Rapport fra Systemansvarlig Om kraftsystemet i Norge 2013
Innhold 1 Innledning... 4 2 Systemansvarskostnader... 4 2.1 Sammendrag av systemansvarskostnader... 4 2.2 Utviklingen i kostnader over tid (2004-2013)... 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 Endring av elspotområder i 2013 og prognose for perioden 2013-2016... 15 3.3 Markedskostnader ved flaskehals mellom elspotområder... 17 3.4 Spesialregulering... 22 4 Handelsgrenser... 24 4.1 Fastsettelse av handelskapasitet... 24 4.2 Redegjørelse for reduserte handelsgrenser... 25 4.3 Varighetskurver for handelsgrensene... 26 5 Anmelding og planlegging av produksjon... 30 5.1 Overtredelse av konsesjonærenes pålegg om å anmelde i balanser... 30 6 Systemtjenester og effektreserver... 31 6.1 Beskrivelse av fysisk benyttede/reserverte systemtjenester og effektreserver... 31 6.1.1 Primærreserver... 31 6.1.2 Sekundærreserver (Frequency Restoration Reserves, FRR-A)... 31 6.1.3 Tertiærreserver(RKOM)... 32 6.1.4 Kvartersflytting av produksjon... 32 6.1.5 Reaktiv effekt... 33 6.1.6 Systemvern... 33 6.2 Omfang og bruk av systemvern i Norge... 34 6.3 Diskusjon og analyse av frekvensutviklingen.... 37 7 Planlegging og idriftsetting av tekniske anlegg i kraftsystemet... 40 7.1 Veileder for konsesjonærene til Fos 14 og oversikt over vedtak fatter etter denne bestemmelsen... 40 8 Koblingsbilder... 43 8.1 Kriterier for fastsettelse av koblingsbilder i regional- og sentralnett iht. FoS 16... 43 9 Samordning av driftsstanser... 44 9.1 Kriterier for samordning og vedtak om konsesjonærenes planlagte driftsstanser... 44 9.2 Omprioritering av planlagte driftsstanser og beregning av merkostnader for dette iht. FoS 17 45 Side 2
9.3 Status på ny praksis for samordning av driftsstanser og påvirkninger som følge av ENTSO- Es arbeid med utvikling av network codes... 45 10 Tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner(saks)... 46 10.1 Tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner... 46 10.2 Kriterier for å søke NVE om å ta i bruk SAKS-tiltak... 46 11 Internasjonal koordinering... 47 11.1 Deltagelse i europeisk og nordisk samarbeid for å utvikle internasjonale løsninger for systemansvarsutøvelse... 47 11.2 Status for de nordiske investeringsplanene... 48 12 Driftsforhold, driftssikkerhet og driftsforstyrrelser... 50 12.1 Driftsspenninger i sentralnettet, problemområder, konsekvenser og tiltak... 50 12.2 Presentasjon av spenningskvalitetsparametere i henhold til Forskrift om Leveringskvalitet i Kraftsystemet 2A-2... 52 12.3 Oversikt over større områder og tidsrom hvor nettet har vært drevet med redusert driftssikkerhet... 54 12.3.1 Registreringer pr område... 54 12.4 Større nasjonale driftsforstyrrelser i 2013, samt i de tre første månedene i 2014... 60 12.5 Driftsforstyrrelser og tilgjengelighet på utenlandskablene... 61 13 Rutiner for rapportering til NVE... 62 13.1 Rutiner som er etablert for å sikre NVE løpende informasjon iht. Fos 7, 8, 12, 13, 14, 21 og 24. 62 14 Forholdet til forvaltningsloven og offentleglova... 63 14.1 Rutiner for å tilfredsstille systemansvarsfunksjonens forhold til forvaltningsloven og offentleglova i henhold til Fos 28... 63 14.2 Oversikt over antall ikke systemkritiske enkeltvedtak... 63 14.3 Oversikt over antall systemkritiske vedtak... 64 15 Øvrige rapporteringspunkt... 66 15.1 Beskrivelse av investeringskriterier... 66 15.2 Oversikt over deltagelse i møter i kraftsystemutvalg i henhold til forskrift om energiutredninger... 67 15.3 Rutiner for rapportering til NVE i henhold til Fos 14a annet ledd og 16a annet ledd... 68 15.4 Status for arbeid med utvikling av FosWeb... 68 Side 3
1 Innledning Denne rapporten er utarbeidet på bakgrunn av NVEs Vedtak om rapport fra systemansvarlig om kraftsystemet i Norge 2013. 2 Systemansvarskostnader 2.1 Sammendrag av systemansvarskostnader 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Primærreserver, herav 63 41 52 50 68 117 201 199 98 135 Grunnleveranse 15 9 22 25 25 24 30 Marked 41 66 98 190 200 84 147 Salg -7-7 -2-14 -26-10 -42 Sekundærreserver 12 62 Tertiærreserver 61 52 49 31 34 50 79 31 65 87 Spesialregulering 74 147 138 115 117 153 145 173 124 104 Systemvern 6 7 8 10 11 4 6 4 9 13 Kvartersflytting av produksjon 6 6 8 5 10 5 19 10 9 9 Energiopsjoner - - - 26 24 9 19 48 35 30 Reaktiv effekt 5 6 6 6 5 13 17 7 3 6 Omberamming av planlagte revisjoner Netto kjøp av balanseog effektkraft 1 1 1 1 0 1 1 2-5 24-8 -4-3 0-4 5 22 19 Sum 209 283 255 240 267 351 482 478 378 467 Tabell 1: Systemdrifts-kostnader og inntekter 2003-2013 (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. Disse kravene oppfylles delvis ved at alle aktører er pålagt minimumskrav for alle produksjonsanlegg, grunnreserve. Behov utover grunnreserven kjøper Statnett inn i et eget døgn- og ukemarked for primærreserver. 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. 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. 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 (2004-2013) De totale systemdriftskostnadene har hatt en stigende tendens i perioden 2004-2013, men kostnadene har vært forholdsvis stabile siden 2010. 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 de 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 utveksling mot utlandet. Høyt forbruk, høye elspotpriser og høy eksport i vinterperioden gir økte kostnader til tertiærreserver. Vinteren 2013 var kald med høyt forbruk. I tillegg var den hydrologiske situasjonen sterk med eksport store deler av vinteren. Kostnadene ble dermed de høyeste noen gang. Side 6
Det er forventet at en endring i markedsløsningen for RKOM vil redusere kostnadene. Samtidig vil økt eksportkapasitet (SK4) medvirke til en økning i kostandene. 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. Disse forholdene, i tillegg til en stadig mer effektiv energihandel mellom Norge og andre land, gjør at kostnadene har økt. For å sikre tilstrekkelig tilgang til reserver for og 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 to årene, med høy magasinverkproduksjon også i sommerhalvåret, har medført at kostnadene har vært lavere i 2012 og 2013 enn de to foregående årene. Vilkårene for primærreserver ble endret 7.mai 2013 og medførte et økt krav til leveranse av solgte reserver. I praksis er det ikke lenger tillatt med overlappende reserver; det er ikke tillatt å ha bud i RK-markedet som reduserer bidraget av reserver som systemansvarlig har kjøpt. Det norske innkjøpet ble samtidig redusert til kun å levere det systemdriftsavtalen krever. Det er for tidlig å si hvilken effekt disse endringen har på kostnadene. Spesialreguleringskostnadene har vært stabile de siste årene. Spesialreguleringskostnaden henger tett sammen med energisituasjonen, hvor spesielt tørre og våte år 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. 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. I 2013 har det ikke vært langvarige feil i nettet eller ekstreme situasjoner og kostnadene har vært lavere enn de foregående årene. Dagens elspotinndeling er også robust med tanke på å håndtere mange ulike situasjoner i planfasen, med mindre bruk av spesialregulering. Samtidig er antallet langvarige utkoblinger stigende grunnet høy utbyggingsaktivitet, noe som øker spesialreguleringskostnadene. 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 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. 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 2013, så kostnaden reflekterer ikke at omfanget har økt. Kostnadene for energiopsjoner varierer med den hydrologiske situasjonen. Innkjøpet har de fleste år blitt foretatt på høsten, og har til en viss grad vært preget av den Side 7
hydrologiske situasjonen selv om en hydrologiuavhengig behovsvurdering ligger til grunn for innkjøpet. 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. Verdiene for Q1 2014 viser kun resultatet for januar og februar. 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
Figur 1: Flaskehalsinntekter og tap på NorNed og Skagerrak Figur 2: Tilgjengelig kapasistet på NorNed og Skagerrak. Side 9
Figur 3: Andel timer der tapskostnaden overstiger flaskehalsinntekten. NorNed Flaskehalsinntekter (mill. ) Tapskostnad (mill. ) Tap som andel av flaskehalsinntekt (%) Differanse (mill. ) 2008 114,0 5,2 5 % 108,8 2. kvartal 41,4 0,7 2 % 40,7 3. kvartal 35,7 2,2 6 % 33,5 4. kvartal 36,9 2,4 6 % 34,5 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 % 67,4 1. kvartal 20,0 2,8 14 % 17,2 2. kvartal 3,9 1,2 30 % 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 66,9 6,5 9,8% 60,4 1. kvartal 20,1 2,3 11,5 % 17,8 2. kvartal 21,3 2,1 9,8 % 19,2 3. kvartal 16,0 1,3 8,3 % 14,6 4. kvartal 9,6 0,8 8,4 % 8,8 2014 13,1 1,1 8,4 % 12,0 1. kvartal 13,1 1,1 8,4 % 12,0 Tabell 2: Flaskehalsinntekter og tapskostnader på NorNed. Side 10
Skagerrak Flaskehalsinntekter (mill. ) Tapskostnader (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 % 35,7 1. kvartal 21,3 2,6 12 % 18,7 2. kvartal 7,5 2,0 26 % 5,6 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 3,7 14 % 23,2 2. kvartal 2,9 2,0 67 % 1,0 3. kvartal 22,6 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 16,9 % 33,7 1. kvartal 7,9 2,1 27,2 % 5,8 2. kvartal 13,5 2,0 15,0 % 11,5 3. kvartal 8,9 1,3 14,3 % 7,6 4. kvartal 10,3 1,4 13,96 % 8,9 2014 4,7 0,9 19,2 % 3,8 1. kvartal 4,7 0,9 19,2 % 3,8 Tabell 3: Flaskehalsinntekter og tapskosntader på Skagerrak. Side 11
M /måned M /måned Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 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. Norges del av flaskehalsinntekter i Norden og på NorNed Norges del av nordiske flaskehalsinntekter Norges del av inntektene på NorNed 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figur 4: Norges del av flaskehalsinntekter i Norden og på NorNed. Totale flaskehalsinntekter internt i Norge og på grensene mot andre land Internt i Norge Norge-Sverige Norge-Danmark Norge-Nederland 40 35 30 25 20 15 10 5 0-5 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figur 5: Totale flaskehalsinntekter internt i Norge og på grensene mot andre land. Side 12
Norges del av inntektene (M ) Side 13 Totale flaskehalsinntekter (M ) 2 2,75 0,75 3,11 3,65 3 3,62 0,76 5,96 5,10 4 5,62 0,72 7,23 9,67 År Måned Norges del av nordiske Norges del av inntektene på Internt i Norge- Norgeflaskehalsinntekter NorNed Norge Sverige Danmark 2008 1 1,73 0,06 2,12 2,60 Norge- Nederland 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 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. 3.2 Endring av elspotområder i 2013 og prognose for perioden 2013-2016 Områdedefinisjonene for NO1, NO2 og NO5 ble endret 2.desember 2013. Bakgrunnen for dette var den planlagte idriftsettelsen av Sima-Samnanger 5.desember. NO5 ble opprettet 15.mars 2010 som følge av den stramme energisituasjonen på Vestlandet og var utformet for å håndtere underskuddssituasjoner. I perioder med høyt tilsig var områdeinndelingen også nyttig for å håndtere overskudd, men var ikke ideell fordi områdegrensene ikke samsvarte med de fysiske flaskehalsene. Etter idriftsettelsen av Sima-Samnanger var Statnetts vurdering at det ikke lenger er behov for et eget elspotområde på Vestlandet for å håndtere energiunderskudd. Imidlertid kan overskudd fremdeles føre til langvarige flaskehalser ut fra Vestlandet. Det er forventet at overskuddet vil øke i omfang når småkraftproduksjonen i området øker de kommende årene. Hallingdalssnittet har de siste årene vært en av de mest betydelige flaskehalsene i Norge, men det var, inntil nå, ikke mulig å håndtere denne i planfasen. Dette skyldes i hovedsak to forhold. Det første er at området på Vestlandet, som skulle håndtere underskudd, ikke lot seg kombinere med et annet område for å håndtere overskudd i Hallingdalsnittet. Det andre forholdet var å sikre en fornuftig prisdannelse på Østlandet(NO1). Før Sverige ble delt inn i elspotområder (1.november 2011) ble snitt 2 i Sverige håndtert ved å redusere eksportkapasiteten ut fra Sør-Sverige, og medførte ofte 0 MW i kapasitet mellom Sverige og NO1(Hasle) i kalde perioder. Ingen kapasitet i Hasle samtidig med elspotkorridorer i Hallingdalssnittet og Flesakersnittet(NO2-NO1) ville medført at NO1 ble et område med høyt forbruk og lite regulerbar produksjon. Etter innføring av Svenske prisområder er importkapasiteten fra Sverige stabil og høy også i høylastperioder. Side 15
