MØTEINNKALLING
MØTEINNKALLING Sak: Innkalling til møte i Statnetts Markeds- og driftsforum 2015-03 Møtedato/tid/sted: 3. september 2015 / kl 10:00 - 14:00 / Nydalen Allé 33 Saksbehandler/adm. enhet: Jakob Norem Dyrhaug / A Medlemmer: Kari Ekelund Thørud Ove A. Brattbakk Hilde Bakken Morten Røsæg Thor Otto Lohne Knut Lockert Oluf Ulseth Jon Erik Holst Kristin Karlstad Dokumentet sendes til: KL, Arkiv Dato: 27.08.15 Side: 1 av 2 AGENDA SAK NR. SAK Åpning av møtet Referatet fra forrige gang Gjennomgang av agenda 2015-03-01 Oppsummering NUP-høring /se vedlegg 2015-03-02 System- og markedsutviklingsplan (SMUP) 2016 - 2025 /se vedlegg 2015-03-03 Konseptvalgutredning: Forsyning av økt kraftforbruk på Haugalandet /se vedlegg 2015-03-04 Implementering av fremtidige nettkoder /se vedlegg 2015-03-05 Orientering om driften /orientering i møtet 2015-03-06 Eventuelt Med vennlig hilsen Jakob Norem Dyrhaug Sekretær, Statnetts markeds- og driftsforum Side: 2 av 2 MARKEDS- OG DRIFTSFORUM-SAK MDF-sak 2015-03-01 Oppsummering høring Nettutviklingsplan 2015 Møtedato: 03.09.2015 Kort sammendrag av saken som blir presentert I Nettutviklingsplan 2015 (NUP 2015) drøftes mulige utviklingstrekk ved kraftsystemet de neste tjue årene, mulige nettbehov som kan oppstå i perioden og forventede investeringer i sentralnettet fremover. NUP 2015 leveres til Norges vassdrags‐ og energidirektorat den 1. oktober. For første gang har vi sendt planen ut på en ekstern høring før ferdigstilling. Ved høringsfristens utløp den 4. juni hadde vi til sammen fått inn 35 høringsuttalelser fra 52 ulike aktører. Vedlagt ligger en gjennomgang og våre foreløpige vurderinger av noen av de innspillene som går igjen i høringsinnspillene. Markeds‐ og driftsforum inviteres til å komme med innspill til foreløpige prinsippielle vuredringer, andre saker av strateigsk art og kommentarer til prosessen. Tidligere behandling i Statnetts markeds‐ og driftsforum 2015‐01‐01 Nettutviklingsplan 2015 2014‐04‐06 Strategisk nettutvikling – NUP 2015 Forslag til behandlingsform Til diskusjon Side: 1/3 1. Innledning I Nettutviklingsplan 2015 drøftes mulige utviklingstrekk ved kraftsystemet de neste tjue årene, mulige nettbehov som kan oppstå i perioden og forventede investeringer i sentralnettet fremover. Endelig versjon av NUP 2015 skal leveres til Norges vassdrags‐ og energidirektorat den 1. oktober i år. Nettutviklingsplanen er Statnetts viktigste plattform for kommunikasjon og forankring av våre analyser om fremtidig behovsutvikling og strategi for vår samlede prosjektportefølje. Statnett har derfor vektlagt en mer involverende prosess enn tidligere og for første gang ble planen sendt ut på en ekstern høring før ferdigstilling. Da høringsfristen utløp den 4. juni hadde vi til sammen fått inn 35 høringsuttalelser fra 52 ulike aktører. Oppsummert inneholder de ulike høringsuttalelsene om lag 80 ulike innspill, hvorav noe under halvparten av disse vil medføre endringer i endelig versjon av NUP 2015.Dette notatet vil beskrive noen av de mer prinsipielle og generelle innspillene og vår foreløpige vurdering av disse. Når NUP 2015 publiseres vil vi utarbeide et vedlegg som beskriver de ulike innspillene på et overordnet nivå, vår vurdering av innspillene og eventuell videre behandling av dem. Noen av høringsinnspillene bærer preg av at avsender besitter mye kunnskap om behov for nettutviklng og Statnetts prosjekter. Flere av disse har også ønske om at Nettutviklingsplan 2015 skal inneholde ytterligere informasjon. Vår vurdering av hvorvidt disse innspillene kan imøtekommes må blant annet balanseres opp mot hensyn til at NUPen skal være informasjonsprodukt som er lett tilgjengelig for allmenheten og således supplerer kraftystemutredningene. Vi mottar gjerne innspill fra forumet på hvordan denne utfordringen kan imøtekommes og råd for hvordan avgrense NUP i forhold til andre dokumenter og myndighetsstyrte prosesser. 2. Høyt aktivitetsnivå de neste fem årene Statnetts prosjektportefølje bidrar til et kraftsystem som legger til rette for sikker strømforsyning, verdiskaping og utbygging av fornybar energi. Vi må hele tiden jobbe for å sikre en balansert tilnærming når vi skal imøtekomme de ulike behovene. Mot 2020 er aktivitetsnivået i kraftbransjen svært høyt. For å dempe aktivitetsnivået har Statnett derfor skjøvet en rekke reinvesteringsprosjekter ut i tid. I høringsrunden for Nettutviklingsplan 2015 har det kommet flere innspill angående prioritering av Statnetts prosjektportefølje, både når det gjelder tidsplan for enkeltprosjekter og på overordnet nivå for ulike prosjektkategorier. 2.1. Prioritering av eksisterende prosjektportefølje Flere aktører i petroleumsindustrien etterlyser informasjon om hvordan tiltak for å sikre strømforsyningen til nye og eksisterende petroleumsinstallasjoner vil bli prioritert. Flere av disse peker særlig på tiltak som vil medføre økt forsyningssikkerhet til Haugalandet, Kollsnes og Nyhamna. For å sikre tilstrekkelig kapaistet for ny kraftproduksjon og sikker strømforsyning til Hydros anlegg i Årdal etterlyser Hydro, SFE Nett og flere kraftprodusenter nord for Sognefjorden tiltak for å sikre tosidig forsyning til Indre Sogn. SFE Nett understreker også viktigheten av at fremdriftsplanen for Sogndal‐Aurland opprettholdes blant annet for å forhindre at det oppstår en flaskehals etter at Ørskog‐Sogndal settes i drift. BKK produksjon og BKK Nett er bekymret for at dagens fremdriftsplan for Sauda‐Samnanger ikke vil medføre tilstrekkelig kapasitet i regionen tidsnok. Flere aktører, herunder i olje‐ og gassektoren, kraftnæring og regionale myndigheter i nord ønsker at den planlagte 420 kV‐forbindelsen mellom Balsfjord og Skaidi ferdigstilles i 2019, to år tidligere enn tidsplanen for prosjektet forutsetter. Statnett vil vurdere disse innspillene i lys av helheten i den samlede prosjektporteføljen, jfr avsnitt 2. Fremdriftsplanene for flere av enkeltprosjektene vil også avgjøres i forbindelse med pågående konseptvalgutredning og konsesjonsprosess. 