Systemdrifts- og markedsutviklingsplan (SMUP) 2012 by Statnett

Utfordringer og prioriteringer for fremtidens systemdrift

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan

2012

Forord Statnett er systemansvarlig for det norske kraftsystemet. Hovedoppgaven for systemansvarlig er å sikre at kraftsystemet til enhver tid er balansert – hvert sekund gjennom hele året – og med tilfredsstillende kvalitet. En videre utvikling av kraftsystemet forutsetter et sterkere kraftnett og en videreutvikling av systemdriften. Den vedtatte satsningen på fornybar kraft gir systemdriften nye og store utfordringer. Samtidig er samfunnets krav til forsyningssikkerhet økende. Systemdrifts- og markedsutviklingsplanen beskriver Statnetts oppgaver knyttet til systemansvaret, og utfordringene med å balansere kraftsystemet. Den redegjør for de ordninger og mekanismer som systemdriften anvender i dag, samt forventet utvikling innen området. Og avslutningsvis tydeliggjør den Statnetts prioriteringer, posisjoner og tiltak for videreutvikling av systemdriften for å ivareta forsyningssikkerheten og sikre effektive løsninger. Systemdrifts- og markedsutviklingsplanen er et bidrag i dialogen med aktører og interessenter knyttet til videreutvikling av systemdriften. Systemdrifts- og markedsutviklingsplanen er en parallell plan med Statnetts Nettutviklingsplan, som omhandler nettutvikling. I sum representerer de en fundamental forutsetning for realisering og drift av fremtidens kraftsystem. Oslo, april 2012

Øivind Kristian Rue Konserndirektør Nettdrift

Sammendrag Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012 Systemdriften er navet i kraftsystemet, hvor den løpende balansen mellom produksjon og forbruk i Norge, og utveksling mot utlandet håndteres. Flere forhold innen systemdriften har de siste årene hatt en positiv utvikling, blant annet er det færre feil og bedret spenningskvalitet. Men samtidig er det store utfordringer med ubalanser og svekket frekvenskvalitet. Endringene i kraftsystemet vil fremover være store, og kravene til systemdriften øker. Virkemidlene må tilpasses tilsvarende. Systemdrifts- og markedsutviklingsplanen gir en beskrivelse av hva Statnett prioriterer for å sikre god driftsog forsyningssikkerhet.

Systemdriften erfarer lavere driftsmarginer og økt risiko Hyppige og store flytendringer på mellomriksforbindelHendelser utenfor 49,90 og 50,10 Hz

500 450 400 350 300 250 200 150 100 50

figur 0.1: utvikling av frekvensavvik (1995 – 2011, angitt med minutter utenfor 49,90-50,10 hz per måned)

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

0 1998

Driften av det norske og nordiske kraftsystemet har endret seg vesentlig i løpet av de siste tiårene. Markedsorienteringen av kraftsektoren i Norden og utvikling av et felles nordisk kraftmarked (Elspot) har gitt mer handel og utveksling av kraft, både innad i Norge og på tvers av landegrenser. Fleksibiliteten i de vannkraftbaserte norske og svenske kraftsystemene har blitt bedre utnyttet gjennom flere og mer effektive forbindelser med omliggende termiske og etter hvert vindkraftbaserte kraftsystemer. Økt handelskapasitet og markedskobling mot kontinentet har endret kjøremønsteret for norsk kraftproduksjon. De omliggende termiske systemene har stor prisforskjell mellom dag og natt, noe som under ”normale” forhold medfører at kraft eksporteres fra Norge på dagtid og importeres på natt. Dette produksjonsmønsteret har gitt langt større, raskere og hyppigere endringer i retningen på kraftflyten særlig i det sørnorske kraftnettet over døgnet. Utviklingen vil ytterligere forsterkes ved flere utenlandsforbindelser og mer fornybar kraftproduksjon, da dette gjør det mulig å utnytte en enda større del av fleksibiliteten i vannkraftproduksjonen. Elektrisitetsforbruket har økt de siste tiårene. Det har tilnærmet flatet ut for den enkelte husholdning, men øker på grunn av befolkningsvekst og vekst innen deler av industri, spesielt olje/gassektoren. Det er relativt liten prisfleksibilitet i kraftforbruket, i alle fall på kort sikt, noe som gjør at balansering hovedsakelig håndteres av produksjonsapparatet. Det gir langdistanse transport i

kraftsystemet, og langt høyere utnyttelse av kraftnettet, noe som igjen har ført til mer flaskehalser og økte regionale ubalanser. Kraftsystemet har de senere år stadig måtte håndtere mer ekstreme værsituasjoner, med lengre perioder med tilsig betydelig forskjellig fra normalen. Vinteren 2009/2010 var den tørreste siden registreringen startet i år 1900. På den annen side var tilsiget i 2011 hele 152 TWh, som er ca. 25 prosent over normalen og er det våteste året siden registreringen startet. Tilsvarende var 2011 det varmeste registrerte året, mens 2010 var det 5. kaldeste på over 70 år. Vannmagasinene har svingt fra rekordlav til svært høy magasinfylling i løpet av ett år (2010-2011). De store variasjonene presser systemdriften mot ytterpunktene, og erfaringene viser behov for i større grad å dimensjonere systemdriften for de ekstreme driftsituasjonene som oppstår som følge av store svingninger i temperatur og tilsig.

1997

Markedsintegrasjon, økt nettkapasitet innenlands og mot utlandet, forbruksvekst, uregulerbar kraftproduksjon og mer ekstremvær gir i sum større og raskere endringer av kraftflyt – og dermed økte krav for systemdriften

1996

Drivere og utviklingstrekk for systemdriften

900 800 700 600 500 400 300 200 100

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

ser, forbruksvekst og mer ekstremvær er forhold som hver for seg krever nye tiltak, og som samlet sett utfordrer systemdriften. Systemdriften har blitt mer kompleks, oftere anstrengt og driftsmarginene er i et økende antall timer utilfredsstillende. Det fundamentale for systemdriften er at det oppnås balanse mellom planlagt produksjon, forbruk og utveksling. Ubalanser må håndteres ved hjelp av automatiske reserver eller gjennom manuelle reguleringsinngrep av systemansvarlig. Ubalanser fører til at frekvensen avviker fra normert 50 Hz. Ved frekvens utenfor intervallet 49,90–50,10 Hz reduseres kraftsystemets evne til å motstå utfall og feilhendelser. Frekvenskvaliteten har blitt svekket vesentlig de senere årene, se figur 0.1. Det er flest frekvensavvik rundt timeskift. Dette skyldes til stor grad tidsoppløsningen i spotmarkedet på timebasis, som fører til at produksjonen endres ved timeskift, mens flytendinger på utenlandskabler skjer lineært i løpet av 20 minutter rundt timeskift og forbruket endrer seg kontinuerlig. Også i andre synkronsystemer erfares det økende frekvensavvik rundt timeskift. I perioder med lavt forbruk og/eller høy import på utenlandsforbindelser er det kraftproduksjonen med mest reguleringsevne som ofte reduseres først. Dette er en typisk situasjon på nattestid om sommeren. I slike perioder kan det være vanskelig å fremskaffe tilstrekkelig med automatiske reserver og tilgjengeligheten på objekter for manuell regulering er også redusert. Dette gjør at kraftsystemet er sårbart for feil på utenlandsforbindelser og i kraftproduksjonen. Systemansvarlig opplever økende andel av tiden med redusert driftssikkerhet (N-0, dvs. ingen alternativ forsyning hvis det oppstår et enkeltutfall) i sentralnettet. Hovedtiltaket er utbygging av mer nett, men i perioden til dette er på plass må systemdriften håndtere dette ved drift med prisområder, redusert driftssikkerhet, ekstra kjøp av reserver og økt beredskap. Høyt utnyttet nett gir økte flaskehalser i nettet, som igjen gir føringer på lokalisering av reserver og behov for økt bruk av spesialreguleringer. Videre gjør manglende nettkapasitet det krevende å gjennomføre nødvendig vedlikehold av sentralnettet, og både markedsaktørene og Statnett opplever at revisjoner på produksjonsog nettanlegg skjer under større deler av året og til dels med større markedskonsekvenser og komplikasjoner i gjennomføringen. Det forventes økt bruk av (midlertidige) systemvern, spesielt i regionalnettet, samt økt bruk av arbeid-under-spenning (AUS). Raske effektendringer, endring av kraftflytretning og større uforutsigbarhet i kraftproduksjonen øker utfordringene med å opprettholde spenningskvaliteten (både høye og lave spenninger). Statnett investerer betydelig i spenningsregulerende komponenter, og

dette utgjør en betydelig kostnad for sentralnettet.

Dagens utfordringer for systemdriften forsterkes ytterligere fremover Fremtidens systemdrift vil påvirkes av endringer i kraftsystemet. De nordiske og europeiske kraftsystemene vil endre seg vesentlig i løpet av de neste 10 – 20 årene. Spesielt vil klimapolitikk og markedsintegrasjon drive fram radikale endringer, hvor man går fra kraftsystemer med relativt forutsigbar produksjon til å bli kraftsystemer med mer variabel og uforutsigbar produksjon, kombinert med tettere integrasjon mellom landene. I Norge har det i de senere år vært lite utbygging av større vannkraft, og det har vært moderat utbygging av annen ny fornybar kraftproduksjon. Med et svensknorsk elsertifikatmarked vil dette endres. Det skal utbygges 26,4 TWh ny fornybar kraftproduksjon i de to landene frem til 2020, og omtrent halvparten av dette vil kunne realiseres i Norge. Ny fornybar kraftproduksjon har lave driftskostnader og produserer når det er vind/ tilsig. Dette reduserer forutsigbarheten i kraftsystemet og vil kunne bidra til økte ubalanser. Økende andel av distribuert, uregulerbar kraftproduksjon skaper nye behov for kontroll, styring og balansering av kraftsystemet. Det planlegges flere utvekslingsforbindelser fra det nordiske synkronsystemet til kontinentet. Økt utvekslingskapasitet vil gi større og hurtige flytendringer i det nordiske systemet. Kombinasjonen av store flytendringer (fra utenlandsforbindelsene) og mindre forutsigbarhet (fra fornybart) stiller økte krav til planlegging, tilpasninger før driftsøyeblikket og tilgang til tilstrekkelig volumer og type av automatiske og manuelle reserver. Den viktigste oppgaven i utviklingen av systemdriften vil fortsatt være å bedre balansen mellom produksjon, forbruk og utveksling, for å bedre frekvenskvaliteten og for å håndtere regionale ubalanser.

Prioriteringer og tilnærming for å håndtere systemdriftsutfordringene Systemdriftsutfordringene og mål for systemdriften danner basis for prioriterte områder Som systemansvarlig må Statnett, i samarbeid med aktørene, sikre hensiktsmessig utforming og gjennomføring av tiltak som ivaretar forsyningssikkerheten i dag og i fremtiden. I henhold til Forskrift om systemansvar (FoS) heter det at systemansvarlig skal (§ 4, punkt a, c og e): ■■ Sørge for frekvensreguleringen og sikre momentan balanse i kraftsystemet til enhver tid. ■■ Utvikle markedsløsninger som bidrar til å sikre en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet.

■■ Samordne og følge opp konsesjonærer og sluttbrukere sine disposisjoner med sikte på å oppnå tilfredsstillende leveringskvalitet og en effektiv utnyttelse av kraftsystemet. Målene for systemdriften følger av dette: ■■ Forsyningssikkerhet: Sikre god forsyningssikkerhet i alle deler av landet, sikre at kraftsystemet til enhver tid innehar evne til å håndtere utfall og feilsituasjoner som kan inntreffe (driftssikkerhet) samt har tilfredsstillende leveringskvalitet. ■■ Effektivitet/verdiskapning: Bidra til økt verdiskapning for det norske samfunnet. Dette innebærer effektiv utnyttelse av det norske kraftsystemet, samt samfunnsøkonomisk verdiskapning ved handel med utlandet. I tillegg skal systemdriften legge til rette for at klimapolitiske mål kan oppnås, jf. fornybardirektivet og elsertifikater, gjennom systemdriftsløsninger som gjør det mulig å fase inn ny fornybar kraftproduksjon. For å møte systemdriftsutfordringene og -målene er det identifisert fem prioriterte områder, som skissert i figuren. Tiltakene adresserer både den fysiske balansehåndteringen evnen (1), planfasen (2) og driftsfasen (3)) samt systemdriftsprosesser for økt kontroll og styring (4). I tillegg er det identifisert tiltak som bidrar til økt effektivisering/verdiskapning (5). Effektivt håndtere ubalanser i driftsfasen (3): Videreutvikling av nåværende tiltak i system driften er nødvendig, men nye tiltak må også utvikles og implementeres

EFFEKTIVITET OG VERDISKAPNING:

FORSYNINGSSIKKERHET:

LANGSIKTIG

Dagens kraftsystem har etablert et sett av systemog balansetjenester. Disse må tilpasses dagens og fremtidens behov for sikker systemdrift. Fordi usikkerheten i driftsøyeblikket øker, vil det bli behov for mer raske og automatiske reserver. Det er flere endringer som må foretas, og flere skjer parallelt. De nordiske TSOene har besluttet å innføre automatiske sekundærreserver i løpet av 2012/2013 (LFC, load frequency control) for å bedre frekvenskvaliteten. Dette er et viktig steg for å få en raskere og mer effektiv håndtering av ubalansene i det nordiske systemet. Utforming av frekvens-/primærreserver vil endres, trolig ved at den blir raskere enn i dag samt at det er økt nordisk harmonisering. Videre vil dagens 60 sekunders oscillasjoner i den nordiske frekvensen adresseres gjennom harmoniserte krav til (nordiske) turbinregulatorinnstillinger. Videre vil det bli endringer i utformingen av manuelle reserver slik at disse bedre kan anvendes ved vanskelige driftsituasjoner, både ved opp- og nedregulering. De manuelle reservene forventes fortsatt å være dominerende i volum. Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen (2): Energimarkedene må i større grad understøtte den fysiske kraftsystemdriften Selv om det vil måtte sikres mer reserver for å håndtere ubalansene som er oppstått er det ikke hensiktsmessig å gjøre alt i driftstimen. Det fundamentale behovet for bedre balanse mellom produksjon, forbruk og utveksling må i stor grad håndteres gjennom forbedret planlegging og tiltak før driftsøyeblikket, dvs. i planfasen. Både

AKTØRENS PLANFASE

Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere driftsutfordringer

DRIFTSFASE

Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen

Økt compliance og økt sanntidskontroll/automatisering

Videre effektivisere energi-, og systemog balansemarkeder Verdiskapning ved salg av norsk energi og effekt

Effektivt håndtere ubalanser i driftsfasen

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

produksjon, forbruk og utveksling må omfattes av bedret styring og mer detaljert planlegging ved større endringer. Energimarkedene må altså i større grad understøtte den fysiske systemdriften. Dette er en prioritert oppgave som det arbeides med internasjonalt. Balanseringen av forbruk, produksjon og utveksling starter i energimarkedene (intradag/Elbas) og utformingen av energimarkedene er av stor betydning for kraftsystemdriften. Med økt utvekslingskapasitet, sterkere markedskoblinger, mer uregulerbar produksjon samt interne begrensninger i det norske nettet, er det viktig at markedsdesignet bidrar til en optimal kraftflyt samtidig som kravet til momentan balanse ivaretas. Nåværende timesoppløsning i energimarkedene er en sentral problemstilling. Mens forbruket endres nokså uavhengig av timeskift, vil produksjonsendringer og tilhørende flytendringer over utenlandsforbindelser trigges ved timeskift som følge av endring av pris. Stabiliteten i kraftsystemet (les: fysikken) setter grenser for hvor store og hurtige endringer som kan tillates. Størrelsen på de strukturelle/planbaserte ubalansene avhenger til stor del av tidsoppløsningen på handelsplassene. Energimarkedene må derfor i større grad understøtte den fysiske systemdriften. Et viktig tiltak som Statnett vil arbeide for, og som gir bedre balanse mellom produksjon, forbruk og utveksling, er å videreutvikle ordningen med kvartersplaner til også å gjelde regulerkraftmarkedet og balanseoppgjøret for store produsenter. På sikt vil det kunne være aktuelt også at handelsperiodene på kraftbørene blir kortere både i Norge og i våre naboområder. I tillegg vil det være viktig at rampingen (flytendring) på utenlandsforbindelser foregår over en lengre periode rundt timeskift (evt. kontinuerlig ramping) og at det også skjer innenfor timen. I tillegg til bedret systemdrift vil det siste tiltaket også kunne gi større flytendringer i spotmarkedet (målt i MW per time), og dermed økt verdiskapning. I tillegg til finere tidsoppløsning i markedene som styrer produksjon og utveksling på utenlandsforbindelser, må det arbeides med økt prognosekvalitet for både fornybar kraftproduksjon og for forbruk. Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere driftsutfordringer (1): Videre utbygging av kraftsystemet, med riktig funksjonalitet, er nødvendig Mange av utfordringene i systemdriften er knyttet til manglende nettkapasitet i det norske og nordiske kraftnettet. Det er behov for mer nett, og dette reflekteres i Statnetts Nettutviklingsplan som skisserer et ambisiøst program for både spenningsoppgraderinger og nybygging av kraftlinjer. Dette vil redusere flaskehalsproble-

matikken i flere regioner, gjøre det enklere å fordele og anvende reserver samt håndtere driftsforstyrrelser. I tiden til nytt nett er på plass vil systemdriften måtte tilpasses manglende nettkapasitet. Det er i dagens kraftsystem utarbeidet funksjonskrav til anlegg som skal knyttes til nettet som angir hvilken evne anleggene skal ha for å bidra til leverings- og driftssikkerheten. Dette vil i fremtiden være enda viktigere, da store deler av de nye produksjonsanleggene ikke har egenskaper som tradisjonell vannkraft (roterende masse, gode reaktive egenskaper, etc.) har. Kravene som stilles til aktørenes funksjonalitet/evne til å bidra med systemog balansetjenester vil videreutvikles i de norske og internasjonale regelverkene, for å sikre at driftssikkerheten i framtidens kraftsystem kan opprettholdes. Økt compliance og økt sanntidskontroll/automatisering i systemdriftsprosesser (4): Fokus på etterlevelse av regler, bedre plan legging av revisjoner og økt automatisering Det er omfattende planer for vedlikehold og ombygging av kraftsystemet fremover. Risiko for avbrudd er vesentlig større når det foregår ombygginger i/nær stasjoner under drift. Det vil derfor måtte bli fastere og mer detaljert planlegging av revisjoner for både nett- og produksjonsanlegg. Dette innebærer økt formalisering og kommunikasjon, lengre horisont for vedlikeholdsplanene samt mer forpliktende planer fra alle aktører. Internasjonalt vil det være økt koordinering mellom TSOer. Dette betinger flere felles systemer og økt formalisering. Tilsvarende vil det være nordisk/europeisk fokus på at etablerte regler etterleves (compliance). Det vil bli etablert flere og mer omfattende rutiner for å sikre riktig leveranser fra aktørene samt kommunikasjon og ansvarsdeling mellom systemansvarlig i det enkelte land. Bedre planlegging og mer presis styring av produksjonsendringer og flytendringer over utenlandsforbindelser vil isolert sett dempe ubalanser og redusere behovet for reserver. Økt integrasjon og harmonisering av (store) kraftsystemer gjør oss sårbare for hendelser i andre systemer – både operativt og markedsmessig. Dette betinger klare regler, gode rutiner, god oppfølging og tydelig kommunikasjon for å opprettholde tilstrekkelig sikkerhet og robusthet i det nordiske kraftsystemet. Det er vesentlig med en oppgradering av infrastruktur for kontroll og kommunikasjon mellom systemansvarlig og aktører i kraftsystemet. En del av dette vil være økt fokus på monitorering og verifisering av faktisk leveranse av systemog balansetjenester fra aktørene.

Videre effektivisering og verdiskapning (5): Tiltak for en bedre kapasitetsutnyttelse i energi markedene Fokus til nå har i stor grad vært å sikre effektiv markedsintegrasjon for døgnmarkedet (spothandel) over utenlandsforbindelser. Men det er også betydelig samfunnsøkonomisk gevinst med fleksible ordninger for intra-dag handel (Elbas), å ta hensyn til elektriske tap på forbindelser i markedsklareringen samt mulighet til å gi økt rampingvolum til de forbindelser der prisdifferansene er størst. Kapasitetsallokering ut fra hva som gir best lønnsomhet av reserver (systemog balansetjenester) eller spothandel er noe som Statnett vil arbeide for. Eksempelvis vil deler av kapasiteten på den nye Skagerrak 4 (i drift i 2014) være allokert til automatiske reserver, noe som er klart samfunnsøkonomisk lønnsomt for Norge. Forbruk og smart grid vil bidra med økt fleksibilitet Hovedsakelig i energimarkedet, men på sikt også for systemdriften Fleksibilitet vil kunne bli et knapt gode i fremtidens kraftsystem. Det er derfor gunstig at forbruk i økende grad bidrar med fleksibilitet, blant annet ved at forbruk responderer på pris for å øke effektiviteten i kraftmarkedet. Smart grid er et vidt begrep, men innebærer blant annet et mer automatisert kraftsystem som tettere knytter sammen produksjon, forbruk og nett styringsog kontrollmessig. Innføring av avanserte måle- og styringssystemer (AMS, for alle i Norge fra 2017) er en viktig forutsetning for smart grid utviklingen. En sentral del av smart grid-konseptet er at forbrukerne i større grad responderer på markedspriser, eller på styringssignaler fra systemansvarlig eller regionalt nettselskap. Variasjon i kraftpriser eller behov for regulering fra systemansvarlig, for å håndtere flaskehalser i nettet, vil kunne møtes av mer fleksible forbrukere. Forbruk vil da kunne flyttes til andre tider av døgnet, og gi en reduksjon av topplast og bedret systemdrift. Tilsvarende kan utforming av tariffer og avregning med finere tidsoppløsning gi reelle insentiv til å flytte produksjon og forbruk. Det viktige for systemansvarlig er at den økte forbrukerfleksibiliteten synliggjøres i markedene – primært i energimarkedene, og på sikt også i løsninger for systemog balansetjenester. Økt forbrukerfleksibilitet i Elspot er ønsket, og er det som lettest kan implementeres. Det er strenge krav til volum, responstid og kontroll for å være reserve for systemansvarlig, og for store deler av forbruket vil implementering av slike løsninger ligge et stykke frem i tid. Industrien er allerede

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

særnorske systemdriftsbehov. Det vil være behov for tett samarbeid med de andre landene i det nordiske synkronområdet for å finne gode løsninger for flytendringer på likestrømsforbindelser ut av området. Løsningene knyttet til både energimarkedene og til systemog balansetjenester betinger internasjonalt samarbeid, noe Statnett vektlegger innen ENTSO-E (The European Network of Transmission System Operators for Electricity). Implementering av tiltaksporteføljen vil ta tid. Det er mange aktører som er involvert, og mange styringsog IKT-systemer hos både aktørene og systemansvarlig må utvikles og testes grundig. Tett aktørdialog er viktig.

en viktig del av reservemarkedene, og vil også være det fremover. Smart grid-løsninger på distribusjonsnivå (gjerne ved hjelp av såkalte aggregatorer) kan ha positive konsekvenser for systemansvarlig. Aggregering av mindre produksjon og forbruk kan redusere prognosefeil og til en viss grad redusere behovet for systemog balansetjenester. Implementering av tiltaksporteføljen betinger internasjonale løsninger og beslutninger Bedret frekvenskvalitet kan kun oppnås gjennom samarbeid med de andre landene i det nordiske synkronsystemet. Løsningene må være forenlige og kompatible med internasjonale løsninger, samtidig som de ivaretar

Prioritert område

Besluttet

Anbefalt

(1) Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere fremtidige driftsutfordringer

Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) 2012

(2) Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen

Krav til kvartervise produksjonsplaner (fra 2013)

Endret utforming av rampingbegrensninger for å spre lastflytendringene over en større del av timen

Finere tidsoppløsning (både i energiog balansemarkedene) for å sikre bedre samsvar mellom produksjon, forbruk og utveksling

(3) Effektivt håndtere ubalanser i driftsfasen

Innføring av automatiske sekundærreserver LFC (fra 2012)

Ordninger for å sikre volum av nedreguleringsreserver

Nye volumkrav og responstider for automatiske reserver i Norden

EU Network Codes – sikre norske interesser og forberede implementering

Sikre oppreguleringsressurser en større del av året (4) Økt compliance/etterlevelse og økt sanntidskontroll/ automatisering

Monitorering og verifisering av leveranser av systemog balansetjenester Handelsavtaler som hensyntar systemdriftsutfordringer

(5) Videre effektivisering og verdiskapning

Under vurdering

Prioritert ramping og kapasitet til kabler basert på prisforskjeller for å sikre mer optimal fordeling Kapasitetsallokering ut fra hva som gir best lønnsomhet av reserver eller spotkapasitet Ta hensyn til tapskostnader i markedsalgoritmen for likestrømsforbindelser

tabell 0.2: prioriterte områder og status for tilhørende tiltak

Primærreserver fra uregulerbar kraftproduksjon Mer effektive løsninger i kommunikasjon og krav mellom TSO og aktører (både produksjon og forbruk) Mer effektive løsninger i TSOsystemene, og mer effektiv kommunikasjon mellom TSOer Mulighet for både salg og kjøp av systemog balansetjenester på utenlandsforbindelser Flytbasert markedsløsning for å sikre mer optimal utnyttelse av nettkapasitet Koordinert/samlet kapasitetsauksjon for alle typer reserver

Innhold Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Sammendrag 4 1

Statnett som systemansvarlig – oppdrag og rolle 13

1.1. 1.2. 1.3. 1.4.

Kraftsystemet trenger en koordinerende enhet – en systemansvarlig Systemansvarligs hovedoppgave er balansering og driftssikkerhet Forsyningssikkerhet, driftssikkerhet og leveringskvalitet Statnetts driftspolicy er en konkretisering av driftssikkerhetskravene

13 13 13 14

Del A Nå-situasjon og utviklingstrekk 2

Markedsorientering og -integrasjon har endret kraftsystemene de siste tiårene

2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 2.5. 2.6.

Liberalisering og utviklingen mot et nordisk kraftmarked Europeisk samarbeid – klimapolitikk, markedsintegrasjon og regelutvikling Produksjonstypene i Norden utfyller hverandre, og er en driver for handel Forbruket har tydelig døgn- og årsprofil, og er på kort sikt lite prisfølsomt Lite nytt sentralnett de siste tiårene, men flere nye utenlandsforbindelser er idriftsatt Økt markedsintegrasjon og økt handel gir større og hyppige flytendringer

15 19 20 22 22 22

Dagens systemdrift opplever svekket frekvenskvalitet og økt risiko for avbrudd, men bedret spenningskvalitet

3.1. 3.2. 3.3. 3.4.

Frekvenskvaliteten er svekket de senere årene Leveringskvalitet viser fallende antall avbrudd, men økt risiko for utfall Spenningskvalitet bedret grunnet store investeringer i reaktiv kompensering Systemdriften over året

25 26 27 27

Velfungerende energimarkeder fundamentalt for balanseringen av kraftsystemet

4.1. Budområdeinndeling og kapasitetsfastsettelse 4.2. Handelsplassene før driftstimen balanserer aktørenes posisjoner 4.3. Utveksling over likestrømsforbindelser er en integrert del av markedsklareringen av energimarkedene 4.4. Systemansvarlig sikrer reserver før driftstimen

31 32 33 33

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Innhold

Dagens ordninger for systemdriften

5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 5.6. 5.7.

Automatiske og manuelle reserver Andre systemtjenester Andre ordninger for systemdriften Krav til tilknytning og deltakelse i kraftsystemet Anskaffelse av systemdriftstjenester Samspill mellom de ulike tjenestene Kostnadsutvikling og finansiering av systemog balansetjenester

30 39 40 41 42 42 44

Fremtidens kraftsystem vil kreve mer av systemdriften – og systemdriften vil kreve mer av aktørene

6.1. 6.2. 6.3. 6.4. 6.5.

Europeisk regelverk får betydning for både energimarkedene og systemdriften Økt fornybar kraftproduksjon og økt utenlandskapasitet fra Norge/ Norden gir systemdriftsutfordringer i kvadrat Innenlandsk nettutvikling bedrer situasjonen for systemdriften – men driftssikkerheten i ombyggingsfasen vil bli svekket Forbruksutvikling – Smart grid, AMS og økt fleksibilitet Økte krav til etterlevelse, økt formalisering og økt automatisering

45 47 50 51 52

Del B Prioriteringer og posisjoner 7

Prioriteringer og posisjoner for videreutvikling av systemdriften

7.1. 7.2. 7.3. 7.4. 7.5. 7.6. 7.7.

