Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland 2011 – 2030
Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland 2011 – 2030 Hovedrapport 16. juni 2011 Lyse Elnett Odd Håland Øksnevad Kari Magndal Innholdsfortegnelse 1 2 2.1 2.2 2.3 3 3.1 3.2 3.3 4 4.1 4.2 4.3 4.4 5 5.1 Innledning .................................................................................................................... 3 Beskrivelse av utredningsprosessen .............................................................................. 4 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen ................................................. 4 Samordning med tilgrensende utredningsområder ......................................................... 5 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer ............................................ 5 Forutsetninger i utredningsarbeidet ............................................................................... 6 Mål for det framtidige kraftsystemet ............................................................................. 6 Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå ................................................................. 7 Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger ......................... 7 Beskrivelse av dagens kraftsystem .............................................................................. 10 Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring......................................... 10 Statistikk for elektrisitetsproduksjon ........................................................................... 11 Statistikk for elektrisitetsforbruk ................................................................................. 11 Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet.................................................... 12 Framtidige overføringsforhold .................................................................................... 14 Alternativer for utvikling i fremtidige overføringsforhold ........................................... 14 5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4 5.2 6 6.1 6.2 Kommunevis vurdering av nettkapasitet til småkrafttilknytning .................................. 20 Tiltak og investeringsbehov ........................................................................................ 22 Sanering av bestående anlegg ..................................................................................... 22 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg ...................................................... 22 6.2.1 6.2.2 6.2.3 6.2.4 6.2.5 6.2.6 6.3 7 Scenario 1: Pessimismen rår......................................................................................................... 15 Scenario 2: Fornybar energi ......................................................................................................... 16 Scenario 3: Bånn gass .................................................................................................................. 18 Oppsummering statistikk og prognose .......................................................................................... 20 Planer for overordnet nett............................................................................................................. 22 Planer for 132 kV nettet ............................................................................................................... 24 Planer for regionalnettet på Nord-Jæren ....................................................................................... 25 Planer for regionalnettet på Sør-Jæren .......................................................................................... 28 Planer for regionalnettet i Dalane ................................................................................................. 29 Planer for regionalnettet i Ryfylke ................................................................................................ 30 Oversikt over kostnader ved langsiktig utvikling av nettsystemet ................................ 31 Litteraturreferanse ...................................................................................................... 35 Side 2 av 35 1 INNLEDNING NVE etablerte i samarbeid med norsk elforsyning ordningen med fylkesvis kraftsystemplanlegging 01.01.1988. Alt fra starten av ble Rogaland og Hordaland delt opp i 3 utredningsområder: • Sør-Rogaland • Sunnhordland og Nord-Rogaland • Nord-Hordland Denne ordningen har blitt kalt for regional kraftsystemplanlegging og fikk sin forankring i energiloven fra 1990. I Sør-Rogaland ble den første regionale kraftsystemplanen utarbeidet i 1990. Kraftsystemutredninger er en videreføring av det som tidligere ble kalt for regional kraftsystemplanlegging, men ved å unngå begrepet plan forebygges misforståelser om et formelt vedtatt og bindende resultat. Nye overføringsanlegg for energi må tilpasses stadig skiftende forutsetninger, og det må derfor aksepteres noe avvik mellom en langsiktig utredning og hva som faktisk realiseres. Utredningen kan likevel være et viktig grunnlag for beslutninger. Kraftsystemutredningen er utarbeidet i henhold til energiloven og energilovforskriftene fra 1. januar 2002. Energiplanlegging er nå innført som et overordnet begrep for den planleggingen som skal gjennomføres av alle konsesjonærene. Bestemmelser om dette er tatt med i nytt kapittel 5B, § 5B-1 i både energiloven og energilovforskriften. NVE har gitt utfyllende bestemmelser om denne planleggingen i forskrift om energiutredninger som ble gjort gjeldende fra 01.01.2003. Kraftsystemutredningen er sentral ved vurdering av overføringskapasitet og investeringsbehov i regionalnettet i Sør-Rogaland. Kraftsystemutredningen består av en hovedrapport og en grunnlagsrapport. Grunnlagsrapporten er den mest omfattende og er underlagt taushetsplikt etter BfK § 6-2, jf offentleglova § 13. Hovedrapporten er offentlig tilgjengelig og er et sammendrag av grunnlagsrapporten. Til sammen bor det 333.310 personer i Sør-Rogaland pr. 01.01.2011, en økning på 2,1 % fra året før. De tettest befolkede områdene er byene Stavanger, Sandnes, Egersund, Bryne og Jørpeland med omkringliggende områder. Prosentvis befolkningsøkning siste år er størst i kommunene Rennesøy, Finnøy, Gjesdal og Hå. Sandnes er Norges raskest voksende by med 2,4 % vekst i folketallet det siste året. Regionalnettet i Sør-Rogaland er bygget opp av mange forskjellige selskaper, noe som fører til for mange ulike spenningsnivåer og måter å bygge det elektriske nettet på. Lyse Elnett jobber med å utarbeide standarder for dette. Nettet utbygges for å redusere elektriske tap og forbedre eller opprettholde tilfredsstillende leveringssikkerhet etter hvert som forbruket øker. Ulike alternativer sammenlignes samfunnsøkonomisk. Side 3 av 35 2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Utredningsområdet Sør-Rogaland omfatter som navnet sier den sørlige delen av Rogaland fylke. Området strekker seg opp til Boknafjorden og Jøsenfjorden i nord, og til fylkesgrensen mot Aust- og Vest-Agder i øst og sør. Kart over utredningsområdet er vist i Figur 1. Kraftsystemutredningen omtaler regionalnettet i disse kommunene. Figur 1. Kart over utredningsområdet Regional kraftsystemutredning skal ifølge NVE omfatte alt nett som ikke inngår i ordningen med områdekonsesjon, noe som stort sett vil si alle anlegg med spenning over 22 kV. Lyse Elnett har imidlertid områdekonsesjon for kabler og transformatorstasjoner opp til 132 kV i kommunene Stavanger, Randaberg og Rennesøy. 132 kV og 50 kV nettet i dette området er likevel tatt med i kraftsystemutredningen ut fra et helhetsperspektiv. Side 4 av 35 Følgende energi- og industriselskap eier elektriske anlegg som skal være med i kraftsystemutredningen: Lyse Elnett Lyse Produksjon Dalane Energi Jæren Everk Klepp Energi Bane Energi Scana Steel Stavanger Statnett Titania Sira-Kvina kraftselskap Lyse Neo har fjernvarmekonsesjon. De fleste av de forannevnte selskapene eier en forholdsvis liten del av nettet. Lyse Elnett er av NVE pålagt utredningsansvar for området. Sentralt i dette arbeidet er også kraftsystemutvalget. Kraftsystemutvalget ble valgt på kraftsystemmøtet 24.03.2010. I tillegg til Odd Håland Øksnevad som utredningsansvarlig, ble følgende personer valgt inn i kraftsystemutvalget: Åshild Helland Frank Boholm Arne Aamodt Alf Idsø Håvard Tamburstuen Arne Tore Stene Bård Iver Ek Lyse Elnett Lyse Infra Lyse Produksjon Lyse Neo Dalane Energi Titania Statnett Kraftsystemutvalget har rådgivende mandat og blir valgt av kraftsystemmøtet bestående av anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærene hvert annet år. 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Det meste av overføringen mellom utredningsområdene går via sentralnettet. Derfor er det naturlig at samordningen mellom områdene stort sett har gått gjennom Statnett. Vi har i varierende grad fått være med i utredningsprosessen når Statnett har utredet nettutbygginger i vårt utredningsområde. I 1999 samarbeidet Statnett og Lyse Nett (Lyse Elnett) spesielt om et prosjekt for å analysere nettforsterkninger til og i Sør-Rogaland. Det ble da analysert tre alternative forsterkningstiltak: R1 Lyse – Stokkeland – Stølaheia R2 Lyse – Stølaheia via Riska R3 Kårstø – Stølaheia I løpet av 2007, 2008 og 2009 har Statnett og Lyse Elnett på ny samarbeidet om en tilsvarende utredning. En foreløpig utgave av rapport fra prosjektet er utarbeidet våren 2008, men konklusjonen var temmelig uklar. Derfor har vi gjennomført en ny utredning 2008/2009. Dette er rapportert i US-notatet Lyse – Stølaheia – Vurdering av behov og lønnsomhet pr. 30.06.2009. Konklusjonen i denne rapporten er at linja Lyse – Stølaheia bør bygges. I Åna-Sira er det regionalnettsuttak både til vårt utredningsområde og til Agder Energi Netts utredningsområde. Det har derfor vært et samarbeid mellom disse utredningsområdene i forbindelse med utredning av regionalnettet nær Åna-Sira. 2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Store deler av samordningen mot kommunene foregår gjennom ordningen med lokale energiutredninger. Spesielt ved prognosearbeidet har vi brukt kommuneplanene for å vurdere hvor i kommunen de store utbyggingsområdene kan komme. Når det gjelder befolkningsutvikling, har vi hentet tall direkte fra Statistisk sentralbyrås folketallsframskrivinger selv om det ikke stemmer helt med kommuneplanene og fylkesdelplanene. Dette må gjøres for å få tallene i kraftsystemutredningen konsekvente. Kommuneplanene kan ha hentet tall for Side 5 av 35 befolkningsutviklingen fra ny eller gammel folketallframskriving fra Statistisk sentralbyrå, eller for eksempel fra Fylkesdelplan for langsiktig byutvikling på Jæren. Vi har deltatt på møter om Fylkesdelplan for langsiktig byutvikling på Jæren og Fylkesdelplan for vindkraft i Rogaland. 