Transcript Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland 2014

FORORD
Utredningsområde Sør-Rogaland kan vise til stor vekst og økende elektrisk forbruk. Maksimallast [MW] har
økt med 26% de siste 10 årene, årlig energiforbruk[GWh] med 30%. Selv ved introduksjon av nye
energibærere som gass og fjernvarme ligger energiintensiteten (forbruk av elektrisk kraft pr. innbygger),
ganske stabilt. Veksten er i stor grad konsentrert til Nord-Jæren og kommunene som er forsynt via Lyse Elnett
sitt regionalnett. Stor vekst kombinert med lite investeringer i regionalnett de siste 20 årene, gjør at
nettsystemet i dag har knapp kapasitet flere steder.
Prognosene for befolkningsvekst, som i stor grad styrer energiprognosene, viser at kommunene på NordJæren også de kommende årene vil få en vekst som ligger over landsgjennomsnittet i Norge. Dalaneregionen opplever ikke samme veksten, men alder på eksisterende materiell og enkelte samferdsels-,
industri- og produksjonstiltak kan føre til stor aktivitet også der.
For å kunne opprettholde leveringssikkerheten og legge til rette for videre vekst i hele regionen, er det behov
for å øke ny- og reinvesteringene i regionalnettet betydelig de kommende årene. Endringen i
inntektsrammereguleringen fra 2013, samt nye KILE satser som innføres fra 2015, er faktorer som gir
økonomiske forutsetninger for å kunne bygge morgendagens nett basert på solide, fremtidsrettede tekniske
løsninger.
Det er iverksatt tiltak for å sikre utvikling og bygging av et fremtidsrettet og robust overføringsnett i regionen.
Tiltakene skal bidra til å styrke leveringssikkerheten og sørge for tilstrekkelig reservekapasitet, slik at
kommende generasjoner også skal oppleve en trygg og stabil strømforsyning i Sør-Rogaland.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 2 av 30
INNHOLD
1
INNLEDNING ............................................................................................ Feil! Bokmerke er ikke definert.
2
UTREDNINGSPROSESSEN ....................................................................................................................... 5
2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen ........................................................................... 5
3
4
5
6
7
2.2
Samordning med tilgrensende utredningsområder ............................................................................. 7
2.3
Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer .................................................................. 7
FORUTSETNINGER .................................................................................................................................... 8
3.1
Mål for det framtidige kraftsystemet .................................................................................................... 8
3.2
Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå ....................................................................................... 9
3.3
Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger .............................................. 9
DAGENS KRAFTSYSTEM ......................................................................................................................... 11
4.1
Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring .............................................................. 11
4.2
Lastflyt i dagens nett .......................................................................................................................... 15
4.3
Andre forhold i nettsystemet .............................................................................................................. 16
4.4
Områder med spesielt fokus .............................................................................................................. 16
4.5
Leveringskvalitet ................................................................................................................................ 19
4.6
Statistikk for elektrisitetsproduksjon .................................................................................................. 19
4.7
Statistikk for elektrisitetsforbruk ......................................................................................................... 20
4.8
Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet ........................................................................ 21
4.9
Kraftbalanse i regionen ...................................................................................................................... 23
PROGNOSE ............................................................................................................................................... 24
5.1
Prognoser for forbruk ......................................................................................................................... 24
5.2
Utfallsrom for produksjon ................................................................................................................... 25
INVESTERINGSPLANER .......................................................................................................................... 26
6.1
Nettforvaltningsstrategi i regionen. .................................................................................................... 26
6.2
Planer fordelt på områder. ................................................................................................................. 27
6.2.1
Jærnettet – ombygging til 132 kV. ................................................................................................. 27
6.2.2
Sandnes – Øst, Ålgård og Vatne transformatorstasjon. ................................................................ 27
6.2.3
Forsterke snittet Stavanger – Rennesøy - Ryfylke ........................................................................ 28
6.2.4
Resten av regionalnettet på Nord-Jæren ...................................................................................... 28
6.2.5
Regionalnettstiltak i Ryfylke ........................................................................................................... 28
6.2.6
Regionalnett i Dalane .................................................................................................................... 29
LITTERATURREFERANSE ....................................................................................................................... 30
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 3 av 30
1
BAKGRUNN
NVE etablerte i samarbeid med norsk elforsyning ordningen med fylkesvis kraftsystemplanlegging
01.01.1988. Alt fra starten av ble Rogaland og Hordaland delt opp i 3 utredningsområder: Sør-Rogaland,
Sunnhordland og Nord-Rogaland og Nord-Hordaland.
I Sør-Rogaland ble den første regionale kraftsystemplanen utarbeidet i 1990.
Kraftsystemutredninger er en videreføring av det som tidligere ble kalt for regional kraftsystemplanlegging,
men ved å unngå begrepet plan forebygges misforståelser om et formelt vedtatt og bindende resultat. Nye
overføringsanlegg for energi må tilpasses stadig skiftende forutsetninger, og det må derfor aksepteres noe
avvik mellom en langsiktig utredning og hva som faktisk realiseres. Utredningen kan likevel være et viktig
grunnlag for beslutninger.
Kraftsystemutredningen er utarbeidet i henhold til energiloven og energilovforskriftene fra 1. januar 2002.
Energiplanlegging er nå innført som et overordnet begrep for den planleggingen som skal gjennomføres av
alle konsesjonærene. Bestemmelser om dette er tatt med i nytt kapittel 5B, § 5B-1 i både energiloven og
energilovforskriften. NVE har gitt utfyllende bestemmelser om denne planleggingen i forskrift om
energiutredninger som ble gjort gjeldende fra 01.01.2003. Kraftsystemutredningen er sentral ved vurdering av
overføringskapasitet og investeringsbehov i regionalnettet i Sør-Rogaland.
Kraftsystemutredningen består av en hovedrapport og en grunnlagsrapport. Grunnlagsrapporten er den mest
omfattende og er underlagt taushetsplikt etter BfK § 6-2, jf offentleglova § 13. Hovedrapporten er offentlig
tilgjengelig og er et sammendrag av grunnlagsrapporten.
Til sammen bor det 352.638 personer i Sør-Rogaland pr. 01.01.2014, en økning på 1,8 % fra året før. De
tettest befolkede områdene er byene Stavanger, Sandnes, Egersund, Bryne og Jørpeland med
omkringliggende områder. Prosentvis befolkningsøkning siste år er størst i kommunene Rennesøy, Hå,
Sandnes og Time. Sandnes er Norges raskest voksende by med 2,6 % vekst i folketallet det siste året.
Regionalnettet i Sør-Rogaland er bygget opp av mange forskjellige selskaper, noe som fører til for mange
ulike spenningsnivåer og måter å bygge det elektriske nettet på. Lyse Elnett jobber med å utarbeide
standarder for dette. Det er utveksling mot sentralnettet i Stokkeland, Bærheim, Stølaheia, Lyse, Kjelland og
Åna-Sira. Selv om den regionale kraftsystemutredningen først og fremst dreier seg om regionalnettet, er også
sentralnettet i Sør-Rogaland nevnt, men omtalen av sentralnettet er ikke fullstendig.
Nettet bygges hovedsakelig ut for å forbedre eller opprettholde tilfredsstillende leveringssikkerhet etter hvert
som forbruket i regionen øker. Reduksjon i elektriske tap inkluderes i vurderingene, og ulike alternativer
sammenlignes samfunnsøkonomisk.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 4 av 30
2
UTREDNINGSPROSESSEN
2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen
Utredningsområdet Sør-Rogaland omfatter som navnet sier den sørlige delen av Rogaland fylke. Området
strekker seg opp til Boknafjorden og Jøsenfjorden i nord, og til fylkesgrensen mot Aust- og Vest-Agder i øst og
sør. Kart over utredningsområdet er vist i Figur 1. Kraftsystemutredningen omtaler regionalnettet i disse
kommunene.
Figur 1. Kart over utredningsområdet
Regional kraftsystemutredning skal ifølge NVE omfatte alt nett som ikke inngår i ordningen med
områdekonsesjon, noe som stort sett vil si alle anlegg med spenning over 22 kV. Lyse Elnett har imidlertid
områdekonsesjon for kabler og transformatorstasjoner opp til 132 kV i kommunene Stavanger, Randaberg og
Rennesøy. 132 kV og 50 kV nettet i dette området er likevel tatt med i kraftsystemutredningen ut fra et
helhetsperspektiv.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 5 av 30
Følgende energi- og industriselskap eier elektriske anlegg som skal være med i kraftsystemutredningen:
Lyse Elnett
Lyse Produksjon
Lyse Sentralnett
Dalane Energi
Jæren Everk
Jæren Energi
Klepp Energi
Bane Energi
Scana Steel Stavanger
Skangass
Statnett
Titania
Sira-Kvina kraftselskap
Lyse Neo har fjernvarmekonsesjon.
De fleste av de forannevnte selskapene eier en forholdsvis liten del av nettet. Lyse Elnett er av NVE pålagt
utredningsansvar for området. Sentralt i dette arbeidet er også kraftsystemutvalget. Kraftsystemutvalget ble
valgt på kraftsystemmøtet 17.09.2013, og består av følgende personer:
Åshild Helland
Frank Boholm
Bjørn Honningsvåg
Håvard Tamburstuen
Arne Tore Stene
Kaia Solland
Lyse Elnett
Lyse Elnett
Lyse Produksjon
Dalane Energi
Titania
Statnett
Kraftsystemutvalget har rådgivende mandat og blir valgt av kraftsystemmøtet bestående av anleggs-, områdeog fjernvarmekonsesjonærene hvert annet år.
I tillegg møter Odd Henning Abrahamsen i kraftsystemutvalget, som ansvarlig for å utarbeide
kraftsystemutredningen.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 6 av 30
2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder
Det meste av overføringen mellom utredningsområdene går via sentralnettet, derfor er det naturlig at
samordningen mellom områdene stort sett har gått gjennom Statnett. Lyse Elnett som største konsesjonær
har i varierende grad vært med i utredningsprosessen når Statnett har utredet sentralnettutbygginger i
utredningsområdet.