Prioriterte områder for systemdriften Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere fremtidens driftsutfordringer Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen Effektiv håndtering av ubalanser i driftsfasen Økte krav til etterlevelse og økt sanntidskontroll/automatisering Effektivisering og verdiskapning ved handel Implementeringen av de fleste tiltakene krever internasjonale forhandlinger og beslutninger

55 57 57 58 60 62 63

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

Statnett som systemansvarlig – oppdrag og rolle

1.1. Kraftsystemet trenger en koordinerende enhet – en systemansvarlig Kraftsystemet er en av de viktigste infrastrukturene i samfunnet. Uten elektrisitet vil ikke de dagligdagse gjøremålene som å trakte kaffe, dusje i varmt vann, skru på lyset, betale med bankkort eller lage varme måltider kunne utføres. Den elektrisitet som benyttes i hus og bygninger har ofte blitt produsert langt unna der den forbrukes, og er transportert over lange strekninger. Kraftmarkedet består av mange aktører, fra store vannkraftanlegg på produksjonssiden til enkelthusstander på forbrukssiden. Elektrisitet er en ekstrem ferskvare, som må produseres i samme øyeblikk som den forbrukes – dette omtales som momentan balanse. Som en følge av denne fysiske egenskapen, i kombinasjon med at forbrukerne skrur av og på elektriske apparater uten koordinering med produsentene, er det behov for en sentral koordinerende enhet i kraftsystemet som sørger for at kraftproduksjon og -forbruk til enhver tid er i balanse. I Norge er oppgaven som systemansvarlig tildelt Statnett. Den kontinuerlige balanseringen er avgjørende for driftssikkerheten i systemet. I den kontinuerlige driften sørger Statnett for at det til enhver tid – gjennom hele døgnet og året – er balanse mellom produksjon og forbruk av elektrisitet, og at dette vil opprettholdes selv om en feil inntreffer. Ved en ubalanse er det systemansvarligs oppgave å sørge for at balansen gjenopprettes, enten ved å justere produksjonen, forbruket eller utvekslingen mot utlandet.

1.2. Systemansvarligs hovedoppgave er balansering og driftssikkerhet Statnett SF eies av den norske stat ved Olje- og energidepartementet (OED). OED legger til rette for en samordnet og helhetlig energipolitikk. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) er fagdirektoratet for energiog vassdragsforvaltningen i Norge, og konsesjons- og kontrollmyndighet for Statnett. Statnetts systemansvar er regulert av forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (FoS), som er en av forskriftene under Energiloven. Formålet med FoS

er å «legge til rette for et effektivt kraftmarked og en tilfredsstillende leveringskvalitet i kraftsystemet. Forskriften skal sikre at systemansvaret utøves på en samfunnsmessig rasjonell måte, herunder skal det tas hensyn til allmenne og private interesser som blir berørt». Oppdraget for Statnett som systemansvarlig er tydeliggjort i Forskrift om systemansvar, hvor ansvaret blant annet er formulert som: ■■ Sørge for frekvensreguleringen og sikre momentan balanse i kraftsystemet til enhver tid. ■■ Utvikle markedsløsninger som bidrar til å sikre en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet. ■■ Samordne og følge opp konsesjonærer og sluttbrukeres disposisjoner med sikte på å oppnå tilfredsstillende leveringskvalitet og en effektiv utnyttelse av kraftsystemet.

1.3. Forsyningssikkerhet, driftssikkerhet og leveringskvalitet Det fysiske kraftsystemet strekker seg over store geografiske områder og med mange aktører. Samfunnet er avhengig av en sikker kraftforsyning, og det stilles stadig større krav til systemet. Et robust kraftsystem betinger tilstrekkelig produksjonskapasitet (energi og effekt) slik at det er en balanse mellom produksjon og forbruk, tilstrekkelig fleksibilitet til å håndtere situasjoner med ressursknapphet samt tilstrekkelig driftssikkerhet og leveringskvalitet. For å kunne sette fornuftige krav og kommunisere om kvaliteten på kraftforsyningen, er det nødvendig med begrepsavklaringer. Forsyningssikkerhet, driftssikkerhet og leveringskvalitet er sentrale begreper, og nært knyttet til systemansvarligs oppgave: ■■ Forsyningssikkerhet: Et kraftsystems evne til å levere kraft til sluttbruker med gitt kvalitet (på en bærekraftig måte) til enhver tid. ■■ Driftssikkerhet: Et kraftsystems evne til å motstå enhver hendelse i form av utfall av komponenter i systemet ■■ Leveringskvalitet: Leveringskvalitet er definert i NVEs forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet. I forskriften er leveringskvalitet beskrevet som et sam-

lebegrep som omfatter pålitelig levering, spenningskvalitet og ikke tekniske elementer som kundeservice og informasjon. Begrepet forsyningssikkerhet er et begrep som beskriver kraftsystemets/-markedets evne til å sørge for pålitelig leveranse av elektrisitet til enhver tid til alle forbrukere. Forsyningssikkerhet er nært knyttet til evnen til å håndtere knapphet i produksjonsapparatet sett i sammenheng med forbruk og utvekslings-/importmuligheter. Forsyningssikkerhet inkluderer både energiog effektbalanse. Tidshorisonten kan være langsiktig. Driftssikkerhet har fokus på å takle forutsette og uforutsette hendelser og opprettholde en sikker kraftforsyning. Tidshorisonten er driftsøyeblikket. For vurdering av driftssikkerhet benyttes N-1-kriteriet. Dette innebærer at man planlegger driften av kraftsystemet slik at det skal kunne tåle utfall av en hvilken som helst komponent uten at det fører til tap av kraftforsyningen eller overskridelse av kvalitetsgrenser. Statnett har som mål å drifte ledninger og anlegg slik at forbrukerne ikke skal merke det dersom det oppstår en feil i ett anlegg. Leveringskvalitet er et samlebegrep for leveringspålitelighet og spenningskvalitet. Leveringspålitelighet beskriver kraftsystemets evne til å levere elektrisk energi til sluttbruker, og er knyttet til hyppighet og varighet av avbrudd i forsyningen. Spenningskvalitet beskriver kvaliteten på spenningen i henhold til gitte kriterier, og beskriver dermed anvendeligheten av elektrisiteten når det ikke er avbrudd. Det er sammenheng mellom de nevnte begrepene,

Knapphet

Feilhendelse

Evne til å håndtere energiknapphet

Evne til å håndtere langvarige avbrudd på komponenter

Eks. tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner

Eks. anleggsforvaltning, reservekomponenter og beredskap

Evne til å håndtere topplast (både i produksjonsapparatet og i nett)

Evne til å håndtere feil/utfall (små/korte/ store) og strukturelle ubalanser/avvik

Eks. regulerkraft, drift med redusert driftssikkerhet

Eks. reserver, systemog balansetjenester

Energi

Effekt

figur 1.1: dimensjoner i forsynings- og driftssikkerhet

for eksempel vil en dårlig driftssikkerhet gå ut over muligheten til å oppnå en god forsyningssikkerhet. Kraftsystemenes oppbygning har betydning for kravene som stilles og den driftssikkerhet som oppnås. Norge har for eksempel et relativt svakt utbygd nett sammenlignet med andre systemer, men på den andre side er produksjonen mer distribuert. Distribuert produksjon reduserer faren for mørklegging av store områder og vil bidra til at gjenoppbygging etter en feil kan skje raskere. Andre systemer kan ha en stor del av kraftproduksjonen konsentrert på ett sted og større grad av parallellføring av sentrale overføringslinjer. Dette øker sårbarheten for store mørklegginger. I systemdriften, og i denne rapporten, vil frekvenskvalitet, brudd på N-1-kriteriet og spenningskvalitet bli anvendt som indikatorer på tilstanden for systemdriften.

1.4. Statnetts driftspolicy er en konkretisering av driftssikkerhetskravene Statnett har gjennom lengre tid hatt en etablert driftspolicy som definerer de krav som stilles til driftssikkerheten. Våren 2010 ble Statnetts driftspolicy endret, og denne ligger nå til grunn for systemdriftens løpende vurderinger. Hovedprinsippet i Statnetts driftspolicy er at nettet driftes etter N-1-kriteriet. Med intakt nett praktiseres det driftsituasjoner som kan gi utfall på maksimalt 200 MW forbruk med varighet på maksimalt 1 time. En slik effektmengde tilsvarer vinterforbruk i byer som Kristiansand, Fredrikstad, Tromsø eller Drammen. I perioder med planlagt vedlikehold tillates høyere risikoeksponering, maksimalt 500 MW med varighet opptil 2 timer. Det må til enhver tid overvåkes at ingen enkelthendelser av feil vil kunne føre til manglende elektrisitetsforsyning utover dette. Innstrammingen i driftspolicyen fra 2010 har konsekvenser for driften, blant annet økt bruk av spesialregulering for å sikre at revidert driftspolicy overholdes. Statnett beskriver i faste rapporter driften av områder med redusert forsyningssikkerhet. I flere områder vil det ikke være mulig å overholde driftspolicy i alle timer med dagens nett, for eksempel Stavanger, Bergen og Nord-Norge nord for Ofoten. Nødvendige linjer for å opprettholde driftspolicy er konsesjonssøkt/meldt. Dette vil bli nærmere beskrevet i kapittel 6.

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

Markedsorientering ogintegrasjon har endret kraftsystemene de siste tiårene

Utnyttelsen av kraftsystemet har økt betydelig de siste tiårene som et resultat av markedsorienteringen og integrasjon av det nordiske kraftsystemet/-markedet, samtidig som det har vært små investeringer i ny nettkapasitet. Flere forbindelser ut av Norden har ført til en tettere sammenkobling med Europa. Dette har bidratt til bedre ressursutnyttelse, men har samtidig gjort systemdriften mer krevende. Dette kapittelet vil kort ta for seg viktige utviklingstrekk i kraftsystemet, med fokus på endringer med betydning for systemdriften.

2.1. Liberalisering og utviklingen mot et nordisk kraftmarked For omkring 40 år siden startet arbeidet med et nasjonalt samarbeid om produksjon, utveksling og samkjøring i det norske kraftsystemet. Fra å bestå av selvforsynte delområder med sentralt fastsatt elektrisitetspris (før dereguleringen), er Norge nå integrert i et kraftmarked hvor prissignaler fra kontinentet spiller inn på disponeringen av norske ressurser.

Grunnlaget for et nasjonalt samarbeid om produksjon, utveksling og samkjøring i kraftsystemet ble lagt ved at regionale kraftsystemer ble knyttet sammen. I tørre sesonger kunne regioner sikre seg ressurser fra andre områder. Tilsvarende kunne regioner med fare for overløp utveksle kraft med andre regioner med plass i magasinene. Etableringen av Samkjøringen Norge i 1971 organiserte denne utvekslingen og innebar at ressursene ble utnyttet mer optimalt over større områder og etter hvert også over landegrensene. Samkjøringen systematiserte denne utvekslingen ved å etablere en kraftbørs for ”tilfeldig kraft”. I Energiloven fra 1990 var målet effektivisering av kraftsystemet: « .. mer rasjonell drift og fleksibel kraftsystemutnyttelse». Produksjon og nett ble splittet, og Samkjøringen Norge ble en del av Statnett (1993), som var nettdelen av tidligere Statskraftsverkene. Markedet ble videreutviklet, og ble sett på som det viktigste middelet for bedre utnyttelse av kraftsystemet. I kjølvannet av denne utviklingen ble Statnett Marked i 1996 skilt ut og kraftbørsen Nord Pool ble etablert.

det nordiske synkronsystemet Et synkronsystem er et geografisk område som er elektrisk sammenkoplet (har samme frekvens), hvor kraften følger minste motstands vei, uavhengig av landegrenser. Det nordiske kraftmarkedet består av Norge, Sverige, Finland og Danmark. Det nordiske synkronsystemet består av Norge, Sverige, Finland og Øst-Danmark (Sjælland), da Vest-Danmark (Jylland og Fyn) henger elektrisk (frekvens) sammen med kontinentet.

figur 2.1: det nordiske synkronsystemet

Sentrale milepæler for utviklingen av kraftmarkedet og for systemdriften 1970

1976/1977

1988

1989

1990

Samkjøringen av kraftverkene i Norge opprettet

Skagerrak 1 og 2 mellom Norge og Vest-Danmark idriftsettes (500 MW)

132 kV forbindelse fra Norge (Varangerbotn) til Finland

Norge får ett sammenhengende nett – kobles sammen i Salten

Energiloven vedtatt – skille mellom marked og nett. Punkttariffen utarbeidet

1992

1993

1994

1995

1996

Statkraftverkene deles Statnett og Statkraft opprettes

Samkjøringen blir del av Statnett. Statnett Marked AS opprettes som datterselskap av Statnett og får ansvaret for den norske kraftbørsen. Skillet mellom kraftpris og nettleie innføres. Skagerrak 3 – samlet kapasiteten 940 MW

Baltic Cable mellom Sverige og Tyskland (600 MW)

Etablering av Statnett Markeds finansielle marked Kontek Øst-Danmark og Tyskland (600MW)

Norge og Sverige etablerer felles marked for kraft, Statnett Marked AS blir Nord Pool Spot ASA. Statnett og Svenska Kraftnät eier 50 prosent hver av elbørsen.

1999

2000

2001

2002

2003

Vest-Danmark blir en del av det nordiske kraftmarkedet. European Transmission System Operators (ETSO) etablert. Elbas lanseres for Sverige og Finland. SwePol mellom Sverige og Polen (600 MW)

Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) etablert. Øst-Danmark blir en del av det nordiske kraftmarkedet. Nordel blir et organ eksklusivt for de nordiske TSOene. Første Nordiske systemdriftsavtale trer i kraft. Åpen tilgang til Skagerak-kablene for aktørene i kraftmarkedet

KILE-ordningen innføres.

Stortingert vedtar Statnetts oppgaver som systemansvarlig nettselskap. Felles nordisk regulerkraftliste. Statnett og Svenska Kraftnät har ansvaret for balansereguleringen i Norden. Europeisk ordning for kompensasjon for transitt etablert (men fortsatt grensetariffer). Alle nordiske TSOer deleier i Nord Pool.

EUs andre energimarkedspakke vedtas.

2004

2005

2006

2007

Elbas innført i Øst-Danmark. Grensetariffene fjernes i Europa. Norge med i europeisk ordning for kompensasjon av transitt.

Alle forbrukere over 100 000 kWh skal ha timesmålere

Energiopsjoner i forbruk innføres, samt to reservekraftverk i Midt-Norge besluttes (kapasitet på 150 MW hver) Estlink 1 mellom Finland og Estland (350 MW). EU med bindende retningslinjer for flaskehalshåndtering.

Elbas innføres i Vest-Danmark

2009

2010

2011

2012

Elbas innføres i Norge. Reservekraftverkene i Midt-Norge idriftsatt. EUs 3. energimarkedspakke vedtas, ENTSO-E etableres og Nordel legges ned.

Endringen i energiloven med tilknytningsplikt (plikt til å tilknytte nye anlegg for produksjon og forbruk) Storebæltforbindelsen mellom Vest-Danmark og Øst-Danmark (600 MW). EU vedtar bindende retningslinjer for transittkompensasjon. Europeisk regulatorbyrå ACER etableres

Beslutter innføring av avanserte målere (AMS) – før 2016 skal 80 % ha avanserte målere. Endelig konsesjon for 420 kV forbindelsene Sima-Samnanger og Ørskog-Fardal Innføring av prisområder i Sverige

Etablering av felles norsk-svensk elsertifikatmarked De nordiske TSOene beslutter innføring av automatisk sekundærregulering (LFC) fra 2013

2008 Innføring av marked for frekvensstyrte reserver NorNed (700 MW) settes i drift

Fargeforklaring: Norge Internasjonalt/ Norden/Europa

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

Nordisk kraftsamarbeid

Nordisk ministerråd – Elmarkedsgruppen

Kraftbørs

TSO

Regulator/ Konsesjonsgiver

Eier

53% finske stat 47% andre eiere

figur 2.2: nordisk kraftsamarbeid

Samtidig som det regionale og nasjonale elektrisitetsnettet ble utviklet, ble også de første utenlandsforbindelsene bygget. Den aller første ble bygget i 1960, og gikk fra Sør-Trøndelag til Sverige.

figur 2.3: entso-e

Senere ble det bygget overføringslinjer til Finland og sjøkabler til Danmark (1976). De øvrige nordiske landene bygget tilsvarende forbindelser seg imellom, og det nordiske kraftsystemet ble stadig mer sammenkoblet. Den elektriske sammenkoblingen mellom Norge, Sverige, Finland og Øst-Danmark (Sjælland) danner basis for det nordiske synkronsystemet, illustrert i figur 2.1. Dette innebærer at hele området har samme frekvens. Det nordiske synkronsystemet sammen med Vest-Danmark (Jylland og Fyn, som er koplet til det kontinentale frekvensområdet) utgjør det nordiske kraftsystemet. Vest-Danmark er elektrisk koblet til det nordiske synkronsystemet via likestrømforbindelser til Norge, Sverige og Øst-Danmark. Ansvaret for balanseringen og driftssikkerheten i det nordiske kraftsystemet er gitt de nasjonale systemansvarlige nettselskapene; transmisjonssystemoperatørene (Transmission System Operator – TSO). Statnett er Norges TSO, og samarbeider tett med de øvrige nordiske og europeiske TSOene. I det nordiske synkronsystemet er det Statnett og Svenska Kraftnät, som sammen representerer 75 prosent av forbruket i Norden, som har oppdraget med å holde frekvensen innenfor fastlagte grenser.

Handelen i det nordiske kraftsystemet foregår i all hovedsak på den nordiske kraftbørsen Nord Pool Spot. Nord Pool Spot har konsesjon, i Norge gitt av Olje og Energidepartementet, til å forestå krafthandel med andre land. Ansvaret for de nasjonale delsystemene, og den fysiske utvekslingen mellom landene, ligger hos respektive lands systemansvarlig. For å ivareta og styrke samarbeidet i det nordiske kraftmarkedet og -systemet er det i Nordisk ministerråd etablert en egen Elmarkedsgruppe. De nordiske regulatorer har samarbeidsorganisasjonen Nordic Energy Regulators (NordReg). De nordiske TSOer samarbeider på flere områder i egne regional grupper i den europeiske TSO-organisasjonen ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators). På driftssiden foregår arbeidet innenfor ENTSO-E Regional Group Nordic (RGN), mens det innenfor markedsområdet foregår i markedsgruppen ENTSO-E MSG (Market Steering Group). Arbeidet i ENTSO-E har erstattet det som tidligere het Nordel.

De nordiske TSOene er statlig eid, med unntak av den finske TSOen Fingrid, som er deleid av finske selskaper. Driftstekniske forhold i samarbeidet mellom de nordiske TSOene er regulert av Nordisk systemdriftsavtale fra 2000. I forlengelsen av markedsintegrering av energihandel mellom land i Norden har det også blitt utviklet handel med systemog balansetjenester. For eksempel har etableringen av et felles regulerkraftmarked, fra 2002, bidratt til økt nordisk handel. Siden etablering av den nordiske systemdriftsavtalen i 2000 har det skjedd mange markedsmessige og strukturelle endringer som har fått stor innflytelse på systemdriften. Det er derfor i Norden i dag et stort behov for videreutvikling av eksisterende krav og etterlevelse av krav samt etablering av nye tjenester, som nærmere omtalt i kapittel 6 og 7.

kraftproduksjon 2011 Vannkraft Kjernekraft Annen termisk kraftproduksjon Vindkraft

Danmark

Finland

Norge

Sverige

Vindkraft Øvrig varmekraft Kjernekraft Vannkraft Samlet

kraftproduksjon 2011 [twh] foreløpige tall 2011

Danmark

Finland

Vannkraft

12,3

Kjernekraft

22,3

Øvrig varmekraft

Norge Sverige

122,1

Samlet

65,8

200,2

80,3

35,5

3,4

16,6

84,3

7,8

0,5

1,3

6,1

15,7

Produksjon

36,6

70,6

126,8

146,5

380,5

Forbruk

35,5

81,9

123,1

139,2

379,7

Vindkraft

ve d

fla s

28,8

figur 2.4: produksjonslokalisering av ulike energikilder i norden

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

2.2. Europeisk samarbeid – klimapolitikk, markedsintegrasjon og regelutvikling Det har det siste tiåret blitt et stadig sterkere europeisk energisamarbeid, hvor EU spiller den sentrale rollen. Spesielt viktig er EUs klimapolitikk og EUs ambisjon om å skape et felles indre marked. EUs klimapolitikk, ofte omtalt som fornybardirektivet, bygger på en ambisjon om 20 prosent reduksjon i klimagasser, 20 prosent kraftproduksjon fra fornybar kraft samt 20 prosent økt energieffektivisering realisert i 2020. Dette har innen EU gitt, og vil fremover gi, store investeringer i ny fornybar kraftproduksjon, spesielt vindkraft, solkraft etc. Dette er til stor del uregulerbar og uforutsigbar kraftproduksjon, noe som gir økt etterspørsel etter fleksibilitet i det europeiske kraftsystemet. Alle landene i EU skal utarbeide nasjonale allokeringsplaner som beskriver hvordan de tar sikte på å oppfylle de nasjonale kravene som følger av fornybardirektivet. EUs viktigste mål for energisektoren er å skape et felles, indre marked for energi. Formålet er å oppnå konkurranseevne og effektivitet. For å nå dette, er det i EU vedtatt den tredje energimarkedspakken for elektrisitet og gass. Regelverket trådte i kraft 3. mars 2011 i EU. De foregående energimarkedspakkene (1 og 2) ble begge tatt inn i EØS-avtalen uten større EØS-tilpasninger. For elektrisitet vil den tredje energimarkedspakken ved innføring i norsk lovgivning innebære endringer i energiloven, energilovforskriften og i enkelte av NVEs forskrifter. Den tredje energimarkedspakken innebar også opprettelse av nye organer (ENTSO-E 1 og ACER), samt innføring av nye virkemidler for europeisk regelverksutforming, såkalte Network Codes. Den tredje energimarkedspakken etablerer gjennom

regulerbar kraftproduksjon Regulerbar kraftproduksjon er produksjon som aktivt og forutsigbart kan reguleres opp eller ned. Ved å ta utgangspunkt i vannkraft vil magasinkraftverk være et eksempel på regulerbar kraftproduksjon, mens en turbin installert i en elv uten inntaksmagasin vil være prisgitt vannføringen i elven. Et annet eksempel er kraftproduksjon fra vindkraft. Det er ikke mulig å styre når og hvor det blåser, og det vanskelig å forutsi om det kommer til å blåse, og med hvilken hastighet vinden vil blåse. Elvekraft og vindkraft kan imidlertid reguleres ned ved å la vann renne forbi eller stoppe vindmøllene, men produksjonen kan ikke lagres til senere slik som for magasinkraftverkene.

forordningen for grensehandel et samarbeid mellom TSOer. ENTSO-E består i dag av 42 TSOer fra 34 land, og har vært operativ siden 2009 (interimsfase frem til mars 2011). ENTSO-E har en viktig rolle i utforming av Network Codes, i utarbeidelsen av en europeisk nettutviklingsplan (Ten Year Network Development Plan, TYNDP) og er sentral aktør i utarbeidelsen av europeiske posisjoner. Statnett har vært medlem fra starten av, som såkalt ”Founding Member”. Dette er et fullverdig medlemskap helt på linje med TSOer fra EU land med full stemmerett og deltakelse i alle fora. Det overnasjonale organet Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) er et nytt EU-byrå. Dette er et samarbeidsorgan for energiregulatorene på EUnivå. ACER erstatter det tidligere rådgivende organet European Regulators’ Group for Electricity and Gas (ERGEG). Bakgrunnen for ACER er at de enkelte regulatorer hver for seg ikke har tilstrekkelig myndighet i enkelte spørsmål. Etter Kommisjonens syn forelå det et regulatorisk hull (”gap”) i spørsmål om bl.a.

4000

60 50

Euro/MWh

3000 2000

40 30 20

1000

10 0

0 1

9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49

Høylast

Uke

Natt

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 Høylast

Uke

Natt

Gjennomsnitt-uke

figur 2.5: typisk produksjonsmønster (vannkraftproduksjon) og tilhørende gjennomsnittlig prisvariasjon over året i norge. simulerte verdier for 2011.

| 1 Samt korresponderende ENTSO-G for gass.

2.3. Produksjonstypene i Norden utfyller hverandre, og er en driver for handel

70 60 50 40 30 20 10 0 1

Gjennomsnitt av PRIS EEX(EUR)

Gjennomsnitt av PRIS NO1(EUR)

figur 2.6: gjennomsnittlig døgnvariasjon i prisen (€/mwh) for norge sammenlignet med tyske kraftpriser 2011

grensekryssende handel. Sentralt er det også at ACER skal bidra til at de nasjonale regulatorene utøver sine funksjoner i tråd med energimarkedspakkens regler. Uavhengigheten til ACER understrekes. ACERs oppgaver er blant annet å føre tilsyn med hvordan regionalt samarbeid mellom TSOer fungerer, samt med ENTSO-Es utførelse av sine oppgaver. Videre skal de utarbeide Framework Guidelines og godkjenne Network Codes. I grenseoverskridende spørsmål kan ACER ha beslutningsmyndighet bl.a. i spørsmål som knytter seg til infrastruktur og unntak knyttet til slike forbindelser. ACERs oppgaver er vidtfavnende. Blant annet ligger det i den rådgivende rolle at ACER skal uttale seg om TYNDP samt nasjonale nettutviklingsplaner slik som Statnetts Nettutviklingsplan. Direkte er det NVE som påvirkes av opprettelsen av ACER. NVE har i dag observatørstatus i ACER. ACERs myndighet vil dels supplere og dels overlappe den myndighet som i dag ligger hos NVE.

