Tertialrapport. om kraftsystemet i Norge

Tertialrapport om kraftsystemet i Norge 3. tertial

INNHOLD Innledning/sammendrag 3 1. Systemansvarskostnader 4 2. Flaskehalshåndtering og spesialregulering 4 3. Handelsgrenser 9 4. Systemtjenester og effektreserver 11 5. Samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder 13 6. Utkobling av forbruk med redusert tariff 13 7. Frekvenskvalitet 13 8. Produksjonstilpasning 14 9. Beskrivelse av driften måned for måned 14 2 Landssentralens tertialrapport nr. 3

Innledning/sammendrag Rapporten presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften for tredje tertial, fra 1. september til og med 31. desember. Hovedpunkter: Halv handelskapasitet Norge Jylland fram til slutten av november. Midt-Norge eget elspotområde fra 2. november. Hof transformatorstasjon i Vestfold idriftsatt 11. november. 42 kv ledningen Viklandet Fræna Nyhamna idriftsatt 1. desember. Landssentralens tertialrapport nr. 3 3

1. Systemansvarskostnader Sammendrag av økonomiske tall knyttet til Statnetts oppgaver som systemansvarlig nettselskap. Tallene er hentet fra den tekniske og økonomiske rapporteringen i Statnett. Variable systemdriftskostnader i MNOK 22 23 24 25 1. tertial 2. tertial 3. tertial Sum Regulerkraftopsjoner 85 45 6 52*) 4*) 2*) 7*) 49*) Spesialreguleringer 45 33 74 147 55 39 44 138 Øvrige systemtjenester 36 57 75 59 19 41 23 84 *) Pilotprosjekter inkludert. 2. Flaskehalshåndtering og spesialregulering 2.1 Utviklingen i samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader mellom elspotområder, inklusive bakgrunnsdata for plassering av flaskehalsene, varighet, hyppighet og størrelse Elspotområdene fastsettes etter en vurdering av hvor i nettet det forventes store overføringsbegrensninger. På grunn av den store impedansen på forbindelsene mellom Sør-Norge og Midt-Norge i forhold til impedansene mot det svenske kraftsystemet, deles landet alltid inn i minst to områder med skille mellom områdene i Østerdalen/Gudbrandsdalen/Sogn. En variasjon i balansen i Sør-Norge vil i liten grad påvirke kraftflyten i nettet nord for Dovre og motsatt. Elspotområdene i det nordiske kraftmarkedet er Sør-Norge, Midt-Norge, Nord-Norge, Vest-Danmark, Øst-Danmark, Sverige og Finland. De samfunnsøkonomiske flaskehalskostnadene er definert som størrelsen på flaskehals multiplisert med halve prisforskjellen mellom høy og lavprisområdet. Størrelsen på flaskehalsen er forskjellen mellom beregnet utveksling ved systempris og elspotutvekslingen mellom lav og høyprisområdet. Systemprisen beregnes ved priskryss uten flaskehalser mellom elspotområdene. I er Vest-Danmark fullt ut inkludert i beregningen av systemprisen. Elspotområder i 1. og 2. tertial : NO1: Sør-Norge sør for Vågåmo, Åskåra og Litjfossen. NO2: Nord-Norge og Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen. Elspotområder i 3. tertial : Områdeinndeling frem til og med 19. november: NO1: Sør-Norge sør for Vågåmo, Åskåra og Litjfossen. NO2: Nord-Norge og Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen. Områdeinndeling fra og med 2. november: NO1: Sør-Norge sør for Vågåmo, Åskåra og Litjfossen. NO2: Midt-Norge nord for Øvre Vinstra, Åskåra og Litjfossen og sør for Tunnsjødal. NO3: Nord-Norge og Midt-Norge nord for Tunnsjødal. Samfunnsøkonomiske flaskehalskostnader 22. År 22 23 24 25 1. tert 2. tertial 3. tertial Sum Sør-Norge Sverige 66,9 66,9 56,1 13,4 2,6 2,2 2,8 43,7 Midt og Nord-Norge Sverige 6,3 2,3 14,5 6,9,8 2,6 12,9 16,2 Sum flaskehalskostnader Norge Sverige 73,2 69,3 7,7 2,3 21,4 22,8 15,7 59,9 Norge Jylland 49, 367,4 133,8 74,5 24,9 449,1 Antall timer med flaskehals 22. For Norge Jylland foreligger det ikke beregninger for årene før 24. År 22 23 24 25 1. tertial*) 2. tertial 3. tertial Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Eksp. Imp. Sum Sør-Norge Sverige Midt-/Nord- Norge Sverige Norge Jylland 2315 29 469 1572 65 2381 741 123 93 345 174 334 16 163 283 842 1353 1 141 322 1796 149 166 136 1 151 138 4 532 291 68 595 1987 479 235 474 824 278 144 141 1381 893 3249 4 Landssentralens tertialrapport nr. 3