Det har i årenes løp vært flere samarbeidsprosjekter, i hovedsak knyttet til forsterkning av sentralnettet inn til
Nord-Jæren. Det siste prosjektet var i 2011/2012, hvor Statnett og Lyse Elnett på ny samarbeidet om en
tilsvarende utredning. Rapporten «Nettforsterkninger Rogaland, Systemteknisk anbefaling» ble ferdigstilt
våren 2012.
I Åna-Sira er det uttak på 60 kV til Dalane Energi og Titania som ligger i Lyse Elnett sitt utredningsområde, og
til Agder Energi Nett sitt nett i eget utredningsområde
2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer
Deler av samordningen mot kommunene har til nå foregått gjennom ordningen med lokale energiutredninger.
Spesielt ved prognosearbeidet har vi brukt kommuneplanene for å vurdere hvor i kommunen de store
utbyggingsområdene kan komme. Ordningen med lokale energiutredninger er foreslått fjernet, fremover vil
dialogen med kommunene opprettholdes gjennom egne planmøter.
Når det gjelder befolkningsutvikling, er det hentet tall direkte fra Statistisk sentralbyrås folketallsframskrivinger,
selv om dette ikke alltid stemmer helt med kommuneplanene og fylkesdelplanene. Dette må gjøres for å få
tallene i kraftsystemutredningen konsistente. Kommuneplanene kan ha tall for befolkningsutviklingen fra ny
eller gammel folketallframskriving fra Statistisk sentralbyrå, eller for eksempel fra Fylkesdelplan for langsiktig
byutvikling på Jæren.
Representanter for fylkeskommunen, fylkesmannen og kommunene ble invitert til oppstartsmøte for årets
kraftsystemutredning.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 7 av 30
3
FORUTSETNINGER
3.1
Mål for det framtidige kraftsystemet
Etter regjeringsskiftet i 2013 er det fokus på behovet for å øke investeringer og kvaliteten på overføringsnettet
i Norge. Strøm er høyverdig og fremtidsrettet energi og samfunnet forventer høy regularitet og kapasitet.
Kratsystemutredningen har som hensikt å gi alle interessenter innblikk i forvaltningen av nettetsystemet på
regionalt nivå.
I Sør-Rogaland er det mange initiativ som ønsker å benytte seg av intensivere som er fremmet for å oppfylle
de nasjonale målene. Det er omfattende planer om bruk av nye fornybare energikilder, både vindkraft,
vannkraft og kanskje også litt bølgekraft. Det er gitt konsesjon til 2,4 TWh (810 MW) vindkraft i Sør-Rogaland.
Av dette er 234 GWh (75 MW) satt i drift i løpet av 2011 og 2012. I tillegg er det meldt og/eller konsesjonssøkt
4,6 TWh (1.685 MW) ny vindkraft i Sør-Rogaland. Det er også planer om utbygging av vannkraft.. Det er
forventet at ordningen med elsertifikater vil utløse en stor del av disse prosjektene. Ulike aktører kan vurdere
dette forskjellig, slik at det er sannsynlig at noen av prosjektene blir utbygd, og noen solgt, skrinlagt eller
utsatt. Dette stiller store krav til samordning av nettilknytning med stor usikkerhet om hvor mye som skal
tilknyttes nettet helt fram til endelig investeringsbeslutning.
En viktig målsetning med kraftsystemutredningen er å se sammenhengen mellom ulike energibærere, som
elektrisitet, gass, fjernvarme etc.
Et av hovedmålene med kraftsystemutredningen er å langsiktige føringer som gir grunnlag for å beygge
rasjonelle nettsystemer i henhold til energiloven. Et rasjonert forsyningssystem sikrer tilfredsstillende reserve
og kvalitet for levering til en samfunnsgunstig kostnad. Samfunnsøkonomiske analyser er således en naturlig
og viktig del av analysene nettselskapene utfører. Den beste utbyggingsløsningen er den som leverer fastsatt
kvalitet til gunstigs kostnad.
Sentralnettet, og til en viss grad 132 kV nettet, blir drevet sammenmasket. 50 og 60 kV nettene blir stort sett
drevet radielt. Det bør i framtiden vurderes om det vil være formålstjenlig å koble sammen større deler av 50
og 60 kV nettet til et maskenett. I denne vurderingen må man vurdere økt leveringssikkerhet opp mot
ekstrakostnader ved vern som kan fungere selektivt i et maskenett.
Ved utbygging av nettet blir det i størst mulig grad prøvd å ta miljøhensyn, f.eks. ved å velge gunstige traséer
for nye linjer, slik at linjene i stor grad skjules av terrenget. Ofte kommer det krav om å legge kabel i stedet for
å bygge luftlinjer. Kabel blir normalt et for kostbart alternativ der det er mulig å komme fram med luftlinje, og
prisforskjellen er større jo høyere spenningen er. Enkelte steder må det likevel legges kabel fordi området er
så tettbebygd eller geografien slik at det er umulig eller svært vanskelig å komme fram med luftlinje.
Enkelte som bor nær kraftlinjer, føler seg usikre på om linjene kan medføre noen helserisiko. Det har spesielt
vært fokusert på magnetfelt fra linjene. Ved nybygging kreves utredninger dersom avstanden fra linjer og
kabler til skoler, barnehager og boliger er så liten at gjennomsnittlig magnetfelt i disse bygningene overstiger
0,4 T. Dette skyldes en "føre-var"-strategi, der det kan gjennomføres tiltak som ikke gir store merkostnader
for å unngå en mulig helsefare som ennå ikke er klarlagt. For nærmere informasjon henvises til Statens
Strålevern (http://www.nrpa.no). Det har også vist seg at det i bygg som står nærmest linjene, kan være
problemer med flimring på billedrørskjermer (PC og fjernsyn). Også dette er et godt argument for å holde litt
ekstra avstand utover kravene.
Det må i denne sammenhengen nevnes at jordkabel i stedet for luftlinje i sentralnett og regionalnett fører til
store merkostnader.
På Nord-Jæren har man de siste årene i tillegg opplevd et stadig økende press fra eksterne grunneiere i
forbindelse med kabling av eksisterende linjer. Grunneiere, utbyggere og kommunene går sammen om å ta
kostnadene med å få lagt kabel til erstatning av deler av en luftlinje, særlig i tettbygde strøk og
industriområder. Hvordan den fremtidige utviklingen vil bli er vanskelig å si, men det er lite sannsynlig at
presset på energiselskapene om kabling av linjer vil avta. På bakgrunn av dette vil det høyst sannsynlig
komme konsesjonssøknader til NVE som vi ikke har oversikt over i dag. Lyse Elnett krever normalt at de som
ønsker et slikt kablingsprosjekt betaler alle kostnader utover nødvendig reinvestering. Lyse Elnett ønsker
også å forbedre sine interne prosedyrer slik at eksterne tiltak ikke går på bekostning av leveringskvalitet og
overføringsevne.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 8 av 30
3.2
Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå
NVE ønsker langsiktige kraftsystemutredninger med minst 20 års tidshorisont. Lyse Elnett har igangsatt
arbeid med nye retningslinjer for nettutviklingen, basert på langsiktige planer. I de områdene der veksten er
størst, er det nødvendig å heve spenningen i dagens regionalnett fra 50kV til 132 kV. Et helt nytt
overføringssystem er omfattende og komplisert å etablere ettersom det er mange faktorer som spiller inn. I
kapittel 5 som omfatter fremtidige investeringer, skisseres hovedlinjene i omleggingen til 132 kV.
Denne utredningen beskriver forsterkningsbehovet i nettet fram til 2030, gitt ulike scenario.
Kraftsystemutredningen er imidlertid ikke like detaljert som konsesjonssøknadene for de enkelte anlegg vil
være.
Det presiseres at utredningen ikke er bindende og ikke innebærer noe investeringsvedtak, men er å betrakte
som et bilde av en kontinuerlig utredningsprosess.
3.3
Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger
Følgende forutsetninger ligger til grunn:
Kalkulasjonsrente: 4,0 %
Analyseperiode: 40 år.
Tidligere har de oppsatte generelle økonomiske levetidene vært forholdsvis pessimistiske anslag på grunnlag
av usikkerhet. Det har vært et stort sprik mellom økonomisk og teknisk levetid. Det har vist seg at reell levetid
for mange anlegg har vært mye lengre enn den økonomiske levetiden. Det vil videre framover i større grad bli
tatt stilling til økonomisk levetid for hvert enkelt anlegg, og økonomisk levetid vil i praksis bli lik teknisk levetid.
Dette forutsetter at restlevetiden revurderes mange ganger i løpet av levetiden for anlegget. Dette er i
samsvar med regnskapsregler for IFRS-regnskap. Vi vil derfor bruke følgende generelle tekniske og
økonomiske levetider:
Tomt:
Transformatorstasjon bygningsmessig:
Krafttransformator:
Bryteranlegg og samleskinne:
Stålmaster eller betongmaster til luftlinjer:
Liner, isolatorer, klemmer etc. til luftlinjer:
Overføringslinjer med tremaster:
Jordkabler:
Sjøkabler:
Beredskapsmateriell:
Kontrollanlegg, databasert:
Kontrollanlegg, konvensjonelt:
Uendelig
50 år
40 år
40 år
80 år
50 år
50 år
35 år
35 år
25 år
10 år
20 år
For transformatorer kan levetiden forlenges utover 40 år ved regenerering av oljen og/eller tørking av
transformatoren. Det er viktig at dette utføres før transformatorenes tilstand blir for dårlig. Slike tiltak kan ha
ekstra stor verdi ved ombygging fra et spenningsnivå til et annet fordi det da er ønskelig at en stor del av
transformatorene i et område skal skiftes ut omtrent samtidig.
Investeringskostnadene er stort sett regnet ut på grunnlag av priser i Sintef Energiforsknings ”Planbok for
kraftnett”. Planboken blir nå revidert i samarbeid med REN. I investeringskostnadene tar vi ikke med
byggetidsrenter. I en så tidlig fase er kostnadsoverslagene svært usikre.
