Dette er et debattinnlegg som står for artikkelforfatternes regning.

Av Iver Bakken Sperstad, seniorforskar i Sintef Energi, og Gerd Kjølle, sjefforskar i Sintef Energi og senterdirektør for FME CINELDI

For å finne ut når og kvar det er att plass i nettet til å kople til meir elektrisitetsforbruk, må vi fyrst svare på nokre andre spørsmål: Kva vil det seie at det er «driftsmessig forsvarleg» å kople til, kva tyder eigentleg «N-1», og er det både mogleg og ynskjeleg å ta ein høgare risiko?

For å hjelpe nettselskapa med å ta gode val med tanke på belastinga i nettet, jobbar forskingsprosjektet Forsel med å standardisere korleis nettselskap vurderer kva som er driftsmessig forsvarleg. Prosjektet er eigd av REN, og forskingsarbeidet gjerast i samarbeid med forskingssenteret FME Cineldi.

Kva er «driftsmessig forsvarleg»?

Når eit nettselskap mottek ein førespurnad om nettilknyting, er det forskriftsfesta at dei skal vurdere om det er driftsmessig forsvarleg (ofte forkorta «DF») å kople til nye uttakskunder eller tillate auke i forbruk. Svaret på denne vurderinga avgjer om for eksempel ei industribedrift får lov til å hente ut meir elektrisitet frå nettet for å elektrifisere prosessane sine, eller om dei må vente til nødvendige tiltak og/eller investeringar har kome på plass i nettet.

At tilknytinga er «driftsmessig forsvarleg» tyder, i fylgje NVE at «tilknytningen ikke går ut over leveringskvaliteten til eksisterende kunder.» Leveringskvalitet inkluderer blant anna leveringspålitelegheita og spenningskvaliteten til straumkundar. Enkelt sagt seier leveringskvaliteten noko om kor ofte og lenge straumkunden kan venta å oppleve straumbrot, og om straumen blir forsynt med akseptabel spenning. Kvar av desse er aspekt ved forsyningssikkerheita i det elektriske kraftsystemet. Straumnettet er ryggrada i det norske energisystemet og må ha høg nok overføringskapasitet slik at det er mogleg å elektrifisere meir av energibruken i samfunnet og få inn meir fornybar kraftproduksjon.

Norske nettselskap har dei siste åra motteke mange fleire førespurnadar om nettilknyting enn tidlegare. Korleis nettselskap kan møte forventingane frå samfunnet om å gjere tilgjengeleg meir nettkapasitet er nyleg utgreia gjennom to NOU-ar: Straumnettutvalet sin «Nett i tide» og Energikommisjonen sin «Mer av alt – raskere». I april svarte regjeringa på fyrstnemnte ved å leggje fram handlingsplanen sin for raskare nettutbygging og betre utnytting av nettet.

I handlingsplanen skriv regjeringa at vurderingane av kva som er driftsmessig forsvarleg er lite transparente: «Regjeringen ønsker derfor å forskriftsfeste at nettselskapene skal offentliggjøre prinsippene som legges til grunn for vurderingene av hva som er driftsmessig forsvarlig.» Eksempel på slike prinsipp kan vere om nettselskapa reknar på kor mykje reservekapasitet som bør vere att i nettet etter tilknytinga, eller om dei talfestar leveringspålitelegheita direkte på noko vis (for eksempel ikkje levert energi ved avbrot). Det er ikkje eintydig kva prinsipp som skal fylgjast, og nettselskap gjer vurderingane på forskjellige måtar.

Nettbransjen har i ei eiga arbeidsgruppe for harmonisering av nettilknytingsprosessen jobba med å gjere prosessane hjå norske nettselskap meir standardiserte og transparente. Det som no gjerast i Forsel-prosjektet i samarbeid med FME Cineldi, er ei vidareføring av delar av dette arbeidet. Ei ny arbeidsgruppe spesifikt på DF-vurderingar hadde fyrste arbeidsmøtet i oktober i regi av REN i samarbeid med Sintef og Fornybar Norge. Arbeidsgruppa samlar ni av dei største nettselskapa i Norge samt Statnett for å jobbe med problemstillinga.

Risiko, konsekvens og sannsyn

Ei av oppgåvene vi er i gang med nå er å føreslå ei omforeint konkretisering av kva prinsipp og føresetnadar som ligg til grunn for ei DF-vurdering. Det er eit godt utgangspunkt for denne oppgåva at det er nokre prinsipp som nett-bransjen og regjeringa allereie verkar til å vere einige om: Ei DF-vurdering er ei vurdering av risiko med omsyn til leveringskvaliteten til straumkundane i nettet.

