Transcript Du kan lesa heile rapporten ved å klikka her

Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Børtveit koplingsstasjon
Regional Kraftsystemutgreiing
Hovedrapport
for
Sunnhordland og Nord-Rogaland
10. utgåve
2014 - 2034
SKL Nett AS
Side 1
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Innhald:
1.
SAMANDRAG ......................................................................................................... 5
2.
INNLEIING.............................................................................................................. 7
3.
SKILDRING AV UTGREIINGSPROSESSEN .................................................... 8
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
UTGREIINGSOMRÅDET OG DELTAKARAR I PROSESSEN ............................ 8
SAMORDNING MED TILGRENSA UTGREIINGSOMRÅDE .............................. 9
SAMORDNING MED SENTRALNETTET ............................................................. 9
SAMORDNING MED KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANAR 10
NETT-BRANSJEN I ENDRING ....................................................................................... 10
4.
FØRESETNADER FOR UTGREIINGSARBEIDET........................................ 11
4.1.
MÅL OG AMBISJONAR FOR UTGREIINGSARBEIDET ..................................................... 11
4.1.1.
Tidshorisont for utgreiinga .............................................................................. 12
4.1.2.
Mål for leveringskvaliteten............................................................................... 12
4.1.3.
Mål for beredskap ............................................................................................ 12
4.1.4.
Verknader for miljø, naturressursar og samfunn ............................................. 12
4.1.4.1. Elektromagnetiske felt.................................................................................. 13
4.1.4.2. Kabel som alternativ til luftnett .................................................................... 13
4.1.4.3. Arealutnytting............................................................................................... 14
4.2.
ØKONOMISKE FØRESETNADER .................................................................................. 14
4.2.1.1. Kalkulasjonsmetode ..................................................................................... 15
4.2.1.2. Investeringskostnader ................................................................................... 15
4.2.1.3. Avbruddskostnader....................................................................................... 15
4.2.1.4. Tapskostnader............................................................................................... 16
4.2.1.5. Eventuell restverdi........................................................................................ 16
4.2.1.6. Tilknytingsplikt og tapte produksjonsinntekter............................................ 16
4.3.
TEKNISKE FØRESETNADER ........................................................................................ 17
4.3.1.
Generelt ............................................................................................................ 17
4.3.2.
Tekniske kriterier.............................................................................................. 18
4.3.2.1. Termisk overføringsevne for komponentar .................................................. 18
4.3.2.2. Spenningsnivå i regionalnettet ..................................................................... 19
4.3.2.3. Spenningskvalitet ......................................................................................... 19
4.3.2.4. Stabilitet ....................................................................................................... 19
4.3.2.5. Temperaturkorrigering av forbruk ............................................................... 19
4.3.2.6. Bruk av feilstatistikk ved planlegging .......................................................... 20
4.3.2.7. Prosedyrar for planlagde avbrudd ................................................................ 20
4.4.
SÆREIGNE TILHØVE INNAN UTGREIINGSOMRÅDET .................................................... 20
5.
DAGENS KRAFTSYSTEM ................................................................................. 22
5.1.
OVERFØRINGSGRENSER OG KRAFTBALANSE ............................................................. 22
5.1.1.
Sentralnettet ..................................................................................................... 22
5.1.2.
Regionalnettet................................................................................................... 22
5.2.
GENERELL SKILDRING AV OVERFØRINGSNETTET ....................................................... 23
5.2.1.1. Nokre nøkkeltal om 300 kV sentralnett ....................................................... 23
5.2.1.2. Nokre nøkkeltal om 66 kV regionalnett ....................................................... 24
5.2.2.
Hovednettet og regionalnettet .......................................................................... 25
5.2.2.1. Generelt ........................................................................................................ 25
5.3.
OVERFØRINGSTARIFFAR ............................................................................................ 26
SKL Nett AS
Side 2
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
LEVERINGSKVALITET OG LEVERINGSTRYGGLEIK ...................................................................... 26
5.4.
KRAFTPRODUKSJON OG ENERGIKJELDER ................................................................... 28
5.4.1.
Tilgang på elektrisk kraft ................................................................................. 28
5.4.1.1. Produksjonsanlegg ....................................................................................... 28
5.4.1.2. Mini- og småkraft ........................................................................................ 29
5.4.1.3. Vindkraft ...................................................................................................... 31
5.4.1.4. Bølgjekraft .................................................................................................... 32
5.4.1.5. Gasskraft....................................................................................................... 32
5.4.1.6. Bruk av Naturgass ........................................................................................ 32
5.4.1.7. Fjernvarme i Skåredalen i Haugesund ......................................................... 33
5.5.
KRAFTFORBRUK OG PÅVERKNADER .......................................................................... 34
5.5.1.
Overført effekt og energi .................................................................................. 34
5.5.2.
Lastkategoriar og verknader for kraftforbruket ............................................... 35
5.5.3.
Påverknad ved vindkraft i regionen ................................................................. 36
5.5.4.
Påverknad ved Mini- og småkraftverk ............................................................. 36
5.5.5.
Utveksling på viktige snitt ................................................................................ 37
6.
6.1.
6.2.
DETALJERT SKILDRING AV OVERFØRINGSNETTET............................ 41
REGIONALNETTET ..................................................................................................... 41
VIKTIGE TILHØVE FOR UTNYTTING AV KRAFTSYSTEMET ........................................... 41
6.2.1.
Nettdrift og driftskoplingar .............................................................................. 42
6.2.2.
Jordslutningsstraumar ..................................................................................... 42
6.2.3.
Spenningstilhøve............................................................................................... 42
6.2.4.
Nettap ............................................................................................................... 42
6.2.5.
Reaktiv kompensering ...................................................................................... 42
7.
FORSYNINGSIKKERHETEN I UTGREIINGSOMRÅDET .......................... 43
8.
FRAMTIDIGE OVERFØRINGSTILHØVE ..................................................... 44
8.1.
8.2.
8.3.
8.4.
DRIVKREFTER SOM PÅVERKAR SAMFUNNSUTVIKLINGA ............................................ 44
FORBRUKARFLEKSIBILITET ....................................................................................... 46
ALTERNATIV FOR UTVIKLING I REGIONEN ................................................................. 47
ENERGIBRUK OG ENERGIBALLANSE ........................................................................... 50
8.4.1.
Energiballanse for dei ulike alternativa........................................................... 50
8.5.
EFFEKTBALLANSEN ................................................................................................... 55
8.5.1.
Effektprognose .................................................................................................. 55
8.5.2.
Energiballanse for dei ulike alternativa........................................................... 55
8.6.
UTVIKLING AV 300 KV HOVEDNETT ......................................................................... 61
8.6.1.
Nord-Rogaland ................................................................................................. 61
8.7.
KOSTNADER VED LANGSIKTIG UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET ................................ 61
9.
9.1.
9.2.
NETTUTVIKLINGSPLANAR ............................................................................ 63
GJENNOMFØRTE ENDRINGAR SISTE ÅRA .................................................................... 63
KONKRETE UTBYGGINGSPLANAR .............................................................................. 63
9.2.1.
Nettutvikling regionalnett, Sunnhordland ........................................................ 63
9.2.1.1. Fornying av regionalnettet i Sunnhordland - område Nord ......................... 63
9.2.1.2. Ny 66 kV linje og sjøkabel Langeland – Otteråi .......................................... 64
9.2.1.3. Oppgradering av 66 kV leidning Stord-Ekornsæter ..................................... 65
9.2.1.4. Ny trafo 66/22 kV Stord Transformatorstasjon............................................ 65
9.2.1.5. Tilkopling av ny småkraft i Sunnhordland – område nord .......................... 65
9.2.1.6. Småkraft i Etne og Kvinnherad – Sunnhordland område sør....................... 67
SKL Nett AS
Side 3
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
9.2.1.7. Ny treviklingstrafo 300/66/22 kV i Blåfalli III Kraftstasjon........................ 68
9.2.1.8. 300/22 kV Transformator på Husnes ........................................................... 69
9.2.2.
Odda ................................................................................................................. 70
9.2.2.1. 66 kV Stanavegen-Eitrheimsneset (1) .......................................................... 70
9.2.2.2. 66 kV Ringedalen-Åsen (2).......................................................................... 70
9.2.2.3. Økt 300/66 kV transformatorkapasitet i Åsen/Tyssedal .............................. 70
9.2.2.4. Ny 300/22 kV transformering i Røldal ........................................................ 70
Nord-Rogaland ................................................................................................................. 71
9.2.2.5. Ølen tr.st. ...................................................................................................... 71
9.2.2.6. Spanne tr.st. .................................................................................................. 71
9.2.2.7. Skåredalen tr.st. ............................................................................................ 71
9.2.2.8. Haugaland Næringspark ............................................................................... 72
9.2.2.9. Nye 66 kV linjer Ølen – Våg – Spanne ........................................................ 73
9.2.2.10.
Vindkraftprosjekt i Nord-Rogaland og Sveio .......................................... 75
REFERANSAR: ..................................................................................................................... 78
10.
KAPITTEL 10 ER UTGÅTT ............................................................................... 78
11.
VEDLEGG: ............................................................................................................ 78
11.1.
MEDLEMER I REGIONALT KRAFTSYSTEMUTVAL OG DELTAKARAR I
UTGREIINGSPROSESSEN ............................................................................................. 79
OVERSIKTSKART OVER UTGREIINGSOMRÅDET OG KRAFTLAGA SINE
FORSYNINGSOMRÅDE (DETALJERT KART I GRADERT VEDLEGGSDEL) ........................ 80
OMRÅDEKONSESJONÆRAR I UTGREIINGSOMRÅDET ................................................... 81
NETTKAPASITET FOR NY KRAFTPRODUKSJON ............................................................ 82
11.2.
11.3.
11.4.
SKL Nett AS
Side 4
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
1. SAMANDRAG
Regional kraftsystemutgreiing er ein grunnlagsrapport som skal bidra til samfunnsøkonomisk
rasjonell utvikling av det elektriske kraftnettet. Rapporten inneheld viktige informasjon som
dei ulike kraftaktørane nyttar når dei skal utvikle prosjekta sine, herunder
Målsetjingar for framtidig kraftsystem og føresetnader for utgreiinsarbeidet
Informasjon om kraftsystemet slik det er i dag
Analysar og drøfting av faktorar som kan påverke behovet for kraft i framtida og
Oversikt over aktuelle tiltak i nettet
Dette dokumentet vert revidert kvart 2. år i samarbeid med dei andre kraftaktørane i
Sunnhordland og Nord-Rogaland. I tillegg til overordna mål har vi i årets rapport hatt ekstra
fokus på følende områder:
Tilpasse rapporten til oppdatert forskrift og nye krav frå NVE
Prognoser
Overordna mål:
Det er eit overordna mål at Regional Kraftsystemutgreiing skal vera eit grunnlagsdokument
som gjev god oversikt over dagens kraftforsyningssituasjon, og legg til rette for framtidsretta
og kostnadseffektiv utbygging av kraftnettet i regionen.
Rapporten skildrar målsetjingar for mellom anna leveringskvalitet, miljøpåverknad og
økonomi.
I kapittel 5 og 6 vert eksisterande kraftsystem skildra. Her finst det oversikt over
kraftproduksjon og mulig tilgang på vasskraft, vindkraft og andre aktuelle kraftkjelder. Ein
vil og finna skildring av overføringsnettet samt oversikt over leveringstryggleiken dei siste
åra. Regionalnettet er med nokre unntak godt utbygd med omsyn på kapasitet. Nokre av 66
kV leidningane og stasjonsanlegg har nådd teknisk levetid og skal behovsvurderast dei
næraste åra.
Figuren viser utviklinga for energi (GWh) og effekt (MW) dei siste åra.
SKL Nett AS
Side 5
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Auke i energiforbruket grunna auken i folketal utgjer 12,7 GWh. Det temperaturkorrigerte
energiforbruket har gått opp også siste året, noko som tyder på høg aktivitet i vare- og
tenesteproduksjonen i regionen. Småindustri og teneteyting utgjer omlag 54 % av alminneleg
elforbruk i regionalnettet. Forbruk i hushald utgjer då om lag 46 % av totalforbruket.
Framtidige overføringstilhøve er skildra i kapittel 8 og 9. Det skal utarbeidast alternativ for
utvikling av produksjon og forbruk basert på ulike forestillingar (scenarier) om korleis
samfunnet vil utvikle seg i framtida. I denne kraftsystemutgreiinga er det etablert 3 alternativ
som skal bidra til å gje ein oversikt over det mulige utfallsrommet for kraftbalansen i området
i framtida: ”Miljø-alternativet”, ”Forventa utvikling” og Industri-alternativet”. Det er
forventa omlag 0,8 – 1,3 % årleg auke i elektrisitetsforbruket (alminneleg forsyning) over
utgreiingsperioden. Viktige faktorar som kan påverke behovet for kraftnett i framtida er:
Etablering av vindkraft
Etablering av småkraft
Utvikling og etablering av tenesteyting og industri
Busetjingsmønster og samfunnsutvikling generellt
Historikk over maksimal effekt og nokre prognosar for effektbehov frå 2014 er vist i figuren
under. Figuren gjeld for heile utgreiingsområdet. Denne er basert på folketalsutviklinga i
regionen og pågande aktivitetar:
Tiltak i kraftnettet som er under planlegging for tida er m.a.:
66 kV kraftleidning Rullestad-Blåfalli for å løyse ut småkraft
66 kV kraftleidning Ølen – Våg – Spanne
66 kV kraftleidning Ekornsæter - Stord – Langeland – Otteråi
Utskifting av krafttransformatorar Stord, Husnes m.m.
SKL Nett AS
Side 6
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
2. INNLEIING
NVE etablerte i 1988 ordninga med regional kraftsystemutgreiing for å systematisera
energiplanlegginga på fylkesnivå. Føremålet var å fastsetje langsiktige mål og klarare
retningslinjer for utviklinga av kraftsystemet, med revidering kvart 4. år.
I perioden 2003-2012 vart Kraftsystemutgreiinga revidert årleg, og vart regulert av Forskrift
om energiutredninger (foe) (2003) [1] samt rettleiing [10]. Frå 2007 stiller styresmaktene
(NVE) krav om ein offentleg hovedrapport tilpassa målgruppa politikarar, journalistar og
andre interessentar og ein grunnlagsrapport med tekniske og meir detaljerte opplysningar.
Frå 2013 er det gjort gjeldande oppdatert Forskrift om energiutgreiingar, med krav om
oppdatering kvart 2. år. Utgreiingane skal bidra til ei samfunnsmessig rasjonell utvikling av
kraftsystemet, og hovudmålet er eit godt og tenleg kraftnett slik at kundane får nok elektrisk
kraft, med høg oppetid og med rett kvalitet.
Gjennom utgreiingsarbeidet vert det lagt vekt på å skapa lokale prosessar som bidrar til god
koordinering mellom nettselskapa, og målsetjinga med arbeidet er å framskaffa og
systematisera den informasjonen som er nødvendig for å gjera rette tiltak og investeringar.
Kraftsystemutgreiinga vert nytta av nettselskapa som eit grunnlagsdokument for å byggje ut
og vedlikehalde kraftnettet.
Dette dokumentet utgjer hovedsrapporten, og er den 10. utgåva sidan oppstart i 1988. Vi tek
gjerne i mot tilbakemeldingar på rapporten. Merknader vil verta vurdert fortløpande.
Sunnhordland Kraftlag er i brev datert 3.2.2004 utpeikt som utgreiingsansvarleg selskap av
NVE. Utgreiinga vert sendt NVE kvart andre år innan 1. juni, og NVE nyttar denne mellom
anna som grunnlag for handsaming av konsesjonar. Planområdet omfattar SKL, Haugaland
Kraft (HK), Suldal Everk og Odda Energi sine forsyningsområde.
SKL Nett AS
Side 7
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
3. SKILDRING AV UTGREIINGSPROSESSEN
3.1. UTGREIINGSOMRÅDET OG DELTAKARAR I PROSESSEN
Utgreiingsområdet strekkjer seg frå Boknafjorden i sør, til Bjørnafjorden i nord, og
omhandlar kommunane Austevoll, Fusa, Tysnes, Bømlo, Fitjar, Stord, Kvinnherad, Odda,
Etne, Sveio, Vindafjord, Tysvær, Bokn, Haugesund, Karmøy og Utsira, Sauda, Suldal samt
del av Hjelmeland. Av store forbrukarar av elektrisk kraft innom utgreiingsområdet, kan
nemnast Haugesund by, Norsk Hydro - Karmøy Fabrikker og Sør Norge Aluminium, Statoil
Kårstø, Eramet Sauda, Boliden i Odda og Tizir Titanium & Iron i Odda. Sjå ellers
kartvedlegg for oversikt over området.
I Nord-Rogaland er, i tillegg til SKL, Haugaland Kraft (HK), Saudefaldene og Suldal Elverk
eigarar av konsesjonspliktige regionalnettsanlegg, og er ansvarlege for planlegging i område
der dei har ansvar for forsyning.
I Odda kommune planlegg og driv Odda Energi regionalnett med spenning 66 kV samt ein
300/66 kV trafo i Sentralnettet.
I Sunnhordland planlegg og driv SKL sentralnett og regionalnett med spenningane 300 og
66 kV. HK og SKL har samarbeid om planlegging og drift av nokre regionalnettsanlegga.