Det er viktig for driftssikkerheten i Norden å håndtere Hallingdalssnittet i planfasen, spesielt i vinterhalvåret. Erfaringen fra vintrene før endringen av NO5 var at Hallingdalssnittet måtte håndteres med mye nedregulering innenfor flaskehalsen. Dette medførte en ubalanse som var vanskelig å erstatte uten bruk av reserver i Sverige, og bruk av reserver i normaldrift svekker driftssikkerheten. Endringen av NO5 gir også riktigere prissignaler på Østlandet: prisen i NO1 ligger ofte nærmere den svenske prisen og gir mulighet for høyere import fra Sverige i kalde perioder. 1.oktober 2013 ble det for første gang publisert en prognose for fremtidig elspotinndeling i Norge. Prognosen strekker seg fra 2013 til 2016, og vil bli oppdatert årlig eller ved behov. Det skjer mye endringer i kraftsystemet de neste årene. Områdeinndelingen skal i størst mulig grad være tilpasset behovet både i en ombyggingsfase med mye utkoblinger, og etter at endringer i nett, produksjonsapparat og kabelforbindelser er i drift. Samtidig er det et ønske å gjøre områdeinndelingen mest mulig stabil. Statnett mener en prognose for fremtidig elspotområdeinndeling er den beste måten å skape forutsigbarhet for markedsaktørene i dette spørsmålet. Vi anser ikke prognosen som like bindende som markedsmeldingene som blir publisert like før endringer trer i kraft. Feil, anstrengte energisituasjoner eller endringer i planene for idriftsettelse av nye anlegg kan medføre endringer som ikke er nevnt i prognosen. Utover endringene som ble gjort 2.desember 2013, er det planlagt noen mindre endringer i avgrensingen mellom NO3 og NO5 i den kommende 3-årsperioden. Dette skyldes byggingen av Ørskog-Fardal. Prognosen viser at det er sannsynlig med 5 områder frem til 2016. I prognosen var det også viktig å få frem at flere av endringene i kraftsystemet ikke ville medføre endringer i elspotområdeinndelingen. Side 16
3.3 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. Dette gjelder f. eks kapasitetsbegrensninger som skyldes arbeid i en svensk transformatorstasjon. Fra 2011 er feil/revisjoner på svensk 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 10 % 74 % 43 % 30 % NO3-SE2 600 96 % 98 % 21 % 11 % NO4-SE2 250 0 % 58 % 51 % 47 % NO4-SE1 700 0 % 86 % 38 % 17 % NO2-DK1 1 000 43 % 87 % 35 % 28 % NO2-NL 700 77 % 79 % 85 % 66 % NO2-NO1 3 200 33 % 77 % 50 % 16 % NO2-NO5 500 13 % 67 % 38 % 33 % NO5-NO1 1 3 500 86 % 98 % 36 % 9 % NO4-NO3 900 0 % 85 % 73 % 41 % Tabell 5: Kapasitetstilgjengelighet og -utnyttelse 2013, 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 22 % 71 % 20 % 3 % SE2-NO3 1 000 72 % 89 % 35 % 15 % SE2-NO4 300 0 % 79 % 11 % 9 % SE1-NO4 600 0 % 70 % 14 % 8 % DK1-NO2 1 000 51 % 87 % 36 % 25 % NL-NO2 700 82 % 82 % 5 % 2 % NO1-NO2 2 200 44 % 84 % 5 % 0 % NO5-NO2 600 49 % 73 % 18 % 13 % NO1-NO5 1 650 84 % 96 % 12 % 4 % NO3-NO4 200 0 % 1 % - 7 % Tabell 6: Kapasitetstilgjengelighet og -utnyttelse 2013, import. 1 Grensen mellom NO1 og NO5 ble omdefinert i desember 2013. Side 17
Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 Korridor Årsak 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 NO1 SE3 Revisjon 25 166 9 0 73 112 126 251 Feil/utfall 2 0 1159 117 0 0 0 4 NO3 SE2 2 Revisjon 14 3 3 10 Feil/utfall 0 2 0 0 NO4 SE1 3 Revisjon 2 3 55 116 14 11 13 11 Feil/utfall 9 1 10 0 0 0 0 0 NO4 SE2 Revisjon 4 4 Feil/utfall 0 0 NO2 DK1 Revisjon 0 46 25 19 20 16 95 96 Feil/utfall 417 246 474 1 3 5 0 0 NO2 NL 4 Revisjon 29 24 8 12 47 55 Feil/utfall 16 61 168 38 1 147 NO1 NO2 5 Revisjon 1 0 10 6 Feil/utfall 0 0 8 9 NO1 NO5 5 Revisjon 1 6 1 0 Feil/utfall 0 0 0 0 NO2 NO5 5 Revisjon 0 17 4 0 Feil/utfall 0 0 0 0 NO4 NO3 Revisjon 9 2 9 6 Feil/utfall 0 0 0 0 Sum 455 462 1777 338 311 224 321 599 Tabell 7: Markedskostnader 6 (MNOK) ved bortfall av overføringskapasitet. 700 600 500 400 300 200 100 0 Revisjon Feil/utfall 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 18
Timer Timer Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Revisjon Figur 6: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO3-SE2 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 140 120 100 80 60 40 Revisjon 20 0 Figur 7: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-SE2 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Revisjon Figur 8: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-SE1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Side 19
Timer Timer Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 600 500 400 300 200 Revisjon 100 0 Figur 9: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-DK1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 800 700 600 500 400 300 Revisjon Feil/utfall 200 100 0 august september oktober november desember Figur 10: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-NL ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 250 200 150 100 50 Revisjon Feil/utfall 0 Figur 11: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO2-NO1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Side 20
Timer Timer Timer Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 140 120 100 80 60 Revisjon 40 20 0 mars mai juli Figur 12: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO5-NO1 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 140 120 100 80 60 Revisjon 40 20 0 mai juli Figur 13: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO5-NO2 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Revisjon Figur 14: Antall timer flaskehals(eksport og import) mellom NO4-NO3 ved kapasitetsreduksjon for feil og revisjoner. Side 21
3.4 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. Kristiansand T5 og T6: Revisjon av T5 og T6(420/300kV) i Kristiansand i august skapte en flaskehals inn mot Sørlandet med behov for oppregulering. Det var også nødvendig å redusere eksportkapasiteten mot Danmark/Nederland for å avlaste flaskehalsen. Gjøvik-Nes: Det oppsto feil på kabelen mellom Gjøvik og Nes i begynnelsen av juli. Dette skapte en flaskehals ut av regionalnettet mellom Minnesund, Gjøvik og Nes med behov for nedregulering. Inntil feilen er utbedret blir forbindelsen driftet med ett kabelsett mindre og har dermed redusert kapasitet i forhold til tidligere. Leivdal-Haugen: Linjen var ute for feil ved flere anledninger i løpet av høsten og har også vært ute ifm. revisjon. Har gitt en flaskehals fra Leivdal og sørover mot Sogndal med behov for nedregulering. Fortun-Øvre Årdal 3: En av tre linjer mellom Fortun og Øvre Årdal var utkoblet for revisjon fra begynnelsen av september til midten av november. Dette skapte en flaskehals inn mot Øvre Årdal med behov oppregulering. Ofoten-Kvandal: Linjen var ute for revisjon i august/september. Dette skapte en flaskehals med behov for oppregulering nord for Ofoten. 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. Fardal T2 + Fardal T1: Flaskehals ved intakt nett. Oppstår ved høy produksjon mellom Sogndal og Åskåra. Det var behov for nedregulering i juli/august. Moskog: Arbeid i Moskog stasjon i september skapte en flaskehals sørover mot Sogndal med behov for nedregulering. Ørskog-Sykkylven: Linjen var utkoblet for revisjon i oktober. Dette skapte en flaskehals sørover mot Sogndal med behov for nedregulering. Svabo-T_Finneidfjord 1+2: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved høy produksjon i regionalnettet i Rana-området. 7 Består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last- eller produksjonsendring, spenningsforhold, problemer i naboland og andre spesielle årsaker. Side 22
MNOK Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Revisjon Intakt nett overlast Feil/utfall Figur 15: De 10 dyreste spesialreguleringsårsakene i 2013. 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Intakt nett, overlast 15 44 36 54 50 50 75 44 44 38 Intakt nett, spenning - - 17 5 6 8 28-2 1 Revisjoner 26 57 48 50 38 75 32 57 54 43 Feil/utfall 23 46 35 6 19 18 5 46 19 20 Annet - 1 2 1 4 4 2 1 2 2 Totalt 74 147 138 115 117 154 143 147 121 104 Tabell 8: Spesialreguleringskostnader(MNOK) fordelt på hovedtypene. 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Regulert kvantum ned 1681 566 791 318 638 791 475 Regulert kvantum opp 398 377 399 542 381 242 366 Totalt 2079 943 1190 860 1019 1033 841 Tabell 9: Mengde(GWh) spesialregulering. Side 23
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 kulepunktene over. 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 (over 200 MW forbruk) 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. Side 24
Elspot-kapasitet mellom Norge og Sverige bestemmes daglig av Svenska Kraftnät og Statnett i fellesskap. Laveste kapasitet gjelder. Ved fastsettelse av Elspot-kapasitet på AC-forbindelser skal fysisk overføringskapasitet reduseres med frekvensbåndet. Frekvensbåndet for Haslesnittet er normalt 150 MW. Frekvensbåndet totalt på øvrige forbindelser er normalt 50 MW. Ved stor forandring i Elspot-kapasitet mellom to Elspot-områder legges restriksjon på maksimal forandring i Elspot-kapasitet fra en time til neste time. Maksimal forandring er satt til 600 MWh/h dersom ikke annet er avtalt. Tilgjengelig kapasitet på NorNed bestemmes daglig av Tenne T (TSO i Nederland) og Statnett i fellesskap. 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: Store reduksjoner fra uke 32 pga. revisjon på T5 ogt6 i Kristiansand samt Feda- Kristiansand. Forbindelsen var ute for årsrevisjon i uke 35 og 36 og deretter på grunn av feilen i Eemshaven fra uke 44 og frem til jul. 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. Redusert fra uke 31 pga. revisjon på T5 og T6 i Kristiansand og på Feda-Kristiansand. Det var årsrevisjon på forbindelsen i uke 38, 39 og 40. NO1-SE3: Redusert på norsk side grunnet høy Oslolast og langvarig utkobling av Rød-Hasle i uke 34 til 45. Svenske reduksjoner pga. Västkustsnittet og revisjon to uker i april/mai. NO2-NO5: Handelsgrensen nordover mot Vestlandet fra NO2 har vært begrenset for å hindre handelstransitt til NO1 via NO5. NO2-NO1: Redusert i januar, på grunn av feil på Rød T4 og i juni pga. feil/revisjon på Sylling-Tegneby i juni og juli. Redusert pga. revisjon på Rød-Hasle fra uke 34 til 35. NO5-NO1: Lite redusert. Korridoren ble omdefinert fra 2. desember. NO3-SE2: Importkapasiteten har vært redusert med inntil 400 MW ved feler anledninger pga. revisjoner mellom Nedre Røssåga og Verdal, Salten-Svartisen, Nea-Klæbu og i Gudbrandsdalen. NO4-SE1: Redusert ved revisjon på Salten-Svartisen og Ofoten-Kobbelv. NO4-SE2: Redusert ved revisjon på Salten-Svartisen og Ofoten-Kobbelv. Side 25