Den nordiske kraftproduksjonen består av en blanding av varme- og vannkraft, med et økende innslag av vindkraft. Den store gevinsten i sammenkoblingen og etableringen av et felles nordisk kraftmarked er knyttet til samspillet mellom de dominerende produksjonsteknologiene i hvert av landene, illustrert i figur 2.4. I Norden som helhet utgjør vannkraften omtrent 50 prosent av totalproduksjonen i et normalår. Øvrig produksjon i Norden består i hovedsak av kjernekraft, kullkondens og CHP (combined heat and power; kraftvarmeverk) samt en del vindkraft. I Norge består produksjonen nesten utelukkende av vannkraft (ca. 97 prosent). I tillegg er det noe vindkraft, samt gasskraftverket på Kårstø, som ved full produksjon står for om lag 3 prosent av samlet norsk kraftproduksjon. I Sverige er vannkraftandelen rundt 45 prosent, og kjernekraftens andel er nærmere 40 prosent. Det pågår et omfattende rehabiliteringsprogram av kjernekraften, som gjør det sannsynlig at kjernekraften vil bli videreført i mange år. Det er ennå et åpent spørsmål om Sverige faser ut kjernekraft på lang sikt. Finland har nærmere 20 prosent vannkraft og ca. 25 prosent kjernekraft. Finland vil idriftsette et femte kjernekraftverk i 2013 samtidig som nye kjernekraftverk diskuteres. Danmark har betydelig andel vindkraft, men kullkraft utgjør fremdeles hovedtyngden energimessig. Det er ambisiøse planer om mer fornybar energi, særlig vindkraft onshore og offshore. Norge og Sverige har lite (termisk) kraftproduksjon som fases ut hvis det kommer vesentlig mer fornybar kraft i Norden. Økning i fornybar kraft i Norge og Sverige må derfor i all hovedsak gå til å dekke forbruksvekst og til økt netto eksport. 3500

24000 22000

3000

Vinter

20000

Gjennomsnitt

16000 14000 12000

GWh/uke

18000

Alminnelig forbruk

Maks

2500 2000

1000

10000

Sommer

Min

1500

Maks

Kraftintensiv industri

500

Min

8000 0

mandag

tirsdag

onsdag

torsdag

fredag

lørdag

søndag

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 2.7: forbruksprofil over uken i 2010 i norge

figur 2.8: årsprofil for forbruk 2000–2011 i norge

Kap

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

VA R A N G E R HAMMERFEST

K IR K E N E S

UTSJOKI

A LTA

MURMANSK

TROMSØ

K A I TA K O S K I

K OL S K AYA

BALSFJORD

N A RV I K VA J U K O S K I

OFOTEN

RITSEM

S A LT E N

H A R S P R Å N GE T

P IR T T I K O S K I PETÄJÄSKOSKI

S VA R T I S E N

TUOMELA

LETSI RANA RØSSÄGA

AJAURE

PYHÄNSELKÄ

TUNNSJØDAL

H A A PAV E S I

JÄRPSTRÖMMEN

TRONDHEIM

VA S K I L U O TO

NEA KRISTIINA ÅLESUND

SUNNDALSØRA TA H K O L U O TO

O L K IL U OTO

L OV II S A

HELSINKI

AURLAND

FORSMARK

ÅLAND BERGEN

I N K OO

EIDFJORD

RJUKAN

SYLLING

OSLO

S TO C K H OL M HASLE S TAVA N G E R

SKIEN

FEDA

HALDEN

KRISTIANSAND

GÖTEBORG OSKARSHAMN

G OT L A N D

RINGHALS ÖLAND

STÄRNÖ BARSEBÄCK

figur 2.8: det nordiske sentralnettet 2011

Fleksibel vannkraft gir stabile priser og relativt små prisforskjeller Den store andelen regulerbar vannkraft gir det nordiske kraftsystemet god tilgang til fleksibilitet. Vannkraftprodusentene kan tilnærmet kostnadsfritt regulere produksjonen opp og ned i takt med forbruket, og lagre store mengder vann over lengre tid. Under normale forhold er den samlede fleksibiliteten i vannkraften stor nok til å dekke hele reguleringsbehovet i spotmarkedet for Nor-

ge, Sverige og Finland. Vannkraftverkene har også fleksibilitet til å yte reserver til balansering av kraftsystemet. Produksjonen følger etterspørselen og er høyere om dagen enn om natten, og høyere om vinteren enn om sommeren. Fordi kostnadene ved opp- og nedregulering av vannkraftproduksjonen er lave blir prisforskjellene relativt små både mellom dag og natt og gjennom året, og gjennom året, sammenlignet med prisene på kontinentet, noe som vises i figur 2.5 og figur 2.6. Som nærmere drøftet i kapittel 6 vil de små prisforskjellene vedvare til flere utenlandsforbindelser er etablert, som vil medføre at fleksibiliteten i kraftsystemet møter begrensninger og gir kortsiktig prisvolatilitet. For å kunne ta i mot et sterkt varierende tilsig og levere nok kraft i vinterperioden, er forholdet mellom årlig tilsig og generatorkapasitet slik at brukstiden2 i de fleste verkene er relativt lav. Lav brukstid vil si at kraftverket har store frihetsgrader for hvilket tidspunkt de velger å produsere vannet. Mange magasin har mulighet til å lagre vann mellom sesonger, mens noen få kan lagre vann over flere år. Det er i tillegg en rekke mindre kraftverk som kan lagre vann over kortere perioder, for eksempel innenfor døgnet eller uken. Vann har ikke en ressurskostnad, slik som for eksempel kull og gass. For å beregne når det lønner seg å produsere vannet, gir man vannet lagret i magasinene en alternativverdi, som kalles vannverdi. Vannverdien indikerer om det lønner seg å produsere eller spare vannet. Vannverdien for et magasinverk avhenger av magasinvolum, produksjonskapasitet, forventet forbruk, forventet tilsig og forventninger til markedet. Det aller meste av ny produksjonskapasitet som har kommet de siste årene har lav regulerbarhet. Andelen av

Kapasitetsutvikling – kabelforbindelser ut fra synkronområdet 8000

2015

7000 6000

5000 4000 3000

Russland 1420 MW Estland 1000 MW

2000 1000

1700 MW Nederland 700 MW

2014

2016

2010

2008

2006

600 MW

Litauen 700 MW

NordBalt 700

EstLink2 650 Skagerak 4 700

Storebælt 600

NorNed 700

EstLink1 350

SwePol 600

Skagerak 3 500 Baltic Cable 600 Kontek 600

tL in N k1 o St rN or ed eb æ lt Sk Es ag tLi er nk N rak 2 or 4 dB al t

1999

1993 1994 1995

1988

Sk an 2 Sk ag Ba e r lti ra c k C 3 K ab on le te k Sw eP ol

tiK

Konti-Skan 2 300

Skagerak 2 250

Sk Sk age ag rra er k ra 1 1976 k 2 1977 Skagerak 1 250

Konti-Skan 1 250

tiS

ka n

1 1965

Polen 600 MW Tyskland Tyskland 600 MW 600 MW

figur 2.9: utvikling i utbygging av likestrøms utenlandsforbindelser fra det synkrone kraftsystemet.

| 2 Et vannkraftverks brukstid er definert som den tid det tar å produsere et års midlere tilsig under full maskinytelse. Et vannkraftverk som har et midlere

tilsig på 200 GWh og en installert effekt på 50 MW, har således en brukstid på 4 000 timer. De fleste vannkraftverk i Norge har en brukstid på mellom 3 500 og 5 000 timer. Gjennomsnittet er på 4 200 timer (NVE).

regulerbar vannkraft i den nordiske produksjonsmiksen har dermed gått ned, relativt sett. Med unntak av effektoppgraderinger og noen utvidelser av eksisterende magasinkraftkraftverk har det blitt bygget lite ny kraftproduksjon med høy regulerbarhet. Denne trenden fortsetter med bygging av mer ny fornybar kraft, hovedsakelig i form av vindkraft og småskala vannkraft.

2.4. Forbruket har tydelig døgn- og årsprofil, og er på kort sikt lite prisfølsomt Forbruksprofilen for det samlede kraftsystemet er summen av alle små og store forbruksendringer. Forbruksprofilen endres gradvis, ikke i trinn som produksjon ofte endres. Det finnes to tydelige forbruksprofiler; døgn- og årsprofil. Typiske forbruksprofiler for et døgn har en topp om morgenen, når folk står opp og virksomheter starter dagen, og en ny topp om ettermiddagen. I Norge benyttes elektrisitet i utstrakt grad både til belysning og oppvarming. Temperatur og lysforhold har dermed stor betydning for variasjonen i det alminnelige forbruket over året. Store deler av samfunnets infrastruktur er avhengig av en sikker elektrisitetsforsyning, samtidig er store deler av forbruket lite prisfølsomt på kort sikt. Dette innebærer at man ikke ser store variasjoner i forbruket, selv når prisene blir svært lave eller høye. Det er med andre ord produksjon og utveksling som på kort sikt responderer på priser. Figur 2.8 viser typisk årsprofil for forbruket i alminnelig forsyning og i kraftintensiv industri i Norge. Kraftintensiv industri har en langt jevnere døgnprofil, og har også en viss fleksibilitet som kan benyttes på de kaldeste vinterdagene. Kraftintensiv industri utgjør rundt en tredjedel av kraftforbruket i Norge. Nivået på forbruket til kraftintensiv industri er i hovedsak drevet av konjunkturer, se figur 2.8.

2.5. Lite nytt sentralnett de siste tiårene, men flere nye utenlandsforbindelser er idriftsatt (og besluttet bygd) Nyinvesteringene i det norske sentralnettet var gjennom 70- og 80-årene relativt store. Med dereguleringen tidlig på 90-tallet ble investeringstakten kraftig redusert, og kraftnettet ble stadig bedre utnyttet. Det norske innenlandske nettet har ikke endret seg vesentlig selv om forbruket har økt fra 70-80 TWh til nå ca. 120 TWh. Sentralnettet står fremover overfor store investeringer. Statnett skal i løpet av det neste tiåret bygge og oppgradere store deler av sentralnettet. Dette

er beskrevet nærmere i Statnetts Nettutviklingsplan for 2011. En sentral del av den økte kapasiteten skjer ved spenningsoppgradering fra 300 kV til 420 kV som standard. Figur 2.9 viser utviklingen i kapasitet til og fra det nordiske synkronsystemet. I 1990 var den samlede overføringskapasiteten på 2470 MW3, mens den i 2011 er på 4740 MW. Utviklingen av kapasiteten i utenlandsforbindelsene har hovedsakelig skjedd de seneste ti årene. De tidlige sjøkabelforbindelsene mellom det vannkraftbaserte Norge og det termisk dominerte Danmark var hovedsakelig motivert ut fra behov for forsyningssikkerhet (tørrårssikring) gjennom samspill mellom vannkraftproduksjon og termisk kraftproduksjon. Den senere tids sjøkabelprosjekter er til dels motivert ut fra at det forventes betydelig kraftoverskudd i Norden fremover som følge av mye ny uregulerbar kraftproduksjon samt motivert av kortsiktig utveksling av fleksibilitet fra den nordiske vannkraften. Endringer i kraftsystemet på kontinentet har bidratt til økt etterspørsel etter fleksibilitet, og er en sentral drivkraft for samspillet mellom Europa og Norden. Det er besluttet nye forbindelser som vil gi ytterligere kapasitetsøkning på forbindelser ut av synkronsystemet de neste årene. Statnett vil over neste tiårsperiode utvikle to nye forbindelser til Tyskland og Storbritannia, med en kapasitet på 1000-1400 MW per forbindelse. Økt antall utenlandskabler påvirker systemdriften på flere måter. For det første vil de systemmessige virkningene av likestrømskablene ikke bare skje i nettet rundt den enkelte kabel, men påvirke flytmønsteret i større områder. Det innebærer at økende antall utlandsforbindelser øker behovet for et sterkere nett innenlands. Videre spiller økt kapasitet en vesentlig rolle for balanseringen av det nordiske kraftnettet. Det er summen av endringer som skjer på samtlige forbindelser som er av betydning (sammen med endringer i forbruk).

2.6. Økt markedsintegrasjon og økt handel gir større og hyppige flytendringer Markedsorienteringen av kraftmarkedet de siste 10-15 årene har gått i retning av økt prisrespons og utnyttelse av prisforskjeller. En stor del av produksjonen og forbruket4 deltar i døgnmarkedet på Nord Pool Spot (Elspotmarkedet). I tillegg har den økte utvekslingskapasiteten og markedsintegrasjonen mot kontinentet gjort at markedet reagerer på prissignalene fra Europa. I takt med en økende andel av uregulerbar kraftproduksjon, både i Norden og på kontinentet, har flytmønstret på utenlandsforbindelsene gått i retning av hyppige flytskift. Man utnytter da fleksibiliteten i

| 3 Overføringsforbindelsen mellom Finland og Russland er en enveisforbindelse, og ble bygget for å eksportere kjernekraft fra Russland til Sverige og Finland. 4 Store deler av forbruket er ikke anmeldt som prisfølsomt.

Kap

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

norsk og svensk regulerbar vannkraft for å håndtere variasjoner i forbruk og produksjon på kontinentet. Det gjøres ved at magasinkraftverkene produserer mer når kraftprisen er høy og produserer mindre (sparer vann) når kraftprisen er lav (typisk om natten og når vindkraftproduksjonen er stor), som vist i figur 2.11. Slik balanserende handel øker verdien av fleksibel vannkraft, og letter integrasjonen av utslippsfri kraftproduksjon i kraftsystemer med begrenset fleksibilitet. Kraftbalansen i Norge og Norden avgjør om det er mest import eller mest eksport til kontinentet (energivolum). De siste årene har man sett betydningen av å kunne importere kraft fra kontinentet etter to påfølgende tørre år med kalde vintre (2009/2010 og 2010/2011) og problemer med svensk kjernekraft. Utenlandsforbindelsene bidrar dermed både med energiutveksling i tråd med gjennomsnittlige prisforskjeller over lengre perioder, samt til kortsiktig effektutveksling for å utjevne balansen i termisk- og vindkraftbaserte system ved hjelp av fleksibel vannkraft. I perioder uten store variasjoner i gjennomsnittlig pris over døgnet, kan likevel flytskiftene skje flere ganger per døgn for å utbalansere variasjoner på kontinentet, uten at dette gir vesentlig nettoeksport eller nettoimport over døgnet. Samlet størrelse på flytendringer på utenlandsforbindelsene fra Norge og Norden viser store forskjeller over tid, som vist i figur 2.12. I år 2000 var det ingen dager hvor summen av flytendringer (absolutt MW endring) over døgnet oversteg 10 000 MW. I 2009 hadde bortimot halvparten av døgnene samlede flytendringer på over 10 000 MW. Dette skyldtes både ny handelskapasitet mot Nederland (NorNed), og hyppigere flytendringer.

20000

5000

18000

4000

16000

3000

14000

2000

12000

1000

10000 8000

6000

-1000

4000

-2000

2000 0

-3000 18. okt

19. okt

20. okt

21. okt

22. okt

23. okt

24. okt

85 113 141 169 197 225 253 281 309 337 365 2000

figur 2.11: endring i samlet kraftutveksling per døgn for norge, eksempel fra uke 42 i år 2010 (mw)

2005

2009

figur 2.12: endring i utveksling per døgn (absolutt verdi, sorterte døgnverdier)

Kap

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Dagens systemdrift opplever svekket frekvenskvalitet og økt risiko for avbrudd, men bedret spenningskvalitet

Sentrale indikatorer for å kommunisere tilstanden i systemdriften er frekvenskvalitet, omfang av drift med redusert driftssikkerhet (det vil si brudd på N-1-kriteriet) og spenningskvalitet. Dette kapittelet gir et statusbilde på systemdriftens kjerneparametere samt hvordan utfordringene for systemdriften varierer over året.

3.1. Frekvenskvaliteten er svekket de senere årene Frekvensen er en felles størrelse for synkronsystemet. I det nordiske synkronsystemet er frekvensen 50 Hz, det vil si at elektrisiteten endrer retning 50 ganger per sekund (vekselstrøm). I kraftsystemet gir frekvensmålinger uttrykk for hvordan balansesituasjonen mellom produksjon og forbruk er til enhver tid. Frekvenskvaliteten i det nordiske synkronsystemet er viktig fordi reservene i systemet er dimensjonert ut fra at frekvensen normalt er i intervallet 49,90-50,10 Hz. Når frekvensen er under 49,90 Hz vil noe av reserven som skal hjelpe systemet til å håndtere en feil allerede være brukt. Dermed kan et produksjonsutfall i perioder med frekvens under 49,90 Hz få større konsekvenser enn det ellers ville fått. Frekvens utenfor intervallet 49,90-50,10 Hz betegnes som frekvensavvik, og måles i minutter/uke og minutter/ år. Tendensen de siste årene er at frekvenskvaliteten har blitt dårligere. En felles nordisk ambisjon har siden

Hendelser utenfor 49,90 og 50,10 Hz

500

2009 vært at antall minutter med frekvensavvik skal være mindre enn 6000 min/år I 2010 hadde man 11 170 minutter med frekvensavvik. I 2011 hadde man 12 600 minutter med frekvensavvik, over det dobbelte av målet. Etablering av faste mål for frekvenskvalitet arbeides det med, som nærmere beskrevet i kapittel 7. En felles nordisk ENTSO-E studie, ”Review of Automatic Reserves”, viser at frekvenskvaliteten i Norden er utilfredsstillende og at den har utviklet seg negativt de siste årene. Tilsvarende viser en ENTSO-E studie for det kontinentale synkronsystemet en tilsvarende negativ utvikling.5 Det er flere årsaker til at frekvenskvaliteten har blitt dårligere. Frekvensavviket oppstår i første rekke i timene med store endringer i produksjon, store endringer i forbruk og utveksling på utenlandsforbindelsene, se figur 3.2. Dette skyldes at det oppstår ubalanser innenfor timen som en følge av at dagens markedsdesign med timesoppløsning gjør at produksjonen foretar produksjonsendringen ved timeskift, endringene på utenlandsforbindelsene skjer nært timeskift, mens endringene i forbruk og eksport skjer gjennom timen. Flere likestrømsforbindelser og større endringer i flyt over døgnet på eksisterende likestrømskabler er en medvirkende årsak til at frekvenskvaliteten har blitt dårligere. En annen årsak er et hardere belastet nett med flere flaskehalser, som gjør at mye av reguleringsressursene i lengre perioder er ekskludert fra å kunne delta i den

450 400 350 300 250 200 150 100 50 2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

900 800 700 600 500 400 300 200 100 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Timer

figur 3.1: utvikling av frekvensavvik (1995 – 2011, angitt med minutter utenfor 49,90-50,10 hz per måned)

figur 3.2: frekvenskvalitet over døgnet, med tydelige døgnog timeskiftmønster

| 5 Se ENTSO-Es nettside www.entsoe.eu (”Deterministic Frequency Deviations – Root Causes and Proposals for Potential Solutions”).

fysiske frekvensreguleringen. En tredje årsak er at kraftsystemet stadig oftere driftes lett, det vil si at det er lite konvensjonell kraftproduksjon som gir roterende masse, dette gjelder spesielt om sommeren. Tilgangen på automatiske reserver i Norge er nært knyttet til hvor mye som til enhver tid produseres fra de større vannkraftverkene. I sommerhalvåret er kraftforbruket lavt og kraftprisen relativt lav, og da har vannkraftprodusentene insentiv til å spare magasinvannet til vinterhalvåret med høyere priser. Spesielt om natten og i helgene er forbruket lavt, og får man i tillegg import over utenlandsforbindelsene og stort innslag av uregulerbar produksjon vil den samlede produksjonen fra magasinkraftverk være liten. En feil i en slik situasjon, enten på en importforbindelse eller i produksjonsapparatet, vil kunne gi større frekvensavvik og svekket driftssikkerhet. En fjerde årsak er at det i det nordiske kraftsystemet er observert en langsom oscillasjon i frekvensen, ofte omtalt som 60 sekunders oscillasjoner 6. Det har vært en gradvis økning i oscillasjonene de senere årene. Det er trolig ulike innstillinger og responser i aggregatene på tvers av Norden som gir oscillasjonene.

3.2. Leveringskvalitet viser fallende antall avbrudd, men økt risiko for avbrudd Generelt er leveringskvaliteten god i det norske kraftsystemet, og den har hatt en positiv utvikling vurdert

over en 10 års periode. I følge statistikkunderlaget vil forbrukere i det norske kraftsystemet oppleve i gjennomsnitt 2,0 avbrudd årlig. Dette er på samme nivå som i våre naboland, til tross for våre til dels utfordrende geografiske og klimatiske forutsetninger. De fleste utfall for forbrukere skyldes feil i regional og distribusjonsnettene. I mindre enn 20 prosent av tilfellene med avbrudd for forbrukere er årsaken knyttet til feil i sentralnettet. På 220-420 kV kraftledninger er det noe høyere utfallshyppighet enn i våre naboland. Dette har blant annet sammenheng med at mange av våre kraftledninger er mer utsatt for kombinasjonen av sterk vind og islast. Nett med spenning på 132 kV eller mer er i stor grad bygget opp som masket nett, slik at de enkelte forsyningspunkter blir matet fra to eller flere sider. Feil på én enkelt komponent vil dermed normalt ikke føre til avbrudd for sluttbrukere, og det såkalte N-1-kriteriet vil være oppfylt. For flere områder er det økt andel tid hvor systemet drives med redusert driftssikkerhet (N-0 drift). Eksempler på slike områder er er Stavanger, Bergensområdet og deler av Nord-Norge, som vist i figur 3.3. Til tross for den økte eksponering av N-0, er det ikke registrert nevneverdig økning i utfallhyppighet i disse områdene. Fornyelse av anlegg i disse områdene er vesentlig for å oppnå en positiv utvikling på antall driftsforstyrrelser, og nye 420 kV ledningsforbindelser må bygges, som omtalt i kapittel 6.3. Det har de senere år vært økende fokus på å holde

antall timer med redusert driftssikkerhet 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Stavanger

BKK

Bergen

Nord-Norge

Lofoten/ Vesterålen

Finnmark

Sunnmøre

Stavanger

BKK-området

Nord-Norge nord for Ofoten

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0 2006

2007

2008

2009

2010

2011

0 2006

2007

2008

2009

2010

2011

2006

2007

2008

figur 3.3: eksempler på systemer som drives med redusert driftssikkerhet.

| 6 Analyser viser at tidskonstanten for disse oscillasjonene ikke er nøyaktig 60 sekunder, men varierer mellom 40 og 90 sekunder. Selv om oscillasjonene finnes der hele tiden, varierer amplituden av oscillasjonene over tid. Amplituden kan være opp til ± 0,1 Hz (sett i forhold 50,00 Hz), hvilket betyr at den kan forklare deler av den svekkede frekvenskvaliteten.

2009

2010

2011

Kap

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

anleggsdeler mest mulig operative under vedlikehold og ombygginger. I gjennomføringsfasen av prosjektene vil dette innebære økt risiko for utfall. De siste årene har det vært flere utfall i forbindelse med ombygging i stasjoner. Selv om antall driftsforstyrrelser viser en fallende trend, medfører økt systemutnyttelse i kombinasjon med omfattende ombygginger i mange anlegg og høy revisjonsaktivitet, at konsekvensene ved driftsforstyrrelser ofte blir større enn tidligere. Nybygging av apparatanlegg parallelt med eksisterende anlegg, for å redusere utfallsrisiko i prosjektgjennomføringsfasen, er en måte å dempe denne risiko, som omtalt i kapittel 6.

3.3. Spenningskvalitet bedret grunnet store investeringer i reaktiv kompensering Spenning blir bestemt av den reaktive effektbalansen, på samme måte som frekvensen bestemmes av aktiv effektbalanse. Balanse mellom forbruk og produksjon av reaktiv effekt er viktig for transport av elektrisitet. Uten effektiv bruk av reaktiv effekt får man store overføringstap, og dette går utover systemsikkerheten. Reaktiv effekt absorberes av forbrukere/last og i selve nettet, mens produksjonsenheter tradisjonelt leverer reaktiv effekt til systemet. I motsetning til aktiv effekt, er reaktiv effekt en lokal størrelse. Man må ha reaktiv effektkontroll i hele systemet, siden mangler i ett område kan ha ugunstig påvirkning på andre spenninger og dermed føre til kollaps. Statnett har de senere år installert et betydelig antall kondensatorbatterier og reaktorer for å bedre spenningsforholdene. Videre har det fra driftssentralene vært arbeidet planmessig med driftstiltak for å bedre spenningskvaliteten. Figur 3.3 viser at stabiliteten i driftsspenningen har blitt bedre. Systemansvarlig tar sikte på å holde driftsspenningen Utvikling av spenningskvalitet i nettet innenfor et relativt smalt bånd. I 2009 kom

mill kr. 600

500

400

300

200

100

Direktorat for Sikkerhet og Beredskap (DSB) med justerte spenningskrav, ved at høyeste tiltatte varige driftsspenning på 420 kV-nivå ikke skal overskride 420 kV. Ytterligere anskaffelse av flere kompenseringsenheter er besluttet, og vil forbedre spenningskvaliteten, slik at kravene DSB har stilt kan oppfylles før 2014. Når kortslutning eller jordslutning oppstår i nettet vil spenningen i et større område rundt feilstedet falle til en lavere verdi, inntil feilen frakoples nettet. Normalt frakoples feilen av uforsinket vernsystem innen 100 ms (0,1 sek). Denne kortvarige reduksjonen i spenningen kalles spenningsdipp, og vil opptre som følge av lyn, vind og lignende. Feil som oppstår av disse årsaker kan vanskelig hindres av nettselskapene. Hvor lav restspenningen i området rundt feilstedet blir, er avhengig av avstand til feilen, hvor masket nettet er og systemets kortslutningsytelse. Mye industri er følsom for spenningsdipper når restspenningen faller under typisk 80 prosent av nominell spenning, selv for kortvarige spenningsdipper ned i området 60- 90 ms. De siste årene er det registrert hyppigere utfall av industri som følge av spenningsdipper. I 2010 var der registrert åtte tilfeller hvor industri har falt ut som følge av spenningsdipper i systemet, og i 2011 var det 15 tilfeller. Disse utfallene er hovedsakelig registrert på Sør- og Vestlandet. Industri direkte tilknyttet transformering mot 300- og 420 kV-nettet må forvente å oppleve flere spenningsdipper årlig. Industrilast skal være dimensjonert for å tåle slike forstyrrelser, men praksis viser at dette ikke alltid er tilfelle.

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Regulerkraftopsjoner inkl. langsiktige avtaler Spesialregulering

Frekvensstyrte reserver (fra 2007)

Øvrige systemtjenester (eksklusiv frekvensstyrte reserver fra 2007)

Øvrige systemtjenester (inklusiv frekvensstyrte reserver til og med 2006)

[antall minutter utenfor fastsatte grenseverdier, min/år]

3.4. Systemdriften over året Både i Norge og Norden er de ulike årstidene karakterisert ved ulike systemdriftsutfordringer. Blant annet er 100

Min

60 000 50 000 40 000 30 000 20 000

Fyllingsgrad i prosent

Prosent av årsverdi

70 000

4 3 2 1

10 000

Sør-Norge

2006

Midt-Norge

2007

2008

Nord-Norge

2009

2010

60 50 40 30 20 0

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

Uke

2011

Tilsig

figur 3.4: tabellen viser antall minutter per år med spenning utenfor definerte spenningsgrenser.

Forbruk

Vannkraft

figur 3.5: forventet variasjon i vindkraftproduksjon, forbruk og tilsig per uke. gjennomsnitt 2001–2011

7 10

Snøsmeltingsperioden (mai-juni)

Prosent av årsverdi

Ved starten av snøsmeltingen på våren er magasinfyllingen på det laveste. For Norge som helhet er dette normalt i begynnelsen av mai måned (uke 17), mens i Troms og Finnmark nås bunnivået rundt uke 20. Variasjonene er imidlertid store fra år til år. I 2011 startet magasinfyllingen å stige allerede i uke 13, omtrent en måned før normalt. Snøsmeltingen pågår hele sommeren, men den mest intensive perioden varer i ca. to måneder, til ca. uke 26. I denne perioden blir magasinene som er blitt tømt gjennom vinteren fylt opp igjen av nedbøren som har kommet som snø og som nå smelter. Smelter det raskt, kan stor vannføring gi stor produksjon fra elvekraftverk og småkraftverk som ikke har noen mulighet for å lagre dette vannet til senere. Også magasinkraftverk som i utgangspunktet har stor magasinkapasitet kan ha et stort produksjonspress i denne perioden. Dette skyldes at inntaksmagasinene (magasin hvorfra vannet ledes ned til kraftverket) ofte er små i forhold til hovedmagasinet, og direkte tilsig til inntaksmagasinet kan medføre overløp. Økt temperatur gir snøsmelting samtidig som det gir 6 redusert forbruk av elektrisitet til oppvarming. Det blir også5 stadig lysere i denne perioden, noe som bidrar til dempet forbruk innen alminnelig forsyning. Dette gjør at 4 produksjonen i denne perioden i stor grad består av lite 3 regulerbar produksjon. Det er særlig to utfordringer i systemdriften i denne 2 perioden. Det ene er at frekvenskvaliteten ofte er dårlig. 1 Dette skyldes at en stor andel av produksjonen i systemet er lite regulerbar. Denne type produksjon 0 bidrar lite og37har lite46roterende 1 4til frekvensstyrte 7 10 13 16 19 22 reserver 25 28 31 34 40 43 49 52 masse, som er viktig forUke å stabilisere frekvensen. Selv om kravene til frekvensstyrte reserver er oppfylt, Vannkraft Tilsig Forbruk oppleves systemet som ”lett”7 og små ubalanser gir store frekvensvariasjoner.

Den andre utfordringen er mangel på nedreguleringsressurser. For å holde frekvensen innenfor tillatt område (49.90-50.10 Hz), er det viktig å ha regulerkraftbud til både opp- og nedregulering. I perioder der alle som produserer har overløp, kan det ved behov for nedregulering være vanskelig å finne produsenter som frivillig vil redusere sin produksjon, til tross for at de har mulighet for å få kjøpt kraften tilbake uten kostnad. De få magasinverkene som produserer kan ikke stoppes fordi de bidrar med nødvendige frekvensstyrte reserver. Dette er en utfordring i hele Norden. Det vil normalt være lave priser og dermed eksport over utenlandsforbindelsene i slike situasjoner. Mindre magasinverk vil stå i fare for å flomme over dersom det ikke produseres. Mye av kraften som eksporteres over utenlandsforbindelser i en slik situasjon ville ellers gått til spille. Det er verdt å merke seg at denne situasjonen kan oppstå selv om magasinfyllingen på landsbasis er lav, fordi så mye av tilsiget i denne perioden ikke kan magasineres.