I tråd med oppdatert Forskrift om energiutgreiingar vart det valgt nytt kraftsystemutval i
kraftsystemmøte 24. sept. 2013. Utvalet består av 5 medlemmer utan om SKL, og
medlemene er lista opp i vedlegg 11.1. SKL held sekretariat for utvalet.
Utvalet skal bistå utgreiingsansvarleg i utgreiingsarbeidet, herunder:
Bistå med innhald i rapporten etter behov (R.nett konsesjonærar)
Behandle og uttala seg om kraftsystemutgreiinga før denne vert vedteken, innspel på
disposisjon, fokusområde og innhald mv
Diskusjonspartner i generelle saker som vedkjem drift og utvikling av regionalnettet
Uttala seg om konsesjonssaker for anlegg som ikkje samsvarar med gjeldande
kraftsystemutgreiinga.
Oppnevne (valgnemd) evt. utvalg/ad hoc grupper som får mandat til å behandle spesielle
saker
Kraftsystemutvalget skal ha minst to møter i tidsperioden mellom kraftsystemmøte ved
oppstart av utgreiingsarbeidet og sluttføring av kraftsystemutgreiinga.
Utan om møtene vert det lagt opp til kommunikasjon via telefon og epost. Enkeltsaker og
dokument vert sendt ut på høyring med høveleg frist for tilbakemelding.
Det vert etter behov halde arbeidsmøter for å drøfte konkrete problemstillingar og saker.
SKL Nett AS
Side 8
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
3.2. SAMORDNING MED TILGRENSA UTGREIINGSOMRÅDE
Geografisk grensar utgreiingsområdet for Sunnhordland og Nord-Rogaland mot Lyse Nett i
sør, BKK Nett i nord, og Skagerak Nett og Agder Energi Nett i aust. Det er nødvendig
samordning på følgjande område:
Jondal kommune ligg i BKK sitt utgreiingsområde men er delvis forsynt over 66 kV linje
frå Jukla i Mauranger, som ligg i SKL sitt utgreiingsområdet. Det er aktuelt å mate
småkraftproduksjon mot Mauranger.
Området nord for Jøsenfjorden i Hjelmeland kommune ligg under SKL sitt
utgreiingsområdet, og grensar til Lyse sitt utgreiingsområde.
Deltakarane i utgreiingsbeidet for regionalnettet i Sunnhordland og Nord-Rogaland har alle
som målsetting å vidareutvikla samarbeidet seg imellom og mot andre anleggskonsesjonærar i
sentral- og regionalnettet.
3.3. SAMORDNING MED SENTRALNETTET
SKL og HK eig saman med Statnett 300 kV sentralnett i ringen Sauda – Blåfalli - Husnes Stord - Spanne (Haugesund) - Håvik (Karmøy) – Kårstø - Sauda. Nettet er ein viktig del av
forsyninga i området, som i tillegg til alminneleg forsyning skal forsyna Norsk Hydro Karmøy Fabrikker og SørNorge Aluminium på Husnes med elektrisk kraft. Transformering i
Spanne og Håvik eig SKL saman med HK.
Sentralnettet er delvis parallellt med regionalnettsanlegga i området, og utgjer i tillegg
knutepunkta mot omverda for regionen. Suldal-området er i hovedsak tilknytt Statkraft sine
anlegg i Hjorteland og Saurdal. Odda-området er forsynt over Statnett si 300 kV linje SaudaNesflaten-Åsen. Utstrekning og drift av sentralnettet i vårt område har difor stor betydning
for leveringstryggleiken i området.
Vi har difor i dette arbeidet - og i ulike samanhengar forøvrig - hatt nødvendig kontakt med
Statnett om tilhøve som gjeld drift, koordinering, planarbeid, overføringskapasitet, m.v. Det
kan og nemnast at Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet, som tredde i kraft 17. mai
2002, ytterlegare formaliserer dette samarbeidet. Det er mellom anna utarbeidd lokale
vedlegg som inneheld tekniske opplysningar om driftstilhøve for regionalnetta. Desse
vedlegga er fylkesvise.
I 2011 vart det gjennomført lastflytanalysar i samarbeid med mellom anna Statnett og BKK
for å sjå på lastflyten frå nord til sør i samarband med innmating av småkraft og vindkraft.
Resultata frå arbeidet og analysane er samanfatta i dokumentet «Straumnettet på Vestlandet
mot 2025». Statnett har no beslutta oppgradering av leidningen Samnanger - Sauda.
SKL Nett AS
Side 9
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
3.4. SAMORDNING MED KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE
PLANAR
Regional Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland er eit
grunnlagsdokument som i hovedsak omhandlar lagsiktige målsetjingar og behov for vidare
utvikling av det elektriske kraftnettet. Utgreiingane skal bidra til samfunnsmessig rasjonell
utbygging og drift av kraftnett på regionalt nivå, og hovedmålet er at kraftnettet skal vera
innretta og dimensjonert for å møta framtidig utvikling. Kraftsystemutgreiing vert såleis eit
av hovedelementa i den totale energiplanlegginga, men fangar ikkje opp alle elementa som
kjem inn under omgrepet energiplanlegging.
Forskrifta om energiutgreiingar inneheldt tidlegare eit kapittel om lokale (kommunale)
energiutgreiingar. Desse skulle auke kunnskapen om lokal energiforsyning og alternativ på
dette området, og gjennom dette bidra til rasjonell utvikling av energisystemet. Desse
utgreiingane gav ikkje dei ønska verknadane og vart lite nytta i praksis.
Ordninga med lokale energiutgreiingar vart difor fasa ut i 2014.
Hordaland Fylkeskommune gav i 2000 ut Fylkesdelplan for Vindkraft 2000 – 2012. Med
denne planen ønskjer dei å gjera vindkraft til ein del av den fylkeskommunale
energipolitikken på ein samfunnstenleg måte.
Hordaland fylkeskommune gav i 2012 ut Klimaplan for Hordaland 2010 – 2020. Denne
klimaplanen har eit tiltak, som er retta mot Energibruk (Smartnett – Forstudie).
Rogaland Fylkeskommune gav i 2007 ut Fylkesdelplan for Vindkraft.
Med denne planen ønskjer dei mellom anna å sikre tilstrekkeleg og stabil energi til alle deler
av Rogaland samt å stimulere til balansert utnytting av fornybar energi.
3.5. Nett-bransjen i endring
Reiten-utvalget la våren 2014 fram rapporten «Et bedre organisert strømnett», etter oppdrag
frå Olje- og Energidepartementet. I rapporten vert det gitt ulike tilrådingar, som vil kunne
bidra til ein meir rasjonell nettstruktur framover. Dei viktigaste tilrådingane er:
Selskapsmessig og funksjonelt skille mellom nettvirksomheta og aktivitetar innan
produksjon, omsetning og marknad vil kunne bidra til å unngå uheldig samanblanding, og
bidra til større fokus på nettdrifta. Dette vil også gjere det enklare å slå saman nettselskap.
Det bør utpeikast Distribusjonsnett System Operatørar (DSO) med utgangspunkt i
gjeldande kraftsystemutgreiingsområder, og dessa må få ansvar for samordning og
koordinering på tvers av konsesjonsgrensene, slik at ein oppnår rasjonelle investeringar i
nettet.
Regionalnettet bør utgå som nettnivå, og bør innlemmast i distribusjonsnettet.
Nettselskapa si tilknytingsplikt bør utvidast til å gjelde heilt fram til
produksjonsanlegg/forbruk i nettet.
Det foreslås endring i NVE sin reguleringsmodell, slik at eigne kostnader vert dekka med
30 % (30/70 mot tidlegare 40/60), dette for å auke fokuset på kostnadseffektivitet.
Kompetanseforskrifta bør fjernast då omsynet til leveringskvalitet og beredskap synest å
vera dekka opp gjennom Beredskapsforskrifta.
SKL Nett AS
Side 10
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
4. Føresetnader for utgreiingsarbeidet
Ordninga med regional kraftsystemutgreiing er heimla i Energilova § 7-1 [2] og i Forskrift om
energiutredninger [1]. Utbygging av kraftanlegg er heimla i Energilova.
Utbygging og drift av kraftanlegg er i tillegg regulert av Tilsynslova.
4.1. Mål og ambisjonar for utgreiingsarbeidet
Overføringsnettet er ein viktig del av infrastrukturen i samfunnet, og er underlagt
energipolitiske føringar for til dømes leveringstryggleik. Det er difor av stor betydning å
utvikla regionalnettet på ein måte som bidrar til eit trygt og effektivt energiforsyningssystem:
Overordna mål:
Det er eit overordna mål at Regional Kraftsystemutgreiing skal vera eit
grunnlagsdokument som gjev god oversikt over dagens kraftforsyningssituasjon, og
legg til rette for framtidsretta og kostnadseffektiv utbygging av kraftnettet i regionen.
Ambisjonen er at utgreiinga i stor nok grad gjev ein oversikt over dagens
kraftforsyningssituasjon, som eit utgangspunkt for den vidare utviklinga av regionalnettet.
Utgreiinga må drøfte utbyggingsalternativ og skisser til løysingar for dei alternativ for
samfunnsutvikling som ein ser for seg dei næraste åra.
Detaljplanlegging og prosjektering inngår ikkje i dette planarbeidet. Dei konkrete tiltaka har
dei ulike netteigarane sjølve ansvar for å vidareutvikla.
Utgreiingsarbeidet er ein kontinuerleg prosess, med bidrag frå alle regionalnettskonsesjonærane, og der rapporten med vedlegg vert oppdatert kvart andre år.
Utgreiinga vert vidare nytta av NVE i sitt arbeid med handsaming av meldingar og søknader
om konsesjon m.v. Det skal takast nødvendig omsyn til påverknad frå andre energibærarar.
Dokumentet skal vera tilpassa føringane gjevne i forskrift om energiutgreiingar.
Det er forutsett samfunnsøkonomiske vurderingar i utgreiingsarbeidet, noko som gjer at det er
nødvendig å ta i betraktning parallelle nettnivå - fordelingsnettet og sentralnettet. Utgreiinga
presenterer difor ein del hovuddata for sentralnett og distribusjonsanlegg. Utgreiinga skal i
nødvendig grad vurdere kva nettnivå det er rasjonellt å investere i. I denne samanheng er det
gjort berekningar der fordelingsnettet er forenkla representert.
Utgreiinga er og i hovedsak knytt til utbygging og i mindre grad omhandla kortsiktig
teknisk/økonomisk drift.
SKL Nett AS
Side 11
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
4.1.1.
Tidshorisont for utgreiinga
Utgreiinga har ein tidshorisont på 20 år. Ambisjonen er å gi høgast detaljeringsgrad for
analysar og forventa tiltak som kjem første 10 åra i utgreiingsperioden. For siste del av
utgreiingsperioden er det mindre grunnlag og dårlegare føresetnader for å planleggja, så her
vil detaljeringsnivået vera mindre.
4.1.2.
Mål for leveringskvaliteten
Forskrift om leveringskvalitet stiller krav til ulike aktørar om å bidra til å sikre tilfredstillande
leveringskvalitet i kraftsystemet.
Leveringskvalitet er eit omgrep som omfattar leveringstryggleik og spenningskvalitet samt
nokre ikkje-tekniske element som service, informasjon i samband med feil og vedlikehald
osb. Leveringstryggleik kan karakteriserast med talet på avbrot i året, årleg avbrotstid og
ikkje levert energi (ILE). Kraftlaga er pålagt å rapportera nøkkeltal for dette til NVE.
Målsetjinga er at kvalitet på spenning og frekvens osb. skal oppfylle til ein kvar tid gjeldande
forskrifter og normer for bransjen, og ellers tilfredstilla dei normale behov som kundane har
innanfor ei balansert vurdering mellom kunden sitt behov og nettselskapet sin ressursbruk.
4.1.3.
Mål for beredskap
Det er gjennomført risiko- og sårbarhetsanalysar for alle kraftforsyningsanlegg. Ut frå tilhøve
som er avdekka her er det etablert beredskapsplanar for å kunne møte ulike uønska hendingar
som kan oppstå.
Hovudmålsetjinga med beredskap i kraftforsyninga er å ha tilpassa beredskapslager,
vaktordningar, kommunikasjon og rutinar for å møta dei situasjonar som kan oppstå slik at
overordna måletjing om eit samfunnsøkonomisk rasjonellt kraftsystem vert oppnådd.
4.1.4.
Verknader for miljø, naturressursar og samfunn
Det er stort fokus på miljøinteresser i samband med lokalisering av nettanlegg. Det kan her
nemnast frykt for helserisiko hos menneska som bur nærme overføringsanlegg, arealbruk,
busetnad, bumiljø og estetisk oppleving av netanlegg, infrastruktur og bianlegg, friluftsliv og
rekreasjon, landskap og kulturminner, naturmangfald og utslipp/forureining. Det blir lagt
vekt på å minimalisere beslag på jord og skogbruksareal samt å planlegge ut frå å
minimalisere visuelle verknader for busetnad.
Eksisterande og planlagt infrastruktur blir tatt omsyn til i planleggingsfasen av nye
overføringsanlegg. Landskap, kulturminner og naturmangfald blir kartlagt for å minimalisere
skadeverknader visuelt og unngå negative konsekvensar på naturmangfaldet.
Naturmangfaldloven tar utgangspunkt i at all natur skal forvaltast kunnskapsbasert. Dette
medfører plikt til også å greia ut og vurdere konsekvensane tiltaket får for naturmangfaldet.
Det vert lagt vekt på å ha god dialog med dei ulike interessegruppene, og på å trekkja dei med
i planlegginga svært tidleg i prosjektet. Då det er viktig å skapa forståing for eit prosjekt, er
det viktig med god informasjon og vilje til forståing for dei innvendingar som kjem fram.
SKL Nett AS
Side 12
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
På bygningssida er det lagt stor vekt på å tilpassa stasjonane omgivnaden og miljøet dei ligg i.
Stasjonar som ligg nær busetnad vert ofte teikna av arkitekt i nært samarbeid med naboar og
lokale styresmakter.
4.1.4.1. Elektromagnetiske felt
Rundt alle straumførande ledningar og elektrisk utstyr finnes det elektriske og magnetiske
felt. Det er vanlig å bruke nemninga elektromagnetiske felt som ein samlebetegnelse for
elektriske og magnetiske felt. Generelt kan elektromagnetiske felt ikkje frikjennas som mulig
forklaring på negative helseverknadar, men nyare forsking tyder på at eventuelle verknader er
beskjedne. Det kan likevel ikkje avvisas at det kan være en svak samanheng mellom nærleik
til kraftleidningar og negative helseverknadar.
I mai 2005 vart det gjeve ut ein ny rapport [3] om magnetfelt og helse. Denne vart utarbeidd
på oppdrag frå Helse- og omsorgsdepartementet (HOD) og Olje- og Energidepartementet
(OED), og Statens strålevern var ansvarleg for rapporten. Rapporten er tilgjengeleg på
Statens strålevern si heimeside: http://www.nrpa.no/ . I rapporten heiter det:
”Arbeidsgruppen anbefaler at nåværende praksis videreføres ved at man velger alternativer
som gir lavest mulig magnetfelt når dette kan forsvares i forhold til merkostnader eller
andre ulemper av betydning. Ved bygging av nye boliger eller nye høyspentanlegg,
anbefales det å gjennomføre et utredningsprogram som grunnlag for å vurdere tiltak som
kan redusere magnetfelt. Det anbefales 0,4 µT som utredningsnivå for mulige tiltak og
beregninger som viser merkostnader og andre ulemper.”
I den grad det er mogleg prøver ein på planleggingstadiet å leggja anlegga i trygg avstand frå
busetnad, slik at tilrådd grense for magnetfeltet (0,4 µT) kan overhaldast. Dersom tilrådd
grense ikkje kan overhaldast, må alternative tiltak drøftast.
Netteigarane vil til ei kvar tid følgja dei pålegg og grenseverdiar som vert kravd frå
styresmaktene. Det er og viktig at ein har ein "informasjonsberedskap" slik at dei som tek
kontakt om slike spørsmål vert møtt med god, sakleg informasjon og forståing for eventuelle
problem.
Auka bruk av kabling er krav som ofte vert reist både i samanheng med desse problema og
andre miljøfaktorar. Dette vil ha store kostnadsmessige konsekvensar. Vi viser til
publikasjon om jordkabel som alternativ til luftleidning [4].
Andre tiltak som ulike faseopphengskonfigurasjonar som alternativ til det tradisjonelle
planopphenget har vore/vil bli vurdert i kvart enkelt tilfelle ut frå det ein vil oppnå i
feltreduksjonar kontra kostnader og ev. andre miljøfaktorar som estetikk o.l.
HK og SKL har apparat for måling av lavfrekvent magnetfelt og utfører òg målingar for andre
lag i regionen.
4.1.4.2. Kabel som alternativ til luftnett
Ofte vert det stilt krav frå ulikt hald om kabling i staden for luftlinje. Både jordkabel og
sjøkabel for høgare spenning (66 og 300 kV) er vesentleg dyrare enn luftlinje og vert difor
SKL Nett AS
Side 13
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
som oftast vurdert å ikkje vera samfunnsøkonomisk lønsamt. NVE publikasjon (KTE-notat
nr. 42/2003) «Kabel som alternativ til luftledning» konkluderer med følgjande;
«NVE finner ikke grunnlag for å revidere eksisterende administrativ praksis/kablingspolicy.
