Kraftsystemutredning 2014-2033
Tønsberg, 23.05.2014 Kraftsystemutredning for Vestfold og Telemark Hovedrapport 2014 – 2033 2 1 SAMMENDRAG Skagerak Nett AS (heretter kalt SN) har utarbeidet 10. versjon av kraftsystemutredning for Regionalnettene i Vestfold og Telemark. Utredningen bygger på kraftsystemutredning 2012 – 2022, forskrift om energiutredninger, dagens rammebetingelser og forventede endringer. Utredningen viser hvilke målsettinger og forutsetninger som legges til grunn for utviklingen av Regionalnettene i Vestfold og Telemark, og hvilke investeringer som dermed kan bli nødvendige. Det er utarbeidet to rapporter. En grunnlagsrapport som er underlagt taushetsplikt og som kun er tilgjengelig for de som har et tjenstlig behov (Denne rapporten). I tillegg er det laget en hovedrapport(Denne rapporten) som er et sammendrag av grunnlagsrapporten. Hovedrapporten er en offentlig rapport som er gjort tilgjengelig på Skagerak Energis hjemmeside og den blir oversendt alle som er varslet om oppstart av utredningsarbeidet. Utredningen dekker perioden 2014-2033. Utredningen er å betrakte som et tidsbilde i en kontinuerlig prosess. Nettutbygginger som ikke er nevnt i utredningen vil derfor også kunne komme på tale. I enkelte tilfeller presenteres prosjekter som er alternativer til hverandre, og det presiseres at valg av en løsning derfor vil ekskludere andre løsninger. Kraftsystemutredningen innebærer ingen nye vedtak om investeringer i Regionalnettene i Vestfold og Telemark. Alle investeringsvedtak gjøres av de respektive eiernes styrende organer. Pålegg om kraftsystemutredninger er hjemlet i energiloven § 5B-1 om energiplanlegging. Tilsvarende men utfyllende bestemmelser er inntatt i energilovforskriften. Ytterligere utfyllende bestemmelser om dette er fastsatt av Norges vassdrag- og energidirektorat i forskrift om energiutredninger gjeldende fra 7.12.2012. Målet for regionalnettene i Vestfold og Telemark er at de under normale forhold skal ha kapasitet for alle prioriterte overføringsavtaler. Samfunnsmessige lønnsomme investeringer for å bedre tilgjengeligheten vil bli gjennomført, dersom de er bedriftsøkonomisk forsvarlige. Nettbygginger blir normalt utført som luftledninger og åpne koplingsanlegg for spenninger over 22 kV. De viktigste forutsetningene for utviklingen av regionalnettene er lastutvikling, nettdimensjoneringskriterier og kost/nyttevurderinger. Investeringene i nettet framover er stort sett forårsaket av behovet for å fornye gamle transformatorstasjoner og ledninger. Det er også behov for nettutbygginger på grunn av forventet økt forbruk i industrien og planlagt kraftutbygging. 3 2 INNHOLDSFORTEGNELSE 1 SAMMENDRAG............................................................................................................... 2 2 INNHOLDSFORTEGNELSE ......................................................................................... 3 3 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN..................................................... 5 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 4 BAKGRUNN ................................................................................................................. 5 UTREDNINGSOMRÅDET OG DELTAKERNE I UTREDNINGSPROSESSEN............................. 5 SAMORDNING MOT TILGRENSENDE UTREDNINGSOMRÅDER ......................................... 6 SAMORDNING MOT LOKALE ENERGIUTREDNINGER. ..................................................... 7 SAMORDNING MOT KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER. ............................ 7 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET..................................................... 8 4.1 MÅL FOR DET FRAMTIDIGE NETTSYSTEM ..................................................................... 8 4.2 NASJONALE MÅL FOR UTVIKLING AV ENERGISYSTEMET............................................... 9 4.3 UTREDNINGENS AMBISJONSNIVÅ OG TIDSHORISONT .................................................... 9 4.4 PLANLEGGINGSKRITERIER ......................................................................................... 10 4.5 MILJØSTRATEGI ......................................................................................................... 10 4.6 ØKONOMISKE OG TEKNISKE FORUTSETNINGER .......................................................... 11 4.6.1 Økonomiske forhold .......................................................................................... 11 4.6.2 Tekniske forutsetninger .................................................................................... 13 4.7 SÆREGNE FORHOLD INNEN UTREDNINGSOMRÅDET .................................................... 16 5 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM ...................................................... 18 5.1 ENERGISAMMENSETNING I UTREDNINGSOMRÅDET .................................................... 18 5.2 GENERELL BESKRIVELSE AV OVERFØRINGSNETTET ................................................... 18 5.2.1 Utnyttelsesgrad for ledninger og transformatorer ........................................ 19 5.2.2 Overføringsnettet ............................................................................................... 19 5.3 PRODUKSJONSDATA .................................................................................................. 22 5.3.1 Tilgjengelig vintereffekt i vannkraftverk.......................................................... 23 5.3.2 Middelproduksjon i kraftverk tilknyttet regional- og sentralnettet............... 24 5.3.3 Middelproduksjon i kraftverk tilknyttet distribusjonsnettet ........................... 25 5.3.4 Middelproduksjon fordelt på andre energikilder ........................................... 26 5.4 BELASTNINGSDATA ................................................................................................... 26 5.4.1 Effekt.................................................................................................................... 26 5.4.2 Energi .................................................................................................................. 27 5.4.3 Tap ....................................................................................................................... 28 5.4.4 Utkoplbart............................................................................................................ 29 5.4.5 Brukstid ............................................................................................................... 29 5.5 EFFEKT- OG ENERGIBALANSE..................................................................................... 30 5.6 NETTKAPASITET FOR NY PRODUKSJON ....................................................................... 31 5.7 LEVERINGSKVALITET OG FORSYNINGSSIKKERHET ..................................................... 33 5.8 TILKNYTNINGSPUNKTER I REGIONALNETTET SOM IKKE HAR N -1 FORSYNING............ 35 5.9 GJENNOMFØRTE ENDRINGER I ANLEGG ...................................................................... 36 6 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD............................................................... 38 6.1 ALTERNATIVER FOR UTVIKLING I FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD...................... 38 6.1.1 Scenarioer for nettutviklingen .......................................................................... 38 6.2 FORBRUKETS TEMPERATUR- OG PRISFØLSOMHET ...................................................... 39 4 BEFOLKNINGSUTVIKLING........................................................................................... 40 6.3 6.4 FRAMTIDGE PRODUKSJONS OG BELASTNINGSFORHOLD .............................................. 41 6.4.1 Energi og effekttilgang ...................................................................................... 41 6.4.2 Belastningsutvikling ........................................................................................... 43 6.4.3 Effekt- og energibalanse .................................................................................. 46 6.5 PRODUKSJON OG LASTFORHOLD FOR DE VURDERTE SCENARIOENE ............................ 48 6.6 NETTANALYSER OVER FRAMTIDIG UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET........................... 50 6.7 KOST NYTTE AV ALTERNATIVE PROSJEKTER .............................................................. 51 6.8 SCENARIOER OG FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD............................................... 51 6.9 OVERGANG FRA 66 KV TIL 132 KV ............................................................................ 52 7 TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV I NETTSYSTEMET .................................... 53 7.1 VESTFOLD ................................................................................................................. 54 7.2 TELEMARK ................................................................................................................ 64 7.2.1 Vest-Telemark (VTK/RK).................................................................................. 64 7.2.2 Midt-Telemark .................................................................................................... 66 7.2.3 Grenland ............................................................................................................. 67 7.2.4 Kragerø (KEV).................................................................................................... 71 7.2.5 Hjartdal og Notodden ........................................................................................ 71 7.2.6 Rjukan ................................................................................................................. 73 7.3 INVESTERINGSOMFANG FOR ANALYSERTE SCENARIOER ............................................. 74 7.4 ANLEGG SOM ER PLANLAGT SANERT I PERIODEN ....................................................... 75 7.5 BARRIERER FOR REALISERING AV SAMFUNNSØKONOMISKE LØNNSOMME PROSJEKTER. 75 7.6 KOSTNADER VED LANGSIKTIG UTVIKLING AV NETTSYSTEMET ................................... 76 8 REVISJON AV UTREDNINGEN................................................................................. 77 5 3 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN Vestfold Kraft laget sin første kraftsystemplan høsten 1989 for Vestfold. Tilsvarende ble den første planen for Telemark utarbeidet i 1990 av Telekraft og Skiensfjordens Kommunale Kraftselskap. For begge fylker er planene blitt revidert diverse ganger. Planen har nå skiftet navn til kraftsystemutredning og er oppdatert på bakgrunn av dagens situasjon og dagens prognoser. Utredningen er ikke bindende og innebærer ikke noen nye investeringsvedtak, men er å betrakte som et tidsbilde i en kontinuerlig utredningsprosess. 3.1 Bakgrunn NVE tok i 1987 initiativet til en ordning med fylkesvis planlegging i kraftsystemet. Begrunnelsen for dette var delvis ønsket om mer ensartede planleggingsrutiner i de forskjellige fylker og delvis at det ville frembringe underlag som vil være til nytte under NVEs behandling av konsesjonssøknader. Ordningen ble satt i gang 01.01.1988 og første kraftsystemplan fra hvert fylke skulle foreligge 01.01.1990. Ordningen med kraftsystemutredning er hjemlet i energilovforskriften. Forskriften forutsetter at det som grunnlag for forhåndsmelding og senere søknad om konsesjon for elektriske anlegg, skal utarbeides langsiktige oversiktsplaner for utviklingen av kraftsystemet innen et avgrenset område. Utarbeidelsen av utredningen er foretatt med utgangspunkt i forskrift om energiutredninger, NVEs veileder for kraftsystemutredninger og kraftsystemutredning 2012 – 2022 for Vestfold og Telemark samt NVEs tilbakemelding på gjeldende kraftsystemutredning. 3.2 Utredningsområdet og deltakerne i utredningsprosessen Utredningsområdet omfatter Regionalnettet i Vestfold og Telemark. Det vil si 132 og 66 kV nettet i Vestfold og Telemark inkludert tilknytninger til innmatningspunkter i nabofylkene. Regionalnettet i området har flere eiere. Skagerak Nett eier nesten hele regionalnettet i Vestfold med unntak av noen 66 kV ledninger som eies av EB Nett I Telemark er det mange regionalnettseiere med Skagerak Nett som den største netteieren. Skagerak Nett er eid av Statkraft og av kommunene i Grenland. De øvrige regionalnettseierne i området er i hovedsak eid av 6 kommunene. Enkelte større industrier eier anleggsdeler som inngår i regionalnettet. Tilsvarende eier enkelte kraftverk anleggsdeler som inngår i regionalnettet. Skagerak Nett har områdekonsesjon i 18 kommuner i Vestfold og Telemark. I tillegg finnes det 9 områdekonsesjonærer i Telemark. Tabell 3.2.1 viser en oversikt over selskaper med områdekonsesjon og hvilke kommuner de har konsesjon i. Enkelte bedrifter har egen konsesjon for sitt næringsområde. Tabell 3.2.1 Områdekonsesjonærer. Selskap Områdekonsesjon i kommune Drangedal Everk SF Drangedal og Kviteseid Hjartdal Elverk AS Hjartdal Kragerø Energi AS Kragerø Midt-Telemark Energi AS Nome, Sauherad og Bø Løvenskiold - Fossum Deler av Skien Notodden Energi AS Notodden Rauland Kraftforsyningslag Vinje Skagerak Nett AS Andebu, Bamble, Hof, Holmestrand, Horten, Lardal, Larvik, Nøtterøy, Re, Porsgrunn, Sande, Sandefjord, Siljan, Skien, Stokke, Svelvik, Tjøme og Tønsberg. Tinn Energi AS Tinn Vest-Telemark Kraftlag AS Fyresdal, Kviteseid, Nissedal, Seljord, Tokke og Vinje. NVE har utpekt Skagerak Nett AS som utredningsansvarlig selskap for Vestfold og Telemark. Skagerak Nett arrangerte regionalt kraftsystemmøte 26. september 2013. Regionalt kraftsystemmøte valgte følgende kraftsystemutvalg: - Aslak Ofte - Jørgen Mykløy - Per Eskeland - Arvid Juve - Ingeborg Buchalik - Tor Eriksen Skafså Kraftverk INEOS Norge Kragerø Energi Midt-Telemark Energi Statnett Skagerak Nett Kraftsystemutredningen er utarbeidet av Skagerak Nett (SN) og med bistand fra kraftsystemutvalget. Alle anleggseiere er forespurt om planer og anleggsdata. Planansvarlig i SN er ansvarlig for nettplanleggingsarbeidet. Planleggingen blir utført i samarbeid med de øvrige eierne av regionalnett i området. 3.3 Samordning mot tilgrensende utredningsområder Det er opprettet et samarbeidsutvalg med deltakere fra Statnett, EB Nett, Hafslund Nett og Skagerak Nett for å samordne kraftsystemet i tilgrensende områder. Ved utarbeidelse av nettutredninger dannes det normalt en prosjektgruppe hvor berørte parter deltar. Dette gjelder normalt berørte kunder, nabonett og Statnett. Ved planer som kun gjelder fornyelse av anlegg utarbeider anleggseier planen og sender den til høring hos berørte kunder. 7 3.4 Samordning mot lokale energiutredninger. Det er utarbeidet lokale energiutredninger for alle kommuner i utredningsområdet. Utredningsansvarlige har gjennomgått utredningene for å vurdere eventuelle utviklingstrekk som kan påvirke utviklingen av regionalnettet. 3.5 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer. Kommunale og fylkeskommunale planer blir kommentert av energiforsyningen med tanke på behov for arealer til ledninger og transformatorstasjoner. Ordningen med lokale energiutredninger har medført en tettere dialog med kommunene 8 4 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET 4.1 Mål for det framtidige nettsystem Nettet skal under normale forhold ha kapasitet for alle prioriterte overføringsavtaler. Samfunnsmessig lønnsomme investeringer for å bedre tilgjengeligheten gjennomføres under forutsetning av at rammebetingelsene gir positiv bedriftsøkonomi. Det samme gjelder driftsmessige forholdsregler. Det kan om nødvendig gis anleggsbidrag for å få gjennomført samfunnsmessig lønnsomme tiltak i tilgrensende nett. Det skal velges kostnadseffektive løsninger mht. drift, vedlikehold, utbygging og finansiering slik at nettets spesifikke kostnader og nettapene er på nivå med eller under sammenlignbare nett. Med kostnader menes de samfunnsmessige kostnadene. Nettet skal utformes optimalt uavhengig av eierstruktur og kostnadsdeling mellom netteiere. Nettets leveringspålitelighet og kostnadene til nettet må ses i sammenheng. Hva som er riktig nivå for leveringspålitelighet, vil variere fra kunde til kunde. Selv om nettet er tilgjengelig for krafttransport vil anvendeligheten kunne begrenses av følgende faktorer: • • • • • • • Forvrengt kurveform på spenning og strøm Avvik fra ønsket spenning Kortvarige spenningsspisser Kortvarige spenningsfall Feil frekvens Store jordstrømmer Høy kortslutningsytelse. Anvendeligheten kan påvirkes av kraftprodusenter, netteiere og kundene. Kartlegging av nettets anvendelighet pågår kontinuerlig. Kundene skal gis tilfredsstillende informasjon om forholdene der de er tilkoplet. Problemer forbundet med anvendelighet skal undersøkes og utbedres hvis det er påkrevet av sikkerhetsgrunner eller samfunnsmessig lønnsomt. Kravene i forskrift om leveringskvalitet følges opp. Netteierne skal opprettholde tilstrekkelig beredskap for sine anlegg. Dette gjelder både materiell - og mannskapsmessig. Hvilket nivå som er tilstrekkelig, blir løpende vurdert. Det er etablert vaktordninger med kvalifisert personell. Økt bruk av fjernkontroll gir bedre muligheter for omkoplinger i nettet uten utrykning til stasjonene. Det er et mål å sitte inne med et tilstrekkelig lager av nødvendig reservemateriell. Oversikt over tilgjengelig reservemateriell blir kontinuerlig oppdatert med hensyn på type og lagerplass. I tillegg finnes det oversikter over reservemateriell på landsbasis. 