2.2. Mellomlandsforbindelser etter 2021 Flere aktører etterlyser ytterligere vurderinger om hvorvidt økt utvekslingskapasitet til Europa kan være lønnsomt, utover de mellomlandsforbindelsene som er planlagt i dag. Det har også kommet innspill om at Statnett bør starte med planleggingen av flere forbindelser etter idriftsettelse av NSN‐Link i 2021. Side: 2/3 Vi vurderer at vi ikke til NUP 2015 har et grunnlag for å ta stilling til et nytt kabelprosjekt, men vi vil fortsette med flere FoU‐prosjekter for å danne et bedre kunnskapsgrunnlag for mulige prosjekter i fremtiden. Et av satsingsområdene på dette feltet er utvikling av bedre markedsmodeller. På lang sikt, når kraftmarkedene og kraftsystemet blir mer ulikt dagens, tror vi at modellene vi har i dag ikke er like gode. Dette gjelder spesielt hvordan variasjonen i nordiske priser over korte tidsrom påvirkes av flere forbindelser til resten av Europa. Arbeidet med å utvide og forbedre vår kunnskap om kraftmarkedet er en kontinuerlig prosess. Idriftsettingen av NordLink og NSN‐Link vil også gi oss viktige erfaringer med systemdriften. 3. Metode for analyse av mulig nettbehov på lang sikt Energi Norge og Agder Energi mener Statnett gir en god oppsummering av pågående prosjekter, men savner alternative scenarier for nettutvikling på lengre sikt. North Connect mener også det er nødvendig at det etableres flere ulike scenarioer og at ulike alternativer for integrering mot det europeiske systemet legges til grunn i Statnetts markedsanalyser. Det vil alltid være krevende å identifisere mulige nettiltak på lengre sikt. Gjennom arbeidet vårt med konseptvalgutredninger ønsker vi i å se på ulike muligheter for å møte mulige nettbehov i fremtiden. Etter at prosjektene i dagens portefølje er gjennomført vil det generelt være god kapasitet i nettet. Det er vanskelig å forutse et potensielt nettbehov som følge av industrietablering eller ny kraftproduksjon som vi ikke kjenner til i dag. Muligheten for at det vil oppstå nettbehov som følge av nytt forbruk eller ny produksjon på lengre sikt vil i stor grad avgjøres av geografisk plassering. Vi mener derfor at det er lite hensiktsmessig å basere fremtidig nettplanlegging på et fåtall scenarioer. Når vi jobber tar vi vanligvis utgangspunkt i vårt forventingsscenario for så å endre på de mest relevante forutsetningene for det aktuelle prosjektet eller problemstillingen. Vi supplerer likevel vårt basisscenario med alternative scenarier på mer overordnet nordisk nivå. I vårt analysearbeid har vi for eksempel satt sammen to scenarier som hovedsakelig skal belyse en raskere overgang bort fra kjernekraft i Sverige og til dels Finland, samt en større utbygging av fornybar nord i Norden. 4. Innsyn i samfunnsøkonomiske analyser Flere aktører, herunder Statkraft, BKK Nett og IndustriEl mener at Statnett bør inkludere informasjon om den samfunnsøkonomiske nytten for hvert prosjekt i NUP 2015. Vi er enige i at informasjon om de samfunnsøkonomiske vurderingene om våre nettprosjekter bør være tilgjengelig. Dette skjer primært i forbindelse med konsesjonsprosessen, da vurderingene utgjør en viktig del av grunnlaget for konsesjonssøknaden til våre prosjekter. For utbyggingsprosjekter som ikke har inngått avtaler med leverandører må publisering av spesielt kostnader og derigjennom de samfunnsøkonomiske vurderingene, også balanseres opp mot kommersielle hensyn.Vi vil vurdere om, eller eventuelt hvordan, informasjon om de samfunnsøkonomiske vurderingene også kan inkluderes i NUP 2015. Side: 3/3 MARKEDS- OG DRIFTSFORUM-SAK MDF-sak 2015-03-02 Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2016-2025 Møtedato: 03.09.2015 Kort sammendrag av saken som blir presentert Kraftsystemet er i stor utvikling, med stadig økende integrering, mer uregulerbar produksjon, tettere sammenkobling mot andre kraftsystemer og en betydelig teknologisk utvikling som gir nye utfordringer og muligheter. Statnetts systemdrifts‐ og markedsutviklingsplan (SMUP) beskriver utfordringer som vil prege kraftsystemet i planperioden og planlagte tiltak for å møte disse. Ny SMUP 2016‐25 vil lanseres i mai/juni 2016. SMUP utgis hvert andre år. SMUP ble utgitt i februar 2014, som var tredje gang etter tidligere versjoner i 2009 og 2012. Vi har erfart økende og til dels stor interesse for SMUP både i bransjen, hos myndighetene og fra andre nordiske TSOer. Det legges opp til involvering av bransjen underveis i arbeidet med ny SMUP. Ønsker innspill på/diskutert Markeds‐ og driftsforum inviteres til å komme med innspill til de viktigste problemstillingene og hvordan dette bør vektlegges i den kommende SMUP. Tidligere behandling i Statnetts markeds‐ og driftsforum SMUP 2014‐20 ble behandlet i Markeds‐ og driftsforum 24.9.13. Forslag til behandlingsform Til diskusjon Systemdrifts‐ og markedsutviklingsplan 2016‐2025 1 Innledning Statnetts oppdrag som systemansvarlig er å sørge for sikker og effektiv drift, legge til rette for et velfungerende marked og god verdiskaping. Vår systemdrifts‐ og markedsutviklingsplan (SMUP) er etablert som et kommunikasjonsverktøy hvor vi fremmer vårt syn på fremtidige utviklingstrekk