Etter NVEs vurdering bør krav om kabel fortsatt møtes med en konkret vurdering av hvorvidt
ekstrakostnadene står i et rimelig forhold til den nytte som oppnås. NVE legger til grunn at
kostnadsforholdene for kabelanlegg tilsier at det er mest å oppnå i forhold til estetikk,
nærmiljø og arealbruk, ved at kabling prioriteres i distribusjonsnettet.»
4.1.4.3. Arealutnytting
Arealutnytting er eit problemområde ein møter både ved ombygging av eldre
overføringsanlegg og bygging av nye. Ein del av dei aktuelle anlegga i denne utgreiinga er
frå byrjinga av 1950- talet. Mindre vekt på m.a. arealutnytting og begrensa med utstyr for
transport i vanskeleg terreng, gjorde at anlegga ofte vart bygt i område som var lett
tilgjengelege, som langs veg eller sjø. Ved ombygging av desse anlegga vert straks spørsmålet
om eventuelle nye traséar reist, og det kan verta aktuelt med omlegging av deler av traséen.
Traséutnytting og framtidige overføringstilhøve/-behov tilseier at luftleidningar kanskje bør
byggjast med større overføringsevne enn aktuelle prognoser og nettanalyser skulle tilsei. Det
er relativt liten auke i anleggskostnadene med å gå opp eit tverrsnitt no, medan auke i
tverrsnittet på eit seinare tidspunkt er svært kostbart.
Normal båndleggings bredde for luftlinjer
66 kV
26 meter
420 kV
40 meter
4.2. Økonomiske føresetnader
Investeringar i kraftnettet skal vera basert på samfunnsøkonomiske vurderingar. Analysar og
vurderingar i dette dokumentet er utført som forenkla samfunnsøkonomiske vurderingar i
samsvar med metodiske krav og føringar frå NVE [1]. Følgjande faktorar skal inngå i
vurderingane:
Estimerte investeringskostnader (Anleggskostnader)
Forventa avbruddskostnader for nettkundane
Tapskostnader (elektriske tap)
Eventuell restverdi
Det er ikkje teke omsyn til drifts- og vedlikehaldskostnadane då det i dei fleste tilfelle ikkje
påverkar utfallet av vurderingane.
Det skal vurderast minst ein alternativ løysing i tillegg til anbefalt løysing og nullalternativet.
Det skal vere størst detaljeringsgrad for tiltak som ligg inne i første 10 års-periode.
Sikker straumforsyning er særs viktig for å ha eit velfungerande service- og tenestetilbud i
dagens moderande samfunn. Det vert difor, i tillegg til reint økonomiske
planleggingskriterier, operert med retningsgjevande planleggingskriterier for
gjenopprettingstider ved driftsforstyrringar i regionalnettet som fører til at kundar vert
straumlause.
SKL Nett AS
Side 14
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Målsetjinga å gje dei straumen attende snarast råd, og seinast innan 3 timar. I dei
fleste tilfeller tyder dette planlegging iht. N-1.
Vurdering av N-1 tek utgangspunkt i maksimal belastning og normale driftsforhold.
Dei ulike kostnadselementa og metodikk er skildra nærare i teksten under.
4.2.1.1. Kalkulasjonsmetode
I hovudsak vert nåverdi-metoden nytta som kalkulasjonsmetode. Analyseperiode vert 40 år.
Det nyttast 4,0 % kalkulasjonsrente.Alle kostnader er referert til år 2012.
Dette samsvarar med anbefalingar frå NVE, og er i tråd med rundskriv R-109/14 Prinsipper
og krav ved utarbeidelse av samfunnsøkonomiske analyser mv utgitt av Finansdepartementet
2014 [13].
4.2.1.2. Investeringskostnader
I plansamanheng vil ein her nytte ein kombinasjon av erfaringstal for eigne anlegg og tal frå
kostnadskatalogar, t.d.[5] . For byggtekniske anlegg nytter ein stort sett eigne
erfaringer/individuelle kostnadsoverslag. Ein tek omsyn til restlevetida til anlegget ved slutten
av analyseperioden ved å finne annuiteten over anleggets levetid og kapitaliserer så denne
over analyseperioden.
4.2.1.3. Avbruddskostnader
Når nettkundane opplever avbrudd i straumforsyninga, er dette ei ulempe som medfører
kostnader for kvar enkelt kunde. Kostnadselement fell i utgangspunktet altså ikkje på
nettselskapet. NVE har difor innført KILE-regelverk [6], som syter for at desse
avbrotskostnadane vert belasta nettselskapa. KILE står for ”Kvalitetsjustert inntekt ved ikkje
levert energi”, og tyder i praksis at nettselskapet får redusert inntekta dersom avbrudd fører til
att nettkundar misser straumforsyninga.
Frå 2015 vert det innført nye KILE-satsar. Metoden for beregning av KILE er komplisert, og
det krevst difor beregningsprogram [11] for å estimere avbruddskostnadane. Grunnsatsane
for beregning ved referansetidspunkt er vist i tabell 4.2.1.3 under. I tillegg er det ulike
justeringsparameter. KILE-kostnaden skal også justerast i høve til konsumprisindeksen.
SKL Nett AS
Side 15
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Tabell 4.2.1.3.: Kostnadsfunksjon for spesifikke avbruddskostnader, der r=avbruddsvarighet
oppgitt i timar. Avbruddskostnaden skal i tillegg korrigerast for aktuell månad, dag og time,
og i tillegg dersom avbruddet er varsla. Berekninga er altså nokså komplisert.
Avbrudd
0,5 minutt 1 time
2 timar
4 timar
24 timar
Jordbruk
5 119
19 000
34 600
66 000
352 000
Husholdning
1 182
10 900
20 700
40 300
236 300
Industri
34 000
118 000
200 300
365 000
1 172 000
Handel og tenester
16 000
196 000
287 100
469 000
2 672 400
Offentleg verksemd
7 000
173 000
200 900
257 000
745 600
Eldreven industri
49 023
51 800
54 600
102 200
158 200
Tabell 4.2.1.4.: Tabellen viser KILE-satsar ved 1 MW avbrot ved referansetidspunkt
(ugunstigste tidspunkt) for nokre varigheiter (2012 -kroner).
Det er òg innført ei tilleggsordning med direkte utbetaling til sluttbruk ved svært langvarige
avbrudd som varer meir enn 12 timar, jfr. [6]. Svært langvarige avbrudd skal normalt ikkje
forekoma, og inngår difor ikkje i forenkla samfunnsøkonomiske vurderingar av tiltak.
4.2.1.4. Tapskostnader
• For berekning av kapitaliserte tapskostnader nyttar ein prinsippa i Planleggingsbok for
kraftnett [5], herunder
• Brukstid for tap. 2400 t vert normalt nytta for forbruk. Dersom faktisk brukstid for tap kan
kan estimerast høvesvis nøyaktig, vert denne brukstida nytta.
• Til grunn for bedriftsøkonomiske tapsberekningar ligg ein gjennomsnittleg kraftpris på 35
øre/kWh.
4.2.1.5. Eventuell restverdi
Eventuell restverdi kan hentast frå bokført verdi i anleggsregisteret.
4.2.1.6. Tilknytingsplikt og tapte produksjonsinntekter
Det er innført tilknytingsplikt både for produksjonsanlegg og forbruksanlegg. I dette ligg det
at nettselskapa har ei plikt til å greie ut, søkje konsesjon og investere i nødvendige nettanlegg
dersom tiltaket er samfunnsøkonomisk rasjonelt, noko som skal bidra til effektiv utbygging av
lønsame produksjonsanlegg. Det samfunnsmessige tapet for produksjonsanlegg som ikkje
vert realisert kan utreknast etter følgjande formel:
PRODTAPNV = (Årsproduksjon x områdepris)NV – Utbyggingskostnad* - (D&Vkostnad)NV
* Utbyggingskostnad er samla utbyggingskostnad for produksjonsanlegg og
produksjonsrelaterte nettanlegg. D&V = Drift og vedlikehald.
Tilknyting kan utsetjast til det er driftsmessig forsvarleg, men utbygging må ikkje utsetjast
utan grunn. Departementet kan gi unntak frå tilknytings- og investeringsplikta dersom tiltaket
ikkje er samfunnsøkonomisk rasjonelt.
SKL Nett AS
Side 16
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
I den grad dette regelverket kan føre til usemje om kven som bør ha investeringsplikt, bør
slike problemstillingar takst opp med NVE eller departementet.
4.3. Tekniske føresetnader
4.3.1.
Generelt
Regionalnettet i utgreiingsområdet er utbygd for 72 kV systemspenning (66 kV
driftsspenning), og vert betrakta som overliggande distribusjonsnett. Regionalnettet er godt
tilpassa distribusjonsnetta i regionen, og det skal difor store endringar til i overføringsbehov
for at det skal vera kostnadseffektivt å vurdera høgare spenningsnivå, som td 132 kV.
Utfordringa for oss i denne utgreiingsperioden vil vera å halda fram med å utvikla
regionalnettet til beste for samfunnet og basert på rammevilkåra slik dei er i dag.
Ein er no inne i ein periode med ombygging av eldre kraftleidningar, der mange av desse
strekningane har to parallelle leidningar som truleg blir erstatta med ei masterekke. For
strekningar med to parallelle leidningar, står ein friare til å driva vedlikehald og risikoen for at
driftsforstyringar skal føra til KILE er mindre. Dette er argument som talar for å halda begge
leidningane i drift så lenge dette er kostnadseffektivt. Ellers vert nye alternativ og tidspunkt
for desse vurdert ut frå forenkla samfunnsøkonomiske vurderingar.
Dei viktigaste faktorane som påverkar utforming og dimensjonering, kan grovt delast inn som
følgjer:
Tekniske krav
Krav frå styresmakter/forskrifter
Persontryggleik
Kvalitetskrav/leveringtryggleik
Tekniske dimensjoneringsdata
Metodikk for prognosering mv
Driftstekniske krav/vedlikehald mv
Miljømessige krav
Ved nettplanlegging er vurdering av leveringstryggleik og reserve viktig. Ein ønskjer anlegg
med stor driftstryggleik som gjev forbrukarane høg leveringstryggleik. Det kan likevel vera
tekniske og økonomiske tilhøver som gjer det nødvendig å avgrensa denne tryggleiken.
Ei viktig oppgåve vert difor å vurdera rett nivå og rette midlar for slik leveringstryggleik.
Figur 2.1 viser føretrekt struktur og leveringstryggleik:
1.
Overføringsnettet inkludert Sentralnettet bør vera dimensjonert for full reserve
til hovedområda. Dette vil i praksis bety tilstrekkeleg tilgjengeleg effekt på 66
kV nivå ved utfall av kva som helst leidning/hovedtransformator. Odda har
berre har ein tilførsel frå Nesflaten via Røldal. Spanne har heller ikkje full
reserve per i dag.
2.
Som hovedregel er regionalnettet dimensjonert for full reserve (ikkje
nødvendigvis momentan) til delområde, dvs. tosidig/dobbel innmating.
SKL Nett AS
Side 17
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
3. For enkelte mindre transformatorstasjonane innan delområde kan det
etter samfunnsøkonomiske vurderingar aksepterast at det ikkje er
installert full reserve. Tilfredstillande reserve må då søkjast nådd via 22
kV nettet og eventuelt med naudkoplingar.
Figur 2.1
4.3.2.
Modell for kraftsystem (org./geografi)
Tekniske kriterier
4.3.2.1. Termisk overføringsevne for komponentar
Tekniske komponetar i kraftnettet vert tilverka etter gjeldande normer og krav, ofte IECnormer eller liknande, og termisk grenselast for komponentar er ein viktig parameter.
For luftleidningar vert termisk grenselast bestemt når leidningen vert konstruert ved at det
vert sett ei øvre temperaturgrense for linetråden, for at ein skal kunne opretthalde nødvendig
høgde over terreng. Overføringsevne til ein luftleidning vil derfor variere med
lufttemperaturen. Termisk grensestraum for liner beregna i høve til Planleggingsboka (REN)
[5].
Eldre luftleidningar vart normalt dimensjonert for enten 40 eller 50 grader C. I dag vert
luftleidningar dimensjonert for minimum 80 grader C.
SKL Nett AS
Side 18
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Termisk overføringsevne for liner og kablar er oppgitt i eige vedlegg for ulike
omgjevnadstemperaturar. Leverandørdata er nytta for kablar. Det er også oppgitt
dimensjonerande linetemperatur
Luftleidningar og kablar med tilhøyrande endepunktskomponentar kan normalt belastast
kortvarig (inntil 15 min.) med inntil 120 %.
Transformatorar kan lastast ut over si nominelle yting avhengig av aktuell lufttemperatur,
og ved 0° C tillet ein ei last på 125 % av påstempla straum i maksimallasttimen og 115 %
kontinuerleg, jfr. IEC-norm 60076-7 [7].
4.3.2.2. Spenningsnivå i regionalnettet
Spenningsnivået i regionalnettet må til ei kvar tid vere tilpassa omsetningsnivået til installerte
transformatorar slik at ein held nominell sekundærspenning. Historiske tilhøve gjer at
spenningsnivået er lågt i deler av nettet. Det er ei måletjing å på sikt heve spenningsnivået i
66 kV nettet til 64-66 kV.
4.3.2.3. Spenningskvalitet
Det skal førast tilsyn med at ein til ei kvar tid oppfylle dei krav normer og forskrifter set til
spenningskvalitet med omsyn til deformasjon av sinuskurve, frekvensvariasjonar,
spenningsendringar (hurtige og langsomme) m.v. Dette bør skje i samarbeid med kraftlaga i
området. Spenningskvaliteten er regulert i Forskrift om leveringskvalitet [8].
4.3.2.4. Stabilitet
I tilfelle med høg produksjonsinnmating i relativt sett svake nett / lange overføringslengder
kan margin mot stabilitetsgrensen vere avgrensande for overføringskapasiteten i nettet. Går
ein ut over stabilitetsgrense vil ein oppleve effekt- og spenningspendlingar utan naturleg
demping og overføringa må reduserast, ev. koplast ut. Teoretisk berekning av
stabilitetsgrenser i nettet er utfordrande, men bør utførast for eksempel i område med aukande
småkraftinnmating og relativt sett høg nettimpedans.
4.3.2.5. Temperaturkorrigering av forbruk
I nettplanlegging er det normal praksis å temperaturkorrigere forbruket for alminneleg
forsyning mot ein felles referanse for lettare å kunne samanlikne forbruk frå år til år.
Framtidig effektprognose vert beregna ut frå såkalla ekstrem tunglast, som vert bestemt i høve
til lågaste 3-døgn middeltemperatur med 10 års returtid for målestasjon Karmøy Lufthavn,
med temperaturreferanse – 10,6 °C. Det vert nytta temperatur-korrigeringsfaktoren 1 % pr °C
for 70 % av forbruket.
Energiforbruket vert korrigert ut frå graddøgntalet for målestasjonen Karmøy Lufthavn. Det
vert korrigert for 30 % av energiforbruket. Normalt graddøgntal er 3594.
Graddøgnstalet er eit mål for generelt oppvarmingsbehov over døgnet, og vert nytta til å
temperaturkorrigere energiforbruket når ein har behov for å samanlikne energiforbruk frå
år til år. Energiforbruket vert korrigert etter formelen E*(1-k) + E*k*Gn/G, der E er
ukorrigert energiforbruk, Gn er graddøgnstalet i eit normalår, G er graddøgnstalet i det året
SKL Nett AS
Side 19
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
som skal korrigerast og k er korreksjonsfaktoren som seier kor stor del av energiforbruket
som skal temperaturkorrigerast (K for einebustad er normalt 0,55).
4.3.2.6. Bruk av feilstatistikk ved planlegging
Feilstatistikk ved planlegging av kraftnett vert henta frå Planleggingsbok for kraftnett [5].
Feilstatistikk vert mellom anna nytta for å estimere avbruddskostnader.
4.3.2.7. Prosedyrar for planlagde avbrudd
I samsvar med Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet § 17 skal driftsstansar som kan
påverke andre konsesjonærar innmeldast til og godkjennast av systemansvarleg (Statnett).
Rutinar for dette er nærare skildra i håndbok Statnetts håndtering av planlagte driftsstanser
(ref. 1775778), som er tilgjeneleg på Statnett si heimeside.
4.4. Særeigne tilhøve innan utgreiingsområdet
Generelt
Utgreiingsområdet er eit typisk vestnorsk kystområde med klimatiske og topologiske forhold.
Store deler av linjenettet i regionen går gjennom kupert og vanskeleg terreng, og nokre
område har vanskar med hakkespetthol, rasfare og liknande. Kystnært leidningsnett er utsett
for saltbelegg. Nettet vert difor karakterisert som godt over middels vanskeleg å drifte og
vedlikehalde.
I overføringsnettet inngår ein stor del sjøkablar og mellom desse har vi nokre djupe
fjordkryssingar, som gjer det utfordrande å drifte. Vidare fins det òg ein del fjordspenn. I
utgreiingsområdet er det 13 kraftlag med ansvar for distribusjon.
