 3 kv Fardal-Leirdøla falt 15. februar med 6 MW mot Fardal på grunn av fasebrudd i en lineskjøt. Det falt ca. 12 MW last i Årdal, ute i ca. 3 min. Ledningen var ferdig reparert og innkoblet 23. januar. Produksjonsoverskuddet i separatområdet i indre Sogn ble utregulert med spesialreguleringer og produksjontilpasning. 9.3 Mars (uke 9-13) I mars var det kaldt i Norge. Vintersesongens høyeste forbruk ble målt 6. mars i time 9 til 21575 MWh/h. Fra slutten av mars ble det økende produksjonsunderskudd på Vestlandet mellom Sauda og Modalen og dette fortsatte i april. I Mørenettet var det også et økende produksjonsunderskudd spesielt på natt og helg. Revisjoner: 3 kv ledningen Roskrepp-Kvinen var utkoblet onsdag-torsdag uke 1 for å loope forbi en defekt SF6 bryter i Roskrepp. 3 kv Saurdal Liastølen var utkoblet uke 11. Ved både ut- og innkobling var hele forbindelsen Hylen-Liastølen utkoblet i ca. 3 timer for looping i T-avgreningen i Liastøl. I disse timene var 3 kv nettet på Vestlandet delt mellom Samnanger og Mauranger med N- drift under både under Sauda og BKK-området. Driftsforstyrrelser: 132 kv ledningene Grov-Svelgen-Åskåra falt 15. mars på grunn av lav spenning som oppsto ved planlagt nedkjøring av produksjon i Åskåra. Det falt ut forbruk ved Elkem Bremanger i Svelgen. Normal drift ble opprettet etter ca. 1/2 time. 42 kv ledningen Rana-Svartisen falt 18. mars i sterk vind. Ledningen ble innkoblet neste dag etter at vinden hadde roet seg. Ledningen var utkoblet noen timer 23. mars på grunn av montering av en løs dempeloop. 9.4 April (uke 14-17) Produksjonsunderskuddet på Vestlandet førte til en del utsettelser av planlagte revisjonsarbeider. 3 kv nettet på Vestlandet var delt i Blåfalli mot Mauranger 21.- 24. april, og radialdriften under Aurland-Fardal og BKK-området ble driftet etter N-1/2. Driftsforstyrrelser: 3 kv ledningen Lyse-Tjørhom-Tonstad falt 26.april for fasebrudd i en lineskjøt. Tjørhom-Tonstad ble loopet fra i Tjørhom slik at Tjørhom kraftverk kunne kjøre mot Lyse. Fasebruddet var utbedret etter to dager, men Tjørhom-Tonstad ble liggende utkoblet til uken etter for å skifte skjøter i de andre fasene. Revisjoner: 3 kv ledningen Nedre Røssåga-Tunnsjødal ble koblet ut for revisjon 27. april. Linjen ble koblet inn igjen da en sprekk i en isolator i Nedre Røssåga medførte at 3 kv ledningen Nedre Røssåga-Marka måtte kobles ut for reparasjon før revisjonen på Nedre Røssåga-Tunnsjødal kunne fortsette. Varigheten av disse utkoblingene tok lenger tid enn antatt og det påløp relativt store spesialreguleringskostnader. 14 Landssentralens tertialrapport nr. 1 26

Landssentralens tertialrapport nr. 1 26 15

Statnett SF Husebybakken 28B P.o.Box 5192 Majorstuen N-32 Oslo Telefon: 22 52 7 Telefax: 22 52 7 1 www.statnett.no firmapost@statnett.no Statnett er Norges nasjonale, systemansvarlige nettselskap, med ansvar for kraftsystemet og det landsdekkende sentralnettet. Design Kolonien Foto Trond Isaksen