Tapspriser er hentet fra Sintef Energiforsknings ”Planbok for kraftnett”. Vi regner ut elektriske tap i nettet og
multipliserer med tapsprisen. For å sammenligne med investeringskostnader blir det stort sett regnet ut en
nåverdi for tap med 4,0 % kalkulasjonsrente og 40 års analyseperiode. Spesielt for prosjekter med
investeringer et stykke ut i analyseperioden forlenges gjerne analyseperioden for å få en rettferdig
sammenligning av alternativer med investeringer tidlig og sent i analyseperioden. For regionalnettslinjer og
kabler har vi regnet en effektpris på 426 - 565 kr/kW i tillegg til en energipris på 33,3 – 35,5 øre/kWh, med
minst pris i 2014 og høyest pris fra 2035 av.
Drifts- og vedlikeholdskostnader kan være utfordrende å anslå da de er usikre spesielt for eldre anlegg. En
stor del av vedlikeholdskostnadene knyttet til linjer er kostander for skoging. Dette avhenger av om det er
skog i de områdene der linjene går. Det er i stor grad brukt en standard pris pr. km linje (for eksempel 15.000
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 9 av 30
kr/km 132 kV linje) som anslag for drifts- og vedlikeholdskostnader, men linjene bør vurderes individuelt
avhengig av terrenget. Det satses hovedsakelig på tilstandsstyrt vedlikehold.
Kostnadene for ikke levert energi ligger i større grad hos forbrukerne enn hos nettselskapene. Ordningen med
KILE er innført for at også nettselskapene skal ha kostnader med ikke levert energi, og dermed et insentiv til å
reinvestere før tilstanden til anleggene blir så dårlig at leveringssikkerheten blir for dårlig.
Det er ennå en viss mangel på verktøy for å beregne avbruddskostnader i maskenett. Foreløpig bruker vi stort
sett regneark. Vi har brukt priser på ikke levert energi (KILE-satser) gjengitt i tabell 1 og 2. Disse KILEsatsene er hentet fra NVE rapport nr. 76: Endringer i forskrift om endring i forskrift om økonomisk og teknisk
rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer. Nye satser er gjeldende fra 1. Januar 2015.
Fremtidige utredninger vil benytte de oppdaterte satsene.
Kundegruppe
Kostnadsfunksjon for KILE-sats (t = avbruddsvarighet i timer)
1min ≤ t< 1
1 time ≤ t < 4
4 timer ≤ t < 8 t ≥ 8 timer
time
timer
timer
5,1 + 14,6 t
5,1 + 14,6 t
3,5 + 15,9 t
9,0 + 14,6 t
9,0 + 14,6 t
1,1 + 10,0 t
1,1 + 10,0 t
1,1 + 10,0 t
1,1 + 10,0 t
1,1 + 10,0 t
34,7
34,7 + 86,5 t
36,8 + 84,1 t
145,6 + 56,8 t 302,3 + 37,3 t
16,3
28,6 + 171,9 t 107,1 + 93,0 t -98,2 + 144,3 t 219,4 + 104,6 t
7,1
61,3 + 115,6 t 148,2 + 28,5 t 50,9 + 52,9 t
330,1 + 18,0 t
50,0 + 2,9 t
50,0 + 2,9 t
50,0 + 2,9 t
92,9 + 2,9 t
92,9 + 2,9 t
t < 1 min
Jordbruk
Husholdning
Industri
Handel og tjenester
Offentlig virksomhet
Industri med eldrevne
prosesser
Tabell 1. KILE-satser for ikke varslet avbrudd ref. 2013
Kundegruppe
Varslet avbrudd
- spesifikk avbruddskostnad
multipliseres med
faktor:
Jordbruk
Husholdning
Industri
Handel og tjenester
Offentlig virksomhet
Industri med eldrevne prosesser
Tabell 2. KILE-satser for varslet avbrudd
0,80
0,90
0,50
0,70
0,82
1,00
NVE skal årlig justere avbruddssatsene etter konsumprisindeksen. De oppgitte avbruddssatsene er justert til
2013 etter konsumprisindeksen.
Gjennomsnittet for alle kundegrupper i Sør-Rogaland, vektet etter forbruket, er nå avhengig av varigheten av
avbruddet. For et to timer langt avbrudd blir gjennomsnittet ca. 62,1 kr/kWh ikke levert energi. Dette kan
variere en del fra sted til sted avhengig av kundesammensetningen og varigheten av avbruddet.
Vi sammenligner alternative investeringer i nettet ved å summere nåverdien av investeringskostnader,
tapskostnader, avbruddskostnader og drifts- og vedlikeholdskostnader. Det alternativet som har lavest sum av
nåverdi kostnader er det samfunnsøkonomisk gunstigst. Forhold som det vanskelig kan knyttes kostnader til,
geografisk plassering, miljø, spesiell berettiget lokal motstand, bransjestandard etc. vil likevel bli vurdert i
prosjektene.
Termisk grenselast på linjene er avhengig av både alder og tverrsnitt. Linjer bygget før 1965 skulle ifølge
normene prosjekteres for 40 C linetemperatur. Linjer bygget mellom 1965 og ca. 1980 skulle ifølge normene
prosjekteres for 50 C linetemperatur. Linjer bygget etter 1980 er stort sett prosjektert for 80 C
linetemperatur. Ved maksimallast antas 0 C lufttemperatur og 1,0 m/s vindhastighet.
Termisk grenselast for kabler er avhengig av både forlegning, dybde og fellesføring med andre kabler.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 10 av 30
Det antas at de fleste transformatorer kan overbelastes med opp til 20 %. For enkelte transformatorer kan
likevel trinnkoblere, brytere og strømtransformatorer avgrense dette.
Ved inn- og utkobling av enkelte linjer i sentralnett og regionalnett kan spenningspranget bli forholdsvis stort.
I enkelte feilsituasjoner vil det likevel foreløpig være umulig å unngå store spenningsprang. Det er også
unntak for feilsituasjoner i kravet til spenningsprang i Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet.
Leveringskvalitetsforskriften § 3-4.
Ved effekt- og energiprognoser for forbruket tar vi utgangspunkt i Statistisk sentralbyrås folketallframskriving
2012 – 2100[11]. Dessuten antar vi en viss utvikling i botetthet og energiintensitet i de tre scenariene i
prognosen. Denne utviklingen i botetthet og energiintensitet tar hensyn til at nye husholdningsapparat trolig vil
være klassifisert i en bedre energiklasse enn de gamle som blir skiftet ut. Vi har også til en viss grad tatt
hensyn til at en del av de nye boligene blir lavenergihus. Vi tar utgangspunkt i temperaturkorrigert
maksimallast og årlig energiforbruk.
Ytterligere prognoseforutsetninger og framgangsmåte er beskrevet mer detaljert i kapittel 5.1
Det er etablert et distribusjonsnett for naturgass i Sør-Rogaland. Gass erstatter forbruk av elektrisitet, olje og
propan i flere sammenhenger. I 2013 leverte Lyse Neo AS 648 GWh naturgass blandet med biogass fra
kloakkrenseanlegget i Mekjarvik. Det arbeides med å øke andelen biogass, slik at gassen kan framstå som
mer miljøvennlig. Dette gjelder både gass brukt til oppvarming og til drivstoff på busser og biler. For kunder
som ønsker et miljøvennlig alternativ markedsføres produktene biogass 100 og biogass 33 med 100 % og
33 % biogass.
Det har tidligere ikke vært noen kraftintensiv industri i Sør-Rogaland som faller inn under Statnetts definisjon
av kraftintensiv industri. Scana Steel og Titania har likevel vært i nærheten av denne grensen.
Tapet i regionalnettet er mest avhengig av produksjon i Lysebotn, Flørli og Maudal kraftverk. Variasjoner i
regionalnettstap fra år til år stemmer godt overens med produksjon i vannkraftverkene. Dessuten er
tomgangstap konstante. For de delene av regionalnettet der lastflyten er avhengig av forbruket, antas 2400
timers brukstid for lasttap.
Nærheten til Nordsjøen og et flatt landskap med lite skog fører til at store deler av Sør-Rogaland (spesielt
Jæren) er utsatt for saltråk. Dette fører til at nettanleggene er mer utsatt for korrosjon enn tilsvarende anlegg i
innlandet, og det er viktig at isolatorene har lang krypestrømsvei. Det kan også være kraftig vind på Jæren.
Mange vintrer er forholdsvis milde, slik at det stort sett er mulig å grave året rundt. Men vinteren 2009/2010 er
et eksempel på at snøen kan bli liggende mesteparten av vinteren også på Jæren, og at det kan være så mye
tele i jorda at det er umulig eller svært krevende å grave om vinteren.
4
4.1
DAGENS KRAFTSYSTEM
Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring
Fra februar 2014 overtar Statnett ansvar for Lyse Sentralnett og dermed sentralnettanleggene i regionen.
Aldersfordeling på sentral- og regionalnetttransformatorer i Sør-Rogaland er vist i Feil! Fant ikke
referansekilden.. Figuren viser at det er en markert topp i perioden 1980 – 1984. 21 % av transformatorytelsen er fra denne 5 års perioden. 68 % av transformatorytelsen er fra 25 års perioden 1965 – 1989 (25 – 49
år gamle). 4 % av transformatorytelsen er fra før 1965 (eldre enn 49 år) og 28 % av transformatorytelsen er
fra etter 1989 (nyere enn 23 år). For bare regionalnetttransformatorene er 59 % fra perioden 1965 – 1989 (25
– 49 år gamle), 6 % fra før 1965 (eldre enn 49 år gamle) og 35 % fra etter 1989 (nyere enn 25 år). Dersom vi
antar 40 - 50 års teknisk levetid på transformatorene, må investeringstakten i nye transformatorer økes
vesentlig framover for å erstatte de eldste transformatorene.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 11 av 30
Lyse Elnett utfører løpende analyser og vurderinger av krafttransformatorer gjennom oljeprøver og termiske
sjekk gjennom innebygde temperatursensorer eller termografering. Oljeprøver tas årlig på transformatorer på
300 og 132 kV spenningsnivå. 50 kV transformatorer analyseres annet hvert år. På bakgrunn av oljeprøvene
vurderes tilstand. Gjennom tolkingen av resultatene vil vedlikeholdsavdelingen anbefale tiltak som
regenerering, tørking eller utbytting av transformatorer. Hyppige oljeprøver og god tilstandshistorie har vist
seg nyttig for å avdekke feil.