Hyppighet og årsak til flaskehalser i 3. tertial : Sør-Norge mot Sverige (Haslesnittet): Eksport over Haslesnittet ved intakt nett: 1 timer.,2 MNOK. Eksport over Haslesnittet ved revisjoner: 6 timer.,2 MNOK. Import over Haslesnittet ved intakt nett: 163 timer. 2,7 MNOK. I alle timene med importflaskehals var det redusert handelskapasitet på grunn av Vestkystsnittet i Sør-Sverige. 1,5 MNOK 1,,5, 36 38 41 42 43 44 46 49 5 51 52 Uke 3 - Import - SE-NO1 - Intakt nett 3 - Eksport - NO1-SE - Revisjon 3 - Eksport - NO1-SE - Intakt nett Flaskehalskostnader (i MNOK) mellom Sør-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. 8 T imer 7 6 5 4 3 2 1 36 38 41 42 43 44 46 49 5 51 52 3 - Import - SE-NO1 - Intakt nett 3 - Eksport - NO1-SE - Revisjon 3 - Eksport - NO1-SE - Intakt nett Uke Antall timer med flaskehals mellom Sør-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. Landssentralens tertialrapport nr. 3 5

Midt- og Nord-Norge mot Sverige: Eksport ved intakt nett: 4 timer.,1 MNOK. Import ved intakt nett: 238 timer. 3,8 MNOK Import ved revisjoner: 298 timer. 9,1 MNOK 5, MNOK 4, 3, 2, 1,, 36 37 39 4 41 42 43 44 45 46 47 48 49 5 51 Uke 3 - Import - SE-NO2/NO3 - Intakt nett 3 - Import - SE-NO2 - Revisjon 3 - Import - SE-NO2 - Intakt nett 3 - Eksport - NO2/NO3-SE - Intakt nett Flaskehalskostnader (MNOK) mellom Midt-/ Nord-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. 9 Timer 8 7 6 5 4 3 2 1 36 37 39 4 41 42 43 44 45 46 47 48 49 5 51 3 - Import - SE-NO2/NO3 - Intakt nett 3 - Import - SE-NO2 - Revisjon 3 - Import - SE-NO2 - Intakt nett 3 - Eksport - NO2/NO3-SE - Intakt nett Uke Antall timer med flaskehals mellom Midt-/Nord-Norge og Sverige fordelt på uker og årsak. Sør-Norge mot Jylland: Hovedtransformatoren for Skagerrak 3 i Kristiansand var utkoblet 23. januar 29. november på grunn av viklingsfeil. Reparasjonen av hovedtransformatoren blir ikke ferdig før våren 27. En midlertidig løsning med spesialtilpasning til en transformator som ble flyttet til Kristiansand fra en transformatorstasjon på Østlandet, gjorde at Skagerrak 3 ble satt i drift 3. november. Eksportflaskehals 1.9. 29.11: 98 timer. 5,6 MNOK. Eksportflaskehals 3.11. 31.12: 43 timer. 5,7 MNOK. Importflaskehals 1.9. 29.11: 1215 timer. 225,4 MNOK. Importflaskehals 3.11. 31.12: 166 timer. 4,2 MNOK. 6 Landssentralens tertialrapport nr. 3

4 MNOK 35 3 25 2 15 1 5 35 36 37 38 39 4 41 42 43 44 45 46 47 48 49 5 51 52 Uke 3 - Import - DK1-NO1 - Intakt nett 3 - Import - DK1-NO1 - Feil/Utfall 3 - Eksport - NO1-DK1 - Intakt nett 3 - Eksport - NO1-DK1 - Feil/Utfall Flaskehalskostnader (MNOK) mellom Sør-Norge og Jylland fordelt på uker. 14 Timer 12 1 8 6 4 2 35 37 39 4 41 42 43 44 45 46 47 48 49 5 51 36 38 52 Uke 3 - Import - DK1-NO1 - Intakt nett 3 - Import - DK1-NO1 - Feil/Utfall 3 - Eksport - NO1-DK1 - Intakt nett 3 - Eksport - NO1-DK1 - Feil/Utfall Antall timer med flaskehals mellom Sør-Norge og Jylland fordelt på uker. 2.2 Årsaker til de viktigste spesialreguleringene samt fysisk plassering, omfang og kostnader for de viktigste spesialreguleringene. Spesialreguleringer oppstår når begrensninger i overføringskapasiteten gjør at budene i regulerkraftmarkedet ikke kan anvendes i prisriktig rekkefølge. Da påføres Statnett en kostnad lik differansen mellom pris på aktiverte bud som er benyttet til spesialreguleringer og aktuell timepris i regulerkraftmarkedet multiplisert med spesialregulert volum. Årsak til spesialreguleringer er delt inn i hovedtyper: Intakt nett Revisjoner Feil/utfall Annet som består av en sum av spesialreguleringer på grunn av stor last-/produksjonsendring, spenningsforhold, problemer i naboland, operatørfeil og andre spesielle årsaker. Landssentralens tertialrapport nr. 3 7