1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601 MW 1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601 MW 1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601 MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 4.3 Varighetskurver for handelsgrensene 3000 2000 1000 0-1000 -2000-3000 Timer Kapasitet NO1-SE3 Kapasitet SE3-NO1 Figur 16: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO1 og SE3. 1000 500 0-500 -1000-1500 Timer Kapasitet NO3-SE2 Kapasitet SE2-NO3 Figur 17: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO3 og SE2. 200 150 100 50 0-50 -100-150 -200-250 -300 Timer Kapasitet NO4-SE2 Kapasitet SE2-NO4 Figur 18: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO4 og SE2. Side 26
1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601 MW 1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601 MW 1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601 MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 800 600 400 200 0-200 -400-600 Timer Kapasitet NO4-SE1 Kapasitet SE1-NO4 Figur 19: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO4 og SE1. 4000 3000 2000 1000 0-1000 -2000-3000 Timer Kapasitet NO2-NO1 Kapasitet NO1-NO2 Figur 20: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO1 og NO2. 500 400 300 200 100 0-100 -200-300 -400 Timer Kapasitet NO2-NO5 Kapasitet NO5-NO2 Figur 21: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO2 og NO5. Side 27
1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601 MW 1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601 MW 1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601 MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0-500 -1000 Timer Kapasitet NO5-NO1 Kapasitet NO1-NO5 Figur 22: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO1 og NO5. 1000 800 600 400 200 0-200 Timer Kapasitet NO4-NO3 Kapasitet NO3-NO4 Figur 23: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO3 og NO4. 1500 1000 500 0-500 -1000-1500 Timer Kapasitet NO2-DK1 Kapasitet DK1-NO2 Figur 24: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO2 og DK1. Side 28
1 201 401 601 801 1001 1201 1401 1601 1801 2001 2201 2401 2601 2801 3001 3201 3401 3601 3801 4001 4201 4401 4601 4801 5001 5201 5401 5601 5801 6001 6201 6401 6601 6801 7001 7201 7401 7601 7801 8001 8201 8401 8601 MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 800 600 400 200 0-200 -400-600 -800 Timer Kapasitet NO2-NL Kapasitet NL-NO2 Figur 25: Varighetskurve for handelskapasiteten mellom NO2 og NL. Side 29
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 2013 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 2013 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 har videre siden januar 2008 publisert en månedlig rapport med fokus på ubalanser. Denne ble i 2013 publisert i en ny versjon med nytt design og nytt innhold. I tillegg til informasjon om ubalanser i det norske kraftmarkedet og annen nyttig markedsinformasjon, er hver enkelt balanseansvarlig gruppert 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 30
MW/h Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 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 2013 er regnskapsført med 135 MNOK. I 2011 ble det kjøpt inn for 98 MNOK. Det er i 2013 regnskapsført en netto inntekt på salg av primærreserver på 41,8 MNOK mot 9,8 MNOK i 2012. 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 26: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av primærreserver per uke i 2013. 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. Det ble ikke kjøpt inn FRR-A i perioden mai-september. Innkjøp av sekundærreserver er regnskapsført med 62 MNOK i 2013. Side 31
MW MW Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 Opp Ned 150 100 50 0-50 -100-150 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 sekundærreserver per uke i 2013. 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 2013 var kostnadene for RKOM 87,1 MNOK. I 2012 kjøpte Statnett RK-opsjoner for 65,4 MNOK. Forbruk Produksjon 1400 1200 1000 800 600 400 200 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 28: Kjøpte RK-opsjoner pr. uke i 2013. 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 32
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 53 MWh Rapport fra Systemansvarlig Dok. ID: 1948756 I 2013 var den norske andelen av kostnadene for produksjonsflyttingen regnskapsført med 8,8 MNOK. I 2012 var kostnadene for produksjonsflytting 9,2 MNOK. 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 Uke Figur 29: Omfang av kvartersflytting av produksjon per uke for 2013. 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 2013 var 6,3 MNOK. I 2012 var tilsvarende kostnad 3 MNOK. 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 2013 blitt utløst i syv tilfeller. Dette omfatter 17 aggregater som er utløst med totalt ca. 3800 MW produksjon. Statnetts totale kostnad for PFK inkludert utløsningskostnadene var 11,9 MNOK. Kostnadene i 2012 for PFK var 5,3 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 ikke registrert utløsning av BFK i 2013. Side 33
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. Side 34
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. 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 på 420kV nettet. Vestlandet Funksjoner: På Vestlandet er det systemvern både til overskudds- og underskuddssituasjoner. Det er installert PFK på Tyin og BFK i Bergensområdet og inn til BKK. Det er også nettsplittingsvern og PFK i 132 kvnettet i Bergensområdet. BFK på 300kV-linjene inn til BKK er blitt fjernet etter idriftsettelse av Sima- Samnanger. 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 BKK eller inn til selve 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. Funksjonene som er knyttet til overlast inn til BKK er i bruk ved høyt forbruk og lav produksjon i området, oftest på vintertid ved stramm energisituasjon. Sørlandet Funksjoner: På Sørlandet er det systemvern på HVDC-kablene Skagerrak 3 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 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. Side 35
Hva utløser verna: Utløsning av Skagerrak 3 skjer ved overlast på utvalgte linjer på Sørlandet. Det er i tillegg en funksjon som utløser vernet på Skagerrak 3 ved utfall av 420 kv nettet mellom Holen og Kristiansand. Denne 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. Hvor ofte blir det brukt: Vernet på Skagerrak 3 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 ved utfall mellom Holen og Kristiansand blir brukt ved stor eksport og lav produksjon, oftest ved utkoblinger i 300 kv-nettet. Dette skjer oftest på sommeren. Denne funksjonen er en ekstra sikkerhet, men gir ingen ekstra nedkjøring på Skagerrak 3. 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: Det er 6 store kraftstasjoner som er tilknyttet PFK på Østlandet, en 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 PFK på to mindre kraftstasjoner, Torpa og Lomen, og BFK i Frogner. Når blir vernet brukt: PFK på Østlandet blir brukt for å øke eksportkapasiteten fra Østlandet til Sverige. Nettsplittingsfunksjonen øker eksport- og importkapasitet når en av de to 420 kv-linjene fra Østlandet til Sverige er utkoblet. PFK på Torpa og Lomen blir brukt ved høy produksjon i 132kV nettet sør i Oppland og Hedmark. 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- og 300 kv-nettet som utløser PFK på Østlandet, hovedsakelig fra vestsida av Oslofjorden og inn i Sverige. 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. PFK på Torpa og Lomen blir utløst ved utfall eller overlast på gitte linjer i 132kV nettet. BFK i Frogner blir utløst ved utfall av en av 420/66 kv transformatorene. Hvor ofte blir det brukt: PFK funksjonene blir hovedsakelig brukt ved eksport over 1450 MW fra Østlandet til Sverige. Med PFK kan grensen økes til 2050 MW. 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. På vinteren, med høy last i Osloområdet, eller ved utkoblinger i nettet, må PFK brukes for å øke kapasiteten, selv om utvekslingen er under 1450 MW. Nettsplittingsvernet står alltid på som en ekstra sikkerhet for å redusere konsekvensene av en N-2 feil (to samtidige utfall) mellom Østlandet og Sverige. PFK på Torpa og Lomen er daglig i bruk i perioder hvor produksjonsønsket er større enn kapasiteten til 132kV nettet. BFK i Frogner er i bruk vinterstid. Side 36
6.3 Diskusjon og analyse av frekvensutviklingen. Frekvenskvaliteten har blitt gradvis forverret de siste 10-15 årene med en eskalerende utvikling i negativ retning. Se figuren under. Figur 30: Utvikling for frekvensavvik 1996 2013, angitt med minutter utenfor 49,90-50,10 Hz per uke. I den senere tiden er det imidlertid registrert en dempning i forverringen av kvaliteten noe som antas å ha sammenheng med at tiltakene for å forbedre kvaliteten, beskrevet i neste avsnitt, begynner å gi effekt. 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. Side 37
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 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. 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. Side 38
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 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 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. Etter en prosess med målinger på utvalgte stasjoner, vil man nå gå inn i en avsluttende fase i prosjektet hvor reviderte krav til frekvensreguleringen i Norden vil fastsettes. 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 undersøke om kontinuerlig ramping på Skagerrak kan være en pilot for en generell implementering av ordningen for alle nordiske kabler. 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 kort sikt. På lengre sikt kan en kvartersoppløsning i energimarkedet være løsningen. Det startes nå opp en aktivitet sammen med relevante norske aktører for å vurdere dette. Måltall for frekvenskvalitet 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. Frekvenskvalitetsstandarden har stor betydning for "porsjoneringen" av de ulike tiltakene nevnt ovenfor. For 2014 har de nordiske TSOene blitt enige om et midlertidig måltall som ligger noe under registreringene de seneste årene. Det midlertidige måltallet er 10 000 min/år. Side 39
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", 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 og systemansvarlig vil i 2014 se på behovet for oppdateringer. Siste versjon av dokumentet "Funksjonskrav i kraftsystemet" 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 7 første ledd og FoS 14 første og annet ledd. Listen over vedtak etter Fos 14 som systemansvarlig fattet i 2013 er angitt i Tabell 10. Konsesjonær Vår dato Sak 1 Agder Energi Nett AS 05.12.2013 14 7 Kulia transformatorstasjon - Skifte 4 stk. 110 kv effektbrytere 2 Agder Energi Nett AS 27.09.2013 14 7 Øye transformatorstasjon - Ny 60MVA transformator 3 Agder Energi Nett AS 02.07.2013 14 Halshaug transformatorstasjon - Skifte av 110 kv effektbrytere 4 Agder Energi Nett AS 27.06.2013 14 Krossen transformatorstasjon - Nytt kontrollog hjelpeanlegg 5 Agder Energi Nett AS 19.04.2013 14 7 Veghusdal transformatorstasjon 6 Agder Energi Nett AS 10.04.2013 14 Kjos transformatorstasjon - Nytt vern- og kontrollanlegg 7 Agder Energi Produksjon AS 19.03.2013 14 7 Evenstad kraftstasjon - Skifte av to effektbrytere 8 Agder Energi Vannkraft AS 05.08.2013 14 Rygene kraftstasjon - Ny elektronisk turbinregulator 9 Agder Energi Vannkraft AS 28.05.2013 14 Skjerka kraftverk, ny elektronisk turbinregulator 10 Agder Energi Vannkraft AS 23.05.2013 14 Iveland 2 kraftverk 11 Agder Energi Vannkraft AS 15.05.2013 14 Laudal kraftstasjon - Utskifting av distansevern 12 Agder Energi Vannkraft AS 15.05.2013 14 Håverstad kraftverk - Utskifting av linjevern 13 Agder Energi Vannkraft AS 29.04.2013 14 Hovatn kraftstasjon - installasjon av generatorbryter 14 Agder Energi Vannkraft AS 29.04.2013 14 Hunsfos Vest - rehabilitering 15 Andøy Energi 09.12.2013 14 7 132 kv Risøyhamn - Dverberg 16 Arendals Fossekompani 09.04.2013 14 7 66 kv Arendal omkoblingsstasjon - Eydehavn transformatorstasjon - omlegging til jordkabel 17 BKK Nett AS 17.10.2013 14 7 Fana innføringsstasjon - Nye 300 og 132 kv effektbrytere 18 BKK Nett AS 12.10.2013 14 7 Kollsens transformatorstasjon - Utvidelse av 300 kv anlegg (Martin Linge) 19 BKK Nett AS 07.08.2013 14 7 420 kv Lindås (Mongstad) - Kollsnes 20 BKK Nett AS 19.06.2013 14 Samnanger transformatorstasjon - Avslag på søknad om avvik for Switch sync for effektbryter 21 BKK Nett AS 30.04.2013 14 Fana innføringsstasjon - Nytt vern- og kontrollanlegg 22 BKK Produksjon AS 30.08.2013 14 Fosse kraftverk - Ny turbinregulator 23 BKK Produksjon AS 13.05.2013 14 Matre Haugsdal kraftverk - Nytt vedtak! - Ny kraftstasjon med to aggregater på hver 105 MVA 24 EB Nett AS 27.11.2013 14 132 kv Bråtan - Bragernes, ny 132/50/11 kv transformering i Bragernes transformatorstasjon 25 Eidsiva Vannkraft AS 28.06.2013 14 Harpefossen kraftverk - Nytt løpehjul, endring av effektfaktor Side 40