Den tettaste busetnaden finn vi i Haugesund, på Karmøy og Stord. Ut over dette er det i
området ein spreidd busetnad med eit eller to typiske tettstrok innan kvart kraftlag sitt
forsyningsområde, som stort sett følgjer kommunegrensene. Dette gjer at det, sett på
bakgrunn av forbruket i området, etter tilhøva er mange transformatorstasjonar i
regionalnettet.
Eit anna særskilt trekk er innslaget av kraftintensiv industri med Eramet Sauda, Boliden
Odda, Tizir Titanium & Iron, og aluminiumsverka Hydro Karmøy og SørAl på Husnes.
Denne industrien har vorte sett under press den siste tida grunna høge kraftprisar og
svingande konjunkturar.
Området har også stort potensial for utbygging av småkraft, og utbygging er godt i gang. Det
er flaskehalsar for innmating av småkraft i fleire deler av utgreiingsområdet, noko som er
omtalt andre stader i dette dokumentet.
Det er mange områdekonsesjonærar i området, og det er utvikla eit nødvendig og godt
samarbeid mellom regionalnetteigarar og dei lokale kraftlaga innan drift- og vaktsamarbeid.
Samarbeidet gjeld fleire tema, så som teknisk drift, planarbeid, IT,måling/AMS m.v. og
gjennom utarbeiding av denne utgreiinga.
Av miljømessige restriksjonar kan det nemnast at utgreiingsområdet i 2005 fekk ”Folgefonna
nasjonalpark”, som strekkjer seg over kommunan Odda, Kvinnherad, Jondal, Etne og
SKL Nett AS
Side 20
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Ullensvang, med dertilhøyrande restriksjonar for utbygging. Det er òg område som går under
omgrepet ”Kulturlandskap” (m.a. på Høyland i Stord kommune) og som det derved ikkje er
ønskjeleg å føra fram elektriske anlegg.
Systemjording
66 kV nettet i regionen er spolejorda, og det er utplassert jordslutningsspolar ulike stader i
nettet, jf vedleggsdel.
300 kV nettet er direktejorda.
SKL Nett AS
Side 21
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
5. Dagens kraftsystem
5.1. Overføringsgrenser og Kraftbalanse
5.1.1.
Sentralnettet
Lasta i regionen i 2013 er om lag 1500 MW i tunglast, 1350 MW middellast og 1180 MW i
lettlast.
Overføringskapasiteten Mauranger-Samnanger er om lag 570 MW ved 20 °C, noko som gjer
denne leidningen til ein flaskehals i nettet. Sauda – Liastølen vart sett i drift hausten 2012.
Gasskraftverket på Kårstø er sjeldan i drift, men kan utgjere ein beredskap for regionen.
Ser ein på innmatingstilhøva i hovednettet (300 kV) inn til regionen, så er det varierande
behov for både import og eksport. I tunglast (vinter) er det ofte importen til vårt område både
over ”Saudasnittet” (Sauda-Nesflaten og Sauda-Hylen) og over linja frå Samnanger. I
sommarhalvåret er det ofte lastflyt sørover frå BKK-området og vidare gjennom vårt område
til Lyse sitt område, dette grunna mykje produksjon som skal matast ut frå Vestlandet.
Statnett har no fått konsesjon, og har nyeleg starta oppføring av 420 kV forbindelsen Sima –
Samnanger. Denne linja vil ytterlegare betra leveringstryggleiken og auka kapasiteten i
regionen vår. Linja vil truleg stå ferdig i 2020 – 2022.
I samband med elektrifisering av Utsira-høgda (2020) og mulig utviding av
aluminiumsproduksjonen ved Hydro Karmøy er det venta at industrilasta kan auke med inntil
800 MW. Dette er ikkje nettet dimensjonert for. Statnett har difor, i samarbeid med SKL og
andre aktørar i regionen, starta arbeidet med ei konseptvalgutgreiing for å sjå på forsterking i
SKL-ringen, som består av sentralnettet vest for Sauda-Blåfalli. Konseptvalutgreiinga er
venta å ver klar for ekstern kvalitetssikring våren 2015.
5.1.2.
Regionalnettet
Sett under eitt kan ein seia at regionalnettet i Sunnhordland/Nord-Rogaland fram til 2008 har
vore relativt moderat belasta i normal drift sjølv i tunglast. Dette skuldast m.a. 300 kV ringen
Blåfalli - Stord - Spanne - Sauda som har avlasta fleire regionalnettsliner i området. Ein ser no
at kapasiteten fleire stader i nettet i stadig aukande grad vert nytta fult ut, særleg i Haugesundområdet der kapasiteten til tider har lagt visse restriksjonar på drifta. Ein går difor no inn i ein
ny periode med behov for større investeringar i nettet. Tekniske overføringsgrenser er skissert
i kap. 3.4.2. Detaljert oversikt over overføringgrenser er vist i vedlegg kap. 11.
I Odda Energi sitt delområde er det flaskehals mot Sentralenettet i dag (T3 Åsen), som
medfører produksjonsbegrensning (ca. 25 MW). Dette problemet vil auke ytterlegare ved
tilkobling av meir produksjon. Dette gjeld også i Røldal.
Som nemnt tidlegare er linjene i hovudsak dimensjonert for 50° C linetemperatur. Etter kvart
som lasta aukar, kan det verta aktuellt å oppgradere enkelte leidningar til ein høgare
temperatur.
SKL Nett AS
Side 22
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
5.2. Generell skildring av overføringsnettet
Området mellom Bjørnefjorden og Boknafjorden og Sauda/Suldal er ei naturleg geografisk
eining når det gjeld kraftsystemutgreiing. Regionalnettet i området er eigd av Sunnhordland
Kraftlag (SKL), Haugaland Kraft (HK) og Suldal Elverk. Det er ikkje noko direkte samband
frå området mot nord/sør til andre Nettselskap i fylka på regionalnettsnivå. Detaljert oppgåve
over dei elektriske anlegga i regionen, og kven som er eigar, er å finna i grunnlagsrapporten.
Ei oversikt over dei kraftlaga utgreiingsområdet omfattar, er vist i vedlegg 1.
SKL er eigd av 6 kraftlag i Sunnhordland og Nord-Rogaland samt Stord Kommune og BKK.
Dei største eigarane, HK (40,5 %) og BKK (33,4 %), er vertikaltintegrerte aksjeselskap. HK,
som har ansvar for distribusjon i Nord-Rogaland og Sveio kommune i Hordaland, har eit
forbruk som svarar til om lag heile SKL sin produksjon. SKL leverer krafta på 66 kV
spenningsnivå og HK eig og driv eigne 66 kV overføringsanlegg.
BKK eig 33,4 % etter oppkjøp av aksjar frå Kvinnherad Kommune, Stord Kommune,
Austevoll Kraftlag og Fusa Kraftlag.
Dei andre eigarane ligg i Sunnhordland og har ein samla eigardel på 26 %. Kraftlaga er
organisert som partlag. Via regionalnettet vert krafta levert på 22 kV spenningsnivå på
sentrale stader i kraftlaga sine område.
Etne Elektrisitetslag, som òg ligg i Sunnhordland, er ikkje medeigar i SKL.
HK er eit vertikalt integrert energiverk som forsyner kommunane Haugesund, Karmøy,
Utsira, Bokn, Vindafjord, Tysvær, Sauda og Sveio. HK har eigne produksjonsanlegg og 66
kV overføringsanlegg.
Suldal Elverk er kommunalt eigd, og får sitt kraftbehov dekka av konsesjonskraft.
Det er i hovedsak SKL, HK og Suldal Elverk, som planlegg og byggjer konsesjonspliktige
anlegg som vert omfatta i denne utgreiinga.
I området er det ei rekke kraftintensiv verksemder som får krafta levert direkte frå 300 kV
sentralnettet eller eigne kraftanlegg. Dei største er Hydro Aluminium Karmøy Fabrikker, SørNorge Aluminium AS, Eramet Sauda og Statoil Kårstø.
5.2.1.1.
Nokre nøkkeltal om 300 kV sentralnett
300 kV leidning
Trafo
Eigarselskap
Luftl. (km) Kabel (km) Antal
Sunnhordland Kr.lag
67
11,4
3,8
Haugaland Kraft
13,1
1,5
1,2
Statnett
385
4
12
SKL Nett AS
Utveksl.punkt
Antal
5
0
15
Sluttkundar
Antal
0
0
Side 23
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Tala er henta frå anleggsregister for teknisk rapportering, samt underlag frå Statnett.
5.2.1.2.
Nokre nøkkeltal om 66 kV regionalnett
66 kV leidning
Trafo
Eigarselskap
Luftl. (km) Kabel (km) Antal
Sunnhordland Kr.lag
320
35
20
Haugaland Kraft
260
38
30
Suldal Elverk
42
0
2
Odda Energi
30
18
11
Saudefaldene
47
4
7
Utveksl.punkt
Antal
21
16
2
16
4
Sluttkundar
Antal
1
0
0
7
Figur 4.2 gjev ein oversikt over alderen på kablar og leidningane. Gjennomsnittsalder er om
lag 36 år.
Figur 4.2
Alderssamansetjing for 66 kV linjene i utgreiingsområdet
Figur 4.2
Alderssamansetjing for 66 kV kablene i utgreiingsområdet
Tilsvarande viser figur 4.3 alderssamansetting for transformatorane i regional og sentralnettet.
Gjennomsnittsalderen her er om lag 29 år.
SKL Nett AS
Side 24
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Figur 4.3 Alderssamansetjing for transformatorane i utgreiingsområdet
5.2.2.
Hovednettet og regionalnettet
5.2.2.1. Generelt
Ei skjematisk framstilling av kraftsystemet frå produksjon til forbrukar er vist i figur 3.1. Det
vert nytta ulike inndelingar og namn for ulike nettnivå. Dei mest vanlege omgrepa er vist på
figuren:
KRAFTSTASJON
HOVEDNETT
”SENTRALNETTET”
REGIONALNETT
FORD.NETT
HØGSPENT
FORD.NETT
LÅGSPENT
22-11 kV
0,4-0,23 kV
G
420-300 kV
Figur 3.1
300-66 kV
Skjematisk framstilling av kraftsystemet
Sentralnettet (300 kV hovudnett), med ringsambandet Sauda - Kvinnherad - Stord Haugesund - Karmøy - Kårstø – Sauda, saman med Blåfalli - Mauranger og 300 kV sambanda
Sauda - Hylen - Saurdal og Sauda - Nesflaten utgjer hovudnettet i Sunnhordland og NordRogaland. Knyting mot det øvige norske hovudnettet er det i 300 kV linjene Hylen/Liastøl
mot Førre, Nesflaten/Suldal mot Røldal og vidare mot Åsen, og Mauranger – BKK
(Samnanger). I tillegg har ein knytting mot 420 kV systemet i Saurdal.
Det er 300/66 kV transformering i Kvinnherad, Stord, Haugesund, Karmøy, Sauda og Odda.
Dei kraftintensive industriverksemdene Hydro Aluminium Karmøy Fabrikker, Søral og
Statoil Kårstø har i tillegg 300/22 kV transformering.
Regionalnettet i området er bygd og vert drive med 66 kV spenning. Det er ikkje aktuelt å gå
over til anna systemspenning på dette nettnivået.
Det meste av eigenproduksjonen til regionalnettseigarane i området skjer i Blåfalli, Etne og
Eikelandsosen.
SKL Nett AS
Side 25
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
5.3. Overføringstariffar
Overføringstariffane er kraftlaga sin måte å krevja inn betaling til dekning av eiga
inntektsrame samt kostnader med innleigde nettenester. I høve til gjeldande regelverk fastsett
av NVE, så vert overføringstariffane fastsett slik at dei totale inntektene frå nettkundane
samsvarar med innteksrammene til kraftlaga. Inntektsramma for kvart kraftlag vert fastsett
årleg av NVE.
Den totale nettariffen for kvar nettkunde, vil vera sett saman av bidrag til dei ulike nettnivåa
(sentralnett, regionalnett og fordelingsnett). Døme på regionalnettstariff er vist i Tabell 5.6.1
Sentralnettstariffen er inkludert i regionalnettstariffen. (Tariffen gjeld utgreiingsområdet
unntatt Suldal og Odda, som har eigen nettariff som inkluderer regional- og sentralnettet).
Regionalnettstariff
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Effektledd (Kr/kWår)
150
150
150
460
410
320
Forbruksledd (øre/kWh)
4,0
4,0
4,0
Tapsledd, dag vinter (øre/kWh)
1,1
1,1
1,1
Tapsledd, natt/helg vinter
0,9
0,9
0,9
(øre/kWh)
Tapsledd, sommar (øre/kWh)
0,7
0,7
0,7
Tabell 5.6.1: Regionalnettstariff inkludert sentralnettstariff i utgreiingsområdet eks. Suldal
og Sauda.
Frå og med 2010 er regionalnettstariffen endra til kun å ha eit effektledd og eit
marginaltapsbasert punkttariffledd som vert individuelt berekna for kvart uttakspunkt.
Grunnlaget for effekleddet er snittet av dei to siste års målte (netto) kundemaks.
Leveringskvalitet og leveringstryggleik
Gjennom Forskrift om kraftleveringskvalitet vert det stilt spesifike krav til leveringskvaliteten
i dei elektriske kraftsystema, og ein har fått auka merksemd retta mot spenningskvaliteten.
Både industriverksemder, servicenæring og private forbrukarar elles forventar stabil forsyning
og god leveringskvalitet.
Regionalnettet i området har generelt god leveringskvalitet med både godt tilgjenge og god
kvalitet. Gjennomsnittleg ILE (Ikkje Levert Energi) som følge av feil i regionalnettet dei siste
10 åra er om lag 50 MWh. Avbrota kjem ofte i samband med tòrevèr eller sterk vind.
I og med at det meste av overføringsanlegga er bygd opp etter N-1 kriteriet, er dette med på å
gje ein god leveringskvalitet. Eit meir systematisk og målretta vedlikehaldsopplegg har og
gitt gode resultat. Spesielt er rydding av skog eit viktig element.
SKL Nett AS
Side 26
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Diagram 5.7.1: Ikkje levert energi dei siste åra, samt leveringstryggleiken som prosent av
levert energi (GWh).Eit sterkt uvær herja regionen 5. desember 2013, noko som visar att i
statistikken.
SKL Nett AS
Side 27
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
5.4. Kraftproduksjon og energikjelder
Tradisjonellt har energibehovet vorte dekka opp ved bruk av elektrisk kraft, samt fyring med
ved og olje. Varmepumper luft til luft er utbreidd på desse kantar, og har til dels overteke
forbruk for ved og olje. Frå 1995 er det i tillegg teke i bruk naturgass som energikjelde i deler
av Haugesund/Karmøy-området og på Stord.
5.4.1.
Tilgang på elektrisk kraft
Elektrisk kraft kan produserast ut frå fleire energibærarar, men den dominerande basisen er
utnytting av vasskraft. Potensialet blir sett opp mot dei avgrensingar nasjonale planar for
vassdrags- og ressursforvaltning set, før ein til sist listar opp dei prosjekt som kan vera
aktuelle for konsesjonssøknad/utbygging.
I tillegg til vasskraft omtalar kapitlet kort dei muligheter som ligg i regionen for å ta i bruk
gass og vind for el-kraftproduksjon. I følgje oversikt frå NVE datert 1.1.2002 har Hordaland
fylke eit nyttbart vasskraftpotensiale på 26118 GWh, der 15717 GWh er bygt ut. I Rogaland
fylke utgjer på same måte den nyttbare vasskrafta 16293 GWh. Av dette er 11311 GWh
utbygt.
Det finst ikkje tilsvarande offisielle tal for kraftsystemområdet Sunnhordland - NordRogaland. Eigne kartleggingar syner imidlertid at det i regionen er bygt ut om lag 10 TWh,
inkl. Ulla-Førre.
I utgreiingområdet er det tilsvarande eit nyttbart men ikkje utbygt kraftpotensiale på om lag
2500 - 3000 GWh. Gjennom nasjonale planar er det knytt sterke avgrensingar til vidare
utnytting av desse ressursane.
Dei viktigaste nasjonale plantypane som grip inn i vassdragsdisponeringa er følgjande:
- Verneplan for vassdrag, I, II, III og IV
- Landsplan for nasjonalparkar, NOU 1986.13
- Samla plan for vassdrag
I planområdet er desse vassdraga verna:
I Rogaland
Hamrabøåna, Hustveitelva, Vikedalselva og Haugevassdraget
I Hordaland
Etnevassdraget,Vaulaelva m/Langfoss, Mosneselva, Rydlandselva, Hattebergvassdraget,
Æneselva og Furebergselva. I tillegg er Folgefonna nasjonalpark med landskapsvernområde
no etablert, slik at vassdraga som ligg innanfor grensene her er verna.
5.4.1.1. Produksjonsanlegg
Figuren under viser utviklinga av produksjonskapasitet for vasskraft. Dei første
produksjonsanlegga i området kom kring 1900-hundre-talet, men utbygging har i hovesak
SKL Nett AS
Side 28
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
føregått i perioden frå 1950 og fram til 1986, med ein topp på byrjinga av 80-talet. Dei største
produksjonsanlegga er Statkraft sine, og matar krafta inn i sentralnettet.
Figur 5.4.1.1.1: Utvikling av produksjonskapasitet i utgreiingsområdet. Småkraft er
inkludert under akkumulert produksjonskapasitet i regionalnettet.