i kraftsystemet, konsekvenser for systemdriften, samt informerer om våre planer og arbeid med nye løsninger. I tillegg fungerer SMUP som en introduksjon til drift av kraftsystemet. Ny SMUP vil lanseres i mai/juni 2016. SMUP utgis hvert andre år. SMUP ble utgitt i februar 2014, som var tredje gang etter tidligere versjoner i 2009 og 2012. Vi har erfart økende og stor interesse for SMUP både i bransjen, hos myndighetene og fra andre nordiske TSOer. Det legges opp til bred involvering av bransjen underveis i arbeidet med ny SMUP. 2 Formål, målgrupper og produkter Det er primært to hensikter med en offentlig SMUP: Skape økt forståelse i bransjen, hos myndigheter og andre relevante interessenter om sammenhengene i kraftsystemet og den økte kompleksiteten i systemdriften som følge av omstillingene som er i gang. Vi har fått positive tilbakemeldinger fra aktører og myndighetene på nytten av dette. Gi aktørene god innsikt i våre forventninger og planer for videreutvikling av krav, markedsløsninger og behovet for systemtjenester. Dette er viktig informasjon for aktørene i deres planlegging og når de skal gjøre investeringer i egne anlegg. Målgruppen for SMUP er primært: Aktører i bransjen (kraftprodusenter, større forbrukere, nettselskaper) og bransjeorganisasjoner Myndigheter (NVE, OED) Andre TSOer, primært nordiske Aktører i bransjen som yter systemtjenester til Statnett har behov for grundig informasjon om Statnetts vurderinger rundt utviklingen fremover og det fremtidige behovet for systemtjenester. Men sentrale budskap i SMUP bør også gjøres lett tilgjengelig for relevante interessenter på et mer strategisk/overordnet nivå. Det vil derfor utarbeides flere produkter. Hoveddokument vil være på omtrent samme nivå som forrige versjon når det gjelder faglig grundighet og omfang. I tillegg vil det utarbeides en overordnet versjon som oppsummerer historie og sentrale budskap. Sistnevnte vil også utarbeides i en engelsk utgave. 3 Helhetlig planverk Gjennom nettutviklingsplanen (NUP) og SMUP kommuniserer Statnett helhetlige planer for realisering og drift av fremtidens kraftsystem. SMUP og NUP baseres på et felles fremtidsbilde av kraftsystemet. Dette fremtidsbildet legger til grunn at EU når sine 2030‐mål. For utviklingen i de enkelte land baserer vi oss hovedsakelig på nasjonale planer. Nye drifts‐ og markedsløsninger tar lang tid å utvikle, blant annet fordi det involverer mange interessenter (andre TSOer, markedsaktører og myndigheter) og krever IKT‐utvikling av nye og eksisterende systemer til bruk i operativ drift. Vi kan derfor ikke bare planlegge for det mest sannsynlige fremtidsbilde, men også for andre mulige scenarier som vil kreve ekstratiltak for å ivareta sikker drift. Det nordiske samarbeidet blir enda viktigere fremover. Det pågår en nordisk prosess med å revurdere og avklare former og fora for samarbeid. De fleste nye løsninger som omtales i SMUP vil være nordiske, og dermed kreve nordisk enighet og effektive nordiske beslutningsprosesser. Optimalt sett bør det utvikles en felles nordisk systemdrifts‐ og markedsutviklingsplan. Dette er et mål på sikt, men inntil videre vil vi gi våre nordiske samarbeidspartnere god innsikt i SMUP. En effektiv porteføljestyring av en stor og voksende portefølje av utviklingsprosjekter sikres gjennom SMUP og interne styringssystemer for prioritering og oppfølging. Tiltak for å sikre forsyningen har høyeste prioritet, og samfunnsøkonomisk gevinst er et sentralt kriterium i prioriteringen. Vi vil i økt grad synliggjøre verdiskaping i kommende SMUP. Utviklingsprosjekter i systemdriften ses i sammenheng med nettinvesteringer skissert i vår nettutviklingsplan. Smarte løsninger i systemdriften muliggjør ikke reduksjoner i forhold til investeringsporteføljen i NUP 2015, men er et viktig supplement for å sikre forsyningen, legge til rette for ny kraftproduksjon og effektiv handel. 4 Stødig retning, stadig utvikling Kraftbransjen gjennomgår en rivende utvikling, både innen marked, produksjon og teknologi. I 2025 forventer vi et kraftsystem med omtrent dobbelt så stor overføringskapasitet til andre synkronområder, sterkere internt nordisk nett, mer uregulerbar kraft og antagelig mindre kjernekraft. Vi får et system som blir mer komplekst å drifte, med større og oftere flytendringer, større variasjoner i produksjon, større ubalanser, økt konkurranse om fleksibilitet, og redusert treghet/inertia i systemet. Samtidig kommer mer eksterne føringer med sterkere europeisk styring, og det norske handlingsrommet for driften av kraftsystemet vil reduseres. Utviklingen krever nye løsninger i systemdriften. Vi har kontinuerlig fokus på å legge til rette for effektiv handel, og handel av reserver får enda større fokus. Samtidig er det også behov for å videreutvikle spekteret av systemtjenester, og vi må ha effektive løsninger for å håndtere økte ubalanser, og sikre tilstrekkelig tilgang på systemstøtte i alle driftssituasjoner. Markedsbaserte løsninger er og skal være utgangspunktet for å sørge for ulike typer leveranser. I en del tilfeller vil det imidlertid ikke være hensiktsmessig eller tilstrekkelig å basere seg på rene markedsmekanismer, med henblikk på å sikre nødvendig funksjonalitet og sikker drift. Det vil derfor også måtte benyttes virkemidler som systemkritiske vedtak. Hovedtrekkene i utviklingen er i hovedsak de samme som lagt til grunn i forrige SMUP. På noen områder kan vi nå se en tydeligere utvikling og noen områder er blitt mer avklart. Tiltak kommunisert i forrige SMUP er kommet et godt skritt videre, og noen er også implementert. Den