Figur viser estimert restlevetid for sentral- og regionalnettstransformatorene i Sør-Rogaland. Dette er estimert
restlevetid hvis det ikke blir utført regenerering av transformatoroljen og/eller tørking av transformatorene.
Restlevetid for transformatorer
35
Antall transformatorer
30
25
20
15
10
5
0
<0
0-4 år
5-9 år 10-14 år 15-19 år 20-24 år 25-29 år 30-34 år 35-39 år >40 år
Restlevetid
Figur 2. Estimert restlevetid for sentral- og regionalnettstransformatorer i Sør-Rogaland
Aldersfordeling for linjer og kabler i regional- og sentralnettet i Sør-Rogaland er vist i Figur . Vi ser av figuren
at en stor del av linjene og kablene er forholdsvis gamle. 28 % av linjer og kabler er fra før 1965 (eldre enn 49
år). 50 % av linjer og kabler er fra perioden 1965 – 1989 (25 – 49 år gamle), og 22 % er fra etter 1989 (nyere
enn 23 år). For bare regionalnettet (uten sentralnet) er 35 % av linjer og kabler fra før 1965 (eldre enn 49 år).
38 % er fra perioden 1965 – 1989 (25 – 49 år gamle), og 27 % av linjene og kablene er fra etter 1989 (nyere
enn 25 år).
Aldersfordelingen for linjer og kabler er jevnere enn for transformatorer. Den store andelen gamle linjer og
kabler fører til at en forholdsvis stor andel må fornyes i løpet av utredningsperioden. Dette blir forsterket av at
første generasjon PEX-kabler var svært utsatt for vanntre, slik at det kan være behov for å skifte ut PEXkabler produsert på 1980-tallet før eller samtidig med utskiftning av oljekabler fra 1950-tallet.
Tilstanden på linjer og kabler er svært varierende. For en del av linjene er det behov for å skifte line, oppheng,
isolatorer etc. Det er en del vanntrær i noen av PEX-kablene. Også for noen av de gamle oljekablene er
tilstanden så dårlig at de trolig må skiftes ut om forholdsvis kort tid. Den eldste linjen, Maudal – Oltedal, er nå
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 12 av 30
84 år, og tilstanden er så dårlig at man må innse at teknisk levetid er utløpt. Det er søkt konsesjon for bygging
av ny linje.
180
Linjelengde [km]
160
300 kV kabler
140
300 kV linjer
120
132 kV kabler
100
132 kV linjer
80
60 kV linjer
60
50 kV kabler
40
50 kV linjer
20
0
Figur 3. Aldersfordeling av linjer og kabler i regionalnettet og sentralnettet i Sør-Rogaland
Gjennomsnittlig utnyttelsesgrad for transformatorene er vist i Figur . Utnyttelsesgraden i normaldrift bør være
mindre enn 60 % pr. transformator da det er behov for reserve, samt en kald transformator lever lenger. For
høy utnyttelsesgrad kan bety at det mangler reserve, noe som kan føre til høye KILE-kostnader. Det er
dermed ikke mest effektivt å ha høyest mulig utnyttelsesgrad av transformatorene i normaldrift. Nøyaktig hvor
høy utnyttelsesgrad som er mest effektivt er avhengig av avstanden mellom transformatorstasjonene og
reserve i underliggende nett. En transformator med lett belastning og god omgivelsestemperatur vil også vare
vesentlig lenger enn en transformator som presses hardt.
100%
90%
80%
300/50 kV
70%
132/50 kV
60%
132/22 kV
50%
40%
132/10 kV
30%
50/22 kV
20%
50/15 kV
10%
50/10 kV
0%
Målt maksimallast 2013/14
Prioritert maksimallast
2013/2014
Temperaturkorrigert
maksimallast 2013/14
Figur 4. Utnyttelsesgrad for transformatorer
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 13 av 30
Størstedelen av sentralnettet og regionalnettet i området fjernstyres. Dette muliggjør rask omkobling ved feil.
Utstyr for automatisk gjeninnkobling på en del av linjene bidrar til ytterligere tidsbesparelser dersom feil
oppstår.
300 og 132 kV nettene drives som maskenett og er normalt sammenkoblet alle steder der det er mulig.
Foreløpig vil vi normalt ikke koble sammen 300 kV nettet og 132 kV nettet både i Lysebotn og Stokkeland.
Dette skyldes at kortslutningsytelsen kan bli for høy for de eksisterende 132 kV effektbryterne i Lysebotn
kraftverk. Tapsmessig er det også gunstig med deling i Lysebotn, men sammenkobling kunne ha gitt
momentanreserve i enkelte feilsituasjoner. Det må vurderes nærmere om det finnes feilsituasjoner der
sammenkobling av 300 og 132 kV nettet både i Lysebotn og Stokkeland kan føre til overbelastning av 132 kV
nettet ved en eventuell total sammenmasking av 300 kV og 132 kV nettene.
60 og 50 kV nettene drives stort sett radielt, men enkelte steder er transformatorer og linjer parallellkoblet. 50
kV nettet Tronsholen – Ålgård – Oltedal – Riska – Vatne – Tronsholen drives normalt som en ring. Ved radiell
drift vil utfall av en linje eller transformator føre til at forbruket lenger ute på radialen får avbrudd. Forsyningen
kan som regel gjenopprettes raskt, enten ved gjeninnkobling eller ved omkobling, slik at forsyningen blir
opprettet fra den andre kanten.
Regionen har opplevd en stor økning i last og punkter i regionalnettet som tidligere hadde reserve etter
omkobling, lar seg ikke forsyne før feil er utbedret. Enkelte transformatorstasjoner har bare en transformator
som utgjør en risiko med tanke på forsyningssikkerhet. Avhengig av området vil det alltid være en viss reserve
i underliggende nett, men potensialet er ikke dokumentert. Nye KILE satser fra 01.01.2015 gjør at Lyse Elnett
må gjøre nye vurderinger av risiko på stasjoner med enkelt transformator.
300 kV nettet er direktejordet. 132 kV nettet og deler av 50 kV nettet er spolejordet. Deler av 50 kV nettet
drives med isolert nullpunkt.
Lyse sentralnett har vern som kobler bort en deler av last i situasjoner hvor sentralnettet overbelastes. Det har
ved enkelte feil vist seg at dette vernet fungerer som det skal og hindrer at hele Sør-Rogaland blir mørklagt
ved feil på viktige linjer.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 14 av 30
1400
1200
Effekt [MW]
1000
Totalforbruk SørRogaland
800
Sentralnett inn mot
Stokkeland
600
Transformering
Stølaheia
400
Transformering
Bærheim
200
0
1
1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001
Timer
Figur 5. Varighetskurve for totalforbruk i Sør-Rogaland og effektflyt i noen sentrale snitt 2013
4.2
Lastflyt i dagens nett
Vinterlast/maksimallastsituasjon
Vinteren i år var mild og uten langvarige kuldeperioder, hadde man benyttet de temperaturkorrigerte verdiene
ville man hatt ytterligere 250 MW (+22%) effekt å dekke opp i systemet. Man har marginer til å dekke opp de
korrigerte effektene, men enkelte overføringer og transformatorer er da fullt utnyttet og man vil i mange
områder ha sterkt begrenset mulighet for reserve ved feil.
Lavlastsituasjoner
Det er lite endringer i 2013 og dette blir ikke visualisert. Nettdriften i lavlast er normalt uproblematisk og
marginene er betydelig høyere enn i vinterlast. Den produksjonen som er tilknyttet nettet og de endringer
produksjonen representerer er godt innenfor systemets kapasitet ved dagens nivå.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 15 av 30
4.3
Andre forhold i nettsystemet
Kompensering
Installasjon av reaktorer og kondensator batteri i Stølaheia på 300 kV nivå. Oppleves som et svært positivt
bidrag til nettdriften og opereres i samarbeid med Statnett. Kompenseringen er bl.a. med på å redusere de
negative påvirkningene 300 kV nettet opplever ved kobling og større endringer av lastflyt i Nord-Ned
forbindelsen som går ut fra Feda. Det er et ønske å gjøre kompenseringen enda mer fleksibel for bedre å
tilpasse kompenseringen i forhold til koblingsbildet. Blant annet er kondensatorbatteriet på 100 MVAr noe stort
i situasjoner med lav kortslutningsytelse, noe som fører til for høyt spenningssprang.
Sårbarhet i spolejordet nett ved utfall av spoler. Alder på spoler og større innslag av jordkabel i luftnett gjør at
man er sårbare ved feil. Det er planlagt spole tilknyttet Skeiane på 132 kV, denne forventes satt i drift til
sommeren 2015.
Effektpendlinger
Man har siden 2007 opplever enkelte situasjoner hvor det oppstår effektpendlinger mellom Førli og Lysebotn
kraftverk. Hyppigheten er færre enn én hendelse i året de siste 7 årene. De spesifikke forholdene som starter
pendlingen er ikke avdekket, men kraftstasjonen er plassert i et nett med flere parallelle 132 kV linjer med ulik
impedans og flere produksjonsanlegg tilknyttet. Dempingen i nettet er simulert og målt til å være liten i enkelte
tilfeller men man har ikke avdekket hvilke forhold som utløser pendlingen. Det arbeides videre med å avdekke
utløsende faktorer for pendlingen, bl.a. vil innstillingene til PSS enheten i Flørli bli gjennomgått. Svingning
kanselleres ved å redusere aktiv effekt i Flørli fra driftssentralen til Lyse Elnett.
