Kraftsystemutredning 2014-2033

Transcription

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
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.
132/66 kV trf. i Vrangfoss begrenser
kapasiteten
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
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
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
Avbrudd
I drift
0
+
0
-
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilstand
2015
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
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
Tap
MNOK
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
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
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Reparere dagens
4–5
trf.
Redusere trf.
ytelse
To nye trf.
10
Tap
Avbrudd
I drift
0
0
+
+
+
+
0
-
2014
Anmerkning
Ikke økonomisk
forsvarlig da
levetiden ikke
forlenges
vesentlig.
Store inv. i 11 kV
nettet.
Konsesjons søkt.
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
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Overgang til 132
50
kV
Tap
Avbrudd
I drift
+
-
+
-
2018 – 25
Anmerkning
Avhengig av
lastutvikling.
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Ny trf.stasjon
Forsterke 22 kV
nettet og øke
trf.kapasitet i
nabostasjoner
50
Tap
Avbrudd
I drift
+
+
-
-
2020 – 22
+
+
2020 – 22
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilknytningsplikt
Avhengig av
lastutvikling
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Ny trf.stasjon
50
Forsterke 11kV
nettet og øke
trf.kapasitet i
nabostasjoner
Tap
Avbrudd
I drift
+
+
-
-
2025 – 30
+
+
2025 – 30
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilknytningsplikt
Avhengig av
lastutvikling
Store kostnader
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
Avbrudd
I drift
2018
Anmerkning
Uaktuelt pga. ny
vei
Avhengig av
behov
Vurderes som
alternativ til
kabling
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Overgang til 132
kV
35
Tap
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.
Rakkås 132/22 kV og 132 kV til Askehaug og Kullerød
Tveiten 132/22 kV og 132 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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Tap
MNOK
+
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
Prosjektet må gjennomføres opprettholde sikker forsyning til Vestfold og for
å oppfylle krav om teknisk tilstand.
59
13. 132 kV ledning Hof - Skollenborg
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
Tap
MNOK
+
Avbrudd
I drift
MNOK
+
Fjerne ledningen
+
+
0
-
Fornyelse av
ledningen
28,0
Anmerkning
Alderen tilsier at
ledningen bør
fornyes
Uaktuelt pga.
leveringssikkerhet
2019 - 2022
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
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
Fjerne ledningen
Fornyelse av
ledningen
60,0
Tap
MNOK
+
Avbrudd
I drift
MNOK
+
+
0
+
-
Anmerkning
Alderen tilsier at
ledningen bør
fornyes
2032 - 2035
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Ny trf.stasjon
Forsterke 22 kV
nettet og øke
trf.kapasitet i
nabostasjoner
40
Tap
Avbrudd
I drift
+
+
+
+
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilknytningsplikt
2020 – 25?
2020 – 25?
Høye kostnader
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Overgang til 132
kV
Fornye dagens 66
kV anlegg
50
Tap
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.
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Ny ledning
Forsterke 22 kV
nettet og øke
trf.kapasitet i
nabostasjoner
10
Tap
Avbrudd
I drift
+
+
+
+
Anmerkning
Uaktuelt pga.
forskrifter.
Ledningen kan
ikke legges ned
2018 – 20
Uaktuelt pga.
avstand og
belastning i
området.
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
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
Tap
MNOK
18,3
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
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
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
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
Avbrudd
I drift
0
+
+
+
2020
0
-
2020
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilknytningsplikt
Høye kostnader
og økt trf. last i
nabostasjoner.
Avhengig av
lastutvikling
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Forsterke 22 kV
nettet fra andre
stasjoner
Ny 40 MVA trf.
10
Tap
Avbrudd
I drift
0
+
+
+
2027
0
-
2027
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilknytningsplikt
Høye kostnader
og økt trf. last i
nabostasjoner.
Avhengig av
lastutvikling
22 Økning av transformatorkapasiteten i Brår
På grunn av lastvekst må transformatorkapasiteten i Brår økes.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Forsterke 22 kV
nettet fra andre
stasjoner
Ny 40 MVA trf.
10
Tap
Avbrudd
I drift
0
+
+
+
2028
0
-
2028
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilknytningsplikt
Høye kostnader
og økt trf. last i
nabostasjoner.
Avhengig av
lastutvikling
23
Økning av transformatorkapasiteten i Sundland
På grunn av lastvekst må transformatorkapasiteten i Sundland økes.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Forsterke 22 kV
nettet fra andre
stasjoner
Ny 40 MVA trf.
5
Tap
Avbrudd
I drift
0
+
+
+
2029
0
-
2029
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilknytningsplikt
Høye kostnader
og økt trf. last i
nabostasjoner.
Avhengig av
lastutvikling
64
24
Økning av transformatorkapasiteten i Semb
På grunn av lastvekst må transformatorkapasiteten i Semb økes.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Forsterke 22 kV
nettet fra andre
stasjoner
Ny 40 MVA trf.
10
Tap
Avbrudd
I drift
0
+
+
+
2033
0
-
2033
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilknytningsplikt
Høye kostnader
og økt trf. last i
nabostasjoner.
Avhengig av
lastutvikling
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
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
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.
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
Avbrudd
I drift
MNOK
Uaktuelt pga.
tilstand.
4,3
2016 - 19
2,5
2016 - 19
4,3
2016 - 19
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
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
0
0
Tyngre
vedlikehold
Tap
MNOK
6
Avbrudd
I drift
MNOK
+
-
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilstand
2016
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
0
0
Fornyelse av
ledning
Fjerne ledningen
Tap
MNOK
Avbrudd
I drift
MNOK
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilstand
30
-
-
5
+
+
2020 - 23
Uaktuelt pga.
leveringssikkerhet
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
0
0
Ny ledning fra
Bolvik
Ny ledning fra
Bamble
Tap
MNOK
Avbrudd
I drift
MNOK
Anmerkning
Uaktuelt pga. krav
til
forsyningssikkerhet
20
-
-
2019 - 20
16
-
-
2019 - 20
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
0
0
Forsterke 11 kV
nettet
Ny transformator
6
Tap
MNOK
0
Avbrudd
I drift
MNOK
+
+
+
0
-
Anmerkning
Uaktuelt pga.
belastning i området
Kostbart og
reduserer
leveringssikkerheten
i området.
2014
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
Ingen tiltak
0
Forsterke 11 kV
nettet fra andre
stasjoner
Ny 40 MVA trf.
Tap
Avbrudd
I drift
+
+
Høy
+
+
2018
8
-
-
2018
Anmerkning
Uaktuelt pga.
tilknytningsplikt
Høye kostnader
og økt trf. last i
nabostasjoner.
Avhengig av
lastutvikling
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
+
Avbrudd
I drift
MNOK
+
Ny ledning
61
-
-
Fjerne dagens
ledning
10
+
+
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
+
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
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
0
0
Ny kabel
Fjerne dagens
kabel
30
10
Tap
MNOK
+
Avbrudd
I drift
MNOK
+
+
Anmerkning
Uaktuelt pga.
teknisk tilstand
2020 -22
Uaktuelt pga.
forsyningssikkerhet
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
0
0
Tap
MNOK
+
Avbrudd
I drift
MNOK
+
Nytt bryterfelt
.-
-
9
2017
Anmerkning
Beholder dagens
situasjon
71
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.
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
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
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
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
0
0
Nytt
koplingsanlegg
Tap
MNOK
35,0
Avbrudd
I drift
MNOK
+
-
Anmerkning
Sannsynligheten
for avbrudd øker
2017
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
0
0
Forsterke 22 kV
nettet fra Hjartdal
Ny trf. Stasjon i
Tuddal
40
Tap
MNOK
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.
Alternativ
Inv.kost.
MNOK
0
0
Tap
MNOK
Ny transformator
-
5
Avbrudd
I drift
MNOK
Anmerkning
Belastingsutviklingen
bestemmer behovet
-
2017
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.
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
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
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
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
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
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.

Kraftsystemutredning 2014-2033

Transcription

Similar documents

Nyhetsbrev23 - 2014-1 - Escali Financial Systems

Påske 2013 - Elnett Energi

Les.. - Hålogaland Kraft

Regnskap 4kvartal 2014

Investinors delårsrapport Q1 2013, pdf

Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland 2011 – 2030

Internasjonalt arbeid i fylkeskommunen og i Oppland

PÅMELDING/KONTRAKT - Kompetansebyggeren

Installasjon av Blackvue DR650GW-2CH i Tesla Model S

Last ned brosjyre - Skagerak Energi AS

Veileder i samfunnsøkonomiske analyser for - prinsix

Svart wolfram ledning Svart wolfram ledningen er wolfram tråd med