9 4.2 Nasjonale mål for utvikling av energisystemet Nettmeldingen sier følgende om mål for nettutviklingen: - - - Sikker strømforsyning er avgjørende for et moderne samfunn. I næringsliv, offentlig tjenesteyting og husholdninger regnes sikker tilgang på strøm som en selvfølge. Tilstrekkelig kapasitet i strømnettet er helt avgjørende for strømforsyningen, ved siden av en sikker og effektiv drift av hele systemet fra produsent til forbruker. Et velutviklet strømnett er en forutsetning for verdiskapning, både innen virksomheter som bruker strøm og innen kraftproduksjonen selv. Nettinvesteringer må vurderes i et langsiktig perspektiv. Overordnet er målet at planlegging og utbygging av nettet skal være samfunnsmessig rasjonell, jf. energiloven. Regjeringen har følgende mål som har konsekvenser for modernisering og utbygging av strømnettet: – Sikker tilgang på strøm i alle deler av landet. – Høy fornybar elektrisitetsproduksjon. – Legge til rette for næringsutvikling som krever økt krafttilgang, som kraft fra land til petroleumsvirksomhet og industrivirksomhet. – Tilstrekkelig overføringskapasitet mellom regioner, slik at det blant annet ikke blir langvarige store forskjeller i strømpris mellom områder – Et klimavennlig energisystem som tar hensyn til naturmangfold, lokalsamfunn og andre samfunnsinteresser. Utviklingen av kraftsystemet i utredningsområdet vil på lang sikt bli påvirket av de nasjonale mål. En begrenset vekst vil redusere utbyggingsbehovet dersom dette også medfører en begrensning i effektveksten. Fleksibilitet, fornybare energikilder og økt bruk av gass vil redusere lastveksten, men volum og størrelse er ikke mulig å anslå nå. Vi registrer at det er en økt aktivitet i utredningsområdet når det gjelder utbygging av fjernvarme og gass. I første omgang ser dette ut til å redusere forbruket av olje. Det er registrert løselige planer om noe vindkraft i utredningsområdet. Det er aktivitet rundt småkraftverk Det er et stort potensiale for småkraftverk i deler av Telemark. 4.3 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Ambisjonsnivået med utredningen er å vise sammenhengen mellom de målsettinger og forutsetninger som legges til grunn for utviklingen av Regionalnettet i Vestfold og Telemark. Utredningsarbeidet er en kontinuerlig prosess der endrede forutsetninger kan påvirke både tidspunkt for og omfang av nødvendige tiltak. Planleggingen tar utgangspunkt i samfunnsøkonomiske betraktninger. Dersom et prosjekt har flere utbyggingsalternativer, benyttes nåverdimetoden til en innbyrdes rangering. Normalt vil det alternativet med lavest nåverdi/totalkostnad bli valgt. Det legges imidlertid en helhetsvurdering til grunn, slik at i enkelte tilfeller kan forhold av ikke-økonomisk art være med på å avgjøre hvilket alternativ som velges. I en slik vurdering vektlegges bl.a. forhold som personsikkerhet, miljøkonsekvenser, beredskapshensyn, standardisering og fleksibilitet. 10 Utredningen dekker perioden 2014-2033. Utviklingen er sikrest de første årene og usikkerheten øker gradvis utover i perioden. 4.4 Planleggingskriterier Regionalnettet planlegges og bygges ut etter samfunnsøkonomiske kriterier. Ved planlegging tas det hensyn til følgende faktorer: • • • • • • • Investeringskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader Tap Avbrudd (leveringssikkerhet) Fleksible løsninger Miljø Personsikkerhet og forskrifter Ved planlegging sees hele nettsystemet i sammenheng. Det vil si at mulige løsninger i Regionalnettet blir vurdert mot mulige løsninger i sentralnettet, nabonettene og underliggende nett. Ved valg av løsning skal kostnadene i alle nettnivå tas med i betraktningen. Ved prosjekter som berører regionalnettet og et eller flere distribusjonsnett finnes beste løsning uavhengig av eiergrenser. Kostnadsfordelingen ved etablering av løsningen følger normalt eiergrensene. Dette vil være utgangspunktet også i fremtiden, men alternative former for finansiering og delfinansiering vil også kunne være aktuelt. 4.5 Miljøstrategi Hensynet til miljø i form av krav til arealutnyttelse, estetisk utforming, krav om tiltak grunnet frykt for helserisiko hos mennesker og negativ innvirkning på f eks fuglebestand blir stadig mer fokusert ved planer om tiltak i overføringsnettet. Energitransport og nettutbygging skal utføres i pakt med gjeldende lover og krav til miljøloven. Nettutbygging skal primært utføres i henhold til følgende standard: Bruk av luftledninger og åpne koplingsanlegg for spenninger over 22 kV. Energitransport vil imidlertid kunne medføre miljøkonflikter vedrørende blant annet arealbruk, estetiske forhold, støy, utslipp, feltstråling og dyreliv. Der miljøkonflikter kan forventes skal konsekvensanalyser presenteres for aktuelle politiske organer og andre berørte. Der det ligger til rette for det, skal alternative løsninger utredes. Ved store variasjoner i kostnadene for de forskjellige alternativene skal valg av løsning forelegges og behandles av aktuelle organer. Ledningstraseer og stasjonspunkter velges slik at de blir mest mulig avstemt mot samfunnets infrastruktur. Valg mellom luftledning og kabelanlegg skal skje på samfunnsøkonomisk grunnlag. Samarbeid med berørte parter, grunneiere, beboere 11 og off. myndigheter skal starte tidligst mulig for å sikre god utforming og plassering av anlegget. Det kan være behov for å benytte landskapsarkitekter, arkitekter, industridesignere og tilsvarende. Den praktiske gjennomføringen av anleggsfasen skal planlegges og utføres slik at belastningene på omgivelsene blir minst mulig (valg av veier for anleggstrafikk, bruk av helikopter til transport og montasje, arbeid på frossen/snødekket mark osv.). Riktig informasjon til riktig tid til riktig gruppe er viktig for å unngå uheldige konsekvenser i anleggsfasen. Uro knyttet til usikkerhet om hvorvidt elektromagnetiske felter kan medføre helsefare, skal tas på alvor. Alle tiltak som blir gjort for å minimalisere feltstyrken samt dokumentasjon som angir forventet feltstyrke ved anlegget vil bli gjort kjent for de som tar opp problemet. Det henvises for øvrig til NOU 1995 nr. 20 og veileder fra Statens Strålevern. Personsikkerhet høyeste prioritet. Det krever at alle utbyggingstiltak skal oppfylle myndighetenes krav til personsikkerhet og arbeidsmiljø. I prosjekteringsfasen skal det legges vekt på utforming og tiltak som skaper trygge arbeidsposisjoner og legger alt til rette for at arbeidet utføres i tråd med driftsforskrifter og instrukser. Dette omfatter også opplæring og trening ved innføring av ny teknologi og nye arbeidsprosedyrer. Brukerne deltar i utformingen av arbeidstiltak. Arbeidstakernes fysiske og psykiske helse ved arbeid på anlegget skal ivaretas gjennom riktig valg av utstyr og teknologi samt gjennom utarbeidelse av planer og prosedyrer som kan motvirke belastningsskader og stresspåkjenninger. 4.6 Økonomiske og tekniske forutsetninger De økonomiske og tekniske forutsetninger som ligger til grunn for nettplanleggingen er preget av varierende grad av påvirkbarhet og usikkerhet. I det følgende presenteres en del forutsetninger som påvirker overføringskostnadene og leveringskvaliteten i Regionalnettet. 4.6.1 Økonomiske forhold Anleggskostnader Anleggskostnader blir anslått i dagens kroneverdi for alle aktuelle utbyggingsalternativer. Trasemuligheter og stasjonsplassering blir grovt vurdert for mulighetene for realisering og mulige ekstra kostnader. Økonomisk levetid Vi bruker normalt 35 år som økonomisk levetid for de komponenter som inngår ved langtidsplanlegging. Kalkulasjonsrente Etter oppdateringer fra Finansdepartementet og fra NVE bruker vi nå 4,0 % kalkulasjonsrente. Tidligere ble det benyttet kalkulasjonsrente på 4,5 og 6 %. Ved vurdering av prosjekter som er nevnt i kapittel 7 er det benyttet kalkulasjonsrente på 4,0 % i utredninger gjennomført fra og med 2013. I eldre utredninger er det benyttet en kalkulasjonsrente på 4,5 % eller 6 %. Prosjekter som ikke er igangsatt vil bli vurdert på nytt før realisering med anbefalt kalkulasjonsrente. Ved vurdering av 12 utbyggingsalternativer blir også kalkulasjonsrenten variert for å se om høy eller lav kalkulasjonsrente påvirker valg av løsning. Tapskostnader Som tapskostnader brukes grunnlagsberegninger utført av Sintef Energiforsking Ved kortsiktige beregninger brukes antatt markedspris for kraft. Tapsbrukstid for regionalnettet varierer fra år til år avhengig av driftsforholdene i tunglast timen. Sintef Energiforskings planleggingsbok benytter en tapsbrukstid for nettnivåene som dekkes av regionalnettet på 2400 timer. Drifts- og vedlikeholdskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader påvirkes av vedlikeholdsrutiner, men også av klimatiske forhold, anleggenes alder, materialvalg og utførelse. SEFAS har anslått at disse kostnadene for luftledninger årlig utgjør ca. 1,5 % av anleggskostnadene.. Avbruddskostnader Ved vurdering av avbruddskostnader benyttes hovedsakelig de satsene som ble innført i forbindelse med KILE ordningen. I de tilfellene hvor standardsatsene for avbrudd forventes ikke å være representative hentes det inn egne tall fra de berørte kundene. Fra 1. januar 2015 vil det tre i kraft nye KILE satser. For å finne et anslag på KILE kostnader som kan benyttes ved beregning av framtidige avbruddskostnader er det gjort følgende forutsetninger: - Prisvekst 2012 – 2015: 4,5 % - Avbruddsvarighet: 1 time - Avbrudd en hverdag i mars i fra 9:00 – 10:00 Tabell 4.6.1 Antatte KILE satser fra og med 2015 Sluttbrukergruppe Ikke varslede avbrudd kr/kWh Handel og tjenester 226 Industri 108 Jordbruk 20 Offentlig 121 Industri med eldrevene prosesser 54 Husholdning 10 Varslede avbrudd kr/kWh 158 54 16 99 54 9 KILE satsene er justert med forventet prisstigning til 2015 nivå og avrundet til hele kroner Det er fra og med 2009 innført nye beregningsmåte for KILE. Det tas nå hensyn til avbruddets varighet, når på året, ukedag og tid på døgnet. Alle avbrudd skal nå tas med også kortvarige avbrudd. Den nye ordningen medfører at korte avbrudd får en høyere avbruddskostnad enn tidligere og langvarige avbrudd får en lavere kostnad enn tidligere. Kostnaden (Kj) for et vilkårlig avbrudd på tidspunkt j, skal beregnes som: Kj = kP,ref.fK,m.fK,d.fK,h.Pref 13 = Avbrutt effekt i rapporteringspunktet dersom tilsvarende avbrudd hadde skjedd i referansetidspunktet (kWh/h) kP,ref = Spesifikk avbruddskostnad (i kr/kW) på referansetidspunktet for en gitt varighet fK,m = Korreksjonsfaktor for avbruddskostnad (i kr) i måned m fK,d = Korreksjonsfaktor for avbruddskostnad (i kr) på dag d fK,h = Korreksjonsfaktor for avbruddskostnad (i kr) i time h Alle korreksjonsfaktorer og avbruddskostnader er oppgitt i ”Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer”. Spesifikke avbruddskostnader (kP,ref) er angitt i 2012 kroner per kW for 6 kundegrupper. Siden avbruddskostnaden er oppgitt i 2012 kr må de justeres for den generelle pris- og kostnadsutvikling i samfunnet ved bruk av Statistisk sentralbyrå konsumprisindeks (KPI). Pref For å anslå feilsannsynlighet benyttes feilstatistikk utarbeidet av Statnett og egne erfaringstall. Miljøkostnader Det er i de fleste tilfeller vanskelig å tallfeste de miljømessige konsekvensene av en utbygging. Det blir derfor gjort en skjønnsmessig vurdering av miljømessige forhold ved de forskjellige utbyggingsalternativer. Økonomisk analysemetode Ved beregning av samfunnsøkonomiske kostnader er nåverdi metoden benyttet. Det er normalt benyttet en analyseperiode på 40 år. Følgende kostnader er normalt med i vurderingen: - Investeringskostnader - Drifts - og vedlikeholdskostnader - Tapskostnader - Avbruddskostnader 4.6.2 Tekniske forutsetninger I utgangspunktet dimensjoneres ikke nettet for annet enn prioritert kraft. Prognoseforutsetninger Dimensjonerende belastning tar utgangspunkt i sentralnettets oppgjørstime som normalt sammenfaller med regionalnettets maksimalbelastning. Denne vurderes med hensyn på temperatur, konjunkturforhold og prisforhold mellom elektrisitet og olje. Lastprognosen tar utgangspunkt i historisk effekt- og energiutvikling, forventet befolkningsvekst og framtidig utvikling i bolig og næringsutvikling. Gjeldende prognose tar utgangspunkt i maksimaleffekten som ble registret 23. Januar 2013. Effekten i time 10 den 5. februar 2001 er fortsatt den høyeste som er registrert. I 2001 var lasten på Herøya og på Klosterøya betydelig høyere enn i år. Temperaturen i området varierer mye og vi har valgt å bruke registreringen fra Melsom som et gjennomsnitt for området. Ved maksimaleffekten i 2013 var temperaturen på Melsom – 18,4 ˚C. Dimensjonerende utetemperatur med 2 års returtid for Melsom er – 13 ˚C tilsvarende med 10 års returtid er – 20 ˚C. Gvarv har 14 lavere verdier for dimensjonerende utetemperatur, men hovedtyngden av lasten i Telemark ligger i kystnære områder. Effekt 2025 2026 Vestfold Årlig vekst 2,5 % 1,1 % Telemark Årlig vekst 2,2 % 1,0 % Energi 2025 2026 Vestfold Årlig vekst 2,0 % 0,6 % Telemark Årlig vekst 1,7 % 0,5 % Forventet lastutvikling i området gjelder for alminnelig forbruk. Større kunder har en mer sprangvis endring i forventet forbruk. Temperaturkorrigering av effekt og energi Temperaturfølsomhetene for alminnelig forsyning er størst om høsten før alternative oppvarmingskilder blir startet. Med en økende andel varmepumper registrer vi jevnere effektøkning om høsten. En stor usikkerhet er hva som skjer med effektutviklingen når temperaturen faller under -15˚C og varmepumpene gir liten effekt, mens varmebehovet øker. Vind i kombinasjon med kulde gir også store utslag på effektutaket. Temperaturkorrigering av last for større områder gjøres ved å benytte en temperaturfølsomhet på 1 %/˚C på alminnelig forbruk. (NVE rapport EN 7/93 antyder en følsomhet for temperatur i området fra 0,5 – 3 %/˚C) I hele utredningsområdet vil denne verdien variere på grunn av ulike klimatiske forhold. Prosentandel er avhengig av hvor stor oppvarmingsdel som er basert på elektrisitet. I større utbyggingsprosjekter i området ser vi nå en tendens til å etablere vannbårne oppvarmingssystemer med varmepumper/fjernvarme eller gass som oppvarmingskilde. En slik utvikling vil på lang sikt gjøre forbruket mindre temperaturavhengig. Dimensjonerende utetemperatur (DUT) med 2 og 10 års returtid, samt DUT for årene 2000 til 2010 er innhentet fra Det Norske Metrologiske Institutt (DNMI). Temperaturdataene er hentet fra målestasjonene Melsom og Gvarv. Følgende verdier er lagt til grunn ved temperatur-korrigering av effekt: Tabell 4.6.2. Dimensjonerende utetemperatur DUT DUT Stasjon 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2 10 Melsom -13,0 -20,0 -9,4 -11,2 -9,6 -6,8 -18,2 -20,9 -17,6 -12,5 -18,4 -10,5 Gvarv -20,0 -25,0 -8,7 -10,9 -10,4 -8,5 -16,1 -20,5 -17,6 -14,6 -18,2 -11,2 Temperaturkorrigeringen er utført med etter følgende formel: PDUT = P + Pδ(DUT – DUTn) - PDUT er den temperaturkorrigerte maksimaleffekten for aktuelt år (MW) P er den målte effekten for aktuelt år (MW) δ er maksimallastens temperaturfølsomhet (%/ 0C) DUT er laveste 3 døgns minimumstemperatur for aktuelt år (0C) DUTn er laveste 3 døgns minimumstemperatur med n års returtid (0C) 15 Ved planlegging brukes 2 års returtid for dimensjonerende utetemperatur, men nettløsninger blir også kontrollert mot 10 års returtid. Ved avbruddsberegninger og tapsberegninger er utkoplbart forbruk med i dimensjonerende belastning. Dette gjelder den andelen som ”normalt” er med i effekten ved oppgjørstopp. Det vil si ca. 20 til 25 % av installert effekt. Eller i størrelsesorden 1 til 2 % av maksimaleffekten. Temperaturkorrigering av energiforbruket er mindre interessant for nettutviklingen, da nettet må dimensjoners for maksimal effekt. Ved behov for å temperatur korrigere energiforbruket benytter vi en temperaturfølsomhet på 0,012 %/graddag for andelen som går til alminnelig forsyning. DNMI har noen mangler i sine dataserier for stasjonene Melsom og Gvarv. Det er benyttet data fra nabostasjoner for å beregne gradagstallene for 2000 til 2002. Tabell 4.6.3. Graddagstall Stasjon Melsom Gvarv Normal 1961 90 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 4057 3672 3540 3563 3538 3444 3809 4591 3550 3747 3794 4310 3886 3789 3690 3806 3781 4133 4630 3809 4028 4076 Temperaturkorrigeringen er utført med etter følgende formel: W GDT = W + Wδ(GDTn – GDT) - W GDT er den temperaturkorrigerte energien for aktuelt år (MW) W er den målte energien for aktuelt år (MW) δ er energiforbrukets temperaturfølsomhet (%/ graddager) GDT er graddagstall for aktuelt år (graddager) GDTn er midlere graddagstall over n år (graddager) Termisk grenselast for linjer og kabler For å bestemme maksimal overføringskapasitet for ledninger og kabler brukes underlag fra leverandører og tabeller utarbeidet av SEFAS. Overføringsevne kan også være begrenset av endepunktskomponenter. De fleste av disse kan i en feilsituasjon overbelastes med inntil 20 %. Termisk grenselast for transformatorer De fleste transformatorer kan belastes mer enn merkeytelsen ved lav lufttemperatur eller forsert kjøling. Vi forutsetter at transformatoren kan overbelastes kortvarig (< 24 timer) med inntil 40 % i feilsituasjoner. En slik overbelastning forutsetter nøye overvåking av oljetemperaturen i transformatoren, jfr. IEC norm loading guide for oil immersed transformers. Målsettingen er at en ved feil på en transformator skal det være tilstrekkelig reserve i samme stasjon eller i underliggende nett. 16 Spenningsgrenser Under forutsetning av at tillatt systemspenning ikke overskrides, er det ingen direkte krav til spenningsnivået i regionalnettet. Det er imidlertid et krav at 11 og 22 kV samleskinner til enhver tid skal ha riktig spenningsnivå. I praksis betyr det at reguleringsområdet til transformatorene avgjør hvilket spenningsnivå en kan tillate i regionalnettet. Når det gjelder spenningsvariasjoner legges forskrift om leveringskvalitet og EN 50160 til grunn. Spenningsnivå, transformatorstørrelser og ledertverrsnitt Spenningsnivå er historisk betinget. Regionalnettet i utredningsområdet er bygd for 66 og 132 kV og drives med spenninger i disse områdene. På bakgrunn av NVEs notat ”ESN 32/88” som sier at det på sikt er et mål å ha følgende spenningsnivåer 420, 132 og 22 kV blir normalt 66 kV linjer som blir fornyet, bygd for 132 kV for dermed på sikt å kunne gå over til 132 kV. Transformatorstørrelse velges ut fra forventet lastutvikling, mål om standardisering av størrelser og reservebehov. Ledertverrsnitt velges ut fra forventet maksimallast, mekanisk styrke og ønske om standardisering på noen tverrsnitt. 