For detaljert informasjon om produksjonsanlegg vert det vist til Grunnlagsrapporten.
5.4.1.2. Mini- og småkraft
Frå 2010 skal søknad om konsesjon for mikro- og minikraft (< 1 MW) handsamast hos
fylkeskommunen.
Regionen er rik på potensial for småkraftutbygging, og styresmaktene sine signal om
etablering av sertifikatordning for fornybar energi samt aukande kraftprisar har ført til auka
interesse for utbygging. Samla potensial med utbyggingskostnad < 3 kr/kWh utgjer 501 MW
(2049 GWh), og samla potensial med utbyggingskostnad 3 – 5 kr/kWh utgjer 104 MW (426
GWh). Kommunvis fordeling basert på NVE si ressurskartlegging er vist i diagrammet
under.
Utbygging av småkraft kan ofte vera ein tidkrevjande prosessar, då særleg grunnspørsmål og
avtalar med grunneigarar kan ta lang tid. Utbygging av nett tek også lang tid. Det er difor
vanskeleg å prognosera utbyggingstakten. Basert på førehandsmeldte og konsesjonssøkte
anlegg, samt kontakt med kraftlaga og større utbyggjarmiljø, er det sett opp prognose for
utbygd mini- og småkraft. ”Klima”-prognosen tilseier 300 MW (1100 GWh) utbygd miniog småkraft innan år 2020. Klima-Prognosen for 2030 tilseier 500 MW (1 700 GWh).
SKL Nett AS
Side 29
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Figur 5.4.1.2.1: Oversikt småkraft og potensiale for utbygging.
talgrunnlaget sidan innmating går mot Mauranger.
Jondal inngår i
Vi ser av diagrammet at kommunane Etne, Kvinnherad, Odda og Suldal er dei med størst
potensiale, og det ligg òg føre omfattande utbyggingsplanar her. Spesiellt i desse kommunane
er det ei stor utfordring å få etablert kraftnett som kan ta i mot all denne krafta.
Figur 5.4.1.2.2: Historikk over utbygd småkraft i regionen
SKL Nett AS
Side 30
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
5.4.1.3. Vindkraft
Vasskraft er den viktigaste fornybare energikjelda vår, men ein ser òg at såkalla «nyefornybare energikjeldene» i større grad vert teke i bruk til energiproduksjon. Dette gjeld i
hovudsak vindkraft.
Følgjande vindkraftprosjekt på Haugalandet er kjende pr. mai 2014:
Vindpark
Aktør
(Kommune – område)
Karmøy – Sør-Karmøy
Storøy
Karmøy – Arafjellet
Utsira II
Tysvær - Årvikfjellet
Tysvær - Gismarvik
Tysvær - Dalbygda
Vindafjord – Døldarheia
Vindafjord - Bukkanibba
Sveio Vindkraft
Sum
Alpiq
Vindmyran
Lyse
Tysvær
Fred Olsen
Dalbygda
Fred Olsen
Lyse
Norsk Vind
Installert
effekt
75 MW
6 MW
20 MW
15 MW
39 MW
15 MW
55 MW
120 MW
30 MW
40 MW
415 MW
Årsproduksjon
219 GWh
18 GWh
70 GWh
60 GWh
98 GWh
35 GWh
100 GWh
320 GWh
65 GWh
120 GWh
1105 GWh
Status
Konsesjonssøkt
Konsesjon gitt
Meldt
Meldt
Konsesjon gitt
Konsesjon gitt
Konsesjonssøkt
Konsesjonssøkt
Konsesjonssøkt
Meldt
I tillegg kjem 3 testanlegg for offshore vindkraft på til saman 30 MW, 69 GWh. Det kjem
også ein del vasskraft, både småkraft og reinvestering i dagens magasinkraftverk.
Eksisterande regionalnett har i dag ikkje kapasitet til slike effektar, og SKL Nett /Haugaland
Kraft er derfor i gong med eit arbeid for å vurdera ulike nettforsterkningsalternativ (sjå også
forrige kapittel). Dette gjeld først og fremst 66 kV nettet mellom Litledalen og Spanne.
Dersom ein stor del av dei planlagte vindkraft- og vasskraftprosjekta skal byggast ut, bør det
vurderast ein ny sentralnettstasjon og/eller ombygging frå 66 kV til 132 kV. Døldarheia
vindkraftverk er i utgangspunktet tenkt tilknytta sentralnettet. Hovedmålsettinga for
utredningsarbeidet kan samanfattast i tre punkt:
• Tilrettelegga for produksjonstilknytning i regional/sentralnettet på ein mest mogleg
optimal måte.
• Optimalisera drift i regonalnettet, herunder reinvesteringar.
• Sjå heile regionalnettet og sentralnettet i samanheng i høve til integrering av ny
fornybar energi.
Analysearbeidet er forventa ferdig i løpet av 2014. Det har blitt gjennomført mange analysar
av dette nettet dei siste åra, men føresetnadene endrar seg stadig, så vi ser om igjen og om
igjen nye alternativ som bør vera med i analysen for at nettet skal bli sterkt nok til å takla
vekst i både produksjon og forbruk.
Denne analysen tar ikkje for seg Karmøy-nettet. Dette er eit anna geografisk område, så her
blir andre analysar/vurderingar lagt til grunn.
Utbygging av vindkraft er i dag ikkje lønsamt utan støtte. I dag vert støtte gjeven gjennom elsertifikatordninga.
SKL Nett AS
Side 31
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
5.4.1.4. Bølgjekraft
NVE har gitt Fred Olsen AS konsesjon for å byggje og drive eit bølgjekraftverk utanfor
Hemnes på Karmøy. Planane omfatta i fyrste omgang installering av ein plattform, og
dersom installeringa vart vellukka, kunne det bli aktuelt å utvide anlegget til ytterligare tre
plattformar for å teste ut eit komplett bølgjekraftverk. Anlegget skulle plasserast om lag 1,5
km frå land, og tilknytast eksisterande 22 kV-nett i området via ein sjøkabel.
Slik situasjonen er no, har Fred Olsen valt å leggje vidare arbeid på vent. Dette skyldast
usikkerhet rundt satsinga på ny fornybar energi, og hvilke økonomiske støtteordninger staten
vil kome med.
5.4.1.5. Gasskraft
Ved at gass er ført i land ved Haugesund, ligg det fysisk til rette for å produsere elektrisk
energi frå denne energiberaren.
Naturkraft AS sette i 2007 i drift gasskraftverket (420 MW og 3500 GWh) på Kårstø.
Kraftverket har lita driftstid (Ca 160 timar i 2012) grunna låge kraftprisar, men kan utgjere
ein beredskap for regionen.
Ved ilandføringsanlegget på Kårstø er det òg eit mindre gasskraftverk i drift. Ytinga er 33
MW. Verket tilhøyrer Statoil.
5.4.1.6. Bruk av Naturgass
Bruk av naturgass på Haugalandet
På Snurrevarden vert det tappa høgtrykksgass (omlag 160 bar), via ein T-avgreining frå
Statpipe- tørrgassleidningen frå Kårstø, og etter ein trykkreduksjon til 4 bar distribuerast
gassen vidare i eit lokalt gassnett i Karmøy og Haugesund kommune. Gasnor eig og driv
gassnettet. I dag består nettet av ca 120 km gassledning (54 km i Haugesund og 66 km i
Karmøy) , og i 2008 ble det omsatt 46,6 Sm3 gass tilsvarende et energiforbruk på 453,4
GWh. (212 GWh av dette forbrukes av Hydro Aluminium).
Om lag 50 % av energiforbruket i gassnettet vart nytta av Hydro Aluminium, som er den
største kunden, men ei rekkje større industribedrifter og yrkesbygg samt fleire bustadfelt er
også tilknytt nettet. I tillegg er det på Flotmyr og Hasseløy etablert to fyllstasjonar for CNG
(Compressed Natural Gas ), der gassen blir komprimert til om lag 250 bar (I Haugesund kjører
omlag 70 kjøretøy, av desse 16 bussar, på naturgass ). For industribedriftar og yrkesbygg har
gassen i hovudsak erstatta fyringsolje til brennarar og kjelar.
I 2003 opna Gasnor eit LNG prosessanlegg på Snurrevarden på Karmøy. I LNG-anlegget vert
gassen mata inn frå røyr og kondensert til væskeform (LNG, Liquefied Natural Gas, er
flytande naturgass nedkjølt til -162 ºC ). LNG vert lagra i anlegget, lasta i tankbilar og
transportert til mottaksterminalar i heile Noreg. Blant avtalene til Gasnor inngår leveranse
av LNG til dei fem gassferjene som no trafikkerar ferjestrekningane mellom HalhjemSandvikvåg og Arsvågen- Mortavika.
I følgje Gasnor har overgangen frå olje til gass redusert CO2-, NO x- og SO2-utsleppa i
Karmøy og Haugesund med omlag 27000, 154 og 350 tonn/år. Overgang frå diesel til
naturgass på dei to riksvegferjesambanda medfører i tillegg reduksjon i NOx- utsleppa på
SKL Nett AS
Side 32
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
1400 tonn/år, tilsvarande utsleppa frå 160.000 personbiler.
Av andre prosjekter i tilknyting til gass på Haugalandet kan kogenereringsanlegget på Bø på
Karmøy nemnast. Haugaland Kraft eig og driv anlegget, som har eigen gasstilførselleidning.
I kogenereringsanlegget genererar ein enkel gassmotor elektrisitet, og kjølevatnet vert nytta til
varmedistribusjon i et lokalt fjernvarmenett. Anlegget har potensiale til å produsere 1 GWh
elkraft og 2 GWh fjernvarme.
Bruk av naturgass på Stord
SKL har bygd ut naturgassforsyning i Stord kommune, og forsyner i dag nokre større og
nokre mindre forbrukarar med naturgass.
5.4.1.7. Fjernvarme i Skåredalen i Haugesund
Haugaland Kraft har konsesjon på fjernvarme i Skåredalen, og Haugesund kommune har
pålagt tilknytingsplikt. Infrastrukturen for fjernvarme består i dag av røyr frå varmesentralen
på Ørpetveit til bustadfelt på Løkjen, langs Ørpetveitsveien og på Eikjehammer og opp til
skole og idrettshall. Anlegget er basert på naturgass- og elkjelar.
Det er ikkje planar om vidare utviding av anlegget.
SKL Nett AS
Side 33
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
5.5. Kraftforbruk og påverknader
5.5.1.
Overført effekt og energi
Overført energi i tabellen under er summen av levert energi (alminneleg forbruk inkludert
uprioritert kraft) og tap i distribusjonsnettet Dette er det same som summen av målt uttak i
regionalnettet og produksjon i distrubusjonsnettet. (tala i tabellen er ikkje temperaturkorrigerte). Maks. effekt tunglast er effekt målt i regionalnettet sin maksimallasttime for siste
og nest siste vinter. Dato er oppgitt i tabellen.
Maks. Effekt tunglast
Nettselskap
Austevoll Kraftlag
Etne El. lag
Finnås Kraftlag
Fitjar Kraftlag
Fjelberg Kraftlag
Fusa Kraftlag
Haugaland Kraft
Kvinnherad Energi
Odda Energi
Skånevik Ølen Kr.
SKL (Stord)
Suldal Elverk
Tysnes Kraftlag
Sum
Herav uprio. kraft
Overført Energi
2012.2.3
MW
2014.1.13
MW
2011
GWh
17,4
8,8
32,6
8,1
8,1
18,2
298,8
27,6
30,0
17,3
50,6
17,6
6,8
541,9
8,5
16,3
7,6
31,5
9,5
8,4
17,3
278,7
32,7
32,0
16,7
51,2
18,2
6,9
527,0
89
41
155
45
39
82
1419
150
125
101
248
109
40
2643
31
Folketal
2013
Pr.
01.01.2014
GWh
99
45
168
52
35
80
1501
158
152
98
271
99
45
2803
4 924
2 880
11 749
3 009
2 956
3 829
105 157
10 276
7006
4 589
18 425
3 881
2 745
181 426
Tot. auke:
Auke
siste
året
1,78 %
0,59 %
0,95 %
0,97 %
0,03 %
0,29 %
1,28 %
-0,71 %
0,26 %
1,10 %
1,45 %
0,23 %
0,33 %
1,03 %
1858
innb.
Herav småkraft
8,0
51,7
Nettap R-nett
40,9
Tabell 5.1: Effekt- og energilevering samt folketal i områda til kraftlaga i Sunnhordland og
Nord-Rogaland. Folketal er basert på statistikk frå SSB.
Tala viser 6,0 % auke i energiforbruket frå 2011 til 2013. Temperaturkorrigert energiforbruk
vart omlag 2800 GWh, som er 5,3 % auke i høve til 2011. Temperaturkorrigert effekt er om
lag 552 MW. Dette gjev ei brukstid på om lag 5000 timar.
Ulevering av utkoplbart forbruk vart avslutta i 2012. Småkraftproduksjonen i høglast timen
utgjorde om lag 52 MW.
Føresett at gjennomsnittleg elektrisitetsforbruk for hushaldkundar er om lag 7000 kWh/år
pr. innbyggjar, er forbruket innan hushald 1270 GWh, noko som utgjer 46 % av
alminneleg forbruk. Andelen for service og næring utgjer då 54 %.
SKL Nett AS
Side 34
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Tidspunktet for regionalnettet sin maksimallasttime var 13. januar 2014 time 9. 3-døgn
middeltemperatur ved maksimallast var 0,2 °C målt på Karmøy. I maksimallasttimen utgjer
omlag 8 % av forbruket nettap i regional- og fordelingsnett.
Figuren viser utviklinga for energi (GWh) og effekt (MW) for alminneleg forbruk dei siste
åra.
Figuren viser utvikling i folketal dei siste åra.
Folketalet i regionen har dei siste to åra auka vesentleg meir enn SSB si forventa auke
(middels nasjonal vekst), som er 0,81 % pr. år. Størst auke i folketal har det vore i
kommunane Tysvær (1,73 %) og Austevoll (1,78 %).
5.5.2.
Lastkategoriar og verknader for kraftforbruket
Det elektriske kraftforbruket er tradisjonelt delt inn i 3 kategoriar:
SKL Nett AS
Side 35
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
KII (Kraftintensiv industri)
Utkoplbart forbruk (Kjelkraft) (Endringer tredde i kraft fra 1. juli 2012*)
Alminneleg forsyning (Industri, tenesteyting og hushald/jorbruk)
*NVE har vedteke (Forskrift 302 om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsrammer og
tariffering m.m.) at frå 1. juli 2012 er nettselskapa ikkje lenger pålagd å tilby tariffar for
utkoplbart forbruk, og det er no svært lite utkoplbart forbruk i vår region.
Utgreiingsområdet har relativt store innslag av kraftintensiv industri. Kraftintensiv industri
sitt årsforbruk er no omlag 6,5 TWh, medan alminneleg forbruk er omlag 2,8 TWh. Dei
største verksemdene i så måte er Sørnorge Aluminium på Husnes, Hydro Karmøy Fabrikkar,
Eramet Sauda, Statoil Kårstø, Boliden Odda og Tizir Titanium & Iron i Odda.
Dei viktigaste faktorane som påverkar kraftforbruket er:
Konjunkturane – Etterspørsel etter varer og tenester
Marknadsvilkåra for vare- og tenesteproduksjon som går til eksport
Folketalet
Etablering av ny industri og utviklinga av beståande industri vil påverke behovet for
kraftnettet i stor grad.
Ser vi på kraftintensiv industri, ligg desse som oftast knytt opp direkte mot sentralnettet,
bortsett frå i Odda kommune der KII-kundar er knytt opp mot regionalnettet. Endringar her,
m.a. som følge av miljøkrav, vil i stor grad påverke kraftballansen på sentralnettsnivå.
Det kan i framtida (tidlegast 2015) verte aktuelt å forsyne oljeinstallasjonane i midtre del av
Nordsjøen (Utsira-høgda) med elektrisk kraft enten frå Kårstø eller Stavanger. Slik
forsyning vil verta teke ut direkte frå sentralnettet. Aktuelle ytingar vil truleg ligge i området
80 - 300 MW (1 – 2 TWh), avhengig av om det vert delvis eller heil forsyning av forbruket.
Slikt uttak vil i stor grad påverke tilhøva for sentralnettet.
Utvikling av annan industri vil på ulike måtar påverke regionalnettet. Her har ein sæleg fokus
på Haugaland Næringspark i Tysvær kommune og næringsutviklinga på Karmøy. Behovet
for kraftnett vert i tillegg påverka av kraftutbygging i regionen.
5.5.3.
Påverknad ved vindkraft i regionen
Som vist under kap. 5.4.1.3 ligg føre omfattande planar om vindkraft på Haugalandet.
Desse prosjekta kan få relativt store verknader for regionalnettet, og det vert kontinuerleg
jobba med planar for å møta desse behova.
5.5.4.
Påverknad ved Mini- og småkraftverk
Eit småkraftverk vil alltid auke spenningsvariasjonane i nettet lokalt. Når kraftverket går, vil
det vera høgare spenning enn når kraftverket står. Tillaten variasjon i spenninga mot
SKL Nett AS
Side 36
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
sluttbrukar er gitt i ”Forskrift om leveringskvalitet”. Det må takast omsyn til dette ved
planlegging av småkraft ute i nettet, og det kan òg verta behov for forsterking av
lågspenntnettet og distribusjonsnettet.