I 22 var kostnadene (i MNOK) fordelt slik på hovedtypene: Årsak 22 23 24 25 1. tert. 2. tert. 3. tert. Sum Intakt nett, overlast 13 6 15 47,6 18,4 11,3 7,3 35,9 Intakt nett, spenning - - - -,1 1,7 15,8 17,6 Revisjoner 21 23 37 53,3 4,3 25,4 18,3 48, Feil/utfall 11 2 24 59,3 31,8 2,9,9 35,6 Annet 3 2 1,4,3,4,1,8 Grunnlaget for tabellen er data fra Landssentralens markedssystemer og baserer seg på ukefiler. I tallene er det også med mothandelskostnader med naboland. Det kan derfor være avvik mellom disse tallene og de økonomiske regnskapstallene presentert i kapittel 1. MNOK 16 14 12 1 8 6 4 2 3 - Revisjon 3 - Intakt nett, spenning 3 - Feil/utfall 3 - Intakt nett, overlast Indre sogn 3 kv Øvre Vinstra-Fåberg vestlandet, underskudd Vardal T1 132 kv Skollenborg- Sande 3 kv Nesflaten- Songa 3 kv Nesflaten- Sauda Klæbu-Viklandet+ Klæbu-Orkdal+Øvre 3 kv Sauda-Hylen- Liastølen 3 kv Orkdal-Rindal Kostnadskrevende spesialreguleringer i 3. tertial fordelt på årsak og anleggsdeler. Kostnadskrevende spesialreguleringer i 3. tertial: Revisjoner: 3 kv ledningen Øvre Vinstra-Fåberg var utkoblet uke 44 og førte til underskudd i Mørenettet og Trøndelag med 2,2 MNOK i spesialreguleringskostnader. Ombygging i 3 kv anlegget for Vardal transformator og utkobling av 3 kv ledningene Fåberg Vardal Roa i uke 44 47 førte til produksjonsoverskudd i deler av Østnettet. Det ble spesialregulert for 1,8 MNOK. Ombyggingsarbeider i forbindelse med idriftsettelse av den nye Hof transformatorstasjon førte til utkobling av 3 kv ledningen Flesaker Tveiten og kryssende 132 kv ledningen Sande Skollenborg. Dette førte til produksjonsoverskudd i 132 kv Vestfold-/Telemarksnettet. Nettet ble delt opp i produksjonsradialer for å øke overføringskapasiteten, men i ukene 39 4 ble det spesialregulert for 1,7 MNOK. Transformatoren i Hof ble idriftsatt 11. november. Intakt nett: Ved lav kraftproduksjon i Indre Sogn blir 3/132 kv transformator T7 i Fortun høyt belastet og det blir problemer med lav spenning i Årdal. I 3. tertial har det kostet 15,3 MNOK i spesialregulering for holde tilstrekkelig produksjonsytelse i området. Spesialreguleringer for produksjonsunderskudd på Vestlandet mellom Fardal og Sauda har i 3. tertial kostet 1,8 MNOK. Underskudd i Mørenettet, snittet Klæbu Viklandet + Klæbu Orkdal + Øvre Vinstra Vågåmo i ukene 42 44 kostet 1,6 MNOK i spesialregulering. 8 Landssentralens tertialrapport nr. 3