Sommer (juni–august) Høye temperaturer gir lavt forbruk. I år 2010 opplevde systemdriften rekord i laveste produksjonsnivå, og denne rekorden oppsto i kombinasjon med lavt forbruk og full import fra kontinentet. Import over utenlandsforbindelsene erstatter kraftproduksjon uten å erstatte de stabiliserende egenskapene til kraftverkene. Dette svekker frekvenskvaliteten. Systemet kan også bli for "lett". Systemdriften gjennom sommeren er svært avhengig av magasinfyllingen ved inngangen til sommeren og hvordan tilsiget utvikler seg gjennom sommeren. Noen områder kan oppleve store tilsig og stort ønske om produsere, mens andre områder har mer plass i magasinene og kan spare vannet til perioder med høyere priser. Dermed kan en mangle produksjon i ett område, samtidig som det er et stort overskudd i andre

100 90

Fyllingsgrad i prosent

det store variasjoner i forbruk og produksjon over døgnet og året. Mange av utfordringene gjentar seg hvert år, men de siste årene har det vært større variasjoner i tilsig og magasinfylling enn normalt. Dette har medført større avvik fra den normale syklusen, og nye utfordringer i driften. Det er variasjonen i de hydrologiske forholdene og i forbruket som er de to viktigste faktorene som endrer seg fra mellom årstidene, som vist i figur 3.4. Siden en stor del av oppvarmingen i Norden er basert på elektrisk oppvarming, er forbruket tett knyttet til temperaturen. Hovedutfordringen for systemdriften over året ligger i ”vårknipa”, det vil si de siste ukene før normal snøsmelting. Hvis snøsmeltingen er kommer senere enn normalt skaper dette vesentlige problemer, noe som ble opplevd vinteren 2009/2010.

Maks

Median

60 50

Min

40 30 20 10 0 1

7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

Uke

figur 3.6: magasinutvikling over året (median og min/max)

| 7 Et lett system vil si at det er lite konvensjonell kraftproduksjon som gir roterende masse, slik at vern og likestrømsomformere ikke har tilstrekkelig støtte for å kunne fungere.

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

områder. Utfordringene i våte år er at produksjonsønsket i delområder kan bli mye større enn eksportkapasiteten ut fra området. Normalt driftes nettet etter N-1-kriteriet, slik at ett utfall ikke skal få konsekvenser for sluttbrukere. Enkelte revisjoner kan imidlertid medføre redusert driftssikkerhet, slik at ett utfall vil medføre mørklegging. Det er mange utkoblinger for vedlikehold (revisjoner) av både nett- og produksjonsanlegg som skal gjennomføres om sommeren. Utkoblingene reduserer kapasiteten i nettet, og systemet blir mer sårbart for feil. Med lavere kapasitet blir det dessuten mer utfordrende å håndtere stort overskudd eller stort underskudd av kraft. Ved utkoblinger av linjer innenfor Elspot-områdene, kan ofte ikke kapasitetsreduksjoner i Elspot-markedet (det vil si mellom områdene) bidra til håndteringen av situasjonen. Utkoblinger kan derfor medføre at mye kraftproduksjon må reguleres opp eller ned i driftsfasen for å tilpasse kraftflyten til den fysiske kapasiteten i nettet. Om sommeren er det høysesong for lyn og tordenaktivitet, noe som kan medføre utfall. Dersom det er mulig vil revisjonene avbrytes hvis det er meldt torden, men enkelt jobber kan ikke avbrytes på kort varsel, og da er systemet sårbart. Heldigvis vil utfall på grunn av lyn vanligvis ikke medføre langvarige feil, og forsyningen kan normalt gjenopprettes innen kort tid. Daglig kobles og reguleres flere tusen MVAr reaktiv effekt for å holde kontroll med spenningene når overføringene i nettet endres etter forbruket. Normalt tilføres reaktiv effekt (kondensatorbatterier) om morgenen for å kompensere for at spenningen synker når lasten øker. På samme måte må reaktiv effekt fjernes fra systemet (reaktorer) på natt og i helg, når forbruket er lavt. En importsituasjon gir ofte lav belastning på linjene, og linjene produserer da reaktiv effekt som gir for høye spenninger i systemet. Likestrømsforbindelsene forsterker behovet for reaktive kompenseringsanlegg, da forbruksmønsteret i Europa og Norden er sammenfallende. Lav pris på natt og i helg gir i hovedsak import når forbruket er lavt. Det medfører at mye av kraftproduksjonen i Norge stopper, og at generatorene ikke lenger kan bidra til spenningsreguleringen.

Høst (september–november) Etter at snøsmeltingen er ferdig, vil magasinfyllingen normalt flate ut utover sommeren. Når høsten kommer vil høstregnet normalt føre til en ny økning i magasinfyllingen. Fra midten av oktober, ca. uke 42, vil nedbøren normalt komme som snø, og dermed ikke være nyttbar for produksjon før neste vår. Variasjonene fra år til år er store. Høsten 2002 kom det aldri noen høstflom, og magasinfyllingen sank helt

fra snøsmeltingen var ferdig og hele vinteren gjennom. I 2006 var det veldig lite snø, og sommeren og høsten var forholdsvis tørr. November og desember ble derimot veldig våte og veldig milde. Nedbøren som normalt skulle kommet som snø kom som regn og magasinfyllingen økte markant helt frem til nyttår. Begge disse årene blir regnet som år med krevende energisituasjoner. Utover høsten er det fremdeles stor revisjonsaktivitet med mye utkoblinger helt frem til november. Det blir kaldere og mørkere, og forbruket øker. Fra ca. uke 45 starter regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM). I dette markedet sikrer systemansvarlig tilgjengelighet på regulerkraftressurser. Det er et mål alltid å ha 2000 MW bud for oppregulering tilgjengelig i alle timer. Dette skal være tilgjengelig for å kunne balansere kraftsystemet ved dimensjonerende feil 8 (1200 MW), selv i perioder der systemet er opptil 800 MW oppregulert grunnet aktørenes ubalanser. Temperaturene kan variere sterkt, og ved vekslende vær kan aktørene ha betydelige avvik i sine prognoser.

Vinter (desember–februar) Sannsynligheten for en reell effektmangel, enten regionalt eller nordisk, er høyest på vinteren. Samtidig er nesten ingen kraftverk ute for revisjon, og marked for regulerkraftopsjoner sikrer at utkobling av industriforbruk er tilgjengelig. Det skal derfor være svært kaldt over et stort område dersom tilgjengelig effekt ikke er tilstrekkelig til å dekke forbruket. Regionalt kan imidlertid høyt forbruk kombinert med flaskehalser eller feil i nettet medføre fare for knapphet på effekt lokalt. Et av tiltakene som ofte blir brukt i slike situasjoner, er å koble ut fleksibelt forbruk med redusert tariff. Dette er uprioritert forbruk, og de som er med i denne ordningen skal ha en reserve som ikke bruker elektrisitet, for eksempel oljekjeler. Som en siste skanse vil det, dersom det likevel ikke er nok effekt i området, bli foretatt manuell utkobling av forbruk (MUF) (se også kapittel 5.3) for å hindre at hele området blir mørklagt. Ved lang varighet vil forbruksutkoblingen skje sonevis, slik at hver enkelt forbruker ikke mister elektrisitet i en lengre periode. Vinterdager med normale vintertemperaturer er ofte de roligste dagene i hele året, sett fra systemdriften. Det er mye produksjon i systemet, systemet er stabilt og tungt, og tilgangen på frekvensstyrte reserver er god. Høyt forbruk i ulike områder reduserer overføringsevnen mellom områder. For eksempel må eksportgrensen fra Østlandet til Sverige reduseres på kalde vinterdager (også omtalt som Hasle-trappen). Normalt begynner kapasiteten å bli redusert ved 2-6 minusgrader i Oslo. På svært kalde dager kan eksportkapasiteten bli satt til 0 MW. Høyt forbruk over lang tid, enten nasjonalt

| 8 Dimensjonerende feil er definert som det største produksjonsutfallet eller bortfall av import som systemet skal være dimensjonert for å tåle.

eller regionalt, kan tære på magasinfyllingen. Hvis flaskehalser inn mot et underskuddsområde med lav magasinfylling vedvarer, kan dette føre til energimangel. I slike situasjoner må det vurderes ulike måter å øke importkapasiteten på. En mulighet som har blitt benyttet er å drifte nettet radielt (uten alternativ forsyning/bare med ensidig forsyning), i stedet for masket. Dette fører til høyere risiko for mørklegging, men kan forhindre at magasinene går tomme for vann. Det finnes områder som har lav produksjonskapasitet og høyt forbruk om vinteren. Produksjonskapasiteten kan være lav fordi kraftverkene i området har små magasin og kun kan produsere med det vannet som kommer. Dette gjør at nettet er svært høyt belastet, og dermed sårbart for feil, på kalde vinterdager. Dette gjelder for eksempel Troms og Finnmark. Vinterstormene kan være en utfordring over hele landet. Vinteren 2011/2012 har det vært flere stormer

som har medført mange linjeutfall, der Dagmar 25.–26. desember var den mest alvorlige. Heldigvis er det sjelden at storm oppstår i perioder med kaldt vær og høyt forbruk.

Senvinter frem mot snøsmeltingen (mars–april) Om våren nærmer magasinfyllingen seg sitt bunnivå. Systemansvarlig analyserer energisituasjonen kontinuerlig utover vinteren og våren de årene det er fare for energimangel. Energimangel kan oppstå både regionalt og nordisk, som følge av lav magasinfylling i inngangen av tappesesongen, kaldt vær, sen snøsmelting eller utfall av viktige komponenter. I år med stram eller anstrengt kraftsituasjon vil dette prege driften, markedet og kraftbransjen i stor grad. Selve systemdriften er likevel lite preget av dette inntil det oppstår reell energimangel. Unntaket er de deler av landet der nettet må driftes radielt for å spare vann.

Kap

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Velfungerende energimarkeder er fundamentalt for balanseringen av kraftsystemet

Kraftmarkedene, har flere oppgaver. Sett fra aktørenes side ønskes likvide og effektive handelsplasser for kjøp/salg av kraft som i tillegg gir mulighet for å styre risiko. Sett fra systemansvarlig er det sentralt at aktørene har markedsplasser som sikrer at aktørene har mulighet til handle seg i balanse i forkant av driftsøyeblikket – og dermed sikre at kraftsystemet som helhet er i balanse. Ettersom elektrisitet produseres når kunden ønsker det, er det viktig at utformingen av markedsplassene understøtter det fysiske behovet for momentan balanse mellom produksjon, forbruk og utveksling. Energihandelsprosessen består forenklet av to hovedsteg, nemlig at TSOene definerer budområder med tilhørende handelskapasitet, samt selve markedsplassene for energihandel (Elspot og intradag/Elbas). Dette omtales som planfasen og beskrives i dette kapitlet, mens det som skjer etter kraftmarkedene, nemlig driftsfasen beskrives nærmere i kapittel 5.

4.1. Budområdeinndeling og kapasitetsfastsettelse Store og varige overføringsbegrensninger bør tas hensyn til i energimarkedet. I det nordiske systemet gjøres

dette hovedsakelig gjennom inndeling i budområder. Ved store og langvarige flaskehalser skal Statnett i henhold til FoS § 5 inndele i budområder. Budområdene skal sikre at markedet klarerer priser som tar hensyn til kapasitetsbegrensninger og dermed gir balanse mellom forbruk og produksjon innen et område 9. Prisene gir signaler om hvor kraften er mest verdt, og følgelig hvor kraften bør flyte. Kraften vil flyte fra overskuddsområder med lavere pris til underskuddsområder med høyere pris. Budområdene stimulerer til mest mulig effektiv ressursbruk og bidrar til mer sikker drift. Prisen som oppstår i et område kalles områdeprisen. Ved fravær av flaskehalser mellom områder vil prisen bli lik i ett eller flere budområder. Det er 12 budområder i Norden. I Norge har det de seneste årene vært fem budområder. Fra november 2011 er det fire budområder i Sverige. Innføringen av budområder i Sverige er knyttet til strukturelle flaskehalser i kraftnettet. Finland, Øst-Danmark og Vest-Danmark (som ikke er en del av synkronområdet) utgjør hvert sitt budområde. Statnett og de øvrige TSOer fastsetter kapasitet på overføringsforbindelser mellom de ulike budområdene ut fra begrensinger i det fysiske overføringsnettet. En

Planfase

Driftsfase t=0

Systemansvarlig setter rammer for kraftmarkedet:

Markeder for aktørene:

Etablering av spotområder

Gate closure: Elbas stenger t-120’ Bud regulerkraft t-45’ Produksjonsplaner t-45’

Fastsette nett-/ handelskapasitet (N-1)

Prissikring i det finansielle markedet

Priser og volum i Elspot

D-1: 12:00

Systemansvarlig sikrer reserver:

Sikrer regulerkraftopsjoner

Sikrer automatiske reserver

Handel Elbas • Ubalansevolum Bud regulerkraft

t-45’

• Ubalansepris Balansehåndtering vha. reserver

Sikrer restvolum av automatiske reserver

figur 4.1: energihandelsprosessen sett fra systemdriften

| 9 En alternativ håndtering av flaskehalser er bruk av motkjøp. TSOen foretar da motkjøp på hver side av flaskehalsen for å få balanse i kraftforsyningen.

viktig del av kapasitetsfastsettelsen er å ta hensyn til vedlikehold og revisjoner i nett og produksjon, samt at man tar hensyn til eventuell utveksling av reserver mellom budområdene. En nærmere gjennomgang av kapasitetsfastsettelse mellom områdene er beskrevet i ”Principles for determining the transfer capacities in the Nordic power market”, se ENTSO-Es nettside (www.entsoe.eu) Kapasiteten mellom budområdene blir gjort kjent for markedsaktørene før anmelding i Elspot, og blir benyttet når pris, volum og resulterende overføring mellom områder blir beregnet i energimarkedsalgoritmen i Elspot. Markedsklareringen oppstår til den likevektsprisen som sørger for balanse mellom energitilgang og forpliktelser i hvert område.

TROMSØ

SE1 NO4 LULEÅ

MOLDE

SE2

NO3

NO5

FI SUNDSVALL

NO1

BERGEN

HELSINKI TALINN STOCKHOLM

NO2

SE3

KRISTIANSAND

4.2. Handelsplassene før driftstimen balanserer aktørenes posisjoner

GÖTEBORG

SE4

ÅRHUS

DK 1

Den markedsmessige balanseringen av kraftsystemet starter dagen før driftsdøgnet gjennom børshandel i Elspot-markedet, der det handles fysiske timekontrakter for neste døgn. Omtrent 75 prosent av Nordens elektrisitetsforbruk handles i Elspot. Handelen foregår gjennom aktørenes budgivning for både produksjon og forbruk, og det settes en pris for hver av døgnets 24 timer basert på tilbud og etterspørsel av kraft for den gitte timen. I både aktøravtale med Nord Pool Spot og aktørenes balanseavtaler er det et krav at handelen sikrer at aktørene er i balanse etter at Elspot er klarert. Summen av bilaterale fysiske avtaler og forbruks-/produksjonsvolum fra elbørsen – for hver time – skal gi balanse for det kommende døgnet. Elspot-markedet klareres klokken 12 for etterfølgende dag. Dette er mellom 12 og 36 timer før driftstimene, og det er flere forhold som fortsatt er usikre, hovedsakelig knyttet til temperatur, vind og feil på anlegg. Desto nærmere driftstimen, desto bedre blir prognoser for både forbruk og produksjon. Når resultatet for Elspot i det kommende døgnet foreligger gir TSOene den nå tilgjengelige kapasiteten til intra-dag handel (Elbas). I intra-dag handelen er det kontinuerlig handel, og kjøps- og salgsbud koples inntil en time før driftstimen (i Norge er grensen to timer før driftsøyeblikket). I og med at det er kontinuerlig handel dannes det ikke én klareringspris slik som i Elspot. Handler gjennomføres fortløpende tilsvarende kjøp og salg i et aksjemarked. Elbas bidrar til bedre utnyttelse av nettkapasiteten, og gir aktørene mulighet for å handle seg gir aktørene en mulighet til forbedre sin balanse. Elbas utgjør et alternativ til balansemarkedet for hele eller deler av den ubalansen et kraftselskap måtte ha etter at handel i

DK2

MALMÖ COPENHAGEN

figur 4.2: nordiske budområder per februar 2012

døgnmarkedet er klarert. Elbas kan være spesielt viktig for aktører som har mye uregulert produksjon som meldes inn i Elspot basert på prognoser 12-36 timer i forveien. Etter klarering i både Elspot og Elbas må alle produksjonsplaner sendes inn til de respektive TSOene. Siste frist for innsending er 45 minutter før driftstimen. Disse produksjonsplanene legges til grunn når TSOene planlegger den kommende timen. Uavhengig av de daglige handelsoperasjonene på de organiserte handelsplassene har flere aktører bilaterale avtaler. Både forbruksenheter og produsenter kan inngå bilaterale avtaler om kraftkjøp utenfor den nordiske kraftbørsen Nord Pool Spot.

Finansiell krafthandel – risikostyring for aktørene I Norden foregår det både bilateral og børsorganisert finansiell handel. For den børsorganiserte handelen danner Elspotmarkedet et likvid grunnlag for det finansielle kraftmarkedet som blir drevet av Nasdaq OMX (tidligere Nord Pool). På Nasdaq OMX er det mulig å handle dag-, uke-, måned-, kvartal- og årskontrakter. Årskontrakter kan handles fem år frem i tid. Det kan handles kontrakter med referanse til spotpris i Norden, Tyskland og Nederland. I tillegg til kontraktene nevnt over finnes det også CfDs (Contracts For Differences). Dette er kontrakter som refererer til differansen mellom systempris og områdepris.

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

Det finansielle markedet benyttes både av aktører som ønsker å prissikre kjøp/salg av elektrisk kraft og aktører som ønsker å spekulere på prisforskjeller i markedet. Da Norden innførte kraftmarkedet på slutten av 90-tallet ble det bestemt at det ikke skulle tilbys fysiske transmisjonsrettigheter mellom landene, og aktørene håndterer variasjon i priser i ulike områder ved bruk av finansielle kontrakter og ved handel av CfDs på Nasdaq OMX.

4.3. Utveksling over likestrømsforbindelser er en integrert del av markedsklareringen av energimarkedene

De nordiske systemansvarlige drifter nettet med utgangspunkt i at samlet endring i utveksling på likestrømsforbindelsene tilknyttet det nordiske synkronområdet maksimalt kan være på 180 MW/min. Dette har igjen ført til at den enkelte likestrømskabel har fått en restriksjon på 30 MW/min. Ramping foregår på kablene i dag 10 min før og 10 min etter timeskift, dvs. totalt 20 min/t, basert på regler for kontinentet. Kombinasjonen av reglene om maksimum 30 MW/min og ramping kun i 20 min/t er bakgrunn for rampingbegrensningen i spotmarkedet som sier at tillatt endring i spotflyt er maksimalt 600 MW/t. De systemansvarlige vurderer konsekvensene av begrensninger for flyten over likestrømsforbindelsene opp mot andre alternativer, som blant annet økte volumer av reserver og spesialkjøp i regulerkraftmarkedet. Målet er å benytte den mest samfunnsøkonomisk lønnsomme løsningen. Dette omtales nærmere i kapittel 7.

4.4. Systemansvarlig sikrer reserver før driftstimen Før driftsøyeblikket sikrer systemansvarlig reserver for flere typer tjenester. Spesielt gjelder dette regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM), der det handles regulerkraftopsjoner for både uke og sesong. Dette markedet vil beskrives ytterligere i kapittel 5. Systemansvarlig vil også kunne ha behov for å reservere kapasitet for å sikre tilstrekkelig tilgjengelighet på automatiske reserver i driftstimen (ARES = automatiske reserver, LFC = load frequency control). Dette vil også bli ytterligere beskrevet i kapittel 5.

Gate Closure RKM-bud og produksjonsplaner Elspot klarering

Elbas klarering MW

Reserver sikres: RKOM ARES LFC Bilateralt

Handel Elspot

ARES LFC

I Norden blir kapasitet på utenlandsforbindelser mellom nordiske land auksjonert som en del av energiauksjonen (implisitt auksjon) organisert av Nord Pool Spot. Tilsvarende er kapasiteten mellom Norge og Nederland, mellom Sverige og Tyskland og mellom Danmark og Tyskland håndtert. Dette innebærer at markedsklareringen av energimarkedene fastlegger pris og volum for både produksjon, forbruk og utveksling mellom områdene. For å balansere kraftsystemet må endringer i produksjon følge summen av forbruket og den kraften som styres inn eller ut på utenlandsforbindelsene. Per i dag er overføringskapasiteten på likestrømsforbindelsene mellom det nordiske og det kontinentale synkronsystemet over 4000 MW. Tidsoppløsningen i energimarkedene er på timenivå, og i teorien kan handelskapasiteten over likestrømsforbindelsene dermed endre seg med 8000 MW fra en time til den neste. Flytmønsteret på utenlandsforbindelsene oppfører seg på mange måter som forbruk sett fra det nordiske kraftsystemet, med mer eksport/forbruk om morgenen og import/redusert forbruk om kvelden. Dette fører til at likestrømsforbindelsene bidrar til å øke utfordringen med og møte endringene i forbruk i det nordiske systemet mens det bidrar til å hjelpe det kontinentale Europa. I tillegg er det nordiske synkronområdet vesentlig mindre enn det kontinentale, og samme volumendring på en forbindelse påvirker derfor det nordiske systemet mer enn det europeiske. For store flytendringer på kort tid i det nordiske kraftsystemet utgjør en trussel for systemsikkerheten, hovedsaklig på grunn av ubalanser innenfor timen og spenningsforhold. Av den grunn har de nordiske TSOene blitt enige om å innføre restriksjoner på flyten over forbindelsene, såkalte rampingrestriksjoner. Denne restriksjonen er i dag en del av markedsalgoritmen i Elspot og angir på hvor raskt flyten på likestrømsforbindelsen kan endre retning fra en time til en annen.

45 min Frys

Handel Elbas

1h Marked lukket

12–36 h

Tid

figur 4.3: skisse av handelsplassene og systemansvarligs sikring av reserver før driftstimen

Kap

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Dagens ordninger for systemdriften

Hovedoppgavene til systemansvarlig er å ivareta den momentane balansen slik at frekvens og spenning har tilfredsstillende kvalitet samt ivareta driftssikkerheten. Dette krever at systemansvarlig har ordninger som sikrer at balansen opprettholdes både ved feil og ved andre typer av ubalanser i kraftsystemet. Til dette anvendes ulike typer reserver, som gjør det mulig å øke eller redusere produksjon og/eller forbruk, ut fra kraftsystemets behov.

tisk, mens andre reguleringstiltak må gjennomføres manuelt. Det skilles mellom tre nivåer av reguleringsinngrep definert som primær-, sekundær- og tertiærreserver, illustrert i figur 5.1. Grad av automatikk, aktiveringstid og varighet på reguleringen varierer. De automatiske primærreservene reagerer umiddelbart ved feil eller andre avvik i kraftsystemet for å sikre at kraftsystemet ikke kommer utenfor fastsatte frekvensgrenser, og bidrar til å raskt gjenopprette stabiliteten i kraftsystemet. Primærreserver vil, når driftssituasjonen etter feil har stabilisert seg, erstattes av automatiske sekundærreserver (innføres i 2012), slik at primærreserven kan nullstilles og igjen være tilgjengelig til eventuell ny feil/ubalanse oppstår. Sekundærreguleringen vil deretter erstattes av den

5.1. Automatiske og manuelle reserver En ubalanse fører til at frekvensen avviker fra 50.00 Hz, og systemansvarlig må sørge for at tilstrekkelig regulering finner sted. Noe av reguleringen foregår automa-

Frekvens (Hz)

Effekt (MW)

Ubalanse oppstår

~0 – 2 min ~2 min - ~15 min -15 min

min Primærregulering (Frekvensstyrt reserve) (FNR + FDR)

Sekundærregulering (Load frequency control) (LFC)

Styring

Automatisk

Manuell

Produkt

Frekvensstyrt reserve

LFC

Regulerkraft (RK)

Marked (ARES) Grunnleveranse

Marked fra 2012

RKM (Nordisk marked) (RKOM - bilaterale avtaler)

Markedspris Sats iht. FoS §9

Markedspris

Anskaffelse Betaling

figur 5.1: Sammenhengen mellom ulike typer reserver

Tertiærregulering (Regulerkraft) (RK)

Markedspris

manuelle tertiærreserven, som virker til kraftsystemet igjen er i balanse. Automatiske reserver har aktiveringstid opp til 2–3 minutter, og bidrar til den momentane balanseringen av kraftsystemet. Manuelle reserver har noe lengre aktiveringstid, fra 2–3 minutter til 15 minutter, og benyttes for å balansere produksjon og forbruk over tid (mer enn 15 minutter).

dimensjonerende feil Dimensjonerende feil er definert som det største produksjonsutfallet eller bortfall av import som systemet skal være dimensjonert for å tåle. Normalt er dimensjonerende utfall i Norge 1200 MW, mens det for hele Norden er 1360 MW. Når det er tatt hensyn til nettets selvregulering kreves det ca. 1000 MW reserver totalt i Norden (norsk andel er ca. 310–320 MW) for å unngå frekvens lavere enn 49,50 Hz ved dimensjonerende feil.

Primærreserver (automatisk) For å kunne håndtere den momentane balansen mellom produksjon og forbruk er det etablert et omfattende kontrollapparat med automatisk regulering i kraftsystemet. Den umiddelbare reaksjonen på en endring/utfall av produksjon eller forbruk, fanges opp ved at den roterende massen (roterende energien) i kraftsystemet omgjøres til elektrisk energi. I neste omgang vil frekvensen endre seg, noe som i sin tur aktiverer primærreserver. Denne reguleringen er fullt og helt knyttet til automatiske funksjoner. For at primærregulering skal være mulig må anleggene som skal levere disse tjenestene være i drift og produsere elektrisitet til nettet. De må også ha turbinregulator som er stilt slik at de gir den ønskede respons på frekvensavvik, og de må ha ledig effekt slik at det er mulig å øke/endre produksjonen. I Norge er det i all hovedsak vannkraftgeneratorer som bidrar med primærreserve. Primærreguleringsreserven er delt i normaldriftsreserve (FNR) og driftsforstyrrelsesreserve (FDR). Den frekvensstyrte normaldriftreserven (FNR) skal være minst 600 MW for det nordiske synkronsystemet (norsk andel drøyt 200 MW). Reserven blir aktivert ved 49.90 Hz < f < 50.10 Hz. Ved en rask frekvensforandring til 49,90/50,10 Hz skal reserven være opp/nedregulert innen 2-3 minutter. Det skal finnes en frekvensstyrt driftsforstyrrelsesreserve (FDR) av en slik størrelse og sammensetning at dimensjonerende feil ikke skal medføre en frekvens under 49,50 Hz i synkronsystemet. Driftsforstyrrelsesreserven responderer innen 5 roterende masse og kraftsystemets treghet Et kraftsystem med stor roterende masse (svingmasse) har en indre stabilitet, da det krever mye energi for å endre systemets tilstand. Ved utfall av forbruk eller produksjon vil den roterende massen være den umiddelbare stabiliserende kraften for systemet før den transiente responsen til aggregatene får tid til å reagere. Liten roterende masse gjør derfor systemet mindre stabilt. Mengden roterende masse er gitt både av mengden elektrisitet som produseres og fra hvilken type teknologi den produseres. Større vannkraftanlegg har ofte betydelig roterende masse. Vindkraft og småskala vannkraft er teknologier som har relativt lite roterende masse. Det er prognosert et betydelig økt volum vindkraft i Norden og større muligheter for import hvilket betyr at man i fremtiden om sommeren

sekunder, og skal være fullt aktivert innen 30 sekunder. Norge er et langstrakt land med en nettstruktur som kan gi separasjon av mindre nettområder (øydrift). Det er derfor nødvendig med en omfattende distribusjon av roterende masse og frekvensstyrte reserve i ulike deler av nettet. Statnett sikrer tilgang på tilstrekkelig mengde primærreserve gjennom et norsk marked for primærreserver (ARES, automatiske reserver). I tillegg sikres en grunnleveranse av tjenesten gjennom et krav til aktører med generatorer over 10 MVA om en gitt frekvensrespons (maksimal statikkinnstilling). Systemansvarlig fastsetter dermed en minimumsleveranse av frekvensstyrt reserve fra roterende produksjonsanlegg. Leverandørene kan levere mer reserve enn minimumsleveransen ved å endre hvor mye effektendringen skal være ved en gitt frekvensendring (kan innstille lavere statikk enn maksimal innstilling eller kjøre flere aggregater enn opprinnelig planlagt). Den økte leveransen kan anmeldes i marked for primærreserve. All leveranse utover leveranse med tilslag i markedet, regnes som restleveranse og godtgjøres med fastsatte satser. Markedet for primærreserver består av et ukeog et døgnmarked. Ukemarkedet kjøres før Elspot, og benyttes av de aktørene hvor denne rekkefølgen er mest hensiktsmessig. Døgnmarkedet kjøres etter spotklarering for å dekke ”restbehov” etter energihandelen i Elspot, inklusive utvekslingsønsker fra andre TSOer. Denne oppdelingen er valgt i samråd med aktørene for å unngå for stor omlegging av planlagt produksjon etter klarering i Elspot og for å sikre kan få for liten svingmasse og mindre stabilitet i kraftsystemet. Der er sammenheng mellom kraftsystemets treghet (knyttet til roterende masse) og behovet for primærreserver. Tregheten bestemmer endringsraten for frekvens, mens reservene reagerer på frekvensendringen og prøver å gjenopprette frekvensen til en stabil verdi. Jo mindre treghet systemet har, jo fortere vil frekvensen falle ved utfall av en produksjonsenhet, og jo raskere må primærreservene være. Tregheten til et system er avhengig av de tilknyttede operative produksjonsenhetene. Så lenge en produksjonsenhet kjører og er tilkoblet synkronsystemet bidrar den med treghet, uavhengig av effektbidraget. Et synkronsystems treghet vil dermed variere i løpet av en dag, som følge av variasjon i hvilke enheter som kjører, forbruket og mengden eksport/import.