4.7 Særegne forhold innen utredningsområdet Miljømessige restriksjoner Det er ingen miljømessige restriksjoner utover de krav som lover og forskrifter setter til virksomheten til netteiere. I enkelte områder er det ønske om kabling av eksisterende linjer. Dette gjøres dersom kostnadene dekkes med anleggsbidrag av de som ønsker kabling og at det anses som teknisk akseptabelt av netteier. Folketall, areal og befolkningstetthet Utredningsområdet har et samlet areal på 17 515 km2 og en befolkning på 412 329 personer per 1.1.2014. Dette gir en befolkningstetthet på 23,5 personer/ km2. Befolkningstettheten varier kraftig i området. Byområdene langs kysten har stor befolkningstetthet.. Overordnet beskrivelse av risiko for, og konsekvenser av naturgitte forhold i utredningsområdet. Det er gjennomført en screening av naturgitte risikoforhold for stasjoner og ledninger. Følgende hendelser er vurdert: - Jord- eller kvikkleireskred som rammer anlegg - Steinsprang eller steinskred - Snøskred. - Ekstrem vannstand (flom/stormflo) - Flodbølge - Lynnedslag og kraftsystemet - Saltholdig luft som gir overslag på isolatorer - Geomagnetisk storm induserer en likestrøm i kraftledningene som påvirker kraftsystemet. 17 - Snø gjør det enklere for utenforstående og dyr å passere sikringsgjerder rundt stasjonene. Dyp snø reduserer høyden fra bakken til strømførende leder på ledningene slik at menisker og dyr kan skades. Ising på ledninger og master Kraftig nedbør eller flom vasker vekk masse slik at sikringsgjerder blir undergravd. Trær gjør det enklere for utenforstående å passere sikringsgjerdet rundt stasjonene Trefall inn på stasjonsområdet Trefall på ledning på grunn av vind eller snø. For alle hendelser er det vurdert hvilke områder som er utsatt, mulige årsaker, barrierer, sårbarhet og risiko. Tiltak som kan redusere risikoen er vurdert. Hendelser med høyest risiko er Geomagnetisk storm og mye nedbør enten som snø eller regn. Det finnes barrierer og handlingsplaner for alle vurderte hendelser. 18 5 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM Dagens kraftsystem er resultatet av en kontinuerlig utvikling i over 100 år. Avgjørelser og investeringer som er gjort tidligere vil i lang tid påvirke nettets utforming og kostnadsnivå. 5.1 Energisammensetning i utredningsområdet Infrastruktur for ulike energibærer Kraftnettet i utredningsområdet består av Sentralnett, regionalnett og distribusjonsnett. Alle områder med fast bosetning er dekket av kraftnettet. Regionalnettsdelen er nærmere beskrevet i kapitel 5.2 Infrastrukturen for fjernvarme/nærvarme er bygget ut eller er under utbygging i de fleste større byområder i utredningsområdet. NVEs nettsider gir oppdatert informasjon om søknader og status for alle fjernvarmeprosjektene som har fått konsesjon eller er under behandling hos NVE. http://nve.no/no/Konsesjoner/Konsesjonssaker/Fjernvarme/ I Grenland er det 4 LNG anlegg og et propan anlegg samt ca. 35 kunder og ca. 16 km rørledninger. I Tønsberg er det etablert en lagertank for naturgass. Det er lagt ca. 14 km gassrør og 11 kunder er tilknyttet anlegget. I Sandefjord er det et LNG anlegg og et propananlegg. Her er det ca. 1,5 km rørledning og 4 kunder. I Larvik er det et LNG anlegg og en kunde. Det finnes også enkelte små røranlegg for gasstransport på enkelte søppelfyllinger. Her blir gassen brukt lokalt til varme og strømproduksjon. Deponigassen går foreløpig ikke til annet forbruk. Oppsummering av lokale energiutredninger Områdekonsesjonærene i alle 32 kommunene i utredningsområdet har utarbeidet lokale energiutredninger. Mange utredninger ble oppdatert i 2013. Noen utredninger er eldre enn 2 år Utredningene er utarbeidet av Skagerak Nett med hjelp av konsulentfirmaet Norsk Enøk og Energi AS for de kommunene hvor de har områdekonsesjon. I de øvrige kommunene er utredningene utarbeidet av områdekonsesjonær på egen hånd eller i samarbeid med konsulentfirmaet Norsk Enøk og Energi AS. Utredningene er forholdsvis like og det er enkelt å finne de samme opplysningene Utredningene gir en grei oversikt over historisk utvikling av det stasjonære energiforbruket, men det er stor usikkerhet i forventet framtid utvikling i energiforbruket. Viljen i kommunene til å styre utviklingen mot bruk av alternative energikilder er varierende. De lokale energiutredningene er fokusert på energi og ikke effekt. 5.2 Generell beskrivelse av overføringsnettet Regionalnettet er bygd ut for å binde samen distribusjonsnettene, kraftverkene og sentralnettet i området. 19 5.2.1 Utnyttelsesgrad for ledninger og transformatorer Ledningsnett i utredningsområdet blir i de fleste områder drevet masket. Det medfører at enkelte ledninger har høy belastning, mens andre ligger i balansepunkter med minimal belastning. Dette varierer med koplingsbilde og driftsforholdene. I praksis vil det si at enkeltseksjoner i ledningsnettet i utredningsområdet er belastet med fra noen få % og opptil 70 – 80 % ved tunglast. Transformatorparken er dimensjonert for å tåle feil på enkelt komponenter. Enten ved at det er nødvendig transformatorreserve i stasjonen eller at det er reserve i det underliggende 11/22 kV nett og nødvendig transformatorkapasitet i nabostasjoner. I tunglast har derfor transformatorparken for uttak en belastningsgrad på i underkant av 60 % av merkeytelse. 5.2.2 Overføringsnettet Regionalnettet i området består av: - 85 transformatorstasjoner fra 132/66 kV til 22/11/6,6 kV. Dette er stasjoner som forsyner alminnelig forbruk. (Rene kraftverk og industristasjoner er holdt utenfor) - 1 605,7 km med 132 kV og 66 kV ledninger og kabler. - 154 transformatorer med en samlet ytelse på 4 578 MVA Tabell 5.2.2: Ledninger og kabler i utredningsområdet Spennings Ledninger (km) Kabler (km) -nivå (kV) Vestfold Telemark Sum Vestfold Telemark 132 kV 387,9 923,6 1 311,5 6,5 9,0 66 kV 108,5 170,2 278,7 Sum 496,4 1 093,8 1 590,2 6,5 9,0 Sum 15,5 15,5 Veid gjennomsnittsalder for 132 og 66 kV ledningene i området er i 2014 49,7 år. Kabelnettet i utredningsområdet er betydelig mindre i utstrekning og har en veid gjennomsnittsalder på 22,1 år i 2014. 20 Både gjennomsnittsalder og aldersfordeling viser at de store utbyggingsprosjektene i ledningsnettet ble gjennomført perioden 1950 – 1970. Kabelnettet er minimalt i utstrekning i forhold til ledningsnettet. Hovedtyngden av kablene er lagt i perioden 1970 – 2013. 21 Tabell 5.2.3: Transformatorer i utredningsområdet Spenningsnivå Vestfold Telemark kV Antall MVA Antall MVA 132/66 3 160,0 132/22 - 11 49 1 276,5 58 2 040,0 66/22 - 11 15 303,5 19 346,0 66/22/5 1 15,0 132/66/11 1 40,0 132/22/11 5 146,5 132/11/11 1 150,0 132/11/6,6 2 100,0 Sum 67 1 720,0 87 2 857,5 Utredningsområdet Antall MVA 3 160,0 107 3 316,5 34 649,5 1 15,0 1 40,0 5 146,5 1 150,0 2 100,0 154 4 577,5 Transformatorene er produsert i perioden 1958 til 2014. Gjennomsnittsalderen for transformatorene er 30,6 år. Diagrammet viser aldersfordelingen for transformatorene i utredningsområdet. 22 Nettets tilstand Regionalnettet i utredningsområdet er for det meste i god teknisk tilstand. Hovedfordelingsnettet i utredningsområdet er bygget opp over mange tiår grunnet tidlig industrireising og byer langt unna kraftkildene. De eldste anleggene som fortsatt er i drift ble bygget så tidlig som i slutten av 30-årene. Tilstanden på disse anleggene er naturlig nok preget av alderen. I tillegg betyr hvilke materialer som er brukt til master mye for tilstanden. Tremaster er utsatt for råte og hakkespettangrep, og må skiftes etter 30-50 år. Betongmaster oppnår noe høyere levetid, og kan i enkelte tilfeller rehabiliteres dersom forvitring og rustangrep på armeringsjernet ikke er kommet for langt. Galvaniserte stålmaster som er bygd de siste 50 år har vist seg meget holdbare. Til tross for at deler av nettet i utredningsområdet befinner seg nær kysten er det ikke problemer av betydning med saltbelegg på ledninger og koplingsanlegg. I enkelte områder er vi plaget med hakkespettangrep på tremaster. Forurensing fra tungindustrien kunne tidligere være et problem i nærområdene. Forurensningene førte til nedsatt holdfasthet over isolatorene. De siste årene har industriens miljøtiltak eliminert dette problemet. Noen av stasjonenes 132/66 kV utendørsanlegg begynner å bli gamle og vil gradvis bli fornyet for å opprettholde en akseptabel teknisk tilstand. Tilsvarende gjelder for en del av 132 og 66 kV ledningene i Regionalnettet. Beslutning om rehabilitering eller sanering og nybygging tas etter en grundig tilstandsvurdering av det enkelte anlegg, samt en vurdering av det fremtidige behovet for anlegget. 5.3 Produksjonsdata I utredningsområdet er det tilknyttet mye produksjon til sentral- og regionalnettet. Det er også noe produksjon tilknyttet distribusjonsnettene i området. Så godt som all produksjonen er i Telemark. Tabell 5.3.1 viser samlet produksjon i utredningsområdet. Tabellen inkluderer også deler av Brokke kraftverk i Aust-Agder samt Vittingfoss og Skollenborg i Buskerud fordi disse kraftverkene mater inn på regionalnettet i området. Brokke kraftverk ble tilknyttet sentralnettet i 2009 og er derfor ikke med i tallene fra og med 2010. Produksjon i kraftverkene rundt Høgefoss er ikke med i tallene fordi disse er tilknyttet regionalnettet i Agder. 23 Tabell 5.3.1 Samlet produksjon i utredningsområdet. Nettnivå Middelproduk. GWh Faktisk produksjon (GWh) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Sentralnett 5 779,0 4 690,0 6 605,8 6 090,9 6 243,4 6 132,6 5 635,6 5 690,7 5 867,7 6 881,5 6 756,2 6102,2 6 299,6 76 995,5 7 172,4 Regionalnett 6 806,9 6 569,2 6 899,9 7016,5 7412,3 8 984,5 6 833,3 359,1 341,7 341,2 308 236 235,2 Distribusjonsnett 320,2 307,3 292,5 349,7 359,2 Sum 12 906,1 11 566,5 13 798,2 13 457,1 14 014,9 15 476,2 12 810,6 12 134,1 12 475,3 14 113,0 14 163,8 Reduksjon for distribusjonsnett fra 2011 til 2012 skyldes at Byrte kraftverk ble flyttet over til regionalnettet i 2012 Tabell 5.3.2 Produksjon i oppgjørstimen Nettnivå Sentralnett Regionalnett Distribusjons -nett Sum Tilgj. Faktisk produksjon (MW) Vinteref . 2010 MW 2005 2006 2007 2008 2009 1 198,7 1 146,4 977,1 1 175,2 1 157,3 1 184,6 1 104,9 944,1 1 163,4 1 344,4 1 115,7 1 078,4 1 222,5 992,7 77,2 42,0 44,9 42,4 36,7 40,2 41,0 2011 2012 2013 2014 990,2 1 124,3 1 095,1 1 153,6 965,2 1 042,8 1 043,4 1 174,4 39,9 23,3 23,8 29,1 2 568,0 2 134,8 2 298,5 2 422,2 2 214,0 2 308,5 2 183,8 1 995,3 2 190,4 2 162,3 Reduksjon for distribusjonsnett fra 2011 til 2012 skyldes at Byrte Kraftverk ble flyttet over til regionalnettet i 2012 2 357,1 5.3.1 Tilgjengelig vintereffekt i vannkraftverk Tilgjengelig vintereffekt er definert som den høyeste effekt som kan produseres i en sammenhengende 6- timers periode under høyeste vinterforbruk. Det regnes med normal vannføring for elvekraftverk og normalt magasinnivå for magasinverk, begge referert uke 3. I 2009 ble Brokke kraftverk tilknyttet sentralnettet og dermed fjernet fra oversikten selv om kraftverket fortsatt kan kobles mot regionalnettet i Telemark. Kraftverk tilknyttet sentralnettet har ikke hatt endring i tilgjengelig vintereffekt, mens det har blitt etablert noen mindre kraftverk til distribusjonsnettet. Tilgjengelig effekt fra andre energikilder 24 I utredningsområdet er det ingen kraftproduksjon av betydning fra andre energikilder. På enkelte fyllplasser blir det produsert noe kraft i mikroanlegg med deponigass som energikilde 5.3.2 Middelproduksjon i kraftverk tilknyttet regional- og sentralnettet Middelproduksjonen i kraftverker tilknyttet regionalnettet har endret seg lite de siste årene. Enkelte kraftverk i Buskerud er med i oversikten fordi disse er tilknyttet regionalnettet i området. Kraftverkene rundt Høgefoss er ikke med i oversikten fordi disse er tilknyttet regionalnettet i Agder. Utviklingen i middelproduksjon og faktisk produksjon vises i diagrammet. Faktisk produksjon har de siste årene svingt betydelig i forhold til middelproduksjonen. Dette henger sammen med tilsigsforholdene. I Telemark er det i tillegg til kraftproduksjon tilknyttet regionalnettet også kraftverk som er tilknyttet direkte til sentralnettet. Faktisk produksjon har de siste årene svingt betydelig i forhold til middelproduksjonen. Dette henger sammen med tilsigsforholdene. Utviklingen i middelproduksjon og faktisk produksjon vises i diagrammet. Brokke kraftverk var tilknyttet nettet i Telemark ca. halve 2009. Denne produksjon og middelproduksjon er med i diagrammet. 25 5.3.3 Middelproduksjon i kraftverk tilknyttet distribusjonsnettet Det har i alle år vært tilknyttet små og mellomstore kraftverk til distribusjonsnettet i området. I tillegg til disse kraftverkene finnes det også enkelte små anlegg på fyllinger og i kloakkanlegg som produserer små mengder kraft og hvor alt eller nesten alt blir benyttet til drift av prosesser på anlegget. Diagrammet viser utviklingen og fordelingen av middelproduksjonen tilknyttet distribusjonsnettene i utredningsområdet. I 2013 var middelproduksjonen i vannkraftverk tilknyttet distribusjonsnettene i utredningsområdet 227 GWh. Reduksjonen fra 2011 til 2012 skylds at Byrte kraftverk ble tilknyttet 66 kV nettet. 26 5.3.4 Middelproduksjon fordelt på andre energikilder Det er ikke utbygd vindkraft i området. Det foregår noe produksjon av strøm med gass fra enkelte fyllinger i området i mikrokraftverk. 