3. Handelsgrenser 3.1 Varighetskurver for handelskapasitet med elspotflyt mellom de ulike elspotområdene 25 Eksportkapasitet NO1-SE m/elspotflyt 1.9.-31.12. 2 15 1 5 MWh/h -5-1 -15-2 -25 5833 676 6319 6562 685 748 7291 7534 7777 82 8263 856 8749 Timer Handelskapasitet NO1-SE Elspotflyt 25 Importkapasitet SE-NO1 m/elspotflyt 1.9.-31.12. 2 15 1 5 MWh/h -5-1 -15-2 -25 5833 676 6319 6562 685 748 7291 7534 7777 82 8263 856 8749 Timer Handelskapasitet SE-NO1 Elspotflyt Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Sverige over Haslesnittet. Maksimal import-/eksportkapasitet NO1 SE (Haslesnittet) er 2/25 MW. Importkapasiteten over Haslesnittet blir generelt redusert ved temperaturer over 1 grader. Ved høyt forbruk i østlandsområdet, høy oslolast, og fare for spenningskollaps, blir eksportkapasiteten redusert trinnvis etter hasletrappen der kapasiteten er beregnet etter størrelsen på oslolasten. I tredje tertial har ikke Oslolasten vært inne i hasletrappen. I lavlastperioder, natt og helg, har importkapasiteten vært redusert i trinn ned til 5 MW på grunn av Vestkystsnittet i Sverige. I ukene 36, 37 og delvis uke 38 var eksportkapasiteten redusert ned 135 MW på grunn av revisjonsarbeider i Sverige. I uke 41, mandag til fredag, var det 42 kv ledningene i Tegneby utkoblet og eksport-/importkapasiteten var redusert ned til henholdsvis 9/1 MW. I uke 51 var importkapasiteten redusert ned til på dagtid på grunn av overlastproblemer på snitt 1 og 2 i Sverige. Forøvrig har det vært noen perioder med begrensninger i handelskapasiteten på 1 2 MW på grunn av revisjonsarbeider. Landssentralens tertialrapport nr. 3 9

Eksportkapasitet NO2/NO3-SE m/elspotflyt 15 1.9.-31.12. 1 5 MWh/h -5-1 Handelskapasitet NO2/NO3-SE -15 Elspotflyt NO2/NO3-SE 5833 676 6319 6562 685 748 7291 7534 7777 82 8263 856 8749 Timer Importkapasitet SE-NO2/NO3 m/elspotflyt 15 1.9.-31.12. 1 5 MWh/h -5-1 -15 5833 676 6319 6562 685 748 7291 7534 7777 82 8263 856 8749 Timer Handelskapasitet SE-NO2/NO3 Elspotflyt NO2/NO3-SE Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Midt-/Nord-Norge og Sverige. Normal eksport-/importkapasitet Midt- og Nord-Norge mot Sverige (NO2/NO3 SE) er 13/1 MW. Handelskapasiteten mot Sverige var redusert på grunn av revisjonsarbeid på ledninger i ukene 35 41. Størst reduksjon var ved utkobling av 42 kv ledningen Kobbelv-Ofoten i ukene 38-38 da eksport-/importkapasiteten var 8/6 MW. I de øvrige revisjonsukene var eksport-/importkapasiteten 11 1/9 7 MW. Importkapasitet og elspotflyt NO1/NO3/SE-NO2, 2.11. - 31.12. -2-4 -6 MWh/h -8-1 -12-14 -16 1 78 155 232 39 386 463 54 617 694 771 848 925 12 Timer Importkapasitet til NO2 Elspotflyt til NO2 Figuren viser varighet importkapasitet med elspotflyt til elspotområdet NO2 (Midt-Norge) fra NO1+NO3+SE, 2. november-31.desember. Den reelle importkapasiteten til Midt-Norge vil variere fra 15 til 11 MW. Den blir påvirket av produksjonsfordelingen både internt i Midt-Norge, i Nord-Norge og Sør-Norge. Høy produksjon i Nord-Norge og Sør-Norge øker importkapasiteten til området. 1 Landssentralens tertialrapport nr. 3