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

tilgjengeligheten på tilstrekkelige reservevolumer.

Sekundærreserver (automatisk) Formålet med automatiske sekundærreserver er å bringe frekvensen tilbake til 50.00 Hz, samt frigi den aktiverte primærreserven slik at den igjen blir i stand til hurtig å håndtere eventuelle nye feil og ubalanser. Automatiske sekundærreserver fungerer ved at et signal sendes fra TSO til en aktør/kraftverk, som da endrer produksjonen i anlegget (endrer set-punkt). Responstiden for sekundærregulering er ca. 120 – 210 sekunder etter mottatt signal fra TSOen. Automatiske sekundærreserver vil innføres i Norge i løpet av 2012, og i Norden fra 2013. Krav til volumer og lokalisering av denne reserven er i ferd med å bli utarbeidet av de nordiske TSOene. I en første fase vil anskaffelse av denne sekundærreserven foregå gjennom en norsk markedsløsning. På sikt vil det etableres en felles nordisk markedsløsning for handel av sekundærreserver. I likhet med primærreserver er dette en automatisk reguleringsfunksjon som hovedsakelig leveres fra produksjonsanlegg. Det må være ledig effekt i aggregatet for å kunne regulere opp eller ned, og det må finnes kontroll og styringssystemer som sørger for at generatoren får signal om hva slags regulering som skal skje. Dette krever en direkte kobling mellom TSOens sentrale systemer og styringssystemene for de aktuelle generatorene. Automatiske sekundærreserve omtales også som Load Frequency Control (LFC). I Norden skal den hovedsakelig anvendes for å håndtere frekvensavvik, mens den i øvrige Europa også brukes for å håndtere avvik i flyt mellom land (avvik i forhold til planlagte verdier).

Tertiærreserver (manuell) (regulerkraft) Tertiærreserver benyttes til to formål. Tertiærreserver brukt for frekvensregulering har til hensikt å redusere ubalanser (på grunn av forskjell mellom produksjon, forbruk og utveksling) og dermed frigjøre primær- og endringer i begreper for automatiske reserver I Norden anvendes i dag begrepene FNR, FDR og LFC om de automatiske reservene. Nye begreper vil fremover anvendes som del av europeisk samordning. Frequency Containment Reserves (FCR) er automatiske, desentraliserte funksjoner, og anvendes om reserver som opprettholder balansen mellom produksjon og forbruk ved bruk av turbinregulatorer, HVDC forbindelser og forbruk. Dagens primærreserver (FNR og FDR) er FCR. Frequency Restoration Reserves (FRR) er sentralisert styrt, automatisk funksjon som regulerer produksjon og/eller HVDC for å redusere eventuelt frekvensavvik (og for å frigjøre FCR). LFC er en sentral del av FRR, og omtaler funksjonaliteten knyttet til TSOens styringssystem.

sekundærreserver, slik at disse kan være klar til neste hendelse, mens tertiærreserver brukt til å håndtere regionale flaskehalser sikrer utveksling mellom områder innenfor tilgjengelig nettkapasitet. Tertiærreserver, oftest omtalt som regulerkraft, er en felles betegnelse på manuelle reserver som har en aktiveringstid på opp mot 15 minutter. Regulerkraftmarkedet (RKM) er et felles balansemarked for det nordiske kraftsystemet, og alt av tertiærregulering i det nordiske kraftsystemet skjer med utgangspunkt i dette markedet. Både produksjonsressurser og forbruksressurser kan tilbys i regulerkraftmarkedet. Tilbydere i regulerkraftmarkedet anmelder pris for å forandre produksjon eller forbruk. Budene havner i en felles nordisk liste, og aktiveres med utgangspunkt i prisrekkefølge slik at den rimeligste reguleringsressursen nyttes først. Tilsvarende som i Elspot blir regulerkraftprisen den samme i to områder dersom det ikke er flaskehals mellom områdene. Ved flaskehalser må man benytte den rimeligste ressursen som befinner seg på riktig side av flaskehalsen. I slike tilfeller vil det bli ulik regulerkraftpris på hver side av flaskehalsen. Normalt blir flaskehalser på grensen mellom Elspotområdene håndtert gjennom kapasitetsfastsettelsen i Elspotmarkedet, mens flaskehalser internt i Elspotområdene blir håndtert ved spesialregulering. Spesialregulering (motkjøp) er opp- eller nedreguleringsbud fra regulerkraftlisten som blir benyttet utenom prisrekkefølge. Normalt vil bud som blir benyttet for å håndtere ubalanser i systemet bli ordinære reguleringer, mens bud som blir brukt for å avlaste flaskehalser i nettet eller til å håndtere feilsituasjoner vil bli spesialreguleringer. Systemansvarlig dekker kostnaden som oppstår ved spesialregulering mens ordinære reguleringer inngår som en del av balanseoppgjøret aktørene imellom (se nærmere beskrivelse kapittel 5.7). Større revisjoner og enkelthendelser vil sammen med den hydrologiske situasjonen kunne ha stor betydning for omfanget av spesialreguleringer. Historisk er det derfor store variasjoner fra år til år når det gjelder samlet og områdevis bruk av spesialregulering.

Sikring av tertiærreserver Tilstrekkelig med reserver er nødvendig for å oppnå en sikker drift der feil og ubalanser i systemet alltid kan håndteres. Systemansvarlig har ansvar for at det til enhver tid er tilstrekkelig med reserver i regulerkraftmarkedet slik at vanskelige driftssituasjoner alltid kan håndteres. Gjennom Nordisk Systemdriftsavtale har alle nordiske land et krav til tertiærreserve som er lik dimensjonerende feil for sitt delsystem. Dimensjonerende feil i Norge

er 1200 MW. Statnett har vurdert at det i tillegg er nødvendig å sikre 800 MW tertiærreserve for å kunne håndtere avvik fra markedsklareringen på grunn av regionale flaskehalser og ubalanser. Sverige og Finland anskaffer reserver for å håndtere dimensjonerende feil, men de sikrer ikke tertiærreserve for å håndtere ubalanser. Sverige og Finland har derimot ca. 2.600 MW effektreserver som kan startes med et døgns varsel og benyttes i spotmarkedet ved forventet manglende priskryss. Denne reserven benyttes også ved forventet effektknapphet i Sør-Sverige. I tillegg har de gassturbiner som kan benyttes for å håndtere problemer i nettet. Regulerkraftopsjonsmarked (RKOM) Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) benyttes for å sikre nok regulerressurser tilgjengelig i den norske delen av regulerkraftmarkedet. Regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) er et kapasitetsmarked hvor tilbydere får betalt for å garantere at de deltar i Regulerkraftmarkedet (RKM). Både produksjon og forbruk kan tilbys i RKOM og RKM. RKOM stimulerer til at kraftintenstiv industri synliggjør og bidrar med sin fleksibilitet ved at deler av den samlede reserven utgjøres av mulighet for en rask forbruksreduksjon. På den måten kan en større del av produksjonskapasiteten disponeres i Elspot. For kraftproduksjon som ikke har fått tilslag i Elspot representerer RKM et alternativt marked hvor prisen i driftsøyeblikket kan overstige marginalkostnaden for å produsere. I perioder med lav last eller høy import vil denne mengden ofte være tilgjengelig uten å kjøpe inn opsjoner gjennom RKOM. I høylastperioder vil kvantumet som skal sikres ofte måtte kjøpes inn i sin helhet.

Regulerkraftopsjoner handles både på sesong- og ukebasis. For mer informasjon om ordningen vises det til Statnetts nettsider. Avtaler som følge av Stortingsproposisjon nr. 52 (1998–1999) Som følge av Stortingsproposisjon nr. 52 (1998-99) ble det inngått nye leieavtaler i tre vassdrag. Myndighetsbestemte vilkår er blant annet at industribedrifter som mottar energi fra bestemte kraftstasjoner i disse vassdragene, skal innenfor gitte rammer vederlagsfritt stille effektreserver til disposisjon for Statnett. Dette betyr at gitte effektkvanta skal anmeldes som bud i RKM til bedriftenes angitte priser. Denne ordningen har en varighet til 2021. Bilaterale avtaler om reserver I tillegg til ordinært kjøp gjennom RKOM har Statnett tilgang til effekt gjennom bilaterale avtaler. Dette er langsiktige avtaler mellom to aktører. Avtalene bygger på at Statnett har bidratt økonomisk ved rehabilitering av produksjonsanlegg slik at installert effekt har økt. Som motytelse stiller aktørene den økte effektmengden tilgjengelig for Statnett i regulerkraftmarkedet i avtaleperioden. Ekstraordinær driftsforstyrrelsesreserve I Midt-Norge har Statnett to reservekraftverk (samlet effekt 300 MW) som tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS). Vinteren 2010/2011 fikk Statnett tillatelse til å kunne starte reservekraftverkene ved driftsforstyrrelser hvor alternativet ville være utkobling av forbruk over lengre tid. Dette innebærer at reservekraftverkene ikke inngår som en del av reservevolumet Statnett sikrer for å håndtere dimensjonerende feil og erfart ubalanse, men skal kun anvendes ved ekstraordinære hendelser.

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

5.2. Andre systemtjenester Systemansvarlig har også andre ordninger som ikke kan defineres innenfor de foregående reserver, men som er sentrale virkemidler for å sikre systemdriften.

Produksjonsflytting Forskrift om systemansvaret sier at ” Systemansvarlig kan fremskynde eller utsette planlagt produksjonsendring med inntil femten minutter. Systemansvarlig skal betale produsenten for dette. Betalingen skal fastsettes med utgangspunkt i aktuelle markedspriser.” Systemtjenesten produksjonsflytting 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. Dagens markedsløsninger gir balanse for hver time, men det kan likevel bli store ubalanser innenfor timene. Spesielt i perioder med store endringer i totalt forbruk (inklusiv utveksling mot utlandet) kan dette medføre problemer for kraftsystemet. Det er da behov for å sikre balansen bedre også innenfor timen. Tjenesten og betalingen for denne er i dag samordnet i Norden, hvilket innebærer at alle nordiske TSOer er med å betale for dette.

Systemvern Forskrift om systemansvar sier at ”Systemansvarlig kan kreve installasjon og drift av utstyr for automatiske inngrep i kraftsystemet for å unngå sammenbrudd eller for å øke overføringsgrenser i regional- og sentralnettet (systemvern). Systemansvarlig skal betale for kostnadene ved slike pålegg.” Produksjonsfrakobling (PFK) Produksjonsfrakobling som systemvern benyttes priforbruk og produksjon av reaktiv effekt Etter hvert som forbindelsene i et vekselstrømsystem belastes vil strømmen ikke bare møte motstand for selve effektoverføringen (aktiv effekt), men også forbruke reaktiv effekt. Dette kan sees på som systemets motstand mot stadige endringer som følge av at strømmen endrer retning med en frekvens på 50 Hz (50 ganger pr sekund). I et ubelastet eller lite belastet vekselstrømsystem vil det oppstå en ladeeffekt (også kalt ”Ferranti-effekt”), som gjør at spenningen utover i nettet stiger. Spenningsstigningen øker betydelig med både spenningsnivå og lengde på forbindelsene. For sjøkabelforbindelser er denne effekten vesentlig på grunn av den høye kapasitansen mellom leder og kappe (jord) som ligger nær hverandre. Systemansvarlig må til en hver tid kompensere for den reaktive effekten i systemet med såkalte kompenseringsanlegg. Dette er kondensatorbatterier, reaktorer, roterende fasekompensatorer og SVC-anlegg. Generatorer og de nye VSC-omformerne (spenningsstyrte likeretterstyring) kan også brukes for kompensering.

mært for å kunne øke overføringskapasiteten i nettet. Overføringsgrenser kan heves ved å sikre at utvalgte kraftstasjoner kobles ut automatisk ved bryterfall eller kritisk overlast i nettet. Produksjonsfrakobling benyttes typisk innenfor områder med ønske om stor kraftflyt ut av området. Dette bidrar til økt utnyttelse av kraftsystemet. Kraftprodusenter som har fått installert PFK på ett eller flere av sine aggregater blir kompensert for dette gjennom fast betaling og betaling per utkobling. Systemansvarlig vedtar årlig satser for PFK. Bryterstyrt belastningsfrakobling (BFK) Systemvern er i bruk for momentan frakobling av forbruk og omtales da som bryter-/ledningsstyrt belastningsfrakobling (BFK). Bruk av BFK for å øke overføringskapasiteten i nettet gjøres ved at ved visse feil vil én eller flere forbrukere kobles ut for å redde de resterende forbrukerne i området. Det er forutsatt at forbruk som kan gå ut på grunn av systemvern for å øke overføringskapasiteten i nettet kan kobles raskt inn igjen. Systemvern med BFK innebærer at man øker importkapasiteten inn til det aktuelle området. Normalt legges industriforbruk bak slike systemvern. I Bergen har man, i mangel på egnede større forbruksobjekter, også måttet knytte alminnelig forsyning til et slikt systemvern. BFK anvendes av hensyn til driftsog forsyningssikkerhet. Bruk av BFK er i de fleste tilfeller en midlertidig løsning i påvente av nettforsterkninger. Industriaktører som har fått installert bryterstyrt belastningsfrakobling på sine anlegg blir kompensert for dette gjennom årlig betaling og betaling per utkobling. Frekvensstyrt belastningsfrakobling (BFK) Belastningsfrakobling ved svært lave frekvenser er et sisteskansevern som brukes i forbindelse med større driftsforstyrrelser på systemnivå der man ved fallende frekvens kobler ut forbruk (og da gjerne hele transformatorer) for å hindre totalkollaps. Slike vern er utformet slik at ulik last kobles ut trinnvis ved ulik minimumsfrekvens. Eksempel: synker frekvensen i et område til 49,70 Hz kobles noe last ut, dersom dette ikke er nok til å stabilisere den synkende frekvensen kobles ytterligere last ut ved neste trinn, som for eksempel kan være ved 49,40 Hz. Slik fortsetter det trinnvis.

Reaktiv effekt Forskrift om systemansvar sier at ”Produksjonsenheter tilknyttet regional- og sentralnettet skal bidra med produksjon av reaktiv effekt innenfor enhetenes tekniske begrensninger. Systemansvarlig skal betale konsesjonærene for pålagt produksjon av reaktiv effekt ut over de grenser som er fastsatt av systemansvarlig. Betalin-

gen skal fastsettes med utgangspunkt i aktuelle markedspriser og et normalnivå på de ekstra påførte fysiske tap som produsenten blir påført.” Spenningen er en lokal størrelse i det synkrone systemet, i motsetning til frekvensen som er en felles nordisk parameter (”global”) og lik i hele synkronsystemet. Reaktiv effekt er derfor å betrakte som en lokal tjeneste knyttet til spenningsreguleringen i nettet. Ulike nettkomponenter vil kunne bidra både til å levere og fjerne reaktiv effekt. Generelt gjelder det at i tunglast i nettet er det behov for leveranse av reaktiv effekt, mens det i lavlast er behov for å fjerne reaktiv effekt. Slike forhold håndteres både av produksjonsapparatet, og ved hjelp av spesielle nettinstallasjoner som kondensatorbatterier, reaktorer og SVC-anlegg. Når det gjelder raske endringer i spenningen i nettet på grunn av spenningsdipper vil produksjonsanlegg kunne gi et viktig bidrag til å stabilisere forløpet slik at mer alvorlige hendelser unngås. Det tilstrebes derfor at produksjonsenheter normalt skal ligge med nullleveranse av reaktiv effekt for å kunne både øke og redusere spenningen raskt. Systemansvarlig vedtar årlig satser for reaktiv effekt.

5.3. Andre ordninger for systemdriften Tariff for fleksibelt forbruk Formålet med tariff for fleksibelt forbruk er å kunne avlaste nettet ved at systemansvarlig og/eller det regionale nettselskapet kan koble ut forbruket som følge av akutt eller forventet knapphet på overføringskapasitet. Så snart grunnlag for utkobling ikke lenger gjelder skal forbruk få tillatelse til å kobles inn igjen. Ordningen er frivillig. Deltakerne i ordningen med redusert tariff for fleksibelt forbruk får ingen kompensasjon ved utkobling, men mottar en prosentvis rabatt i tariffens faste ledd avhengig av responstid på aktivering og behov for hviletid. Langvarig utkobling kan forekomme. Fleksibelt forbruk bidrar til en samfunnsøkonomisk effektiv utnyttelse av overføringskapasiteten, samt stimulerer til økt forbrukerfleksibilitet. Forbruk som kan kobles ut på kort varsel ved kapasitetsbegrensninger i nettet er ikke dimensjonerende for planleggingen av nettet. De mottar en lavere kvalitet på transport av kraft og betaler derfor heller ikke full pris for denne tjenesten. I sentralnettet gis det reduksjon i fastleddet ut fra varslingstid (tid fra beskjed er gitt fra systemansvarlig til forbruk er koblet ut) for tre forskjellige kategorier: ■■ 15 minutter varslingstid, uten begrensning på varighet av utkoblingen: 95 prosent reduksjon i fastleddet ■■ 2 timer varslingstid, uten begrensning på varighet av

utkoblingen: 75 prosent reduksjon i fastleddet ■■ 15 minutter varslingstid med begrensning på varighet av utkoblingen til maksimalt 2 timer: 25 prosent reduksjon i fastleddet Det er nettselskap i regionalnettet som tilbyr fleksibelt forbruk til systemansvarlig fra sluttkunder i eget nett. Dagens forskrift pålegger ikke lenger nettselskapene å måtte tilby en reduksjon i tariffen for slikt fleksibelt forbruk til sine kunder. Statnett arbeider for at flest mulig av nettselskapene viderefører ordningen. Ordningen benyttes for å avlaste nettet ved at forbruk kobles ut i perioder med effektknapphet grunnet høy last gjennom vinterhalvåret, flaskehalser og feilsituasjoner. Varighet på utkoblingene er normalt noen timer, men kan strekke seg over flere dager. Vinteren 2009/2010 og 2010/2011 har systemansvarlig brukt utkoblbart forbruk til sammen over 25 ganger.

Tiltak for å håndtere energiknapphet (svært anstrengte kraftsituasjoner) Statnett har gjennom St.meld. nr. 18 (2003-2004) om forsyningssikkerheten ved elektrisitet mv. (forsyningssikkerhetsmeldingen) og den etterfølgende innføringen av Forskrift for systemansvar § 22a, fått utvidet og presisert systemansvaret. Myndighetene har utvidet og presisert ansvaret for å sikre at det er momentan balanse mellom produksjon og forbruk av kraft i det norske kraftsystemet også i år med svikt i nedbøren. Statnett har derfor utviklet to virkemidler for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner, nemlig energiopsjoner i forbruk og reservekraftverk. Hensikten er å redusere risikoen for rasjonering ved en svært anstrengt kraftsituasjon (SAKS). Kriterium for å kunne ta i bruk tiltakene er at sannsynligheten for rasjonering må være større enn 50 prosent. Statnett vil i en slik situasjon måtte søke NVE om godkjenning før tiltakene blir iverksatt. Energiopsjoner i forbruk er sammen med reservekraftverk å anse som forsikringsordninger som kun blir tatt i bruk ved svært anstrengte kraftsituasjoner. En energiopsjon er en avtale som gir Statnett en rettighet til å kreve at en forbruksenhet reduserer sitt forbruk av elektrisitet over en lengre periode (minimum 2 uker).

Manuell utkobling av forbruk Systemansvarlig har et ansvar for å følge utviklingen i både nasjonale og regionale effekt- og energibalanser. For å kunne håndtere helt spesielle situasjoner må konsesjonærene, typisk de regionale nettselskapene, ha oppdaterte planer for å håndtere kortvarig Manuell Utkobling av Forbruk (MUF) (FoS § 13). Konsesjonær/ regionale nettselskap skal utarbeide og fremlegge slike planer til systemansvarlig for vedtak.

Kap

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Tvangsmessig utkobling av forbruk er et ”siste skanse”- tiltak, der det forutsettes at alle frivillige og markedsmessige løsninger er utnyttet. Tvangsmessig utkobling av forbruk har store konsekvenser for samfunnet, og gjennomtenkte planer for hvilket forbruk som skal inngå i utkoblingen er en viktig forutsetning. Systemansvarlig har en rett til å foreta tvangsmessig utkobling av forbruk både under større driftsforstyrrelser og ved effektknapphet i kraftsystemet. I helt spesielle situasjoner kan det bli aktuelt å rullere utkoblingen mellom de objektene som finnes på listen over utkoblinger. En eventuell kraftrasjonering grunnet energiknapphet vil bli vedtatt av Olje- og energidepartementet, og styrt av rasjoneringsmyndigheten (Norges vassdrags- og energidirektorat) i samsvar med konsesjonærenes eget planverk for kraftrasjonering.

5.4. Krav til tilknytning og deltakelse i kraftsystemet Med fysisk tilknytning til kraftsystemet følger det både plikter og rettigheter. Kraftprodusenter og større forbrukere er underlagt en rekke krav som spenner fra rent tekniske krav for anleggets utforming til planlegging og rapportering av produksjonsplaner. Det stilles også krav til løpende innsending av måleverdier. Denne datautvekslingen er ikke minst viktig for korrekt avregning av kraftomsetning både bilateralt, på kraftbørsen og i balanseoppgjøret.

Krav til balanseavtale og utarbeidelse av planer Grovbalanseringen av produksjon og forbruk skjer gjennom handelen i Elspot. For å handle på Elspot stilles krav om en balanseavtale med respektive systemansvarlig, eller aktør som har slik avtale, i de land eller delområder der det handles. For kraftprodusenter i Norge er det krav om at foreløpige produksjonsplaner for kommende døgn sendes til Statnett innen klokken 19:00. Når det gjelder utformingen av produksjonsplaner, er det i tillegg krav om at store endringer (over 200 MW per time, eller over 500 MW over to timer) i typiske opp- og nedkjøringsperioder utarbeides som kvarterplaner. På denne måten blir produksjonssprangene rundt timeskift noe dempet, og produksjonsprofilen over timen er bedre avstemt med forbruksendringene, som illustrert i figur 5.2. Figuren viser at det oppnås en produksjonsendring som er mer i tråd med forbruksendringen. Krav om slik justering av produksjonsendringer har til nå bare omfattet norske kraftprodusenter. Tilsvarende krav innføres fra 2013 også i Sverige og Finland. Foruten FoS er forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester (FOR 1999-03-11 nr. 301) viktig krav til aktører i kraftsystemet. Systemer for innsending av plandata baserer seg på de samme systemer som gjelder for innsending av måledata til avregning og beregning av balanseoppgjør. All oversendelse skjer via elektroniske systemer, og kraftprodusenter og store forbrukere må ha systemer som støtter slik datautveksling. Siste frist for endringer av produksjonsplaner er 45 minutter før driftstimen. Med utgangspunkt i de planer og prognoser som foreligger før driftstimen planlegger Statnett balanseringen av kraftsystemet. Alle kraftprodusenter av en viss størrelse må selv ha eller være tilknyttet en døgnbemannet driftssentral slik at systemansvarlig kan komme i kontakt med de operatører som styrer kraftproduksjonen.

Krav til anlegg som skal levere systemog balansetjenester

t+1

t+2

t+3

figur 5.2: eksempel på oppdeling i kvartervise planer

Produksjonsanlegg og i noen grad større forbruksenheter, er ressursbanken for systemog balansetjenester. En viktig del av arbeidsoppgavene som tilligger systemansvarlig, er å fatte vedtak i medhold av FoS, deriblant § 14 om planlegging og idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet. FoS § 14 omfatter alle anlegg tilknyttet regional- og sentralnettet. Nye anlegg og endringer i eksisterende anlegg skal ha funksjonalitet for å bidra til tilfredsstillende leveringskvalitet og en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet. Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) er

en veileder, utarbeidet av Statnett, for konsesjonærer som planlegger nye anlegg eller endringer i eksisterende anlegg. Veilederen informerer om hvilke tekniske løsninger, funksjonalitet og innstillinger som normalt legges til grunn i vedtak etter FoS §§ 14 og 20, herunder også gjeldene funksjonskrav til produksjonsanlegg med hensyn til å kunne levere systemtjenester. FoS åpner også opp for at systemansvarlig kan fatte tilsvarende vedtak for produksjonsenheter i distribusjonsnettet. Vedtak om funksjonaliteten til anleggene innebærer imidlertid ikke en generell plikt til å levere systemtjenester i henhold til den tekniske funksjonaliteten. Leveranse av systemtjenester reguleres av egne langsiktige vedtak eller systemkritiske vedtak fra systemansvarlig. Statnetts veileder for funksjonskrav (FIKS) er tilgjengelig på Statnetts nettsider (www.statnett.no).

5.5. Anskaffelse av systemdriftstjenester Det er opp til de enkelte land i Norden hvordan de vil anskaffe sin andel av Nordens system og balansetjenester. Unntaket er regulerkraftmarkedet som er et felles nordisk marked for tertiære reserver. Tekniske spesifikasjoner, volum og andel av ulike tjenester som tillates anskaffet utenfor eget delsystem er definert i Nordisk Systemdriftsavtale. I FoS er det definert hvilke tjenester systemansvarlig skal betale for og hvilke tjenester som ikke kvalifiserer til noen form for kompensasjon. Når systemansvarlig vedtar leveranse av system- eller balansetjenester skjer dette med hjemmel i de enkelte paragrafer i FoS som regulerer bruken av den aktuelle tjenesten.

systemkritiske vedtak Dette er vedtak som av tidsmessige og praktiske grunner må effektueres der og da, eller relativt raskt etter at de er fattet. Energiloven stadfester at slike vedtak er unntatt fra forvaltningslovens regler om saksforberedelse, krav til utforming/innhold i vedtaket og klage til overordnet organ.

prising av reserver Prisen på reserver har to priselementer: Kapasitet: Pris betalt som en garanti for at reserven skal være tilgjengelig. Dette krever at kapasitet er allokert til produktet både hos produsenter (evt. andre leverandører) og i overføringsnettet. Dette omtales også som beredskapspris eller opsjonspremie. Aktivert energi: Betaling for energien som blir produsert ekstra/ solgt tilbake som følge av aktivering av reserver. Dette omtales også som aktiveringspris. Det er ikke nødvendig å reservere kapasitet for å få aktivert energi dersom reserve sikkert er tilgjengelig i kraftsystemet.

Forskriften sier at det i størst mulig utstrekning skal brukes virkemidler som er basert på markedsmessige prinsipper, og for flere av systemtjenestene har Statnett organisert markedsløsninger. Det er Statnett som har hjemmel til å fastsette omfang og, i stor grad, metode for anskaffelse av systemog balansetjenester i Norge. Det finnes ulike varianter av løsninger som benyttes ved anskaffelse av systemog balansetjenester. Markeder: Kjøpe tjenester på en norsk eller nordisk handelsplass som er opprettet med formål på omsetning av bestemte produkter. Det nordiske regulerkraftmarkedet (RKM), det norske regulerkraftopsjonsmarkedet (RKOM) og markedet for frekvensstyrte reserver er slike handelsplasser. Tilsvarende er det mulighet for videresalg eller kjøp mellom TSOer. Primærreserver omsettes i dag mellom nordiske TSOer ved salg mellom nasjonale markedsplasser. Insentiver: En annen variant er insentivbaserte løsninger som gir aktørene insentiver til en agering som støtter kraftsystemets behov, for eksempel gjennom utforming av tariffer. En utfordring med insentiver er at det er vanskelig i forkant å forutsi eksakt volum som realiseres. Vedtak: Systemansvarlig kan gi pålegg om å bidra med systemog balansetjenester i form av vedtak etter bestemmelser i FoS. Det kan også pålegges bidrag gjennom utformingen av forskriften direkte. For noen tjenester fattes det vedtak om leveranse eller eventuelt pålagt deltagelse i markeder for slike tjenester over lengre perioder. Dersom driftssituasjonen krever det kan systemansvarlig også fatte systemkritiske vedtak om å bidra med systemog balansetjenester utover det som er klarert i markeder eller ordinære ordninger. Et eksempel på sistnevnte er at all tilgjengelig regulerytelse rekvireres som bud i regulerkraftmarkedet. Et annet eksempel er hvis en produsent pålegges å bidra med ekstra frekvens- eller spenningsregulering fra en bestemt kraftstasjon, i forbindelse med feil eller krevende driftssituasjoner. Mer om hvordan Statnett praktiserer systemansvaret kan finnes i dokumentet ”Statnetts praktisering av systemansvaret” som er tilgjengelig på Statnetts nettsider (www.statnett.no).