26 Gudbrandsdal Energi AS 09.04.2013 14 7 66 kv Nedre Vinstra kraftverk - Vinstra transformatorstasjon - 0,6 km innskutt kabel 27 Gudbrandsdal Energi AS 09.04.2013 14 7 66 kv Sør-Fron - Harpefossen - 1,4 km innskutt kabel 28 Gudbrandsdal Energi AS 09.04.2013 14 7 66 kv Nedre Vinstra - Heggerusten - 4,8 km innskutt kabel 29 Hafslund Nett AS 24.04.2013 14 Sogn transformatorstasjon - 132 kv nullpunktsreaktor 30 Haugaland Kraft 01.11.2013 14 7 Klovning transformatorstasjon - utvidet transformeringskapasitet 31 Helgelandskraft AS 27.11.2013 14 7 132 kv Grytåga - Alsten, økt tverrsnitt 32 Helgelandskraft AS 26.11.2013 14 7 Lande transformatorstasjon 33 Helgelandskraft AS 01.11.2013 14 7 Mosjøen transformatorstasjon - RT1 34 Hemsedal Energi 24.01.2013 14 7 Holdemoen og Langeset transformatorstasjon 35 Hydro Aluminium AS, Hydro Energi Sogn 10.10.2013 14 Tyin kraftverk - Ny effektbryter aggregat 1GIS-anlegg 36 Hydro Energi AS 31.05.2013 14 Tyin kraftverk - ny turbinregulator G1 og G2 37 Lofotkraft AS 30.09.2013 14 7 132 kv Kanstadnotn - Kvitfossen, kabling Sløverfjorden 38 Lofotkraft AS 26.09.2013 14 7 Fygle transformatorstasjon og 132 kv Fygle - Solbjørn 39 Lyse Elnett AS 16.12.2013 14 7 Skeiane transformatorstasjon - ny jordslutningsspole 40 Lyse Elnett AS 05.12.2013 14 7 Mosvannet transformatorstasjon - nytt GISanlegg, Ullandhaug og Kongsgata transformatorstasjoner - omlegging kabler til Ryfast 41 Lyse Elnett AS 28.11.2013 14 7 132 kv Stokkeland - Ullandhaug, kabling av delstrekning 42 Lyse Elnett AS 14.11.2013 14 7 Skeiane transformatorstasjon 132 kv m/kabler - erstatter vedtak datert 4.11.2010-1469023 (Skeiene) 43 Lyse Elnett AS 19.03.2013 14 7 Tronsholen transformatorstasjon 44 Midtfjellet Vindkraft 30.08.2013 14 Midtfjellet vindpark - tidsbegrenset dispensasjon fra FIKS 45 Nordlandsnett AS 29.08.2013 14 7 Sulitjelma transformatorstasjon - Utskifting av RT1 46 Nordlandsnett AS 24.06.2013 14 66 kv Sandnes transformatorstasjon - Fagerli T, Sanering 47 Nord-Salten Kraft AS 23.05.2013 14 Rekvatn kraftstasjon - Utskifting av aggregat 2 48 Nord-Salten Kraft AS 13.02.2013 14 7 Skjelvareid transformatorstasjon - Rehabilitering 49 Norsk Hydro ASA 19.08.2013 14 Novle kraftstasjon - Oppgradering (forandringer på nettanlegget, vedtak 13/01163-2) 50 NTE Nett AS 19.12.2013 14 7 Leksvik transformatorstasjon - Ny (flytting av eksisterende) 51 Odda Energi AS 09.12.2013 14 7 Åsen transformatorstasjon - Ny T3, Åsen koblingsstasjon - Nytt 66 kv anlegg, nye linjer, kabler og Petersenspole 52 Otra Kraft DA 20.06.2013 14 Holen kraftstasjon - Nye elektroniske spenningsregulatorer Holen 1, 2 og 3 53 Otra Kraft DA 14.01.2013 14 Holen kraftstasjon - Nye elektroniske turbinregulatorer 54 Selbu Energiverk AS 10.10.2013 14 7 Slind Kraftverk, nytt kontrollanlegg 55 Selbu Energiverk AS 10.10.2013 14 7 Selbu transformatorstasjon, nytt kontrollanlegg 56 Selbu Energiverk AS 12.09.2013 14 7 Hegsetfoss koblingsstasjon - rehabilitering 57 SFE Nett AS 08.10.2013 14 7 132 kv Moskog - Grov, kabling over Naustdalen 58 SFE Nett AS 01.10.2013 14 66 kv Sigdestad - Langesi, ombygging til 22 kv 59 Sira-Kvina kraftselskap 19.11.2013 14 Tjørhom kraftstasjon - nytt magnetiseringsutstyr 60 SISO Energi AS 07.09.2013 14 Siso koblingsstasjon - Utvidelse for Fagerbakken kraftverk 61 Skagerak Nett AS 05.12.2013 14 7 Grenland transformatorstasjon, innsløyfing av 132 kv ledninger og fjerning av eldre ledninger 62 Skagerak Nett AS 02.12.2013 14 Rjukan Næringspark - Ny 132 kv effektbryter for T3 Side 41
63 Skagerak Nett AS 07.10.2013 14 7 132 kv Meen - Knardalstrand, trådsett nr. 2 64 Skagerak Nett AS 05.02.2013 14 Mår kraftverk - riving av to spoler 65 Skagerak Nett AS 14.01.2013 14 7 132 kv kabel Moflata - Bakkestranda - Nytt vedtak! - Erstatning av luftledning Moflata - Klosterøya 66 Skagerak Nett AS 05.01.2013 14 7 132 kv Jåberg - Stangeby - Nytt vedtak - Kabling av delstrekning 67 Småkraft AS 28.05.2013 14 7 Salhuselva kraftverk 68 Sognekraft AS 28.06.2013 14 7 66 kv kabling Dragsvik - Hella (Njøs - Dragsvik) Fjærlandsfjorden 69 Statkraft Energi AS 12.09.2013 14 7 Hegsetfoss koblingsstasjon - rehabilitering 70 Statkraft Energi AS 28.05.2013 14 7 Korgen transformatorstasjon (Nedre Røssåga) 71 Statkraft Energi AS 04.04.2013 14 Eiriksdal kraftverk - OBS! ny versjon 2 72 Statnett SF 19.12.2013 14 7 Straumsmo transformatorstasjon - Nye strømtransformatorer i avgang 132 kv Kvandal 1 og 2 73 Statnett SF 05.12.2013 14 7 Tegneby transformatorstasjon - utvidelse ny T3, nytt 300 kv felt, nytt kontrollanlegg og nye vern 74 Statnett SF 02.12.2013 14 7 Sortland transformatorstasjon - Nytt 66 kv felt for transformator T4 75 Statnett SF 08.11.2013 14 7 Eidum transformatorstasjon - Etablering av 132 kv avgang 76 Statnett SF 25.09.2013 14 7 420 kv Ørskog transformatorstasjon (Ørskog - Fardal) 77 Statnett SF 12.09.2013 14 Tegneby transformatorstasjon, ny 420 kv SF6-gjennomføring etter havari 78 Statnett SF 12.09.2013 14 7 Tveiten transformatorstasjon - Ny transformator T1 og T2 79 Statnett SF 12.09.2013 14 7 Fåberg transformatorstasjon - Ny T2 80 Statnett SF 29.08.2013 14 Tunnsjødal transformatorstasjon - Nytt kontroll- og hjelpeanlegg og nye spenningstransformatorer 81 Statnett SF 21.08.2013 14 7 Leirdøla kraftverk - Ny T3 82 Statnett SF 19.08.2013 14 7 Rød transformatorstasjon - dublering av strømtransformatorer avgang Bamble og Tveiten 83 Statnett SF 07.08.2013 14 7 420 kv Rød - Bamble og Grenland transformatorstasjon 84 Statnett SF 03.07.2013 14 7 Varangerbotn transformatorstasjon - Nytt apparat- og kontrollanlegg 85 Statnett SF 27.06.2013 14 7 Namsos transformatorstasjon - NY T1 86 Statnett SF 24.05.2013 14 Ulven transformatorstasjon - utskifting av enkeltkomponenter, vern og forbedringer i fjernstyring og forriglinger 87 Statnett SF 16.05.2013 14 7 Høyanger transformatorstasjon - 132 kv (fase 1 - Ørskog - Fardal) 88 Statnett SF 23.04.2013 14 Nedre Røssåga - Nytt 132 kv bryterfelt 89 Statnett SF 09.04.2013 14 Ringerike transformatorstasjon - Ny jordslutningsspole - Påklaget! 90 Statnett SF 21.03.2013 14 7 Vågåmo transformatorstasjon - Ny T2 91 Statnett SF 12.03.2013 14 7 Sogn transformatorstasjon - Ny T2 92 Statnett SF 06.03.2013 14 7 Follo transformatorstasjon - To nye 420 kv transformatorfelt 93 Statnett SF 17.01.2013 14 7 Ballangen koblingsstasjon - Nytt vedtak! - renovering av stasjon, brytere og kontrollanlegg 94 Statnett SF 04.01.2013 14 7 132 kv Alta kraftverk - Alta transformatorstasjon - Temperaturoppgradering L0271 og 132 kv Adamselv - Lakselv L0277 95 Tafjord Kraftnett AS 21.08.2013 14 7 Giskemo transformatorstasjon - Ombygging og nye koblingsfelt 96 Total E&P Norge AS 24.05.2013 14 Martin Linge transformatorstasjon 97 Trollfjord Kraft AS 29.08.2013 14 7 132 kv kabelforbindelse Skagen - Hadselhamn 98 Troms Kraft Nett AS 12.09.2013 14 7 Brensholmeidet transformatorstasjon - 132 kv Håkøybotn - Brensholmeneidet, avgreining Mestervik - Kvaløya Side 42
99 TrønderEnergi Nett AS 12.09.2013 14 7 Hegsetfoss koblingsstasjon - rehabilitering 100 Tussa Nett AS 18.11.2013 14 7 Haugen T2 - økt transformeringskapasitet med forsert kjøling 101 Tussa Nett AS 26.09.2013 14 7 Sykkylven transformatorstasjon - Ny stasjon 132 kv anlegg 102 Tussa Nett AS 25.09.2013 14 7 Ørsta transformatorstasjon - Ny 132 kv jordslutningsspole 103 Varanger KraftNett AS 15.01.2013 14 7 Skogfoss kraftstasjon - Utvidelse av 132 kv koblingsanlegg tilkobling av linje fra Varangerbotn 104 Vest Telemark Kraftlag AS 27.06.2013 14 Kjela kraftverk - Ny T2 Tabell 10: Liste over vedtak etter FoS 14 og 7 som systemansvarlig fattet i 2013. 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, gjenoppbyggingsmuligheter etter eventuelle feil og tap. 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 43
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 44
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 2014 var 1.oktober 2013. Fristen er fremskyndet med 4 måneder i forhold til tidligere år. Innstrammingen er i tråd med 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 45
10 Tiltak for svært anstrengte kraftsituasjoner(saks) 10.1 Tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner I 2013 var energiopsjoner i forbruk og reservekraftverkene på Tjeldbergodden og Nyhamna de tilgjengelige tiltakene for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. Oppstart av reservekraftverkene skal være siste tiltak i en slik situasjon. Reservekraftanleggene var tilgjengelige med 150 MW på hvert av anleggene gjennom hele vinteren, med en oppstartstid på ca. 2 uker. Hensikten med energiopsjoner er å redusere risikoen for rasjonering gjennom at større bedrifter frivillig gir Statnett en rett til å redusere deres forbruk. Varslingstiden fro innløsning er 1 uke og varighet er 2 uker, med mulighet for forlengelse. Bud med høy effekt og kortere varighet har blitt prioritert ved innkjøp, noe som gir en større nytteverdi for kraftsystemet i en svært anstrengt kraftsituasjon. Statnett gjennomførte for sesongen 2012/2013 én budrunde for energiopsjoner i forbruk for hele landet. Budfrist var 4/9, med en vedståelsesfrist på 18/9. Etter en behovsvurdering ble det inngått avtaler om energiopsjoner i forbruk med flere industribedrifter for vinteren 2012/2013. Det er kjøpt energiopsjoner i hele landet, med hovedfokus på Vestlandet og Midt-Norge. Den samlete effekten som kan gjøres tilgjengelig gjennom innløsning av energiopsjonsavtalene var 442 MW, med et samlet energivolum på 555 GWh. Den samlede kostnaden for energiopsjoner var 29 millioner NOK. Det ble ikke iverksatt innløsning av energiopsjoner eller start av reservekraftverkene under året grunnet SAKS-situasjon. 10.2 Kriterier for å søke NVE om å ta i bruk SAKS-tiltak I perioder med anstrengt driftssituasjon har Systemansvarlig tett kontakt med NVE og utviklingen i energisituasjonen gjennomgås jevnlig gjennom sesongen. Hovedkriteriet for å søke NVE om å benytte Energiopsjoner i forbruk er at det er 50 % sannsynlighet for rasjonering. I tillegg skal hensiktsmessige tiltak som ikke er definert som SAKS-tiltak være benyttet. Dette kan for eksempel være opprettelse av nye Elspot-områder, N-0-drift eller mer informasjon til markedet. Hvilke tiltak som er aktuelle avhenger eksempelvis av hvor stort det utsatte området er og utnyttelsen av tilgjengelig importkapasitet. Side 46