15 Eksportkapasitet NO1-DK1 m/elspotflyt 1.9.-31.12. 1 5 MWh/h -5-1 -15 5833 676 6319 6562 685 748 7291 7534 7777 82 8263 856 8749 T imer Handelskapasitet NO1-DK1 Elspotflyt 15 Importkapasitet DK1-NO1 m/elspotflyt 1.9.-31.12. 1 5 MWh/h -5-1 -15 5833 676 6319 6562 685 748 7291 7534 7777 82 8263 856 8749 Timer Handelskapasitet DK1-NO2 Elspotflyt Figurene viser varighet for henholdsvis eksport- og importkapasitet med elspotflyt mellom Sør-Norge og Jylland. Import-/eksportkapasiteten på Skagerrakkablene er normalt 95/1 MW referert Kristiansand transformatorstasjon. Import-/eksportkapasiteten på Skagerrakkablene er normalt 95/1 MW. Etter utfallet av hovedtransformatoren i Kristiansand 23. januar i år og fram til 3. november har handelskapasiteten på Skagerrak 1+2 maksimalt vært 47/5 MW for import/eksport. Etter idriftsettelse av den midlertidige transformatorkoblingen i Kristiansand 3. november har import-/eksportkapasiteten vært 925/95 MW. 4. Systemtjenester og effektreserver Statnett definerer i henhold til Forskrifter om systemansvar (FoS) hvilke systemtjenester som er nødvendige for å opprettholde tilfredsstillende leveringskvalitet i overføringssystemet. Prinsipper og godtgjørelse for slike tjenester var fastsatt gjennom protokoll med EBL, vilkår for RKOM og regulerstyrke, samt bilaterale kontrakter om automatisk lastfrakobling. 4.1 Reaktiv effekt For er det fastsatt en årlig godtgjørelse på 5,5 MNOK for reaktiv produksjon fra generatorer. Beløpet fordeles mellom generatorer som har merkeytelse større eller lik 1 MVA og som deltar i spenningsregulering. 4.2 Regulérstyrke Tidligere faste årlige godtgjørelse er erstattet av en godtgjørelse for levert regulerstyrke avregnet i henhold til daglig innsendte plandata med en fast sats på,8 kr/mw/hz/time. Godtgjørelse er begrenset oppad til 4 MNOK for. Dersom dette taket nås før årsskiftet /27, gis det ingen slik godtgjørelse for den resterende delen av året. Dersom godtgjørelsen i blir lavere enn 4 MNOK, etterbetales differensen mellom denne summen og faktisk godtgjørelse etter den faste timesatsen i henhold til samme avregningsgrunnlag som over for de ukene hvor markedet for ekstra regulerstyrke ikke er aktivt. I tredje tertial er kostnaden for denne godtgjørelsen beregnet til 9,4 MNOK. I tilleg er det etterbetalt 9,8 MNOK for 3. tertial. Ved behov for ekstra regulérstyrke kjøper Statnett inn dette i et eget marked, der produsentene anmelder pris og kvantum to ganger pr. uke i innkjøpssesongen. Markedet for regulérstyrke ble innført i 21. I tredje tertial ble det kjøpt inn ekstra regulerstyrke fram til og med 23. oktober for ca. 3,3 MNOK. Av dette ble det videresolgt regulerstyrke til Sverige for ca. 2,8 MNOK. I 25 ble det i tredje tertial kjøpt inn for 1,9 MNOK. Totalt i ble det kjøpt inn for 2, 9 MNOK mot 14,6 MNOK i 25. Ekstra regulerstyrke for nasjonalt/nordisk behov godtgjøres etter avtalt/levert mengde og pris i markedet for ekstra regulerstyrke. Eksportinntektene ved salg av regulérstyrke til utlandet, når det ikke kjøpes inn ekstra regulerstyrke, fordeles til leverandørene etter samme grunnlag som for generell godtgjørelse. Når det foretas ekstra innkjøp av regulérstyrke for eksport, utbetaler Statnett godtgjørelsen for ekstra regulérstyrke til leverandørene pr. tertial på bakgrunn av registrerte leveranser. Totalt ble det solgt regulérstyrke til Sverige for ca. 4,8 MNOK i tredje tertial, og totalt i for ca. 14,3 MNOK. Tilsvarende tall i 25 var ca. 1,3 og 5,4 MNOK. Landssentralens tertialrapport nr. 3 11