4.4
Områder med spesielt fokus
Jærnettet
50 kV nettet mellom Stokkeland og Kjelland transformatorstasjon har vært presset over flere år. Lasten har
økt kraftig og linjenettet holder ikke tritt med utviklingen. Flere av linjene inn til området er nær 100% belastet
og ville vært i overlast hvis temperaturkorrigerte verdier ble en realitet. Ved feil på en av linjene inn til området
fra nord vil det være områder som må kobles ut.
Lyse Elnett fikk vinter 2014 innvilget konsesjon på temperaturoppgradering og linjebytte på dobbeltlinjen
Vagle – Kalberg – Holen. En oppgradering av denne strekningen vil være til stor hjelp frem mot etableringen
av 132 kV som vil ta flere år å gjennomføre.
Forsyningen fra sør, Kjelland – Opstad forsyner normalt Hetland og Bø transformatorstasjon. I sommerlast
kan man forsyne opp til Opstad og Nærbø, men i tunglast vil spenningen i disse stasjonene bli svært lav. Det
er ikke slukkespole i Kjelland og man må holde et øye med ladestrømmer i tilkoblet nett ved forsyning fra sør.
Stasjonene Bø og Hetland kan dermed bare forsynes fra sør og Opstad og Nærbø kan bare forsynes fra nord
i tunglast, det er lite eller ingen fleksibilitet ved feil i dette nettsystemet. Produksjon gjennom Høg-Jæren
vindkraftverk som er tilknyttet Opstad hjelper på spenningen når det produseres, vindressursene viser seg
imidlertid å være liten i svært kalde perioder.
Jær-nettet har også områdets største vindkraftverk, Høg-Jæren, med installert ytelse 73,6 MW tilknyttet i
Opstad transformatorstasjon. Vindkraftverket har vist seg å være et godt tilskudd til systemet i lavlast når det
produserer. Ved store endringer i produksjon opplever man imidlertid stor endring i effektflyt og tilhørende
utfordringer med spenninger i Jær-nettet. Potensielt stor endring i effektflyt er noe driftsentralen til Lyse Elnett
må være påpasselig på ved omkoblinger i dette nettet.
Sandnes Øst systemet.
Analyseområdet «Sandnes Øst», er et 50 kV system som strekker seg fra Stokkeland\Tronsholen i Vest til
Maudal Kraftverk i Øst. Store deler av Sandnes kommune og hele Gjesdal kommune er forsynt gjennom dette
systemet. Stasjonen Ålgård som ligger i kommunesenteret i Gjesdal opplever stor vekst og i tunglast 2013 er
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 16 av 30
det effektflyt inn mot Ålgård fra både øst og vest for å kunne forsyne stasjonen. Både transformator- og
overførings-kapasitet er høyt utnyttet.
Vatne transformatorstasjon i samme nettsystem opplever ikke direkte kapasitetsproblemer, men alder på 50
kV bryteranlegg er såpass gammelt at endringer er påkrevd. Vatne ligger sentralt plassert med tanke på
fremtidig planlagt utbygging i Sandnes kommune. Vatne var en del av UFNS prosjektet som startet i 2000
hvor en betydelig oppgradering av 50 kV overføringssystemet skulle realiseres. Tiden har imidlertid løpt fra
dette prosjektet og man sikter nå mot en 132 kV løsning, se kapittel 6 for mer detaljer.
Stavanger
Utfordringene i Stavanger kommune knytter seg hovedsakelig til gammelt materiell og presset situasjon med
tanke på innmating fra sentralnettet i Stølaheia og 132 kV nettet i Ullandhaug transformatorstasjon. 300/50 kV
transformatorene i Stølaheia går i tunglast over 100% belastet og Lyse Elnett har opplevd en reduksjon i
overføringskapasitet mot Ullandhaug som følge av kablingsprosjekter hvor dårlig forlegning har redusert
overføringskapasiteten i 132 kV nettet mellom Tronsholen/Stokkeland til Skeiane/Ullandhaug fra 1000 til 600
amper, se anleggsregister for detaljer. Stasjonen Jåttå i næringsområdet Forus skiller seg ut med både
aldrende materiell og stor last økning.
Bærheim transformatorstasjon
300/50 kV transformatorene i Bærheim transformatorstasjon var 82 % belastet ved temperaturkorrigert
maksimallast vinteren 2013/2014. Bærheim transformatorstasjon forsyner normalt både Lura, Sande,
Risavika, Jåttå og Forus transformatorstasjoner. Dette er områder der det forventes stor økning av forbruk de
nærmeste årene, slik at Bærheim transformatorstasjon om noen år kan bli svært hardt belastet. Periodevis må
Bærheim transformatorstasjon også forsyne Skeiane, Hatteland og Kleppemarka for å avlaste nettet ut fra
Stokkeland.
Stokkeland transformatorstasjon
300/50 kV transformatorene i Stokkeland transformatorstasjon var 83 % belastet ved temperaturkorrigert
maksimallast vinteren 2013/2014 dersom vi antar 0 vindkraftproduksjon. Produksjon i Høg-Jæren vindpark
avlaster normalt disse transformatorene en del. De kunne ha vært ytterligere avlastet ved å forsyne forbruket
tilknyttet Opstad transformatorstasjon fra Kjelland, spenningsforholdene ved forsyning fra sør er imidlertid
utfordrerne.. 300/132 kV transformatorene i Stokkeland kan gjerne være mer belastet om sommeren enn om
vinteren fordi det er mye produksjon tilknyttet dette nettet.
Av Statnett sin nettutviklingsplan, kap 12, kan man lese at overføringene inn til Stokkeland ikke har full
redundans i tunglastsituasjoner, og ved effektflyt over 700 MW vil overføring mot Vagle kobles ut automatisk
ved feil. Da vil ~250 MW på Jæren miste strømmen.
Lyse Elnett er i dialog med Statnett om tiltak i matepunktet Stokkeland som følge av planene om ombygging til
132 kV i store deler av 50 kV nettet.
Transformering Båtstad
Transformatorene i Båtstad transformatorstasjon er nær ved å bli fullastet på kalde vinterdager (92 % belastet
ved temperaturkorrigert maksimallast 2013/2014). Båtstad kan avlastes ved at deler av forbruket forsynes fra
Risavika. Den tidligere T1 (25 MVA) fra Lura transformatorstasjon er flyttet til Båtstad, men den er enda ikke
satt i drift, fungerer som kald reserve frem til tilkobling finner sted. Prosjektet er planlagt gjennomført ila. 2014.
Transformering Hjelmeland transformatorstasjon
Transformatoren i Hjelmeland transformatorstasjon fullastes eller overbelastes på kalde vinterdager. Også her
er det litt reserve i 10 kV nettet fra Hjelmeland kraftstasjon. Noen småkraftverk ønsker tilknytning til 10 kV
nettet ut fra Hjelmeland kraftverk, noe som ville ha ført til overbelastning av transformatoren i Hjelmeland
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 17 av 30
kraftverk når det er så mye nedbør at Hjelmeland kraftverk og småkraftverkene i dette området produserer for
fullt.
For å kortsiktig løse problemene med tilknytning av småkraft til 10 kV nettet ut fra Hjelmeland kraftverk, skiftet
Lyse Produksjon ut den eksisterende 50/10 KV transformatoren med en større transformator (fra 6 til 12
MVA). Den nye 12 MVA transformatoren ble satt i drift våren 2011.
For å øke transformatoreffekten i Hjelmeland vil Lyse Elnett plassere treviklingstransformatoren fra Nordbø i
Hjelmeland transformatorstasjon. Dette er en 10 MVA 50/22/10 kV treviklingstransformator. Fordelen med
denne transformatoren er at omsetningen er slik at den kan brukes for transformering til 10 kV og 22 kV
samtidig, slik at det er mulig å gradvis bygge om til 22 kV. Ulempen er at ved høy produksjon i kraftverk i
Hjelmeland kommune kan spenningen i 50 kV nettet bli forholdsvis høy, og trinningsområdet på denne
transformatoren er så snevert i den retningen at det også kan føre til for høy spenning i 10 kV nettet.
Med denne løsningen blir tidspresset for ombygging til 22 kV mindre enn om begge problemene skulle løses
med den samme transformatoren. Så snart treviklingstransformatoren fra Nordbø er satt i drift, kan en gradvis
ombygging til 22 kV startes når det er behov for det. Dessuten blir denne transformatoren en viktig del av en
framtidig 22 kV reserve mellom Finnøy og Hjelmeland.
50/10 kV transformering Jåttå og Forus
50/10 kV transformatorene i Jåttå transformatorstasjon var 88 % belastet ved temperaturkorrigert
maksimallast vinteren 2013/2014, og transformatorene i Forus transformatorstasjon var 50 % belastet. Det er
litt 10 kV reserve mellom Forus og Jåttå, men dersom en av 50/10 kV transformatorene i Jåttå
transformatorstasjon havarerer, vil de andre måtte gå i noe overlast. Disse transformatorene er 53 – 58 år
gamle.
For å ha god nok reserve for 50/10 kV transformatorene i Jåttå transformatorstasjon, bør det ikke være mer
forbruk enn 37 MW tilknyttet 10 kV fra Jåttå transformatorstasjon og minst 5 MW reserve fra Forus til Jåttå.
Temperaturkorrigert maksimallast vinteren 2013/2014 var i omtrent på dette nivået. I dette området er
forbruksveksten de nærmeste årene forventet å bli svært stor. Prosjekt for å skifte ut transformatorer mot 10
kV er planlagt med oppstart 2015.
50/22 kV transformatorene i Jåttå transformatorstasjon var 65 % belastet ved temperaturkorrigert
maksimallast vinteren 2013/2014. Det er satt i drift en 25 MVA 50/22 kV transformator i Sande
transformatorstasjon gir N-1 for 22kV nettet mellom Jåttå og Sande. Det etableres også 22 kV forbindelser
mellom Jåttå og Ullandhaug som ferdigstilles ila. 2014.