Mange av lokalitetane er plassert i grisgrente strok med svake kraftnett. Det er difor ei stor
utfordring å få etablert kraftnett som kan ta i mot krafta. Ei kraftutbygging vil strekkja seg
over ein variabel tidshorisont, og det er uvisse om kva prosjekt som vert utbygd. Det kan
difor vera betydelig risiko knytt til nettinvesteringar.
Småkraftutbygging kan òg få verknader for regional- eller sentralnettet, då krafta vert mata
inn mot knutepunkt i regional- eller sentralnettet og transformert opp til høgare spenning. I
område med konsentrert utbygging kan det då verta behov for transformatorar med større
yting eller kraftigare leidningsnett.
Tabellen under viser pronose for installert mikro-, mini- og småkraft under kvart
sentralnettknutepunkt.
S-nett-knutepunkt
MW
Stord
Mauranger
Blåfalli
Husnes
Spanne
Suldal
Saurdal
Sauda
Odda
Sum
I drift
Prognose 2020
GWh
MW
GWh
MW
21,4
79,8
13,5
48,7
17,7
66,7
28,4
99,5
50,6
190,2
37,7
142,5
0,1
0,3
10,5
41,5
17,3
55,5
0,0
0,0
16,7
64,8
22,4
86,7
14,0
46,1
2,9
8,7
9,7
29,5
26,8
86,2
16,4
63,8
133,4
428,4
163,9
596,7
275,6
942,0
Sum
GWh
35,0
46,2
88,3
10,6
17,3
39,1
16,9
36,5
149,7
439,5
128,4
166,2
332,7
41,8
55,5
151,5
54,8
115,7
492,2
1538,7
Tabell 5.6.4.1: Prognose for installert småkraft-yting tilknytt nettet.
I dag er det fleire flaskehalsar i høve til innmating av småkraft. Her kan mellom anna
nemnast transformatorkapasitet i Mauranger og Blåfalli, samt Røldal og Åsen.
Det vert jobba for å møta behovet for kraftnett ved småkraftutbygging.
5.5.5.
Utveksling på viktige snitt
Omgrepet «snitt» nyttast for å omtale eit sett leidningar eller transformatorar som forsyner eit
nettområde, og det er naturleg å ha kontinuerleg fokus på effektflyten i nettet.
På figurane under er det presentert varighetskurvar for eit utdrag av snitta i området.
SKL Nett AS
Side 37
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Figur 5.5.5.1: Uttak til Karmøy over 300 kV D1 ved Håvik tr.st. Transformatoren vart
skiftast ut i 2013, jf kap. 9. Det er ikkje produksjon bak dette punktet.
Figur 5.5.5.2: Uttak til Haugesund-området over Spanne T1 og T2. Eine transformatoren
skal skiftast ut innan få år, jf kap. 9. Det er noko produksjon bak dette punktet, som vert mata
inn via underliggjande 66 kV nett frå Litledalen.
Figur 5.5.5.3: Uttak til kommunane Bømlo, Stord, Fitjar, Austevoll, Tysnes og Fusa. Det er
noko produksjon bak dette punktet, som vert mata inn via underliggjande 66 kV nett frå
Eikelandsosen.
SKL Nett AS
Side 38
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Figur 5.5.5.4: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Oksla transformatorstasjon.
Positive verdiar er uttak.
Figur 5.5.5.5: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Åsen transformatorstasjon.
Positive verdiar er uttak. Åsen T3 (150 MW) går fullasta i eksportsituasjonar (innlevering)
og nesten fullasta ved import (uttak). Timar med 0 uttak i 2010 skuldast havari på ein fase.
Planar for auke i trafokapasiteten er omtala i kap. 9.
Figur 5.5.5.6: Uttak i Ølen transformatorstasjon.
SKL Nett AS
Side 39
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Figur 5.5.5.7: Uttak i Vabakken transformatorstasjon.
Figur 5.5.5.8: Uttak i Husnes transformatorstasjon.
SKL Nett AS
Side 40
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
6.
Detaljert skildring av overføringsnettet
6.1. Regionalnettet
Dei eldste kraftleidningane i regionen er frå om lag 1952. Då lasta auka, vart ein del av desse
overføringane dubblert, slik at ein i dag har ein del parallelle leidningar. Konkret gjeld dette
m.a. Blåfalli - Langeland - Stord. Linjene er bygt på impregnerte trestolpar med tretraversar
og straumførande liner av FeAl utan gjennomgåande jordingssystem. Driftstryggleiken på 66
kV leidningane så langt må seiast å vere god. Utbygginga kan delast inn i 4 fasar:
1.
Første utbyggingsfase, ferdig 1952/53, då dei første anlegga i Blåfalli vart sett i drift.
2.
Dubleringsfasen, då heile strekninga mellom Stord - Langeland - Blåfalli - Etne Haugesund vart dublert. Dette vart gjennomført i tida 1958 - 1962.
3. Kompletteringsfasen. Framføring til nye transformatorstasjonar og reservesamband.
4. Ein er no komen inn i ein fase med behov for utskifting av dei eldste linjene, noko som
ein er godt i gang med.
Deler av dette kapittelet innehald detaljerte skildringar av kraftnettet i regionen, og er difor
unntatt offentleghet iht Beredskapsforskrifta § 6-2.
6.2. Viktige tilhøve for utnytting av kraftsystemet
Krav frå m.a. eigarar, kundar og styresmakter har stilt oss overfor nye utfordringar innan
energiforsyninga. Det vert etter kvart stilt strengare krav til effektiv drift og optimal utnytting
av kraftsystemet. Nye rammevilkår set krav til kostnadsreduksjonar, medan kundane krev ei
sikker straumforsyning kombinert med krav om lågare overføringskostnader. Desse krava
verkar mot kvarandre, og kan synast vanskeleg å oppfylle, og det vert difor ei utfordring å
utnytte kraftsystemet best mogeleg.
Følgjande tilhøve påverkar utnyttinga av kraftsystemet:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Nettdrift og driftskoplingar
Flaskehalsar og systemvern
Jordslutningsstraumar
Spenningstilhøver
Tapstilhøver
Reaktiv kompensering
Driftskoordinering/fjernstyring/kommunikasjon
Kompetanse
Beredskap
Andre tilhøve
Overføringsgrenser
Kritiske tilhøve
SKL Nett AS
Side 41
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Desse tilhøva er nærare beskrivne i den Grunnlagsrapporten, som er unntatt offentleghet.
6.2.1.
Nettdrift og driftskoplingar
300 kV nettet i området er direktejorda.
66 kV netta i området vert drivne med spolejorda nullpunkt, og jordslutningsspolar er plassert
ulike stadar i 66 kV nettet, for å kompensera ut ladestraumane i nettet.
Medan 300 kV nettet er maska, så vert 66 kV netta drivne både som radialar og som maska
nett. Det er ei målsetting å gå meir over til maska nett, då dette gjev sikrare straumforsyning
med momentan reserve og mindre nettap. Det er god redundans i systemet, slik at flytting av
delingspunkt påverkar i liten grad overføringskapasiteten.
I den begrensa vedleggsdelen er ei typisk driftskopling i tunglast angitt som einlinjeskjema
der dei delene som heng saman galvanisk har same farge. Normalt har ein delt drift i Opstveit
og Spanne.
6.2.2.
Jordslutningsstraumar
66 kV nettet i Sunnhordland/Nord-Rogaland er spolejorda. Den totale ladestraumen er i
storleiken 900 A. Ein driv nettet i fleire (normalt 5) galvanisk skilte nettdeler der
ladestraumen varierer frå ca. 30 til 330 A. Total spoleyting i nettet er ca 1300 A. Alle
nettdelane vert normalt drivne overkompenserte. Meir informasjon er å finna i lokalt vedlegg
III til FOS.
6.2.3.
Spenningstilhøve
Normal driftsspenning i 300 kV nettet er 280-305 kV.
SKL har i hovudsak lagt ut sine transformatorar for 60-63 kV, medan HK har 55-60 kV.
Odda energi sitt nett ligg normalt på 66 – 68 kV. Av taps- og lastmessige omsyn, er det
ønskjeleg å heva spenningsnivået i dei nettdelene som har lågast spenning.
Omkoplingar kan i enkelte høve gje lange overføringar i området, med dei spenningsproblem
det kan medføra. Dette gjeld først og fremst Blåfalli - Litledalen – Haugesund.
Meir informasjon er å finna i lokalt vedlegg III til FOS (sist oppdatert 2005).
6.2.4.
Nettap
Nettapa i regionalnettet i område Sunnhordland/Nord-Rogaland ligg på omlag 2 % av tilført
energi. Dette inkluderer transformering (66/22 kV). Odda Energi sitt nettap er om lag 0,5 %.
6.2.5.
Reaktiv kompensering
Både i 300 kV og 66 kV nettet i området er det store kabelanlegg med tilsvarande stor reaktiv
produksjon.
Det er i tillegg installert kondensatorbatteri på Spanne, Håvik og Husnes. Spenningane i 300
kV nettet har betra seg mykje ettar at kapasiteten for reaktiv produksjon er auka ved
installasjon av fleire kondensatorbatteri i Spanne.
SKL Nett AS
Side 42
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
I regionalnettet i Haugaland Kraft -området har ein i dag låg driftsspenning, normalt om lag
55 kV. Det kan difor verta aktuellt å ytterlagerare auke den reaktive produksjonen i
regionalnettet på eit seinare tidspunkt. Dette for å kunne auka overføringskapasiteten på
regionalnettet inn mot Haugesundsområdet og å redusere tapa. I dag er det spenningsfall som
set grensar for overføringskapasiteten på dette nettet.
7.
Forsyningsikkerheten i utgreiingsområdet
Dette kapittelet innehald detaljerte skildringar av kraftnettet i regionen, og er difor unntatt
offentleghet iht Beredskapsforskrifta § 6-2.
SKL Nett AS
Side 43
Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
8.
Framtidige overføringstilhøve
8.1. Drivkrefter som påverkar samfunnsutviklinga
For å verta betre førebudd til møta framtida sine krav om tilfredstillande kraftoverføringsnett, stiller
styresmaktene krav om fleire alternativ for utvikling i overføringstilhøva.
Det skal utarbeidast alternativ for utvikling av produksjon og forbruk basert på ulike
forestillingar (scenarier) om korleis samfunnet vil utvikle seg i framtida.
Ulike drivkrefter, hendingar og faktorar bidrar til og påverkar korleis samfunnet utviklar seg.
Drivkrefter kan vere både forutsigbare og mindre forutsigbare. Ein kan t.d. forutsjå at behovet for
kraft vil auke dersom folketalet aukar. Uforutsigbare drivkrefter er verre å ta omsyn til. Følgjande
drivkrefter vert sett på som viktige og er difor omtala nærare:
Energi- klimapolitikken
Haldningar og folkeopinion
Konjunkturar og økonomisk vekst og folketalsutvikling
Teknologiutvikling
Energi- og klimapolitikk
Politikk er ein viktig drivar som påverkar samfunnsutviklinga og derved utviklinga av det elektriske
kraftsystemet.
Klima- og miljøpolitikken er særleg aktuell no for tida og vil vere det i mange år framover. Her er litt
om kva som påverkar klima- og miljøpolitikken:
Fornybardirektivet
EUs nye fornybardirektiv vart vedteke april 2009 og det er avklart at dette vil gjelde for Noreg.
Direktivet er eit av mange i EUs energi- og klimapakke, som skal bidra til å nå det fastsatte målet om å
redusere dei totale utslepp av klimagassar med 20 prosent frå 1990-nivå, innen 2020. EU har herunder
vedteke bindande mål om at fornybar energi skal utgjere 20 prosent av det totale energikonsumet, og at
det skal vere ein 10 prosent fornybar andel i totalt drivstofforbruk. Det tredje målet som inngår i EU
sin klimapakke 20-20-20 er målet om 20 % energisparing.
Norge har store ambisjonar innanfor klima- og miljøpolitikken, og saman med Sverige har Norge
etablert ein el-sertifikatmarknad som skal bidra til å bygge ut ny kraftproduksjon basert på fornybare
energikjelder. Målet er 26,4 TWh innan 2020.
Analysar utført av Statnett i samarbeid med dei store nettselskapa på vestlandet viser at store deler av
dette (8 - 10 TWh) kan koma på vestlandet i perioden fram mot 2025, og vil i stor grad påverke
utviklinga av kraftnettet på vestlandet, også i SKL sitt utgreiingsområde.
For utviklinga av kraftsystemet sin del så er det spørsmålet om, når og kvar det vert lagt til rette for
utbygging av nye fornybare produksjonsanlegg. Om dei kjem, vil dei påverke vårt område. Nokre
meiner at det ikkje er bruk for ny vindkraft her til lands og at nye produksjonsanlegg av den grunn bør
plasserast i havet nærare dei store forbruksområda. Vindkrafta vil då ikkje påverke vårt regionale
kraftnett.
Det har òg vorte stilt krav om at nye oljeinnstallasjonar på norsk sokkel må forsynast frå land, men det
er framleis uklart kva krav som vert stilt. For vårt utgreiingsområde sin del er det uklart kva krav som
SKL Nett AS
Side 44
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
vert stilt til dei nye oljeinstallasjonane på Utsirahøgda. Prognosane er basert på siste tilgjengelege
informasjon.
Det er også eit spørsmål kor snart elbil-parken vil utvikle seg og i kva grad dette vil påverke behovet
for kraftnett.
Haldningar og folkeopinion
Haldningar og folkeopinion kan ha stor makt. Kravet om meir bruk av kabel som alternativ til
luftlinjer kan påverke utviklinga av kraftnettet. Ønske om utbygging av fornybar vindkraft er aukende,
men prosjekta møter ofte lokal motstand i kommunane der dei skal monterast. Dette kan vere med å
påvirke antall vindparkar som vert realisert.
Motstand mot atomkraft ser òg ut til å avta i deler av verda, noko som til sist kan påverke prisnivået på
elektrisk kraft og dermed lokalisering av produksjonsanlegg.
Konjunkturar og økonomisk drivkrefter
Høgkonjunktur og økonomisk vekst fører generelt til auka vekst, velstand og etablering. Utviklinga
tek gjerne tid og kan vere lettare å møte. Når konjunkturane svingar ned derimot kan endringane skje
mykje fortare, noko som vi har sett døme på i vår eigen region. Skipsfarten har vore gjennom fleire
lågkonjunkturar og mange skipsverft har vorte råka av dette. Dette kan føre til at store forbrukarar
forsvinn og det vert overkapasitet i kraftnettet.
Store skildnader i kraftprisen kan påverke etablering eller nedlegging av industri m.m. Flaskehalsar i
nettet bidreg til slik prisskildnad, og det er t.d. nyeleg oppretta fleire prisområde i Sør-noreg.
Prisnivået har generelt auka etter at det har vorte etablert utanlandskablar til Europa. Utbygging av dyr
fornybar kraft, slik som t.d. vindkraft vil truleg òg føra til auke i kraftprisen. Pris på alternative
energikilder som kull, gass, olje og kjernekraft er avgjerende for europeiske kraftpriser. Desse
energikjeldene er fortsatt dominerande i Europa. Prisnivå på fosile energikilder vil vere en viktig
faktor som påverker lønnsomheten til utenlandskablar.
Teknologiutvikling
Teknologiutvikling kan få ulike verknader både direkte og indirekte i høve til utvikling av kraftnettet.
Utvikling av nye kraftoverføringsteknologiar (likestrømskablar) kan føre til billigare utbygging av
kraftleidningar og dermed fleire kraftleidningar. Dette kan igjen påverke kraftballansen og
kraftprisane.
Teknologiutvikling kan og føre til etablering av ny industri og nye produksjonsanlegg, stor auke i
elbilar m.v.
SKL Nett AS
45
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Oppsummering av drivkrefter og moglege verknader
Drivkrefter
Energi- og
Klimapolitikken
Moglege verknader for kraftnettet
Utbygging av småkraft og vindkraft
Elektrifisering av Norsk sokkel
Elektrifisering av transportsektoren (elbilar)
• Etablering eller nedlegging av kraftintensiv industri
Etablering eller nedlegging av anna verksemd
Haldningar og
Meir bruk av høgspentkabel
folkeopinion
Mindre behov for vindkraft
Nedlegging av industri
Teknologiutvikling
Etablering av industri og anna forbruk
Etablering av kraftproduksjon
Elektrifisering av bilparken
Konjunkturar,
Nedlegging av industri
økonomi og
Auke eller minske i behov for kraft
kraftpris
Etablering eller nedlegging av anna verksemd
Prisnivå på alternative energikilder som kull, gass, olje og
kjernekraft
8.2. Forbrukarfleksibilitet
Forbrukarfleksibilitet innan for denne konteksten handlar om i kva grad forbrukarane har evne og vilje
til å byte energiberar eller endre energiforbruket på kort og lang sikt. Forbrukarfleksibilitet er nyttig
grunna fleire forhold. For ein forbrukar vil det td vere nyttig å kunne velje annan form for oppvarming
dersom straumen skulle verta bort, og for kraftsystemet vil det vera nyttig å ha mulighet til å kople ut
enkelte forbrukarar for å hindre samanbrot i nettet i anstrengte driftssituasjonar. Fram til i dag har
forbrukarfleksibiliteten stort sett vore retta mot ulike oppvarmingsbehov, så som el-kjelar i næring og
industri, og romoppvarming i alle typar bygg. Statnett har også hatt avtalar om utkopling av større
industriverksemder. I dag er det installert frekvensstyrt belastningsfrakobling ulike stader i nettet vårt,
etter krav frå Statnett. Samla installert yting utgjer om lag 490 MW.