5.6. Samspill mellom de ulike tjenestene De fleste tjenestene anskaffes før driftsøyeblikket og aktiveres, automatisk eller manuelt, etter en hendelse. En hendelse kan være en feil eller at ubalanser oppstår som følge av avvik fra aktørenes planer. Reserver sikres først og fremst gjennom

x x x

(x) x x x x x

Effektbrist/ driftsforstyrrelser

Balansering av frekvens x x x x x

Redusere sannsynlighet for eller omfang av rasjonering

Marked Marked Marked Marked Marked Marked Vedtak Vedtak Vedtak Vedtak Vedtak Insentiv Marked

Håndtere ﬂaskehalser

Øke overføringskapasitet (og/eller driftssikkerhet)

Tiltak Energimarkedene: Elspot Elbas Reserver: Tertiær (regulerkraft) Sekundær (LFC) Primær - normaldrift Primær - driftsforstyrrelse Andre Kvarterstilpasning (lastfølge) systemtjenester: Belastningsfrakobling - snitt Belastningsfrakobling - under-frekvens Produksjonsfrakobling Reaktiv effekt Andre ordninger Tariff for ﬂeksibelt forbruk for systemdriften: Energiopjsoner i forbruk

Reserver sikres i forkant av driftsdøgnet

Anskaffelses-form

Problemstillinger som håndteres:

Driftsfasen Sikre at aktørene er i balanse

Planfasen

Håndtering av drift med redusert driftssikkerhet

Kap

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

(x)

x x x

(x) x

figur 5.3: ulike systemog balansetjenester og deres anvendelsesområder

markedsløsninger som RKOM-sesong, RKOM-uke og ukemarked for primærreserver, samt i noen grad gjennom langsiktige bilaterale avtaler: ■■ Etter Elspotklarering kjøres døgnmarked for primærreserver. ■■ Handel i Elbas kan foregå fram til en time (i Norge to

PLANFASE

timer) før driftstimen. ■■ 45 minutter før driftstimen er det endelig frist for bud i regulerkraftmarkedet og frist for innsending av endelige produksjonsplaner. Oversikt over tilgjengelige bud til regulerkraftmarkedet

DRIFTSFASE

Frekvens (Hz) Gate Closure RKM-bud og produksjonsplaner

t=0 Elspot klarering

Elbas klarering

Ubalanse oppstår

Handel Elspot

ARES LFC

Reserver sikres: RKOM ARES LFC Bilateralt

45 min Frys

Handel

~0 – 2 min ~2 min - ~15 min

Elbas

-15 min 1h Marked lukket

12–36 h

min Primærregulering (Frekvensstyrt reserve) (FNR + FDR)

Sekundærregulering (Load frequency control) (LFC)

Styring

Automatisk

Produkt

Frekvensstyrt reserve

Anskaffelse Betaling

Tertiærregulering (Regulerkraft) (RK)

Manuell

LFC

Regulerkraft (RK)

Marked (ARES) Grunnleveranse

Marked fra 2012

RKM (Nordisk marked) (RKOM - bilaterale avtaler)

Markedspris Sats iht. FoS §9

Markedspris

figur 5.4: anskaffelse og aktivering av systemog balansetjenester

Markedspris

oppdateres løpende, og fra 45 minutter før driftstimen starter operatørene tilpassing av produksjonsapparatet til forventet forbruksutvikling gjennom produksjonsflytting av produksjonsplaner. Når driftstimen starter ved t=0 skal det være balanse mellom produksjon og forbruk. Nødvendige reserver for å håndtere ubalanser som kan oppstå i driftstimen skal være tilgjengelige.

5.7. Kostnadsutvikling og finansiering av systemog balansetjenester Systemtjenester finansieres hovedsaklig gjennom sentralnettsleien. Et unntak er tertiærreserven (regulerkraftmarkedet), som er en integrert del av balanseoppgjøret (se beskrivelse). Kostnader for regulering av ubalanser i dette markedet vil dekkes av de aktører som til enhver tid bidrar til ubalansen. I tillegg dekkes kostnaden for frekvensstyrt normaldriftsreserve (FNR) og 10 prosent av kostnadene for frekvensstyrt driftsforstyrrelsesreserve (FDR) og og 10 prosent av regulerkraftopsjoner (RKOM) gjennom balanseavregningen. Med anskaffelse av systemog balansetjenester på markedsmessige prinsipper vil kostnadene til slike tjenester variere til stor del med kraftprisen (aktørens alternative verdi av vannet). Typisk koster raske/ automatiske reserver, som krever roterende anlegg,

mest når kraftprisen er lavest, fordi leverandørene da må bruke vann for å produsere på ikke optimalt tidspunkt. Mer langsomme reserver koster typisk mest når kraftprisen er høy. Den samlede kostnaden for systemog balansetjenester har økt de senere år. Det er en økende interesse for utveksling av systemog balansetjenester mellom ulike land og synkronsystemer. Dette forventes å gi økt samfunnsøkonomisk nytte. Samtidig vil flere utenlandsforbindelser bidra til økte kostnader for systemog balansetjenester ved at det blir mer prisstruktur (blant annet variasjon dag og natt) i energimarkedene. Statnett vurderer om det er hensiktsmessig å innføre en såkalt systemtariff, som innebærer at kostnader og inntekter knyttet til systemdriften skilles fra nåværende sentralnettstariff. Det er flere formål for en slik tariff. Et viktig formål er å bidra til en riktigere kostnadsfordeling, samt at en tariff vil kunne gi insentiver til aktørene for en mer ønsket adferd, og dermed bedre systemdriften. Innføring av en systemtariff vil kreve en endring i kontrollforskriften.

mill kr.

balanseoppgjøret Alle som driver fysisk omsetning av kraft i Norden må ha balanseavtaler med TSO i de respektive land, eller en avtale med en tredjepart som tar balanseansvaret. Årsaken til dette er at all fysisk krafthandel må kunne få avregnet ubalanser i forhold til planlagt (handlet) kraftflyt. I regulerkraftmarkedet settes regulerkraftprisene som benyttes i balanseoppgjøret for all fysisk kraftomsetning. Ubalanser som følge av eksempelvis prognosefeil er passive ubalanser, mens aktive ubalanser er det som oppstår som følge av at produksjon eller forbruk som deltar i regulerkraftmarkedet aktiveres. Ved store ubalanser må det aktiveres mye regulerkraft og prisen for regulerkraften, og dermed også balansekraften, blir høyere jo større volumer som aktiveres. Det beregnes separate balanser for produksjon og forbruk/handel, og det er ulike incentiver for å planlegge seg i balanse. Produksjonsanlegg større enn 3MW har et økonomisk incentiv til å unngå ubalanser, ved at avvik fra produksjonsplan alltid prises til den dårligste prisen av elspotog regulerkraftpris. Unntaket er aktiverte volum som prises etter egne regler. Forbruksubalanser prises alltid til regulerkraftpris, men belastes et gebyr per MW ubalanse. Avvik beregnes time for time.

600

500

400

300

200

100

0 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Regulerkraftopsjoner inkl. langsiktige avtaler Spesialregulering Frekvensstyrte reserver (fra 2007) Øvrige systemtjenester (eksklusiv frekvensstyrte reserver fra 2007) Øvrige systemtjenester (inklusiv frekvensstyrte reserver til og med 2006)

figur 5.5: utvikling systemdriftskostnader 2003–2011 (mill. kr)

Utvikling av spenningskvalitet [antall minutter utenfor fastsatte grenseverdier, min/år]

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

Fremtidens kraftsystem vil kreve mer av systemdriften – og systemdriften vil kreve mer av aktørene

Hoveddrivkreftene for videreutvikling av kraftsystemet er forsyningssikkerhet, klimapolitikk og markedsintegrasjon. EU er en sentral pådriver for både klimapolitikk og markedsintegrasjon. Hoveddriverne påvirker i vesentlig grad hvor mye ny kraftproduksjon og forbruk som kommer, behov og mulighet for ny nettkapasitet i og ut av Norge og Norden, samt utvikling innen markedsdesign, regelverk og teknologi. Norsk systemdrift påvirkes av utviklingen i Norden for øvrig, og Norden påvirkes av utviklingen i Europa. Basert på de langsiktige utviklingstrekkene for kraftsystemet som er skissert i Statnetts Nettutviklingsplan 2011 er det foretatt vurderinger av konsekvensene for systemdriften. Påvirkningen på systemdriften vil foregå på flere områder: ■■ Den fysiske balanseringen vil endres gjennom større og hyppige flytendringer i store deler av nettet. ■■ Samhandlingen og arbeidsprosessene med aktørene vil bli mer formalisert, automatisert og ha økte krav

Hoveddrivkrefter…

til verifisering. ■■ Store regulatoriske og beslutningsmessige endringer, både nasjonalt og ikke minst internasjonalt. Flere av disse forholdene vil bedre situasjonen for fremtidens systemdrift, men samlet sett vil situasjonen trolig komme til å være mer krevende enn nå. Dette medfører også at systemdriftskostnadene ventes å øke fremover, blant annet fordi redusert tilgang på fleksibilitet i kraftsystemet gjør det dyrere å sikre tilgangen til fleksibiliteten.

6.1. Europeisk regelverk får betydning for både energimarkedene og systemdriften Felles europeisk regelutforming – Framework Guidelines og Network Codes EUs tredje energimarkedspakke, som trådte i kraft i 2011, er EUs viktigste mål innen energisektoren for å

…påvirker kraftsystemet…

…og systemdriften

Mer nett innenlands

Forsyningssikkerhet

Markedsintegrasjon og -effektivitet

Klimapolitikk

Økt utvekslingskapasitet • HVDC mot utlandet Økt handel og integrasjon • Markedskobling energihandel • Salg av balansetjenester • Justert markedsdesign Forbruksutvikling • Smart grid/forbruker fleksibilitet • Energieffektivisering • Nye typer forbruk Økt fornybar kraftproduksjon • Småskala vannkraft • Vindkraft

Frekvenskvalitet ytterligere utfordret • Redusert tilgang til fleksibilitet • Store og hyppige flyt endringer • Tidvis lav kortslutnings ytelse Bedre leveringskvalitet: • Færre området med brudd på N-1-kriteriet • Bedre spenningskvalitet, pga. mer kompensasjons- anlegg

Økt formalisering, økt automatisering og økt verifisering Internasjonale løsninger og beslutninger Økte systemdriftskostnader

figur 6.1: drivere for kraftsystemutviklingen og tilhørende påvirkning for systemdriften

skape et felles, indre marked til år 2014. Felles regelutvikling er en sentral del av denne prosessen. Den tredje energimarkedspakken innebar opprettelsen av ENTSO-E og ACER (som begge er omtalt i kapittel 2), samt innføring av nye virkemidler for europeisk regelverksutforming, såkalte Framework Guidelines og Network Codes. Framework Guidelines er ikke-bindende overordnede retningslinjer (rammeretningslinjer) som skal danne føringer for utarbeidelsen av mer detaljerte bindende Network Codes. Framework Guidelines utarbeides av ACER med innspill fra berørte aktører gjennom høringsrunder. Med basis i Framework Guidelines skal det utvikles et regelverk bestående av en eller flere bindende nettregler - Network Codes - i tråd med rammeretningslinjen. Normal prosedyre vil være at EU-kommisjonen ber ENTSO-E om å utarbeide slike regler. Kommisjonen kan også på eget initiativ utarbeide Network Codes. I vedtakelsesprosessen vil både Europaparlamentet og Rådet kunne forkaste forslag til Network Codes. Network Codes vil være regler som etablerer rettigheter og plikter, og som mest sannsynlig vil bli vedtatt i forordnings form. I EU vil en forordning være direkte anvendelig overfor alle den retter seg mot, mens den i Norge først blir bindende for foretak mv. etter vedtak i EØS-komiteen og påfølgende implementering i norsk rett gjennom forskrift/lov (som en direkte oversettelse av forordningen). Et slik EU-basert regelverk vil ha forrang for eksisterende norsk regelverk på relevant område. Eksisterende norsk regelverk vil måtte endres/falle bort. Eksempelvis vil både FoS og FIKS bli påvirket. Det skal utarbeides nettregler for en rekke områder. I praksis omfattes alle markedsrelaterte områder, systemsikkerhet og drift. Det arbeides med en plan for Network Codes for den neste tre års perioden (innen 2014). I foreløpig plan er det åtte prioriterte Network Codes 10. Sett over en relativ kort tidshorisont vil Norge gjennom forpliktelsene etter EØS-avtalen mest sannsynlig ta over et ganske betydelig regelverk utviklet på EU-plan. Dette vil i praksis komme i stedet for og/eller komme i tillegg til eksisterende regler, og Statnett og andre norske aktører vil måtte forholde seg til nye, EU-baserte regler av direkte betydning for drift, marked og systemsikkerhet. Arbeidet med utvikling av Network Codes er omfattende, og stiller store krav til ressurser hos aktørene. Det stilles krav til involvering av berørte parter gjennom høringer i forslagsfasen. Når det gjelder aktørinvolvering legges det opp til omfattende konsultasjonsprosesser fra både ENTSO-E og EU-systemet. Det er viktig at norske aktører benytter mulighetene de har til å påvirke regelverksutformingen.

Felles europeisk regelutforming og harmonisering må ivareta det nordiske kraftsystemets egenart Internasjonal regelutvikling påvirker kraftsystemet både operativt og markedsmessig (se neste delkapittel). Det norske og nordiske kraftsystemet er annerledes enn kraftsystemer i andre land, på grunn av stor andel vannkraft og høyt utnyttet nett. På enkelte områder er det viktig at regelutforming og Network Codes tar hensyn til dette. Den europeiske regelutviklingen må balansere behovet for felles regler opp mot regionenes utfordringer. Det vil kunne være behov for regionale tilpasninger. Utviklingen må sikre at regionene, som den nordiske, på mange områder må ha mulighet for å videreføre ordninger før man på sikt går for felles europeisk løsninger. Selv om regelutviklingen i stor grad drives av europeiske prosesser vil mange viktige beslutninger om videreutvikling av det nordiske synkronsystemet fremdeles skje regionalt i Norden. Økt operativ koordinering mellom ulike lands systemansvarlige vil føre til økt formalisering av krav, planer og oppfølging. Det er fundamentalt at de regler som besluttes følges opp og implementeres likt i ulike land. Det nordiske synkronsystemet er avhengig av at alle land og aktører følger reglene – og at man unngår store forskjeller. Avvik og forskjeller påvirker både sårbarhet og risiko i det samlede systemet, og kan gi økonomiske konsekevenser. Det vil fremover kreves mer fokus på etterlevelse og kontroll av regler – både nasjonalt og mellom land.

Aktuelle justeringer av energimarkedene vil kunne endre det nordiske kraftmarkedet Det norske produksjonsapparatets fleksibilitet fører til at Norge normalt er selger av fleksibilitet til andre land. Salg av fleksibilitet fører til store endringer, gjerne på kort varsel, i det norske systemet. Dette bidrar til at Statnett, som ansvarlig for å håndtere konsekvenser av salg av fleksibilitet, ofte har andre posisjoner enn TSOene som får tilført fleksibilitet til sitt system ved kjøp fra Norge. Den norske praktisering av pris-/budområder er unik i europeisk sammenheng; kun et fåtall andre land har interne budområder, og det er bare Norge som praktiserer det man i Europa referer til som ”dynamiske budområder”. Med bakgrunn i vår særstilling anses det som viktig også i fremtiden å kunne benytte budområder både for å gi markedet riktige prissignaler og som et verktøy i systemdriften. I den europeiske diskusjonen vurderes det om endringer av budområder skal være resultat av en omfattende prosess hvor alle TSOene og regulatorer i omliggende land skal analysere og godkjenne

| 10 Capacity Allocation and Congestion Management , Forward Market, Generation Connection (pilot), DSO and Industrial Load Connection, Operational

Security, Operational Planning and Scheduling, Load-frequency Control and Reserves, Balancing

Kap

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

endringene av budområder. En slik prosess vil være tidkrevende og vanskeliggjør bruk av budområder som et effektivt virkemiddel i systemdriften for å gi riktige prissignaler til markedet. Statnett arbeider for at regelverket tillater at systemansvarlig skal kunne justere budområder i løpet av en kort tidsperiode. I de europeiske prosessene er det vurdert å utnevne regionale enheter for sammenstilling av europeiske nettmodeller. De regionale enhetene skal være ansvarlige for den regionale kapasitetsberegningen, det vil si beregningen av kapasitet mellom budområder. Norden vil da være en enhet. I land med interne budområder (som i Norge) og mindre masket nett, vil kapasitetsfastsettelse mellom interne områder i liten grad påvirke andre TSOer. Statnett arbeider for at det bør tillates flere regionale enheter for beregning av kapasitet, forutsatt at man gjøre dette med samme metode og basert på samme type data. Kapasitet på utenlandsforbindelser mellom nordiske land blir auksjonert som en del av energiauksjonen (implisitt auksjon) organisert av Nord Pool Spot. Tilsvarende blir kapasiteten mellom Norge og Nederland, og mellom Sverige/Danmark og Tyskland håndtert. Dette er en effektiv handelsløsning, og alle Norges utenlandsforbindelser har denne løsningen. Implisitt auksjon av kapasitet er også den valgte løsningen for mellomrikskapasitet i Europa. Det pågår nå en diskusjon i Europa om mulig innføring av såkalt flytbasert markedsklarering (flow based market coupling), noe som vil påvirke flyten i og mellom områder. Nærmere omtale i kapittel 7. Dynamiske løsninger for allokering av kapasitet mellom spot og reserver underbygges både av empiriske TSOene setter rammer for kraftmarkedet (og systemdriften) Energihandelsprosessen:

Dagens håndtering:

Aktuelle endringer

Etablering av spotområder

TSOene fastlegger budområder

Fastere regler for budoråder (mindre dynamiske) Flytbasert markedsalgoritme

Fastsette nett-/ handelskapasitet

analyser av historiske priser og modellanalyser. Metodene som bestemmer allokeringen mellom produktene må være transparente, objektive og forutsigbare for markedsaktørene. Det forventes at utvikling og modning av reservemarkeder i Nord-Europa vil gjøre det mulig å benytte kapasitetspriser for reserver i flere områder som underlag til en slik allokeringsmekanisme. Nærmere omtale i kapittel 7. De fleste land på kontinentet har innført, eller er i ferd med å innføre intradag-handel som stoppes en time før driftstimen. Det pågår et arbeid med å koble intradaghandel i Norden sammen med den på kontinentet. Det er intra-dag handel på NorNed (Norge – Nederland) fra mars 2012. Det arbeides også med å få etablert en løsning mellom Jylland og Tyskland.

6.2. Økt fornybar kraftproduksjon og økt utenlandskapasitet fra Norden gir systemdriftsutfordringer i kvadrat Klimapolitikk gir mer ny fornybar og distribuert kraftproduksjon Aktiv klimapolitikk både nasjonalt og internasjonalt, jf. fornybardirektivet, sammen med økte brenselspriser, vil drive fram en omfattende omstilling av energiog kraftsektoren i både Norden og Europa. Aktiv klimapolitikk fremmer også ny fornybar produksjon i Norge og Norden. En felles svensk-norsk ordning med et marked for elsertifikater er idriftsatt fra 2012. Elsertifikater er et virkemiddel for å stimulere til økt utbygging av ny fornybar kraftproduksjon. Målsetningen er 26,4 TWh ny fornybar kraftproduksjon innen 2020.

Energimarkeder for aktørene

Priser og volum i Elspot

TSOene fastlegger kapasitet, tar hensyn til: – Vedlikehold/ revisjoner – Kapasitet til utveksling av reserver

Implisitt auksjon

Egne enheter som fastlegger kapasitet – faste modeller/ regler

Flytbasert markedsalgoritme

Fasetter pris og volum for produksjon, forbruk og utveksling

Flytbasert markedsalgoritme

figur 6.2: håndtering av energihandelsprosessen – i dag og aktuelle justeringer

Priser og volum i intradag

Kontinuerlig handel («First come – first serve»)

Lukketid (gate closure) 1 time Kapasitetsbetaling

Løpende systemdrift Ubalansehåndtering vha. reserver

Mer ny fornybar kraftproduksjon vil, enten den er plassert i Norge eller Sverige, påvirke systemdriften i Norge og Norden. Produksjon fra ny fornybar kraftproduksjon vil gi mye uregulert produksjon, da den avhenger av vær og i mindre grad av pris. Dette vil være spesielt utfordrende i lavlastsituasjoner. Store deler av den nye produksjonen knyttes til i underliggende nett, noe som krever nye mekanismer for monitorering og styring. NVE har til behandling et stort antall søknader for ny vindkraft, småskala vannkraft samt noen nye vannkraftanlegg med reguleringsevne (vannmagasin). Det er store forskjeller i kraftsystemmessige egenskaper mellom de ulike teknologiene. Vindkraft og småskala vannkraft har relativt dårlige reguleringsegenskaper. Vindkraft realiseres ofte i vindkraftparker med gode styringssystemer, mens småskala vannkraft bygges distribuert med mindre styringssystemer og mindre reguleringsevne. Større vannkraft med reguleringsevne (vannmagasin) har langt bedre reguleringsegenskaper, og bidrar mer systemdriftsmessig, da den er regulerbar og kan nytte vannet mer effektivt. Fra et systemdriftsperspektiv er det å foretrekke at ny kraftproduksjon har så gode reguleringsevner som mulig. Dette bør vektlegges ved konsesjonsbehandling.

Mye ny fornybar kraftproduksjon og økt utenlandskapasitet vil utvikles parallelt Statnetts vurderinger, som støttes av flere eksterne analyser, viser et nordisk kraftoverskudd på 25-30 TWh i 2020-2030. Mer fornybar kraftproduksjon vil medføre at deler av termisk kraftproduksjon i Norden fases ut (som typisk har vært svingproduksjon i Norden) samt at det kommer nytt forbruk, hovedsakelig innen industrien. Statnetts analyser viser at det er nødvendig med en balansert utvikling av produksjon, forbruk og utvekslingskapasitet. Hvis den samlede utvekslingskapasiteten ut av Norden ikke øker, samt at det blir moderat forbruksvekst i Norden, vil man få relativt lave priser. I en slik situasjon blir det krevende å få lønnsomhet for ny fornybar kraftproduksjon. Økt utvekslingskapasitet og økt fornybar kraftproduksjon kan derfor forventes å utvikle seg parallelt. Dagens kapasitet på likestrømsforbindelser fra Norge til Danmark og Nederland er 1700 MW. Samlet ut av synkronsystemet er kapasiteten 4340 MW. Flere nye likestrømsforbindelser er besluttet. Skagerrak 4 vil øke kapasiteten mellom Norge og Jylland fra 1000 MW til 1700 MW. Forbindelsen er planlagt idriftsatt i løpet av 2014. Estlink 2 er en besluttet likestrømsforbindelse mellom Finland og Estland med kapasitet på 650 MW som idriftsettes i 2013, og kommer i tillegg til eksisterende overføringskapasitet på 350 MW. Videre er NordBalt-forbindelsen mellom Sverige og Litauen planlagt idriftssatt i 2016, med en kapasitet på 700 MW.

I tillegg planlegges det flere andre forbindelser både fra Norge og fra øvrige Norden. De mest aktuelle fra Norge er en forbindelse til Tyskland og en til Storbritannia. Disse vil kunne realiseres i perioden 2018-2022.

Fleksibiliteten i det eksisterende vannkraftsystemet blir et knapphetsgode Vannkraftsystemet i Norge og Sverige leverer fleksibilitet i en rekke ulike formater, fra tørrårssikring til døgnregulering og kortsiktige reserver i driftstimen. I løpet av de kommende10–15 neste årene vil mer uregulert fornybar produksjon i de nordiske landene kombinert med utfasing av termisk produksjon og større kabelkapasitet, gjøre alle disse formene for fleksibilitet til et knapphetsgode. Selv om Statnett også planlegger å selge systemog balansetjenester via nye kabelforbindelser, vil hovedproduktet være å levere relativt kortsiktig fleksibilitet gjennom energihandel i spotmarkedet. Dette skjer ved at magasinverkene i Norge og Sverige omdisponerer kraftproduksjonen. Det blir økt vannkraftproduksjon og full eksport når spotprisen på kontinentet er høyere enn i det norsk-svenske området. I perioder med lavest pris på kontinentet blir vannkraftproduksjonen tilsvarende redusert og det blir full import fra kontinentet. I dag følger dette et tilnærmet fast mønster med eksport på dagtid og import om natten. Dette mønsteret blir imidlertid mindre tydelig med den planlagte veksten i uregulert sol- og vindkraft på kontinentet og i Storbritannia. Statnetts analyser viser at det fortsatt er et betydelig potensial for videre utnyttelse av denne formen for fleksibilitet i det norsk-svenske vannkraftsystemet. Samtidig gir våre modellsimuleringer en gradvis større prisvolatilitet på norsk side når kabelkapasiteten øker ut av Norden. Dette indikerer at dagens vannkraftsystem ikke har tilstrekkelig fleksibilitet til å jevne ut alle prisvariasjoner. Mulighetene for omdisponering av produksjonen i det enkelte magasinverk er begrenset av en rekke faktorer. De viktigste er magasinkapasitet, generatorkapasitet, minstevassføring, tilsig over året og koblingen mot andre kraftverk i samme vassdrag. Begrensningene påvirker hverandre i et komplisert samspill og slår inn ulikt over året, avhengig av forbruket og den hydrologiske situasjonen. I Statnetts foreløpige analyser er det identifisert to hovedtyper begrensninger: ■■ Oftere effektbegrensninger vinterstid ■■ Flere timer med tilnærmet full stans i regulert produksjon sommerstid Effektbegrensninger vinterstid handler om at det ikke vil være nok installert effekt til både å dekke topplasten og full eksport. Her vil imidlertid investeringer i økt generatorkapasitet kunne tilføre mer fleksibilitet og dermed av-

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

hjelpe situasjonen. Det er sannsynlig at det uansett vil bli en viss økning i installert effekt det neste tiåret. Mange av dagens generatorer er svært gamle og må uansett byttes ut, og med økt prisvolatilitet har produsentene et incentiv til å samtidig øke generatorkapasiteten. Dette gjelder spesielt for magasinverk med lang brukstid 11. I perioder med stor uregulert produksjon og lavt forbruk er det allerede i dag tilnærmet full stans i den regulerte vannkraften. Dette gjelder i hovedsak på natten sommerstid. Med den planlagte økningen i kabelkapasitet og uregulert produksjon fram mot 2020 viser Statnetts modellsimuleringer at denne trenden blir kraftig forsterket. I og med at samlet regulert produksjon over året ligger fast (gitt av tilsiget), må økt produksjon i perioder med eksport gi tilsvarende reduksjon i perioder med import. Til slutt kommer vi til et punkt der det ikke er mer produksjon å skru av ved import. Dagens vannkraftsystem har da ikke mulighet til å tilby mer fleksibilitet i form av kortsiktig omdisponering. Økt generatorkapasitet kan i en slik situasjon ikke bidra til å øke fleksibiliteten. Tvert i mot forsterker mer effekt denne trenden da dette gir mulighet til å flytte en større del av produksjonen over til perioder med eksport. Dermed får vi flere timer med stans i regulert produksjon. Mer regulert vannkraft ville kunne gitt et godt bidrag, hvis denne kom som en erstatning for den uregulerte fornybare kraftproduksjonen. Dette er imidlertid lite aktuelt av miljøpolitiske grunner, og det aller meste av sertifikatkraften kommer derfor som uregulert produksjon. Den mest sannsynlige løsningen er derfor bygging av mer pumpekraft. Det er stor usikkerhet knyttet til hvordan

prisvolatiliteten i det nordiske området vil utvikle seg. Tilsvarende er det usikkert hvilke investeringer som kommer i vannkraftsystemet. Uansett kan vi slå fast at fleksibiliteten i det eksisterende vannkraftsystemet i økende grad blir et knapphetsgode de neste 10–15 årene. Med et forsterket norsk-svensk nett vil nye utenlandsforbindelser ha tilsvarende innvirkning på fleksibiliteten uavhengig av hvor man legger landingspunktene. De ulike utenlandsforbindelsene vil dermed konkurrere om den samme fleksibiliteten, enten landingspunktene er i Sverige eller på Sørlandet.