50 kV linja Stølaheia – Dusavik
Kabelen inn til Dusavik transformatorstasjon på 50 kV linja Stølaheia - Dusavik overbelastes på kalde
vinterdager dersom både Dusavik og Buøy skal forsynes gjennom denne linja/kabelen. For å unngå
overbelastning, kan en del av Dusavik forsynes gjennom 50 kV linja Randaberg – Dusavik, eller en del av
Buøy kan forsynes gjennom 50 kV kabelen Haugesundsgate – Buøy. Dette er en lite ønskelig situasjon fordi
det fører til større tap.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 18 av 30
4.5
Leveringskvalitet
Leveringskvaliteten er stort sett god, men det er en del lokale variasjoner, og spesielt i enkelte feilsituasjoner
kan det blir store spenningssprang.
Leveringssikkerheten er lavere enn vi skulle ønske grunnet flaskehalser i både sentral- og regional-nett. En
stor del av investeringene presentert i kapittel 6 har til hensikt å bedre denne situasjonen. Opptiden på
99,995968% er statistisk bedre enn forventet og regionen må være forberedt på større usikkerhet i
strømforsyningen frem til enkelte sårbare punkter er oppgradert.
Industri
9% 0%
20 %
Handel og tjenester
Jordbruk
Husholdning
18 %
Offentlig
50 %
3%
Treforedling og kraftint.
Ind.
Figur 6 Fordeling mellom kundegruppene
4.6
Statistikk for elektrisitetsproduksjon
Tilgjengelig vinterproduksjon i kraftverk tilknyttet sentralnett, regionalnett og distribusjonsnett i Sør-Rogaland
vinteren 2013/2014 var 719 MW. Årlig middelproduksjon er 3.112 GWh. Av dette er 238 MW (713 GWh)
tilknyttet sentralnettet, 392 MW (1.952 GWh) tilknyttet regionalnettet og 89 MW (447 GWh) tilknyttet
distribusjonsnettet. Dette er vist mer detaljert i vedlegg 17. Vi har nok ikke fått med alle kraftverk under 1 MW
i oversikten.
Av den totale produksjonen er 2.833 GWh (91,0 %) vannkraft, 235 GWh (7,6 %) vindkraft og 44 GWh (1,4 %)
søppelforbrenningskraft.
Vannkraftverkene er stort sett tilknyttet nettet i områder med lite forbruk.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 19 av 30
4.7
Statistikk for elektrisitetsforbruk
Figur 7. Statistikk over årlig elektrisk energiforbruk fra 2004 til 2013
Figur 82 viser utviklingen av elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2004/2005 og vinteren
2013/2014.
1 500,0
1 400,0
1 300,0
Målt maksimallast [MW]
1 200,0
Prioritert makslast [MW]
1 100,0
Temp.korr. prior. makslast
[MW]
1 000,0
900,0
13/14
12/13
11/12
10/11
09/10
08/09
07/08
06/07
05/06
04/05
800,0
Figur 82. Statistikk over elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2004/05 og 2013/14
Temperaturkorrigeringen er foretatt på grunnlag av temperaturmålinger fra Sola, som ligger forholdsvis nær
en stor del av forbruket i Sør-Rogaland. Laveste 3-døgns middeltemperatur med 10 års returtid for Sola er 13C, og laveste 3-døgns middeltemperatur med 2 års returtid er -7,3C. 3-døgns middeltemperatur ved
maksimallast vinteren 2011/2012 var -2,6C. Vi temperaturkorrigerer med -1,7 %/C på grunnlag av en
undersøkelse av sammenhengen mellom total last for Sør-Rogaland og 3-døgns middeltemperatur fra 1991.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 20 av 30
4.8
Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet
Elektrisitet er i utgangspunktet den dominerende energibærer i området, men det blir også brukt ved, olje- og
parafin, fjernvarme og gass. Det har de siste årene vært en utbygging av fjernvarmenett ut fra
søppelforbrenningsanlegget på Bærheim. Det er lagt gassrør fra Kårstø til Risavika, med en avgrening til
Rennesøy og Finnøy. Dermed har Lyse Neo kunnet levere naturgass i rør fra våren 2004. I og med at vi har
vært inne i perioder med høy elektrisitetspris samtidig med markedsføring av gass som energibærer, har
salget av gass vært høyere enn antatt. Det ble i 2013 levert 653 GWh gass. Temperaturkorrigert forbruk av
gass var da 664 GWh. Dette er en blanding av naturgass og biogass. Fjernvarmeforbruket i Lyse NEO sitt
nett var i 2013 var på 132 GWh, 134 GWh temperaturkorrigert. Energikilden til fjernvarme forbruket er
sammensatt, kjelene har gjerne flere alternative kilde, bl.a. gass, olje og elektrisitet. Det gledelige er imidlertid
at hovedtyngden i Lyse NEO sitt nett er spillvarme fra søppelforbrenning på forus.
Mange har to eller flere alternative energibærere for oppvarming (for eksempel kombinasjon av elektrisk
oppvarming og vedfyring). Dermed kan prisforholdet mellom enkelte energibærere til en viss grad styre hva
det blir brukt mest av. Markedsføring og oppslag i massemedia betyr også mye for fordelingen mellom
energibærere. Figur 3 illustrerer hvilke oppvarmingskilder som var tilgjengelig i boliger i Sør-Rogaland i 2001.
43,6 % av boligene har bare elektrisk oppvarming, og 38,1 % av boligene har en kombinasjon av elektrisk
oppvarming og fast brensel, i hovedsak vedfyring.
Bare elektrisk oppvarming
Bare vannbåren oppvarming
Bare fast brensel
0,5 %
0,6 %
Bare flytende brensel
6,3 %
6,3 %
Ett system, annet
43,6 %
To eller flere systemer, elektrisk
oppvarming og fast brensel
38,1 %
To eller flere systemer, elektrisk
oppvarming og flytende brensel
0,9 %
2,5 %
1,1 %
0,1 %
To eller flere systemer, elektriske
oppvarming og fast og flytende
brensel
To eller flere systemer,
vannbåren varme og et eller flere
andre systemer
To eller flere systemer, andre
kombinasjoner
Figur 3. Oppvarmingssystem for eneboliger i Sør-Rogaland i 2001
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 21 av 30
Høye elektrisitetspriser fra høsten 2002 til våren 2003 førte til mindre andel elektrisk oppvarming og mer fyring
med ved og til en viss grad olje, parafin, koks og gass enn det som har vært normalt tidligere. I 2006 har
elektrisitetsprisen vært bortimot like høye, men mediafokuset har nok ikke vært helt det samme. Høsten 2010
og våren 2011 har det også vært så høy pris på elektrisitet at det kan ha ført til mindre andel elektrisk
oppvarming.
Statistikk over ulike energibærere er innsamlet på ulike måter, og det er ikke alt som er like nøyaktig. Spesielt
vedfyring er vanskelig å føre statistikk over fordi mange hogger ved selv, og salg kan foregå på tvers av
kommune-, fylkes- og nasjonalgrenser. Statistisk sentralbyrå vurderer kvaliteten på statistikken som så dårlig
at de foreløpig ikke vil publisere tilsvarende statistikk etter 2009.
Figur 4 viser oversikt over årlig energiforbruk fordelt mellom energibærerne i perioden 2001 – 2009.
Elektrisitetsstatistikken er hentet fra Lyse Elnett. Statistikk for andre energibærere er hentet fra statistisk
sentralbyrås kommunefordelte energistatistikk til og med 2009. I denne statistikken er det også tatt med gass
levert fra andre enn Lyse Neo (42 GWh i 2009).
Figur 5 på neste side viser konsesjonsområde for fjernvarme.
7 000,0
6 500,0
6 000,0
5 500,0
5 000,0
4 500,0
4 000,0
3 500,0
3 000,0
2 500,0
2 000,0
1 500,0
1 000,0
500,0
0,0
Annet
Energiforbruk [GWh]
Avfall
Biobrensel
Olje/parafin
Gass
Uprioritert
elektrisitet
Prioritert
elektrisitet
År
Figur 4 Oversikt over årlig energiforbruk fordelt mellom energibærerne i perioden 2001 – 2009
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 22 av 30
Figur 51 Kart over konsesjonsområder for fjernvarme
4.9
Kraftbalanse i regionen
Regionen har forholdsvis stor andel av forbruket dekket av produksjon som faller inn under utredingsområdet.
Produksjonen plasserer seg imidlertid et stykke fra forbruket og systemet er avhengig av de regionale og
sentrale overføringslinjene, både til import og eksport.
Tilgjengelig produksjon vinteren 2014 var i overkant av 700 MW i utredningsområdet, med reell maksimallast
på i 1100 MW og temperaturkorrigert 1400 MW dekker regional produksjon mellom 50-65% av
elektrisitetsbehovet i vinterlast. Årlig middelproduksjon utgjør med 3,1 GWh omtrent halvparten av regionens
årlige forbruk. Regionen har således et kraftunderskudd, de sentrale og regionale kraftoverføringene er meget
viktige for forsyningssikkerheten.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 23 av 30
5 PROGNOSE
5.1
Prognoser for forbruk
Det er vanskelig å si noe om hva fremtiden bringer, det vil være et stort utfallsrom i hendelser som vil
forme samfunnet og energiforsyningen. For å representere dette utfallsrommet benytter vi scenariotenking
med grunnlag i statistisk sentralbyrås prognoser for befolkningsframskriving
Sør-Rogaland har hatt en gjennomsnittsvekst de siste 10 årene på 1,9% årlig vekst mot et landssnitt på
1,1%. Regionen er således en av regionene som vokser rasket og utvikling gjenspeiler seg i statistikken
over elektrisitetsforbruk.
SSB Prognose
Scenario 1 - Lav
Snittvekst Sør-Rogaland
2014-2060
Snittvekst Norge
2014-2060
LLML
0,40 %
0,20 %
Scenario 2 - Middels
MMMM
0,91 %
0,69 %
Scenario 3 – Høy
HHMH
1,61 %
1,35 %
Det vil være flere faktorer som styrer hvordan folketallet påvirker kraftforbruket i regionen. Bygge standard
på bygg, tetthet av elbiler, lokal el-produksjon og generelt mengden apparater tilknyttet nettet som brukes.