nye versjonen av SMUP vil naturligvis inkludere oppdaterte beskrivelser. Dette gjelder blant annet det europeiske regelverket, som selv om det fortsatt ikke er klart, er blitt vesentlig mer konkret. Videre er SK4 satt i drift og vi høster nå systemerfaringer fra driften av denne. Dette gir viktig grunnlag for de pågående forberedelsene til de besluttede mellomlandsforbindelsene til henholdsvis Tyskland i 2020 og Storbritannia i 2021, som også beskrives i neste SMUP. Andre områder som vil beskrives nærmere er det nordiske samarbeidet, grensesnitt mot regionale aktører, samt forbruksfleksibilitet og utviklingen nedstrøms. Et annet sentralt område er mulighetene for automatisering. Vi vil forsøke å bli tydeligere på hvilke systemtjenester vi forventer å kjøpe fra aktørene. Og vi vil også presentere vår handlingsplan, selv om det er krevende å fastsette tidsplaner for tiltak som krever bred enighet mellom flere land både i og utenfor Norden. 5 Dialog Statnett vurderer det som viktig med en god dialog med bransjen i utviklingen av våre planer og fremtidige løsninger. Denne vil foregå på flere nivåer og i flere ledd frem mot lanseringen på våren 2016. I september vil det avholdes kontaktmøter med bransjeorganisasjonene og deres medlemmer, hvor Statnett forventer å motta innspill basert fra bransjen på deres ulike behov og ønsker. Disse innspillene vil være viktige i det videre arbeidet med SMUP og løsningene som utvikles. Det vil senere avholdes et møte i forbindelse med forum for systemtjenester i oktober (20. og 21. oktober), hvor Statnett vil presentere en status og resultater så langt dette foreligger. Vi planlegger å komme tilbake til Markeds‐ og driftsforum i november for videre drøfting av innholdet i SMUP. Endelig versjon av SMUP 2016‐25 planlegges ferdigstilt mai/juni 2016. MARKEDS- OG DRIFTSFORUM-SAK MDF-sak 2015-03-03 Konseptvalgutredning: Forsyning av økt kraftforbruk på Haugalandet Møtedato: 03.09.2015 Kort sammendrag av saken som blir presentert SKL‐området er et underskuddsområde med mye industri og begrenset nettkapasitet. Nå er det planer om å øke industriforbruket utover det dagens nett kan forsyne med N‐1 sikkerhet. I konseptvalgutredningen (KVU) for SKL‐området har vi analysert behovet for tiltak og mulige konsepter som kan møte behovet. KVU'en har vært til ekstern kvalitetssikring. Kvalitetssikrer slår fast at KVU'en er i henhold til veilederen fra OED og støtter konseptvalget, som er å bygge en ny ledning inn til området fra øst. I konseptvalget er det nødvendig å gjøre en avveining mellom investeringskostnader, gjennomførings‐ problematikk og miljø: Oppgradering av de eksisterende ledningene har minst miljøkonsekvenser, men de høyeste investeringskostnadene og lengst gjennomføringstid. En ny ledning fra øst eller Vestre korridor har betydelig lavere investeringskostnader og en raskere gjennomføring, men større miljøulemper. En ny ledning fra øst har i tillegg en potensiell nytteeffekt ved at den kan gi en helhetlig utvikling av regional‐ og sentralnettet i området, og miljøkonsekvensen kan reduseres ved å legge den nye ledningen i parallell med regionalnettsledningen i området. En ny ledning fra BKK‐området har høyere investeringskostnader, lengre gjennomføringstid og større miljøulemper enn en ny ledning fra øst eller Vestre korridor. Ønsker innspill på/diskutert Vi ønsker innspill på konseptvalget og råd for den videre håndteringen saken, i tillegg til mer generelle innspill på vårt arbeid med konseptvalgutredninger. Tidligere behandling i Statnetts markeds‐ og driftsforum [Hvis ja, skriv inn referanse til tidligere MDF‐sak] Forslag til behandlingsform Til orientering Side: 1/5 1. Innledning Statnett har gjennomført en konseptvalgutredning (KVU) for SKL‐ området. Her har vi sett at dagens nett ikke kan forsyne hele den planlagte forbruksøkningen i dette området. Dersom alt forbruket realiseres, anbefaler vi å bygge en ny ledning fra øst. Løsningen er utarbeidet etter omfattende dialog med berørte parter og ulike interessenter. KVU'en har vært til ekstern kvalitetssikring. Kvalitetssikrer slår fast at utredningen er i henhold til kravene fra OED og støtter det anbefalte konseptet. Figur 1: Sentralnettet i SKL‐området med forbrukspunktene markert. Spanne er Konseptvalgutredningen og rapporten fra kvalitetssikrer er oversendt transformatorstasjonen i Haugesund. OED, som har sendt de på høring, med høringsfrist 6. oktober. Basert på innspillene fra høringsrunden og den politiske behandlingen, vil OED fatte et prosessledende vedtak. Dette vedtaket legger rammene for hvilke konsepter Statnett kan gå videre med. 2. Behov og lønnsomhet SKL‐ringen er navnet på sentralnettet mellom Hardangerfjorden og Boknafjorden. Det er et underskuddsområde med 70 % industriforbruk. Nå er det planer om store økninger i industriforbruket: Hydro har tatt investeringsbeslutning på et pilotanlegg for å teste ut ny teknologi for aluminiumsproduksjon på Karmøy (ca. 100 MW/oppstart i 2017). Hydro vurderer å utvide piloten til et nytt fullskala aluminiumsverk (ca. 400 MW/ 2022). Fase en av Johan Sverdrup‐feltet skal forsynes med kraft fra land fra Kårstø (ca. 100 MW/2019). Fase to og områdeelektrifiseringen av Utsirahøyden skal også forsynes derfra (ca. 100‐200 MW/2022). Haugaland Næringspark er i kontakt med aktører som ønsker å etablere seg der (ca. 100 MW/2025?). Aluminiumsindustrien er særlig sårbar for strømavbrudd: Varighet på mer enn to til tre timer kan gi stans i aluminiumsproduksjonen på opp mot ett år. De andre norske aluminiumsverkene (Sunndalsøra, Husnes, Høyanger, Mosjøen, Årdal og Lista) har N‐1 forsyningssikkerhet eller mulighet for å gjøre omkoblinger eller oppregulering av produksjon for å få opp igjen forsyningen relativt raskt. Statnetts administrasjon anbefaler at nettet i SKL‐området også dimensjoneres for N‐1 forsyningssikkerhet ved intakt nett. Kvalitetssikrer støtter anbefalingen. N‐1 kapasiteten inn til SKL‐området er ca. 1150 MW, noe som betyr at vi kan forsyne en forbruksøkning på rundt 500 MW fra i dag med N‐1 forsyningssikkerhet. Pilotanlegget, Utsirahøyden og næringsparken kan altså forsynes med dagens nett, men kommer et nytt fullskala aluminiumsverk må vi gjøre omfattende tiltak 2.1. Vileggertilknytningspliktentilgrunn Som følge av de høye avbruddskostnadene for aluminiumsindustrien, har vi gått ut fra at det ikke vil være aktuelt å bygge et nytt fullskalaanlegg med mindre det får N‐1 forsyningssikkerhet. Statnetts administrasjon legger derfor til grunn at tilknytningsplikten for det planlagte forbruket veier så tungt at vi i KVU'en ikke har regnet på det nye forbrukets bidrag til nasjonaløkonomien. I energiloven står det at "Departementet kan i ekstraordinære tilfeller gi unntak fra tilknytnings‐ og investeringsplikten for forbruk." Administrasjonen mener det planlagte fullskalaanlegget ikke er et ekstraordniært tilfelle vi kan søke fritak for. Det betyr at vi ikke eksplisitt vurderer om nytten til det planlagte fullskalaanlegget er større enn nettkostnaden. Vi mener at forankringen av denne KVU'en gjennom høringsrunder og myndighetsbehandling vil avdekke om det er enighet om det prosjektutløsende behovet og om tiltaket er samfunnsmessig rasjonelt. I vurderingen og rangeringen av konseptene vil vi derfor minimere kostnadene for tiltak som skal til for at forbruket kan bli realisert. I tillegg har vi vurdert nyttevirkninger tiltaket gir. De samfunnsøkonomiske vurderingene er oppsummert i Vedlegg 1. Vi har imidlertid gjort en grov vurdering utenfor selve KVU'en der vi har sett at et fullskala aluminiumsverk kan forsvare de nødvendige nettinvesteringene. Kvalitetssikrer har kommet fram til samme resultat. Den forventede nytten er imidlertid usikker, i og med at den blant annet avhenger av utviklingen i aluminiumspriser. Side: 2/5 2.2. Kapasitetenkanøkestrinnvis Statnett planlegger å installere reaktiv kompensering og temperaturoppgradere ledningene mellom Sauda og Håvik for å øke kapasiteten i dagens nett (trinn 1). Dette er imidlertid ikke tilstrekkelig til å forsyne hele den potensielle forbruksøkningen med N‐1 forsyningssikkerhet. Kommer alt forbruket som planlagt, har vi fire hovedkonsepter (trinn 2). På sikt vil reinvestering av dagens ledninger og stasjoner øke kapasiteten ytterligere (trinn 3). I tillegg til disse konseptene har vi i tråd med prinsippene til en KVU vurdert andre måter å forsyne forbruket på, også alternativ til nett. Konseptene i trinn 2 har ulike miljøkonsekvenser og utfordringer i gjennomføringsfasen Konseptene gir omtrent den samme kapasiteten inn til området, så det er i hovedsak investeringskostnader, miljøkonsekvenser og utfordringer i gjennomføringsfasen som skiller dem fra hverandre og som må avveies. Ny ledning fra øst og Vestre korridor har lavest investeringskostnader og kortest gjennomføringstid, mens oppgraderingskonseptet har lavest miljøkostnader. Alle konseptene har en felles SHA‐risiko, selv om omfanget varierer betydelig mellom konseptene: At tidspress under utkoblinger kan føre til personskade. Oppgradering av dagens tre forbindelser fra simplex til duplex har lave miljø‐ konsekvenser siden det hovedsakelig gir gjenbruk av eksisterende traséer. Mellom Sauda og Håvik må oppgraderingen skje ved at eksisterende ledninger erstattes med nye, mens det er mer åpent hvordan vi kan løse dette mellom Håvik og Blåfalli. Byggetiden er grovt vurdert til minimum syv år, og omfatter ca. 300 km ledning og arbeider i åtte stasjoner. Konseptet har det klart største Figur 2: Fire hovedkonsepter arbeidsomfanget og de høyeste kostnadene: Investeringskostnaden er anslått til for å forsyne forbruksveksten. 5,8 mrd. kroner (faste 2015 kroner). Med dagens teknologi gir dette konseptet behov for langvarige utkoblinger uten mulighet for rask gjeninnkobling. Det legger begrensinger på forbruksveksten inntil ledningene og stasjonene er oppgradert. Dette konseptet vil derfor trolig forsinke oppstarten av Hydros fullskalaanlegg. I tillegg til at det relativt store utkoblingsbehovet representerer en SHA‐risiko, er det også en risiko knyttet til arbeid nær ved eller på spenningssatte ledninger, eller i master som ikke er tilstrekkelig forsterket. En ny ledning fra øst kan gå fra Blåfalli eller omegn. En slik ledning blir ca. 80 km, og kan bygges på rundt tre år. Dette konseptet kan derfor forsyne forbruksøkningen raskere enn oppgraderingskonseptet. Det kan være mulig å bygge ledningen i parallell med regionalnettet i området, og gjøre tiltak som gir nytte i regionalnettet. Det kan også ligge mulige gevinster i å samkjøre prosjektet med oppgraderingen mellom Blåfalli og Sauda. Investeringskostnaden er estimert til 1,7 mrd. kroner (faste 2015 kroner). Dette konseptet har den minste SHA‐ risikoen, men i tillegg til tidspress representerer arbeid i bebygde områder en SHA‐risiko. En ny ledning fra Vestre korridor vil bli omtrent like lang, koste omtrent det samme og ta like lang tid å bygge som en ledning fra øst. Forhold ved dette konseptet kan potensielt øke gjennomføringstiden: Det er vesentlig mer krevende å koble seg til i de aktuelle stasjonene, og ledningen vil i større grad