Økt utvekslingskapasitet påvirker kraftflyten i hele det norsk-svenske systemet Hvordan flere kabler påvirker lastflyten i det norske nettet, er i stor grad avhengig av hvilke vannkraftverk som har mulighet til å justere produksjonen, den geografiske plasseringen av disse og eventuelle flaskehalser i nettet. Dersom all vannkraft var lokalisert ved landingspunktene for kablene, ville økt kabelkapasitet gitt begrensede endringer i flytmønster og nettbehov. Vannkraften er imidlertid spredt i hele Norge og det er også mye vannkraft langt nord i Sverige. Legger vi eksisterende forsterkningsplaner for det norsk-svenske nettet til grunn i analysene, ser vi at tilpasningen fordeles på alle vannkraftområder, også i Nord-Norge og Nord-Sverige. Konsekvensen blir økt flyt hele veien fra kablenes landingspunkter og til de nordligste magasinverkene i både Norge og Sverige. Effekten blir imidlertid gradvis mindre desto lenger nord i systemet man kommer, da de største reguleringsressursene ligger i Sør-Norge.

| 11 Et vannkraftverks brukstid er definert som den tid det tar å produsere et års midlere tilsig under full maskinytelse.

Ubalansene i kraftsystemet vil øke og det vil være behov for mer reserver Bedret innenlandsk nettkapasitet og økt fleksibilitet i forbruk er gunstig for kraftsystemet og systemdriften. Likevel vil endringene på produksjonssiden og i utenlandskapasitet gi mer krevende systemdrift. Spesielt vil en utvikling der magasinkraftverkene på sikt flytter det meste av produksjonen over på dagtid være krevende for systemdriften. Ulike typer reserver vil tidvis være mangelvare og mekanismer må på plass for å sikre slike funksjoner. Videre vil overgangen mellom natt (full stopp) og dag gi større flytendringer i systemet. Dette gjør driften mer krevende da det påvirker blant annet snittmarginer, kortslutningsytelse, reaktive reserver og roterende masse. Størrelsen på samlede ubalanser forventes å øke med flere utenlandsforbindelser og økt fornybar kraftproduksjon. Figur 6.4 illustrerer denne sammenhengen. Lasten og utvekslingen mot utlandet endrer seg innenfor timen, mens produsentenes planer endrer seg i henhold til kraftkontraktene i sprang ved hvert timeskift. Det finnes allerede i planfasen en differanse mellom det som mates inn i systemet og det man tar ut av systemet. Slike strukturelle ubalanser vil øke i takt med graden av endringer systemet. Spesielt utfordrende er de periodene der den momentane ubalansen, Û, er størst, og i perioder der den momentane endringstakten (den deriverte) til last og utveksling i systemet er stor. Det blir viktig å utforme markedene for å redusere planlagte/strukturelle ubalanser innenfor timen, ved for eksempel finere tidsoppløsning. For å opprettholde en ønsket stabilitet i kraftsystemet må

Dagens endringer

Fremtidige endringer

Û Û

Time 1

Time 2

Last og utveksling Ubalanse

Tid

Time 1

Time 2

Tid

Produksjonsplan

Maks ubalanse

figur 6.4: ubalanse mellom reell last og produksjonsplaner

man ha mekanismer på plass som håndterer disse ubalansene. I tillegg vil prognosefeil fra uregulerbar kraftproduksjon påvirke størrelsene på ubalansene. Med økende kapasitet mot utlandet vil vi både få flere perioder med produksjon nær maksimal kapasitet, samt perioder hvor nærmest kun den uregulerbare produksjonen er innfaset. Begge situasjonene må adresseres og beherskes av systemdriften slik at driftssikkerheten opprettholdes under slike ”ekstreme” situasjoner. Den første krever økte oppreguleringsressurser, mens den andre krever nedreguleringsressurser. Begge tilfeller omtales i kapittel 7. Mer reserver, og spesielt mer raske reserver, vil øke kostnadene for systemdriften fremover.

Økt handel med systemog balansetjenester mellom landene, eksempel er Skagerrak 4 og NorNed På grunn av stor etterspørsel etter kortsiktige effektendringer og fleksibilitet i våre naboland forventes det økt handel og utveksling av systemog balansetjenester. Hovedmotivasjonen er verdiskapning gjennom mer effektiv ressursutnyttelse. Noen aktuelle eksempler følger under: Den nye likestrømsforbindelsen Skagerrak 4 vil øke kapasiteten mellom Norge og Jylland fra 1000 MW til 1700 MW, med planlagt idriftsettelse i løpet av 2015. Det er inngått en avtale om å selge 100 MW sekundærreserve og 10 MW primærreserve til Danmark de fem første årene etter idriftsettelse. Verdien av å bruke denne overføringskapasiteten til utveksling av reserver er beregnet til å være vesentlig høyere enn kostnaden ved å ta denne kapasiteten bort fra spotmarkedet. Avtalen om utveksling av reserver på Skagerrak 4 har vært et viktig bidrag til utviklingen av markedsdesign for å øke verdien av overføringskapasitet mellom områder. I henhold til handelskonsesjonen for NorNed skal overføringskapasiteten primært benyttes for utveksling basert på omsetningen på APX (den nederlandske kraftbørsen) og Nord Pool Spot, sekundært for handel med systemtjenester. Det er inngått en avtale mellom TenneT og Statnett, som er godkjent av regulatorene i begge land, som omfatter tertiær- og sekundærreserver samt systemvern. Utvekslingen av tertiærreserve er en gjensidig mulighet mellom de to land. Utveksling av sekundærreserve (LFC) er ensidig leveranse fra Norge til Nederland. Det vil ikke reserveres kapasitet på kabelen til denne handelen, men ledig kapasitet i begge retninger vil klarlegges og kan brukes til utveksling av regulertjenester. Bruk av systemvern er ensidig bruk fra Norge ved å redusere flyten til Nederland med opp til 200 MW i løpet av fra 0,5 til 7 sekunder.

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

6.3. Innenlandsk nettutvikling bedrer situasjonen for systemdriften – men driftssikkerheten i ombyggingsfasen vil bli svekket Økt innenlands nettkapasitet som følge av nettinvesteringer, jf. Statnetts Nettutviklingsplan, vil styrke sikkerheten i systemdriften. Størrelsen på den framtidige overføringskapasiteten mellom kontinentet og Norden, nytt forbruk og ny fornybar kraftproduksjon er de viktigste enkeltfaktorene for nettbehovet i Norge og Sverige. Det vil også foretas mange nettinvesteringer i øvrige Norden og Europa, jf. ENTSO-Es Ten Year Network Development Plan (TYNDP). Stadig bedre nettkapasitet øker behovet for å se Norden som et samlet system. Med større kapasitet mellom Norden og kontinentet blir utviklingen på kontinentet enda viktigere for å forstå utviklingen i Norden. I og med at mange utfordringer for systemdriften er knyttet til det synkrone systemet vil endringer og drift i øvrige Norden påvirke norsk systemdrift sterkere. Hoveddriveren for de største nettutviklingsprosjektene i Norge er forsyningssikkerhet. Det er flere områder i dag som driftes (se figur 3.4) en betydelig andel av tiden med redusert forsyningssikkerhet. De nye forbindelsene som er under utbygging eller i konsesjonsprosessen vil bedre dette. Den nye 420 kV forbindelsen Sima-Samnanger er viktig for å bedre forsyningen mellom Hardangerfjorden og Sognefjorden, medregnet Bergen. Denne forventes idriftsatt i 2013. Tilsvarende vil den nye 420 kV forbindelsen Ørskog– Fardal sikre at Midt-Norge får en god kraftforsyning, samt sikre nettkapasitet for ny småskala vannkraft og fornybar kraftproduksjon på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane. I nord vil den nye 420 kVforbindelsen Ofoten–Balsfjord–Hammerfest bedre situasjonen vesentlig for Finnmark og Nord-Troms. I Forsyningssikkerhet i Finnmark (samt elektrifisering av “sokkelen”) Ofoten–Balsfjord og BalsfjordHammerfest

Forsyningssikkerhet i Midt-Norge Ørskog–Fardal Forsyningssikkerhet i Hordaland Sima–Samnanger Forsyningssikkerhet i Stavanger (Lyse Elnett) Lyse–Støleheia

figur 6.5: viktige nye forbindelser for forsyningssikkerhet

tillegg vil en ny forbindelse for Nord-Jæren/Stavangerområdet, som er under planlegging av Lyse Elnett, være viktig. I tillegg har Statnett, for å redusere utfallsrisiko, økt antallet reservetransformatorer, styrket kontroll og vedlikehold av transformatorer samt økt beredskapen i driftsorganisasjonen. Når de nye linjene og spenningsoppgraderingene er gjennomført vil dette blant annet gi færre flaskehalser, gjøre det lettere å foreta vedlikehold, bedre kortslutningsytelsen i nettet, redusere krav til fordeling av reserver og gi lavere elektriske tap. Tilsvarende vil de nye 420 kV-forbindelsene gi færre områder som driftes med redusert driftssikkerhet.

Ombygging og vedlikehold krever fastere og mer langsiktig planlegging – krever mer av både aktørene og systemansvarlig Høyere utnyttelse av kraftsystemet medfører større sårbarhet ved gjennomføring av vedlikehold og ombygging av nettet, spesielt ved moderniseringer av transformatorstasjoner. Risiko for avbrudd er vesentlig større når det foregår ombygginger i stasjoner under drift. Statnett har fremover lagt opp til en høyere reinvesteringstakt enn det som har vært vanlig de siste årene. Denne fornyelsen av anleggene er vesentlig for å oppnå en positiv utvikling på antall driftsforstyrrelser. Samtidig vil reinvesteringer ofte innebære at nettet må kobles om, og at nettet til tider må driftes med redusert handelskapasitet og/eller med redusert driftssikkerhet og/eller lokale og midlertidige systemvern. Omfanget av dette forventes å øke fremover. Tilsvarende er det mange ny- og reinvesteringsprosjekter hos aktørene som har konsekvenser for driften av sentralnettet. I fremtiden vil det derfor måtte være enda sterkere og tettere planlegging av revisjoner – både i nettanlegg og i produksjonsanlegg – som påvirker kraftsystemet. Dette innebærer både økt formalisering og kommunikasjon, at vedlikeholdsplanene har lengre horisont, at planene i større grad er forpliktende for alle parter og at det er sanksjoner for å sikre at planer gjennomføres som kommunisert. Dette stiller større krav både til aktørene og til systemansvarlig. Nybygging av apparatanlegg parallelt med eksisterende anlegg, for å redusere utfallsrisiko i prosjektgjennomføringsfasen, er foretrukket i de tilfeller hvor dette er hensiktsmessig praktisk og økonomisk.

6.4. Forbruksutvikling – Smart grid, AMS og økt fleksibilitet Innen forbruk er det flere utviklingstrekk som vil påvirke systemdriften på ulike måter. Ett utviklingstrekk er at forbruket i alminnelig

forsyning i Norge ikke endres vesentlig, hovedsakelig på grunn av en mer effektiv utnyttelse av elektrisiteten i husholdningsprodukter. Lastprofilen over døgnet forventes å være som i dag eller noe flatere. Det forventes at maksimalt forbruk i 2020 er i størrelsesorden som nå. For de øvrige landene i Norden forventes det å komme et skifte fra fossile energibærere til elektrisitet, noe som vil gi en svak økning i det nordiske elektrisitetsforbruket. En annen viktig faktor er at nytt kraftforbruk kan oppstå innenfor en rekke sektorer; elektrifisering av samferdsel, økning innen petroleumssektoren, etablering av serverparker for nettskyer og mulig økning innen kraftintensiv industri og varmesektoren. Dette er typisk forbruk som har et stabilt forbruk over året. Økt energioverskudd, som følge av mye ny fornybar kraftproduksjon, vil kunne tilrettelegge for at det samlede nordiske forbruket øker. En tredje faktor er innføring av avanserte timemålere for alle, og introduksjon av smart grid-konsepter. Smart grid er et vidt begrep som innebærer blant annet et mer automatisert kraftsystem som knytter sammen ulike brukere og komponenter i kraftnettet ved hjelp av toveiskommunikasjon, samt knytter produksjon, forbruk og nett tettere sammen styringsog kontrollmessig. (se også omtale i kapittel 6.5 om smart operation og automatisering) En sentral del av smart grid-konseptet er at forbrukerne i større grad responderer på markedspriser, eller på styringssignaler fra systemansvarlig eller et regionalt nettselskap. Større variasjon i kraftpriser over døgnet eller behov for regulering fra systemansvarlig (eller nettselskap) for å håndtere flaskehalser i nettet, vil kunne møtes av elastisk etterspørsel og mer fleksible forbrukere. Et kraftmarked med en høyere andel stokastisk produksjon vil kunne gi mer varierende priser. Prissignaler vil kunne flytte forbruk til andre tider av døgnet, noe som kan føre til en reduksjon av topplast. Tilsvarende kan utforming av tariffer og avregning basert på finere tidsoppløsning gi reelle insentiver til å flytte produksjon og forbruk.

Forbrukerfleksibilitet viktig for kraftmarkedet – men ikke all fleksibilitet passer som reserve for systemdriften Det fundamentale for systemansvarlig er at den økte forbrukerfleksibiliteten realiseres i energimarkedene – og på sikt også i løsninger for systemog balansetjenester. Økt forbrukerfleksibilitet i Elspot og Elbas er ønsket, og vil bidra til bedre prisdannelse. Det er en erkjennelse, blant annet dokumentert i flere studier av ENOVA med flere, at det finnes et betydelig volum med fleksibelt forbruk som ikke realiseres i dag. Det er frem til nå små prisforskjeller i markedene og dette gir svake

insentiver for forbrukerfleksibilitet. Økt realisering av forbrukerfleksibilitet betinger både økte prisinsentiver, bedre kunnskap og styringssystemer hos aktørene, samt at utformingen av produktene på handelsplassene må tilpasses for å bedre kunne tilrettelegge for økt forbrukerdeltakelse. Sentrale aktører i dette er både ENOVA og Nord Pool Spot. Det er strenge krav til volum, responstid og kontroll for å være reserve for systemansvarlig. En reserve må ha et kjent volum som er tilgjengelig i driftsøyeblikket, ha en kjent geografisk/elektrisk plassering, ha en sikker respons innen en fastsatt tid, samt at responsen må kunne verifiseres (krav til måledata) og må kunne avregnes korrekt i balanseoppgjøret. Dette innebærer at et forbruk må være fleksibelt for å kunne utgjøre en reserve, men fleksibilitet i seg selv kvalifiserer ikke nødvendigvis til å kunne bidra som reserve. For store deler av forbruket vil implementering av slike løsninger ligge et stykke frem i tid. Kraftintensiv industri deltar allerede i dag i regulerkraftmarkedet med betydelige volum, og vil være et viktig bidrag til effektreserver fremover. Smart grid-løsninger på distribusjonsnivå (gjerne ved hjelp av aggregering av mindre laster) kan ha positive konsekvenser for systemansvarlig. Lastflytting vil kunne redusere dimensjonerende topplast og frigi kapasitet i nettet, noe som kan gjøre det enklere å håndtere endringer i effektflyt. Aggregering av mindre produksjon og forbruk kan redusere prognosefeil og til en viss grad redusere behovet for systemog balansetjenester. Basert på erfaringer vil aggregerte laster spille en mindre rolle i nasjonale ordninger/markeder. Aggregerte laster vil derimot kunne spille en rolle i regionale problemstillinger, hvor det i større grad er aktuelt med tilpasninger (mer skreddersøm). De regionale problemstillingene må også involvere de regionale aktørene/nettselskapene. Alminnelig forsyning er først aktuell som reserve når AMS er implementert og testet, og gode forretningsmodeller er på plass (post 2017). Smart utforming av fremtidens smart grid dreier seg mye om ny teknologi samt gode markedsløsninger som stimulerer aktørene til å ta i bruk de nye mulighetene. En omlegging til smart grid skjer ikke av seg selv, og teknologi og markedsløsninger må utvikles og tilpasses. Myndigheter, systemansvarlige og aktørene må alle bidra gjennom FoU og etablering av løsninger for å sikre en god og helhetlig utvikling.

6.5. Økte krav til etterlevelse, formalisering og automatisering – både mot produksjon, forbruk og andre land Økt automatisering og sentral styring Det vil bli økt automatisering – både fordi det vil være

Kap

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

behov for det og fordi det i økende grad vil være tekniske løsninger som tilrettelegger for dette. Flere distribuerte produksjonsanlegg, ofte på underliggende nettnivå, større og hyppige flytendringer og økt deltakelse av forbruk vil betinge mer sanntidsinformasjon inn til systemansvarlig. Tilsvarende vil det være behov for mer informasjon og styringssignaler fra kraftsystemet/systemansvarlig til den enkelte aktør, for å sikre presis kjøring/forbruk. Det forventes mer automatiserte reguleringer både hos systemansvarlig og hos aktørene. Kraftnettet vil få flere aktive komponenter, for eksempel automatisk regulering av spenningsanlegg, og dempe- og/eller kompenseringsanlegg (WAPOD), etc. Antall reguleringsinngrep hos aktørene forventes også å øke. Den britiske systemansvarlige, National Grid 12, har estimert at antall reguleringsinngrep i det britiske sentralnettet vil tredobles i løpet av de nærmeste ti årene hovedsakelig på grunn av økt andel uregulerbar og uforutsigbar kraftproduksjon. Det forventes ikke samme økning i det norske og nordiske systemet, men en vesentlig økning kan også forventes her. Det forventes også økt grad av automatisering av dagens manuelle oppgaver, for eksempel automatisert aktivering av tertiærreserver. Utviklingen innen IKT er stor. Blant annet vil AMS gi mer tilgjengelig sanntidsinformasjon. Dette gir bedre mulighet for overvåking. Det forventes økt standardisering av kommunikasjonsløsninger, med blant annet bedre kommunikasjonsstandarder mellom aktørene i bransjen. Videre vil det stilles store krav til økt fleksibilitet i aktørenes IT-systemer, og de må i større grad raskt kunne tilpasses endringsbehov fra kraftsystemet og - markedet. Og med økt avhengighet til gode IKT løsninger vil det stilles større krav til sikkerhet, oppetid, og kvalitet – IT systemene blir i enda større grad driftskritiske systemer. 1

sanntidsvurderinger av risiko for kraftsystemet Det forventes en gradvis utvikling av Smart Grid løsninger i det norske kraftsystemet. En viktig del av Smart Grid er Smart Operation, hvor løpende informasjon fra kraftnettet/-systemet prosesseres for å øke driftssikkerheten og øke effektiviteten av kraftsystemet. Statnett installerte i 2011 et pilotprogram, som gjør det mulig å beregne sannsynligheten for svikt i kraftsystemet i sanntid. Pilotprogrammet Promaps kjører beregninger av risikobildet for over 1800 grener i det norske kraftnettet i løpet av 160 sekunder. Programmet Promaps bruker statistiske, historiske opplysninger, sammen med flytberegninger, til å simulere alle mulige tenkte hendelser, og bruker dette til å beregne risiko for utfall av hver enkelt komponent i kraftsystemet, samt konsekvensen av hendelsen. De nye pålitelighetsberegningene supplerer tradisjonell tilnærming til sårbarhet- og sikkerhetstenkning i det norske kraftsystemet, nemlig N-1-kriteriet. Ambisjonen er at de nye pålitelighetsberegningene skal anvendes fast i systemdriften fra 2014.

I sum vil systemdriften bli mer kompleks, og dette betinger økt grad av automatisering og sanntidskontroll. Aktørene og systemansvarlig må ha IKT- og styringssystemer som snakker sammen, og IKTinvesteringer både hos systemansvarlig og aktørene må påregnes.

Økte krav til etterlevelse og økt formalisme Både nasjonalt og internasjonalt er det økende fokus på at aktørenes funksjonalitet og leveranser av tjenester skal være i tråd med de krav som er stilt. Dette innebærer flere mekanismer som tester og monitorerer om aktørene – og systemansvarlig selv – etterlever de krav som stilles. Det forventes mer formalisme og mer detaljerte regelverk, delvis på grunn av et mer presset kraftsystem og delvis på grunn av økt automatisering av kraftsystemet. Europeiske regelutvikling gir økte krav til informasjonsutveksling og koordinering mellom landene.

• Sanntids produksjonsdata

Produksjon

• Sanntids monitorering levering av reserver 4

Statnett

• Styringssignaler automatiske reserver • Styringssignaler reguleringer

Underliggende nett og forbruk

Andre lands systemansvarlige

• Monitorering og styring av nettkomponenter

• Sanntidsdata distribuert kraftproduksjon og forbruk – mer detaljert enn i dag • Sanntids monitorering av reserver

• Sanntids utvekslingsdata, inklusiv ubalanser • Sanntids monitorering av leveranser av reserver

figur 6.4: systemansvarligs grensesnitt mot produksjon, nett/forbruk og andre lands systemansvarlige – økt formalisering, automatisering og verifisering

| 12 National Grid – Operating the Electricity Transmission Networks in 2020 (2009, 2010)

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

Prioriteringer og posisjoner for videreutvikling av systemdriften

Erfaringene med dagens balansering og frekvenshåndtering viser behov for å videreutvikle systemdriftens virkemidler. Utviklingen fremover forsterkes ved utbygging av ny fornybar kraftproduksjon, flere utenlandsforbindelser og økt markedsorientering. I forskrift om systemansvar heter det at systemansvarlig skal (§ 4, punkt a, c, d og e): ■■ Sørge for frekvensreguleringen og sikre momentan balanse i kraftsystemet til enhver tid. ■■ Utvikle markedsløsninger som bidrar til å sikre en effektiv utvikling og utnyttelse av kraftsystemet. ■■ I størst mulig utstrekning gjøre bruk av virkemidler som er basert på markedsmessige prinsipper. ■■ Samordne og følge opp konsesjonærer og sluttbrukere sine disposisjoner med sikte på å oppnå tilfredsstillende leveringskvalitet og en effektiv utnyttelse av kraftsystemet. Målene for systemdriften følger av dette: ■■ Forsyningssikkerhet: Sikre god forsyningssikkerhet i alle deler av landet, sikre at kraftsystemet til enhver tid innehar evne til å håndtere utfall og feilsituasjoner som kan inntreffe (driftssikkerhet), og med tilfredsstillende leveringskvalitet. ■■ Effektivitet/verdiskapning: Bidra til verdiskapning for det norske samfunnet. Dette innebærer effektiv utnyttelse av det norske kraftsystemet, samt samfunnsøkonomisk verdiskapning ved handel med utlandet. I tillegg skal systemdriften legge til rette for at klimapolitiske mål, jf. fornybardirektivet og elsertifikater, kan oppnås gjennom systemdriftsløsninger som gjør det mulig å fase inn ny fornybar kraftproduksjon og bidra til økt fleksibilitet i kraftsystemet. I det følgende vil aktuelle tiltak, prioriteringer og posisjoner drøftes med utgangspunkt i de utfordringer som systemdriften ser og de mål som skal realiseres.

7.1. Prioriterte områder for systemdriften Prioriteringer for videreutvikling av systemdriften (”offensiv strategi”) kan kategoriseres i fem områder: 1) Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere fremtidens driftsutfordringer: Fokus er tiltak som sikrer tilstrekkelig og riktig funksjonalitet/ evne i alle ledd av kraftsystemet. Tidshorisont kan være år. 2) Unngå (strukturelle) ubalanser i planfasen: Fokus er å sikre at energimarkedene i større grad tilpasses de fysiske begrensningene i kraftsystemet, og dermed dempe/redusere de strukturelle ubalansene som oppstår på grunn av ulik tidsoppløsning i ulike markeder. 3) Effektivt håndtere ubalanser i driftsfasen: Fokus er å sikre riktige og tilstrekkelig med reserver som gjør systemet mer robust til å tåle endringer i driftsfasen. 4) Økt compliance/etterlevelse og sanntidsmonitorering/automatisering av systemdriftsprosessen: Det vil være behov for økt compliance/ etterlevelse av regler for systemdriften – nasjonalt så vel som internasjonalt. Sentralt er økt monitorering av aktørenes agering, samt økt automatisert kontroll over produksjonsapparatet/forbruk for leveranse av reserver. 5) Videre effektivisere markeder, og verdiskapning ved av salg av fleksibilitet (energi og effekt): Fokus er å forbedre effektiviteten i dagens markedsløsninger (både energiog systemdriftsmarkeder), samt legge til rette for salg av fleksibilitet på utenlandsforbindelser. I tillegg til å utvikle nye tiltak og løsninger er det samtidig viktig å beholde sentrale elementer i nåværende nordiske markedsløsninger (”defensiv strategi”). Endringer i disse forholdene vil kunne medføre mindre fleksibilitet og svekket systemdrift. Det norske kraftsystemet er annerledes enn andre, med mye og distribuert vannkraft og høyt utnyttet nett. Med bakgrunn i dette er det blant annet viktig også i fremtiden å kunne benytte dynamiske budområder for å gi markedet riktige prissignaler og som et verktøy for bedret systemdrift. Det er derfor viktig å sikre at Networks Codes tar hensyn til at dette, noe Statnett arbeider for.

EFFEKTIVITET OG VERDISKAPNING:

FORSYNINGSSIKKERHET:

LANGSIKTIG

AKTØRENS PLANFASE

DRIFTSFASE

Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere driftsutfordringer

Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen

Effektivt håndtere ubalanser i driftsfasen

Økt compliance og økt sanntidskontroll/automatisering

Videre effektivisere energi-, og systemog balansemarkeder Verdiskapning ved salg av norsk energi og effekt

figur 7.1: prioriterte områder for videreutvikling av systemdriften

Prioritert område

Besluttet

(1) Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere fremtidige driftsutfordringer

Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) 2012

EU Network Codes – sikre norske interesser og forberede implementering

(2) Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen

Krav til kvarter- Endret utforming av rampingrestriksjonene vise produksjons- for å spre lastflytendringene over en større planer (fra del av timen 2013)

Finere tidsoppløsning (både i energiog balansemarkedene) for å sikre bedre samsvar mellom produksjon, forbruk og utveksling

(3) Effektivt håndtere ubalanser i driftsfasen

Innføring av LFC (fra 2012)

Ordninger for å sikre volum av nedreguleringsreserver

Nye volumkrav og responstider for automatiske reserver i Norden

Sikre oppreguleringsressurser en større del av året

Primærreserver fra uregulerbar kraftproduksjon

Monitorering og verifisering av leveranser av systemog balansetjenester

Mer effektive løsninger i kommunikasjon og krav mellom TSO og aktører (både produksjon og forbruk)

(4) Økt compliance og sanntidskontroll/automatisering

Anbefalt

Handelsavtaler som hensyntar systemdriftsutfordringer

(5) Videre effektivisering og verdiskapning

Under vurdering

Mer effektive løsninger i TSO-systemene, og mer effektiv kommunikasjon mellom TSOer

Prioritert ramping og kapasitet til kabler basert på prisforskjeller for å sikre mer optimal fordeling

Mulighet for både salg og kjøp av systemog balansetjenester på utenlandsforbindelser

Kapasitetsallokering ut fra hva som gir best lønnsomhet av reserver eller spotkapasitet

Flytbasert markedsløsning for å sikre mer optimal utnyttelse av nettkapasitet

Ta hensyn til tapskostnader i markedsalgoritmen for HVDC-forbindelser tabell 7.2: prioriterte områder og status for tilhørende tiltak.

Samlet/koordinert kapasitetsauksjon for alle typer reserver

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

7.2. Sikre kraftsystemets funksjonalitet for å håndtere fremtidens driftsutfordringer: Realisering av nettutviklingsplanen og riktig funksjonalitet i produksjonsapparatet Realisering av nettutviklingsplanen er kritisk for systemdriften Kraftnettet og den tilgjengelige kapasiteten utgjør rammene for systemdriften. Sentralnettet er høyt utnyttet og videre kapasitetsøkninger krever investeringer. System- og balansetjenester kan bare i begrenset grad kompensere for manglende nett. Statnetts Nettutviklingsplan 2011 (www.statnett.no) presenterer planer for utvikling av sentralnettet og bakgrunnen for disse. Forsyningssikkerhet har høyeste prioritet. Posisjon: Statnett arbeider for å realisere planene i Statnetts Nettutviklingsplan innenfor de tidsrammer som der er gitt.