Fleksibilitet generelt medfører som oftast ein meirkostnad, og det må difor eksistere reguleringar
og/eller insentiv dersom ein ønskjer forbrukarfleksibilitet. I vårt område er dei tradisjonelle
kjelkrafttariffane (utkoplbart forbruk) fasa ut og insentiva er tekne bort. Det er difor svært lite forbruk
att på desse tariffane. Forskrift om tekniske krav til byggverk stiller ma krav om alternativ
oppvarming av bustader.
NVE-rapport[12] 7/2006 om forbrukerfleksibilitet antydar at 4 – 6 % av forbruket i Norge er
fleksibelt. 5 % tilsvarar for vår region 465 GWh.
Innføring av AMS vil kunna bidra til auka forbrukarfleksibilitet ved at det vert tilgang på betre
informasjon og betre muligheter for laststyring mm. Nye tariffar kan bidra med insentiv. Det er ikkje
venta at AMS vil påverke forbruksmønsteret i særleg grad dei næraste åra.
Smarthus/Plusshus vil i framtida kunne bidra med effekt i gitte situasjonar, men det er ikkje venta
nokon særleg effekt av dette dei næraste åra. Fjernvarme er lite utbreidd grunna at dette er kostbart å
byggja ut og gir dårleg kost/nytte-verdi.
Oppsummert er det ikkje venta store endringar i forbrukarfleksibiliteten i det korte bildet.
SKL Nett AS
46
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Det er installert ein god del varmepumper i regionen. Desse misser funksjonen når temperaturen kjem
under -6 til -10 grader, noko som då vil føra til relativt høge effekttoppar i lasta.
Varsla endring av Samlokaliseringfaktoren for sentralnettstariffen vil kunne påverke lokalisering av
kraftintensiv industri i framtida. Endring er varsla frå 2015.
8.3. Alternativ for utvikling i regionen
På grunnlag av vurdering av drivkreftene som påverkar samfunnsutviklinga, er det freista å finna
robuste scenarier som viser utfallsrommet for kraftballansen i den næraste framtida.
I denne kraftsystemutgreiinga er det etablert 3 alternativ som skal bidra til å gje ein oversikt over det
mulige utfallsrommet for kraftbalansen i området i framtida:
”Klima- alternativet”
Det vert lagt til grunn svak økonomisk vekst og større satsing på klimapolitikken og fornybar kraft.
Kraftprisane vil auka slik at det vert lønsamt å byggja ut fornybar kraft. Det vert noko større auke i
tilgang på småkraft enn i alternativ ”Forventa utvikling”, og det vil koma noko meir vindkraft.
Kraftintensiv industri vil avta grunna auke i kraftprisen. Delvis forsyning av norsk sokkel i løpet av
perioden (80 MW). Periodevis behov for kapasitet for transitt av effekt gjennom vår region (inntil
1400 MW).
Det vert 0,8 % årleg auke i alm. forbruk.
”Forventa utvikling”
Det vert lagt til moderat økonomisk vekst og moderat evne og vilje til å satse på klimapolitikken og
fornybar kraft. Det vil koma til noko ny småkraft og moderate mengder vindkraft i vår region.
Kraftintensiv industri vil halde fram slik som i dag grunna moderat utvikling av kraftprisen. Det kan
forekome etablering eller nedlegging av industrielt forbruk enkelte stader. Delvis forsyning av norsk
sokkel i løpet av perioden (80 MW). Periodevis behov for kapasitet for transitt effekt gjennom vår
region (inntil 1200 MW).
Det vert 1,0 % årleg auke i alm. forbruk.
”Industri-alternativet”
Det vert lagt til grunn god økonomisk vekst og moderat satsing på klimapolitikken og fornybar kraft.
Industrien vil ha gode rammevilkår det vert auke i kraftintensiv industri og industrien elles grunna
moderat utvikling av kraftprisen. Delvis forsyning av norsk sokkel tidleg i perioden (80 MW) og full
forsyning mot slutten av perioden (200 MW). Periodevis behov for kapasitet for transitt effekt
gjennom vår region (inntil 1200 MW). Det vert 1,3 % årleg auke i alm. forbruk.
Generelle føresetnader for nettanalysar og scenarier
Gasskraft bidrar med 80 % i tunglast og 100 % i lettlast/flom
Vasskraft bidrar med 80 % i tunglast og 100 % i lettlast/flom
Mini- og småkraft bidrar med 0 % i tunglast og 100 % i lettlast/flom
Vindkraft bidrar med 0 % i tunglast og 80 % i lettlast/flom
Andre føresetnader i utgreiingsperioden:
SKL Nett AS
47
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Elektriske leidningsanlegg
Scenarie Stadium
2022
Stadium
2033
Scenarie Stadium
2022
Stadium
2033
Nettiltak slik det går fram av vedlegg til KSU, ref.
100328
Elektriske stasjonsanlegg
Nettiltak slik det går fram av vedlegg til KSU, ref.
100328
Forbruk
Stadium
2022
Auka last KII
Offshore forsyning
Redusert last KII
Auke i industrilast i Ølen
Produksjon
I
I
K
I
Auka vasskraftproduksjon Blåfalli og Litledalen
Vindkraftproduksjon på Haugalandet
K
K
+100 MW
- 300 MW
+ 6 MW
Stadium
2022
+ 200 MW
+ 415 MW
Stadium
2033
+ 450 MW
+ 200 MW
- 300 MW
Stadium
2033
2022
2033
2022
2033
2022
2033
Sentralnett heile
2013
Forventa Forventa Klima
Klima
Industri
Industri
Utgreiingsområdet
Produksjon S-nett
15 879
15 879
15 879
15 949
15 949
15 879
15 879
Produksjon R-nett
2 497
2 497
2 497
2 531
2 531
2 497
2 497
Produksjon D-nett
490
490
490
490
490
490
490
Plan småkraft
790
1 097
987
1 371
790
1 097
Plan vindkraft
110
200
600
1 105
110
200
Plan kolkraft
0
0
0
0
0
0
Alm. Forbruk
-2 869
-3 140
-3 510
-3 084
-3 370
-3 234
-3 721
KII Sauda og Odda-området
-1 729
-2 030
-2 030
-2 030
-2 030
-2 410
-2 410
KII nord for Saudasnittet
-4 790
-7 079
-7 079
-4 352
-4 352
-7 079
-10 527
Offshore Utsirahøgda
-700
-700
-700
-700
-700
-1 400
Energiballanse S-nett heile utgreiingsområdet
9 478
6 816
6 843
10 391
10 994
6 342
2 105
Tabell 8.3.1: Tala viser alternativ for energiballansen (GWh), og viser stort overskudd av energi.
Endringar for kraftintensiv industri og offshoreforsyning til Utsirahøgda er dei hendingane som kan
påverke forbruket mest. Endringar for produksjon er venta å gi små endringar i det store bildet.
SKL Nett AS
48
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Figur 8.3.2: Figuren viser alternativ for energiballansen, og viser stort overskudd av energi.
Oppsummering
Figur 8.3.1 og 8.3.2. over viser at utfallsrommet for energibalansen er stort og at framtida er usikker.
Det fins ulike planar både om kraftutbygging og industrisatsing, og dette vil berøre både sentralnettet
og regionalnettet. Dei ulike aktørane må difor søkje å ta best mulig høgde for framtidig utvikling. Eit
viktig moment her vil vera å koma med planar og informasjon så tidleg som mulig i prosessen.
SKL Nett AS
49
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
8.4. Energibruk og energiballanse
Energiprognosane vert utarbeidd på grunnlag erfaringstal, folketalsutvikling og samfunns-utvikling
generelt. Dei siste åra har gjennomsnittleg årleg auke i temperaturkorrigert alminneleg energiforbruk i
utgreiingsområdet vore om lag 1,7 %.
Auke i folketalet siste året var 1,03 %, mens forventa gjennomsnittleg auke er 0,8 %, og det er venta ei
lågare auke dei neste åra.
For alternativa ”Forventa utvikling” vert det lagt til grunn 1,0 % årleg auke i alminneleg
elektrisitetsforbruk for perioden.
For alternativa ”Industri” vert det lagt til grunn 1,3 % årleg auke i alminneleg elektrisitetsforbruk
for perioden.
For alternativ ”Klima” vert det lagt til grunn 0,8 % årleg auke i alminneleg elektrisitetsforbruk for
perioden.
Basis for utviklinga er året 2013 og eit temperaturkorrigert forbruk på omlag 2900 GWh.
For kraftintensiv industri er det vanskeleg å prognosere, og det er teke høgde for ulik utvikling i dei
ulike scenaria.
8.4.1.
Energiballanse for dei ulike alternativa
For energibalansen mellom produksjon og forbruk tilknytt regionalnettet, er det utarbeidd prognose for
områdene:
SKL regionalnett Nord – Stord tr.st.
SKL regionalnett Sør – Blåfalli og Husnes
HK regionalnett – Spanne og Håvik
Sentralnettet innanfor ”Sauda-snittet”
Odda
Suldal
Heile sentralnettet i utgreiingsområdet
Diagram 8.4.1.1
Diagram 8.4.1.2
Diagram 8.4.1.3
Diagram 8.4.1.4
Diagram 8.4.1.5
Diagram 8.4.1.6
Diagram 8.4.1.7
Produksjon ligg over 0-linja (X-aksen) i diagramma, og forbruket ligg under. Energiballansen vert
differansen mellom produksjon og forbruk.
SKL Nett AS
50
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Diagram 8.4.1.1: Alternativ for energiballansen i SKL regionalnett Nord. Dette utgjer nettet under
Stord og Midtfjellet tr.st. på nordsida av Hardangerfjorden, med innmating frå Eikelandsosen kr.st. og
Midtfjell Vindkraft, som har bidratt til å betra kraftbalansen.
Diagram 8.4.1.2: Alternativ for energibalansen i SKL regionalnett sør. Dette utgjer SKL sitt
regionalnett på sørsida av Hardangerfjorden, regionalnettet under Husnes tr.st. og Blåfalli Vik
kraftstasjon, sør-vest t.o.m. Ølen tr.st.
SKL Nett AS
51
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Dagram 8.4.1.3: Alternativ for energiballansen i Haugaland Kraft sitt regionalnett. Dette utgjer
regionalnettet under Spanne og Håvik tr.st. samt nettet fram til Litledalen Kraftstasjon. Vindkraft
inngår i særleg grad i Klima-alternativa, jf beskrivelse i kap. 5.4.1.3.
Figur 8.3.1.4: Alternativ for enegiballansen mellom Mauranger og Sauda-snittet. Forbruk og
produksjon under Sauda er ikkje inkludert. Endringar for kraftintensiv industri og offshoreforsyning
til Utsirahøgda er dei hendingane som kan påverke forbruket mest. Endringar for produksjon er venta
å gi små endringar i det store bildet.
SKL Nett AS
52
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Figur 8.4.1.5: Alternativ for enegiballansen i Odda. Området har relativt god ballanse.
Klimascenariet gir størst forventa småkraft-bidrag. Det er lagt inn forventa auke i KII i
industriscenariet.
Figur 8.4.1.6: Alternativ for enegiballansen i Suldal. Området har relativt god ballanse i dag, men
framtidig utbygging av småkraft kan gi stort overskot av kraft. Suldal Elverk har alt auka
transformatorkapasiteten for transformering opp til 66 kV nivå.
SKL Nett AS
53
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Figur 8.4.1.7: Alternativ for enegiballansen for sentralnettet for heile utgreiingsområdet viser stort
overskudd av energi. Endringar for kraftintensiv industri og offshoreforsyning til Utsirahøgda er dei
hendingane som kan påverke forbruket mest. Endringar for produksjon er venta å gi små endringar i
det store bildet.
SKL Nett AS
54
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
8.5. Effektballansen
8.5.1.
Effektprognose
Erfaringar siste åra viser at brukstida for maksimal effekt ligg rundt 4900 timar pr. år. Stasjonsvis
oversikt over effektuttak og prognose for dei ulike transformatorstasjonane fins i begrensa
vedleggsdel.
Basis for effektprognosane er lasta i maksimaltimen for utgreiingsområdet temperaturkorrigert for 10
års returtid og der utkoplbart forbruk er trekt i frå. Samla referanseeffekt for alminneleg forsyning for
heile utgreiingsområdet er 620 MW.
Ein har ut frå erfaring valt å bruka ein temperaturkorrigeringsfaktor på 1,0 %/°C for forbruket for alle
lastpunkta. Utkoblbart forbruk på maksimaltidspunktet vert rekna til 0 MW.
2022
2033
2022
2033
2022
2033
2014
Sentralnettet for
Forventa Forventa Klima
Klima
Industri
Industri
Tunglast
utgreiingsområdet
Tunglast Tunglast Lettlast
Lettlast
Tunglast Tunglast
Produksjon S-nett
2 834
2 834
2 834
3 693
3 693
2 834
2 834
Produksjon R-nett
424
424
424
580
580
424
424
Produksjon D-nett
134
134
0
0
Plan småkraft
260
392
Plan vindkraft
0
0
428
428
0
0
Plan kolkraft
0
0
0
0
0
0
Alm. Forbruk
-620
-679
-747
-183
-202
-699
-792
Forbruk KII
-816
-1 130
-1 117
-817
-817
-1 186
-1 575
Offshore
-100
-100
-100
-100
-100
-200
Ballanse S-nett heile utgreiingsområdet
1 822
1 350
1 294
3 996
4 109
1 273
692
Diagram 8.5.1: Diagrammet viser alternativ for effektballansen(MW) mellom Mauranger og Saudasnittet. Miljøalternativet er vist i lettlast, fordi lettlast vert dimensjonerande for kraftnettet ved
effektoverskot.
8.5.2.
Energiballanse for dei ulike alternativa
For effektballansen er det utarbeidd prognosar for områdene:
SKL Nett AS
55
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
SKL regionalnett Nord – Stord tr.st.
SKL regionalnett Sør – Blåfalli og Husnes
HK regionalnett – Spanne og Håvik
Sentralnettet innanfor ”Sauda-snittet”
Odda regionalnett
Suldal regionalnett
Heile sentralnettet i utgreiingsområdet
Diagram 8.4.2.1
Diagram 8.4.2.2
Diagram 8.4.2.3
Diagram 8.4.2.4
Diagram 8.4.2.5
Diagram 8.4.2.6
Diagram 8.4.2.7
Produksjon ligg over 0-linja (X-aksen) i diagramma, og forbruket ligg under. Effektballansen vert
differansen mellom produksjon og forbruk. Vindkraft og småkraft er sett til 0 i alle tunglastalternativa, noko som er i samsvar med føresetnadane innleiingsvis i kap. 8. Klima-scenariet er vist i
lettlast for å visa utfallsrommet, og kan vera dimensjonerande for nettet i nokre område.
Diagram 8.4.2.1: Alternativ for effektballansen i SKL regionalnett Nord. Dette utgjer nettet under
Stord tr.st. og Midtfjellet tr.st., på nordsida av Hardangerfjorden Innmating frå Eikelandsosen kr.st
inngår.
SKL Nett AS
56
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Diagram 8.4.2.2: Prognose for effektbalansen i SKL regionalnett sør. Dette utgjer SKL sitt
regionalnett på sørsida av Hardangerfjorden, regionalnettet under Husnes tr.st. og Blåfalli Vik
kraftstasjon, sør-vest t.o.m. Ølen tr.st.
Diagram 8.4.2.3: Prognose for effektballansen i Haugaland Kraft sitt regionalnett. Dette utgjer
regionalnettet under Spanne og Håvik tr.st. samt nettet fram til Litledalen Kraftstasjon.
SKL Nett AS
57
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Diagram 8.4.2.4: Alternativ for effektballansen mellom Mauranger og Sauda-snittet (på nordsida av
Sauda tr.st.) Forbruk og produksjon under Sauda er ikkje inkludert. Endringar for kraftintensiv
industri og offshoreforsyning til Utsirahøgda er dei hendingane som kan påverke forbruket mest.
Endringar for produksjon er venta å gi små endringar i det store bildet.
SKL Nett AS
58
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Diagram 8.4.2.5: Alternativ for effektbalansen for Odda. Området har relativt god ballanse.
Klimascenariet gir størst forventa småkraft-bidrag. Det er lagt inn forventa auke i KII i
industriscenariet.
Diagram 8.4.2.6: Alternativ for effektballansen i Suldal. Området har mykje installert småkraft, men
denne inngår ikkje i kraftbalansen i tunglast. Suldal Elverk har auka transformatorkapasiteten for
transformering opp til 66 kV nivå for å ta i mot all småkrafta.
SKL Nett AS
59
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Diagram 8.4.2.7: Alternativ for effektbalansen for sentralnettet i heile utgreiingsområdet. Endringar
for kraftintensiv industri og offshoreforsyning til Utsirahøgda er dei hendingane som kan påverke
forbruket mest. Endringar for produksjon er venta å gi små endringar i det store bildet.