Salg av regulerstyrke til SvK 18 Mill SEK 16 14 12 1 8 6 4 2 1 2 3 Tertial Tertial Tertial 22 23 24 25 Figuren viser salg av regulérstyrke til Sverige tertialvis de siste 5 år. 4.3 Produksjonsfrakobling (PFK) Systemvernet PFK benyttes for å øke overføringskapasiteten på en del snitt ved utfall eller overstrøm på enkeltledninger. Systemvernet består av utvalgte større generatorer og blir i stor grad benyttet for å øke handelsgrensene i Haslesnittet og Nordlandsnittet ved eksport mot Sverige. Statnett betaler en fast årlig godtgjørelse for aggregatene som deltar i ordningen: For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 1.,- pr. aggregat: For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 16.,- pr. aggregat. Ved frakopling av aggregat tilknyttet PFK gis følgende godtgjørelse: - For aggregat med ytelse mindre enn 18 MVA: kr. 8.,- pr. frakoplet aggregat. For aggregat med ytelse lik eller større enn 18 MVA: kr. 1.,- pr. frakoplet aggregat. I tredje tertial har det ikke vært initiering av PFK. Kostnadene totalt for tredje tertial er beregnet til ca. 1,3 MNOK. 4.4 Lastfrakobling (LFK) Systemvernet LFK benyttes ved høy overføring på snitt inn til underskuddsområder. Dette systemvernet frakobler last ved linjeutfall i snittet og reduserer risikoen for nettsammenbrudd i underskuddsområdet. I Saudasnittet er 2 MW på Hydro Aluminium Karmøy tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved utfall av 3 kv ledningene Nesflaten Sauda eller Hylen Sauda. For underskudd på Nordvestlandet er LFK på Sunndalsøra (15 eller 4 MW) tilkoblet systemvernet, som gir utkobling ved overlast på 3 kv ledningen Järpen Nea, utfall av 3 kv ledningen Klæbu Orkdal eller Orkdal Aura, utfall av transformator T1 eller T2 i Aura og lav spenning på 3 kv samleskinner i Aura. For underskudd i Nord-Norge nord for Ofoten (Ofoten-, Narvikog Straumsmosnittet), og utfall av 42 kv ledningene Ofoten Kvandal Balsfjord, er Finnfjord Smelteverk med opptil 11 MW tilkoblet systemvernet. I har det ikke vært forbruk ved smelteverket i Finnfjord. Kostnadene for LFK blir fastsatt ved bilaterale avtaler mellom Statnett og partene. 4.5 Kvartersflytting av produksjon Kvartersflytting av produksjon anvendes i timer med store endringer i forbruk og produksjon for å holde frekvensen innenfor fastsatte kvalitetskrav. Produksjonsendringer kan flyttes 15 minutter før eller etter planendring. Fører produksjonsflyttingen til økt leveranse i den aktuell timen, godtgjøres leverandør med 11 % av den for leverandøren gunstigste timepris. Ved redusert leveranse belastes leverandør med 9 % av den for leverandøren gunstigste timepris. I 3. tertial var kostnadene for produksjonsflyttingen 5,4MNOK. I 3. tertial 25 var kostnadene 2, MNOK. Totalt for var kostnadene 11,9 MNOK mot 6, MNOK. En del av kostnadsøkningen skyldes høyere kraftpriser i, men det har også vært økt volum fra 25 til (224 GWh i mot 178 GWh i 25). Produksjonsflytting 6 Kostnader (MNOK) 5 4 3 2 1 22 23 24 25 1. tertial 2. tertial 3. tertial Kostnadene for produksjonsflytting tertialvis fra år 22. 12 Landssentralens tertialrapport nr. 3

4.6 RK-opsjoner. Statnett har ansvar for at det til enhver tid er nok regulérkraft tilgjengelig til at også vanskelige driftssituasjoner kan håndteres. Dette kan eksempelvis være en situasjon med høyt forbruk og tilhørende effektknapphet, eller med problemer i kraftnettet der det kreves at man har tilstrekkelig reserve for dimensjonerende feil. RK-opsjonsmarkedet (RKOM) har som hensikt å supplere regulérkraft-markedet (RKM) med tilfredsstillende mengde regulérkraft (effektreserve). Behovet for å supplere RKM oppstår hovedsakelig i vinterhalvåret (november april). Fra november 24 opereres RKOM på ukebasis, og kvantum og pris for neste ukes kjøp offentliggjøres på Statnetts nettsider hver torsdag kl 14. Både produksjon og forbruk kan tilbys i RKOM. Kjøpet gjennom RKOM kommer i tillegg til det som omfattes av langsiktige, bilaterale avtaler. Mildt vær med lavt forbruk i november og desember reduserte bruken av RKOM i forhold til årene før. I 3. tertial ble det kjøpt RK-opsjoner i RKOM for 1,4 MNOK. Totalt for var kostnadene 49,1 MNOK inkludert langsiktige avtaler for kjøp av effektreserve. I 25 var det kjøpt effektreserver for 52 MNOK. Volum RKOM i MW for hver uke i. 5. Samfunnsøkonomisk optimal drift av underskuddsområder Statnett har utarbeidet en policy for systemutnyttelse som blant annet innebærer at det i gitte situasjoner og innenfor et bestemt mulighetsrom aksepteres økt risiko for avbrudd av strømforsyningen, forutsatt at dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt. For å vurdere hva som er samfunnsøkonomisk riktig, sammenlignes spesialreguleringskostnader som er nødvendig for å drive nettet med lav avbruddsrisiko med de forventede avbruddkostnader som oppstår ved at man aksepterer en noe høyere risiko for avbrudd. Driftsformen velges ut fra hva som er samfunnsøkonomisk riktig. Dette innebærer at ved enkelte revisjoner og feil som fører til ensidig innmating til et område, drives nettet i perioder med en høyere risiko for avbrudd enn det som tradisjonelt har vært vanlig. Tabellen viser sparte kostnader til spesialreguleringer i 3. tertial ved at det er benyttet høyere risiko enn driftsformen N-1 under revisjoner: Utkobling av ledning Dato Sparte spesialreguleringskostnader (i 1 NOK) 3 kv Blåfalli Mauranger 9. 1. november 4 3 kv Fardal Hove 17. november 3 Nettdeling 132 kv Rafnes 1. 12. desember 1 Sum 8 6. Utkobling av forbruk med redusert tariff I andre tertial har det ikke vært behov for utkobling av forbruk med redusert tariff. 7. Frekvenskvalitet I Nordel er kravet at frekvensen skal være innenfor et frekvensbånd på 5, Hz +/-,1 Hz. Frekvens utenfor dette frekvensbåndet blir regnet som avvik. I 3. tertial var antall minutter avvik det høyeste siden 2. tertial 23. Dette til tross for at kvartersflytting av produksjonsendringer ble benyttet mer enn noe tidligere tertial. Store produksjonsendringer morgen og kveld ved store endringer på HVDC-forbindelsene til kontinentet, med overgang fra importsituasjon på natt til eksport på dag, er en av årsakene til større avvik. Frekvensavvik 22-3 25 2 Avvik utenfor +/-,1Hz: 22: 4316 min. 23: 6279 min. 24: 533 min. 25: 4219 min. Minutter 15 1 : 5119 min. 1.tertial: 1234 min. 2.tertial: 1646 min. 3.tertial: 2239 min. 5 22 23 24 25 Tertial 1 Tertial 2 Tertial 3 Figuren over viser antall minutter frekvensavvik tertialvis 22. Landssentralens tertialrapport nr. 3 13