3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet I Soria Moria erklæringen gikk regjeringspartiene inn for å innføre et pliktig grønt sertifikatmarked for ny fornybar energi. Forhandlinger med svenske myndigheter vinteren 2005-2006 om et felles sertifikatmarked førte imidlertid ikke fram, og regjeringen fremmet derfor høsten 2006 forslag om en egen støtteordning for fornybar elektrisitetsproduksjon. Følgende nasjonale mål er beskrevet i stortingsproposisjon nr. 11 (2006 – 2007) om støtteordningen for elektrisitetsproduksjon fra fornybare energikilder: • • • • • Regjeringens visjon er at Norge skal være en miljøvennlig energinasjon, og være ledende innenfor utviklingen av miljøvennlig produksjon og bruk av energi Regjeringen har fastsatt et samlet mål på 30 TWh økt fornybar energiproduksjon og energieffektivisering fra 2001 til 2016 Det opprettes et Grunnfond for fornybar energi og energieffektivisering med innskudd på 10 milliarder kroner 1. januar 2007 og ytterligere 10 milliarder kroner i 2009 Enova forvalter avkastningen fra grunnfondet og påslag på nettleien til støtteordning til fornybar elektrisitet Olje- og energidepartementet legger opp til følgende støttesatser: - 4 øre/kWh for vannkraft inntil 3 MW - 8 øre/kWh for vindkraft - 10 øre/kWh for biokraft og umodne teknologier I januar 2008 inngikk Arbeiderpartiet, Sosialistisk Venstreparti, Senterpartiet, Høyre, Kristelig Folkeparti og Venstre et klimaforlik [21] hvor partene blant annet er enige om å gjenoppta drøftingene med Sverige om grønne sertifikater. 7. september 2009 signerte ministrene en overenskomst om prinsippene for det videre samarbeidet. Ut fra denne overenskomsten skal det gjennomføres en ordning med grønne sertifikater fra 01.01.2012. Olje- og energidepartementet har sendt ut et høringsnotat (forslag til lovvedtak) 08.12.2010 om lov om elsertifikater. En overgangsordning fører til at alle kraftverk (fornybar kraft) med byggestart etter 7. september 2009 omfattes av ordningen. I tillegg omfattes vannkraftverk med byggestart etter 1. januar 2004 med installert effekt inntil 1 MW. Målsetningen er totalt 26,8 MW ny fornybar kraft i Norge og Sverige innen 2020. Loven om elsertifikater ble vedtatt av Stortinget 9. juni 2011 og trer i kraft fra 01.01.2012. I Sør-Rogaland satses det sterkt på å oppfylle de nasjonale målene. Det er omfattende planer om bruk av nye fornybare energikilder, både vindkraft, vannkraft og kanskje også litt bølgekraft. Det er gitt konsesjon til 1,7 TWh (580 MW) vindkraft i Sør-Rogaland. I tillegg er det meldt og/eller konsesjonssøkt 4,8 TWh (1.649 MW) ny vindkraft i Sør-Rogaland. Det er også planer om utbygging av vannkraft og litt bølgekraft. Det er forventet at ordningen med elsertifikater vil utløse en stor del av disse prosjektene. Ulike aktører kan vurdere dette forskjellig, slik at det er sannsynlig at noen av prosjektene blir utbygd, og noen solgt, skrinlagt eller utsatt. Dette stiller store krav til samordning av nettilknytning med stor usikkerhet om hvor mye som skal tilknyttes nettet helt fram til endelig investeringsbeslutning. En viktig målsetning med kraftsystemutredningen er å se sammenhengen mellom ulike energibærere, som elektrisitet, gass, fjernvarme etc. Et av hovedmålene med kraftsystemutredningen er å bygge ut nettet slik at leveringssikkerheten blir god, men likevel slik at det ikke blir for dyrt. Det blir lagt stor vekt på samfunnsøkonomisk lønnsomhet ved sammenligning av ulike alternativer. Summen av nåverdien av samfunnsøkonomiske kostnader bør være minst mulig. Avbruddskostnadene er et uttrykk for leveringssikkerhet. Utover dette må det også stilles visse minimumskrav om spenningskvalitet og at det ikke blir for mange avbrudd i enkelte områder. Side 6 av 35 Ved utbygging av nettet blir det i størst mulig grad prøvd å ta miljøhensyn, f.eks. ved å velge gunstige traséer for nye linjer, slik at linjene i stor grad skjules av terrenget. Ofte kommer det krav om å legge kabel i stedet for å bygge luftlinjer. Kabel blir normalt et for kostbart alternativ der det er mulig å komme fram med luftlinje, og prisforskjellen er større jo høyere spenningen er. Enkelte steder må det likevel legges kabel fordi området er så tettbebygd eller geografien slik at det er umulig eller svært vanskelig å komme fram med luftlinje. En del av de som bor nær kraftlinjer, føler seg usikre på om linjene kan medføre noen helserisiko. Det har spesielt vært fokusert på magnetfelt fra linjene. I og med at magnetfeltet fra linjene er forholdsvis lavt, og det er stor usikkerhet om det i det hele tatt er noen helserisiko ved å oppholde seg i magnetfelt på dette nivået, kan vi ikke se at det kan ha noen konsekvenser for eksisterende linjer. Ved nybygging kreves utredninger dersom avstanden fra linjer og kabler til skoler, barnehager og boliger er så liten at gjennomsnittlig magnetfelt i disse bygningene overstiger 0,4 µT. Dette skyldes en "føre var"-strategi, der det gjennomføres tiltak som ikke gir store merkostnader for å unngå en mulig helsefare som ennå ikke er klarlagt. For nærmere informasjon henvises til Statens Strålevern (http://www.nrpa.no). Det har også vist seg at det i de byggene som står nærmest linjene, kan være problemer med flimring på billedrørskjermer (PC og fjernsyn). Også dette er et godt argument for å holde litt ekstra avstand utover kravene. Det må i denne sammenhengen nevnes at jordkabel i stedet for luftlinje i sentralnett og regionalnett fører til store merkostnader. Dermed kan det bygges luftlinjer selv om enkelte hus blir utsatt for høyere magnetfelt enn 0,4 µT, men man bør forsøke å finne traséer for luftlinjene og jordkablene som fører til at ikke flere hus enn nødvendig blir utsatt for høyere magnetfelt enn 0,4 µT. På Nord-Jæren har man de siste årene i tillegg opplevd et stadig økende press fra eksterne grunneiere i forbindelse med kabling av eksisterende linjer. Grunneiere, utbyggere og kommunene går sammen om å ta kostnadene med å få lagt kabel til erstatning av deler av en luftlinje, særlig i tettbygde strøk og industriområder. Hvordan den fremtidige utviklingen vil bli er vanskelig å si, men det er lite sannsynlig at presset på energiselskapene om kabling av linjer vil avta. På bakgrunn av dette vil det høyst sannsynlig komme konsesjonssøknader til NVE som vi ikke har oversikt over i dag. Lyse Elnett krever normalt at de som ønsker et slikt kablingsprosjekt betaler alle kostnader utover nødvendig reinvestering. 3.2 Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå NVE ønsker langsiktige kraftsystemutredninger med minst 10 års tidshorisont. I Sør-Rogaland vurderer vi ombygging av 50 kV nettet til 132 kV. Dette må skje gjennom en periode på minst 30 år. Derfor vil denne kraftsystemutredningen dekke perioden 2011 – 2030. Enkelte av de prosjektene som er oppført i siste del av perioden er enda ikke godt nok analysert, men vi har likevel prøvd å nevne dem for å få dem med i oversikten. I og med at det skal lages ny kraftsystemutredning hvert år, vil analyser og utredninger bli mer nøyaktige etter hvert som vi nærmer oss investeringstidspunktet. Denne utredningen inneholder en oversikt over forsterkningsbehovet i nettet fram til 2030. Kraftsystemutredningen er imidlertid ikke like detaljert som konsesjonssøknadene for de enkelte anlegg vil være. Det presiseres at utredningen ikke er bindende og ikke innebærer noe investeringsvedtak, men er å betrakte som et bilde av en kontinuerlig utredningsprosess. 3.3 Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger Følgende forutsetninger ligger til grunn: Kalkulasjonsrente: 4,5 % Tidligere har de oppsatte generelle økonomiske levetidene vært forholdsvis pessimistiske anslag på grunnlag av usikkerhet. Det har vært et stort sprik mellom økonomisk og teknisk levetid. Det har vist seg at reell levetid for mange anlegg har vært mye lengre enn den økonomiske levetiden. Det vil videre framover i større grad bli tatt stilling til økonomisk levetid for hvert enkelt anlegg, og økonomisk levetid vil i praksis bli lik teknisk levetid. Dette forutsetter at restlevetiden revurderes mange ganger i løpet av levetiden for anlegget. Dette er i samsvar med regnskapsregler for IFRS-regnskap. Vi vil derfor bruke følgende generelle tekniske og økonomiske levetider: Side 7 av 35 Tomt: Transformatorstasjon bygningsmessig: Krafttransformator: Bryteranlegg og samleskinne: Stålmaster eller betongmaster til luftlinjer: Liner, isolatorer, klemmer etc. til luftlinjer: Overføringslinjer med tremaster: Jordkabler: Sjøkabler: Beredskapsmateriell: Kontrollanlegg, databasert: Kontrollanlegg, konvensjonelt: Uendelig 50 år 50 år 40 år 80 år 50 år 50 år 35 år 35 år 25 år 10 år 20 år For transformatorer kan levetiden forlenges fra 50 år til 70 år ved regenerering av oljen og/eller tørking av transformatoren. Det er viktig at dette utføres før transformatorenes tilstand blir for dårlig. Slike tiltak kan ha ekstra stor verdi ved ombygging fra et spenningsnivå til et annet fordi det da er ønskelig at en stor del av transformatorene i et område skal skiftes ut omtrent samtidig. Investeringskostnadene er stort sett regnet ut på grunnlag av priser i Sintef Energiforsknings ”Planbok for kraftnett”. Planboken blir nå revidert i samarbeid med REN. I investeringskostnadene tar vi ikke med byggetidsrenter. Tapspriser er hentet fra Sintef Energiforsknings ”Planbok for kraftnett”. Vi regner ut elektriske tap i nettet og multipliserer med tapsprisen. For å sammenligne med investeringskostnader blir det stort sett regnet ut en nåverdi for tap med 4,5 % kalkulasjonsrente og minst 30 års analyseperiode. Spesielt for prosjekter med investeringer et stykke ut i analyseperioden forlenges gjerne analyseperioden for å få en rettferdig sammenligning av alternativer med investeringer tidlig og sent i analyseperioden. For regionalnettslinjer og kabler har vi regnet en effektpris på 368 - 509 kr/kW i tillegg til en energipris på 31,9 – 41,3 øre/kWh. Drifts- og vedlikeholdskostnader er vanskelig å anslå. En stor del av vedlikeholdskostnadene for linjer er skoging, noe som er avhengig av om det er skog i de områdene der linjene går. Vi har i stor grad brukt en standard pris pr. km linje (for eksempel 15.000 kr/km 132 kV linje) som anslag for drifts- og vedlikeholdskostnader, men linjene bør vurderes individuelt avhengig av terrenget. Det satses hovedsakelig på tilstandsstyrt vedlikehold. Kostnadene for ikke levert energi ligger i større grad hos forbrukerne enn hos nettselskapene. Ordningen med KILE er innført for at også nettselskapene skal ha kostnader med ikke levert energi, og dermed et insentiv til å reinvestere før tilstanden til anleggene blir så dårlig at leveringssikkerheten blir for dårlig. Vi har brukt priser på ikke levert energi (KILE-satser) gjengitt i tabell 1 og 2. Disse KILE-satsene er hentet fra lovdata: Forskrift om endring i forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer. Kundegruppe Jordbruk Husholdning Kostnadsfunksjon for kP,ref (r = avbruddsvarighet angitt i timer) Alle varigheter 11,6 · r + 4,4 9,6 · r + 1,1 0-4 timer Industri 60,8 · r + 18,6 Handel og tjenester 106,7 · r + 21,9 Offentlig virksomhet 16,0 · r + 1,1 Treforedling og 8,4 · r + 6,6 kraftintensiv industri Tabell 1. KILE-satser for ikke varslet avbrudd ref. 2010 Side 8 av 35 > 4 timer 20,1 · r + 181,7 36,2· r + 306,4 4,5 · r + 48,1 3,4 · r + 25,2 Enhet kr/kW kr/kW kr/kW kr/kW kr/kW kr/kW Kundegruppe Varslet avbrudd - spesifikk avbruddskostnad multipliseres med faktor: Jordbruk 0,8 Husholdning 0,9 Industri 0,8 Handel og tjenester 0,7 Offentlig virksomhet 0,7 Treforedling og kraftintensiv industri 0,9 Tabell 2. KILE-satser for varslet avbrudd NVE skal årlig justere avbruddssatsene etter konsumprisindeksen. De