5.4 Belastningsdata 5.4.1 Effekt Utredningsområdet hadde sin høyeste registrerte effekt i februar 2001. For 2014 er det er valgt å benytte belastningen i sentralnettets topplasttime. Effekttoppen i 2014 var noe lavere enn i 2013. Dette skyldes høyere temperatur i 2014 og lavere last hos kraftkrevende industri. Tabell 5.4.1 Effektutvikling i utredningsområdet År 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Vestfold Kunder Alm. i forsyning reg.nett MW MW 790,6 47,4 881,0 85,2 769,7 61,2 806,0 45,2 753,6 45,1 740,0 57,5 746,1 54,6 772,8 44,4 808,8 45,5 816,4 30,4 953,6 38,9 868,0 36,5 838,5 37,7 933,4 29,1 858,2 15,9 Sum MW 838,0 966,2 830,9 851,2 798,7 797,5 800,7 817,2 854,3 846,8 992,5 904,5 876,2 962,5 874,1 Telemark Kunder Alm. i forsyning reg.nett MW MW 520,3 532,5 595,8 579,0 396,2 467,6 524,5 350,7 511,3 376,3 479,7 446,2 479,9 493,5 501,3 357,7 574,3 406,4 546,9 408,9 643,2 440,0 612,2 393,3 573,0 379,5 630,8 381,3 580,7 352,5 Utredningsområdet Sum MW 1 052,8 1 174,8 863,8 875,2 887,6 925,9 973,4 859,0 980,7 955,8 1 083,2 1 005,5 952,5 1 012,1 933,2 Alm. Kunder i forsyning reg.nett MW MW 1 310,9 579,9 1 476,8 664,2 1 165,9 528,8 1 330,5 395,9 1 264,9 421,4 1 219,7 503,7 1 226,0 548,1 1 274,1 402,1 1 383,1 451,9 1 363,3 439,3 1 596,8 478,9 1 480,2 429,8 1 411,5 417,2 1 564,2 410,4 1 438,9 368,4 Sum MW 1 890,8 2 141,0 1 694,7 1 726,4 1 686,3 1 723,4 1 774,1 1 676,2 1 835,0 1 802,6 2 075,7 1 910,0 1 828,7 1 941,6 1 807,3 Temp. korrigert MW 1 917,0 2 096,7 1 684,2 1 671,8 1 739,4 1 788,0 1 826,8 1 734,8 1 851,6 1 832,6 1 979,9 1 930,7 1 835,8 1 890,1 1 843,3 Maksimaleffekten er temperaturkorrigert i henhold til beskrivelsen i kapitel 4.6.2. Det er kun uttaket til alminnelig forsyning (andre distribusjonsnett) som er temperaturkorrigert. Forbruket hos sluttbrukere tilknyttet direkte til regionalnettet er lite følsomme for svingninger i temperaturen. Diagrammet viser sammenhengen mellom maksimaleffekt og temperatur. DUT C -11,0 -16,0 -13,9 -17,1 -8,8 -7,7 -8,7 -8,4 -11,8 -10,8 -19,0 -11,6 -12,5 -18,4 -10,5 27 Reduksjonen i maksimaluttaket fra 2001 til 2002 skyldes i hovedsak reduksjoner i forbruket på Herøya. 5.4.2 Energi Det er et stort innslag av industri direkte tilknyttet regionalnettet i området. Ca.31 % av energiforbruket går til sluttbrukere direkte tilknyttet regionalnettet. Tabell 5.4.2 viser energiforbruket i området. Tabell 5.4.2 Energiutvikling i utredningsområdet År 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Vestfold Alm Kunder i forsyning reg.nett GWh GWh 3 457 526 3 750 520 3 651 430 3 409 337 3 487 354 3 562 383 3 512 338 3 548 322 3 601 277 3 721 267 4 055 262 3 613 238 3 942 111 4 046 122 Sum GWh 3 983 4 270 4 081 3 746 3 841 3 945 3 851 3 870 3 878 3 988 4 317 3 851 4 058 4 168 Telemark Utredningsområdet Alm Kunder i Sum Alm Kunder i Sum Temp. Gradagsforsyning reg.nett forsyning reg.nett korrigert tall GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh 2 467 4 109 6 576 5 924 4 635 10 559 10 945 3 514 2 521 4 065 6 586 6 271 4 585 10 856 10 769 4 173 2 413 3 422 5 835 6 064 3 852 9 916 9 897 4 084 2 654 2 768 5 422 6 063 3 105 9 168 9 404 3 733 2 435 3 485 5 920 5 922 3 839 9 761 10 035 3 672 2 474 3 548 6 022 6 036 3 931 9 967 10 342 3 540 2 326 3 465 5 792 5 838 3 804 9 642 9 988 3 563 2 470 3 436 5 906 6 018 3 758 9 776 10 151 3 538 2 455 3 531 5 986 6 056 3 808 9 864 10 310 3 444 2 524 3 166 5 689 6 245 3 432 9 677 9 863 3 809 2 823 3 225 6 048 6 878 3 487 10 365 9 924 4 591 2 437 3 032 5 469 6 050 3 270 9 320 9 688 3 550 2 711 2 710 5 421 6 658 2 821 9 479 9 726 3747 2 695 2 931 5 626 6 741 3 053 9 793 10 006 3794 28 5.4.3 Tap Tapene i regionalnettet i Vestfold varierer forholdsvis lite fra år til år. I Telemark er tapene større og det er store variasjoner fra år til år på grunn av mye produksjon tilknyttet regionalnettet. Tabell 5.4.4. Tap i regionalnettene i utredningsområdet. År 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Vestfold GWh 58,0 46,4 65,5 65,2 67,0 75,4 81,6 73,4 75,5 77,1 Energitap Telemark GWh 202,6 212,8 207,4 287,9 334,8 279,6 282,4 264,2 272,1 277,6 Sum GWh 260,6 259,2 272,9 353,1 401,8 355,0 364,0 337,6 347,6 354,7 Tap i sentralnettets oppgjørstime Vestfold Telemark Sum MW MW MW 12,3 30,3 42,6 9,8 43,9 53,7 10,6 44,0 54,6 8,7 40,1 48,8 15,0 55,4 70,4 16,3 50,1 66,4 14,7 54,0 68,7 13,4 45,4 58,8 11,3 41,8 53,1 11,9 45,4 57,3 11,2 41,3 52,5 Diagrammene viser historisk utvikling av effekt og energiforbruket i utredningsområdet fordelt på andre nett, sluttbrukere i regionalnettet og tap. 29 5.4.4 Utkoplbart Forbruket av utkoplbart forbruk varierer i takt med prisforholdet mellom olje og elektrisitet samt med temperaturforholdene. Utkoplbar last gjelder for kunder tilknyttet direkte til regionalnettet og kunder tilknyttet distribusjonsnettet. Tabell 5.4.5 viser utviklingen i utkoplbart forbruk i utredningsområdet. Tabell 5.4.5. Utkoplbart forbruk År 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Vestfold GWh 180 184 161 172 150 117 112 85 76 83 Energi Telemark Sum GWh GWh 61 241 63 247 54 215 45 217 37 36 38 27 25 27 187 153 150 112 101 110 Effekt i oppgjørstimen Vestfold Telemark Sum MW MW MW 44,6 17,6 62,2 50,5 17,9 68,4 47,4 19,0 66,4 48,8 19,5 68,3 45,7 13,3 59,0 39,5 12,3 51,8 17,2 13,5 30,7 26,6 12,8 38,8 26,5 9,3 35,8 15,3 6,5 22,1 5.4.5 Brukstid Brukstiden i området er høy på grunn av mye industri. Tabell 5.4.6 viser utviklingen i brukstid. 30 Tabell 5.4.6 Brukstider År 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Alm. forsyning 4 519 4 246 5 201 4 557 4 682 4 949 4 762 4 351 4 442 4 581 4 307 4 087 4 717 4 310 Brukstider Kunder i reg.nett 7 993 6 903 7 284 7 843 9 110 7 804 6 940 8 316 8 668 7 812 8 113 7 608 6 762 7 439 Samlet 5 603 5 099 5 884 5 353 5 797 5 783 5 435 5 328 5 472 5 368 4 993 4 906 5 183 5 044 5.5 Effekt- og energibalanse Energi- og effektbalansen framkommer som differansen mellom produksjon og forbruk i området. Tabell 5.5.1. Energibalanse for utredningsområdet Produksjon Forbruk Balanse 2006 2007 2008 2009 2004 2005 GWh GWh GWh GWh GWh GWh 11 567 13 798 13 457 13 551 15 476 12 810,6 9 967 9 642 9 776 9 864 9 977 9 761 3 831 3 815 3 775 5 612 2 834 1 806 2010 2011 2012 2013 GWh GWh GWh GWh 12 134 12 475 14 113 14 164 10 365 9 320 9 479 9 793 1 769 3 155 4 634 4 371 31 Utredningsområdet er et overskuddsområde. Mye av produksjonen blir matet inn i sentralnettet slik at regionalnettet er avhengig av sentralnetts punktene i området for dekke forbruket. I Vestfold er det lite produksjon slik at dette fylket er helt avhengig av forsyning fra sentralnettet og regionalnettet i Telemark. I Telemark er det mye kraftproduksjon og fylket har en positiv kraftbalanse. Effektbalansen er differansen mellom produksjon og forbruk i regionalnettets topplasttime. Tabell 5.5.2. Effektbalanse for utredningsområdet Produksjon Forbruk Balanse 2005 2006 2007 2004 MW MW MW MW 2 202 2 135 2 299 2 422 1 686 1 723 1 774 1 672 750 516 412 525 2008 MW 2 176 1 835 341 2009 MW 2 309 1 803 506 2010 MW 2 184 2 076 108 2011 MW 1 995 1 931 64 2012 MW 2 190 1 836 354 2013 MW 2 162 1 942 220 2014 MW 2 357 1 807 550 Reduksjon i effektbalansene fra 2009 til 2010 skyldes høy belastning og at Brokke kraftverk mates inn i sentralnettet. Regionalnettet har i tilknytning til sentralnetts punktene Rjukan, Lio, Rød, Porsgrunn, Hof og Tveiten. Det er også en reserveforbindelse til Arendal transformatorstasjon. Over- eller underskudd i området håndteres over sentralnetts punktene. 5.6 Nettkapasitet for ny produksjon Nettkapasiteten er vurdert ut fra dagens nett og situasjon. Målet med vurderingen er å skaffe en oversikt over nettkapasitet i regionalnettet som skal benyttes i 32 konsesjonsbehandlingen av småkraftverk. Det er høye kostnader og lang tidshorisont knyttet til bygging av nytt regionalnett sammenlignet med distribusjonsnett. Tiltak som må gjøres i distribusjonsnettet som følge av tilknytninger av småkraft går innunder områdekonsesjon. Dette gjelder ikke produksjonsrelaterte nettanlegg som må ha egen konsesjon. Tabell 5.7 viser en kommunevis oversikt over småkraftpotensialet og kapasitet i regionalnettet inkludert transformering mellom distribusjonsnettet og regionalnettet. Småkraftpotensialet er hentet fra NVEs ressurskartlegging for småkraft. Følgende koder gjelder for statusfeltet: Kapasitet Noe kapasitet Ikke kapasitet Ikke småkraftpotensiale Tabell 5.7 Nettkapasitet SmåkraftKommune potensiale (MW) Andebu 0 Hof 0 Holmestrand 0 Horten 0 Lardal 19,2 Larvik 0,2 Nøtterøy 0 Re 0 Sande 0,4 Sandefjord 0 Stokke 0 Svelvik 0 Tjøme 0 Tønsberg 0 Bamble 0 Bø 4 Drangedal 19,3 Fyresdal Hjartdal Kragerø Kviteseid 24,8 26,0 0,5 17,3 Nissedal 9,9 Status Kommentar Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Ikke småkraftpotensiale Trf. Drangedal er på 20 MVA og det er produksjon på ca. 7 MW tilknyttet i dag. Full utbygging krever større transformatorkapasitet mot reg.nettet. Trf. i Einangsmoen er på 10 MVA Trf. i Hjartdal er 10 MVA 132/66 kV trf. i Vrangfoss begrenser kapasiteten. Økning av trf. kapasitet i Lio vil gi nok kapasitet. Liten transformeringskapasitet i 33 Einangsmoen. Det kan etableres et transformeringspunkt i Nissedal (Krifa). I Høgefoss området er det ikke ledig trf.kapasitet (132/66 kV) Nome Notodden 1,5 25,2 Porsgrunn Sauherad Seljord 0 2,0 6,1 Siljan Skien Tinn 0 10,2 52,0 Tokke 8,1 Vinje 53,3 God kapasitet i Notodden sentrum. Liten trf. kapasitet rundt Årlifoss. Ikke småkraftpotensiale 132/66 kV trf. i Vrangfoss begrenser kapasiteten Ikke småkraftpotensiale Trf. kapasitet i Mæl må økes. Se prosjekt 2 i punkt 7.2.6. På Frøystul er det noe ledig trf. kapasitet. På Moflåt og Såheim er det god trf. kapasitet. Ikke trf. kapasitet i Lio. Se prosjekt 3 i punkt 7.2.1 Ikke trf. kapasitet i Lio. Se prosjekt 3 i punkt 7.2.1 Det er stort sett kapasitet på ledningsnettet i regionalnettet til å tilknytte småkraft. Enkelte 66 kV ledninger må forsterkes dersom hele potensialet blir realisert. Dette er beskrevet i scenarioet småkraft med mulige nettløsninger. Kommuner som er markert med gult eller grønt har begrensninger i transformatorkapasiteten. Mye av småkraftpotensialet ligger langt fra dagens regionalnettspunkter noe som medfører behov for forsterkning eller nyetablering av 22 kV nettet i området. Alternativt kan det etableres nye transformeringspunkter og regionalnettsledninger for knytte de nye punktene til det eksisterende regionalnettet. 5.7 Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet Det er ikke observert spesielle uregelmessigheter i spenningskvaliteten i utredningsområdet I deler av 132 og 66 kV nettet er det montert faste instrumenter som overvåker spenningen kontinuerlig med automatisk nedlasting av data. I resten av nettet blir det tatt målinger ved behov. Overharmoniske I 132 og 66 kV nettet ligger de overharmoniske på rundt 1 % THD. Ved installasjon av større frekvensomformere og annen effektkrevende kraftelektronikk, har netteierne påsett at kundene monterer filter for å holde de overharmoniske spenningene innen grensene. Ved en anledning ble det feil på et slikt filter, og kunden koplet det ut. Dette medførte høye overharmoniske spenninger rundt 5-6 % THD med høye verdier for frekvenser over 25. harmoniske. 34 Vi ser et problem når en kunde kopler ut slike filter uten å være villig til å sette ned produksjonen slik at de overharmoniske spenningene kommer innenfor akseptable grenser. Flimmer Ingen observerte problemer. Spenningsdipp Spenningsdipp i 132 og 66 kV nettet ser ut til å holde seg stabilt. I 11 og 22 kV nettet er det godt ned, etter en omfattende rydding og montasje av spoler. Avbrudd All registrering og rapportering av feil og avbrudd har fra 2002 blitt gjennomført med nettinformasjonssystemer. De aller fleste feil og avbrudd oppstår i det høyspente fordelingsnettet (11/22 kV). I regionalnettet er det få feil og en del av feilene fører ikke til avbrudd da områder av nettet blir drevet masket. Konsekvensen av enkelt hendelser i regionalnettet kan imidlertid gi store avbrudd. Tabell 5.10.1 gir en oversikt over feil i regionalnettet for 2004 - 2013. Tabell 5.10.1: Feil og avbrudd 132 kV Antall feil ILE (MWh) 2004 10 103,1 2005 10 35,5 2006 16 12,7 2007 11 58,3 2008 12 116,0 2009 20 287,4 2010 6 8,2 2011 18 2,7 2012 14 30,2 2013 11 32,6 66 kV Antall feil ILE (MWh) 2 17,3 2 25,5 0 0 3 17,7 2 0 8 5,5 2 0 10 15,0 3 21,2 8 53,2 Sum Antall feil ILE (MWh) 12 120,4 12 61,0 16 12,7 14 76,0 14 116,0 28 292,9 8 8,2 28 17,7 17 51,4 19 85,8 35 ILE for ulike kundegrupper og nettnivå. Feilene i regionalnettet har medført avbrudd for sluttbrukere tilknyttet regionalnettet og distribusjonsnettene i utredningsområdet. Fordelingen mellom ulike kundegrupper vises i diagrammet. Forsyningssikkerhet i utredningsområdet. Forsyningssikkerheten i området er stort sett god. Det er flere tilknytningspunkter til sentralnettet og nesten alle disse har tosidig forsyning. Lio er en-sidig forsynt på 300 kV. Regionalnettet mellom sentralnetts stasjoner er i normaldrift en god reserve for sentralnettet. I tillegg til tilknytning til sentralnettet er det også mye produksjon tilknyttet regionalnettet og sentralnettet i Telemark. Enkelte områder er ensidig forsynt og en del transformatorstasjoner er avhengig av reserve i det underliggende distribusjonsnettet ved transformatorfeil eller feil på ledning/kabel. Selv om store deler av 132 kV nettet blir drevet masket, kan enkeltfeil i tunglast medføre overlast andre steder og dermed utfall av store eller små deler av utredningsområdet. 5.8 Tilknytningspunkter i regionalnettet som ikke har N -1 forsyning. Følgende forutsetninger er lagt til grunn for vurderingen: - Reservemuligheter etter omkoplinger (f.eks. i underliggende nett) for de punkter som mangler momentan reserve. 36 - Tilgjengelig lokal produksjon er vurdert basert på Statnetts definisjon av tilgjengelig vintereffekt. Stasjoner som har fullverdig reserve gjennom forbindelser i samme trase er ikke inkludert Punkter uten forbruk, kun produksjon er ikke med i oversikten. Det er mange stasjoner som bare har en transformator og som dermed får et avbrudd ved feil på denne transformatoren. For de aller fleste stasjonene er det reserve i det underliggende 11/22 kV nettet hele året. Noen få stasjoner har ikke full reserve i tunglast. Noen stasjoner er ensidig tilknyttet regionalnettet. De fleste av disse har også reserve i det underliggende 11/22 kV nettet. Noen få klarer ikke å opprettholde full forsyning i tunglast. Det er gjort grove anslag på antatt tid uten reserve. Tid til omkopling til reservedrift er avhengig av årstid og når på døgnet feilen inntreffer. Normalt er mye gjort i løpet av 2 til 5 timer. En ledning En transformator Antall stasjoner 25 30 Noen stasjonerer ensidig forsynt og har en transformator. Driftsmessige forhold gjør at enkelte stasjoner som er tilknyttet to ledninger drives radielt. Sannsynligheten for avbrudd er statistisk sett liten og med de omkoplingsmuligheter som finnes er konsekvensene av en feil liten. Investeringer for å oppnå momentan N1 er store. Det er derfor ikke samfunnsøkonomisk lønnsomt å gjennomføre tiltak for å oppnå N-1. Når andre tiltak skal gjøres i området vurderes det også om det er mulig å oppnå N-1 på punkter som ikke har dette. Det er vurdert muligheter for å oppnå N-1 i alle punkter. Dette kan i de flest tilfeller løses på flere måter. Den mest sannsynlige/rimeligste måten er valgt. Det er gjort grove anslag på kostnadene på disse tiltakene. For å oppnå momentan N-1 i utredningsområdet må det investeres ca. 1 400 mill. kr. Variasjonen i kostnadsanslagene for å installere transformator nr. 2 kommer av at det i noen stasjoner er etablert transformatorgrube og koplingsanlegg. I de fleste stasjonene må dette etableres sammen med transformatoren. Ny ledninger/kabler krever også utvidelse av koplingsanlegg i stasjonene. 5.9 Gjennomførte endringer i anlegg Av tiltak fra kraftsystemutredning for Vestfold og Telemark 2012 – 2022 er følgende tiltak gjennomført eller påbegynt. - Kabling av 132 kV ledningen Jåberg – Stangeby ved Brunstad. Brunla transformatorstasjon – ny mellomtransformator. Gjærdal transformatorstasjon – ny mellomtransformator. Ny transformator i Vindal transformatorstasjon Ny transformator i Mo transformatorstasjon. 37 - Ny transformator i Haslestad transformatorstasjon Ny transformator i Leinås transformatorstasjon. Ombygging av diverse ledninger på grunn av bygging av ny E18. Sundland transformatorstasjon – økning av transformatorkapasitet Økning av transformatorkapasitet i Libru transformatorstasjon. Økning av transformatorkapasiteten mot 22 kV i Kjela Kraftverk Kabling av 132 kV ledningen Moflata – Klosterøya(Århus) Fornyelse av høymaster over Porsgrunnselva for 132 kV ledningen Hauen – Klyve. Nettforsterkning Grenland er påbegynt Nye spoler på Rjukan Avvik i utviklingen av kraftsystemet i forhold til kraftsystemutredningen for Vestfold og Telemark 2012 – 2022: - Fornyelse av 132 kV ledningen Sande – Hof er ikke påbegynt. - Fornyelse av 132 kV ledningen Nes – Stangeby er ikke påbegynt pga. ønske fra kommunen om en omlegging av traseen. - Fornyelse av 132 kV ledningen Vrangfoss – Knardalstrand er ikke påbegynt. Det avventes en ferdigstillelse av Bolvik(Grenland) koplingsstasjon. - Fornyelse av 132 kV ledningen Hjartdal – Ålamoen pågår 38 6 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 6.1 Alternativer for utvikling i fremtidige overføringsforhold Last og produksjonsutviklingen vil være avhengig av blant annet følgende: - Befolkningsutvikling - Konjunkturutviklingen - Temperaturforholdene - Prisutvikling for elektrisitet - Myndighetenes signaler om sparing på grunn av knapphet av elektrisitet - ENØK innsats fra bransjen og myndighetene - Nye byggeforskrifter - Støtteordninger til småkraftverk og alternativ energi. - Substitusjon mellom olje og elektrisitet - Nye elektriske apparater. - Lading av el-bil - Direkte varmtvannsoppvarming - Miljøkrav - Endringer i den alminnelige forsyning. - Innføring av AMS og smart grid - Innføring av effekttariffer - Plusskunder - Hyttebygging Norge har opplevd en betydelig økonomisk vekst. Selv om vi får mer energieffektivt utstyr, subsidier til fjernvarme og andre tiltak for å dempe forbrusksveksten, vil dette neppe oppveie virkningen av den økonomiske veksten på elforbruket til alminnelig forsyning. De fleste av forholdene i listen vil kunne føre til redusert energiforbruk, men effekttoppene forventes å øke framover inntil forbrukerne må betale for effekt. 