11 Internasjonal koordinering 11.1 Deltagelse i europeisk og nordisk samarbeid for å utvikle internasjonale løsninger for systemansvarsutøvelse Et sentralt EU mål er etableringen av et indre energimarked innen utgangen av 2014, med fri flyt av strøm over landegrensene. Dette skal styrke forsyningssikkerhet, klimamåloppnåelse og verdiskaping i Europa. Norge er gjennom EØS-avtalen en fullverdig del av det indre energimarkedet. Statnett deltar på flere områder for å legge til rette for en effektiv utvikling av kraftmarkedet. For Statnett er det viktig å se de ulike prosessene i sammenheng, holde oversikten og sikre at utviklingen skjer til det beste for å sikre en god verdiskaping for Norge som helhet. Det vil si at de samfunnsøkonomisk mest rasjonelle løsningene velges for å legge til rette for forsyningssikkerhet, verdiskaping og gode klimaløsninger på kort og lang sikt. Internasjonalt foregår det to sentrale prosesser for å utvikle kraftmarkedet. Den ene er regelverksutformingen (Codes), der TSOene er sentrale gjennom European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E). Det andre er konkrete utviklings- og implementeringsprosjekter mellom TSOer og kraftbørser. Statnett finner det viktig å delta i begge prosessene for å sikre løsninger som er gode for Norge. I løpet av 2013 ble det utarbeidet en modell for priskopling i North West Europe (Norden, Tyskland, Storbritannia, Frankrike, Belgia, Nederland og Luxembourg). Denne priskoplingen dekker områder som produserer at 75 % av kraften i Europa. I løpet av 2014 er det ventet at flere land vil bli med i den samme priskoplingen. I 2014 er det startet et prosjekt som skal etablere et felles intraday-marked i Europa. Kraftbørsene i landene som deltar i koblingen vil heretter beregne priser samtidig og med bruk av samme algoritme. Markedskoblingen omfatter i denne omgang 13 land, inkludert de fire nordiske markedene, Storbritannia og 8 land på kontinentet. Det er ventet at Spania og Italia også vil slutte seg til den felles priskoblingen og planen er etter hvert at andre deler av Europas kraftmarkeder også kobles sammen. Kjernen i den nye markedskoblingen er en algoritme som børsene har utviklet i fellesskap på basis av krav stilt fra sentralnettsoperatørene og børsene. Rent praktisk skjer det slik at alle kjøp- og salgsordre som legges inn på den lokale børs innen kl. 12, sendes videre til en sentral "virtuell børs". Der beregnes så prisene ved hjelp av algoritmen, resultatene sendes tilbake til hver børs som igjen videresender resultatene til kjøpere og selgere. Mens selve prisdannelsen skjer i løpet av en halvtime, skjer all dataoverføring i sanntid. I ENTSO-E har Statnett nestleder i styret (ENTSO-E Board). Selskapet er også representert i General Assembly, samt at vi er medlemmer i markeds-, plan-, drifts-, og R&D komiteen. I tillegg leder Statnett Legal & Regulatory Group. Det har etter hvert utviklet seg relativt mange arbeidsgrupper innenfor ENTSO-E. En viktig årsak til dette er arbeidet knyttet til implementering av Codes. I løpet av 2013 var alle Codes som er forespeilet i den tredje pakken under utarbeidelse og noen hadde fått tilbakemelding fra ACER. Figuren nedenfor er en samlet oversikt over grupper innenfor ENTSO-E og hvilke grupper Statnett deltar i. Statnett gjør løpende vurderinger om hvilke arbeidsgrupper vi til enhver tid skal delta i. Førende for vår deltagelse i internasjonale arbeidsgrupper er viktighet i forhold til sentrale områder for system- og markedsutviklingen. Det siste året har vi prioritert regelverksutformingen og regionale grupper med sentrale prosjekter for vår region, slik som North West Europe på markedssiden, Nordisk Side 47
utvikling på driftssiden og Baltic Sea og North Sea på plansiden. Mesteparten av det nordiske samarbeidet ligger innenfor de regionale gruppene under ENTSO-E. Enkelte av gruppene følger vi også som såkalte Corresponding Member, det vil si at vi har tilgang til informasjonen, men er ikke aktive og deltar ikke på møter. I tillegg til deltagelse gjennom internasjonale arbeidsgrupper og komiteer har Statnett et eget kontor i Brussel. Arbeidet i forbindelse med kontoret vil foregå innenfor mange områder og plan, men en viktig oppgave i denne saken blir å opprette dialog for å kunne koordinere og påvirke de sentrale beslutningsprosessene. 11.2 Status for de nordiske investeringsplanene Gjennom Nordisk Systemutviklingsplan planla Nordel i 2005 forsterkning av 5 prioriterte nordiske overføringssnitt (Nea Järpströmmen, Storebælt, Fennoskan 2, Sødra lenken/(sydvest-linken) og Skagerrak 4). Status for disse er: Nea Järpströmmen: En ny 420 kv-ledning mellom Midt-Norge og Midt-Sverige til erstatning for eksisterende 300kV-ledning med lavere kapasitet. Knyttes spesielt til behovet for økt kapasitet til Midt-Norge. Idriftsatt i 2009. Storebælt: En ny 600 MW HVDC-forbindelse mellom Vest-Danmark og Øst-Danmark, som vil knytte sammen Jylland/Fyn og Sjælland. Idriftsatt i 2010. Fennoskan 2: En ny 800 MW HVDC-forbindelse mellom Finland og Sverige (link nummer to). Knyttes til utbygging av kjernekraft i Finland samt økt overføringsbehov Sverige-Finland. Side 48
Idriftsatt januar 2012. Sødra lenken: HVDC-forbindelse mellom midt- og Sør-Sverige. Kapasitet opp mot 1400 MW. Forbindelsen er under bygging og planlegges i drift januar 2015. Forbindelsen har også vært planlagt med en gren mot Norge også, da under navnet SydVest-linken. Norgegrenen ble i 2013 besluttet terminert. Skagerrak 4: 700 MW HVDC-forbindelse mellom Danmark Vest (Jylland) og Norge (Kristiansand). Under bygging. Idriftsettelse forventes mot slutten av 2014. Status for andre forbindelser ut av Norden er: Nord.Link: Statnett har søkt konsesjon for bygging av en ny forbindelse mellom Norge (Tonstad) og Tyskland (Wilster) på 1400 MW. Prosjektet er et samarbeid med TenneT og planlegges idriftsatt i 2018. NSN: Statnett har søkt konsesjon for bygging av en ny forbindelse mellom Norge (Kvilldal) og England (Blythe) på 1400 MW. Prosjektet er et samarbeid med National Grid og planlegges idriftsatt i 2020. NorthConnect: En gruppe bestående av Vattenfall, ECO, Lyse, Agder Energi og Scottish and Southern Energy planlegger en ny forbindelse mellom Sima (Norge) og Peterhead (Skottland). Planlagt kapasitet på 1400 MW med idriftsettelse år 2020. Estlink 2: HVDC-forbindelsen Estlink mellom Finland og Estland ble i driftsatt i januar 2007 med en overføringskapasitet på 350 MW. Fingrid og Elering (estlandsk TSO) har nylig ferdigstilt Estlink 2 (kapasitet 650 MW). Forbindelsen ble offisielt gjort tilgjengelig for markedet 7.februar 2014. NordBalt: 700 MW HVDC-forbindelse mellom Sverige og Litauen. Knyttes særlig til integreringen av det baltiske markedet mot Europa. NordBalt planlegges idriftssatt 2015/2016. Jylland-Tyskland: Kapasiteten ble i 2012 oppgradert til 1500 MW i nordgående retning og 1780 MW i sydgående retning. Energinet.dk og TenneT planlegger videre kapasitetsøkning. Nåværende østkystforbindelse planlegges spenningsoppgradert (220-400 kv), noe som bidrar til å øke kapasiteten til 2500 MW i begge retninger. Utover dette foreligger det også langsiktige planer om en ny vestkystforbindelse, noe som vil løfte kapasiteten ytterligere. COBRA Cable: 700 MW HVDC-link mellom Jylland (Endrup) og Nederland (Eemshaven). Energinet.dk søkte i januar 2014 om konsesjon for bygging av kabelen. Prosjektet planlegges realisert år 2019. Kriegers Flak: Det foreligger planer om vindkraftutbygging opp mot 1800 MW på havområdet Kriegers Flak (10-40 meters dyp), som strekker seg over både svensk, dansk og tysk økonomisk sone. I forhold til nettilknytning har det mest aktuelle konseptet vært en løsning der en legger kabler til både Sverige, Danmark (Sjælland) og Tyskland. Svenska Kraftnät har i denne omgang lagt planene på is, mens dansk og tysk TSO (Energinet.dk, 50 Hertz Transmission) arbeider videre med sikte på realisering. Utover ovenfor nevnte prosjekter pågår det blant annet samtaler mellom Svenska Kraftnät og 50 Hertz Transmission om ny forbindelse mellom Sverige og Tyskland, samt mellom Energinet.dk og National Grid om ny forbindelse mellom Danmark og England. Side 49
12 Driftsforhold, driftssikkerhet og driftsforstyrrelser 12.1 Driftsspenninger i sentralnettet, problemområder, konsekvenser og tiltak Det er siden 2008 ført statistikk på høy og lav spenning i Statnetts stasjoner i sentralnettet. Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) har nedjustert øvre tillatt driftsspenning i sentralnettet, som ble gjeldende fra 01.01.14. Nye alarmgrenser er tilpasset dette og tallene er dermed ikke sammenlignbare med tidligere år. Grensene som det er rapportert på her er 301/421 kv. Tidligere har det blitt rapportert på henholdsvis 305/425 kv. Resultat 2013 Måned Region Sør Region Midt Region Nord Januar 53 187 9 810 5 Februar 51 979 5 085 3 Mars 49 178 2 982 0 April 27 826 1 132 1 Mai 32 391 13 515 8 Juni 38 931 16 722 281 Juli 41 270 22 439 26 August 33 437 714 167 September 15 229 56 2 Oktober 36 152 20 0 November 35 108 21 0 Desember 46 715 3 1 Sum 461 403 72 499 494 Tabell 11: Antall minutter over definerte grenser i 2013. Problemområder Driftsspenningen i Fortun påvirkes av Hydro Årdal sine nedkjøringer av prosessen og utgjør en stor variasjon på systemspenningen. Generelt på Sørlandet påvirkes driftsspenningen av eksport/importflyten til Kristiansand og Feda. Ved import på sommerhalvåret er det ekstra sårbart med lite forbruk og lite roterende maskineri. Dette resulterer i en lav kortslutningsytelse i sørlandsnettet, og små endringer gir store utslag på driftsspenningen. Her er det grunn til å tro at ny fasekompensator som er under oppføring i Feda vil være med på å bidra med kortslutningsytelse og forsterke sørlandsnettet. Nye Skagerak 4 med ny RPC vil også bidra med mere reaktivytelse og stabilisere spenningen. Borgund ligger på tamp og ved revisjon/stopp av aggregatene i området er det liten mulighet for spenningsregulering. Det har vært høye spenninger i Osloområdet bl. annet pga. havari/revisjon på reaktor og fasekompensator i Frogner og SVC i Rød. Utførte tiltak Det har over flere år pågått et målrettet arbeid med å bedre driftsspenningen i kraftnettet. Tiltakene har vært: Innkjøp og idriftsettelser av kompenseringsanlegg, som reaktorer, kondensator-batteri, fasekompensatorer og SVC-anlegg. I perioden sommeren 2009 og ut 2013 vil det være satt i drift 3250 MVAr reaktorytelse for å bedre spennings-forholdene i nettet. Side 50
Samarbeid med industrikunder om MVAr-kompensering ved planlagt nedkjøring av store laster. Bedret automatisk styring av kompenseringskomponenter og Automatisk spenningskontroll (ASK). Kommende tiltak Ny reaktor er under oppføring i Sylling og det er planlagt ny reaktor i Bardufoss. Byggearbeidet for fasekompensator på Feda startet 1 kvartal 2013, og forventes idriftsatt høsten 2014. Den vil forsterke og bidra med betydelig kortslutningsytelse i sørlandsnettet. Skagerak 4 er under oppføring med ny RPC (reactive power control) som bidrar til spenningsregulering på Sørlandet. Side 51