oppgitte avbruddssatsene er justert til 2010 etter konsumprisindeksen. Gjennomsnittet for alle kundegrupper i Sør-Rogaland, vektet etter forbruket, er nå avhengig av varigheten av avbruddet. For et to timer langt avbrudd blir gjennomsnittet ca. 43 kr/kWh ikke levert energi. Dette kan variere en del fra sted til sted avhengig av kundesammensetningen og varigheten av avbruddet. Vi sammenligner alternative investeringer i nettet ved å summere nåverdien av investeringskostnader, tapskostnader, avbruddskostnader og drifts- og vedlikeholdskostnader. Det alternativet som har lavest sum av nåverdikostnader er det samfunnsøkonomisk gunstigste. Ved effekt- og energiprognoser for forbruket tar vi utgangspunkt i Statistisk sentralbyrås folketallframskriving 2010 – 2060[11]. Dessuten antar vi en viss utvikling i botetthet og energiintensitet i de tre scenarioene i prognosen. Vi tar utgangspunkt i temperaturkorrigert maksimallast og årlig energiforbruk. Innføring av gass, og til en viss grad fjernvarme, fører til at vi er inne i en periode med forholdsvis stor usikkerhet om fordeling mellom ulike energibærere. Vi har antatt en viss overgang fra andre energibærere til gass og fjernvarme. Det er de siste årene etablert et distribusjonsnett for naturgass i Sør-Rogaland. Gass erstatter forbruk av elektrisitet, olje og propan. I 2010 leverte Lyse Neo AS 749 GWh naturgass blandet med biogass fra kloakkrenseanlegget i Mekjarvik. Det arbeides med å øke andelen biogass, slik at gassen kan framstå som mer miljøvennlig. Dette gjelder både gass brukt til oppvarming og til drivstoff på busser og biler. For kunder som ønsker et miljøvennlig alternativ markedsføres produktene biogass 100 og biogass 33 med 100 % og 33 % biogass. Det har tidligere ikke vært noen kraftintensiv industri i Sør-Rogaland som faller inn under Statnetts definisjon av kraftintensiv industri. Scana Steel og Titania har likevel vært i nærheten av denne grensen. Nærheten til Nordsjøen og et flatt landskap med lite skog fører til at store deler av Sør-Rogaland (spesielt Jæren) er utsatt for saltråk. Dette fører til at nettanleggene er mer utsatt for korrosjon enn tilsvarende anlegg i innlandet, og det er viktig at isolatorene har lang krypestrømsvei. Det kan også være kraftig vind på Jæren. Mange vintrer er forholdsvis milde, slik at det stort sett er mulig å grave året rundt. Men vinteren 2009/2010 er et eksempel på at snøen kan bli liggende mesteparten av vinteren også på Jæren, og at det kan være så mye tele i jorda at det er svært krevende eller umulig å grave om vinteren. Side 9 av 35 4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM 4.1 Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring Aldersfordeling på sentral- og regionalnettstransformatorer i Sør-Rogaland viser en markert topp i perioden 1980 – 1984. 22 % av transformatorytelsen er fra denne 5 års perioden. 71 % av transformatorytelsen er fra 25 års perioden 1965 – 1989 (22 – 46 år gamle). 4 % av transformatorytelsen er fra før 1965 (eldre enn 46 år) og 25 % av transformatorytelsen er fra etter 1989 (nyere enn 22 år). Dersom vi antar 40 - 50 års teknisk levetid på transformatorene, må investeringstakten i nye transformatorer økes vesentlig framover for å erstatte de eldste transformatorene. Figur viser estimert restlevetid for sentral- og regionalnettstransformatorene i Sør-Rogaland. Dette er estimert restlevetid hvis det ikke blir utført regenerering av transformatoroljen og/eller tørking av transformatorene, men med unntak av transformatorene i Bærheim, Stølaheia, Stokkeland og Kjelland hvor dette arbeidet enten er utført eller planlagt. Med disse forutsetningene viser også denne figuren at en stor andel av transformatorene må byttes ut i løpet av analyseperioden. 75 % av transformatorene har en estimert restlevetid som er kortere enn utredningsperiodens lengde. Restlevetid for transformatorer 25 Antall transformatorer 20 15 10 5 0 0-5 6-10 11-15 16-20 21-25 26-30 31-35 36-40 41-45 46-50 Restlevetid [år] Figur 2. Estimert restlevetid for sentral- og regionalnettstransformatorer i Sør-Rogaland Aldersfordeling for linjer og kabler i regional- og sentralnettet i Sør-Rogaland viser at en stor del av linjene og kablene er forholdsvis gamle. 31 % av linjer og kabler er fra før 1965 (eldre enn 46 år). 49 % av linjer og kabler er fra perioden 1965 – 1989 (22 – 46 år gamle), og 20 % er fra etter 1989 (nyere enn 22 år). Aldersfordelingen for linjer og kabler er jevnere enn for transformatorer. Den store andelen gamle linjer og kabler fører til at en forholdsvis stor andel må fornyes i løpet av utredningsperioden. Dette blir forsterket av at første generasjon PEX-kabler var svært utsatt for vanntre, slik at det kan være behov for å skifte ut PEX-kabler produsert på 1980-tallet før eller samtidig med utskiftning av oljekabler fra 1950-tallet. Tilstanden på linjer og kabler er svært varierende. For en del av linjene er det behov for å skifte line, oppheng, isolatorer etc. Det er en del vanntrær i noen av PEX-kablene. Også for noen av de gamle oljekablene er tilstanden så dårlig at de trolig må skiftes ut om forholdsvis kort tid. Den eldste regionalnettslinjen er nå 81 år, og tilstanden er så dårlig at man må innse at teknisk levetid er utløpt. Leveringskvalitet Leveringskvaliteten er stort sett god, men det er en del lokale variasjoner, og spesielt i enkelte feilsituasjoner kan det bli store spenningssprang. Side 10 av 35 Leveringspåliteligheten er lavere enn vi skulle ønske grunnet flaskehalser i både sentralnett og regionalnett. En del av investeringene beskrevet i kapittel 6 vil bedre denne situasjonen. Spesielt enkelte forholdsvis sjeldne feil kan være temmelig katastrofale. Det er viktig å ikke la seg lure av at feilstatistikken ser forholdsvis fin ut de siste årene. Feil i regionalnett og sentralnett berører stort sett alle kundegrupper. Fordelingen mellom kundegrupper er vist i Figur 3. Industri 9% 0% 20 % Handel og tjenester Jordbruk Husholdning 18 % Offentlig 50 % 3% Treforedling og kraftint. Ind. Figur 3. Fordeling mellom kundegruppene 4.2 Statistikk for elektrisitetsproduksjon Tilgjengelig vinterproduksjon i kraftverk tilknyttet sentralnett, regionalnett og distribusjonsnett i Sør-Rogaland vinteren 2010/2011 var 640 MW. Årlig middelproduksjon er 2.758 GWh. Av dette er 238 MW (713 GWh) tilknyttet sentralnettet, 324 MW (1.651 GWh) tilknyttet regionalnettet og 78 MW (394 GWh) tilknyttet distribusjonsnettet. Av den totale produksjonen er 2.746 GWh (99,6 %) vannkraft, 0,0 GWh (0,00 %) vindkraft og 12 GWh (0,4 %) søppelforbrenningskraft. Andelen vindkraft vil øke til 180 GWh (6,1 %) når Høg-Jæren vindpark tilknyttes nettet i juni 2011. Vannkraftverkene er stort sett tilknyttet nettet i områder med lite forbruk. 4.3 Statistikk for elektrisitetsforbruk Figur viser utviklingen av elektrisk energiforbruk mellom 2001 og 2010. 5800 5600 5400 Totalforbruk [GWh] 5200 5000 Målt prioritert forbruk [GWh] 4800 4600 4400 Temperaturkorrigert prioritert forbruk [GWh] 4200 4000 Figur 4. Statistikk over årlig elektrisk energiforbruk fra 2001 til 2010 Side 11 av 35 Figur viser utviklingen av elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2001/2002 og vinteren 2010/2011. 1 400,0 1 300,0 Målt maksimallast [MW] 1 200,0 Prioritert makslast [MW] 1 100,0 Temp.korr. prior. makslast [MW] 1 000,0 900,0 10/11 09/10 08/09 07/08 06/07 05/06 04/05 03/04 02/03 01/02 800,0 Figur 5. Statistikk over elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2001/02 og 2010/11 Temperaturkorrigeringen er foretatt på grunnlag av temperaturmålinger fra Sola, som ligger forholdsvis nær en stor del av forbruket i Sør-Rogaland. Laveste 3-døgns middeltemperatur med 10 års returtid for Sola er -13°C, og laveste 3-døgns middeltemperatur med 2 års returtid er -7,3°C. 3-døgns middeltemperatur ved maksimallast vinteren 2010/2011 var -7,4°C. Vi temperaturkorrigerer med -1,7 %/°C på grunnlag av en undersøkelse av sammenhengen mellom total last for Sør-Rogaland og 3-døgns middeltemperatur fra 1991. 4.4 Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet Elektrisitet er i utgangspunktet den dominerende energibærer i området, men det blir også brukt ved, olje- og parafin, fjernvarme og gass. Det har de siste årene vært en utbygging av fjernvarmenett ut fra søppelforbrenningsanlegget på Bærheim. Det er lagt gassrør fra Kårstø til Risavika, med en avgrening til Rennesøy og Finnøy. Dermed har Lyse Gass (nå Lyse Neo) kunnet levere naturgass i rør fra våren 2004. I og med at vi har vært inne i en periode med høy elektrisitetspris samtidig med markedsføring av gass som energibærer, har salget av gass vært høyere enn antatt. Det ble i 2010 levert 841 GWh gass. Temperaturkorrigert forbruk av gass var da 823 GWh. Dette er en blanding av naturgass og biogass. Vi er inne i en periode med forholdsvis rask utvikling av naturgass og til en viss grad fjernvarme til erstatning av elektrisk oppvarming og oljefyring. Den raske utviklingen fører til at det er vanskelig å holde nøyaktig oversikt over fordelingen mellom energibærerne. Dessuten har mange to eller flere alternative energibærere for oppvarming (for eksempel kombinasjon av elektrisk oppvarming og vedfyring). Dermed kan prisforholdet mellom enkelte energibærere til en viss grad styre hva det blir brukt mest av. Markedsføring og oppslag i massemedia betyr også mye for fordelingen mellom energibærere. Figur illustrerer hvilke oppvarmingskilder som var tilgjengelig i boliger i Sør-Rogaland i 2001. 43,6 % av boligene har bare elektrisk oppvarming, og 38,1 % av boligene har en kombinasjon av elektrisk oppvarming og fast brensel (stort sett ved). Bare elektrisk oppvarming Bare vannbåren oppvarming Bare fast brensel 0,6 % 0,5 % 6,3 % Bare flytende brensel 6,3 % Ett system, annet 43,6 % To eller flere systemer, elektrisk oppvarming og fast brensel 38,1 % To eller flere systemer, elektrisk oppvarming og flytende brensel 0,9 % 2,5 % To eller flere systemer, elektriske oppvarming og fast og flytende brensel To eller flere systemer, vannbåren varme og et eller flere andre systemer To eller flere systemer, andre kombinasjoner 1,1 % 0,1 % Figur 6. Oppvarmingssystem for eneboliger i Sør-Rogaland i 2001 Energiforbruk [GWh] Figur viser oversikt over årlig energiforbruk fordelt mellom energibærerne i perioden 2001 – 2009. Elektrisitetsstatistikken er hentet fra Lyse Elnett. Statistikk for andre energibærere er hentet fra statistisk sentralbyrås kommunefordelte energistatistikk til og med 2009. I denne statistikken er det også tatt med gass levert fra andre enn Lyse Neo (42 GWh i 2009). Figur 8 viser konsesjonsområde for fjernvarme. Annet 7 000,0 6 500,0 6 000,0 5 500,0 5 000,0 4 500,0 4 000,0 3 500,0 3 000,0 2 500,0 2 000,0 1 500,0 1 000,0 500,0 0,0 Avfall Biobrensel Olje/parafin Gass Uprioritert elektrisitet År Prioritert elektrisitet Figur 7. Oversikt over årlig energiforbruk fordelt mellom energibærerne. Figur 8. Kart over konsesjonsområdet for fjernvarme Side 13 av 35 5 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 5.1 Alternativer for utvikling i fremtidige overføringsforhold Vi bruker nå scenarioteknikk for å beskrive usikkerhet i fremtidig overføringsbehov på en systematisk måte. Aktivitetsnivået i oljevirksomheten er svært betydningsfullt for sysselsettingen og befolkningsveksten i Stavanger-området, og dermed også for energibehovet. En annen viktig faktor for utviklingen i overføringsforholdene i området er rammebetingelsene for ny fornybar kraft. Som omtalt i kapittel 5.1.2 er det omfattende planer om ny fornybar kraft i regionen. Hvor mye som blir bygget ut vil blant annet avhenge av støtteordninger fra myndighetene, samt forventet framtidig kraftpris. Ut i fra disse driverne er det laget tre scenarier med ulike forutsetninger for både forbruk og produksjon. Alle scenarioene er sannsynlige, men forutsetter ulik utvikling av nevnte faktorer. De tre scenarioene er: 1. 