6.1.1 Scenarioer for nettutviklingen For å kunne håndtere usikkerheten i overføringsbehovet er det vurdert forskjellige scenarioer for utviklingen i forbruk og produksjon. Det er i varierende grad usikkerhet med framtidig overføringsbehov for utredningsområdet. I den nærmeste framtid er utviklingen forholdsvis forutsigbar, men endringer i de store industribedriftene i området skjer ofte hurtig og er lite forutsigbart. Forbruket i husholdningene og tjenesteytende næring er spredt utover hele utredningsområdet. Lastutviklingen er i stor grad avhengig av temperaturforholdene og prisforholdene på alternative energibærer. I forhold til basisalternativet kan man se for seg flere mulige scenarioer for utviklingen i området. Det er i denne omgang valgt å se videre på to mulige scenarioer i tillegg til basisalternativet: 39 El-bil Det er i basisalternativet forutsatt en vist vekst i effektbehovet for lading av el-bil. I scenarioet ”el-bil” er det fortsatt en kraftig vekst i utbredelsen av el-biler i utredningsområdet. Dette vil føre til mye lading hos husholdningene og etablering av mange hurtigladestasjoner. Enkelte vil installere hurtiglader hjemme. Dette vil føre til en kraftigere vekst i effektbehovet enn i basisalternativet. Drivere i dette scenarioet er fortsatt subsidiering og andre fordeler for eiere av elbiler. Småkraft Der er i basisalternativet forutsatt en moderat utbygging av småkraftverk i utredningsområdet. I scenarioet småkraft forutsettes det en massiv og raskere utbygging av småkraftpotensialet som for stor del befinner seg i Telemark. Teoretisk potensial i Telemark er 1062 GWh, mens det i Vestfold kun er 82 GWh. Størst potensial er det i kommunene Tinn, Vinje, Notodden, Hjartdal, Fyresdal, Drangedal og Kviteseid. Drivere i dette scenarioet er rammebetingelser for bygging av småkraft, teknologiutvikling og tilgang på kapital og arbeidskraft. En slik utbygging vil øke presset på 66 kV nettet i området og behovet for økt transformeringskapasitet i Lio. Det er allerede i basisalternativet forutsatt at transformeringskapasiteten i Lio økes og med den planlagte økning vil mye av potensialet for småkraft i området kunne realiseres. Transformeringskapasiteten mellom 66 kV nettet og 132 kV nettet vil også bli satt under press i dette scenarioet. Dette kan medføre behov for oppgradering av enkelte 66 kV ledninger til 132 kV og etablering av økt transformeringskapasitet 132/66 kV. I Vestfold er potensialet for småkraft lite og en realisering av potensialet her vil ikke medføre problemer av betydning for regionalnettet i området. 6.2 Forbrukets temperatur- og prisfølsomhet Forbruket i større næringsvirksomhet er lite temperaturfølsomt. Den største temperaturfølsomheten er i bolig og servicenæringen. Som vist i kapitel 6.1 er det mange parametere som påvirker lastutviklingen i utredningsområdet. Den delen som er temperaturfølsom er det energiforbruket som går med til oppvarming i boliger og næringsbygg. Prisfølsomheten er vanskelig å anslå, men erfaringer fra år med høye priser viser at forbruket er prisfølsomt. Det er gjort forsøk med tidsvariable tariffer. Dette forskyver noe av forbruket til andre tider på døgnet, men gir minimale reduksjoner av det totale forbruket. Så lenge husholdningskundene ikke betaler for effekt vil effekttoppene komme under kuldeperioder. Muligheter for substitusjon fra elektrisitet til andre energibærer er vanskelig å anslå da vi ikke har noen eksakt oversikt over hvilke muligheter vår kunder har til å erstatte elektrisitet med andre energibærer. Umiddelbar overgang krever at alternative kilder er tilgjengelig. For eksempel ved til oppvarming i 40 husholdningene. De lokale energiutredninger vil på sikt kunne gi signaler om hvilke volum som kortsiktig kan erstattes av andre energibærere. Ved et vedvarende høyere prisnivå på elektrisitet i forhold til andre energibærer vil befolkningen tilpasse seg på sikt, men dette vil ta lang tid og vil være avhengig av den enkeltes investeringsvilje i alternativer til elektrisitet. Det er blitt installert mange varmepumper luft/luft i husholdningene i de siste årene. Det er stor usikkerhet forbundet med temperaturkorrigering av effektutaket når temperaturen passerer nedre grense for når varmepumpene ikke lenger gir noe bidrag til oppvarmingen. 6.3 Befolkningsutvikling Det er benyttet data fra Statistisk sentralbyrå(SSB) som kilde for forventet befolkningsutvikling. Det er benyttet alternativet med middels nasjonal vekst som innebærer middels fruktbarhet, middels levealder, middels innenlands mobilitet og middels netto innvandring. Dette gir følgende forventede befolkningsutvikling for Vestfold og Telemark. Vestfold Telemark 2014 240 860 171 469 2020 259 896 179 078 2030 285 771 190 309 2040 303 916 197 619 Med de gitte forutsetningene gir dette en årlig vekst på ca. 1,0 % i Vestfold og i ca. 0,5 % i Telemark. Det er stor forskjell i forventet vekst i kommunene. I Vestfold er det forventet høyest vekst i befolkningen i, Tønsberg, Holmestrand, Stokke og Re. Lavest vekst er forventet i Lardal. I Telemark er det forventet høyest vekst i kommunene, Bø, Nissedal, Porsgrunn Kragerø og Skien og. Med de gitte forutsetningene er det forventet tilbakegang i befolkning i Tokke. 41 Energiforbruket vokser også i kommuner som har reduksjon i befolkningen. Dette kommer hovedsakelig av velstandsutviklingen og det faktum at det blir færre i hver husholdning. Hver husholdning har flere kvadratmeter bolig pr. person. Dette brukes det energi til å varme opp, vi har også blitt mer velutstyrt hva gjelder elektriske apparater enn tidligere. Antall hytter øker kraftig i enkelte kommuner i øvre Telemark. 6.4 Framtidge produksjons og belastningsforhold 6.4.1 Energi og effekttilgang Kraftproduksjon I utredningsområdet er det er mange prosjekter under vurdering/planlegging. Det er stor usikkerhet forbundet med hva som blir realisert, når det blir realisert og hvilken produksjon som blir resultatet. Mange konsesjonssøknader er under behandling hos NVE. Det er gitt konsesjoner på en del prosjekter, men det er stor usikkerhet om hvilke som blir realisert og når. Det er lagt inn et anslag på framtidig produksjon, men det er meget stor usikkerhet rundt volum og tidspunkt. På NVEs hjemmeside finnes det oversikt over konsesjonssøkte anlegg i tabellen. D fleste søkere har ikke orientert KSU ansvarlig om prosjektet eller sendt en kopi av søknaden. KSU ansvarlig har fått en del av søknadene til høring via NVE. 42 Dersom alle prosjektene blir realisert i utredningsperioden vil den bestemmende effekt øke med ca. 270 MW til ca. 2 760 MW i 2033. Tilsvarende vil middelproduksjonen øke med ca. 775 GWh til ca. 14 475 GWh. Det er mange planer om småkraftverk i utredningsområdet, men foreløpig er lite konkret. Veksten fra disse er langt inn med 1,0 MW og 3 GWh per år fra 2014 med kraftig stigning fram mot 2020 og deretter en liten vekst. Det er noen løse planer om vindkraftverk i utredningsområdet, Nye, fornybare energikilder Diverse prosjekter vedrørende bruk av varmepumper og forbrenningsanlegg er under vurdering. Strandparken i Horten er etablert med varmesentral med varmepumpe fra sjøvann. Fjernvarme Det er etablert eller er under bygging fjernvarmeanlegg i de fleste byene i utredningsområdet. Primær brenselet er flis med gass som spisslast og reserve. Gass Ledningsnett for gass er etablert i Skien, Porsgrunn og Tønsberg. Det foregår en kontinuerlig utvikling av distribusjonsnettene i disse områdene. 43 Gasskraftverk Uten gassrør til området er det ikke aktuelt å etablere gasskraftverk i området. Vind Der er registrert noe aktivitet rundt vindkraft i området, men det er ikke tatt med i utredning fordi signalene er vage og usikkerheten er stor. Enøk-potensialet Boligene står for en stor del av energiforbruket i utredningsområdet. Boligmassen består av eneboliger, leiligheter og hybler i alle aldersklasser og tilstander. I 1995 ble det samlede enøkpotensialet for bygningsmassen på landsbasis anslått til ca. 19 %. Det må antas at noe av dette potensialet er tatt ut nå. Eldre hus har større sparepotensialet enn nyere hus. Oppvarming står for ca. 40 % av energiforbruket og ca. 24 % brukes til vannvarming. Det øvrige forbruket fordeles på lys, teknisk utstyr etc. Tabell 6.4.2 Fordeling av enøkpotensialet i boliger etter byggeår. Bygg oppført før 1955 Bygg oppført 1955 - 1980 Bygg oppført 1981 - 1997 46 % 45 % 9% I næringsbygg ble det i NOU 1998:11 anslått et enøkpotensialet på i snitt på ca. 23 %. Realiseringen av enøkpotensialet er avhengig av de insentiver som gis fra myndighetene og er ikke påvirket av regionalnettseiere. I de prognoser som er lagt til grunn for forventet lastutvikling er det også innarbeidet forventet enøkpotensialet. 6.4.2 Belastningsutvikling På bakgrunn av faktisk lastutvikling, forventet befolkningsvekst og innspill fra kunder forventes det en lastutvikling i utredningsområdet i henhold til tabell 6.4.3. Utkoplbart forbruk er ikke med i prognosetallene Effekttallene er faktisk effekt i sentralnettets oppgjørstime for årene 2003 – 2014. Forventet effektutvikling fra og med 2015 er temperaturkorrigerte med 2 års returtid.10 års returtid vil gi 3 – 5 % høyere effekt. Energiforbruket er faktisk energiforbruk i området for perioden 2003 – 2013. 44 Tabell 6.4.3. Faktisk og forventet lastutvikling i utredningsområdet År 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 Effekt Vestfold Telemark MW MW 851,2 875,2 798,7 887,6 797,5 925,9 800,7 973,4 817,2 859,5 854,8 980,7 846,8 955,8 992,5 1 083,2 904,5 1 010,6 876,2 957,3 962,5 1 012,1 874,1 933,2 1 004,0 1 070,3 1 029,4 1 100,0 1 061,5 1 116,1 1 116,3 1 154,9 1 130,9 1 273,5 1 162,5 1 360,7 1 189,0 1 374,6 1 216,6 1 390,5 1 249,0 1 405,8 1 280,5 1 421,2 1 312,5 1 458,4 1 327,3 1 466,7 1 343,3 1 467,4 1 358,9 1 485,6 1 373,9 1 494,9 1 389,5 1 502,7 1 401,5 1 510,8 1 412,4 1 518,2 1 423,0 1 524,3 Energi Sum Endring Vestfold Telemark MW % GWh GWh 1 726,4 3 746 5 422 1 686,3 -2,3 3 841 5 920 1 723,4 2,2 3 945 6 022 1 774,1 2,9 3 851 5 792 1 676,7 -5,5 3 870 5 906 1 835,5 9,5 3 878 5 986 1 802,6 -1,8 3 988 5 689 2 075,7 15,2 4 317 6 048 1 915,1 -7,7 3 851 5 469 1 833,5 -4,3 4 058 5 421 1 974,6 7,7 4 168 5 626 1 807,3 -8,5 4 233 5 554 2 074,3 14,8 4 281 5 837 2 129,4 2,7 4 348 5 931 2 177,6 2,3 4 438 6 066 2 271,2 4,3 4 517 6 276 2 404,4 5,9 4 526 7 183 2 523,2 4,9 4 635 7 504 2 563,6 1,6 4 713 7 738 2 607,1 1,7 4 794 7 870 2 654,8 1,8 4 898 7 930 2 701,7 1,8 5 001 7 989 2 770,9 2,6 5 117 7 796 2 794,0 0,8 5 151 7 824 2 810,7 0,6 5 216 7 848 2 844,5 1,2 5 272 7 875 2 868,8 0,9 5 323 7 901 2 892,2 0,8 5 381 7 927 2 912,3 0,7 5 424 7 955 2 930,6 0,6 5 465 7 984 2 947,3 0,6 5 494 8 011 Sum Endring GWh % 9 168 9 761 6,5 9 967 2,1 9 643 -3,3 9 776 1,4 9 864 0,9 9 677 -1,9 10 365 7,1 9 320 -10,1 9 479 1,7 9 794 3,3 9 787 -0,1 10 118 3,4 10 279 1,6 10 504 2,2 10 793 2,7 11 709 8,5 12 139 3,7 12 450 2,6 12 664 1,7 12 828 1,3 12 990 1,3 12 913 -0,6 12 974 0,5 13 064 0,7 13 147 0,6 13 224 0,6 13 307 0,6 13 379 0,5 13 449 0,5 13 504 0,4 45 Det forventes lastøkning i perioden. Det er planlagt noe ny industri i området og noe økning i eksisterende industriområder. Det er stor usikkerhet til om og når 46 disse etableringene kommer. Innfasingen av disse prosjektene gir noen hopp i årlig forventet økning i effekt og energiforbruk. 6.4.3 Effekt- og energibalanse På bakgrunn av forventet energi og effekttilgang samt forventet forbruk i utredningsområdet får vi en kraftbalanse som vist i tabell 6.4.4. Tabell 6.4.4. Energi og effektbalanse. År 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 Produksjon MW GWh 2 489 13 700 2 496 13 718 2 523 13 797 2 557 13 914 2 573 13 962 2 658 14 192 2 668 14 222 2 668 14 224 2 668 14 225 2 669 14 227 2 669 14 228 2 669 14 230 2 669 14 233 2 670 14 236 2 670 14 239 2 671 14 242 2 671 14 245 2 672 14 248 2 672 14 251 2 673 14 254 Forbruk MW GWh 1 807 9 787 2 074 10 118 2 129 10 279 2 178 10 504 2 271 10 793 2 404 11 709 2 523 12 139 2 564 12 450 2 607 12 664 2 655 12 828 2 702 12 990 2 771 12 913 2 794 12 974 2 811 13 064 2 845 13 174 2 869 13 224 2 892 13 307 2 912 13 379 2 931 13 449 2 947 13 504 Balanse MW GWh 682 3 913 422 3 600 394 3 518 379 3 410 302 3 169 254 2 483 145 2 083 104 1 774 61 1 561 14 1 399 -34 1 238 -102 1 317 -125 1 259 -141 1 172 -175 1 065 -198 1 018 -221 938 -240 869 -259 802 -274 750 Effektbalansen for utredningsområdet går fra er positiv til negativ i perioden med de benyttede forutsetningene. Energibalansen er positiv i hele perioden. Det er stor usikkerhet forbundet med mange av vannkraftprosjektene og nye næringsetableringer. 47 48 I utredningsområdet er det produksjonsoverskudd i Telemark. I Vestfold er det nesten ingen produksjon. 6.5 Produksjon og lastforhold for de vurderte scenarioene Det er gjort grove anslag på forventet produksjon og belastning i de to valgte scenarioer. Det er forutsatt en opptrapping av småkraftproduksjon fra 2014 i småkraft scenarioet og en utflating etter 2021. 49 Det antas at lastutviklingen vil være den samme for scenarioene basis og småkraft, mens scenarioet el-bil vil medføre økt effektforbruk til lading Effektbalanse går fra positiv til negativ i alle scenarioer. Forventet utvikling i effektbalansen 50 De valgte scenarioer viser at det er stor usikkerhet i forhold til framtidig last og produksjonsvekst i området. Det kan også tenkes kombinasjoner av scenarioene el-bil og småkraft samt helt andre scenarioer. Det er gjennomført enkle lastflytanalyser for de aktuelle scenarioer i stadium 2030. Med de forutsetninger for investeringer som ligger til grunn for scenarioene er det nok kapasitet både i tunglast og lettlast. El-bil scenarioet er beregnet i tunglast, mens småkraft scenarioet er beregnet i lettlast. Dersom utviklingen går mot et av scenarioene eller en kombinasjon av disse, må det gjennomføres detaljerte nettanalyser. 6.6 Nettanalyser over framtidig utvikling av kraftsystemet Det er gjennomført beregninger for årene 2014, 2020 og 2030. Det er gjennomført beregninger både med forventet tunglast og forventet lettlast. Det er forutsatt en forholdsvis jevn lastutvikling i hele området. Det er kommet signaler om effektøkning på Rafnes og Herøya som er lagt inn i modellene For årene 2020 og 2030 er det benyttet tilgjengelig vintereffekt for kraftverkene som er med i modellen ved tunglastberegninger. I lettlast er det benyttet produksjonsverdier registrert time 9, 17. juli 2013 med enkelte justeringer. Teknisk standard for transformatorstasjonene i området er stort sett god. Det finnes kun noen få åpne 22/11/6,6 kV anlegg. Mange 132 kV ledninger og transformatorer begynner å bli gamle og det vil i framtiden bli behov for fornyelse av disse. Før det tas endelig avgjørelse om å gjennomføre en nettutbygging blir det gjennomført nettanalyser for det berørte området. Som nevnt ovenfor er det stort sett alder og teknisk tilstand som reiser spørsmål om hva som skal gjøres i nettet. Lastutvikling er sjelden alene grunn til utbygging. Forventet lastutviklingen tar hensyn til siste registrerte maksimallast, temperaturforholdene, konjunkturforholdene og andel av utkopelbar last i høylasttimen. Når spørsmål om nettutbygging/fornyelse kommer fra kunder eller de operative enheter, blir det forsøkt å definere alle problemer i området sett i sammenheng med hele regionalnettet og nabonett. Deretter blir det vurdert mulige løsninger inkludert å legge ned anlegget. Løsningene blir deretter vurdert med hensyn på investeringer, tapskostnader, driftskostnader, avbruddskostnader og teknisk levetid. For å finne beste teknisk/økonomiske løsning blir det gjort en kostnadsoptimaliseringsberegning. Kapitel 7 viser en oversikt over de valgte utbyggingsløsninger med en kortfattet begrunnelse og henvisning til aktuell systemanalyse. 51 Alternative løsninger blir drøftet i systemanalysene. Dersom man ikke får realisert de foreslåtte prosjekter på grunn av protester fra berørte kommuner/grunneiere etc. eller at rammebetingelsene er endret, kan det være aktuelt å ta fram alternative prosjekter. 