Statistikk over folketall og forbruk de siste 15 år viser at forbruket pr. innbygger i regionen er forholdvis
stabilt. På bakgrunn av dette vil den styrende korreksjonsfaktoren for prognosene være energiintensitet
som justeres med -0,2 % årlig for Scenario 2 – Lav. 0 % for middelscenario. Og – 0,2 % årlig for scenario
3 – Høy.
Kraftsystemutvalget er imidlertid oppmerksomme på utvikling i samfunnet og vil etterstrebe å inkludere ny
kunnskap og observerte endringer som påvirker energiintensiteten fremover.
Grafene under viser prognosene samt historisk effekt og energiforbruket i regionen.
3000
2750
2500
2250
2000
1750
1500
1250
1000
750
500
250
Scenario 1
Scenario 2
Scenario 3
1971
1975
1979
1983
1987
1991
1995
1999
2003
2007
2011
2015
2019
2023
2027
2031
2035
2039
2043
2047
2051
2055
2059
MW
Effektprognose Sør-Rogaland
Figur 12 Historisk målt effekt og fremtidige prognoser.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 24 av 30
Energiprognose Sør-Rogaland
14000
12000
GWh
10000
8000
Scenario 1
Scenario 2
6000
Scenario 3
4000
2000
1988
1991
1994
1997
2000
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
2027
2030
2033
2036
2039
2042
2045
2048
2051
2054
2057
2060
0
Figur 13 Historisk målt energi og fremtidige prognoser
5.2
Utfallsrom for produksjon
Produksjon som er plassert nær uttaket er i utgangspunktet positivt da man reduserer overføringstapene
og kravene til overliggende nett. Realiteten er imidlertid at produksjonen, og spesielt ny fornybar
produksjon uten magasinering, produserer når energiressursen som vind, vann og sol er tilgjengelig.
Utfordringen for nettsystemet blir å frakte produksjonen ut av området når lasten er lav.
Fornybardirektivet og det grønne sertifikatmarkedet mellom Norge og Sverige har utløst en mengde
konsesjonssøknader innen ny fornybar produksjon. Dette innbefatter både små og storskala produksjon,
for utredningsområdet Sør-Rogaland ligger volumet i småkraft (ca 180 MW) og storskala vindkraft (ca
1800 MW).
I motsetning til forbruk så kan man ikke knytte produksjonstall direkte til folketallet. Fremtidig potensiale er
da i stor grad knyttet til lokal kjennskap om produksjonsinitiativer og NVE sine lister over meldinger og
konsesjonssøknader på vann og vindkraft. Realiseringsgrad og tidspunkt for idriftsettelse er imidlertid
svært usikkert. Det er for tiden en viss usikkerhet til omfanget av hvor mange prosjekter innen vind- og
vannkraft som faktisk blir realisert. På den ene siden er det etablert et elsertifikatsystem som legger opp til
å realisere 26,4 TWh ny fornybar produksjon i Norge og Sverige innen utløpet av 2020. På den annen
side er det utsikter til økende kraftoverskudd i Norden som følge av elsertifikatordningen, moderat økning i
forbruk og introduksjon av ny finsk kjernekraft. Utsikter til vedvarende lave kraftpriser, kan svekke
mulighetene til å realisere nye prosjekter innen vind og vann. Dette er også forsterket av ulike
rammevilkår i Norge og Sverige. Introduksjon av økt andel intermitterende produksjon (vind) i systemet og
økt overføringskapasitet på mellomlandsforbindelsene, kan gi muligheter for ulike produkter innen systemog balansetjenester. Dette vil være med på å øke verdien av vannkraften.
Hva kan man så tilknytte av produksjon frem mot 2020? Avhengig av plassering og størrelse kan man
risikere å utløse tiltak på alle spenningsnivå. Fra distribusjonsnett som har forholdsvis lav kost og liten
kompleksitet, til regionalnettanlegg som kan realiseres i løpet av en 2-3års periode, til større
sentralnettprosjekter som opererer med prosjektløp på 5-10år. I 2014 har man ennå tid til å løse de fleste
problemstillinger som relaterer seg til distribusjon og regionalnett, usikkerheten og den definitive
belastningsgrensen relaterer seg imidlertid til sentralnettet som ved intakt nett i 2014 har kapasitet til om
lag 550 MW ny produksjon i Sør-Rogaland. Av sentralnettstiltak som har effekt og kan realiseres i
tidsrommet mot 2020 er det temperaturoppgradering av strekningen Feda – Åna-Sira som skiller seg ut,
løses denne flaskehalsen kan systemet håndtere opp mot 1000-1300 MW, ved intakt nett.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 25 av 30
6 INVESTERINGSPLANER
6.1
Nettforvaltningsstrategi i regionen.
Lyse Elnett har som de fleste regionalnettselskapene i Norge sett at man er noe på etterskudd med
investeringer i regionalnettet. Som det fremgår i de foregående kapitlene er kraftsystemet noen steder presset
og prognosene angir en større lastøkning også fremover. Dette medfører at investeringer i regionalnettet vil
gå betydelig opp de kommende årene.
I likhet med Statnett som fronter «neste generasjon sentralnett» må også regionalnetteiere øke innsats og
ambisjonsnivå mot «neste generasjon regionalnett». De siste endringer i rammevilkårene for netteiere gjør det
bedriftsøkonomisk gunstige å investere i regionalnett. Lyse Elnett er i gang med å utarbeide et sett
kvalitetskriterier som skal sikre tydeligere mål for investeringsnivå og kvalitet i kraftsystemet i regionen. Dette
arbeidet går parallelt med kraftsystemutredningen og ferdigstilles ila. 2014. Hovedlinjene blir;




langsiktig strategi om 132 kV som systemspenning i regionalnettet
klare krav til reservekapasitet
byggestandard for regionalnett
standardisere utviklingsløpet i tidligfase, analyse, beslutning og konsesjonssøknad.
Ved å se på lastutvikling, scenario 2, og komponentalder, samt antar en viss mengde produksjon realisert mot
2020, så kan man identifisere et investeringsbehov som vist i figur 18. Behovet for investeringer kan synes
stort, men man forventer en noe større spredning på prosjektene en det som presenteres i grafen. Det er
blant annet ikke tatt hensyn til drift utover teknisk levetid, eller drift på anlegg med redusert sikkerhet frem til
man klarer hente seg inn med ny investering. Et praktisk gjennomførbart nivå på årlige investeringer er 250300 millioner kroner for regionen Sør-Rogaland. Bildet illustrerer behovet under gitte forutsetninger og er ikke
en bindende investeringsplan, endring i forutsetninger og antallet eksternt initierte prosjekter kan variere
450
400
Millioner kroner
350
300
Stavanger - Rennesøy - Ryfylke
250
Regionalnett i Sentralnett
matepunkt
200
Tiltak pga. ny fornybar prod.
150
Tiltak pga. last og alder
100
50
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
0
Figur 14 – Oversikt over mulige investering på bakgrunn av overordnet behovsanalyse 2013
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 26 av 30
De samfunnsøkonomiske vurderingene som er utført i forbindelse med de siste års utredninger følger
metodikken: Må tiltak gjøres: Ja eller Nei. Hvis tiltak må utføres, hvilket av alternativene er da gunstigs med
tanke på. investering, nett tap og avbruddskostnader. Samtlige analyser har vist at differansene mellom
løsninger som dekker behovet er forholdsvis liten og man kan fokusere på «ikke kvantiser bare
nytteelementer» for å velge løsning. Deriblant inngår ombygging til 132 kV kontra 50 kV som er fornuftig i et
langt perspektiv hvor man kan havne i lastsituasjoner opp mot scenario 3 i prognosene. Selv om lastuttaket i
regionen skulle nærme seg scenario 1, lavt, så vil en oppgradering av regionalnettet være ønskelig på grunn
av den generelle alderen på anleggene og utnyttelsen av dagens system som ikke gir tilfredsstillende reserve.
Områder som har blitt spesielt analysert de siste årene er blant annet Jærnettet og Sandnes-Øst nettet.
Langsiktige forhold og rom for utvidelser gjør 132 kV til naturlige valg i begge nettsystemene. Sluttsum for
investering og utbyggingsløsning vil ofte relatere seg til praktiske forhold som tillatelser, konsesjon,
kompleksiteten på det fysiske arbeidet og lastsituasjonen i eksisterende nett.
6.2
Planer fordelt på områder.
Planen presentert her er under kontinuerlig vurdering og utvikling. Flere av områdene er store og har stort
spenn i anleggsperiode, endinger må påregnes. Lyse Elnett som opplever stor lastøkning i sitt regionalnett
har innsett at man ikke kan vente på at et scenario skal materialisere seg før man investerer, man må
investere i et solid regionalnett som kan håndtere utfallsrommet som ligger i prognosene og være fleksibelt for
endringer.
6.2.1 Jærnettet – ombygging til 132 kV.
50 kV regionalnettet mellom sentralnettstasjonene Stokkeland og Kjelland er nær fullt utnytter i vinterlast og
har ikke muligheter for full reserve ved feil. Det er igangsatt prosjekter som jobber med etablering av et 132
kV nett som i første omgang bygges parallelt med eksisterende 50 kV. Tiltaket ønskes realisert i aller last
scenarioer.
Tiltak omfatter stasjonene Hatteland, Kleppemarka, Thu, Håland, Holen, Kalberg, Nærbø, Opstad, Bø og
Hetland og tilhørende overføringer. Etablering og eller oppgradering av 132 kV i matestasjonene
Stokkeland\Vagle og Kjelland krever også tiltak. Nettet vil bli omsøkt med hovedsakelig luftlinjer som dagens
nett og med innslag av kable i tettbygde strøk, spesielt rundt Bryne og Klepp.
Totale kostnader for prosjektene vil bli nær en milliard kroner og prosjektperioden er intensiv frem til 2020
men med aktivitet frem mot 2030 for å bygge opp tilstrekkelig reserve og utfase de siste 50 kV stasjonene.