2. 3. Pessimismen rår Fornybar energi Bånn gass Gjennomsnittlig årlig befolkningsvekst i Sør-Rogaland de siste 10 årene har vært 1,6 %. Tilsvarende gjennomsnittlige befolkningsvekst for hele Norge har vært 0,9 %. Statistisk sentralbyrå sine folketallsframskrivninger fra 2010 viser årlig gjennomsnittlig befolkningsvekst i Sør-Rogaland fra 2011 til 2030 på 1,0 % i scenario 1 (LLML), 1,4 % i scenario 2 (MMMM) og 1,7 % i scenario 3 (HHMH). Dermed vil befolkningsveksten føre til en økning av energiforbruk og maksimaleffekt dersom man antar at botetthet, energiingensitet og brukstid er konstant. Årlig prosentvis vekst i energiintensitet siden 1995 er vist i figur 9. Denne figuren viser store variasjoner fra år til år. Det var en stor reduksjon av energiintensiteten i 2003 forårsaket av høy elektrisitetspris. Litt av reduksjonen ble tatt inn igjen året etterpå, men det har etter den tid aldri kommet opp på samme nivå igjen. De siste årene har den årlige veksten i energiintensitet svingt litt over og så litt under 0. Dermed antar vi nå at energiintensiteten er forholdsvis konstant. Vi antar en liten årlig reduksjon på 0,4 % pr. år i scenario 1, konstant energiintensitet i scenario 2 og en liten årlig økning på 0,4 % pr. år i scenario 3. Vekst i energiintensitet 4,00 % 3,00 % 2,00 % 1,00 % -2,00 % 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 0,00 % -1,00 % Vekst i energiintensitet -3,00 % -4,00 % -5,00 % -6,00 % -7,00 % Figur 9. Årlig prosentvis vekst i energiintensitet i Sør-Rogaland siden 1995 År Botetthet 1960 3,4 1970 3,1 1980 2,9 1990 2,6 2001 2,5 2005 2,4 2006 2,4 2007 2,4 2008 2,4 2009 2,4 2010 2,4 Tabell 3. Utvikling av botetthet (personer/husholdning) i Rogaland fra 1960 til 2011 Tabell 3 viser utviklingen av botetthet fra 1960 til 2011. Den viser at botettheten ble redusert en del fra 1960 til 1990. Etter 1990 har den flatet ut, og den har vært helt konstant siden 2005. Ut fra dette forventer vi ikke vesentlige forandringer av botetthet videre framover heller. Det er derfor antatt at botettheten er konstant i alle scenariene. 2011 2,4 5.1.1Scenario 1: Pessimismen rår Oljevirksomheten i Stavanger-området avtar gradvis. Dette fører til større arbeidsledighet, og tilflyttingen til området avtar. Det er forutsatt en befolkningsutvikling som i statistisk sentralbyrås folketallsfremskriving alternativ LLML. Folk flest er skeptiske til store investeringer etter et krakk i både bolig- og aksjemarked. Energiintesiteten blir redusert med 0,4 % pr. år. Det er forutsatt at regjeringen og Stortinget ikke innfører elsertifikater som insentiv for utbygging av fornybar kraftproduksjon, og at det heller ikke blir lønnsomt å bygge gasskraftverk. Dermed blir det bygd noen få vindparker der det er svært gode vindforhold og noen få vannkraftverk, men ikke noen massiv utbygging av noen typer kraftverk. Også i denne bransjen er det nemlig skepsis til investeringer. Etter hvert viser det seg at forbruksøkningen er så lav at det ikke kreves så mye mer energi. Det blir bygget en LNG-fabrikk i Risavika, men bare første byggetrinn. Figur 10 viser effektprognose, figur 11 viser energiprognose, figur 12 viser effektproduksjon og figur 13 viser energiproduksjon for scenario 1. Effektprognose scenario 1 4 500,0 Olje/parafin Bioenergi Maksimaleffekt [MW] 4 000,0 3 500,0 3 000,0 Uprioritert elektrisitet 2 500,0 Sum fjernkjøling 2 000,0 1 500,0 Sum fjernvarme 1 000,0 500,0 Sum gass 0,0 År Figur 10. Effektprognose scenario 1: Pessimismen rår Totalt prioritert elektrisitets- forbruk Energiprognose scenario 1 Olje/parafin 16 000,0 Energiforbruk [GWh] 14 000,0 Bioenergi 12 000,0 Uprioritert elektrisitet 10 000,0 8 000,0 Fjernkjøling 6 000,0 Fjernvarme 4 000,0 2 000,0 Gass 0,0 Prioritert elektrisitet År Figur 11. Energiprognose scenario 1: Pessimismen rår Side 15 av 35 Effektproduksjon scenario 1 Tilgjengelig vintereffekt [MW] 2000 Gasskraft 1500 Vindkraft 1000 Søppelforbrenning Vannkraft 500 0 År Figur 12. Produksjon av elektrisk effekt (tilgjengelig vintereffekt) i scenario 1: Pessimismen rår Energiproduksjon scenario 1 10 000 Elektrisk energi [GWh] 9 000 8 000 Gasskraft 7 000 6 000 Vindkraft 5 000 Søppelforbrenning 4 000 3 000 Vannkraft 2 000 1 000 0 År Figur 13. Produksjon av elektrisk energi i scenario 1: Pessimismen rår 5.1.2 Scenario 2: Fornybar energi Stort miljøengasjement blant folk flest, der det spesielt blir fokusert på tiltak for å redusere CO2-utslippet, fører til at myndighetene forbedrer rammebetingelsene for utbygging av vindkraft og vannkraft slik at mange både vindkraft- og vannkraftutbygginger blir lønnsomme med god margin. Lønnsomheten samt utsikter til et godt miljøimage, gjør at mange aktører ønsker å bygge ut både vannkraft og vindkraft. I tillegg legger også myndighetene forholdene til rette ved at det blir lettere å få konsesjon for utbygging av vindkraft og vannkraft. I Sør-Rogaland er det i utgangspunktet planlagt flere store vindkraftverk, og nettilknytningen er enklere og rimeligere enn mange andre steder i landet. I løpet av 5 år blir det bygd ut 770 MW (2,3 TWh) vindkraft og 340 MW (550 GWh) vannkraft. Videre framover blir det bygd ut enda mer vindkraft og vannkraft, slik at det totalt blir bygget ut 1.800 MW (5,1 TWh) vindkraft og 570 MW (1,1 TWh) vannkraft i analyseperioden. Side 16 av 35 Når det gjelder forbruk, er aktivitetsnivået forårsaket av den store vindkraftutbyggingen så stort at folketallet øker som Statistisk Sentralbyrås folketallframskriving MMMM. Dessuten blir det populært med elbiler, og det blir satset massivt på et godt kollektivtransporttilbud med tog, bybane og elektriske busser. Høye CO2-avgifter fører til at forbruk av olje, parafin og naturgass blir redusert til fordel for elektrisitet, fjernvarme og bioenergi. All bygging av gasskraftverk blir stoppet. Botetthet og energiintensitet antas å være konstant. Det blir bygget en LNG-fabrikk i Risavika. Figur 14 viser effektprognose, figur 15 viser energiprognose, figur 16 viser effektproduksjon og figur 17 viser energiproduksjon i scenario 2. 4 500,0 Effektprognose scenario 2 Maksimaleffekt [MW] 4 000,0 Olje/parafin Bioenergi 3 500,0 Uprioritert elektrisitet 3 000,0 2 500,0 Sum fjernkjøling 2 000,0 1 500,0 Sum fjernvarme 1 000,0 500,0 Sum gass 0,0 År Figur 14. Effektprognose scenario 2: Fornybar energi 12 000,0 Energiprognose scenario 2 Energiforbruk [GWh] 11 000,0 Totalt prioritert elektrisitetsforbruk Olje/parafin Bioenergi 10 000,0 Uprioritert elektrisitet Fjernkjøling 9 000,0 8 000,0 7 000,0 Fjernvarme 6 000,0 Gass 5 000,0 År Figur 152. Energiprognose scenario 2: Fornybar energi Side 17 av 35 Prioritert elektrisitet Tilgjengelig vintereffekt [MW] Effektproduksjon scenario 2 1800 1600 Gasskraft 1400 1200 1000 800 Vindkraft Søppelforbrenning 600 400 200 0 Vannkraft År Figur 16. Effektproduksjon (tilgjengelig vintereffekt) scenario 2: Fornybar energi Elektrisk energi [GWh] Energiproduksjon scenario 2 11 000 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft År Figur 17. Energiproduksjon scenario 2: Fornybar energi 5.1.3 Scenario 3: Bånn gass Oljeutvinningen i Nordsjøen tar av etter en teknologiutvikling som fører til at man kan få mer olje og gass ut av gamle felt, og det blir også gjort nye funn. Næringslivet er konkurransedyktig i Sør-Rogaland, som er det området i Norge med best oljekompetanse og god omstillingsevne. Befolkningsutviklingen blir dermed som Statistisk Sentralbyrås folketallframskriving alternativ HHMH. Folk flest har god råd, og omgir seg med stadig flere elektriske gjenstander. Energiingensiteten øker dermed med 0,4 % pr. år. Det blir bygget en LNG-fabrikk i Risavika. Et lite oljefelt forsynes med strøm fra land. Det blir ikke bygget noe stort gasskraftverk, men noen gassfyrte cogenereringsanlegg i tillegg til en del vindkraftverk og vannkraftverk. Kraftverksutbyggingen greier likevel ikke å holde tritt med forbruksutviklingen, bl.a. fordi myndighetene ikke i stor nok grad sørger for at rammebetingelsene er gode nok til at spesielt mange investorer tar sjansen på å bygge nye kraftverk. Lønnsomheten i kraftverksutbygging vurderes som temmelig usikker bl.a. fordi byggekostnadene er høye. Figur 18 viser effektprognose, figur 19 viser energiprognose, figur 20 viser effektproduksjon og figur 21 viser energiproduksjon i scenario 3. Side 18 av 35 4 500,0 Effektprognose scenario 3 Bioenergi 4 000,0 Maksimaleffekt [MW] Olje/parafin 3 500,0 Uprioritert elektrisitet 3 000,0 2 500,0 Sum fjernkjøling 2 000,0 1 500,0 Sum fjernvarme 1 000,0 500,0 Sum gass 0,0 År Figur 18. Effektprognose scenario 3: Bånn gass Totalt prioritert elektrisitets- forbruk Energiprognose scenario 3 16 000,0 Olje/parafin 14 000,0 Bioenergi Energiforbruk [GWh] 12 000,0 Uprioritert elektrisitet Fjernkjøling 10 000,0 8 000,0 6 000,0 4 000,0 Fjernvarme 2 000,0 Gass 0,0 År Figur 193. Energiprognose scenario 3: Bånn gass Prioritert elektrisitet Tilgjengelig vintereffekt [MW] Effektproduksjon scenario 3 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft År Figur 20. Effektproduksjon scenario 3: Bånn gass Side 19 av 35 Elektrisk energi [GWh] 10 000 9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0 Energiproduksjon scenario 3 Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft År Figur 4. Energiproduksjon scenario 3: Bånn gass 5.1.4 Oppsummering statistikk og prognose Tabell 4 viser sammenhengen mellom gjennomsnittlig prosentvis vekst i folketallet og gjennomsnittlig prosentvis vekst i elektrisitetsforbruket for periodene 2000 – 2011 (statistikk) og 2011 – 2030 (prognose) for Sør-Rogaland og noen utvalgte kommuner. Prosentvis vekst i folketallet vises til sammenligning også for hele Norge. Statistikk 2000-2011 Scenario 1 2011-2030 Scenario 2 2011-2030 Folketall El.forbruk Folketall El.forbruk Folketall El.forbruk Norge 0,9 % 0,6 % 0,9 % Sør-Rogaland 1,5 % 1,1 % 1,0 % 0,3 % 1,4 % 1,2 % Stavanger 1,3 % 1,0 % 0,8 % 0,0 % 1,2 % 0,7 % Sandnes 2,0 % 0,9 % 1,2 % 0,1 % 1,6 % 0,8 % Eigersund 0,7 % 1,3 % 0,6 % 0,2 % 0,9 % 1,0 % Klepp 2,1 % 2,1 % 1,9 % 1,5 % 2,2 % 2,3 % Hå 1,7 % 2,1 % 0,9 % 0,7 % 1,2 % 1,7 % Rennesøy 2,8 % 1,1 % 2,1 % 1,7 % 2,4 % 3,9 % Tabell 4. Gjennomsnittlig årlig prosentvis vekst i folketall og elektrisitetsforbruk. Scenario 3 2011-2030 Folketall El.forbruk 1,2 % 1,7 % 2,0 % 1,6 % 1,4 % 1,9 % 1,3 % 1,2 % 1,6 % 2,5 % 2,9 % 1,5 % 2,5 % 2,7 % 7,8 % 5.2 Kommunevis vurdering av nettkapasitet til småkrafttilknytning Det er ganske typisk at nettet er svakt og forbruket lavt i områder med stort småkraftpotensial. Det er store variasjoner fra kommune til kommune og internt i kommunene. Vi konsentrerer oss her først og fremst om regionalnett og sentralnett. Selv om det går greit å tilknytte småkraft til regionalnettet, kan