12.2 Presentasjon av spenningskvalitetsparametere i henhold til Forskrift om Leveringskvalitet i Kraftsystemet 2A-2 Serial number Measurement place Model Busbar Nominal voltage Start year 508010546000 Statnett, Rød PQ140S A 130000 2007 508010565000 Statnett, Viklandet PQ140S A 420000 2007 508010566000 Statnett, Fardal PQ140S A 132000 2007 508010567000 Statnett, Rana PQ140S A 400000 2008 508010568000 Statnett, Skaidi PQ140S A 132000 2007 508010569000 Statnett, Klaebu PQ140S A 300000 2007 508010570000 Kristiansand PQ140S A 300000 2007 508010850000 Sortland66kV PQ140S A 66000 2008 508010851000 Sortland22kV PQ140S A 22000 2008 508013249000 Statnett, Skaidi PQ140S A 140000 2011 Tabell 12: Oversikt over Statnetts målere. År 2013 2013 2013 2013 Kvartal 1 2 3 4 Fra uke 1 14 27 40 Til uke 13 26 39 53 Ukesmålinger 287 217 231 266 Nettfrekvens 0 1 0 0 Usymmetri 2 0 0 0 Tot harm forvr 2 0 1 1 Ind overharm 12 13 9 13 Spen var langtid 17 18 15 20 Spen var korttid 3 9 9 8 Spenningssprang 1 0 0 0 Ukesmåleparameter utenfor fol 37 41 34 42 Tabell 13: Ukesmålparametere utenfor forskrift om leveringskvalitet. År 2013 2013 2013 2013 Kvartal 1 2 3 4 Korte avbrudd 0 0 0 1 Lange avbrudd 0 2 2 5 Underspenninger 40 16 10 16 Overspenninger 0 0 0 24 Transiente overspenninger 7 5 5 19 Tabell 14: Under-/overspenninger utenfor forskrift om leveringskvalitet. Side 52
Restspenning u[%] Varighet t[ms] 10 t 200 200 t 500 500 t 1000 1000 t 5000 5000 t 60000 90>u>=80 29 17 5 0 0 80>u>=70 18 13 0 0 0 70>u>=80 0 0 0 0 0 40>u>=80 0 0 0 0 0 1>u 0 0 0 0 0 Tabell 15: Presentasjon av antall kortvarige underspenninger i 2013. Spenning u[%] Varighet t[ms] 10 t 500 500 t 5000 5000 t 60000 u>=120 3 0 0 120>u>=110 13 8 0 Tabell 16: Presentasjon av antall kortvarige overspenninger i 2013. Side 53
12.3 Oversikt over større områder og tidsrom hvor nettet har vært drevet med redusert driftssikkerhet Statnett har definert og besluttet en Driftspolicy og har signalisert eksternt at driftsikkerheten er utilfredsstillende i områder der vi fraviker n-1 for feil i sentralnettet. Det er en målsetting for Statnett å ha tilfredsstillende kapasitet og kvalitet i sentralnettet. Det er foretatt en undersøkelse av antall timer med redusert driftssikkerhet, dvs. overskridelse av N-1 driftssikkerhet. I denne registreringen defineres dette ved at følgende driftsformer benyttes: 1. Oppdeling i radialdrifter der det er liten eller ingen lokal produksjon slik at utfall på radialen vil mørklegge det forbruket som er tilknyttet denne. Dette kan være planlagt oppdeling for å redusere omfanget av et utfall, eller planlagt driftsstans pga. vedlikehold av anleggene. 2. Sammenkoblet nett der systemansvarlig har vedtatt automatisk frakobling av forbruk (systemvern) for å hindre omfattende konsekvenser ved at større områder blir frakoblet pga. kaskade- eller følgeutfall. 3. Driftssituasjoner der vi overskrider N-1 grensene for snitt. Disse grensene er fastsatt som følge av termisk begrensning i linjer eller endepunkts-komponenter eller der lav spenning etter utfall er dimensjonerende for overføringsnivået. I noen områder har vi redusert forsyningssikkerhet i to trinn. Ved ett overføringsnivå vil feil medføre frakobling av systemvern. Ved høyere overføringsnivå vil systemventet ikke være tilstrekkelig og feil vil medføre utkobling også av ordinært forbruk. Overskridelse av N-1 med intakt nett betyr ikke nødvendigvis at enkeltutfall vil medføre frakobling av forbruk i området, slik det vil gjøre ved radialdrifter. Overskridelse av en grense etter et utfall kan i noen tilfeller reddes ved rask oppkjøring av produksjon eller oppdeling av nettet. Registrering av antall timer overskridelse vil over tid vise en trend for de ulike områdene. Det vises til tidligere utarbeidet rapport for perioden 2006-2010 og egne rapporter for 2011 og 2012, se Rapport fra systemansvarlig om kraftsystemet i Norge 2012 og 2011. 12.3.1 Registreringer pr område Stavanger Stavanger forsynes fra to 300 kv forbindelser og med maksimalt 200-250 MW lokal produksjon. Overføringskapasitet for N-1 driftssikkerhet er satt til 700 MW. I perioder benyttes en spesiell kobling i 300 kv nettet som skal redusere konsekvensene av verste linjeutfall ved at noe av forbruket frakobles automatisk samtidig med linjeutfallet. Inntil 250 MW alminnelig forsyning frakobles for å hindre at hele Stavanger-området mørklegges ved verste enkeltutfall. Registreringene for 2013 viser 315 timer redusert driftssikkerhet ved intakt nett. Som følge av planlagte utkoblinger viser registreringene 134 timer. Tallene ved intakt nett er en økning i forhold til 2012, det er på nivå med 2011. Siden området har relativt lite produksjon skyldes økningen at forbruket i vintermånedene har vært høyere enn i 2012. Figuren under viser antall timer i 2013 der overføringen har vært høyere enn gjeldende overføringskapasitet (dvs. 700 MW). I perioden har det vært 315 timer der driftssikkerheten ikke var tilfredsstillende selv med intakt 300 kv nett. Side 54
For Stavanger-området vil alle utkoblinger av 300 kv linjer (til sammen 4 stk.) medføre at området forsynes med N-0 driftssikkerhet. For hele året er det registrert 134 timer med radiell N-0 drift. Totalt viser registreringene 449 timer med redusert driftssikkerhet i 2013. Dette er en økning på 116 timer sammenlignet med 2012. Bergen/BKK I 2013 har det vært registrert 97 timer med redusert driftssikkerhet ved intakt nett inn til BKK-området, dvs. området avgrenset av linjene Modalen-Evanger og Mauranger-Samnanger. I tillegg er det registrert 66 timer med radiell forsyning inn til området samtidig med effektunderskudd. Dette har hatt sammenheng med byggingen av ny 420 kv Sima-Samnanger. Etter at denne kom på drift forventes det ikke N-0 drift inn til dette området. Figuren under viser det antall timer i 2012 der overføringen har vært større enn gjeldende overføringskapasitet til BKK-området. Inn til Bergens-området er det to 300 kv forbindelser, Evanger-Dale og Samnanger-Fana. I 2013 var det ikke så høy flyt at driftssikkerheten regnes som "ikke tilfredsstillende" med intakt 300 kv nett. I august var det en del utkoblinger i forbindelse med bygging av ny 420 kv stasjon og linje. Til sammen medførte det 143 timer redusert driftssikkerhet pga. én utkoblet forbindelse til området. Dette er omtrent som året før. Ved gjennomføringen av disse driftsstansene har det vært fokus på at anleggene raskt skal kunne kobles inn igjen dersom det oppstår feil andre steder i nettet. Side 55
Nord-Norge nord for Ofoten Nord-Norge har hatt relativt uendret overføringskapasitet mht. forsyning av forbruket nord for Ofoten, dvs. nordlige deler av Nordland, Troms og Finnmark. Med intakt nett er det utfall av 420 kv som er mest kritisk samtidig med stort underskudd i regionen. Statnett har installert et systemvern som automatisk frakobler inntil 105 MW ved Finnfjord smelteverk dersom en av 420 kv linjene skulle falle ut. Dette skal aktiveres dersom "Ofoten-snittet" overskrider 270 MW. Da kan overføringen nordover økes uten at alminnelig forbruk faller ut ved feil i 420 kv nettet. Figuren under viser at det i 2013 var 503 timer der systemvernet måtte aktiveres for å opprettholde driftssikkerhet for annet forbruk i regionen. Dette er litt lavere enn i 2012. Pga utfall eller planlagte utkoblinger har det vært 107 timer med redusert driftssikkerhet. Dette er også omtrent som i 2012 og lavere enn i 2011. Lofoten, Vesterålen og Harstad Det er foretatt tilsvarende undersøkelse for lokale områder i regionen. 132 kv nettet nord i Nordland forsyner Vesterålen, Lofoten og Harstad by. Oversikten viser antall timer der 132 kv linjene har hatt for liten kapasitet til å oppfylle N-1 driftssikkerhet. To av disse linjene inngår i sentralnettet. Nettet har vært uforandret de siste 5 årene og det er svært lite lokal produksjon. Figuren under viser antall timer i 2013 der overføringen har vært større enn 190 MW. I perioden har det vært 352 timer der driftssikkerheten ikke var tilfredsstillende med intakt 132 kv nett. Dette er ca. 200 timer lavere enn i 2012. Side 56
Utkoblinger/reparasjoner av 132 kv linjene medførte 575 timer med radiell N-0 forsyning. Dette er også litt lavere enn i 2012. Finnmark I tillegg til Lofoten/Vesterålen/Harstad er det Finnmark som ofte har hatt redusert driftssikkerhet i Nord- Norge. I registreringene for N-1 driftssikkerhet med intakt nett er måltallet for underskudd inn mot Alta trafostasjon satt til 150 MW. Nettet vil tåle utfall ved dette overføringsnivået, men er likevel valgt for å sammenligne antall timer med tidligere år. Figuren viser 95 timer med høyere underskudd enn dette i 2013. Dette er en liten økning sammenlignet med 2012. I tillegg er det registrert 511 timer N-0 drift pga. planlagte utkoblinger. Dette er mye høyere enn tidligere år og skyldes utkoblinger for fremtidig forsterkning/temperatur-oppgardering av ledningsnettet. Planlagte driftsstanser i dette området legges normalt til sommerhalvåret da det normalt er effektoverskudd og bedre driftssikkerhet. I 2013 var det mye utkoblinger i april og i desember måned. Møre Midt-Norge er definert som eget elspotområde og alminnelig forsyning driftes med N-1 sikkerhet. Unntaket er 450 MW på Hydro ASU/Sunndalsøra som benyttes som automatisk lastfrakobling i tilfelle linjer faller ut. 420 kv forsyningen til Ormen Lange ligger med N-0 driftssikkerhet hele året. Side 57
Én radiell 420 kv linje forsyner Ålesund og Sunnmøre. I området er det relativt høy produksjon i Tafjord, en god del også i Tussa og i Åskåra. N-0 driftssikkerhet for området defineres ved effektflyt fra Viklandet mot Ørskog større enn 30 MW. Figuren under viser at det i 4275 timer ikke har vært tilfredsstillende driftssikkerhet selv med intakt 420 kv nett. Dette er dobbelt så mye som året før. 3. Vurdering/Oppsummering Rapportene for perioden 2006-2011 viste at flere områder i Norge hadde økende antall timer med N-0 drift. Mest dramatisk var økningen ved intakt nett i årene 2010 og 2011. Ved eventuelle utfall ville nettet ikke være i stand til å forsyne alt forbruk før linje eller transformator kunne kobles inn igjen. Sannsynligheten for utfall samt reparasjons-beredskap er avgjørende faktorer inntil eventuell nettforsterkning til områdene. Registeringene for 2013 viser reduksjon spesielt for BKK- og Bergens-området. Forsyningen til BKK-området er nå styrket med ny 420 kv linje og trenger ikke spesiell oppfølging kommende år. Registreringene for Bergen har også vært lavere enn før. Her er det ikke forbedringer i kapasiteten, de kommende årene vil dessuten utnyttelse av nettet øke pga. forsyning mot bl.a. Martin Linge. Stavanger har hatt en viss økning i antall timer med redusert driftssikkerhet ved intakt nett, fra 249 til 315 timer i 2012 og 2013. Sunnmøre hadde i 2013 en betydelig økning i antall timer med N-0 drift, omtrent en dobling sammenlignet med foregående år. I dette området forventes det relativt kort gjenopprettingstid etter en eventuell feil i nettet. Registreringene for Nord-Norge (nord for Ofoten) og Lofoten/Vesterålen/ Harstad ligger omtrent på samme nivå som i 2012. Finnmark har omtrent samme registreringer med intakt nett som i 2012, men har hatt betydelig flere timer med N-0 drift pga. utkoblinger. For alle områder er forbruket avgjørende for hvor stort timeantallet med redusert driftssikkerhet blir. Figurene under viser antall timer med redusert driftssikkerhet for de nevnte områdene for 2013. Figuren øverst viser totalt antall timer Figuren nederst viser fordeling mellom intakt nett og redusert driftssikkerhet som følge av utkoblinger i nettet. Side 58
Side 59