beslaglegge en helt ny trasé. Det er SHA‐risiko knyttet til fjordkryssing og arbeid i bratt og rasutsatt terreng. Kryssing av eksisterende ledninger vil kreve utkobling av disse eller at det arbeides under eller tett på spenningssatte komponenter. En ny ledning fra BKK‐området blir betydelig lenger; mellom Samnanger og Håvik er det 130 km. På den første strekningen mot Stord blir det i stor grad nødvendig å følge en ny trasé, mens fra Stord og sørover vil den nye ledningen kunne gå i parallell med eksisterende. Ledningen er grovt estimert til å ta mellom fire og fem år å bygge, og kan på samme måte som oppgraderingskonseptet forsinke forbruksutviklingen. Investeringskostnaden er anslått til 3,5 mrd. kroner (faste 2015 kroner). En ny ledning fra BKK‐området er det konseptet som har høyest SHA‐risiko. SHA‐risikoen er knyttet til utstrakt bruk av helikopter, mulig kabellegging i Bømlafjorden, samt å bygge parallelt med eksisterende ledning fra Stord. Ved stor forskjell i ledetider på industriutbyggingen og nettkapasiteten, er det mulig å forsyne forbruket tidligere ved hjelp av gasskraftverket på Kårstø. Dette er særlig aktuelt for oppgraderingskonseptet. Det er mulig at oppgraderingsarbeidet kan gå noe raskere dersom gasskraftverket produserer kontinuerlig, men det vil likevel ta betydelig lenger tid enn å bygge de korteste nye ledningene. Forskjellen i gass‐ og kraftpris tilsier dessuten at drift av gasskraftverket vil medføre en betydelig kostnad. Dersom Statnett skal styre driften av gasskraftverket, krever det endring av Statnett sine rammebetingelser. Side: 3/5 420 kV drift i SKL‐ringen vil gi N‐1‐1 forsyningssikkerhet i trinn 3 Reinvesteringsbehovet er rundt 2045 for de to ledningene mellom Sauda og Håvik (ca. 170 km til sammen) og etter 2050 for forbindelsen mellom Blåfalli og Håvik (ca. 130 km). Den nordlige forbindelsen har to innskutte kabelstrekk på rundt 5 km hver, der kablene må reinvesteres rundt 2035. Vi vurderer det som rasjonelt å gå over til 420 kV drift når anleggene skal reinvesteres. Da vil det være tilstrekkelig med tre 420 kV‐forbindelser inn til Håvik for å få N‐1‐1 forsyning av hele forbruksveksten. Det betyr at en av Sauda‐ledningene kan saneres dersom vi bygger en ny ledning inn til SKL‐området. Ved 420 kV drift i SKL‐ringen vil det være en fordel med 420 kV drift også mellom Sauda og Samnanger. 2.3. Driftsmessigehensyn Det er en krevende driftssituasjon i SKL‐ringen i dag, og forbruksutviklingen vil utfordre forsyningssikkerheten ved feil og under planlagte utkoblinger i nettet. I snitt har det vært 100 dager med innmeldte utkoblinger i året de siste fem årene. Ved utkoblinger driftes nettet med N‐0 forsyningssikkerhet. Uavhengig av konseptvalg er det viktig for Statnett å inngå avtaler om utkobling og gjeninnkobling med de store industriaktørene. Hydro og Statoil har som de viktigste aktørene blitt informert om dette underveis i arbeidet med KVU'en. Siden det kan bli krevende å opprettholde en tilfredsstillende forsyningssikkerhet i byggetiden med oppgraderingskonseptet, er det fra et driftsperspektiv fordelaktig å bygge en ny ledning. 3. Prosjektgjennomføring Det vil være utfordrende å ha en ny ledning i drift til den planlagte forbruksøkningen i 2022. Det er derfor nødvendig med en tett dialog med Hydro og koordinerte beslutningsprosesser og framdriftsplaner i det videre arbeidet, samt berørte prosjekter i sentral‐ og regionalnettet. Vi ønsker å videreføre to konsepter Ettersom vurderingene i KVU'en er på et overordnet nivå og konseptene med en ny ledning fra øst og en ny ledning fra Vestre korridor er så godt som like når det gjelder tid og kost, har Statnett bedt OED om å ta med begge konseptene i den videre prosessen. Statnett vil legge mest vekt på å videreutvikle konseptet med en ny ledning fra øst, men mener det er en risiko for at det senere i prosessen kan dukke opp forhold som kan påvirke rangeringen mellom ny ledning fra øst og fra Vestre korridor. Vi ønsker derfor ikke å utelukke Vestre korridor‐ konseptet på et så tidlig stadium. Planleggingen må samkjøres med prosjektene i området Tiltak for å øke kapasiteten mellom Sauda og Samnanger må ses i sammenheng med tiltak i SKL‐ringen. Ved videreføring av konseptet med ny ledning fra Vestre korridor er det nødvendig å også koordinere arbeidet med Vestre korridor‐prosjektet. Tiltak vil også påvirke regionalnettseierne SKL og Haugaland Kraft. En ny ledning fra øst har størst potensiale til å oppnå synergieffekter med regionalnettet, men mindre gevinster er mulig for alle konseptene. Side: 4/5 Vedlegg: Oppsummering av de samfunnsøkonomiske virkningene NNV mrd. kr. 2015‐kroner Investerings‐ kostnad, inkl. mindre tiltak (trinn 1 + trinn 2) Sparte reinvesteringer Endring overføringstap Sum Rangering prissatte virkninger Miljø SHA Tapt verdiskaping for industrien Administrasjonens rangering etter samfunns‐ økonomisk lønnsomhet Oppgraderings‐ konseptet Ny ledning fra øst Ny ledning fra Vestre korridor Ny ledning fra BKK‐området ‐3,9 ‐1,2 ‐1,3 ‐2,6 1,4 0,4 0,4 0,4 0 0 0 0,3 ‐2,5 ‐0,8 ‐0,9 ‐1,9 3 1 1 2 0/‐ ‐ ‐ ‐ / ‐ ‐ ‐ / ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ / ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 0/‐ 0/‐ ‐/‐ ‐ 3 1 2 4 Tabell 1: Oppsummering av de samfunnsøkonomiske virkningene for de fire hovedkonseptene. Ny ledning fra øst og Vestre korridor skiller seg ut med de laveste kostnadene og kortest gjennomføringstid (verdiskaping), mens oppgradering av dagens ledninger har minst miljøkonsekvenser. Konseptet med en ny ledning fra BKK‐området har ingen sterke