det ofte by på store utfordringer i distribusjonsnettet. I tabell 5 vises en kommunevis oversikt. Fargekoder for status: Regionalnettet eller sentralnettet fullastet med tanke på produksjon, kan ikke knytte til mer småkraft Litt småkraft kan tilknyttes, men ikke alt småkraftpotensialet Det er kapasitet i regionalnett og sentralnett for tilknytning av småkraftpotensialet Side 20 av 35 Kommune Småkraftpotensial Status Kommentar [MW] Eigersund 24,1 Mangler regionalnett i området med størst småkraftpotensial Sandnes 0,4 Stavanger 0 Sokndal 4,1 Transformator fullastet i lavlast ved full produksjon Lund 22,1 Transformator fullastet i lavlast ved full produksjon Bjerkreim 14,2 Litt kan tilknyttes, men avhengig av plassering Hå 0,9 Klepp 0 Time 0 Gjesdal 28 Fullastet regionalnettslinje ved full produksjon Sola 0 Randaberg 0 Forsand 61,5 Mesteparten av småkraftpotensialet i område uten transformator Strand 6,6 Hjelmeland 50,8 Avhengig av plassering, litt kan tilknyttes, men grensene er nær Finnøy 0 Rennesøy 0 Kvitsøy 0 Tabell 5. Kommunevis vurdering av muligheter for å tilknytte småkraftpotensialet. I Eigersund kommune er store deler av småkraftpotensialet i området sør for Ørsdalsvatnet. Dette er et område helt uten regionalnett. Vi ser for oss at dette problemet løser seg ved utbygging av Hellelandsvassdraget. Da ser vi for oss at det må etableres regionalnett i det aktuelle området. Noen få av de framtidige småkraftverkene er nærmere Slettebø transformatorstasjon, og disse er det uproblematisk å tilknytte med tanke på regionalnettet. I Sandnes kommune er det så lite småkraftpotensiale at det ikke skaper problemer for regionalnettet. I Sokndal og Lund kommuner er det flere flaskehalser. Det er nå kjøpt en ny sentralnettstransformator som er 20 MVA større enn den gamle, slik at det fra sommeren 2011 kan tillates tilknytning av mer småkraft. Tillegget i pris for at transformatoren skulle bli 20 MVA større må finansieres med anleggsbidrag fra de småkraftverkene som skal knyttes til nettet i Lund og Sokndal kommune. Det er likevel flere flaskehalser i dette nettet som fører til utfordringer med tanke på tilknytning av småkraftverk. I Gjesdal kommune er det helt uproblematisk å knytte til kraftverk i Ålgård, og litt småkraft kan også tilknyttes Oltedal transformatorstasjon. Den eldste linja fra Maudal til Oltedal er fra 1930 og er i dårlig stand. Den nyeste linja Maudal – Gilja – Oltedal er fra 1949, og vi antar at den kan holdes i drift 15 - 20 år til dersom det er ønskelig. Det er nå tilknyttet så mye produksjon i dette området at det akkurat så vidt er mulig å få ut all produksjon på denne linja. Dermed kan det ikke tillates tilknyttet nye småkraftverk til Maudal kraftverk og Gilja transformatorstasjon før det er bygget ny regionalnettslinje. Også i dette tilfellet kan det bli aktuelt å finansiere deler av investeringskostnadene med anleggsbidrag fra kraftverk som skal knyttes til nettet. I Forsand kommune er en stor del av småkraftpotensialet i området rundt Songesand og Helmikstøl. Det går noen regionalnettslinjer over dette området, noe som er et godt utgangspunkt for å kunne tilknytte kraftverk dersom det blir bygget en ny 132/22 kV transformatorstasjon. En slik transformatorstasjon er en forutsetning for å kunne tilknytte småkraft i dette området. Vi ser for oss at det vil bli behov for å samordne småkraftplanene, slik at bygging av en ny transformatorstasjon kan finansieres med anleggsbidrag fra de småkraftverkene som skal tilknyttes nettet i dette området. Enkelte andre steder i Forsand kommune kan det tenkes tilknyttet litt småkraft uten investeringer. I Strand kommune er småkraftpotensialet i NVEs oversikt så lavt og lokalisert slik at vi ikke ser de store problemene for regionalnettet med tilknytning av disse kraftverkene, men vi ser ikke bort fra at det kan kreve investeringer i distribusjonsnettet. I Hjelmeland kommune er det ganske stort småkraftpotensial og konkrete planer om å bygge en del småkraftverk. Selv tilknytning av forholdsvis lite småkraft vil kreve investering i større transformatorer opp til regionalnettspenning. Ved tilknytning av mye småkraft, kan også regionalnetts linja bli for spinkel. For å kunne tillate tilknytning av flest mulig kraftverk, vil det være nødvendig å stille svært strenge krav til spenningsregulering og produksjon av reaktiv effekt i de kraftverkene som tilknyttes nettet i Hjelmeland kommune. Side 21 av 35 6 TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV 6.1 Sanering av bestående anlegg Når anlegg er så gamle at de må tas ut av drift, bør de rives. I stor grad rives linjer og transformatorstasjoner når de blir erstattet av nye anlegg. 50 kV linja Flørli – Oltesvik er nå revet med unntak av fjordspennet over Høgsfjorden. 6.2 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg 6.2.1 Planer for overordnet nett Lyse Kraft (Lyse Elnett) fikk i 1996 konsesjon på bygging av ny 300 kV linje Lyse – Stokkeland. Denne konsesjonen ble anket til departementet, og det har tatt så lang tid å avgjøre ankesaken at konsesjonen er foreldet. Som et alternativ til ny 300 kV linje Lyse – Stokkeland, søkte Lyse Nett (Lyse Elnett) konsesjon på ny 300 kV linje Lyse – Stølaheia i 2001. For å komme fram til Stølaheia, må deler av strekningen kables. I og med at kabel er svært mye dyrere enn luftlinje på dette spenningsnivået, bygges en størst mulig del av denne linjen som luftlinje. Årsaken til at den nye linjen skal bygges og analyse av samfunnsøkonomisk lønnsomhet er omtalt i rapporten ”Nettforsterkninger i Sør-Rogaland. En vurdering av alternative tiltak for å styrke forsyningen av Sør-Rogaland og øke overføringskapasiteten for nye utenlandsforbindelser.” Dette er en fellesutredning utført av Lyse Elnett og Statnett i 1999. Lønnsomhetstallene er justert i konsesjonssøknaden for ny 300 kV linje Lyse – Stølaheia. En ny 300 kV linje er først og fremst begrunnet i behovet for å bedre leveringssikkerheten til Nord-Jæren. I tillegg vil behovet for en ny linje være avhengig av hvor mange nye likestrømskabler til kontinentet som blir realisert. Statnett og Tenne T i Nederland har nå lagt likestrømskabel mellom Norge (Feda) og Nederland. Denne kabelen ble satt i drift i mai 2008 og har en kapasitet på 700 MW. I tillegg har Statnett og Energinet.dk i Danmark innledet et samarbeid for å etablere et grunnlag for en ny kabelforbindelse mellom Norge og Danmark. Kabelen blir i så fall den fjerde over Skagerak, og den vil tidligst kunne settes i drift i 2015. Agder Energi, Lyse Handel og Statnett har dessuten sammen med det sveitsiske energihandelsselskapet EGL og det tyske energikonsernet EWE inngått avtale om prosjektutvikling av en likestrømskabel (NorGer) mellom Norge og Tyskland. Tidligste driftstart for NorGer er 2014. Statnett arbeider også med tilsvarende planer for en alternativ kabel NORD.LINK til Tyskland som Statnett vil eie alene. Det blir også planlagt noen andre utenlandskabler. Lyse Elnett og Statnett utførte en analyse som ble ferdig i 2009. I beregningen av samfunnsøkonsomisk lønnsomhet er det lagt til grunn en utbyggingskostnad på 1.126 mill. kr og at forbindelsen skal står ferdig i 2013. Nåverdi fratrekt restverdi referert 2009 blir da 914 mill. kr. Analyseperioden er 30 år. Den viktigste grunnen til å bygge linjen er å få bedre reserve for eksisterende sentralnettslinjer. Med det eksisterende nettet er det mange feilsituasjoner som fører til at deler av Sør-Rogaland, kanskje i størst grad NordJæren, kan bli mørklagt. I enkelte tilfeller er det mulig å koble inn reserve i løpet av en time eller to, i andre feiltilfeller kan det bli behov for sonevis utkobling gjennom lange perioder til feilen er reparert. Dette fører til store samfunnsøkonomiske avbruddskostnader. Nåverdien av disse avbruddskostnadene er utregnet til 605 mill. kr. Statnett har også regnet ut nåverdien av reduserte tapskostnader i sentralnettet. Nåverdien av disse tapskostnadene referert 2009 er 193 mill. kr for Sør-Rogaland-området og 307 mill. kr for totalmodellen. Følgende figurer viser sammenligning av nåverdien av alternativene med og uten Lyse – Stølaheia avhengig av om man bruker reduserte tapskostnader bare for Sør-Rogalands-området eller om man tar med reduserte tapskostnader for totalmodellen. Side 22 av 35 1000 900 Nåverdi [mill. kr] 800 700 600 Tapskostnader 500 Avbruddskostnader 400 Investeringskostnader 300 200 100 0 Uten Lyse - Stølaheia Med Lyse - Stølaheia Figur 22. Sammenligning av nåverdi kostnader uten og med Lyse – Stølaheia ved bruk av bare reduserte tapskostnader i Sør-Rogalands-området 1000 900 Nåverdi [mill. kr] 800 700 600 Tapskostnader 500 Avbruddskostnader 400 Investeringskostnader 300 200 100 0 Uten Lyse - Stølaheia Med Lyse - Stølaheia Figur 23. Sammenligning av nåverdi kostnader uten og med Lyse – Stølaheia ved bruk av tapskostnader for totalmodellen En del forutsetninger er usikre. Summen av nåverdikostnader for disse to alternativene er temmelig like. Dermed kan man si at nåverdien av reduserte taps- og avbruddskostnader omtrent er nok til å forsvare nåverdien av investeringskostnadene ved bygging av ny 300 (420) kV linje Lyse – Stølaheia. Når det gjelder avbruddskostnader, er dette gjennomsnittstall som ikke gir oss hele sannheten. De feilene som gir høyest avbruddskostnader, er forholdsvis sjeldne feil med store konsekvenser. Hvor store konsekvensene blir er avhengig av årstiden en eventuell feil oppstår. Dersom 300 (420) kV linjen Lyse – Stølaheia ikke blir bygget, kan en enkelt feil om vinteren føre til større avbruddskostnader enn investeringskostnadene ved å bygge linjen. Dette kan i verste fall dreie seg om 1.808 mill. kr i 2015 og 2.155 mill. kr i 2025. En varm sommerdag vil en tilsvarende feil føre til små eller ingen avbruddskostnader. Både Lyse Elnett og Statnett vurderer det slik at flere av de analyserte feilsituasjonene kan føre til uakseptabelt store konsekvenser for samfunnet ved mørklegging av store områder over lang tid. Dette gjelder både krav i Lyse’s ROS-analyse og krav i Statnett’s policy for systemutnyttelse. Innkobling av all tilgjengelig reserve og sonevis utkobling kan redusere konsekvensene litt, men reserven er ikke god nok til at konsekvensene blir akseptable. Dette gjelder i større grad om vinteren enn om sommeren. Det arbeides i 2011 med nye analyser om behov for ny sentralnettslinje, men resultatet fra disse analysene blir ikke klart før kraftsystemutredningen må leveres. Det tas sikte på å sende melding om ny sentralnettslinje like over sommeren 2011. Fram til eventuell bygging av ny 300 (420) kV linje Lyse – Stølaheia vil det være et problem at det kan bli uakseptabelt store spenningsprang ved inn- og utkobling av enkelte av sentralnettslinjene. Dette vil momentant føre til uakseptabelt store spenningsprang på alle spenningsnivåer i hele eller deler av nettet i Sør-Rogaland, men etter hvert vil transformatorene trinnes slik at spenningen blir normal på alle spenningsnivåer unntatt 300 kV. Forsyningsmessig er det nødvendig å bygge ny 300 (420) kV linje Lyse – Stølaheia. Samfunnsmessige konsekvenser av å ikke ha denne linjen er uakseptable, men det er også store investeringskostnader ved å bygge en slik linje. De store kostnadene ved bygging av linjen fører til at det er vanskelig å forsvare forandringer som fører til at linjen blir dyrere enn det nevnte kostnadsoverslaget, slik som kabling av lengre strekninger. Man skal også være oppmerksom på at forsinkelse av prosjektet kan føre til at store områder kan bli mørklagt dersom en uønsket feil på eksisterende sentralnett oppstår før linjen er ferdig bygget, og de samfunnmessige konsekvensene av en slik feilsituasjon kan være uakseptabelt store. Det satses på å bygge 300 (420) kV linje Lyse – Stølaheia via Riska med størst mulig andel luftledning. Melding sendes like over sommeren 2011. Konsesjonssøknad sendes ca. et halvt år etter meldingen. Vi antar 3 års byggetid for en ny 300 (420) kV linje Lyse - Stølaheia. Dermed kan den nye 300 (420) kV linja Lyse – Stølaheia tidligst stå ferdig i 2015. KILE-risikoen er ubehagelig høy fram til den nye sentralnettslinja er satt i drift. En feil på en av de eksisterende sentralnettslinjene om vinteren vil være en stor katastrofe i denne perioden. 