12.4 Større nasjonale driftsforstyrrelser i 2013, samt i de tre første månedene i 2014 Det var i 2013 flere driftsforstyrrelser med og uten forsyningsavbrudd og året var preget av mye uvær. Viktige hendelser i 2013 var: Uvær lørdag 2. mars gav 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. 50W; normalt forbruk er på ca. 170 MW. To store driftsforstyrrelser gav total mørklegging av Lofoten, Vesterålen og Harstad-området to ganger i løpet av kvelden 13. mars og natten/morgenen 14. mars. Første gang var opptil 170MW forbruk ute i flere timer. Andre gang var opptil 300 MW ute i ca. en time. Utfall av Grytten T2 10. 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. 180 000 innbyggere var uten strøm i halvannen time. Transformatoren ble innkoplet påfølgende dag. Utfall av Sylling-Tegneby 13. juni medførte ca. 1150 MW produksjonsfrakobling (PFK) som var aktivert pga. høy eksport mot Sverige. Eksportkapasiteten mot Sverige ble redusert med ca. 1000 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. Stor lynaktivitet i juli/august med mange utfall. Størst konsekvens ble det i Øst-Finnmark mandag 29. juli. Her var Vardø og Vadsø strømløse over flere timer og det oppsto brann i T6 i Adamselv. En ny transformator ble koblet inn senere i uken. Søndag 4. august feilet Norpools prisberegning for mandag 5. august. Priser og tilslag ble kopiert fra fredag 2. august i henhold til Nordpools regelverk. Landssentralen tilsidesatte markedet for frekvensstyrte reserver og avlyste de fleste revisjoner for mandag. Det var fryktet store ubalanser og krevende drift, men hendelsen medførte ikke problemer i systemdriften. Onsdag 23. oktober falt T5 i Ulven ut og dette medførte mørklegging av 134 MW forbruk. Forbruket tilbake etter ca. en halvtime. Utfall av NorNed mandag 28. oktober som følge av feil på nederlandsk side. Sterk vind gav skader på omformer i Eemshaven. Uværet rammet også Danmark og Tyskland og medførte stopp av vindkraft og utfall av linjer. Ubalansene dette medførte ble i stor grad overført til Norden og regulert i Norge. Etter reparasjon ble kabelen spenningssatt 18. desember og var tilgjengelig for elspothandel fra 20. desember. Under uværet "Hilde" lørdag 16. november ble Brønnøysund, Namsos og Kristiansund mørklagt etter feil i regionalnettet. Uvær 30. november - 1. desember medførte flere utfall i kraftnettet, hovedsakelig pga. sterk vind: Aura Orkdal, Aura T2, Klæbu Viklandet og Aura Osbu Vågåmo gav ingen større konsekvenser. Utfall av Leirdøla Fortun medførte mørklegging av indre Sogn i ca. en halvtime. Sluttbrukere hos Tussa og Trønder Energi var også uten forsyning i perioder etter feil på lavere spenningsnivå. Ekstremværet "Ivar" 12. desember rammet Midt-Norge hardt. Spesielt i Trøndelag ble det langvarige avbrudd på forsyningen, men dette skyldes i hovedsak utfall på lavere spenningsnivå. På 420 kv-nivå falt Nea-Klæbu ut og ble liggende ute ca. en halv time. Tre vesentlige hendelser t.o.m. mars 2014: Utfall av Kvilldal-Rjukan 4. mars pga. havari på to master. Linjen ble innkoblet 4. april. Ekstremværet "Kyrre" 13. og 14. mars førte til mange linjeutfall i midt- og nord-norge, både i 132kV og 420 kv-nettet. I Lofoten var det nødvendig å manuelt koble ut forbruk 3 ganger. Utfall av Salten T1 gav flere tilfeller med separatdrift i Salten og Helgelandsområdet. Finnfjord, Rana Stålovn og Salten verk var ute en eller flere ganger. Utfall av Viklandet-Fræna på kvelden 16. mars. Samtidig revisjonsarbeid på Viklandet-Ørskog gav mørklegging av hele Møre-nettet fra Molde til Åskåra, inkludert Nyhamna(Ormen-Lange). Nettet ble raskt bygget opp igjen og forsynt via 132kV. Pga. vind ble ikke linjen ble koblet inn før neste morgen. Det ble gitt tillatelse til å starte opp reservekraftverket på Nyhamna for å sikre forsyning til Ormen Lange, men det ble ikke nødvendig. Side 60
12.5 Driftsforstyrrelser og tilgjengelighet på utenlandskablene Det første likestrømsanlegget, Skagerrak 1+2, til Danmark ble satt i drift 1976. Skagerrak 3 ble idriftsatt i 1993 og Nor-Ned anlegget i 2008. Når kabelforbindelsene er i stabil drift, vil utetiden i all hovedsak skyldes planlagt vedlikeholdsarbeid. Skagerrak 1 + 2: Gjennomsnittlig tilgjengelighet på 95,42 % for perioden 1976 2013. Minimale utetider pga. feil i 2013. Skagerrak 3: Gjennomsnittlig tilgjengelighet på 86,34 % for perioden 1993 2013. Minimale utetider pga. feil i 2013. NorNed: Gjennomsnittlig tilgjengelighet på 83,65 % for perioden 2008-2013. Forbindelsen var langvarig utkoblet etter uværet i Nederland 28.oktober. Omformeren i Eemshaven fikk da feil pga. vanninntrenging til omformerbyggingen. Forbindelsen ble koblet inn igjen 18. desember Skagerrak 1+2 Skagerrak 3 NorNed 1996 97,92 98,14 1997 91,28 97,89 1998 98,14 97,61 1999 96,39 97,18 2000 98 97,9 2001 98,16 98,22 2002 89,39 97,32 2003 98,16 56,52 2004 97,03 98,68 2005 98,93 58,27 2006 98,16 15,47 2007 96,42 64,9 2008 97,85 49,72 2009 98,21 97,83 93,04 2010 97,7 99,8 98,27 2011 86,5 86 78 2012 92,3 95,33 96,76 2013 96,03 93,16 82,72 Tabell 17: Årlig tilgjengelighet på kabelforbindelsene til utlandet[%]. Side 61
13 Rutiner for rapportering til NVE 13.1 Rutiner som er etablert for å sikre NVE løpende informasjon iht. Fos 7, 8, 12, 13, 14, 21 og 24. 24 Systemansvarliges generelle rapporteringsplikt Statnett skal i henhold til Fos 24 informere NVE om forhold som er av betydning for utviklingen av et effektivt kraftmarked, effekt- og energibalansen. Viktigste fora for videreformidling av denne informasjonen er faste rapporteringsmøter mellom NVE og Statnett. I tillegg til de faste møtene informerer Statnett NVEs kontaktpersoner gjennom telefon/epost/brev om konkrete saker eller ved å be om møter angående konkrete tema. I det følgende beskrives rutinene for hver enkelt paragraf. I NVEs vedtak om varslingsplikt skal Statnett varsle flomvakten/nve ved større hendelser. 7 om overføringsgrenser og 14 om planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet NVE er tidligere gjort kjent med at systemansvarlig utvikler systemer og rutiner som sikrer konsesjonærene en effektiv rapportering av sine planer gjennom en ny web-basert løsning. Dette systemet vil legge til rette for en effektiv rapportering til NVE knyttet til fos 7 femte ledd. Den webbaserte løsninger tas i bruk av konsesjonærene nå i juni, og vil deretter utvikles fortløpende videre til å dekke flere av bestemmelsene i fos bl.a. fos 12, 13 og 14. Inntil den web-baserte løsningen er på plass, skjer oppfølgingen og rapporteringen etter manuelle rutiner. Vedtak med hjemmel i fos 7 første ledd loggføres manuelt. 8 om anmelding, planlegging av produksjon og effektregulering Avregningsansvarlig utarbeider månedlige rapporter der aktørenes ubalanser vurderes. Aktører med unormale avvik kontaktes, og det avholdes møter med ulike aktører der balanseplanlegging står på agendaen. Systematiske ubalanser over tid rapporteres skriftlig til NVE. 12 om anstrengte kraftsituasjoner og driftsforstyrrelser og 13 om tvangsmessig utkobling av forbruk For rapportering i henhold til fos 12 første ledd 13 første ledd, se tekst under fos 7 om utviklingen av web-basert løsning. Inntil den web-baserte løsningen er på plass, skjer oppfølgingen og rapporteringen etter manuelle rutiner. Vedtak etter 12 fjerde og femte ledd, samt 13 andre og tredje ledd blir sendt NVE pr e-post så snart som mulig etter at vedtak er fattet. 21 om systemvern Det vises til forskrift om systemansvaret 21, hvor systemansvarlig er pålagt å skriftlig rapportere til NVE en fremdriftsplan for avvikling av midlertidige hendelsesstyrte systemvern som innebærer frakobling av sluttbrukere i distribusjonsnettet. I brev datert 28.8.2013 ble NVE informert om fremdriftsplan for avvikling av eksisterende systemvern. Dette gjelder systemvern i Frogner og i Bergensområdet. Statnett vil så langt som mulig unngå etablering av tilsvarende nye midlertidige systemvern. Dersom det allikevel skulle bli aktuelt vil systemansvarlig orientere NVE i henhold til fos. Side 62
14 Forholdet til forvaltningsloven og offentleglova 14.1 Rutiner for å tilfredsstille systemansvarsfunksjonens forhold til forvaltningsloven og offentleglova i henhold til Fos 28 Statnetts saks- og arkivsystem, Public 360, ivaretar etterlevelse av pålagte myndighetskrav i forhold til forvaltningsloven og offentleglova. Alle dokumenter som defineres som saksdokumenter (herunder søknader og vedtak tilknyttet saksbehandlingen av fos-søknader og vedtak) journalføres, og vedtakene arkiveres i tillegg på papir. Det opplyses om klageadgang etter forvaltningsloven i alle vedtak. Alle inngående og utgående saksdokumenter danner grunnlag for Statnetts offentlige journal. Prosedyre for bestilling av offentlig journal finnes på Statnetts hjemmeside. Innsynsbegjæringer håndteres i tråd med offentleglova 28-32. 14.2 Oversikt over antall ikke systemkritiske enkeltvedtak Bestemmelse Beskrivelse Antall ikkesystemkritiske vedtak 7 første ledd Overføringsgrenser 66 12 første ledd Planer for å gjenopprette normal drift 0 13 første ledd Planer for manuell utkobling av forbruk 0 14 Planlegging og idriftsettelse av tekniske 104 anlegg 17 Planlagte driftsstanser Ca. 4380 18 Målinger og meldinger 0 19 Jordstrømskompensering 0 20 første ledd Vern og releplanlegging 0 21 første ledd Systemvern 53 27 Betaling for grunnleveranse 69 primærregulering 27 Betaling for systemtjenester 69 27 Betaling for hendelsesstyrte systemvern 33 Tabell 18: Oversikt over antall ikke systemkritiske enkeltvedtak i 2013, fordelt på de aktuelle bestemmelsene. I tillegg er 69 vedtak (alle datert 14.10.2013) om levering av systemtjenester (regulérstyrke og spenningsregulering) blitt fattet. I forbindelse med vedtakene knyttet til betaling av systemtjenester var det to klagesaker. Vedtak datert 19.12.2012 ble påklaget av E-CO Energi AS (04.01.2013) og Statkraft Energi AS (08.01.2013). Klagene ble begge trukket hhv (04.03.2013) og (12.03.2013) I forbindelse med vedtakene knyttet til planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet var det én klagesak. Vedtak datert 09.04.2013 ble påklaget av EB Nett AS (21.04.2013). Klagen blir senere avvist av NVE (23.09.2013). Side 63
14.3 Oversikt over antall systemkritiske vedtak FoS Rutine for arkivering Antall vedtak i 2012 Kommentar 5 første og annet ledd Aktørinformasjon gjennom Nord Pool 1 Endringer i NO5, NO1 og NO2 gjeldende fra 2.12.2013. 5 tredje ledd Spesialreguleringer blir arkivert i Statnetts markedssystem, på samme måte som øvrige reguleringer. Informasjon om flaskehalser i nettet og spesialreguleringskostnader beskrives i halvårsrapporter som legges på Statnetts hjemmesider. 6051 Antall spesialreguleringer. Bud som er aktivert over flere timer blir regnet som en regulering. 6 Publisert gjennom Nord Pool og lagret i NOIS (Nordic Operational Information System) 192 720 7 annet ledd Driftsmessige overføringsgrenser blir lagret i OIS (Operational Information System). Et dokument pr uke med grenser under aktuelle utkoblinger. 8 Produksjonsplaner på kvartersnivå, tilhørende systemdata samt utførte produksjonsflyttinger (kvartersflytting) blir arkivert i Statnetts markedssystem. Vedtak etter 8 åttende ledd lagres i OIS. 9723 flyttinger. 60 vedtak om produksjonstilpasning. 9 første punktum Vedtak om maksimal statikkinnstilling blir lagret i Statnetts dokumenthåndteringssystem. 11 Landssentralens vaktjournal. 0 3 Maksimal statikkinnstilling ble endret fra 12 % til 6 % før sommeren, for så å bli endret tilbake til 12 % etter sommeren. I tillegg ble det gjort vedtak om 6 % statikk for mandag 5.august fordi Nord Pool ikke fikk beregnet elspotpriser. Side 64