8. Produksjonstilpasning Kriterier for bruk av produksjonstilpasning: FoS 8: Systemansvarlig kan pålegge konsesjonæren å tilpasse sine produksjonsplaner til eventuelle begrensninger som har oppstått i overføringsnettet på grunn av revisjoner eller driftsforstyrrelser. Systemansvarlig fastsetter hvordan ledig kapasitet skal fordeles mellom flere konsesjonærer. Spesialregulering er hovedregelen når flaskehalser i nettet oppstår ved feil eller revisjoner. Produksjonstilpasning benyttes i følgende tilfeller: Produksjonstilpasning foretas i separatområder. Statnett er avhengig av balanse mellom produksjon og forbruk inn i driftsfasen for å ivareta driftssikkerheten i området. Dette betyr at produksjon tilknyttet T-avgreining uten forbruk eller med lite forbruk må stoppe ved revisjon av nettanlegg. I områder med flere produsenter kontaktes aktørene for å innhente ønsket produksjon i separatområdet før en fordeling pr produsent/stasjon foretas av Statnett. Det produksjonstilpasses i områder med kun en produsent. Med produsent menes aktør som tilfredsstiller krav til aktører i RK-markedet. I slike tilfeller vil produksjonen måtte tilpasse seg nettkapasiteten i et konkret område uten noen form for kompensasjon. Tabellen viser tilfellene med produksjonstilpasning 3. tertial Dato Antall timer Driftsstans Berørt område Berørte stasjonsgrupper Produksjonplan før tilpasning (MW) Produksjon ved tilpasning (MW) Produksjonplan etter (MW) 9.1 19.1. 24 18.9. 1.1. 32 18.9. 24 2.1. 3.1. 2 2.1. 5.1. og 9.1. 13.1. 7 16.1. 2.1. 38 11.1. 4 18.1. 2 Revisjon 3 kv Fardal T Nuken Revisjon 3 kv Liastøl Hylen Sauda Revisjon 22 kv Novle Svandalsflona Revisjon 3 Nesflaten Songa Revisjon 132 kv Norheimsund Øystese Bjølvo Revisjon 132 kv Samnanger Norheimsund 3 kv Fåberg Nedre Vinstra Revisjon 3 Hemsil1 Øljusjøen Indre Sogn, separatdrift Årøy, Jostedal, Leirdøla, Fortun, Tyin, Naddvik * 445 * Hylen kraftverk Ulla Førre * * * Novle og Svandalsflona kraftverk Kvandal kraftverk, Kjela kraftver, separatdrift under Haukeli HER * * * HER, Tokke * * * Separatdrift Bjølvo Bjølvo * 4 * Separatdrift Norheimsund Øystese Bjølvo Underliggende 66 kv nett mot Vågåmo Separatområde Øljusjøen Lærdal Bjølv, BKK * 56 * Nedre Vinstra og Hunderfossen * * * Borgund * * * 2.11. og 11.11. 14 3 kv Tokke Rød Sundsbarm kraftverk Sundsbarm * * 4.12. 22.12.. 27 Feil 132kV Knardalstrand Eie Vrangfoss Seperatdrift undr Gvarv T1 Produsenter under Gvarv T1 (I Skiensvassdraget mellom Hogga og Ulefoss) * 8 9 * * Produksjonsplan for øvrige kraftverk i stasjonsgruppen tilpasset av aktør. 9. Beskrivelse av driften måned for måned Konsekvenser av revisjoner og feil som er beskrevet under kapitlene 2 og 3 er ikke tatt med her. 9.1 September (uke 36 39) Revisjoner: Det var stor revisjonsaktivitet hele måneden. Utkobling av 42 kv ledningen Viklandet Ørskog førte til spesialreguleringer for underskudd i Mørenettet i ukene 33 36. Spesialreguleringskostnadene i uke 33 36 ble ca. 2,5 MNOK. I uke 37 38 var det også spesialreguleringer for underskudd i Mørenettet ved utkobling av 3 kv ledningen Orkdal Rindal. I uke 38 var også 3 kv ledningen Aura Vågåmo utkoblet på dagtid. Dette medførte spesialreguleringer for underskudd i hele Midt-Norge sør for Tunnsjødal. Mørenettet ble drevet med N- drift under 42 kv ledningen Klæbu Viklandet ved samtidig utkobling av Orkdal Rindal og Aura Vågåmo. Torsdag i uke 39 var det samtidig utkobling av 42 kv ledningen Klæbu Viklandet og 3 kv ledningen Orkdal Rindal. Mørenettet under Aura ble drevet med N-1/2 drift. I Sør-Norge var det også i perioder kompliserte driftsforhold ved samtidige revisjoner i hovednettet. Kombinasjon av revisjonene på 3 kv ledningene Sauda-Liastøl-Hylen, Arendal- Porsgrunn og Flesaker-Tveiten i uke 38-39, medførte anstrengte driftsituasjoner ved import fra Danmark og overskudd på Sørlandet. Samtidig var det underskudd på Vestlandet mellom Sauda og Fardal. 14 Landssentralens tertialrapport nr. 3