6.2.2 Planer for 132 kV nettet 6.2.2.1 Diverse små 132 kV prosjekter Det er fra utbygger kommet bestilling på kabling av 132 kV dobbeltlinja Tronsholen – Ullandhaug 2/Stokkeland – Ullandhaug mellom Tronsholen transformatorstasjon og Hoveveien. Dette prosjektet inngår i samme konsesjonssøknad som 132 kV forbindelsene inn til Skeiane transformatorstasjon. Kabling på strekningen mellom Tronsholen transformatorstasjon og Hoveveien dreier seg om at utbyggere eller tomteeiere betaler alle kostnader ved kabling for å kunne utnytte tomteområdene bedre. 6.2.2.2 Ryfast-prosjektet Dersom det av en eller annen grunn blir umulig å bygge ny 300 (420) kV linje Lyse – Stølaheia eller en annen tilsvarende sentralnettsforbindelse, eller det viser seg at en ny sentralnettsforbindelse blir noen år forsinket, må det vurderes å bygge ut mer reserve gjennom 132 kV nettet. I forbindelse med planene til Statens Vegvesen om å etablere veiforbindelse fra Ryfylke til Nord-Jæren gjennom Ryfast, har Lyse Elnett for en del år siden gjennomført et forprosjekt for å se på mulighetene for å etablere en 132 kV kabelforbindelse mellom Dalen og Ullandhaug. Kabelforbindelsen er tenkt lagt i den undersjøiske tunnelen, og vil totalt bli ca 32 km lang. Sammenligning av nåverdier for kostnadene for noen av alternativene er vist i figur 24. Nåverdikostnader [mill. kr] 3 000 Nåverdi drifts- og vedlikeholdskostn. kabler/linjer [mill. kr] 2 500 2 000 1 500 Nåverdi avbruddskostnader [mill. kr] 1 000 Nåverdi tapskostnader [mill. kr] 500 Nåverdi investeringskostnader [mill. kr] 0 0A 1A 1G 5A Figur 24. Sammenligning av nåverdien av kostnadene for ulike Ryfast-alternativer De utvalgte alternativene er: Alternativ 0A: Det valgte alternativ 9.10 fra UFNS-utrednigen (kap. 6.2.3) Alternativ 1A: Som alt. 0A, men med 132 kV kabel Dalen – Mosvatnet – Ullandhaug, ny 132 (300) kV linje Moen (Lysebotn) – Dalen, ombygging av Mosvatnet transformatorstasjon til 132 kV og to nye 50 (132) kV kabler Mosvatnet – Kongsgata Alternativ 1G: Som alternativ 1A, men isteden for å bygge ny 132 (300) kV linje Moen (Lysebotn) - Dalen temperaturoppgraderes den eksisterende 132 kV linja Lysebotn – Dalen Alternativ 5A: Som alternativ 0A, men med ny 300 kV linje Lyse – Stølaheia. Det viste seg at alternativ 1G ble det samfunnsøkonomisk mest lønnsomme alternativet. Det er likevel enda usikkert om og når veitunnelen Ryfast vil bli bygget. Den blir i alle fall ikke ferdig før 2017. I tillegg er det en del tekniske utfordringer med så lange 132 kV kabler. Veivesenet har de siste årene vært mer skeptiske til regionalnettskabler i lange tunneler, slik at det nå er mindre realistisk å få legge kabel i Ryfast-tunnelen. 132 kV sjøkabel skal vurderes som alternativ til kabel gjennom Ryfast-tunnelen. En 132 kV kabel gjennom Ryfast kan gi bedre reserve for sentralnettet. Dette avhenger ikke bare av dimensjoneringen av den nye 132 kV kabelen, men også av tilstrekkelig transformatorytelse i Ullandhaug og Mosvatnet transformatorstasjoner. Det er spesielt reserven for 300 kV linjene Stokkeland – Bærheim – Stølaheia som kan bli bedre med 132 kV kabel gjennom Ryfast. Men selv med denne reserven, kan avbruddskostnadene bli svært høye i enkelte svært sjeldne feilsituasjoner, spesielt mastehavari på 300 kV dobbeltlinjene Stokkeland – Bærheim – Stølaheia. Derfor blir 300 kV linje Lyse – Stølaheia vurdert som et mye bedre alternativ enn 132 kV kabel gjennom Ryfast. 6.2.2.3 Langsiktig strategi spenningsnivå Foreløpige analyser viser at det i noen områder kan lønne seg å erstatte det nåværende 50 kV nettet med 132 kV nett. Lyse Elnett har valgt å dimensjonere nytt regionalnett for 132 kV. Som omtalt i kapittel 6.2.3 og 6.2.4 vil dette være lønnsomt enkelte steder selv på kort sikt. På lengre sikt kan det være lønnsomt i en større del av nettet. Derfor vil det ved kabling av deler av eksisterende 50 kV linjer i mange tilfeller være krav om at kablene isoleres for 145 kV. Vi prøver også til en viss grad å flytte på enkelte eksisterende transformatorer fremfor å kjøpe nye transformatorer for 50 kV. 6.2.3 Planer for regionalnettet på Nord-Jæren I Ullandhaug transformatorstasjon settes det inn en ny 50 MVA 132/22 kV transformator, noe som vil gjøre det mulig å avlaste transformeringen i Madla og Jåttå fra Ullandhaug. Det antas at denne transformatoren kan settes i drift høsten 2011. Gjenstående kabelforbindelser i Stavanger som må oppgraderes i kommende utredningsperiode, er forbindelsene mellom Ullandhaug, Mosvatnet, Alsteinsgata og Haugesundsgata. Dette er oljekabler etablert i årene 1957 1962, og må sannsynligvis skiftes ut i perioden 2011 – 2012. Det planlegges å legge nye kabler mellom Ullandhaug og Mosvatnet i 2012. Da må de gamle 50 kV oljekablene Ullandhaug – Mosvatnet tas ut av drift fordi de ligger i veien for Eiganestunellen. De nye 50 kV kablene som skal legges, dimensjoneres for 132 kV. Det kan da etter hvert bli aktuelt med 132/10 (22) kV transformering, samt nytt 132 kV koplingsanlegg i Mosvatnet transformatorstasjon. Analyser bør utføres for å få nødvendig avklaring på hvor det skal legges 132 kV kabler i framtiden, fordi dette bør være avklart når de første kablene skal legges. 10 av 50/10 kV transformatorene i Stavanger vil være eldre enn 50 år i 2020. I analysene bør det derfor vurderes hvordan disse transformatorene skal skiftes ut og hvilke transformatorstasjoner som bør nedlegges ved en eventuell ombygging til 132 kV. Det kan for eksempel tenkes en 132 kV forbindelse Stølaheia – Dusavik – Alsteinsgata – Mosvatnet – Ullandhaug. En viktig forutsetning for at en slik strategi skal bli lønnsom på lang sikt er målrettet arbeid gjennom lang tid ved at nye anlegg blir isolert for 132 kV og gamle transformatorer flyttes fra en transformatorstasjon til en annen i stedet for å kjøpe nye 50/10 kV transformatorer. Det ble utført en analyse som skulle gi svar på noen av disse spørsmålene høsten 2010, men tidsfristen var så kort at det ikke var mulig å få avklart alle disse spørsmålene. Et av de spørsmålene som ikke ble avklart var hvilke transformatorstasjoner som på sikt kunne nedlegges ved ombygging til 132 kV. Det ble antatt at alle transformatorstasjoner skulle opprettholdes, og da ble 50 kV alternativet litt gunstigere enn 132 kV alternativet, men hvilket alternativ som vinner til slutt kan være avhengig av lastutviklingen. Det viste seg å være behov for store investeringer i begge alternativene innen 2030. Dette er så langt fram at det blir mulig å gjennomføre mange nettanalyser innen den tid. Foreløpig kan det være fornuftig å dimensjonere nye kabler for Side 25 av 35 Nåverdi [mill. kr] 132 kV, slik at man ikke låser den muligheten på lengre sikt. Figur 25 viser resultater av den raske analysen i scenario 2. Tap 2000 1500 Vedlikehold 1000 500 0 Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 Alt. 3 Investering fratrekt restverdi Figur 25. Resultat fra analyse av regionalnettet i Stavanger og Sola Alt. 0: 50 kV Alt. 1: Dimensjonert for 132 kV, men 50 kV drift Alt. 2: 132 kV i Stavanger, 50 kV i Sola Alt. 3: 132 kV i Stavanger og Sola Den ledige transformator T1 fra Forus transformatorstasjon er nå plassert i Hillevåg transformatorstasjon som reservetransformator. Den er enda ikke tilkoblet, men tilkobling bør vurderes for å kunne koble den inn raskt ved feil på en av de andre transformatorene. I så tilfelle må det settes inn nye bryterfelt for denne transformatoren. Bane Energi sin nye omformerstasjon i Hillevåg ble satt i drift våren 2011. NVE har nå gitt konsesjon på bygging av ny linje fra en av transformatorene i Stokkeland til Vagle transformatorstasjon. Dette gjøres for å forbedre leveringssikkerheten. De nåværende linjene fra de to 300/50 kV transformatorene i Stokkeland til Vagle transformatorstasjon går som dobbeltlinje på felles masterekke, og alle kabler kommer opp i samme kabelendemast. Konsesjonen er anket til OED. Det må bygges ny vei som er dimensjonert for transport av store transformatorer fram til Stokkeland transformatorstasjon. Skeiane transformatorstasjon ble satt i drift på 132 kV desember 2010. Det mangler likevel enda en 132 kV kabel mellom Tronsholen og Skeiane. Denne kabelen er viktig for leveringssikkerheten, men den kan ikke legges før arkeologene har klarert det området kabelen skal legges i. Etter planen skal kabelen legges høsten 2011. Vagle transformatorstasjon er utvidet for å kunne overta 50 kV funksjonaliteten Tronsholen transformatorstasjon har i dag. Det skal bygges nye 50 (132) kV linjer fra Vagle til Kleivane for å kunne mate linjene til Vatne og Ålgård. Linjene mellom Tronsholen og Melsheia rives, noe som gjør det mulig å utvide Høyland gravlund. Konsesjonen for linjer og kabler er anket til departementet, slik at vi må vente med å bygge linjer og legge kabler til ankesaken er avgjort. Selv om det dreier seg om store ombygginger, vil dette totalt sett bli en forenkling av regionalnettet i det aktuelle området. Selv med så store investeringer som det her er snakk om, vil det være god samfunnsøkonomisk lønnsomhet i UFNS-prosjektet. Samlet nåverdi kostnad for samfunnsøkonomiske investeringskostnader, tapskostnader, vedlikeholdskostnader og avbruddskostnader blir redusert med ca 43 mill. kr. Sammenligning av noen utvalgte alternativer i UFNS-prosjektet er vist i Figur 26. Side 26 av 35 Nåverdikostnader [mill. kr] 700 Nåverdi avbruddskostnader [mill. kr] 600 500 Nåverdi tapskostnader [mill. kr] 400 Nåverdi vedlikeholdskostnader [mill. kr] 300 200 Nåverdi investering/reinvestering [mill. kr] 100 0 Alt. 0 Alt. 8 Alt. 9.10 Figur 26. Sammenligning av nåverdien av kostnader i UFNS-prosjektet Alternativ 0: Alternativ 8: Alternativ 9.10: Nåalternativ Riving av Tronsholen transformatorstasjon, ombygging av Vagle transformatorstasjon og ny Skeiane transformatorstasjon med 50/22 kV transformering Riving av Tronsholen transformatorstasjon, ombygging av Vagle transformatorstasjon og ny Skeiane transformatorstasjon med 132/22 kV transformering Vi har valgt alternativ 9.10, som er det klart gunstigste alternativet. Også kostnader for ombygging av Ullandhaug transformatorstasjon og Skeiane transformatorstasjon inngår i sammenligningen av nåverdier. På lengre sikt vurderes det å bygge om 50 kV nettet Tronsholen (Vagle) – Vatne – Riska – Oltedal – Maudal og Tronsholen – Ålgård – Oltedal til 132 kV. Foreløpige utregninger av samfunnsøkonomiske kostnader for ulike 50 eller 132 kV utbyggingsalternativer er vist i figur 27. 