fordeler, og kommer derfor dårligst ut. Side: 5/5 MARKEDS- OG DRIFTSFORUM-SAK MDF-sak 2015-03-04 Implementering av fremtidige nettkoder Møtedato: 03.09.2015 Kort sammendrag av saken som blir presentert Medlemslandene i EU vil etter planen ha vedtatt 8 nye regelverk for tilknytning til nettet, drift av kraftsystemet og kraftmarkedet. OED arbeider med innlemme dette regelverket i norsk lov og norske forskrifter. Ønsker diskutert/drøftet Markeds‐ og driftsforum inviteres til å komme med innspill dersom det er spesielle områder de ønsker å være mer informert om i implementasjonsarbeidet eller råd for det videre arbeidet. Tidligere behandling i Statnetts markeds‐ og driftsforum 2015‐01‐03 Implementering av nettkoder for nettilknytning. Forslag til behandlingsform Til orientering Side: 1/4 Innledning Regelverket for kapasitetesallokering og flaskehalshåndtering (CACM) trådte i kraft 14. august 2015 i EU. Etter en EØS‐prosess vil det også innlemmes i norsk lov. Dette var den første av de til sammen åtte regelverkene der ENTSO‐E har utarbeidet forslag til regelverk. I løpet av våren 2016 vil de resterende syv kodene tre i kraft. Regelverket setter rammer for tilknytning til nettet, drift av nettet og kraftmarkedet. Det blir betydelig større krav til harmonisering på flere områder. Regulators rolle blir styrket ved at de skal formelt godkjenne mer enn tidligere og motta mer omfattende rapportering på flere områder. Regelverkene er delt inn i tre områder; regelverk for marked, regelverk for drift og regelverk for tilknytninger. Nendenfor gir vi en kort beskrivelse for hver av regelverkene og peker på enkelte konsekvenser det kan ha for aktørene i Norge. Generelt for regelverkene Hensikten med alle regelverkene er å få et sømløst europeisk kraftmarked i vid forstand. Det er ikke bare markedet som skal bli "grenseløst", men også systemdriften skal bli tettere koordinert mellom TSOene og det skal lages felles krav til tilknytninger til kraftnettet uavhengig av medlemsland. EU‐kommisjonen er utålmodige, ikke minst for integrering av balansemarkedene er det ambisiøse tidsplaner. Det legges i flere av regelverkene opp til omfattende høringsrunder og krav til rapportering. Dette vil innebære betydelig merarbeid for Statnett. Og norske aktører kan velge å være formelt involvert i langt flere høringsprosesser enn hva som er tilfelle i dag. Regelverkene krever at de nasjonale regulatorene skal godkjenne mye mer enn i dag. Blant annet skal regulatorene godkjenne budområdeinndeling, etter gjennomførte høringsprosesser. Tilknytningskoder Regelverket for tilknytning er det som mest direkte og i størst grad påvirker norske aktører. Statnett er bedt av NVE om å foreslå hvordan dette regelverket skal implementeres i norsk lov. Det omfatter både å avklare hvem som skal ha ulike roller som er beskrevet i regelverket og fastsette endelige krav for Norge der det europeiske regelverket bare angir intervaller. I dette arbeidet har Statnett tett samarbeid med bransjen gjennom etablerte referansegrupper (arbeidsgrupper) og et bransjeforum. Samarbeidet skyldes både at NVE har bedt oss om det og fordi Statnett ser en stor verdi i å ha god kontakt med bransjen for å forstå aktørenes syn. Network code on requirements for grid connection of generators (RfG) RfG stiller krav til produksjonsanlegg. Kravene er ulike for henholdsvis produksjonsanlegg med synkrongenerator og produksjonsanlegg som er koblet til nettet via kraftelektronikk. Typisk eksempel på det sistnevnte er vindkraftparker. Videre er kravene flere og strengere jo større anlegget er og jo høyere spenningsnivå anlegget er tilknyttet. Sammenlignet med eksisterende krav i FIKS forventes det små forskjeller i krav for større produksjonsanlegg, mens det for mindre anlegg vil bli stilt strengere krav. RfG åpner for krav til anlegg over 0,8 kW. Network Code on Demand Connection (DC) Hensikten med koden er å fremme smarte nettløsninger som bidrar til målsetningene om økt integrasjon av fornybar kraftproduksjon, forsyningssikkerhet og implementering av det indre energimarkedet. Koden fastsetter tekniske funksjonskrav til nye forbrukere som skal tilknyttes nettet, med fokus på industrikunder og distribusjonssystemoperatører (DSO) med uttak fra transmisjonsnettet. Videre fastsetter koden en rekke krav for leverandører av forbrukerfleksibilitet. Statnett har i dag liten grad av krav til tilknytning av forbrukere. I eksisterende FIKS 2012 er det spesifisert at ”Systemansvarlig skal fatte vedtak om industrianlegg og forbruksenheter tilknyttet regional‐ og sentralnettet”, men mer detaljerte krav settes ikke i denne sammenheng. Implementeringen av DC vil derfor kreve tekniske og samfunnsøkonomiske vurderinger samt en bred kommunikasjon med aktører. Side: 2/4 Network code on requirements for grid connection of high voltage direct current systems and direct current‐connected power park modules (HVDC) Hensikten med koden er å bidra til integrasjon av fornybar produksjon, som delvis er lokalisert langt fra de store lastsentraene, og håndtering av økende grensekryssende kraftflyt i et integrert europeisk marked. Koden fastsetter funksjonskrav til HVDC‐tilknytninger og DC‐tilknytninger av offshore produksjon. Sammen med kravene i NC RfG og NC DC skal kravene i NC HVDC gi et komplett og konsistent sett med regler for nettilknytning. Tekniske funksjonskrav i HVDC koden samsvarer med Statnetts praksis for slike anlegg. Kravene i HVDC har blitt "benchmarket" mot kravene i kontrakten for blant annet SK4, og viser at kravene i HVDC‐koden er i samsvar med de tekniske egenskaper vi ønsker. I enkelte tilfeller kommer HVDC til å åpne for å kunne stille strengere krav enn de funksjonskrav vi har i eksisterende FIKS. Kravene skal være teknologinøytrale for å ikke diskriminere noen av dagens teknologier (LCC/VSC). For enkelte krav må derfor TSO vise til systembehov for å kunne kreve visse egenskaper (f.eks. black start). Dette vil hovedsakelig bli merkbart i de tilfeller det er en kommersiell kabel. Regelverk for marked Det er tre regelverk for marked. Statnett deltar i europeiske prosjekter for å sikre etterlevelese av regelverket. Norske aktører har vært informert gjennom flere bransjeseminarer om dette regelverket og tilknyttet arbeid. Regelverkene skal gjøre markedene mer effektive, noe som vil gavne norske aktører. Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) Regelverket CACM trådte i kraft 14/8‐2015 i EU, og regulerer blant annet etablering og drift av spotmarkedet og intradagmarkedet. For spotmarkedet er det allerede etablert en felles modell for store deler av Europa basert på modellen vi har hatt i Norden siden 1990‐tallet. Etter hvert som markedsløsningen omfatter stadig større deler av Europa, skal flyten og prisdannelsen bli stadig mer effektiv. Vi tror imidlertid ikke det vil bli vesentlig gevinster for Norge utover hva som allerede er realisert. Et nytt europeisk intradagmarked er under utvikling. Dette vil etter planen settes i drift i slutten av 2017. Da vil det være mulig å handle intradag mellom alle land i Europa i én operasjon. For aktørene vil bud fortsatt legges inn eller plukkes hos den lokale børsen. CACM åpner for at det kan bli flere børser (NEMOer) i hvert land. Det kan medføre at norske aktører kan velge mellom flere ulike kraftbørser. Regelverket sier at en såkalt flytbasert kapasitetsallokering er den foretrukne modell for spotmarkedet. En slik modell ble innført i Frankrike, Tyskland og i BeNeLux i 2015 og har hatt en positiv virkning på utnyttelse av overføringskapasitet. Et nordisk prosjekt forventes å konkludere i løpet av 2016 om det vil være samfunnsøkonomisk lønnsomt å innføre tilsvarende modell i Norden. Om så skjer vil man få en kraftmodell som er mer effektiv, gir bedre utnyttelse av kraftnettet. Den vil være mindre intuitiv å forstå, men til gjengjeld vil det bli større åpenhet omkring fastsettelsen av overføringskapasitet. Det vil da være sannsynlig at man også lager en offentlig tilgjengelig modell for å gi aktørene bedre forståelse av kraftmarkedet. CACM vil medføre at aktørene blir mer involvert i beslutningsprosesser. På områder som blant annet konfigurasjon av budområder og valg av modell for kapasitetsallokering skal markedet konsulteres. Forordningen regulerer også hvordan kostnader skal deles mellom TSOer og mellom TSOer og børser knyttet til implementering og drift av kravene som stilles i CACM Forward Capacity Allocation (FCA) Regelverket FCA vil pålegge de europeiske TSO'ene å auksjonere ut såkalte langsiktige transmisjonsrettigheter. Det innebærer at aktører kan kjøpe en rettighet for å transportere kraft mellom ulike budområder. Disse rettighetene kan enten være fysiske eller rent finansielle produkter som kan brukes av aktørene til å "hedge" seg mot prisforskjellen mellom to budområder. Statnett og de andre nordiske TSOene ønsker ikke å være pålagt å utstede langsiktige transmisjonsrettigheter, blant annet fordi empiriske analyser viser at TSOen får lavere inntekt fra disse enn fra fortløpende Side: 3/4 flaskehalsinntekter. Vi jobber derfor for å ha en unntaksparagraf i regelverket og at denne skal være så åpen som mulig. Det er fortsatt uvisst hvordan dette ender. Regelverk for balansering (EB) Regelverket for balansering vil bli et europeisk rammeverk for hvordan reserver skal anskaffes og utveksles mellom TSOene, samt hvordan ubalanseoppgjøret skal gjennomføres. Når kraftsystemet i driftsøyeblikket ikke er i balanse er det TSOenes ansvar å balansere systemet ved å aktivere ulike typer reserver. I Norge anvendes tre typer reserver: primær‐, sekundærreserver og regulerkraft. En viktig hensikt med dette regelverket er å legge til rette for internasjonal handel med reserver. Statnett er positive til dette og mener det kan legge til rette for økt verdi av norsk vannkraft. Men vi ser også at det vil bli krevende eller kanskje urealistisk å tilfredsstille alle kravene som forventes å komme i regelverket. Regelverk for drift (GL System Operation) Hensikten med dette regelverket er økt harmonisering og koordinering av systemdriften. Regelverket inkluderer et krav om å opprette såkalt regional sikkerhetskoordinering (RSCI). På kontinetet har man egne selskaper som utfører den regionale sikkerhetskoordineringen (RSCI), mens de nordiske TSOene utreder for tiden alternative løsninger for hvordan vi skal etablere en løsning for Norden som tilfredsstiller kravene i regelverket. Dette regeleverket er kanskje det som påvirker norske aktører i minst grad. Men det krever en betydelig innsats av Statnett, og andere TSOer, for å sikre at vi kan etterleve det når det trår i kraft. Det krever også en betydelig nordisk koordinering. Regelverket for systemdrift består av tre hoveddeler: Operational Security som definerer overordnet ansvar og regler for å opprettholde tilfredsstillende driftssikkerhet i systemet Operational Planning som bestemmer felles metoder, prinsipper og tidsfrister for driftsplanlegging og driftssikkerhetsanalyser Load‐Frequency Control and Reserves som bestemmer regler og prosedyrer for frekvensregulering, effektreserver og systemtjenester. Side: 4/4
© Copyright 2024