Som regjeringa har formulert det i handlingsplanen sin: «Samtidig er det viktig at nettselskapene har et bevisst forhold til risiko som en kombinasjon av sannsynlighet og konsekvens, i sin vurdering av om en tilknytning er driftsmessig forsvarlig eller ikke. Spørsmålet om hvor mye det er plass til i nettet er også et spørsmål om hvor mye risiko nettselskapet aksepterer.» Noko liknande har også blitt sagt av Energikommisjonen: «For raskt å kunne møte forventet forbruksvekst bør det vurderes om ikke nettselskapene kan ta noe mer risiko ved å redusere kravene til reserve (N‑1), slik at de kan tildele mer kapasitet til kundene uten å bygge ut nye anlegg.»

Kva er «N-1»?

Omgrepet «N-1» handlar om ein type prinsipp eller kriterium for leveringspålitelegheit som tradisjonelt har vore brukt i planlegging og drift av kraftsystemet. Enkelt sagt betyr det at nettet skal tole utfall av éin nettkomponent utan at det fører til avbrot i straumforsyninga til straumkundar.

På same vis som «driftsmessig forsvarleg» er heller ikkje «N-1» eintydig definert. Tydinga over gjeld for nett med «maska drift», som er tilfelle for det meste av transmisjonsnettet og mykje av det regionale distribusjonsnettet.

Risiko-baserte alternativ til «N-1» på transmisjonsnettnivå er tidlegare forska på av Sintef, blant anna gjennom det EU-finansierte prosjektet Garpur . Garpur-prosjektet fant at det var ulike variantar av «N-1-kriteriet» i bruk i europeiske transmisjonsnett i sin rapport, og rekna på den samfunnsøkonomiske nytten av å kunne avvike frå «N-1», som Sintef har omtala.

For «radielt drifta» nett (lokalt distribusjonsnett) gjeld ikkje «N-1» på same måte sidan utfall av nettkomponentar alltid fører til avbrot i straumforsyninga. Men her tolkast nokre gongar «N-1» til å meine at det er reserveforbindingar som har kapasitet til å til ei kvar tid kunne gjenopprette forsyninga til ein straumkunde – etter omkopling av nettet – ved utfall av éin nettkomponent.

Kan vi ta meir risiko?

Eit N-1-prinsipp seier berre noko om konsekvens-dimensjonen ved risiko, og tek ikkje omsyn til kor sannsynlege desse konsekvensane er. Så om N-1-prinsippet aleine brukast til å styre risikoen, så veit ein ikkje kva risiko ein faktisk tek. Eller – noko spissformulert – ein «styrer i blinde». Kanskje er ein villig til å ta større risiko? eller kanskje er risikoen større enn ein aksepterer? Dette veit ein ikkje før ein har vurdert kor høg risikoen faktisk er.

Straumnettutvalet påpeiker også at N-1-prinsippet ikkje nødvendigvis er samfunnsøkonomisk rasjonelt og at det ikkje er å forstå som eit investeringskriterium i utviklinga av straumnettet. Tilsvarande er det heller ikkje gitt at «N-1» må vere eit absolutt kriterium for at det skal vere «driftsmessig forsvarleg» å knyte forbruk til nettet, i alle fall ikkje om ein skal utnytte straumnettet betre.

Så, er straumnettet fullt? Både ja og nei, og det varierer frå område til område. I nokre område tillatast ikkje nye tilknytingar av omsyn til kapasiteten i overliggande transmisjonsnett, og i andre område er det lokale forhold som er avgrensande. Vi har i dag løysingar for å utnytte straumnettet betre og gi plass til tilknyting av fleire kundar. Dette kan vi gjere gjennom bruk av fleksibilitetsressursar, avtaler om tilknyting med vilkår og digitalisering for betre overvaking av kapasiteten straumnettet faktisk har til ein kvar tid.

Kan vi – og vil vi – i tillegg ta meir risiko? Det veit vi ikkje nok om i dag. Forsyningssikkerheita i Norge er svært høg, til glede for eksisterande straumkundar i nettet. Men i nokre tilfelle og i nokre område kan vi kanskje ta høgare risiko enn vi gjer nå og framleis ha akseptabel forsyningssikkerheit. Det kan gjere det mogleg å tilknytte nytt forbruk og elektrifisere samfunnet raskare. Kor høg forsyningssikkerheita bør vere og kor stor risiko samfunnet aksepterer er eit politisk val. Men det fyrste steget for å kunne ta det valet er å vite kva risikoen er. Da treng vi meir kunnskap.