380 360 Nåverdi avbrotskostnader [mill. kr] Nåverdi [mill. kr] 340 320 Nåverdi tapskostnader [mill. kr] 300 280 260 Nåverdi investeringar og reinvesteringar [mill. kr] 240 220 200 Alt. Alt. Alt. Alt. Alt. Alt. Alt. Alt. Alt. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Alternativ Figur 27. Samfunnsøkonomisk sammenligning av ulike alternativer for nettet Vagle – Vatne – Riska – Oltedal – Ålgård – Vagle Alt. 0 UFNS alt. 9.10 Alt. 1 Som alt. 0, men med en tredje 50 kV kabel Vagle - Melsheia for å unngå T-avgreining til Vatne Alt. 2 Som alt. 0, men med 50 kV kabel siste strekning inn til Vatne for å unngå å bruke T-avgreining til Vatne i normaldrift Alt. 3 Ombygging av Vatne og Ålgård til 132 kV, Riska og Oltedal i første omgang ennå på 50 kV, men ombygd til 132 kV ca. 10 år senere. Alt. 4 Ombygging av Vatne, Ålgård og Riska til 132 kV, Riska som 132 kV satellitt fra Vatne med 50 kV satellitt fra Oltedal som reserve Alt. 5 Som alt. 4, men med kabel Riska - Ullandhaug i stedet for Ryfast Alt. 6 Som alt. 5, men med reinvestering i linje 1 Forsand - Seldal 2015 Alt. 7 Som alt. 5, men med kabel hele strekningen Riska – Ullandhaug Alt. 8 Som alt. 2, men med 132 kV sjøkabel Jørpeland - Mariero i stedet for 132 kV kabel gjennom Ryfasttunnelen Denne foreløpige analysen ble utført for noen år siden, og det er stort behov for ny analyse som gir avklaring på framtidig strategi for utforming av nettet i dette området. De foreløpige utregningene viser at alternativ 5 er det gunstigste alternativet. Alternativ 6 og 7 er satt opp som følsomhetsanalyser som viser at alternativ 5 er det mest lønnsomme selv med en del ekstrakostnader. Dermed synes det som om ombygging til 132 kV kan være samfunnsøkonomisk lønnsomt. 132 kV forbindelsen Seldal - Riska – Ullandhaug er et alternativ til Ryfast, og er dermed også en alternativ forsterkning av 132 kV nettet for å gi litt bedre reserve for sentralnettet. Denne forbindelsen er bare aktuell dersom det av en eller annen grunn ikke kan bygges ny 300 (420) kV linje Lyse – Stølaheia i løpet av noen få år. Vi har etter at denne analysen ble gjennomført fått idéer til et alternativ som trolig vil være enda gunstigere, og vi vil utføre ny analyse i løpet av 2011. Det er da tenkt at Vatne transformatorstasjon kan innsløyfes på en av 132 kV linjene som går i nærheten. Høy alder på eksisterende anlegg i kombinasjon med rask økning av forbruket i Vatne og Ålgård transformatorstasjoner fører til at det uansett må investeres mye i nytt regionalnett i dette området. Seldal transformatorstasjon og 132 kV linje (Maudal –) Gilja – Seldal trengs også dersom det blir noe av Fred. Olsen Renewables sine planer om en stor vindpark på Gilja (scenario 2). Linja og transformatorstasjonen må bygges før vindparken kan settes i drift. I dette området er det også en del småkraftprosjekter. Linja Maudal – Oltedal er så gammel og i så dårlig stand at den trolig må tas ut av drift ganske snart. Da vil det ikke være ledig effekt til nye småkraftprosjekter på den linja som skal stå igjen fram til ny 132 kV linje er bygget. Derfor er det viktig å få oversikt over alle aktuelle småkraftprosjekter og samordne disse med planer om vindkraftverk for å finne riktig tidspunkt og dimensjonering for ny 132 kV linje. I scenario 1 kan ny linje bygges samtidig med ombygging av Maudal kraftverk eller senest i 2029, mens det i scenario 2 og kanskje scenario 3 blir et stort press fra småkraftutbyggere om nettilknytning. Selv om ikke Gilja vindpark skal bygges, kan trolig bygging av ny 132 kV linje forsvares i scenario 2 og kanskje også i scenario 3, men det må samles opp mange småkraftprosjekter for å kunne forsvare bygging av en så lang og dyr linje samfunnsøkonomisk. Giljajuvet kraftverk er nok på grensen til å være stort nok til alene å forsvare bygging av så mye ny regionalnettslinje som trengs for tilknytning av dette kraftverket. Dette kraftverket vil også forårsake behov for ny transformator i Gilja transformatorstasjon. Prognosen viser at belastningen i 50 kV nettet gjennom Sola vil øke en del de nærmeste årene. Derfor vurderer vi også der muligheten for ombygging til 132 kV. Det er de siste årene gjennomført mange analyser som sammenligner noen alternativer samfunnsøkonomisk. Resultatene har stort sett vist at 50 kV alternativer og 132 kV alternativer kommer forholdsvis likt ut av de samfunnsøkonomiske sammenligningene. Analysene viser også at det lønner seg å vente lengst mulig med investeringene. Vi er i ferd med å flytte noen brukte transformatorer til Sola, og etter det kan trolig investeringene i nytt regionalnett utsettes til det nærmer seg slutten av levetiden på de eksisterende komponentene. En av de transformatorene som blir ledige i Skeiane transformatorstasjon bør plasseres i Båtstad. Det skal også flyttes en transformator fra Skeiane transformatorstasjon til Sande transformatorstasjon så snart en ny transformatornisje i Sande transformatorstasjon står klar. 6.2.4 Planer for regionalnettet på Sør-Jæren Linjene Vagle – Kalberg og Vagle – Holen bør temperaturoppgraderes. Dette er en liten investering som øker overføringsevnen i 50 kV nettet sørover Jæren. Det bør utføres i 2011. Det er vurdert om det kan være lønnsomt å bygge om 50 kV nettet sørover Jæren til 132 kV. Det kan være interessant å kombinere ombygging til 22 kV og 132 kV. Vi vurderer samtidig mulighetene for sammenslåing av enkelte transformatorstasjoner. Dette kan være lønnsomt fordi en stor del av transformatorene og 50 kV Side 28 av 35 koblingsanleggene uansett må utskiftes i løpet av perioden 2015 – 2030 grunnet høy alder. En sammenligning av 50 kV og 132 kV alternativene basert på prognosen i Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland 2004 - 2020 er vist i figur 28. Nåverdi kostnader [mill kr] 132 kV på Jæren med vindkraft 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Avbruddskostn. byggeperiode Avbruddskostnader Vedlikeholdskostn. Tapskostnader Investering 0 1 2 3 Alternativ Figur 28. Samfunnsøkonomisk vurdering av ombygging av 50 kV nettet sørover Jæren til 132 kV med vindkraft på Høg-Jæren Alternativ 0: Dagens 50 kV nett med minimale investeringer Alternativ 1: Ombygging til 132 kV med spenningsoppgradering av luftlinjer Alternativ 2: Ombygging til 132 kV med 132 kV kabel Stokkeland – Håland Alternativ 3: 50 kV nett med de investeringene som behøves for å opprettholde leveringssikkerheten Det viser seg at alternativ 1 med ombygging til 132 kV luftlinjenett blir det gunstigste dersom ombyggingen foretas når transformatorer og koblingsanlegg uansett må utskiftes, noe som stort sett antas å skje i perioden 2015 – 2027. Det synes fornuftig å bygge om Hatteland, Håland, Opstad og Bø transformatorstasjoner til 132 kV. Det bygges nå en vindpark på Høg-Jæren. Denne vindparken mater inn i et gunstig område. Vi burde ha regnet nøyere på flere last- og produksjonssituasjoner for å få en mer korrekt utregning av tapskostnader. Raskere utvikling av forbruket enn tidligere antatt fører til at 50 kV nettet på Jæren nå er temmelig fullastet, og reserven blir dårligere etter hvert som forbruket øker. Derfor må det trolig bygges om til 132 kV raskere enn tidligere antatt sørover Jæren. Ny analyse skal utføres i løpet av 2011, og vi antar at ombygging til 132 kV må starte allerede i 2014. Dermed kan vi nå anta at Hatteland transformatorstasjon må bygges om til 132 kV i 2014 og Håland i 2015. 6.2.5 Planer for regionalnettet i Dalane Vindkraftutbygging sammen med utbygging av småkraftverk i konsentrerte områder vil være dimensjoneringskriterium for nettet i Dalane i tiden fremover. Det er ikke ventet mye lastøkning i Dalane energis konsesjonsområde fremover slik at produksjon og tilstand vil være dimensjonerende for nettet. Det er først og fremst transformatorkapasitet som vil være flaskehalsene i nettet fremover. I regionalnettet mellom Åna-Sira og Haukland kan også spenningsfall bli et problem. Det er ganske omfattende planer om vindkraftverk i Bjerkreim kommune. Gravdal, Bjerkreim (Eikeland og Steinsland), Moi-/Laksesvelafjellet og Skinansfjellet vindpark har fått konsesjon på til sammen 480 MW vindkraft. Dersom det blir utbygging av vindkraft i dette området, må det bygges en ny transformatorstasjon innsløyfet på sentralnettslinja. Lyse Elnett har fått konsesjon på Bjerkreim transformatorstasjon for transformering av vindkraft som blir produsert i disse vindparkene til sentralnettspenning. Med det nåværende sentralnettet kan maksimalt 1000 – 1200 MW vindkraft tilknyttes nettet i Sør-Rogaland. En ny 300 (420) kV linje Lyse – Stølaheia kan forsvare tilknytning av enda mer vindkraft i Sør-Rogaland. Dalane Kraft har meldt planer om utbygging av bortimot 45 MW vannkraft i Hellelandsvassdraget. Det vil være naturlig å tilknytte også dette til Kjelland transformatorstasjon. Norsk Vind Energi har planer om Egersund vindpark, som også bør tilknyttes Kjelland transformatorstasjon på 132 kV. Dalane vind har planer om Svåheia vindpark, som også på en eller annnen måte må tilknyttes regionalnettet ut fra Kjelland transformatorstasjon. Slettebø transformatorstasjon er gammel og i dårlig stand, slik at det forholdsvis raskt vil bli behov for å modernisere den eller bygge en ny transformatorstasjon som kan erstatte den. Zephyr har også meldt Fruknuten vindkraftverk omtrent midt mellom Åna-Sira kraftverk og Kjelland transformatorstasjon. Nettilknytning kan være 132 kV linje til Kjelland eller til Åna-Sira via Tellenes vindpark. Siragrunnen vindpark på 200 MW er konsesjonssøkt i sjøen vest for Åna-Sira. Også dette bør tilknyttes et 132 kV nett ut fra Åna-Sira. Det må vurderes om disse 132 kV forbindelsene for tilknytning av vindkraft på sikt kan brukes også for tilknytning av forbruk i det aktuelle området. Det er stor pågang av småkraftprosjekter, spesielt i distribusjonsnettet ut fra Haukland kraftstasjon. Det ble utført en analyse av dette nettet høsten 2008. Analyseresultatet viste at det er vanskelig å forsvare kostnadene med en ny sentralnettstransformator for å kunne tilknytte småkraft, men de fleste av de planlagte vindkraftprosjektene i det aktuelle området er store nok til å forsvare investering i en ny sentralnettstransformator. Muligheten for tilknytning av småkraft i Lund og Sokndal bedres ved at en sentralnettstransformator skiftest ut med en 20 MVA større transformator i 2011. 