6.7 Kost nytte av alternative prosjekter Alle anlegg som blir planlagt, blir nøye vurdert mot mulige alternativer både med hensyn på nytte og kostnader. Før endelig beslutning om utbygging blir fattet skal alle forhold være tatt med i betraktning. 6.8 Scenarioer og framtidige overføringsforhold Begge de valgte scenarioer innebærer stor usikkerheten i hvordan de vil påvirke de framtidige overføringsforholdene. El-bil scenarioet forutsetter lastvekst i hele utredningsområdet på grunn lading. Det er forutsatt en lastvekst som er ca. 1,0 % høyere per år enn i basis alternativet. Dette vil i 2030 utgjøre ca. 450 MW og vil kunne håndteres av dagens ledningsnett, men det vil krev økning i transformeringskapasiteten til distribusjonsnettet. Beregnet kostnad til økt transformeringskapasitet er ca. 200 mill. kr. Småkraftproduksjonen er forutsatt å komme i Midt- og Vest-Telemark. I det øvrige utredningsområdet er det lite potensiale for småkraft. Transformatoren i Lio er i dag allerede overbelastet deler av året. Denne transformatoren blir erstattet av en ny 300/66 kV transformator i 2016.. Denne transformatoren vil dekke behovet for å få ut produksjon fra området rundt Lio. Noe forsterkning av transformatorkapasiteten 66/22 kV i området må forventes. Tilsvarende må transformatorkapasiteten 132/22 kV økes på Rjukan i dette scenarioet. 66 kV nettet fra Åmdal til Gvarv og Vrangfoss vil få økt belastning ved økning av småkraftproduksjon. Dette gjelder også transformatorene 132/66 kV i disse stasjonene. 132 kV nettet mot Rød vil også få økt belastning i dette scenarioet. Beregnet kostnad til økt transformeringskapasitet er ca. 60 mill. kr I det øvrige regionalnettet er potensialet for småkraft lite og det vil være kapasitet på dagens regionalnett til å håndtere eventuelle småkraftverk. Investeringer som er planlagt i basis alternativet og som er beskrevet i kapitel 7 må gjennomføres uavhengig om utviklingen går mot det ene eller andre av scenarioene. Scenarioene vil føre til et økt investeringsbehov som er beskrevet i kapitel 7.3. 52 I punkt 7.3 er det laget en grov oversikt over forventet investeringsbehov for de vurderte scenarioer. 6.9 Overgang fra 66 kV til 132 kV En overgang til 132 kV i dagens 66 kV nett kan gjøres ved alle tiltak som gjøres i 66 kV nettet gjøres med 132 kV materiell som driftes med 66 kV inntil alt er klart til en overgang til 66 kV. En rask overgang fra 66 kV til 132 kV vil kreve ombygging/fornyelse av 270,7 km ledninger og ombygging av 34 transformator/kraftstasjoner med en samlet transformatorytelse på 650 MVA. Et grovt kostnadsoverslag tilsier at en slik overgang vil koste ca. 1 300 mill. kr. Kostnadene gjelder ved utskifting 1:1. Ved en overgang til 132 kV vil det være naturlig å se på mulighetene for å omstrukturere regionalnettet i områdene som berøres. Tapene i nettet vil reduseres. 132 kV ledninger har større avstand til terreng og er derfor mindre utsatt for trefall. Noe som kan redusere KILE kostnader. Tre transformatorer 132/66 kV kan fases ut.300/66 kV transformeringen og 66 kV koplingsanlegget i Tveiten kan fases ut. Dette må erstattes av økt transformeringskapasitet til 132 kV og utvidelse av 132 kV anlegget i Tveiten. Hvorvidt en forsert overgang til 132 kV er samfunnsøkonomisk riktig må avklares. NVE kan framskynde en overgang til 132 kV ved å følge opp konsesjonssøknader i 66 kV nettet. 53 7 TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV I NETTSYSTEMET Vedtatte og mulige investeringstiltak presenteres i det etterfølgende på bakgrunn av de problemstillinger som er drøftet tidligere. Det presiseres at investeringsvedtak gjøres av de respektive netteieres styrende organer. Oppgitte kostnader er å betrakte som kostnadsoverslag delvis basert på standard forutsetninger og delvis basert på innhentede priser for det konkrete prosjektet. Kostnaden er eksklusive diverse avgifter, erstatninger og byggetidsrenter så fremt annet ikke er oppgitt. Statnett har fått konsesjon på en oppgradering av 300 kV ledningene fra Kristiansand til Rød til 420 kV inkludert etablering av to nye transformatorstasjoner i området. Grenland transformatorstasjon 420/132 kV. Bamble transformatorstasjon 420/300 kV. Skagerak Nett har fått konsesjon på et 132 kV koplingsanlegg (Bolvik) på samme område som Grenland stasjon. Skagerak nett har også fått konsesjon på diverse nye 132 kV ledninger i tilknytning til Bolvik. Det er også gitt konsesjon på riving av flere 132 kV ledninger på grunn av etableringen av Bolvik. Bygging er startet og vil være ferdig innen 2018. Det er planlagt drift på Bolvik koplingsanlegg i 1. kvartal 2015 Hydro Kraftproduksjon jobber med fornyelse av alle sine kraftverk på Rjukan. Hydro skal også oppgradere Svelgfoss kraftverk på Notodden. Dette medfører blant annet fornyelse av enkelte produksjonsanlegg, transformatorer, kontrollanlegg etc. For å unngå suboptimalisering er det viktig med et godt samarbeide med sentralnettsoperatør når overførings- og transformeringskapasitet i regionalnettet vurderes. Ved beregning av samfunnsøkonomiske kostnader er nåverdi metoden benyttet. Det er normalt benyttet en analyseperiode på 30 år eller mer. Følgende kostnader er normalt med i vurderingen: - Investeringskostnader - Drifts - og vedlikeholdskostnader - Tapskostnader - Avbruddskostnader Prosjekter hvor det ikke er gjennomført konkrete beregninger fordi prosjektene ikke er "modne" nok eller det er umulig å si når prosjektet blir realisert er det benyttet "+" for økte tap eller avbrudd og "-" dersom tap eller avbrudd reduseres. 54 7.1 Vestfold 1. Transformator nr. 2 i Vindal transformatorstasjon. (T2) I 2012 ble det installert en ny 40 MVA transformator i Vindal som erstattet en 25 MVA transformator fra 1993. 25 MVA transformatoren er planlagt tilkoplet et nytt 132 kV bryterfelt for å sikre reserveforsyningen i området. Hovedårsak: Leveringssikkerhet Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Trf. nr. 2 2,5 Forsterke 11 kV nettet og øke trf.kapasitet i nabostasjoner 10 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift 0 0 + - 2014 - 15 0 + 2014 - 15 Anmerkning Nytt 132 kV bryterfelt for å tilkople T2 Bedre å utnytte ledig trf. og trf. celle. Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Bedrer reservesituasjonen i området ved feil på dagens transformator. 2. Fornye to transformatorer på Esso De to eldste transformatorene på Esso er fra 1960. Det er behov for økt kapasitet og transformatorene bør fornyes pga. av alder og tilstand. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 To nye trf. 10 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift 0 + 0 - Anmerkning Uaktuelt pga. tilstand 2015 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Bidrar til å holde leveringssikkerheten på et akseptabelt nivå. 3. Spole nummer to i Tveiten På grunn av økt kablingsgrad øker ladeytelsen i 132 kV nettet. For å holde seg innenfor forskrift om systemansvar må spoleytelsen i 132 kV nettet i Vestfold økes. Tveiten er det eneste aktuelle stedet å installere en spole. Spole nummer to i Tveiten vil også bedre feilsøkningsmulighetene ved jordfeil i 132 kV nettet. Hovedårsak: Forskrifts krav Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Ny spole 6 Tap Tiltakshaver: Statnett Avbrudd I drift 0 0 0 0 Anmerkning 2014/15 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Må gjøres for å oppfylle forskrift om systemansvaret i kraftsystemet. 55 4. Fornye 66 kV ledningen Tveiten - Brår 66 kV ledningen ble bygd i 1973. Deler av ledningen ble fornyet i 2009. Resten av ledningen har nå behov for fornyelse pga. teknisk tilstand. En fornyelse av ledningen utføres som 132 kV ledning slik at spenningen på sikt kan heves til 132 kV i området. Det har vært feil på ledningen som indikerer at den bør fornyes. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak Tap MNOK Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + Fjerne ledningen 2 + + Fornyelse av ledningen 15,0 - - Anmerkning Uaktuelt pga. tilstand Uaktuelt pga. krav til å opprettholde forsyningen i området 2015 - 19 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Må utføres for å opprettholde forsyningen i området. 5. Fornye to transformatorer på Bergeløkka Transformatorene på Bergeløkka er fra 1965 og 1974. Transformatorene har lekkasjer i flenser og flere kjøleribber. Dette er treviklingstransformatorer 132/11/6,6 kV. Alt 6,6 kV uttak i området er lagt ned: Det er ønskelig å skifte ut transformatorene på grunn av tilstand, driftsmessige problemer og endring i nettstrukturen. Bergeløkka transformatorstasjon er reserve for transformatorstasjonene Undersbo, Gjærdal og Brunla Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Reparere dagens 4–5 trf. Redusere trf. ytelse To nye trf. 10 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift 0 0 + + + + 0 - 2014 Anmerkning Ikke økonomisk forsvarlig da levetiden ikke forlenges vesentlig. Store inv. i 11 kV nettet. Konsesjons søkt. Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Må gjøres pga. av teknisk tilstand. 6. Ny 132 kV ledning Tveiten - Slagen Kapasiteten mellom Slagen og Tveiten på 132 kV bør økes for å holde tritt med lastutviklingen. Det er foreløpig kun sett på en løsning med en spenningsoppgradering av 66 kV ledning Tveiten Heimdal noe som også innebærer en overgang til 132 kV i Heimdal transformatorstasjon. 56 Hovedårsak: Lastvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Ombygging av 66 20 kV ledningen Tveiten - Heimdal Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift + - + - 2018 – 25 Anmerkning Avhengig av lastutvikling. Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Når det nærmer seg tid for investeringsbeslutning vil det bli gjennomført analyser for å finne den beste teknisk/økonomiske løsningene. 7. Spenningsoppgradering til 132 kV i Heimdal Dette prosjektet må sees i sammenheng med økt kapasitet fra Tveiten til Slagen. Hovedårsak: Lastvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Overgang til 132 50 kV Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift + - + - 2018 – 25 Anmerkning Avhengig av lastutvikling. Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Når det nærmer seg tid for investeringsbeslutning vil det bli gjennomført analyser for å finne den beste teknisk/økonomiske løsningene. 8. Ny transformatorstasjon på Føske Nye industrifelt i nærheten av E18 rundt Kopstad vil føre til lastvekst som gir behov for en ny transformatorstasjon i nærheten av Føske koplingspunkt. En ny stasjon på Føske vil gi mulighet for å erstatte dagens skillebrytere med effektbrytere. Hovedårsak: Lastvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Ny trf.stasjon Forsterke 22 kV nettet og øke trf.kapasitet i nabostasjoner 50 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift + + - - 2020 – 22 + + 2020 – 22 Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt Avhengig av lastutvikling Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Det er i dag ikke grunnlag for å gjennomføre nettanalyser og økonomiske beregninger for stasjonen. Det er ikke kjent hva slags belastning det blir i området og tidspunkt for etableringer er ukjent. Området blir i dag forsynt over 22 kV nettet fra Trolldalen og Bentsrud transformatorstasjoner. Systemanalyser vil bli gjennomført når mer og sikker informasjon er tilgjengelig. 57 9. Ny transformatorstasjon på Foksrød/Torp Nye industrifelt på Foksrød og rundt Torp flyplass vil kunne føre til lastvekst som gir behov for en ny transformatorstasjon i området. Sammen med Sandefjord kommune er det sett på flere mulige stasjonstomter i nærheten av eksisterende 132 kV ledninger. Hovedårsak: Lastvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Ny trf.stasjon 50 Forsterke 11kV nettet og øke trf.kapasitet i nabostasjoner Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift + + - - 2025 – 30 + + 2025 – 30 Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt Avhengig av lastutvikling Store kostnader Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Det er i dag ikke grunnlag for å gjennomføre nettanalyser og økonomiske beregninger for stasjonen. Det er ikke kjent hva slags belastning det blir i området og tidspunkt for etableringer er ukjent. Området blir i dag forsynt over 11 kV nettet fra Mo og Gokstad transformatorstasjoner. Noe av området ligger i Stokke kommune og blir i dag forsynt med 22 kV fra Sundland. Systemanalyser vil bli gjennomført når mer og sikker informasjon er tilgjengelig. 10. Omlegging av 132 kV ledninger ved Farriseidet På grunn av bygging av ny E18 ved Farriseide må dagens dobbelt ledning Bergeløkka – Brunla flyttes eller kables på en strekning ved Farriseidet. Dersom prosjektet med ny stasjon på Solum og ringforbindelse til Dolven blir etablert før omlegging må gjøres, kan det holde med å legge om et av trådsettene på forbindelsen Bergeløkka – Brunla. Hovedårsak: Bygging av ny vei Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Kabling 16 Flytte dagens 132 kV ledninger ? Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift 2018 Anmerkning Uaktuelt pga. ny vei Avhengig av behov Vurderes som alternativ til kabling Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Prosjektet må gjennomføres for å frigi areal til ny vei. 11. Kullerød transformatorstasjon Stasjonen er i dag forsynt med 66 kV fra Askehaug transformatorstasjon. Ledningen Askehaug – Kullerød er bygd for 132 kV. I prosjektet som vurderte en fornyelse av Barkåker ble også transformatorkapasiteten i Kullerød vurdert og det ble konkludert med at stasjonen bør oppgraderes til 132 kV, ny 25 MVA transformator og at ledningen Askehaug – Kullerød 58 tilknyttes 132 kV anlegget i ny Askehaug/Hesby transformatorstasjon. Transformatorytelsen i Kullerød trf. stasjon ble økt til 25 MVA sommeren 2010 med en brukt 66 kV transformator. Derfor utsettes overgangen til 132 kV til etter at ny Askehaug/Hesby transformatorstasjon er etablert. Hovedårsak: Lastvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Overgang til 132 kV 35 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift + + - - 2018 - 20 Anmerkning Uaktuelt fordi 66 kV blir lagt erstattet av 132 kV Avhengig av ombygging i Askehaug De beregnede samfunnsøkonomiske nytteverdiene gjelder for stasjonene Rakkås, Askehaug og Kullerød. Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Rakkås 132/22 kV og 132 kV til Askehaug og Kullerød Tveiten 132/22 kV og 132 kV til Askehaug og Kullerød Tveiten 66/22 kV og 132 kV til Askehaug og Kullerød Tveiten 132/22 kV og 66 kV til Askehaug og Kullerød Rakkås 132/22 kV og 66 kV til Askehaug og Kullerød Freste uten Akersmyra Freste med Akersmyra 20,4 Mill. kr 16,7 ” 16,6 ” 14,1 ” 13,3 ” 7,0 ” 6,5 ” Dette prosjektet må sees i sammenheng med prosjekt nr. 16 (Askehaug transformatorstasjon) 12. Fornye 132 kV ledning Sande – Hof 2 Ledningen ble bygd i 1959 og må fornyes for å tilfredsstille krav til personsikkerhet og driftssikkerhet. Utskifting av tremaster og andre komponenter som er nedslitt. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Tap MNOK + Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + Fjerne ledningen 1,9 7,1 38,3 2014 Fornyelse av ledningen 8,7 0 0 2014 Anmerkning Uaktuelt pga. tilstand. Uaktuelt pga. kapasitet og leveringssikkerhet Konsesjon gitt 18. 03. 2013 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Prosjektet må gjennomføres opprettholde sikker forsyning til Vestfold og for å oppfylle krav om teknisk tilstand. 59 13. 132 kV ledning Hof - Skollenborg Ledningen ble bygd i 1959 og må fornyes for å tilfredsstille krav til personsikkerhet og driftssikkerhet. Utskifting av tremaster og andre komponenter som er nedslitt. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak Tap MNOK + Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + Fjerne ledningen + + 0 - Fornyelse av ledningen 28,0 Anmerkning Alderen tilsier at ledningen bør fornyes Uaktuelt pga. leveringssikkerhet 2019 - 2022 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Ved etableringen av Hof transformatorstasjon er avhengigheten av tilknytningen til Grønvollfoss og Skollenborg for å forsyne Vestfold redusert. I Skollenborg er det både produksjon og uttak til EB Nett. Det er også i perioder behov for å få ut overskuddsproduksjon fra Telemark mot Hof. Disse forhold vil bli nærmere analysert sammen med EB Nett. Framtidige løsninger vil være avhengig av Skagerak Nett, EB Netts behov og nettutviklingen i Telemark. 14. 132 kV ledning Grønvollfoss - Skollenborg Ledningen ble bygd i 1959 og må fornyes for å tilfredsstille krav til personsikkerhet og driftssikkerhet. Utskifting av tremaster og andre komponenter som er nedslitt. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak Fjerne ledningen Fornyelse av ledningen 60,0 Tap MNOK + Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + + 0 + - Anmerkning Alderen tilsier at ledningen bør fornyes 2032 - 2035 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Ved etableringen av Hof transformatorstasjon er avhengigheten av tilknytningen til Grønvollfoss og Skollenborg for å forsyne Vestfold redusert. I Skollenborg er det både produksjon og uttak til EB Nett. Det er også i perioder behov for å få ut overskuddsproduksjon fra Telemark mot Hof. Disse forhold vil bli nærmere analysert sammen med EB Nett. Framtidige løsninger vil være avhengig av Skagerak Nett, EB Netts behov og nettutviklingen i Telemark. 60 15. Ringdal transformatorstasjon Nytt industrifelt i nærheten av ny E18 nord for Larvik vil kunne føre til lastvekst som gir behov for en ny transformatorstasjon under 132 kV ledningen Kvelde- Lunde - Jåberg. Etablering av IKEA vil også føre til et økt effektbehov i området som kan forsynes fra Ringdal. Hovedårsak: Lastvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Ny trf.stasjon Forsterke 22 kV nettet og øke trf.kapasitet i nabostasjoner 40 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift + + + + Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt 2020 – 25? 2020 – 25? Høye kostnader Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Det er i dag ikke grunnlag for å gjennomføre nettanalyser og økonomiske beregninger for stasjonen. Det er ikke kjent hva slags belastning det blir i området og tidspunkt for etableringer er ukjent. Området blir i dag forsynt over 22 kV nettet fra Gjærdal og/eller Snippen transformatorstasjoner. Systemanalyser vil bli gjennomført når mer og sikker informasjon er tilgjengelig. 16. Fornyelse av Askehaug/Hesby transformatorstasjon Stasjonen er i dag forsynt med 66 kV fra Tveiten med reserve fra en 66/132 kV mellomtransformator i Sundland. I prosjektet som vurderte en fornyelse av Barkåker ble også Askehaug transformatorstasjon vurdert. Det ble konkludert med at stasjonen burde opprettholdes på dagens tomt, men fornyes og ombygges til 132 kV. Det vurderes å etablere en ny stasjon(Hesby) nær dagens Askehaug. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Overgang til 132 kV Fornye dagens 66 kV anlegg 50 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift + + - - 2017 - 19 + + 2017 - 19 Anmerkning Uaktuelt pga. teknisk tilstand Avhengig av ombygging i Askehaug Låser 66 kV i området i nye 50 år. De beregnede samfunnsøkonomiske nytteverdiene gjelder for stasjonene Barkåker, Askehaug og Kullerød. Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Rakkås 132/22 kV og 132 kV til Askehaug og Kullerød Tveiten 132/22 kV og 132 kV til Askehaug og Kullerød Tveiten 66/22 kV og 132 kV til Askehaug og Kullerød Tveiten 132/22 kV og 66 kV til Askehaug og Kullerød Rakkås 132/22 kV og 66 kV til Askehaug og Kullerød 20,4 Mill. kr 16,7 ” 16,6 ” 14,1 ” 13,3 ” 61 Freste uten Akersmyra Freste med Akersmyra 7,0 6,5 ” ” Dette prosjektet må sees i sammenheng med prosjekt nr. 11 (Kullerød transformatorstasjon). Det kan være aktuelt med en plassering på vestsiden av E18 på en ny tomt. 17. Fornye 66 kV ledningen Evju - Haslestad Denne ledningen ble bygd i 1981. Den ble bygd med brukt materiell og den må fornyes innen 2020 basert på dagens tilstand. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Ny ledning Forsterke 22 kV nettet og øke trf.kapasitet i nabostasjoner 10 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift + + + + Anmerkning Uaktuelt pga. forskrifter. Ledningen kan ikke legges ned 2018 – 20 Uaktuelt pga. avstand og belastning i området. Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Når det nærmer seg tid for investeringsbeslutning vil det bli gjennomført analyser for å finne den beste teknisk/økonomiske løsningene. Dette kan bety fornyelse i dagens trase eller andre systemløsninger i området. Foreløpige kostnader forutsetter fornyelse i dagens trase. 18. Fornye 132 kV ledningen Nes - Stangeby Det har vært et fasebrudd på ledningen i 2012. Ledningen er befart og det er oppdaget viberasjonsskader på ledningen ved flere master. Ledningen skal derfor fornyes. Tremaster erstattes av stålmaster. Ledningen er viktig for forsyningen av Nøtterøy og Tjøme samt at den er viktig for forsyningssikkerheten i Vestfold. Det er tidligere kommet ønske fra enkelte grunneiere om kabling av deler av ledningen. Kabling ser nå ut til å være uaktuelt fordi problemene kan løses ved mindre justeringer av traseen Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak Tap MNOK 18,3 Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK 194,7 Fjerne ledningen Ny ledning 18,3 0 194,7 15,0 1 7 2015 Anmerkning Uaktuelt pga. teknisk tilstand Konsesjon gitt 3. 6. 2013 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Ledningen er viktig for forsyningssikkerheten både for Nøtterøy og Tjøme samt for hele regionalnettet i Vestfold. Det er derfor ikke aktuelt å fjerne ledningen. 62 19. Solum transformatorstasjon Jernbaneverket bygger nytt dobbeltspor fra Larvik til Porsgrunn. Dette vil på sikt bli en del av Sørlandsbanen. Jernbaneverket har behov for et kraftig innmatingspunkt i nærheten av det nye sporet. Det er sett på flere muligheter og man har landet på en plassering på Solum. Sporet vil her gå i dagen og stasjonen kan plasseres forholdsvis nærme sporet. I tillegg til stasjon må det bygges en ny 132 kV ledninger for å knytte stasjonen til 132 kV nettet i området. Tre konsepter er vurdert. En løsning med ny 132 kV ledning Meen – Solum – Dolven har de laveste samfunnsøkonomiske kostnadene: Det er valgt å gå videre med konsesjonssøknad for denne løsningen. Det skal vurderes om denne løsningen skal bygges i to etapper. Hovedårsak: Ny belastning Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Omslandsmyra – Solum Omslandsmyra Omslandsmyra – Solum - Dolven Meen – Solum Dolven Tap MNOK Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK Anmerkning Uaktuelt fordi pga. tilknytningsplikt 101 19,0 39,3 2018 145 6,4 26,9 2018 147 0 13,5 2018 Melding og konsesjonssøkna d under utarbeidelse. Tapene er beregnet for hele Vestfold nettet. Løsning med laveste tap er satt til 0. Øvrige tap er referert til denne løsningen Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Omslandsmyra – Solum – Dolven Omslandsmyra – Solum- Dolven Meen – Solum – Dolven 34,9 MNOK 26,4 MNOK 36,9 MNOK 20 Økning av transformatorkapasiteten i Ranvik På grunn av lastvekst må transformatorkapasiteten i Ranvik økes. Hovedårsak: Forbruksvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Forsterke 11 kV nettet fra andre stasjoner Ny 40 MVA trf. 5 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift 0 + + + 2020 0 - 2020 Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt Høye kostnader og økt trf. last i nabostasjoner. Avhengig av lastutvikling Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Må gjennomføres for å holde tritt med lastutviklingen i området. Andre stasjoner i området er hardt belastet og 11 kV nettet har begrenset kapasitet for overføring fra andre stasjoner. 21 Økning av transformatorkapasiteten i Firingen 63 På grunn av lastvekst må transformatorkapasiteten i Firingen økes. Hovedårsak: Forbruksvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Forsterke 22 kV nettet fra andre stasjoner Ny 40 MVA trf. 10 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift 0 + + + 2027 0 - 2027 Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt Høye kostnader og økt trf. last i nabostasjoner. Avhengig av lastutvikling Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Må gjennomføres for å holde tritt med lastutviklingen i området. Andre stasjoner i området er hardt belastet og 22 kV nettet har begrenset kapasitet for overføring fra andre stasjoner. 22 Økning av transformatorkapasiteten i Brår På grunn av lastvekst må transformatorkapasiteten i Brår økes. Hovedårsak: Forbruksvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Forsterke 22 kV nettet fra andre stasjoner Ny 40 MVA trf. 10 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift 0 + + + 2028 0 - 2028 Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt Høye kostnader og økt trf. last i nabostasjoner. Avhengig av lastutvikling Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Må gjennomføres for å holde tritt med lastutviklingen i området. Andre stasjoner i området er hardt belastet og 22 kV nettet har begrenset kapasitet for overføring fra andre stasjoner. 23 Økning av transformatorkapasiteten i Sundland På grunn av lastvekst må transformatorkapasiteten i Sundland økes. Hovedårsak: Forbruksvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Forsterke 22 kV nettet fra andre stasjoner Ny 40 MVA trf. 5 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift 0 + + + 2029 0 - 2029 Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt Høye kostnader og økt trf. last i nabostasjoner. Avhengig av lastutvikling Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Må gjennomføres for å holde tritt med lastutviklingen i området. Andre stasjoner i området er hardt belastet og 22 kV nettet har begrenset kapasitet for overføring fra andre stasjoner. 64 24 Økning av transformatorkapasiteten i Semb På grunn av lastvekst må transformatorkapasiteten i Semb økes. Hovedårsak: Forbruksvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Forsterke 22 kV nettet fra andre stasjoner Ny 40 MVA trf. 10 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift 0 + + + 2033 0 - 2033 Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt Høye kostnader og økt trf. last i nabostasjoner. Avhengig av lastutvikling Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Må gjennomføres for å holde tritt med lastutviklingen i området. Andre stasjoner i området er hardt belastet og 22 kV nettet har begrenset kapasitet for overføring fra andre stasjoner. 7.2 Telemark 7.2.1 Vest-Telemark (VTK/RK) 1. Spenningsheving i Midt- og Vest-Telemark Det har i mange år vært et ønske om å heve spenningen i 66 kV nettet i Midtog Vest-Telemark for å reduser tapene i nettet og øke overføringsevnen. Utfordringen har vært at enkelte transformatorer 66/22 kV har for lav primærspenning til å kunne levere akseptabelt spenningsnivå på 22 kV dersom spenningen heves til mer enn 60 kV. Det er også enkelte andre komponenter som må fornyes dersom spenningen skal heves til 66 kV Det er vurdert to alternativer for en spenningsheving til 66 kV: - Overgang når alle komponenter er fornyet etter antatt levetid på 50 år. Det vil si at spenningen kan heves i 2044. - En forsert utvikling av komponenter som gjør en spenningsheving mulig i 2015. Hovedårsak: Tapsbesparelse Alternativ Ingen tiltak Inv.kost. MNOK 0 Tap MNOK + Overgang i 2044 Overgang i 2015 13,7 13,7 116,5 97,9 Tiltakshaver: Midt – Telemark Energi/ VestTelemark kraftlag og Skagerak Nett Avbrudd I drift Anmerkning MNOK 0 Dagens situasjon består 0 2044 0 2015 Beregnet samfunnsøkonomisk nytteverdi En overgang til 66 kV i 2015 har en samfunnsmessig nåverdi som er 11 MNOK lavere enn en overgang i 2044. 65 En utfordring for å få realisert prosjektet er at de parter som har de største investeringskostnadene har liten nytte av tapsbesparelsene. 2. Økning av transformatorkapasiteten i Lio Treviklingstransformatoren (300/22/8 kV) i Lio kraftverk er en flaskehals for nettutviklingen i området. Både produksjon og uttak er avhengig av denne transformatoren. 22 kV viklingen er eneste tilknytning til sentralnettet i området og den er overbelastet i perioder. Produsentene må fordele kapasiteten mellom seg for å unngå overlast. Ved utfall i tunglast vil det oppstå store KILE kostnader i området. Hovedårsak: Kapasitet og tilstand Alternativ Inv.kost. Tap MNOK MNOK 0 0 300/66 kV trf i Lio 132 kV Åmdal Einangsmoen 43,1 65,4 17,8 28,9 Tiltakshaver: Statkraft/Vest Telemark Kraftlag Avbrudd I drift Anmerkning MNOK + Uaktuelt pga. tilknytningsplikt 4,7 2016 Konsesjonssøkt 6,9 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Ny 300/66 kV transformator i Lio Ny 132 kV ledning Åmdal – Einangsmoen 3. 57,4 Mill. kr 20,2 ” Nissedal transformatorstasjon. Ny transformatorstasjon i Nissedal som tilknyttes Brokkeldningen øst for Nissevatn. Stasjonen vil gjøre det mulig å tilknytte småkraft i området. Det er planer om flere kraftverk som er avhengig av denne stasjonen. Stasjonen vil også bedre leveringssikkerheten i området. Hovedårsak: Småkraft Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 22 kV sjøkabel Moen - Nes Ny trf.stasjon på Sundsodden Forsterke 22 kV nettet mellom Moen og Skjeggestad Tap MNOK Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + 20,9 9,8 + 2017 - 19 41,7 8,4 - 2017 - 19 20,2 10,8 + 2017 - 19 Beregnede totale samfunnsøkonomiske kostnader: 22 kV sjøkabel Moen – Nes Ny trf.stasjon på Sundsodden Forsterke 22 kV nettet mellom Moen og Skjeggestad Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt 35,9 MNOK 60,3 MNOK 35,9 MNOK Det er ikke tatt hensyn til forsyningssikkerhet og mulige småkraftverk i Drangedal. Dette må vurderes nærmere før endelig beslutning fattes. 66 7.2.2 Midt-Telemark 1. Fornyelse av 132 kV ledningen Vrangfoss – Klyvekollen(Mast 166)Bolvik 132 kV ledningen Vrangfoss – Knardalstrand er bygd med tremaster og tretraverser. Ledningen ble satt i drift i 1961. Ledningen er i meget dårlig tilstand og må enten fornyes eller erstattes av andre ledninger. Det er ikke mulig å fjerne ledningen uten store investeringer andre steder i nettet. Følgende løsninger er vurdert: - Fornye ledningen i dagens trase - Oppgradering til 132 kV Vrangfoss – Gvarv og forsterkning fra Gvarv til Rød. - Ny 132 kV ledning fra Vrangfoss over Norsjø til Mårledningene Anbefalt løsning er å fornye ledningen i dagens trase med ny FeAl 120. Mastene dimensjoneres slik at det senere kan oppgraderes til FeAl 253. Prosjektet vil bli påvirket av prosjektet Nettforsterkning Grenland som gir en kortere ledning, men noe nybygging i ny trasé inn til Voll trf. stasjon. Konsesjonssøknad er planlagt i 2015. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Tap MNOK Fornye ledningen i 44,0 4,8 eksisterende trase 132 kV Vrangfoss 65,7 13,0 - Gvarv Vrangfoss 48,0 0 Valebø Løsning med lavest tap er satt til 0 Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK Uaktuelt pga. tilstand. 4,3 2016 - 19 2,5 2016 - 19 4,3 2016 - 19 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Fornye ledningen i dagens trase med stålmaster: og gjenbruk av line: Fornye ledningen i dagens trase med stålmaster og ny FeAl 120: Fornye ledningen i dagens trase med stålmaster og ny FeAl 253 132 kV Vrangfoss – Gvarv og forstrekning Gvarv - Rød Ny 132 kV ledning Vrangfoss over Norsjø til Mårledningene 2 Anmerkning 55,0 Mill. kr 57,4 ” 62,2 25,6 52,0 ” ” ” Tyngre vedlikehold av 132 kV ledningen Ålamoen – (Geitebu) Rød 132 kV ledningen Ålamoen – Knardalstrand ble idriftsatt i 1944 og trenger tyngre vedlikehold på enkelte strekninger. Dette gjelder fornyelse av jordtråd, fornyes av fundamenter etc. Prosjektet vil bli påvirket av prosjektet Nettforsterkning Grenland som gir en kortere ledning, men noe nybygging i ny trasé inn til Rød trf. stasjon 67 Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Tyngre vedlikehold Tap MNOK 6 Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + - Anmerkning Uaktuelt pga. tilstand 2016 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Ikke utført. Planlagte tiltak forlenger levetiden på ledningen med 10 til 20 år. 3. Fornyelse av 66 kV ledningen Vrangfoss – Gvarv. Vrangfoss – Gvarv er en tremastledning som ble bygd i 1955 og den nærmer seg slutten av levetiden. Den planlegges fornyet som en 132 kV stålmastledning som driftes med 66 kV inntil det en gang i framtiden er aktuelt med en overgang til 132 kV i området. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Fornyelse av ledning Fjerne ledningen Tap MNOK Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK Anmerkning Uaktuelt pga. tilstand 30 - - 5 + + 2020 - 23 Uaktuelt pga. leveringssikkerhet Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Ikke utført. 7.2.3 Grenland 1. Forsterkning av forsyningen til Rafnes Med de planlagte utvidelsene på Rafnes bør det etableres en tredje forsyning til området rundt 2019 for å opprettholde dagens momentane reserve. Dette kan gjøres enten fra Bolvik koplingsstasjon eller fra Bamble transformatorstasjon dersom det blir etablert transformering til 132 kV der. Mulige løsninger vil vurderes nærmere når det foreligger konkrete planer om økning i effektuttaket på Rafnes. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Ny ledning fra Bolvik Ny ledning fra Bamble Tap MNOK Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK Anmerkning Uaktuelt pga. krav til forsyningssikkerhet 20 - - 2019 - 20 16 - - 2019 - 20 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Utføres når det forligger konkrete planer for effektøkning. 