Feil/utfall: 42/3 kv transformator T6 i Hasle var ute av drift 9. 15. september og handelskapasiteten i Haslesnittet var redusert med 15 MW både for eksport og import. Problemer utland: I Sverige var det overlastproblemer på snitt 2 tirsdag 26.september og det ble oppregulert for ca.,5 MNOK i Norge som mothandel. 9.2 Oktober (uke 4 43) Revisjoner: Revisjonsaktiviteten var fortsatt stor. Utkobling av 3 kv ledningen Tunnsjødal Verdal i uke 4 41 medførte underskudd i Midt-Norge og spesialreguleringer. Ved utkobling av 3 kv ledningen Nesflaten Songa i uke 4 var det underskudd på Vestlandet og spesialreguleringer. Feil utfall: En del av Stavanger-området var uten strøm i 6 minutter 28. oktober etter utfall av begge 3 kv ledningene Stølaheia Bærheim. Årsaken var overslag ved saltbelegg på isolatorer.. 9.3 November (uke 44 48). Feil utfall: 42 kv ledningen Dagali Nore var utkoblet i ca. et døgn etter at en kran berørte ledningen 31. oktober. 3 kv samleskinnene i Saurdal falt 2. november med 18 minutters mellomrom. Dette medførte stans i Saurdal kraftverk til 5. november da den ene samleskinnen ble idriftsatt. Ved utfallet var sluttbrukere under 66 kv nettet i Saurdal strømløse i 28 minutter. Den andre samleskinnen ble idriftsatt 7. november. 132 kv ledningen Adamselv Lakselv falt 3. november pga. en avbrent loop, og det oppsto et separatområde i Finnmark øst for Lakselv med overskudd og problemer med høy spenning med utfall av generatorer. Normal drift etter ca. 6,5 timer. 3 kv ledningen Fåberg Nedre Vinstra falt 27. november og var utkoblet til neste dag på grunn av fasebrudd. Ringdrift nordkalotten: I en periode i uke 45 47 var det ringdrift Norge Finland Sverige. Ringdriften ble avsluttet på grunn av feil på pendlingsregistrator 9.4 Desember (uke 49 52) Feil utfall: Begge 132 kv ledningene Årødal Moldeli falt 15. desember etter lynnedslag og medførte avbrudd under Moldeli. Det ble konstatert oljebrann i spenningstransformator i Moldeli. Etter at brannen var slukket, ble ledning 1 innkoplet etter 46 minutter og forsyningen gjenopprettet. 3. desember falt Kvilldal Sylling for feil. Prøveinnkobling senere på dagen var mislykket. Pga dårlig vær kunne ikke ledningen inspiseres før etter nyttårshelgen. Ved helikopterbefaring ble det ikke funnet noe unormalt, og ledningen ble vellykket spenningssatt 5. januar 27. Problemer utland: Sverige hadde problemer med overlast på snitt 1 og 2 de første dagene i uke 51. Det ble mothandlet nedreguleringer i Midt- og Nord-Norge for ca. 1, MNOK. Landssentralens tertialrapport nr. 3 15

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