6.2.6 Planer for regionalnettet i Ryfylke Det bør vurderes å bygge om 50 kV nettet i Ryfylke til 132 kV i perioden 2020 – 2035. Jøssang kraftverk er nå blitt innsløyfet på 132 kV linja Dalen – Forsand. Kraftverket blir offisielt åpnet 16. juni 2011. I Årdal planlegges en del småkraftverk. De vi har oversikt over nå er Ullestad, Tverråna, Bøen II, Pråmånå, Sagånå og Viglesdal kraftverk. Til sammen blir dette 21,9 MW, noe som fører til behov for en ny transformator i Årdal transformatorstasjon og et nytt 22 kV nett derfra til småkraftverkene. Dessuten vil man trolig komme svært nær kapasitetsgrensen i regionalnettet, slik at neste småkraftverk på noen få MW i Hjelmeland kommune vil utløse behovet for en forsterkning av regionalnettet. Dermed kan det bli nødvendig å bygge en del nytt både regionalnett og distribusjonsnett for å kunne knytte til småkraftverk i Hjelmeland kommune. Det siste året har det kommet en del forespørsler om å tilknytte nye småkraftverk til Hjelmeland kraftstasjon. Den eksisterende transformatoren er for liten når de nye småkraftverkene tilknyttes nettet. Derfor settes det nå inn en ny transformator i Hjelmeland kraftstasjon. Side 30 av 35 6.3 Oversikt over kostnader ved langsiktig utvikling av nettsystemet I tabell 6 og 7 er det satt opp en oversikt over tekniske og økonomiske data for aktuelle anlegg. Alle kostnader er referert kostnadsnivå pr 01.01.2011. Det er ikke regnet med renter i byggetiden. En del av anleggene er foreløpig ikke planlagt i detalj, ettersom det ennå er lenge til de skal bygges. Både tekniske og økonomiske data vil dermed være forholdsvis usikre. Data for transformatorer og transformatorstasjoner er oppgitt i tabell 6, og for nye linjer og kabler i tabell 7. Kostnadene inkluderer riving av gamle anlegg og bryterfelt i transformatorstasjonene. Hovedprosjekt Transformatorstasjon Scenario Spenning [kV] Ytelse [MVA] Eier Idrifts.år Reserve ytre ring Ryfylke Tilknytning småkraft 22 kV Tau - Veland Hjelmeland transf.st. 1, 2, 3 50/22/11 10 Lyse 2012 Inv. kost. [mill.k r] 1 Hjelmeland kraftst. Tau (flytting) Mosvatnet Bjerkreim Åna-Sira 1, 2, 3 1, 2, 3 1, 2, 3 2, 3 1, 2, 3 50/11 (22) 50/22/10 132/10 (22) 300/132/22 300/11 12 25 2x50 100-500 200 2011 2011 2012-2020 2013-2015 2011 3 1 55 252 20 300/132/66 11 kV 50/15 (132/22) 132/22 132/22 (10) 132/10 (22) 132/10 (22) 132/10 (22) 132/22 (10) 132/22 132/22 132/22 132/22 300/132 300/132 300 25 - 50 50 50 2x50 2x50 2x50 2(4)x50 2x50 2x50 2x50 50 300 300 Lyse P Lyse Lyse Lyse SiraKvina Zephyr Lyse Dalane Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Klepp Lyse Jæren Jæren Lyse Lyse 132/22 132/22 132/22 132/22 132/22 132/22 132/22 300/132 300/132 50/22 50 (132)/22 50 (132)/22 132/22 50/10 (22) 50/22 2x50 50 25-50 50 2x50 2x50 50 300 300 25 25 25 30-50 25 25 Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse Lyse 2015-2020 2012-2015 2013-2020 2011 2015-2020 2015-2019 2016-2020 2025-2040 2020-2024 2013-2021 2014-2022 2016-2026 2015-2020 2017-2025 2015-2016 2010-2020 2015-2018 2016-2021 2014-2029 2020-2029 2018-2022 2017-2021 2019-2025 2017-2021 2018-2022 2012-2015 2015-2020 2015-2020 2013-2020 2011-2016 2011 60 0,5 40 8 10 50 50 50 60 50 50 50 40 60 60 5 50 40 40 40 50 50 40 60 60 10 10 15 40 5 15 Vindkraft Vindkraft Åna-Sira 2 Åna-Sira nytt tr.bryterfelt 1, 3 Eigersund (ny Slettebø) 1, 2, 3 132 kV Stavanger Ullandhaug 1, 2, 3 132 kV Stavanger Ullandhaug 1, 2, 3 132 kV Stavanger Dusavik 1, 2, 3 132 kV Stavanger Alsteinsgata 1, 2, 3 132 kV Stavanger Haugesundsgata 1, 2, 3 132 kV Stavanger Jåttå 1, 2, 3 132 kV Sør-Jæren Hatteland 1, 2, 3 132 kV Sør-Jæren Håland 1, 2, 3 132 kV Sør-Jæren Opstad 1, 2, 3 132 kV Sør-Jæren Bø 1, 2, 3 132 kV Sør-Jæren Ny transformator Kjelland 1 132 kV Sør-Jæren Ny transformator Kjelland 2, 3 132 kV Sør-Jæren Flytting av gamle transf. 1, 2, 3 132 kV Vatne – Riska Vatne 1, 2, 3 132 kV Vatne – Riska Ålgård 1, 2, 3 132 kV Vatne - Riska Seldal 1, 2, 3 132 kV Vatne - Riska Riska 1, 2, 3 132 kV Sola Sande 1, 2, 3 132 kV Sola Risavika 1, 2, 3 132 kV Sola Båtstad 1, 2, 3 132 kV Sola/Jåttå Bærheim 1, 2, 3 132 kV Sola Stølaheia 1, 2, 3 Ny prod. Ryfylke Årdal 2 ,3 Ny prod. Ryfylke Årdal 2, 3 Ny prod. Ryfylke Hjelmeland kraftstasjon 2, 3 Ny prod. Ryfylke Helmikstøl 2 Buøy 1, 2, 3 Nordbø 1, 2, 3 Tabell 6. Nye transformatorer og transformatorstasjoner Det bør vurderes om 300/132 kV transformatorer skal være omkoblingsbare til 420 kV. Side 31 av 35 Det bør bygges ny vei dimensjonert for transformatortransport til Stokkeland transformatorstasjon. Kostnadsoverslag: 4,2 mill. kr. Hovedprosj. Overordnet nett UFNS Spen. [kV] 300 (420) 132 Scenario Lengde Tverrsnitt [km] Lyse – Stølaheia 1, 2, 3 73 AAl 474 dup Kabel Tronsholen 1, 2, 3 2,5 3x1x1600 Skeiane Al 50 (132) kV kabler 1, 2, 3 2x2,2 3x1x1200 Ullandhaug - Mosvatnet Al 132 kV linje Stokkeland – 1, 2, 3 7 FeAl 240 Hatteland (spenn.oppgr.) 132 kV linje/kabel 1, 2, 3 7 FeAl 240/ Hatteland – Håland 3x1x1200 (spenn.oppgr. linjestrekn.) Al 132 kV linje Kjelland – 1, 2, 3 35 Al 59 Opstad (spenningsoppgr.) 132 kV linje Håland 1, 2, 3 11 Al 59 Opstad 132 kV kabler Bærheim – 1, 2, 3 2x2,6 3x1x1600 Jåttå Al 132 kV kablar Jåttå – 1, 2, 3 0,9 3x1x1600 Ullandhaug Al Stølaheia – Dusavik – 1, 2, 3 10 3x1x1600 Alsteinsgate - Mosvatnet Al Bjerkreim – 2, 3 8 Dobbel Al Moi/Laksesvelafjellet 59 Kjelland – Egersund 2 9 Al 59 vindpark Mast Isol. Stål Eier PEX Lyse PEX Lyse Stål Lyse Stål/ PEX Lyse Stål/ tre Tre Lyse PEX Lyse PEX Lyse PEX Lyse Stål SAE Vind Norsk Vind Energi Dalane 2016Prod. 2020 Lyse 2013 – 2030 15 Zephy 2015r 2020 Dalane 2016 2025 Dalane 20122020 Titania 2012-15 Titania 2015-20 Lyse 2011 7 3,7 Lyse 2012 16 Lyse 2012 2 Strekning 132 kV Stavanger 132 kV SørJæren 132 kV SørJæren 132 132 kV SørJæren 132 kV SørJæren 132 kV Stavanger 132 kV Stavanger 132 kV Stavanger Vindkraft 132 Vindkraft 132 Hellelands– vassdraget 132 kV Vatne – Riska Åna-Sira 132 Kjelland – Eikestad – Gya 2, 3 21 FeAl 240 Tre 132 Maudal – Seldal 1, 2, 3 25 Al 59 Tre 132 Åna-Sira – Tellenes 2 4 Stål Åna-Sira 132 2 33 Åna-Sira 60 Tellenes – Sandbekk – Hovsherad Konstali – Øverland FeAl 240 duplex FeAl 240 1, 3 6,2 FeAl 95 Tre Åna-Sira Åna-Sira 60 60 50 1, 3 1, 3 1, 2, 3 2,8 1,8 9,2 FeAl 240 FeAl 95 2 x FeAl 120 Tre Tre Stål UFNS 50 (132) Åna-Sira – Logsmyr Tellnes – Kalvaknuten Vagle – Kalberg – Holen Vagle – Holen (temperaturoppgrad.) Linje/kabel Vagle – Kleivane (Vagle – Vatne og Vagle – Ålgård/Vatne) Linje Stokkeland - Vagle 1, 2, 3 10,2 Tre/ PEX Hovland - Gjermestad 1, 2, 3 9 Al 59/ 3x1x1200 Al Al 59 duplex FeAl 95 Randaberg - Nordbø 2,3 6 3x1x1200 PEX Ullandhaug – Tjensvoll 1, 2, 3 1,6 Al 59 Tre 6 3x1x1200 Al PEX 132 132 132 132 132 132 132 50 50 (132) 50 (132) 50 (132) 132 1, 2, 3 Mosvatnet – Haugesundsg 1, 2, 3 – (Hillevåg) – Ullandh. Side 32 av 35 Tre Tre Tre Lyse Lyse Idrifts.år Inv.kost [mill.kr] 20151.237 2016 2011 8 20112012 20132021 20142022 18 20152026 20162027 20202024 20202024 20152019 20132015 20162020 2,4 Dalane 20203030 Lyse 20152022 Lyse 20202040 Lyse 20252040 4 14 4,3 16 3 34 8 19 23 27 2,6 1 1 5 21 1,4 21 Hovedprosj. 132 kV Vatne-Riska 132 kV Vatne–Riska 132 kV Vatne-Riska 132 kV Sola Spen [kV] 132 132 50 (132) 132 Strekning Scenario Lengd Tverrsnitt [km] 132 kV innsløyfing Vatne 1, 2, 3 3 Al 59 dobbeltlinje Innsløyfing Ålgård 1, 2, 3 7 Al 59 dobbeltlinje Vatne - Riska 1, 2, 3 7,5 Al 59 Sande – Risav. – Båtst. – Stølah. Veland - Årdal Ny prod. 132 Ryfylke (50) Reserve ytre 22 Finnøy – Hjelmeland 22 ring Ryfylke kV reserve for 50 kV Tabell 7. Nye linjer og kabler 1, 2, 3 9,5 2, 3 14,4 1, 2, 3 12 3x1x1200 Al Al 59 Mast Isol. Stål Eier Stål Lyse Tre Lyse PEX Lyse Tre Lyse Al 59/ Tre/ 3x1x400 Al PEX Lyse Lyse Idrifts.år Inv.kostn [mill. kr] 20155 2018 201611 2021 20206 2029 201746 2022 201518 2020 201112 2015 I tillegg til anlegg nevnt i tabellene, bør det installeres ca 100 - 400 MVAr kondensatorbatteri. Behovet for disse kondensatorbatteriene er avhengig av om og når det blir bygget ny 300 kV linje til Stølaheia. Lyse Elnett vil også flytte noen gamle kondensatorbatterier for å kunne utnytte dem i løpet av 2011. I Bærheim transformatorstasjon vurderes det å sette inn 105 MVAr kondensatorbatteri i perioden 2011 – 2012. For disse kondesatorbatteriene er kostnadsoverslaget 6,8 mill. kr. I Stokkeland transformatorstasjon vurderes å sette inn 87 – 123 MVAr nye kondensatorbatterier i tillegg til en eventuell utskiftning av dem som alt står der i perioden 2010 – 2015. Kostnadsoverslag: 5,6 – 12,7 mill. kr. I Stølaheia transformatorstasjon skal det også settes inn 100 MVAr reaktor. Kostnadsoverslag ca. 10 mill. kr. Det presiseres at utredningen ikke er bindende og ikke innebærer noe investeringsvedtak, men er å betrakte som et bilde av en kontinuerlig utredningsprosess. I figur 29 – figur 31 er totale investeringskostnader for hvert enkelt år ført opp for hvert av de tre scenarioene. Gjennomsnittlig investeringskostnad i regionalnettet pr. år for hele utredningsperioden vil være 56 mill. kr i scenario 1. I scenario 2 blir det 65 mill. kr og 64 mill. kr i scenario 3. Med unntak av Lyse – Stølaheia fordeler investeringene seg forholdsvis jevnt i scenario 1, men i scenario 2 og 3 kommer en forholdsvis stor andel av investeringene tidlig i utredningsperioden. Dette skyldes tidspress for å knytte til nye kraftverk i scenario 2 og stor vekst i forbruket i scenario 3. Investeringskostnad [mill. kr] Investering scenario 1 1 600 1 400 1 200 1 000 Sentralnett 800 Regionalnett 600 400 200 0 Figur 29. Totale investeringskostnader for hvert enkelt år i scenario 1: Pessimismen rår Side 33 av 35 Investeringskostnader [mill. kr] Investeringer scenario 2 1 600 1 400 1 200 1 000 Sentralnett 800 Regionalnett 600 400 200 2029 2027 2025 2023 2021 2019 2017 2015 2013 2011 0 Figur 30. Totale investeringskostnader for hvert enkelt år i scenario 2: Fornybar energi Investeringskostnader [mill. kr] Investering scenario 3 1 400 1 200 1 000 800 Sentralnett 600 Regionalnett 400 200 2029 2027 2025 2023 2021 2019 2017 2015 2013 2011 0 Figur 31. Totale investeringskostnader for hvert enkelt år i svenario 3: Bånn gass Side 34 av 35 7 LITTERATURREFERANSE 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. Kraftsystemplanlegging i fylkene, referansebok, NVE Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland 2010 – 2030 Veileder for kraftsystemutredninger, NVE publikasjon nr. 2/2007 Veileder for utforming av konsesjonssøknader og forhåndsmeldinger for elektriske anlegg og fjernvarmeanlegg, NVE publikasjon nr. 21/1991 Nettforsterkninger i Sør-Rogaland. En vurdering av alternative tiltak for å styrke forsyningen av SørRogaland og øke overføringskapasiteten for nye utenlandsforbindelser. Fellesutredning Lyse Nett og Statnett 1999. Brev fra Lyse Nett AS til NVE om 300 (420) kV forbindelse Lyse – Stølaheia 30.10.2003 Sluttrapport for Statnetts pålitelighetsprosjekt (STAR), Statnett desember 1996 Konsesjonssøknad for 300 kV forbindelse Lyse – Stølaheia. Lyse Nett 2001 Jærnettet 1998 – 2040. Behov for nettforsterkninger. Vedlikehold/nyinvesteringer av linje Slettebø – Opstad. Lyse Kraft PM nr. ID-044407, 17.06.98. Hovedforsyning Jørpeland, Ingeniør Reidar Jøsok 09.03.93 Framskriving av folkemengden 2010 – 2060, Statistisk sentralbyrå SINTEF TR A4450 Prognoser for etterspørsel etter elektrisk energi og effekt på lands- og fylkesnivå fram til år 2025. Bjørn Grinden, Robert Lillefloth. SINTEF TR A5663 Veileder for håndtering av leveringspålitelighet i kraftnett. Oddbjørn Gjerde, Jørn Heggset juli 2002 Lyse Nett notat K/614/OHØ2002008136 Samfunnsøkonomisk lønsemd av 300/132 kV transformator i Lysebotn Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet, NVE publikasjon nr. 13/2004 Stortingsproposisjon nr. 1 (2003 – 2004) Lokale energiutredninger for kommunene i Sør-Rogaland Tilleggsrapport 420 kV ledning Skåreheia – Holen, Statnett mars 2006 Den økonomiske reguleringen av nettvirksomheten fra 2007, NVE dokument nr. 11 2006 Stortingsmelding nr. 11 (2007-2007): Om støtteordningen for elektrisitetsproduksjon fra fornybare energikilder Avtale om Klimameldingen. Pressemelding 18. januar 2008. http://www.stortinget.no/diverse/klimaforlik.html Side 35 av 35
© Copyright 2024