68 2. Nettforsterkning Grenland I forbindelse med Statnetts behov for å spenningsoppgradere 300kV ledningen fra Kristiansand til Rød blir det etablert en ny transformatorstasjon på vestsiden av Frirerjorden ved Voll. Denne etableringen styrker innmatingen til Grenland og gir Skagerak Nett muligheter til å sanere regionalnettsanlegg i området. Konsesjon ble gitt høsten 2012 og byggearbeidene ble startet i 2013. Regionalnettet skal tilknyttes Grenland transformatorstasjon våren 2015. Totale investeringer for regionalnettet er 299 mill. kr inkludert kostnader til riving av anlegg. Følgende delprosjekter er under bygging eller planlegging: 132 kV Ledningen Knardalstrand - Rafnes Sanering og nybygging inn til Bolvik 132 kV Ledningen Gjerdemyra Sanering og nybygging inn til Bolvik Knardalstrand Sanering og sammenkopling med 132 kV Rød - Knardalstrand Ålamoen - Knardalstrand Sanering og sammenkopling med Rød132 kV Ålamoen - Knardalstrand Knardalstrand Nybygging inn til Bolvik 132 kV Vrangfoss - Knardalstrand Nybygging fra Bolvik til Voll 132 kV Bolvik - Voll Innsløyfing til Bolvik 132 kV Brokke - Bolvik Innsløyfing til Bolvik 132 kV Bolvik - Knardalstrand 132 kV anlegg Bolvik Etablere nytt 132 kV koplingsanlegg Nytt 132 kV anlegg Voll trf. stasj. Knardalstrand demontering av 132 kV felter Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi for regionalnettet: (Her er det lagt inn reinvesteringskostnader etter 2020) 0 alternativet Basis alternativet Alternativ 1 A Alternativ 1 B Alternativ 2 A Alternativ 2 B Alternativ 4 A Alternativ 4 B Beregningsperiode Kalkulasjonsrente Brukstid på tap Re/Investeringer Vedlikehol d mill kr mill kr Tap Avbrud d 168 Sum Diff mill mill kr mill kr kr mill kr 46 355 535 1105 554 186 187 168 180 159 180 159 53 53 52 52 51 52 51 334 394 340 381 327 381 327 316 316 14 316 14 316 14 889 950 573 930 551 930 551 2012-2040 4,5 % 3000 timer 339 400 23 379 *** 379 *** 69 3. Brevik ny transformator En av transformatorene i Brevik må fornyes på grunn av teknisk tilstand. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Forsterke 11 kV nettet Ny transformator 6 Tap MNOK 0 Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + + + 0 - Anmerkning Uaktuelt pga. belastning i området Kostbart og reduserer leveringssikkerheten i området. 2014 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Å fjerne en transformator i Brevik gir for liten kapasitet i forhold til belastningen. Industri har høye forventninger til god leveringssikkerhet. Planer for økt belastning i området. 4. Økning av transformatorkapasiteten i Kjørbekk På grunn av lastvekst må transformatorkapasiteten i Kjørbekk økes. Hovedårsak: Forbruksvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Forsterke 11 kV nettet fra andre stasjoner Ny 40 MVA trf. Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift + + Høy + + 2018 8 - - 2018 Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt Høye kostnader og økt trf. last i nabostasjoner. Avhengig av lastutvikling Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi Må gjennomføres for å holde tritt med lastutviklingen i området. Andre stasjoner i området er hardt belastet og 11 kV nettet har begrenset kapasitet for overføring fra andre stasjoner. 5. Rød – Meen ny dobbeltledning for Telemarksdrift Dagens ledning er fra 1939 og har begrenset restlevetid og kapasitet. Det er behov for å fornye ledningen for å opprettholde forsyningen i området og som reserve dersom det skjer utfall av andre ledninger i området. Hovedårsak: Teknisk tilstand og kapasitet Alternativ Inv.kost. Tap MNOK MNOK 0 0 + Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + Ny ledning 61 - - Fjerne dagens ledning 10 + + Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: 2021 Anmerkning Uaktuelt pga. kapasitet og tilstand Avhengig av lastutvikling Uaktuelt pga. forsyningssikkerhet 70 Å fjerne dagens ledning anses som uaktuelt på grunn av at den er sløyfet innom Frogner og ledningens betydning for forsyningssikkerheten i området. Ledning må fornyes pga. teknisk tilstand. 6. Rød – Meen ny dobbeltledning for Vestfolddrift Dagens ledning er fra 1960 og har begrenset kapasitet. Dersom lasten i Vestfold øker som forutsatt eller mer må kapasiteten mellom Rød og Meen økes. Hovedårsak: Kapasitet Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Tap MNOK + Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + Ny ledning 61 - - Fjerne dagens ledning 10 + + 2022 Anmerkning Aktuelt dersom lasten vokser mindre enn forutsatt Avhengig av lastutvikling. Uaktuelt pga. forsyningssikkerhet Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Å fjerne dagens ledning anses som uaktuelt da det vil gi uakseptabel leveringssikkerhet i Vestfold. Tap og avbrudd vil øke kraftig. Skal ledningen fjernes må det etableres et nytt innmatepunkt fra sentralnettet mot Vestfold i området rundt Meen eller i Sandefjord/Larviks området. 7. Fornye 132 kV kabel på strekningen Bakkestranda – Lundedalen – Århus Dagens kabel er fra 1979 og har hatt flere feil. Forbindelsen er viktig for forsyningssikkerheten i området om bør fornyes. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Ny kabel Fjerne dagens kabel 30 10 Tap MNOK + Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + + Anmerkning Uaktuelt pga. teknisk tilstand 2020 -22 Uaktuelt pga. forsyningssikkerhet Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Å fjerne dagens kabel anses som uaktuelt da det vil gi dårligere leveringssikkerhet i Grenland. Tap og avbrudd vil øke. Skal kabelen fjernes må det etableres alternative forbindelser som erstatter dagen forbindelse. 8. Utvidelse av 132 kV anlegget i Rød For å kunne avvikle T-avgrening ved Rød må det etableres minst et nytt 132 kV bryterfelt i Rød. En fjerning av T-avgreiningen vil bedre driftssikkerheten i området og redusere tapene. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Tap MNOK + Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + Nytt bryterfelt .- - 9 2017 Anmerkning Beholder dagens situasjon 71 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: En fjerning av T-avgreiningen reduserer avbruddssansynligheten å redusere tapene og bør gjennomføres senest før 132 kV ledningen Rød – Meen fornyes for å kunne utnytte kapasitetsøkningen dette innebærer. 7.2.4 Kragerø (KEV) 1. Transformatorstasjon i Lislau. Avhengig av industriutbygging i vestre Kragerø (Kragerø næringspark, Fikjebakke) kan det bli aktuelt med en ny transformatorstasjon i Lislau. Området forsynes i dag med 22 kV fra Holtane transformatorstasjon. Avhengig av lastutviklingen vil det vil bli vurdert om stasjonen skal etableres. Stasjonen er planlagt tilknyttet 132 kV nettet med en innsløyfing fra ledningen Holtane Akland. Hovedårsak: Lastvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Ny trf.stasjon Forsterke 22 kV nettet og øke trf.kapasitet i nabostasjoner 40 ? Tap Tiltakshaver: Kragerø Energi Avbrudd I drift + + + + Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt 2020 – 25 2020 – 25 Må vurderes nærmere Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Det er i dag ikke grunnlag for å gjennomføre nettanalyser og økonomiske beregninger for stasjonen. Det er ikke kjent hva slags belastning det blir i området og tidspunkt for etableringer er ukjent. Området blir i dag forsynt over 22 kV nettet fra Holtane transformatorstasjon. Systemanalyser vil bli gjennomført når mer og sikker informasjon er tilgjengelig. 7.2.5 Hjartdal og Notodden 1. Tilknytning av Sauland kraftverk Skagerak Kraft har konsesjonssøkt Sauland kraftverk i Hjartdal kommune. Kraftverket vil bli liggende nær inntil 132 kV ledningene fra Hjartdøla til Grønvollfoss. Foreløpige planer for tilknytningen av Sauland Kraftverk er å etablere et koplingsanlegg i nærheten av 132 kV ledningen Hjartdøla – Ålamoen som er fornyet for å ha kapasitet til Sauland kraftverk. Dersom anlegget blir etablert kan det være aktuelt å etablere en transformering til 22 kV for å styrke innmating til området. Hovedårsak: Kraftproduksjon Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Tap MNOK Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK Anmerkning For å oppfylle tilknytningsplikten må anlegget etableres dersom kraftverket 72 Ny koplingsstasjon 60 .- - 2019 - 20 bygges. Avhengig av Sauland kraftverk Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Tiltaket må gjennomføres for å oppfylle tilknytningsplikten. Detaljerte beregninger blir gjennomført når det er besluttet at kraftverket skal bygges. 2. Fornyelse av 132 kV koplingsanlegg på Svelgfoss Hydro arbeider med planer for en fornyelse av Svelgfoss kraftverk i den forbindelse er det ønskelig å fornye koplingsanlegget hvor de eldste komponentene er fra 1955 for å utnytte stansen i kraftverket. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Nytt koplingsanlegg Tap MNOK 35,0 Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + - Anmerkning Sannsynligheten for avbrudd øker 2017 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Ved å gjøre fornyelsen sammen med stansen i kraftverket blir det ikke noe ekstra vanntap for fornyelsen av anlegget. Nytt anlegg vil redusere sannsynlighetene for avbrudd. 3. Tuddal transformatorstasjon. Ny transformatorstasjon i Tuddal som tilknyttes 132 kV ledningen Såheim Årlifoss. Stasjonen vil gjøre det mulig å tilknytte småkraft i området. Det er planer om flere kraftverk som er avhengig av denne stasjonen. Stasjonen vil også bedre leveringssikkerheten i området. Hovedårsak: Småkraft Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Forsterke 22 kV nettet fra Hjartdal Ny trf. Stasjon i Tuddal 40 Tap MNOK Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK + + + 2020 - 21 - - 2020 - 21 Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt. Beregnede totale samfunnsøkonomiske kostnader: Prosjektet har kommet fram i forbindelse med planer om småkraft i området samt at stor aktivitet i hyttebygging i området gjør dagens forsyning sårbar. Det arbeides med å vurdere alternativer da en tilknytning til 132 kV ledningen Såheim – Årlifoss er lite ønskelig da denne ledningen er fra 1933 og vurderes nedlagt. 73 4. Større transformator i Hjartdøla Dagens 10 MVA transformator vil ikke ha tilstrekkelig kapasitet dersom planene om en 22 kV forbindelse fra Seljord til Hjartdal realiseres og kraften fra Grunnåi leveres inn i Hjartdøla. En økning av transformatorytelsen må også sees i sammenheng med en etablering av Tuddal transformatorstasjon. Hovedårsak: Teknisk tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK 0 0 Tap MNOK Ny transformator - 5 Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift MNOK Anmerkning Belastingsutviklingen bestemmer behovet - 2017 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Skagerak Nett og Hjartdal Everk har startet en felles utredning av mulige løsninger i Hjartdal. En overføring av Grunnåi til Hjartdøla vil spare tap i det hardt belastede 66 kV nettet i Vest- Telemark, men vil gi økte tap i 22 kV nettet. 7.2.6 Rjukan . 1. Ny 132/22 kV transformatorstasjon på Svadde Pga. turistutbygging i Gaustadområdet og etablering av serverpark i området. planlegges en ny 132/22 kV transformatorstasjon i nærheten av Rjukan transformatorstasjon. Det etableres et datasenter i området. Utbyggingen av serverparker vil øke effektbehovet kraftig. Tidspunkt for etablering av en ny stasjon er avhengig av utviklingen i området. Hovedårsak: Lastvekst Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Ny trf.stasjon 80 - 100 Tap Tiltakshaver: Skagerak Nett/Tinn Energi Avbrudd I drift Anmerkning + + - - 2017 – 20 Uaktuelt pga. tilknytningsplikt Avhengig av lastutvikling Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Det er i dag ikke grunnlag for å gjennomføre nettanalyser og økonomiske beregninger for stasjonen. Det er ikke kjent hva slags belastning det blir i området og tidspunkt for etableringer er ukjent. Området blir i dag forsynt over 22 kV nettet fra Moflåt transformatorstasjon. Systemanalyser vil bli gjennomført når mer og sikker informasjon er tilgjengelig. 2. Økning av transformeringskapasiteten i Mæl Det er planer om mye småkraft i områdene som forsynes med 22 kV fra Mæl transformatorstasjon. Dersom planene realiseres må transformatorkapasiteten i Hovedårsak: Småkraft Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Ny transformator 5 Tap Tiltakshaver: Tinn Energi Avbrudd I drift + + - - 2019 – 20 Anmerkning Uaktuelt pga. tilknytningsplikt Avhengig av utviklingen 74 Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Stor usikkerhet om realisering og tidspunkt. Nettanalyser utføres når planene om småkraft er mer konkrete. 3. Øke kapasiteten mellom Såheim og Mår Kraftproduksjon fra Såheim og Frøystul føres i dag ut fra området over 132 kV ledningene Såheim – Mår og Såheim – Årlifoss. Ledningen til Årlifoss er fra 1933 og nærmer seg slutten av levetiden. Dette er en 41,1 km lang ledning som det vil koste ca. 80 mill. kr å fornye. Et alternativ til fornyelse er å øke kapasiteten fra Såheim til Mår som en strekning på 5 km. Løsninger og alternativer må vurderes nærmere før endelig beslutning tas Hovedårsak: Tilstand Alternativ Inv.kost. MNOK Ingen tiltak 0 Tiltakshaver: Skagerak Nett Avbrudd I drift Tap + Fornye Såheim Årlifoss 80 - - 2025 - 30 Ny 132 kV forbindelse Mår Såheim 10 - 50 - - 2025 - 30 Anmerkning Uaktuelt pga. teknisk tilstand Avhengig av utviklingen i Tuddal Billigste løsning er luftledning, mens kabling vil øke kostnadene betydelig Beregnet samfunnsøkonomiske nytteverdi: Stor usikkerhet om realisering og tidspunkt. Nettanalyser utføres når planene er mer konkrete. Framdriften avgjøres av tilstanden til Såheim – Årlifoss som i forhold til alderen i forholdsvis bra stand. Andre planer på Rjukan kan også påvirke tidspunkt for realisering. 7.3 Investeringsomfang for analyserte scenarioer Det er gjort grove lastflytanalyser for å se konsekvensene av de vurderte scenarioer. Det er store usikkerheter både med hensyn på produksjon og last når det gjelder størrelse, plassering og tidspunkter. Det er i denne utredningen ikke tatt med kostnader til sentralnettsanlegg. I lastflytanalysene er det forutsatt nok kapasitet i dagens sentralnettspunkter. Tabell 7.3.1 Forventet investeringsomfang. Scenario Basis Anleggstype Ledninger 2014 - 23 Mill. kr 540 2024- 33 Mill. kr 191 Stasjoner 598 70 1138 261 Ledninger 540 191 Stasjoner 618 250 1158 441 Sum El-bil Sum 75 Småkraft Ledninger 540 191 Stasjoner 628 100 1168 291 Sum El-bil scenarioet medfører behov for forsterkning av transformatorkapasiteten mot distribusjonsnettet. Småkraftscenarioet medfører behov for forsterkning av transformatorkapasiteten i noen transformatorstasjoner. Det er i basisalternativet forutsatt etablering av flere transformatorstasjoner på grunn av forventet småkraft etablering. 7.4 Anlegg som er planlagt sanert i perioden - Knardalstrand – Ålamoen fra Knardalstrand til Dalsbygda Knardalstrand – Rød fra Knardalstrand til Dalsbygda. Deler av Vrangfoss – Knardalstrand Gjerdemyra – Knardalstrand på strekningen Knardalstrand – Bolvik Deler av Knardalstrand - Rafnes 7.5 Barrierer for realisering av samfunnsøkonomiske lønnsomme prosjekter. Med et sterkt fokus på bedriftsøkonomi vil det i enkelte tilfeller være vanskelig å realisere samfunnsøkonomiske lønnsomme prosjekter. 76 Netteiere med gamle og få anleggsdeler har lav inntektsramme og liten interesse i å gjøre investeringer i eget nett som ikke er bedriftsøkonomiske selv om prosjektene er samfunnsøkonomiske lønnsomme. Investeringer hos en netteier kan gi bedriftsøkonomisk pluss hos andre netteiere. Slike prosjekter krever samarbeid mellom netteiere om overføring av inntektsramme. Samfunnsøkonomiske prosjekter hvor tapsbesparelsen er en stor del av gevinsten kan gi negativ bedriftsøkonomi når tapsrammen blir nedjustert etter kort tid, mens den samfunnsøkonomiske gevinsten vil være der. 7.6 Kostnader ved langsiktig utvikling av nettsystemet Med utgangspunkt i planlagte investeringer og reinvesteringer i utredningsperioden får vi et årlig kapitalbehov som vist i figur 7.6.1. Forventet samlet investeringsbehov er ca. 1 650 mill. kr. En del av investeringene forventes å kunne dekkes inn med anleggsbidrag. Det er grunn til å forvente at kapitalbehovet i siste halvdel av perioden vil bli større enn det som er tatt med her, som følge av nye prosjekter som man ikke har oversikt over i dag vil dukke opp. Prosjekter som er planlagt gjennomført tidlig i perioden kan bli forskjøvet utover i tid som følge av endrede forutsetninger. Realisering av enkelte prosjekter kan gjøre andre prosjekter uaktuelle. Figur 7.6.1. Forventet investeringsbehov i utredningsperioden. 77 Det forventes ingen store endringer i avbrudds-, taps-, og drifts- og vedlikeholdskostnadene i perioden. 8 REVISJON AV UTREDNINGEN Utredningen blir oppdatert hvert 2. år. Et sammendrag av utredningen er gjort tilgjengelig på våre hjemmesider.
© Copyright 2024