Funksjonskrav til ny kraftproduksjon må ta høyde for fremtidige behov Krav til anlegg og teknologivalg blir enda viktigere i framtiden. I Statnetts veileder til nye anleggs funksjonalitet (FIKS – Funksjonskrav I KraftSystemet) stilles det tekniske krav til at nye (og endringer av eksisterende) anlegg skal ta høyde for dagens og fremtidens behov. I perioder vil en stor andel av produksjonen komme fra ny fornybar kraftproduksjon. Med funksjonalitet i ny fornybar kraftproduksjon som gir mulighet for leveranser av reserver vil det bli mindre behov for å kjøre magasinkraftverk for å holde tilstrekkelig med reserver. Det er også viktig at disse anleggene er bestandige mot feil og hendelser i kraftsystemet. Det vil derfor stilles krav til at selv små anlegg skal ha god evne til å tåle feilsituasjoner. I ENTSO-E er det utarbeidet forslag til felles europeiske ”Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators” (RfG), som er å sammenligne med en ”forskrift for tilknytning til kraftnettet”. Denne spesifiserer hvilke krav som gjelder for generatorer som tilknyttes nettet. Denne vil på sikt inngå som en del av et lovverk som både vil påvirke FoS og som vil kunne legge sterke føringer for Statnetts egne Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS). Posisjon: Statnett vil regelmessig utarbeide og kommunisere gjeldende funksjonskrav i kraftsystemet. Videre vil Statnett arbeide for at funksjonskrav også vil gjelde ny fornybar kraftproduksjon på underliggende nettnivåer.

Investeringer for å ivareta spenningskvalitet og kortslutningsytelse Det er fokus på reaktive komponenter og spenningsgrenser. Det er behov for mer reaktive ressurser for å

overholde grensene, og disse må være tilgjengelige før idriftsettelse av nye utenlandsforbindelser. Endringene i flyt og spenning blir større, raskere og er hyppige. Dette gjør at verktøyene for spenningsregulering i større grad må være automatiske. Utilstrekkelig spenningsregulering kan medføre behov for reduksjon i handelskapasitet. Posisjon: Systemansvarlig vil forutsette at leveranse av reaktiv effekt fra aktørene overholdes og at det blir installert tilstrekkelige reaktive kompenseringsanlegg for å håndtere både normaldrift og feil i systemet. Kraftsystemet er avhengig av tilstrekkelig kortslutningsytelse. Konsekvensen av en feil i nettet i en situasjon med for lav kortslutningsytelse kan være at alle utenlandsforbindelsene blir liggende ute etter forstyrrelsen. Dette kan gi feil ut over dimensjonerende feil i systemet og det kan gi utfall av forbruk. Dette er en begrensning allerede i dag i perioder ved import på utenlandsforbindelsene og tilhørende lav produksjon på Sørlandet. For å kunne gi maksimal handelskapasitet er systemansvarlig avhengig av at krav til kortslutningsytelse er tilfredsstilt til enhver tid. Posisjon: For å opprettholde god systemdrift er det avgjørende at det, når det bygges nye utenlandsforbindelser, også sikres tilstrekkelig kortslutningsytelse i det norske systemet for å håndtere eventuelle feil i en importsituasjon.

7.3. Redusere (strukturelle) ubalanser i planfasen Energimarkedene må i økende grad tilpasses det fysiske systemet Finere tidsoppløsning i energimarkedene for å sikre bedre samsvar mellom produksjonsog forbruksendringer gjennom timen og ved timeskift Det er i dag timesoppløsning på handel med elektrisk energi på børsen, noe som gir ubalanser som må håndteres i systemdriften. Størrelsen på disse strukturelle/ planbaserte ubalansene avhenger til stor del av hvilken tidsoppløsning markedene har. Med kontrakter med timesoppløsning vil man i en time der forbruket øker kun være i balanse på et gitt tidspunkt (i skjæringspunktet der lastkurven krysser kurven for planlagt produksjon). Hvis handelsperioden har kortere varighet er det mulig å bestemme nivået på produksjonen flere ganger innen en time. En slik omlegging vil bidra vesentlig til å redusere ubalansene ved større endringer i systemet. Finere tidsoppløsning på produksjonsplaner har kun mindre konsekvenser for aktørene. Den enkleste løsningen, som allerede er besluttet, er å la kravene som allerede gjelder for norske aktører gjelde i hele Norden.

Det er fortsatt timesoppløsning på kraftkontraktene på børsen, balansetjenester og avregning, men produsentene må forfine oppløsning på planene i perioder der man har store endringer. En mer fundamental endring er en omlegging der handelsperiodene på børsen blir kortere. Tilsvarende må oppløsning på produksjonsplaner, balansetjenester og avregning bli kortere. En slik løsning er omfattende, krever europeisk aksept og stiller helt nye krav til støtteverktøy for planlegging, drift og avregning. Posisjon: Statnett arbeider i første omgang med å utvikle dagens ordning med kvartersplaner til også å gjelde regulerkraftmarkedet og balanseoppgjøret for store produsenter.

Endre rampingrestriksjonene for å spre lastflytendringene over en større del av timen Rampingrestriksjonene, som omtalt i kapittel 4.3, gir redusert overføringskapasitet i timene hvor flyten på utenlandsforbindelsen skifter retning, noe som innebærer en samfunnsøkonomisk kostnad. Med flere utenlandsforbindelser kan tillatt ramping per kabel bli redusert i flere timer enn i dag, og det samfunnsøkonomiske tapet knyttet til kapasitetsreduksjonene vil øke betydelig. Med en bedre utnyttelse av tiden enn i dag, for eksempel ramping 60 min/t, vil det være mulig å øke tillatt flytendring i markedet fra en time til neste og samtidig redusere gradienten til den fysiske rampingen. Statnett har analysert hva som skal til for å gå over til kontinuerlig ramping. Analysene viser at innførte tiltak som kvarterplaner for stor produksjon, kvarterflytting av produksjon og krav til hvordan produksjon skal rampe ved store endringer er en riktig utvikling for å kunne håndtere større endringer på kabelflyt innenfor timen. Posisjon: Statnett vil arbeide for at ramping skjer i større deler av timen. Statnett vil også jobbe for at det over tid foretas justeringer i produsentenes tidsoppløsning av planer og avregning for å sikre reduserte ubalanser skapt i planfasen.

7.4. Effektiv håndtering av ubalanser i driftsfasen: Mer, raskere og automatiserte reserver Produktspesifikasjon og volumer for dagens systemog balansetjenester er i liten grad blitt endret de siste tiårene. Viktige spørsmål i videreutviklingen er hvilke produkter og tekniske spesifikasjoner som gir mest effektive løsninger, hvilke krav skal gjelde til reservens plassering i nettet og hvordan muligheten for handel med slike tjenester skal være både innad i og ut av synkronsystemet.

Nye krav til utforming og plassering av automatiske reserver De nordiske TSOene har gjennomført et felles prosjekt ”Review of requirements for Automatic Reserves” (RAR) for å vurdere nåværende krav og plassering av automatiske reserver. Flere resultater fra prosjektet påvirker utforming av automatiske reserver fremover. Det foreligger ikke et felles omforent nordisk krav til frekvenskvalitet (antall minutter utenfor normaldriftfrekvens). For å sikre en riktig utforming og dimensjonering av reserver er det nødvendig at felles krav tydeliggjøres og konkretiseres. Posisjon: Statnett arbeider for at det etableres felles nordiske krav til frekvenskvalitet. RAR-prosjektet viste at frekvenskvaliteten ikke er tilfredsstillende i det nordiske området. Studien viser tydelig at Norden trenger både raskere reserver og mer reserver. ENTSO-E Nordic har på bakgrunn av dette videreført arbeidet for å fastlegge fremtidig spesifikasjon av primærreservene i Norden. Arbeidet vil både se på volumkravene samlet og fordeling mellom landene, samt responstid og varighet på primærreservene. Posisjon: Statnett arbeider for at krav til tidsrespons, volum og lokalisering av primærreserver vurderes og implementeres, basert på systemdriftens behov nå og for fremtiden. Videre vil Statnett arbeide for klare nordiske regler for utveksling av reserver, inklusiv kapasitetsbetaling for reserver.

Implementering av LFC (automatisk sekundærreserve) Prosjektets anbefaling er at en sentral del av bedringen av frekvenskvaliteten i Norden er innføring av automatisk sekundærreserve, load frequency control (LFC). Innføring av LFC vektlegges i første omgang fremfor økt volum av frekvensstyrt normaldriftsreserve (FNR). Innføring av automatiske sekundærreserver i Norden fra 2013 er besluttet av de nordiske TSOene. LFC vil først testes ut som en pilotløsning i Norge, men parallelt etableres løsninger i de øvrige nordiske landene. Tjenesten vil senere kunne utveksles mellom landene. Det vil være en stegvis implementering, med små volum i 2012 for å sikre en god håndtering av flaskehalser. Posisjon: Statnett vil i løpet av 2012 teste ut løsning for LFC i Norge, og etablere en varig teknisk løsning fra 2013. Videre vil det arbeides med å sikre at det blir en felles nordisk LFC-løsning fra 2013. Felles nordisk markedsløsning og endelig volumkrav vil komme noe senere og baseres på analyser og erfaringer.

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

Redusere 60 sekunders oscillasjoner for å bedre frekvenskvaliteten I det nordiske kraftsystemet er det observert en langsom oscillasjon i frekvensen med en periode på ca. 60 sekunder. Oscillasjonene skyldes trolig ulike innstillinger av turbinregulatorer. En fellesnordisk studie vil bli gjennomført i løpet av 2012 for å avdekke årsaker og identifisere aktuelle tiltak for å dempe oscillasjoner. Arbeidet vil trolig definere nye/tydeliggjøre krav til turbinregulatorinnstillinger samt identifisere tiltak for i større grad å verifisere at kravene blir overholdt. Arbeidet vil starte med et pilotprosjekt hvor metoden blir testet med noen få, større aktører som tilbyr automatiske reserver. Endringer i regulatorers parameterinnstillinger vil ta tid, og det vil være nødvendig

å gå gradvis frem. Gjennomføringen av studien så vel som implementeringen av tiltakene vil kreve god koordinering med de øvrige nordiske systemansvarlige samt aktørene (produsentene). Posisjon: Statnett arbeider for at harmoniserte nordiske turbinregulatorinnstillinger defineres og implementeres.

Ordning for å sikre volum av nedreguleringsreserver (tertiærreserve) I de senere år har det i Norden vært erfart at det er vanskelig å få tilstrekkelig nedreguleringskapasitet i regulerkraftmarkedet i lavlast om sommeren, som er kjennetegnet ved import til Norge og Norden i kombinasjon med lavt innenlands forbruk. Den nordiske pro-

duksjonen er derfor svært lav, og det er lite produksjon med reguleringsevne i drift som kan levere nedregulering. Det er vurdert å håndtere denne utfordringen med å innføre et kapasitetsmarked for nedregulering. Et kapasitetsmarked gir produsentene insentiv til å by inn i kapasitetsmarkedet, og også å øke fleksibiliteten til de produksjonsenhetene som er i drift og som i liten grad leverer nedregulering (for eksempel elvekraft). I tillegg kan kjøp av nedreguleringsreserve over utenlandsforbindelsene være et supplement. I stedet for å øke den norske produksjonen kan man da ha en avtale om at nedreguleringskapasitet kan kjøpes over utenlandsforbindelsene, ved at importen reduseres ved behov. Posisjon: Statnett vil arbeide med å utrede muligheten for å etablere et nordisk kapasitetsmarked for nedregulering.

Sikre oppreguleringsressurser en større del av året og døgnet (tertiærreserve) I dagens løsning foregår anskaffelse av ressurser i RKOM i noen vintermåneder (typisk uke 45 til uke 16) og da mellom kl 05 og 23. I resten av året har tilgangen til ressurser i regulerkraftmarkedet vært så god at kapasitetsreservasjon har vært unødvendig. En stadig mer presset systemdrift, kombinert med nye utenlandsforbindelser mellom det synkrone nordiske systemet og kontinentet, vil imidlertid kunne utløse behov for reservasjon av oppreguleringsressurser i RKOM i større deler av året. Tilsvarende er det aktuelt å kjøpe oppreguleringsressurser hele døgnet i vinterperioden. Posisjon: Statnett vil arbeide for at ENTSO-E Nordic foretar en vurdering av hvordan et nordisk kapasitetsmarked for operativ oppreguleringsreserve kan utformes.

Flere tilbydere av primærreserver fra ”uregulerbar” produksjon Import og økt andel kraftproduksjon med liten reguleringsevne reduserer periodevis tilgang på primærreserver, spesielt nattestid om sommeren når de store magasinverkene stopper. Gjennom FIKS stilles det krav om at vannkraftanlegg med ytelse over 10 MVA skal ha fullverdig turbinregulator, mens anlegg med ytelse ≥ 1 MVA < 10 MVA skal ha forenklet turbinregulator hvis fysiske egenskaper ligger til rette for dette. Mangel på, eller begrensninger i, magasinkapasitet reduserer evnen til å levere primærreserver. Noen elvekraftverk kan tilby primærreserver over større perioder, men på grunn av manglende magasinkapasitet kan det være konflikt mellom vannstandsregulering og generatorreguleringen. Tilsvarende bidrar småkraft relativt lite med primærreserver. Hensiktsmessig utforming av vannveier og tilknyttede magasin/vannspeil

vil kunne bidra til at småkraftverk i større grad kan yte denne tjenesten. Et annet hinder er imidlertid at mange småkraftverk er tilknyttet distribusjonsnettet, og er derfor i begrenset grad omfattet av systemansvarliges vedtak. Vindparker kan bidra med relativt store mengder primærreserver til nedregulering. På grunn av vindforholdene vil produksjonen til tider være lav om sommeren. Når det gjelder oppreguleringsreserver fra vindkraft avhenger disse av både årstid og spotpriser. Ved lave spotpriser på nattestid om sommeren kan det være hensiktsmessig å benytte vindparker til oppregulering. Pumpekraftverk kan, når driftet som pumpe, bidra med en betydelig andel FDR ved å innstille lastfrakobling ved en gitt underfrekvens. Ved rehabilitering av eksisterende pumpeverk eller etablering av nye stasjoner bør det vurderes å implementere tiltak for frekvenskontroll. Posisjon: Statnett vil arbeide for å få flere tilbydere av primærreserver, blant annet ved justeringer av markedsløsninger, for eksempel å skille opp- og nedregulering samt justere tidspunkt for anskaffelse.

7.5. Økte krav til etterlevelse og økt sanntidskontroll/automatisering Mer formalisering, automatisering og verifisering Bedre arbeidsprosesser og økt samhandling med andre aktører betinger økt informasjon inn til systemansvarlig samt mer direkte signaler fra systemansvarlig til aktørene. Dette gir mer presis kjøring av produksjon, bedre respons i forbruk og dermed økt driftssikkerhet.

Økt monitorering og verifisering av leveranse av systemog balansetjenester Det er behov for økt verifisering av leveranser av systemog balansetjenester av flere årsaker. Det er registrert stadig dårligere frekvenskvalitet i det synkrone nordiske kraftsystemet. Videre er det en økning i kostnadene for anskaffelse av systemog balansetjenester, og disse forventes å øke ytterligere ved innføring av nye tjenester. Samtidig forventes kraftsystemet å bli mer presset fremover. Det er derfor av stor betydning at kjøpte (og pålagte) leveranser av systemog balansetjenester har riktig volum, responstid og varighet. Statnett vurderer løsninger som kan bidra til å løse behovet for en bedre kontroll av leveransene av systemog balansetjenester. I utgangspunktet vil dette basere seg på analyser av frekvens, aktiv og reaktiv effekt og spenning på tilknytningspunktene for generatorene. Det vil da beregnes indikatorer samt foretas en vurdering av om generatorens bidrag i reguleringen er i henhold til avtale om deltakelse.

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

Posisjon: Statnett vil arbeide for at man i det nordiske kraftsystemet i større grad sanntidsmonitorer og verifiserer leveranser av systemog balansetjenester fra leverandørene.

Handelsavtaler som ivaretar forsynings- og driftssikkerheten Handelsavtaler for utenlandsforbindelser må gi systemansvarlig tilstrekkelig mulighet til å ivareta driftssikkerheten. Systemansvarlig må ha kontroll på flyt på utenlandsforbindelsene og ha muligheten til å endre flyten dersom dette er nødvendig av hensyn til sikker drift av kraftsystemet. Dette gjelder uavhengig av hvem som eier forbindelsen. I handelsavtalene som utarbeides må det gis mulighet for å endre inndeling av budområder hvis man får store og langvarige flaskehalser i Norge, samt mulighet til å redusere handelskapasitet når dette er nødvendig ut fra forsyningssikkerheten i systemet (flaskehalser i nettet, spenning, kortslutningsytelse). Videre må det i driftsfasen være mulighet for systemvern slik at flyten på forbindelser reduseres automatisk ved hendelser i det innenlandske nettet, samt mulighet for mothandel på kabelen ved behov (tilbakekjøp/salg). Med økt utvekslingskapasitet med utlandet vil det ved lavlast om sommeren bli krevende å oppnå tilstrekkelig primærreserveleveranse i Norge og samtidig oppnå maksimal import fra utlandet. Anskaffelse av primærreserver fra utlandet over utenlandsforbindelsene kan være et alternativ. Hvis ikke nok primærreserve kan skaffes for norsk systemdrift, kan det bety lavere handelskapasitet på utenlandsforbindelsene i lavlastperioden om sommeren. Posisjon: Statnett vil arbeide for at handelsavtaler gir tilstrekkelig robusthet overfor systemdriftsutfordringer.

Mer effektive IKT-systemer benyttet av TSO – og mellom TSOer Bedre prognosemodeller for forbruk og uregulerbar kraftproduksjon God kvalitet på inndataene i beregningen av ubalansen i driftstimen gjør at operatøren kan balansere systemet i forkant, noe som reduserer behovet for å anskaffe reserver. I og med at systemet nå utnyttes i større grad har behovet for bedre prognoser økt. Statnett idriftsatte nytt lastprognoseverktøy på kvarternivå høsten 2011. Det arbeides med å forbedre inndataene hvor forbedret monitorering og måling vil være et viktig bidrag. Planlegging av balansen i forkant av driftsøyeblikket vil gjøre det enklere å anvende mer tertiærreserver fremfor å anvende automatiske reserver, hvilket

bedrer driftssikkerheten. Planlegging i forkant av driftsøyeblikket vil også gjøre det mulig for de nasjonale systemansvarlige å harmonisere planleggingsrutiner. Nye driftssentral- og markedssystemer fra 2013/2014 Statnett arbeider med forbedringer av sine driftsog markedssystemer. Nytt driftssentralsystem skal etter planen ferdigstilles i slutten av 2014. Videre skal et nytt regulerings- og markedssystemet LARM (Landssentralens Regulerings- og Markedssystem) etter planen ferdigstilles i slutten av 2013. De eksisterende driftssentral- samt regulerings- og markedssystemene er i ferd med å bli utdatert, samt at kravene til funksjonalitet, fleksibilitet, tilgjengelighet og oppetid ikke kan tilfredsstilles over tid. De nye og mer effektive IKT-systemene vil både gi systemansvarlig de nødvendige IKT-verktøyene for å ivareta forsyningssikkerheten, samt gi aktørene effektive løsninger som tilrettelegger for verdiskapning gjennom nye og endrede systemtjenester. I tillegg vil de nye IKT-verktøyene bidra til et enklere og mer enhetlig system for kommunikasjon og sporbarhet, samt øke effektiviteten i form av bedre fleksibilitet, informasjonsflyt og enklere vedlikehold. Det vil være et tett samarbeid med aktørene knyttet til utvikling av slike løsninger. Forbedret TSO-TSO informasjonsutveksling (NOIS) De nordiske TSOene har et tett samspill i driftstimen, spesielt rundt regulerkraftmarkedet. Sentralt for dette samarbeidet er det fellesnordiske IKT-verktøyet NOIS (Nordic Operation Information System). IKT-verktøyet koordinerer aktivering og prissetting av regulerkraft, kapasitetsfastsettelsen i Elspot og Elbas og avstemming av avregningsunderlag, samt samordner hvert lands ubalanseprognoser til en felles nordisk ubalanseprognose. ENTSO-E har planer for et European Awareness System som viser status på kritiske linjer hos andre TSOer. Denne funksjonaliteten skal implementeres i NOIS. Det arbeides med å automatisere og forbedre arbeidsprosessene knyttet til driftskoordinering hos de nordiske systemansvarlige, og NOIS er her et sentralt element. Mer informasjon til aktørene Statnett arbeider med å forbedre kommunikasjonen mot aktørene i kraftmarkedet om viktig informasjon fra systemdriften samt oppfølging av energisituasjonen. Det pågår et prosjekt som skal endre på Statnetts nettside www.statnett.no hvor dette blir gjort tilgjengelig. Blant annet vil det bli etablert en egen en abonnementstjeneste med systemdriftsinformasjon. Med denne løsningen kan aktører og andre interessenter abonnere for å få tilgang til ny informasjon på en mer effektiv måte.

7.6. Effektivisering og verdiskapning ved handel Tiltak for en bedre kapasitetsutnyttelse i energimarkedet Tiltak for en mer optimal kapasitetsutnyttelse i energimarkedet vil bedre systemdriften. Fokus til nå har vært på døgnmarked-handel(spot) over kablene, men det er fremdeles betydelige samfunnsøkonomisk gevinster ved mer fleksible ordninger for intra-dag handel, utveksling av systemog balansetjenester eller muligheten til å gi økt rampingvolum til de forbindelser der prisdifferansene er størst.

Kapasitetsallokering ut fra hva som gir best lønnsomhet av reserver eller spotkapasitet Analyser viser at det i flere tilfeller kan oppnås økt verdiskapning ved å benytte overføringskapasitet til utveksling av mer enn ett produkt. Eksempelvis å bruke kapasitet til å overføre reserver i tillegg til tradisjonell spothandel. For den nye Skagerrak 4-forbindelsen (SK4, se nærmere omtale i kapittel 5.2) er det inngått avtale om salg av systemtjenester i tillegg til spothandel. Analysene viser at det vil være stor variasjon i hvor mye kapasitet som bør allokeres til å utveksle reserver. Et markedsdesign som klarer å ta hensyn til svingninger i markedene og som kan allokere kapasitet dynamisk er viktig for å maksimere verdien av handel. Anvendelse av løpende markedspriser hos begge land som kriterium for å angi andel av overføringskapasiteten som bør allokeres til reserver vil sikre både dynamikk, transparens og forutsigbarhet. ACER vil i løpet av 2012 komme med ”Framework Guidelines for Balancing”, og det er knyttet usikkerhet til hvilke føringer for bruk av kapasitet til utveksling av reserver denne vil gi. ENTSO-E vil deretter utarbeide mer detaljerte regler, Network Codes, innenfor dette temaet. Posisjon: Statnett vil arbeide for at det skal være mulig å allokere kapasitet dynamisk på utenlandsforbindelser (både i og ut av Norden) for å sikre økt verdiskapning for samfunnet.

Mer optimal utveksling ved å ta hensyn til tapskostnader i markedsalgoritmen Det er samfunnsøkonomisk ulønnsomt å transportere energi dersom gevinsten ved dette er lavere enn kostnadene ved transporten. Med dagens markedsløsning tas det ikke hensyn til kostnaden ved elektriske tap på utenlandskablene. Det kan dermed være full utnyttelse av kablene uten at det blir generert flaskehalsinntekter på disse. Dette medfører et samfunnsøkonomisk tap, fordi kostnader ved kjøp av elektriske tap overstiger handelsinntekten.

Det vurderes å innføre et ”bånd” mht. hvor stor prisforskjell som skal til før det utveksles kraft over kablene. Hovedargumentet er at handelsinntekten (flaskehalsinntektene) minimum bør dekke de elektriske tapene på likestrømsforbindelsen (time for time) for at handelen skal være samfunnsøkonomisk lønnsom. Problemstillingen aktualiseres blant annet ved observasjoner. For eksempel er tapet på Skagerrakforbindelsene estimert til å være høyere enn handelsinntektene i ca. halvparten av timene de tre siste årene. En fordel for systemdriften ved å inkludere tap i markedsalgoritmen er at dette kan gi færre flytendringer i det norske nettet, og derigjennom øke driftssikkerheten. Posisjon: Statnett vil samarbeide med andre TSOer for at en algoritme for markedskobling, som utvikles i samarbeid med kraftbørsene, skal ha en funksjonalitet som kan ta hensyn til tapet. Implementering av denne funksjonaliteten må diskuteres og utvikles i samarbeid med regulatorene og kraftbørsene.

Flytbasert markedsløsning i Norden for en mer optimal utnyttelse av kapasiteten Dagens markedsløsning bygger på implisitt auksjon hvor kapasiteten mellom områdene settes per linje i en bestemt retning basert på beregninger og erfaring. Denne metoden er også omtalt som ATC-basert (Available Transmission Capacity). I Nordvest-Europa (Belgia, Nederland, Luxembourg, Frankrike og Tyskland) er det en intensjon om å innføre flytbasert markedskobling. Med en flytbasert algoritme tas det hensyn til hvordan kraften faktisk fordeler seg i nettet når priser beregnes. TSOene trenger ikke lengre anta hvor kraften flyter. Metoden har mer informasjon om hvordan kraftsystemet er bygd opp, og har således en større mulighet til å optimalisere bruken av nettet. I teorien gir denne metoden større kapasitet til markedet enn dagens metode der man offentliggjør ATC (Avilable Transfer Capacity). Simuleringer som er foretatt for Nordvest-Europa viser at ca. ¾ av flaskehalsene forsvinner når det benyttes en flytbasert algoritme sammenlignet med en ATC-basert algoritme. I og med at Norden har et mindre masket nett vil dette tallet være lavere her. En ordning der man får mer kapasitet ut av eksisterende og fremtidige anlegg må vurderes nøye. Utfordringene for Norge med et så sterkt innslag av vannkraft er å sørge for at man kan ivareta produsentenes behov for relevant informasjon om kapasitetsbegrensninger i nettet. Posisjon: Statnett vil utrede og vurdere hvorvidt innføring av en flytbasert markedsalgoritme vil gi vesentlige fordeler for det norske og nordiske kraftsystemet, hensyntatt endringsomfang hos aktørene, konsekvenser for systemdriften og det finansielle markedet.

Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2012

Kap

Prioritert ramping/ kapasitet til utenlandsforbindelser etter hvor det er størst prisforskjell Det er samfunnsøkonomisk gunstig at det gis mulighet for å gi økt rampingvolum (omtalt også som prioritert ramping) til forbindelser der prisdifferansen/verdiskapningen er størst. Eksisterende rampingrestriksjoner er definert fast per utenlands-/mellomriksforbindelse. Dette innebærer at det ikke er mulighet til å optimere rampingen mellom flere mellomriksforbindelser. En prioritert ramping innebærer en høyere rampinghastighet for de forbindelsene hvor prisforskjellen vil bli størst, og innebærer at flytretningen snur raskere på de forbindelsene hvor betalingsvilligheten for å snu flytretning er størst. Dette gir økt samfunnsøkonomisk effektivitet. Posisjon: Statnett vil arbeide for at det utarbeides løsninger hvor rampingen kan fordeles mer fleksibelt på ulike utenlands-/mellomriksforbindelser.

7.7. Implementeringen av de fleste tiltakene krever internasjonale forhandlinger og beslutninger Implementering av tiltaksporteføljen er krevende, av flere årsaker. For det første krever de fleste tiltakene internasjonal enighet (primært nordisk enighet, men noen også på europeisk nivå), eventuelt må løsningene være kompatible med internasjonale løsninger. Løsningene betinger internasjonalt samarbeid, og spesielt vil ENTSO-E Nordic være sentral som beslutningsorgan. Internasjonale løsninger må ta stilling til utforming, dosering og geografisk fordeling av tiltakene, og dette vil kunne ta tid siden landene har ulike teknologiske utgangspunkt, samt at det vil være ulik økonomisk konsekvens for landene. Videre må løsningene utformes slik at både aktørene og systemansvarlig kan tilpasse sine (IKT) systemer. Dette vil kunne dra i retning av en mer sekvensiell implementering. Et annet viktig moment er at tiltakene som er drøftet foran forventes å kunne gi en økning i kostnadene for systemog balansetjenester. Dette må finansieres av aktørene. Økningen i kostnaden skyldes både at det vil bli reservert mer reserver (større volum) og at det vil bli foretatt flere aktiveringer (flere reguleringsinngrep). Å etablere en nøyaktig tidsplan for implementeringen av tiltakene er derfor vanskelig. Tabell 7.1. viser aktuelle tiltak per prioritert område, samt på hvilket stadium de ligger (økende tid og usikkerhet til høyre i tabellen).

Statnett SF Husebybakken 28b Postboks 5192 Majorstuen N-0302 Oslo Telefon: +47 23 90 30 00 Telefax: +47 23 90 30 01 www.statnett.no firmapost@statnett.no