12 annet til femte ledd 13 annet og tredje ledd 15 16 17 tredje og fjerde ledd 21 annet ledd Vedtak etter 12 annet og tredje ledd blir arkivert i Regionsentralenes eller i Landssentralens vaktjournal. Vedtak etter 12 fjerde og femte ledd blir arkivert i Landssentralens dokumentarkiv og omgående rapportert NVE. Vedtak etter 13 annet og tredje ledd blir skrevet i Landssentralens vaktjournal og omgående rapportert NVE. Vedtak etter 15 lagres i Regionsentralenes vaktjournal. Vedtak etter 16 lagres i Landssentralens vaktjournal. Vedtak etter 17 tredje og fjerde ledd blir lagret i OIS. Aktivering av systemvern arkiveres i OIS. Antall samordninger av inngrep ved driftsforstyrrelser: 10-20 Antall fastsettelser av hvem som skal utøve frekvensregulering:10-20 Rekvirere all tilgjengelig regulerytelse: 6 Bruk av tilgjengelig effekt ved feil: ca. 2 MUF effektknapphet:0 MUF større driftsforstyrrelser: 4 5-10 ganger har produsenter fått vedtak om å endre produksjonen av reaktiv effekt. Fastsettelse av koblingsbildet er en kontinuerlig vurdering, og ikke noe som kan tallfestes. Ikke planlagte driftsstanser: 493 Omprioriteringer: 97 Antall aktiveringer: 3030 Tabell 19: Rutine for arkivering av systemkritiske vedtak og antall vedtak i 2013. Anslag Anslag Anslag Side 65
15 Øvrige rapporteringspunkt 15.1 Beskrivelse av investeringskriterier Økonomiske beslutningskriterier Det overordnede mål er å sørge for en samfunnsmessig rasjonell utvikling av kraftsystemet. Nettplanleggingen gjøres dermed ut fra samfunnsøkonomiske kriterier. Samfunnsøkonomiske analyser skal ideelt sett ta hensyn til alle samfunnsmessige kostnads- og nyttevirkninger. I praksis vil dette bli for omfattende å gjennomføre i sin helhet, slik at analysene som regel begrenses til å vurdere tiltakenes konsekvenser for overføringsnettet og kraftsystemet. Ut fra en målsetting om å bidra til de mest effektive løsninger for kraftsystemet totalt sett, vil analysene inneholde mulige alternativer til investeringer i overføringskapasitet ved tiltak på produksjons- og/eller forbrukssiden. Nettmeldingen (St.meld. 14, 2011-12, Vi bygger Norge om utbygging av strømnettet) som kom våren 2012 la også føringer for at Statnett skulle vurdere tiltak utenfor netteiers kontroll. Eventuelle politiske vurderinger, for eksempel ved distriktsutbygginger og lokale ringvirkninger blir som regel ikke tatt hensyn til. Statnett forutsetter at slike hensyn blir ivaretatt av myndighetene. Statnetts rolle vil være å belyse forhold som er relatert til kraftsystemet, og den langsiktige utviklingen av nettet, da de investeringer vi gjør nå vil bli stående i 50-100 år. Når det gjelder ny fornybar kraft eller ønsket grønn kraft, så verdsettes dette ved at en i de samfunnsøkonomiske analysene legger til en anslått sertifikatpris som et tillegg til kraftprisen. Investeringene vurderes i et helhetsperspektiv, spesielt i forhold til avhengighet av og/eller påvirkning på andre vedtatte, planlagte og påtenkte investeringer. Det vurderes som viktig å søke nettløsninger som er robuste i forhold til alternative utviklingstrekk i energisystemet. Tiltakene vurderes derfor, når dette er relevant, i forhold til alternative utviklingsscenarioer for produksjons- og forbruksendringer og utviklinger av overføringsnettet. Scenarioene som benyttes er utviklet i forbindelse med den årlige nettutviklingsplanen og kraftsystemutredningen. Statnetts målsetning er å maksimere nytten for Norge, men investeringer i det norske sentralnettet vurderes også i forhold til det nordiske kraftsystemet. Norske nettløsninger vurderes opp mot nettløsninger i andre land når dette er relevant. Nyttevirkninger og kostnader kvantifiseres så langt som mulig, men Statnett vektlegger også forhold som er vanskeligere å prissette. De prissatte nyttevirkningene av et tiltak er verdien av endrede flaskehalser med tilhørende produsent- og konsumentoverskudd, og reduksjoner i taps-, avbrudds-, transitt- og systemdriftskostnader. Tiltak rettet mot økt utnyttelse av nettet vurderes alltid som alternativer til å bygge nye overføringsanlegg. Andre viktige forhold som vektlegges i de ikke prissatte virkningene er miljøkonsekvenser, forsyningssikkerhet og et velfungerende kraftmarked. Statnett er opptatt av å finne løsninger som er miljømessig gunstige, og Statnetts miljøpolicy er at vi skal vektlegge natur og miljø på linje med funksjonelle, tekniske og økonomiske hensyn. Statnett er avhengig av å ha en sunn bedriftsøkonomi. Hvordan myndighetene velger å utforme inntektsreguleringen av nettselskapene er viktig for at Statnett over tid skal være i stand til å utvikle nettet etter samfunnsøkonomiske kriterier. Tekniske dimensjoneringskriterier Med utgangspunkt i en nettplanlegging basert på samfunnsøkonomiske betraktninger, er det i prinsippet verken behov for eller rom for absolutte dimensjoneringskriterier. I praksis vil det imidlertid Side 66
være enkelte forhold som ikke fanges opp i tilstrekkelig grad gjennom en samfunnsøkonomisk analyse, og som derfor må tas hensyn til på andre måter. En sentral vurdering i nettplanleggingen er i hvor stor grad man kan akseptere avbrudd i kraftleveransen som følge av at det oppstår feil i komponenter i nettet. Det er sannsynlig at ulempene for samfunnet ved omfattende avbrudd er større enn det som reflekteres i de avbruddkostnadene som legges til grunn i samfunnsøkonomiske analyser (KILE). Dette gjelder særlig i forhold til utfall med svært små sannsynligheter, men med store konsekvenser. Systemsikkerhet vektlegges derfor. Tradisjonelt har nettplanleggingen og lastsgrensesettingen basert seg på det såkalte N-1 kriteriet, som betyr at systemet skal kunne tåle utfall av én komponent uten å gi avbrudd i strømforsyningen. N-1 kriteriet var tidligere et beslutningskriterium. I ENTSO-E Region Nordic, systemdriftsavtale (Grid code), er det angitt et modifisert N-1 kriterium. Her er det også spesifisert akseptable konsekvenser av ulike kombinasjoner av driftstilstand og feiltilfeller. Dette materialet anbefales som en del av grunnlaget for tillatt systemutnyttelse og fastsettelse av lastgrenser. Statnett har lagt ENTSO-E sine anbefalinger til grunn ved dimensjonering og fastsettelse av lastgrenser over landegrensene, og i sammenhenger hvor feil kan ha konsekvenser for våre naboland. Statnett har innført dimensjoneringskriterier, både til bruk ved drift og planlegging. Kriteriene er mer absolutte enn tidligere og er inndelt i "skal-krav" og "bør-krav". Brudd på skal-kravene vil direkte kunne være utløsende for investeringer i nye nettforsterkningstiltak. De nye plankriteriene er utformet slik: Oversikt over systemkrav og anleggskrav for Statnett som skal gjelde i nettplanleggingen SKAL-krav: Sentralnettet skal som hovedprinsipp driftes og planlegges ut fra N-1 kriteriet. Det betyr at feil på en enkelt komponent normalt ikke skal gi avbrudd for forbruk. Øvre spenningsgrenser skal overholdes, og strømgrenser skal overholdes. Nettet skal planlegges slik at enkeltutfall ved intakt nett maksimalt fører til bortfall av 200 MW forbruk av inntil 1 times varighet. Nettet skal planlegges slik at det er mulig å gjennomføre planlagte driftsstanser slik at enkeltutfall maksimalt gir bortfall av 500 MW forbruk av inntil 2 timers varighet. Transformatorkapasitet skal dimensjoneres slik at: o Det er momentan reserve dersom last > 200 MW. o For last < 200 MW skal all last kunne innkobles igjen innen 1 time. Transformatorer som er definert som kritiske, skal kunne erstattes av tilgjengelige reservetransformatorer innen 4 uker ved havari. I denne perioden aksepteres det N-0 drift. BØR-krav: N-1 kriteriet kan fravikes for kunder i tilfeller hvor det er aktuelt å innkreve anleggsbidrag for et nytt tiltak, og kunden ikke ønsker tiltaket. Nettet bør dimensjoneres slik at N-1 overføringskapasitet skal kunne opprettholdes ved langvarig feil på en innenlandsk kabelforbindelse. Nettet bør dimensjoneres uten bruk av belastningsfrakobling (BFK). Nettet kan dimensjoneres med forutsetning om bruk av produksjonsfrakobling (PFK). 15.2 Oversikt over deltagelse i møter i kraftsystemutvalg i henhold til forskrift om energiutredninger Statnett har i 2013 deltatt i nær samtlige avholdte møter i kraftsystemutvalg i henhold til forskrift om energiutredninger. NVE har fått skriftlig tilbakemelding på dette gjennom møtereferatene som skal sendes til NVE av de regionale nettselskapene. Statnett er av NVE utpekt som systemansvarlig nettselskap. Statnetts deltakere har fylt både rollen som systemansvarlig og netteier i disse møtene. Side 67
15.3 Rutiner for rapportering til NVE i henhold til Fos 14a annet ledd og 16a annet ledd 14a annet ledd: Innmeldte anleggsdata blir lagret i Sysbas (anleggsdatabase) og tilhørende vedlegg blir arkivert. Rapportering til NVE skjer gjennom avtalt filformat for direkte import til NVEs NetBas. Dette skjer syklisk eller etter endring. 16a annet ledd: Oppdatering av detaljskjema skjer kontinuerlig. Rapportering til NVE skjer 1 gang per år eller etter vesentlige endringer. 15.4 Status for arbeid med utvikling av FosWeb Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (fos) krever tett koordinering og samarbeid mellom konsesjonær og systemansvarlig. Nødvendig informasjon for å oppnå en effektiv og sikker drift av kraftsystemet skal til enhver tid være oppdatert, og utvekslingen av denne informasjonen er sentral for utøvelsen av forskriften. Systemansvarlig har startet et prosjekt som skal legge til rette for en effektiv utøvelse av fos for både konsesjonær og systemansvarlig. Sentralt her ligger etablering av en felles innloggingsløsning for konsesjonærer (FosWeb). På sikt skal alle fos-pliktige aktiviteter mot systemansvarlig utføres på FosWeb. Konsesjonærene har da innsyn til deres innmeldte opplysninger samt en oversikt over status på saksbehandling og fattede vedtak. Målet er også å forbedre dagens systemstøtte for å effektivisere systemansvarliges egen saksbehandling. Første versjon av FosWeb omfatter primært støtte for innmelding av overføringsgrenser (fos 7). Som et ledd i den totale kvalitetssikringen ble første versjon gjort tilgjengelig for et representativt utvalg av konsesjonærer 14. mars 2014. Øvrige konsesjonærer vil få tilgang til løsningen primo juni og gjennom dette innsyn til de opplysninger systemansvarlig benytter i våre analyse- eller driftssentralmodeller. Konsesjonær skal da starte verifisering av egne opplysninger og gjøre endringer der det er behov. Konsesjonær skal avslutningsvis godkjenne og bekrefte sin informasjon overfor systemansvarlig. I den videre prosessen vil systemansvarlig gjøre en reell vurdering av de innmeldte opplysningene med overføringsgrenser. Dette innebærer en avsjekk av om endepunktskomponentene er begrensende og om dette eventuelt er begrensende i driften av kraftsystemet. Prosessen avsluttes ved at systemansvarlig fatter vedtak på konsesjonærens opplysninger. Prosjektets målsetning er at det i løpet av 15. november 2014 skal foreligge vedtak fra systemansvarlig på overføringsgrenser på alle linjer og endepunktskomponeneter for alle konsesjonærer. Dette er i tråd med NVEs forventninger som tydeliggjort i revisjoner og forskrift. Parallelt jobber prosjektet med å videreutvikle funksjonalitet for å motta og validere tilstandsdata på transformatorer. Det forventes at konsesjonærene og/eller laboratoriene som analyserer oljeprøvene kan starte innsending av tilstandsdata senest juni 2014. Planlagte utvidelser er at revisjonsplanlegging (dagens WebRev) også gjøres tilgjengelig via Fosweb. Dette vil skje i løpet av 2014. Deretter vil datagrunnlag og søknadsbehandling for planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg (fos 14 og fos 14a) bli implementert. Planlagt oppstart for dette arbeidet er sommeren/høsten 2014, med mål om ferdigstillelse tidlig 2015. Prosess og systemstøtte for øvrige paragrafer vil bli adressert fortløpende etter dette basert på de prioriteringer som gjøres av systemansvarlig. Side 68