Ny sentralnettstasjon i Bjerkreim utløst av vindkraftprosjekter i området vil være aktuelt som forsyningspunkt
inn mot regionalnettet som strekker seg ut over Jæren via Opstad transformatorstasjon.
6.2.2 Sandnes – Øst, Ålgård og Vatne transformatorstasjon.
Ålgård som er kommunesenter i Gjesdal kommune har de siste årene opplevd vekst større enn hva tidligere
prognoser har antatt. Ålgård transformatorstasjon sammen med Vatne transformatorstasjon i Sandnes
kommune, utgjør i dag nesten 70% av forbruket i 50 kV nettet øst for Stokkeland. Vatne er også ventet å øke
kraftig som følge av utbyggingsplaner i området. Det er en prioritert oppgave å tilknytte disse stasjonene til
132 kV systemet mellom Lysebotn og Tronsholen. Seldal stasjon blir realisert hvis det skal tilknyttet noe av
den planlagte vindkraften som er omsøkt i området. Seldal stasjon er i hovedsak knyttet opp til nye
produksjonstilknytninger og kan utløse større tiltak på overføringene området. Resterende tiltak ønskes
gjennomført i alle lastscenarioer pga. alder på anleggene. Utelatt fra oversikten under er en mulig 132 kV
overføring fra planlagte Bjerkreim sentralnettstasjon til Ålgård trafostasjon evt. med ny transformatorstasjon i
Skurveområdet i Gjesdal kommune, aktuelt mellom 2020 og 2030.
Totale kostnader er 700 millioner kroner og prosjektperioden er fra 2016 til 2020, med redusert intensivitet
mot 2030.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 27 av 30
6.2.3 Forsterke snittet Stavanger – Rennesøy - Ryfylke
Regionen har fått en stor ny næringskunde i datasenteret GreenMountain på Rennesøy. Prognosene på
lastuttak for anlegget øker med 4 MW årlig med en topp på 25 MW. For å sikre god forsyning med akseptabel
risiko for utfall ser Lyse Elnett på nettløsninger hvor man etablerer 132 kV forbindelse fra Stølaheia
transformatorstasjon, via Dusaviga i Stavanger og Randaberg, til ny transformatorstasjon på Rennesøy og
videre mot Tau og Dalen i Stand kommune. Traseen vil i stor grad bli gjennomført med sjøkabel og det vil bli
vurdert om Finnøy også skal sløyfes inn på denne overføringstraseen. Prosjektet er til utredning og
kostnadene ved sjøkabel meget usikker og vil avhenge mye av valgt trase og antall stasjoner som knyttes til.
Økt kapasitet på ensidig forsyning av Rennesøy vil være første prioritet. Kostnad på 300 millioner er grovt og
representerer et omfattende alternativ, kostnaden vil sannsynligvis strekke seg over flere år. Lastutviklingen til
GreenMountain er lagt inn i scenario 2.
Totale kostnader er 600-800 millioner kroner, mye avhengig av sjøkabelløsning. Ny overføring til Rennesøy
må etableres før 2018, knytning mot Ryfylke kommer noe senere.
6.2.4 Resten av regionalnettet på Nord-Jæren
Det er flere samferdsel og utbyggingsprosjekter på Nord-Jæren som krever omlegging kabel, kabling av linjer
og oppgradering av transformatorytelse. Det installeres 145 kV materiell der hvor dette er mulig og benytte.
Tiltakene ønskes utført uavhengig av last scenario, men tidspunkt for investering kan justeres som følge av
progresjon til samferdselsprosjektene og faktisk lastutvikling.




Samferdselsprosjekt Ryfast – Omlegging av kabler i Stavanger og tiltak i Tau.
Samferdselsprosjekt Sømmevågen – omlegging av kabler i Sola kommune.
Ny eller bytte av krafttransformator i Hillevåg, Mosvannet, Kongsgaten, Alsteinsgaten, Buøy, Jåttå og
Vagle.
Spole tilknyttet 132 kV nettet i Skeiane.
Prosjektperiode spole/trafobytte: 2014 – 2017
Prosjektperiode ombygging til 132 kV: 2017 – 2030
Totale kostnader: 1,2 milliarder kroner.
6.2.5 Regionalnettstiltak i Ryfylke
På kort sikt er det 2 elementer som krever umiddelbar oppmerksomhet i Ryfylke.



Ryfast, tunell som gir ferjefri forbindelse til Ryfylke, medfører behov for 22 kV fra Tau trafostasjon
innen 2017
Produksjon, 10,7 MW produksjon har konsesjon i Årdalsområdet og det søkes andre halvdel av 2014
om anleggskonsesjon for etablering av ny transformator for å etablere 22 kV i stasjonen og ytelse nok
til tilknytte produksjonen til regionalnettet.
Omsøkte småkraftprosjekter som plasserer seg på nordsiden av Lysefjorden i Forsand kommune,
kan utløse transformatorstasjonen Helmikstøl, som ble omsøkt i August 2013 av Lyse Elnett.
Lyse Produksjon har under bygging nytt Lysebotn II kraftverk. Endelig nettløsning er ennå til vurdering internt,
selv om konsesjon for tilknytning er gitt. Det vurderes en løsning der kraftverket kun tilknyttes 420kV fra det
idriftsettes. Endringer i nettstrukturen må vurderes teknisk av nett- og produksjonsselskapet for å sikre god
fleksibilitet og forsyningssikkerhet.
På lengre sikt vil faktorer som alder på nettanlegg, nye krav til reserve og ny fornybar produksjon fremme
behov for 132 kV regionalnett i Ryfylke.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 28 av 30
Prosjektperiode:
Tau – Ryfast: 2015-2017 Kostnad:
Regionalnett i Ryfylke ved +10 MW produksjon: 2016-2020 Kostnad: 15 millioner kroner.
Regionalnett i Ryfylke ved <10MW produksjon: 2020-2030 Kostnad: 400 millioner kroner.
6.2.6 Regionalnett i Dalane
Økningen i forbruk og fremtidige prognoser for Dalane regionen er fullt håndterbart med dagens 50 kV
system. Det utfallet av lastuttak som ligger i scenario 1, 2 og 3 er i stor grad innenfor hva dagens system kan
håndtere. Alder på nettet og mulig itegrering av større mengde ny fornybar produksjon kan allikevel
introdusere 132 kV systemspenning til denne delen av utredningsområdet. Dalane Energi erfarer på lik linje
med Lyse Elnett at 132 kV materiell kommer til en kostnad sammenlignbar med 50/66 kV materiell, og vil stort
sett bygge nytt 50 kV nett med isolasjonsnivå 145 kV. Dalane Energi har økt fokus på reserve og tiltak som
forbedrer leveringssikkerhet (reduserer KILE risiko).
Oppgradering regionalnett: 2014-2016 65 millioner kroner
Produksjonsavhengige tiltak: 2015-2020 90 millioner kroner.
Titania i Sokendal kommune eier et aldrende 60 kV regionalnett til forsyning av sin gruvedrift, anlegget er
modent for utskiftning men Titania venter på konklusjon rundt omfanget av vindkraft i området, Tellenes
vindkraftverk, og om ny nettløsning skal realiseres på et høyere spenningsnivå og mulighetene som åpner
seg for reserveforsyning ved samkjøring av spenningsnivå.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 29 av 30
7 LITTERATURREFERANSE
1.
2.
3.
4.
Kraftsystemplanlegging i fylkene, referansebok, NVE
Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland 2011 – 2030
Veileder for kraftsystemutredninger, NVE publikasjon nr. 2/2007
Veileder for utforming av konsesjonssøknader og forhåndsmeldinger for elektriske anlegg og
fjernvarmeanlegg, NVE publikasjon nr. 21/1991
5.
Nettforsterkninger i Sør-Rogaland. En vurdering av alternative tiltak for å styrke forsyningen av SørRogaland og øke overføringskapasiteten for nye utenlandsforbindelser. Fellesutredning Lyse Nett og
Statnett 1999.
6.
Brev fra Lyse Nett AS til NVE om 300 (420) kV forbindelse Lyse – Stølaheia 30.10.2003
7.
Sluttrapport for Statnetts pålitelighetsprosjekt (STAR), Statnett desember 1996
8.
Konsesjonssøknad for 300 kV forbindelse Lyse – Stølaheia. Lyse Nett 2001
9.
Jærnettet 1998 – 2040. Behov for nettforsterkninger. Vedlikehold/nyinvesteringer av linje Slettebø –
Opstad. Lyse Kraft PM nr. ID-044407, 17.06.98.
10.
Hovedforsyning Jørpeland, Ingeniør Reidar Jøsok 09.03.93
11
Framskriving av folkemengden 2011 – 2060, Statistisk sentralbyrå
12.
SINTEF TR A4450 Prognoser for etterspørsel etter elektrisk energi og effekt på lands- og fylkesnivå fram til
år 2025. Bjørn Grinden, Robert Lillefloth.
13.
SINTEF TR A5663 Veileder for håndtering av leveringspålitelighet i kraftnett. Oddbjørn Gjerde, Jørn
Heggset juli 2002
14.
Lyse Nett notat K/614/OHØ2002008136 Samfunnsøkonomisk lønsemd av 300/132 kV transformator i
Lysebotn
15.
Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet, NVE publikasjon nr. 13/2004
16.
Stortingsproposisjon nr. 1 (2003 – 2004)
17.
Lokale energiutredninger for kommunene i Sør-Rogaland
18.
Tilleggsrapport 420 kV ledning Skåreheia – Holen, Statnett mars 2006
19.
Den økonomiske reguleringen av nettvirksomheten fra 2007, NVE dokument nr. 11 2006
20.
Stortingsmelding nr. 11 (2007-2007): Om støtteordningen for elektrisitetsproduksjon fra fornybare
energikilder
21.
Avtale om Klimameldingen. Pressemelding 18. januar 2008.
http://www.stortinget.no/diverse/klimaforlik.html
22. Overordnet ROS-analyse, Lyse Elnett. Rapport 24. februar 2011.
KSU 2014 – Sør-Rogaland
Side 30 av 30