Norden går mot et produksjonsoverskudd, blant annet på grunn av de grønne sertifikatene som totalt skal fase inn 26,4 TWh ny fornybar kraftproduksjon i Norge og Sverige innen 2020. Produksjonsbildet vil endres i Europa som følge av politiske mål. Forurensende kraftproduksjon skal fases ut og erstattes med fornybare energikilder. På kontinentet vil dette føre til en overgang fra termisk kraftproduksjon til mye vindkraft. Flere utenlandskabler står for tur og vil gi større kobling mot det prisvarierende kraftmarkedet i Europa. Mye regulerbar kraft fra Norge vil bli overført til kontinentet. Kraftoverskuddet krever likevel et sterkt innenlandsk nett, som langt på vei må være realisert før flere forbindelser til Europa kan utvikles. Neste generasjon sentralnett skal stå ferdig i 2030 og skal bidra til økt forsyningssikkerhet, gode klimaløsninger samt økt verdigskapning for Norge. Midt-Norge har vært et underskuddsområde og forsyningssikkerheten inn til området har ikke vært tilstrekkelig. Snittet Nea – Järpströmmen ble idriftssatt høsten 2009, og er per dags dato eneste snitt på høyeste spenningsnivå. Snittet inn til Vågåmo, og de to ut fra Tunnsjødal er fremdeles på 300 kV. Forbruket innad i regionen er høyt, på grunn av mye kraftintensiv industri. Investeringer i produksjon har uteblitt blant annet på grunn av mangel på lønnsomhet og utilstrekkelig nettkapasitet. I 2030 er to av snitta inn til området spenningsoppgraderte til 420 kV, Vågåmo – Øvre Vinstra og Namsos – Tunnsjødal. På sikt er det tenkt at begge snittene fra Tunnsjødal skal driftes på høyeste spenningsnivå. Den nye linja Ørskog – Fardal ligger inne. Når alt er realisert vil oppgraderingene ha gjort forsyningssikkerheten i området tilstrekkelig. Det ble i oppgaven simulert med en forbruksøkning på 300 MW i Møre og Romsdal, med bakgrunn i blant annet ny industri, elektrifisering av petroleumsindustrien og befolkningsvekst. Det er også mye ny kraftproduksjon som er ventet i området, men det er noe uvisst når disse vil være i drift, da en stor del av utbyggingene er avhengige av nye eller oppgraderte nettforbindelser. Produksjonen ble økt med ytterligere 500 MW i Nordland, med bakgrunn i mye eksisterende produksjon, og mange planer for småskala vannkraftproduksjon og vindkraft. Det ble utført stasjonære lastflytanalyser i programmet PSS®E, hvor det ble sett på ulike utfallsscenarioer i sentralnettet i Midt-Norge. Statnett sin nettmodell, ”Tunglast minimum 2030” ble benyttet og har ett minimum av de planlagte nettutbyggingene som er tenkt fram mot 2030. Statnett har et driftssikkerhetsnivå, N-1 som skal sørge for at forsyningen ivaretas selv ved utfall av en enkeltkomponent. Ved så store utbygginger som det er gjort fram mot 2030 ble det valgt å teste om systemet også kunne takle utfall av to linjer. Midt-Norge har vært et underskuddsområde og dette er situasjonen også i 2030 - datasettet, og er derfor avhengig av å få overført mye kraft. Analysene ble derfor i hovedsak utført med utfall av snittene inn til området. Utfall av to linjer viste at nettet fremdeles hadde mye kapasitet, og indikerte ingen alvorlige driftssituasjoner. Parallelle strekk på lavere spenningsnivå til linjene som ble koblet ut er delt fra overliggende nett, dette for å unngå overlast når utfall av 300 eller 420 kV inntreffer og er vanlig prosedyre. Da dobbelutfall ga liten konsekvens ble det også testet for tre linjeutfall til samme tid.Ved dobbel samleskinnefeil i Klæbu ble alle linjer til og fra stasjonen liggende ute. Dette førte til at det ble stor flyt på 300 kV linja sør fra Verdal, da 420 kV Verdal – Klæbu ble liggende ute som følge av samleskinnefeilen. Flyten på linja fra Sverige snudde da Nea har mye produksjon og mye kraft som må transporteres ut av området. Ellers ga feilen i Klæbu ingen store konsekvenser. Det ble i tillegg prøvd å koble ut Ørskog – Viklandet og Vågåmo – Aura hver for seg. Dette ga ingen endring i flyten ”nord for Klæbu”, men den av de to linjene som ikke lå ute fikk en betydelig lastøkning, dette kommer av at det er snittene inn til disse stasjonene som nå forsyner underskuddfylket, Møre og Romsdal.I scenario 2 ble det sett på utfall av Nea – Klæbu og Ørskog – Sykkylven. Stor flyt på Vågåmo – Aura, og mye av flyten går mot Viklandet da Ørskog nå må forsynes via linja Viklandet – Ørskog. Flyten går mot Sverige, og snitta ut fra Tunnsjødal sørger for at mye av kraftoverskuddet i Nordland flyter sørover. Scenarioet bekrefter at nettet tåler utfall av to betydningsfulle linjer. Det ble derfor i scenario 3 testet om systemet også kunne håndtere et utfall av en tredje linje. Tunnsjødal – Verdal ved spenningsnivå 300 kV ble koblet ut, og førte til en betydelig lastøkning på 420 kV - linjestrekket til Verdal. Her ble mye transformert ned til 300 kV, og fikk dermed avlastet 420 kV linja. Ingen ytterligere konsekvenser oppstod som følge av utfallet.Siste scenario blir ansett som det mest utfordrende, da begge snitta fra Tunnsjødal ble koblet ut, i tillegg til Nea – Klæbu. Snitta ut fra stasjonen i Tunnsjødal er viktige og fører kontinuerlig mye last, i tillegg vil det by på utfordringer for nettdriften i Nord-Norge, hvor det vil bli et produksjonsoverskudd. Overlast på linjer og transformatoren i Nedre Røssåga kom som et resultat av bruddene. Det eksisterer allerede systemvern i området, og produksjonsfrakobling vil bli løsningen på overlasten. Ved utkobling av 300 MW ble forsyningen karakterisert sikker. Da alle snitt inn til trøndelagsfylkene ligger ute i dette tilfellet ble flytmønsteret snudd, og flyten gikk ”sør - nord”. To sterke snitt inn til Møre og Romsdal ivaretok forsyningen i Midt-Norge.Forbrukerfleksibilitet vil gjøre liten nytte i forhold til utfall av linjer i sentralnettet, slik nettet fremstår i 2030. På grunn av mye uregulerbar kraftproduksjon, dårligere frekvenskvalitet og flere kabler til utlandet vil imidlertid behovet for reguleringsreserver øke. I dag er det produksjonssiden som så og si alene står for reservene, med unntak av noe industri som blant annet er tilknyttet systemvern, men ved mindre fleksibel kraftproduksjon og implementering av AMS vil også fleksibelt forbruk fra små forbrukere potensielt utgjøre en vesentlig reserve. Problemet rundt realiseringen ligger i tilstrekkelig volum, responstid og pålitelighet, i tillegg er minstekvantumet som kreves for å delta på energimarkedene og i system- og balansetjenestene ofte høyere enn hva det er realistisk at en enkeltforbruker kan klare alene. Ved hjelp av aggregatorer vil også små forbrukere kunne delta med sin fleksibilitet, da disse vil bli samlet i større ”energipakker”. Ved automatisk utkobling av last vil man oppnå en mer stabil forbrukerrespons, da en manuell utkobling av hver enkelt forbruker vil kunne variere med vær, ukedag og aktivitetsnivå i bygget.Lastflytting vil kunne redusere dimensjonerende topplast, og på denne måten minke nettinvesteringene. Slik nettet fremstår i 2030 virker det veldig solid, og langt flere utfall enn hva dagens nett kunne håndtert er mulig. Kraftsystemet må i større grad enn før håndtere utfordrende værsituasjoner, da været er spådd varmere, våtere og villere. Vinteren 2009/2010 var den tørreste siden 1900, mens tilsiget i 2011 var langt over normalen og gjorde året til det våteste siden samme år. Slike kontraster er utfordrende for systemdriften. ”Vi skal dimensjonere for ekstremer!” skrev Øivind Kristian Rue i ledelsesbloggen 21. mai i år, og det kan det se ut til at Statnett langt på vei har lykkes med, jamfør rapportens lastflytanalyser.”Fremtiden er usikker, men elektrisk!” Auke Lont, konserndirektør Statnett.