SKL Nett AS
60
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
8.6. Utvikling av 300 kV Hovednett
Den delen av utgreiingsområdet som ligg mellom Sauda og Mauranger har vore eit underskotsområde
for elektrisk kraft, og har vore avhengig av høg tilgjenge/leveringstryggleik på kraft inn frå Mauranger
og Sauda - snittet. Situasjonen har betra seg i og med utfasing av kraftintensiv industri ved Hydro
Karmøy og bygging av Midtfjellet Vindkraft.
Det er aktuelt å forsyne deler av oljeinstallasjonane ved Utsira-høgda med uttak frå 300 kV nettet på
Kårstø, og det er også aktuelt for Hydro å utvide med ny produksjonshall (K6) ved Karmøy Fabrikker.
Spenningsoppgradering Sauda – Kårstø – Håvik er difor aktuelt.
Statnett har også planar om å spenningsoppgradere deler av sentralnettet til 420 kV, dette for å auke
overføringskapasiteten i sentralnetet. Dette vil få verknader for dei sentralnettknutepunkta der dette er
aktuelt, i første omgang Sauda, Blåfalli og vidare nordover.
Ein må ha dette i tankane når ei bestiller nye krafttransformatorar i sentralnettet.
8.6.1.
Nord-Rogaland
Den generelle lastutviklinga i Haugesund-området kombinert med planar om etablering av eit større
næringsområde ved Gismarvik og fleire større vindkraft-anlegg i området gjer det nødvendig å sjå
særskildt på dette området.
Det kan td verte aktuellt med ny 300 kV transformatorstasjon ved Gismarvik eller andre stader i
området. Det pågår utgreiingar i høve til dette.
8.7. Kostnader ved langsiktig utvikling av kraftsystemet
Diagrammet under viser ein prognose over dei framtidige kostnadane ved utvikling av regionalnettet i
utgreiingsområdet. Investeringskostnadane som er prognosert er vidare skildra i kap. 9 og i
investeringstabellen, vedlegg 11.12. Bokførte verdiar er basert på at behov for investeringar vert
gjennomført, og er vist på den høgre aksen i diagrammet.
Ein ser av diagrammet at avbrotskostnadane er venta å vere lågt stabile (2-5 mill.kr.). Regionalnettet
har idag god leveringstryggleik, og fleire planlagte prosjekt i perioden vil auka leveringstrygleiken.
SKL Nett AS
61
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Planlagde investeringsprosjekt er både rehabilitering av eksisterande anlegg og kapasitetsauke, noko
som er ein kontinuerleg prosess. Det er difor berre forventa marginale endringar av
avbrotskostnadane.
Når det gjeld tapskostnaden (om lag 16 mill.kr), så er denne avhengig av marknadsprisen på kraft
(tapskostnad = mengd x pris). Tapskostnaden kan difor varierer ein del. Sjølve grunnlaget (mengd
GWh) er relativt stabilt på omlag 2,0 % (45 GWh) av overført energi.
Potensialet for å reduera tapet er mykje godt realisert gjennom optimal nettdrift og ellers endringar
gjennom fornying av nettet. Kapasitetsendringar som er planlagt i perioden vil venteleg utjamnast mot
lastendringane, noko som gjer at tapet er venta å vera stabilt. Introduksjon av vindkraftproduksjon inn i
regionalnettet vil venteleg auka nettapa noko.
Når det gjeld drifts- og vedlikehaldskostnadane, så er det rekna med at desse vert relativt stabile.
SKL Nett AS
62
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
9.
Nettutviklingsplanar
9.1. Gjennomførte endringar siste åra
Gjennomførte endrigar dei siste 2 åra er lista opp under:
Opstveit trafostasjon i Kvinnherad (SKL Nett): I 2012 vart det bygd ny 66/22 kV
transformatorstasjon med 30 MVA trafo på Opstveit i Matre. Denne erstattar Blåfalli 2, som no er
fasa ut og sanert.
Ekornsæter trafostasjon på Bømlo (SKL Nett): Ny transformator 25 MVA T2 vart sett i drift
2012.
300 kV leidning Børtveit – Midtfjellet på Stord (9,7 km): vart sett i drift 2012 (SKL)
66 kV jordkabel Midtfjellet – Årskog (5,9 km) vart sett i drift 2013 (SKL)
300/66 kV trafo Håvik 150 MVA sett i drift 2013 (SKL/HK). Erstattar gamal trafo
Opprusting av Bjelland Trafostasjon 66/22/11 kV og ny trafo T2 35 MVA set i drift 2013
300 kV T3 Åsen vert oppgradert til 180 MVA sommaren 2014.
66/22 kV trafo T2 ny 20 MVA trafo Klovning vart set i drift 2014. Erstatter gamal 10 MVA trafo.
9.2. Konkrete utbyggingsplanar
Det vert i inneverande år arbeidd med følgjande planar for tiltak i kraftnettet:
9.2.1.
Nettutvikling regionalnett, Sunnhordland
Denne delen tar for seg totalbilete for Sunnhordlandsregionen og dei alternativ ein ser for seg å
arbeida vidare med, på planstadiet i denne perioden.
Det er stort potensial for småkraft i delar av regionen, som beskrive under.
Det er viktig å integrera den nye produksjonen på den mest hensiktsmessige måten.
Det er grunna alder på komponentar i regionalnettet også behov for fornying av regionalnettet. Det er i
denne samanheng også viktig å vurdera tilkoplinga til sentralnettet med tanke på reserveforsyning til
denne regionen. Om kort tid (juni 2014) blir regionalnettstilknytninga av Midtfjellet vindpark sette i
drift med transformator T1 (100 MVA, 300/66 kV). Sunnhordland får då eit nytt tilknytingspunkt mot
sentralnettet som vil vere ein viktig reserve og supplement til Stord transformatorstasjon. Det er difor
også viktig at regionalnettsliner/kabler mellom Midtfjellet og Stord har god kapasitet for å kunne nytte
denne reservemuligheten. Samstundes vert nytteverdien av 66 kV overføringa mellom Uskedalen og
Langeland redusert då denne i dag har ei reservefunskjon frå indre- til ytre Sunnhordland.
9.2.1.1.
Fornying av regionalnettet i Sunnhordland - område Nord
Ny 66 kV linje og sjøkabel Langeland – Stord
Grunngjeving: Reinvestering etter utgått teknisk levetid.
Skildring av tiltaket: Det går i dag to parallelle overføringar her, Feal 50/TKRA 240 Cu og Feal
70/OKRA 240 Al Den eldste overføringa (Feal 50) vart bygd i 1952, den andre (Feal 70) vart bygd i
1963. Teknisk levetid nærmar seg slutten for begge desse linjene.
SKL Nett AS
63
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Uavhengig av andre prosjekt/ny produksjon i regionen, vil denne forbindelsen vere sentral for
regionalnettet i regionen også i framtida. Mellom anna vert Tysnes og Fusa normalt forsynt via denne
linja. Det er difor sendt konsesjonssøknad for ny 66 luftlinje med tverrsnitt FeAl 240 el. tilsvarande i
hovudsak i eksisterande trase for linje 2 som erstatning for dagens linje 1 og 2. Eksisterande sjøkabler
på strekninga (Langenuen) vert parallellkopla og nye sjøkablar er ikkje omsøkt i denne omgong.
Status for konsesjonssøknaden pr. mai 2014 er at konsesjonsvedtak frå NVE på omsøkt system er anka
til OED mellom anna ut frå ønske om alternativ trase på Stord.
9.2.1.2.
Ny 66 kV linje og sjøkabel Langeland – Otteråi
Grunngjeving: Reinvestering etter utgått teknisk levetid / forsyningstryggleik.
Skildring av tiltaket: Otteråi sekundærstasjon er forsynt via Årskog og Langeland. Mellom Langeland
og Otteråi er det ei overføring FeAl 50/ OKRA 95 Cu som delvis er ombygd frå 22 kV til 66 kV.
Denne overføringa må uavhengig av andre tiltak i nettet fornyas grunna alder og tilstand, då den er ei
viktig reserveforsyning for fleire sekundærstasjonar i regionalnettet i Sunnhordland.
Det er derfor sett i gang arbeid med konsesjonssøknad som vil bli sendt innan hausten 2015.
Det bli søkt om ei overføring FeAl 120/150, med tilsvarande sjøkabel som erstatning for desse to
overføringane. Ei ny overføring er foreløpig kostnadsrekna til om lag 45 mill. kr, og skal idriftsetjast
om lag 2019.
SKL Nett AS
64
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
9.2.1.3.
Oppgradering av 66 kV leidning Stord-Ekornsæter
Grunngjeving: Behov for auka kapasitet / leveringstryggleik.
Skildring av tiltaket: Registrert last i Ekornsæter og Børøysund er opp mot 40 MW. For å oppretthalde
N-1 for Bømlo ved linje/kabelfeil må linjenettet oppgraderast tilsvarande Feal 120 og ny sjøkabel frå
Stokksund til Bakken. Dette gjeld nokre parsellar som har type Feal 70 og Feal 50. For alle parsellane
er også teknisk levetid på nær ute (trestolpar/traversar bygd i 1969).
Linje 1 og 2 Stord – Ekornsæter går parallelt. Endring av trase/justeringar på heile eller deler av
strekninga vil bli vurdert. Samla kostnad vert om lag 40 Mkr. Konsesjonssøknad vert etter planen
sendt i 2015, med byggestart i 2017.
9.2.1.4.
Ny trafo 66/22 kV Stord Transformatorstasjon
Grunngjeving: Lastøkning i distribusjonsnettet på Stord, alder og tilstand på transformator T3 (1964)
samt behov for beredskapstransformator i regionen til erstatning for eksisterande.
Skildring av tiltaket: Stord kommune er i vekst og nye områder for bolig og industri er under
oppføring. På bakgrunn av prognoser og reguleringsplaner er det behov for å utvide trafokapasiteten
for å ivareta N-1 i distribusjonsnettet. Stord tr.st består av en 10 MVA trafo og en 16 MVA trafo. Dette
vil frigjøre en 16 Mva trafo som kan brukes som reservetrafo for regionen.
Samla kostnad vert om lag 6 Mkr. Planlagt byggestart i 2017.
9.2.1.5.
Tilkopling av ny småkraft i Sunnhordland – område nord
Grunngjeving: Auka behov for overføringskapasitet grunna ny produksjon i Fusa.
Skildring av tiltaket: For å kunna integrera eit potensial i Fusa kommune innan ny uregulertvasskraft
på om lag 60 MW, er det behov for tiltak i delar av regionalnettet.
Det er fleire problemstillingar ved integrasjon av så store mengder ny vasskraft i Fusa. Det er liten
avtapping av forbruk i området, særleg i låglast. Store delar av produksjonen må difor eksportera ut til
næraste sentralnettsknutepunkt, som ein finn på Stord.
Når det gjeld termiske grenser på overføringane vil desse overskridas dersom eit potensial på 60 MW
ny produksjon i Fusa skal leveras på regionalnettet, det vil vera behov for tiltak.
For å kunna tilknytte all ny produksjon er det vurdert fleire alternativ, det beste alternativet er beskrive
under.
Det er eit potensial på ~85 MW i Fusa, dette inkluderar eksisterande, og all planlagt(på ulike stadier)
produksjon.
Overføringskapasiteten med tanke på termisk grenselast er ~ 57 MVA(line temp 50 gr og 20 gr
utetemp), dette vil sei at ein har ein differanse på ~ 30 MVA. I tillegg må ein ta høgde for lokal last og
tap samt behov for reaktiv effekt.
Dette gjer ein reel differanse på ~ 25 MVA(usikkerheit rundt dette tallet, spesielt reaktivt behov).
Dersom ein antar ei inntekt på 0,35 kr/kWh og ser på dei kapitaliserte inntektene på 40 år for eit
potensial på 21,9 MW og 78 GWh, vil kapitalliserte inntekter bli ~ 445 mill.kr.
SKL Nett AS
65
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
3 kr/kWh i utbyggingkostnad gjer ~235 mill kr. Kapitaliserte driftskostnader for kraftverkene (1,5 %
av investeringssum/år) ~53 mill. kr. Ein kan då dekkja nettkostnad (investering, driftskostnad og
tapskostnad) for ~157 mill. kr.
Det er her berekna med overslagstall då det er så fleire faktorar det er knytt større usikkerheitar rundt.
Dette gjeld indikasjon på nettkapasitet og i forhold til beregninng av samfunnsøkonomi og "først til
mølla" prinsippet.
Ein kan derimot konkludera med at det på eit tidspunkt ikkje er kapasitet i dagens nett, og det må
gjerast tiltak.
Det er her ikkje tatt høgde for andre driftsproblemstillingar som spenningstabilitet-/problem,
eventuelle stabilitetsproblemstillingar eller leveringsikkerheit på radial mot Fusa på regionalnettsnivå.
Desse problemstillingane kan få stor innverknad på kapasitet i nettet, før termisk grenselast er
avgrensande.
Ny 66 kV line Eikelandsosen – Blåura sekundærstasjon (ny) (Grøn line)
Blåura kraftverk på ca. 20 MW i Hålandsdalen, Fusa er nyleg meldt og er det desidert største
enkeltprosjektet i dette området. I tillegg vil ein kunne knytte til annan småkraftproduksjon som elles
vil levere inn i 22 kV nettet og dermed redusere tap i distribusjonsnettet Ein må her etablera ein
transformatorstasjon der ein koplar produksjonen lokalt til, i tilegg til kjem ein eller to avgangar til det
resterande 22 kV nettet. Det er her sett på å gå i sjøkabel over Gjønavatnet (ca. 0,6 km) og luftlinje
vidare inn til Eikelandsosen transformatorstasjon, vel 5 km. Denne overføringa vil definerast som
produksjonsrelatert nettanlegg, ev. ein rein produksjonsradial.
Kostnad for linje/kabel ca. 10 mill.
Alt. 1: 66 kV linje Langeland - Sævareid (Blå line)
Med ny produksjonskapasitet i Fusa på ca. 60 MW vil strekningane Langeland – Stussvik og Stussvik
– Sævareid begge ha eit overføringsbehov høgare enn termisk grenselast i dag, (ca. 70 MVA mot ca.
57 MVA). Det er seksjonane med FeAl 120 (totalt 29,7 km) og kabelinnføring i stasjonane på 400
mm2 som er begrensande komponentar, i tillegg til ev. strømtransformatorar. Ein har sett på
muligheiten av å nytte eksisterande master og henge opp ny tråd tilsvarande 342-Al59 samt å skifte
innføringskablar til 1000 mm2. Dette konseptet skal kvalitetssikrast i høve til teknisk tilstand og styrke
på eksisterande master. Ein må også gjere nærare vurderingar i høve til stabilitet, leveringskvalitet og
overføringstap før dette alternativet vert valt.
Investeringskostnad for dette alternativet er (grovt) kalkulert til 20 mill.
Alt. 2: Ny 132 kV linje og sjøkabel Fusa – Os (BKK) (Rød line)
I samarbeid med BKK er det sett på muligheiter for overføring av den nye produksjonen til Os
sekundærstasjon (BKK) då denne ligg nærare og har ei belastning i størrelsesorden produksjonen i
Fusa området ved høg produksjon i småkraftverka.
132 kV luftleidning frå Os til Hatvik (parallelt med eksisterande 22 kV, alternativt som dobbelkurs
med 22 kV leidningen), derfrå med sjøkabel over til Fusa. I Fusa må det etablerast en 132/66 kV
transformator.
Ei sånn løysing vil gje fleire fordelar:
• To- sidig forsyning til Fusa-området.
• Bedra forsyning til Os, reserve og to- sidig forsyning
SKL Nett AS
66
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
•
•
•
Reduserte tapskostnader i regionalnettet, med muligheitt for å dela nettet i Fusa (optimalisera
lastflyten/tap i nettet).
Reserve for delar av sentralnettspunkt i Sunnhordland
Ingen eventuelle problem med stabilitet, grunna avstand frå sentralnettpunkt og produksjon.
Kostnadsestimat som inkluderer utviding i Os tr.st. (BKK) er ca. 140 mill. kr.
Alternativer for auka nettkapasitet frå Fusa
9.2.1.6. Småkraft i Etne og Kvinnherad – Sunnhordland område sør
I området kring indre delen av Åkrafjorden er det eit stort potensial for småkraftutbygging. Området
ligg ved kommunegrensa mellom Odda, Kvinnherad og Etne. Det er 8.12.2010 søkt og sendt melding
til NVE om småkraftprosjekt i Fjæra/Rullestadområdet på ca 60 MW/200 GWh (inkl. Bergstø). I
tillegg kjem Tøsse og Eikemo og andre småkraftverk på sør- og nordsida av Åkrafjorden, totalt ca. 28
MW/110 GWh. Nettet i Åkrafjorden er i dag langt frå utbygd til å ta imot slike kraftmengder.
Det er Skånevik Ølen Kraftlag (SØK) som er områdekonsesjonær i indre delen av Åkrafjorden. SØK
har utarbeidd ein plan for opprustning av distribusjonsnettet i området. Denne planen tek ikkje høgde
for overføring av kraft frå nye kraftverk. SØK og SKL samarbeider difor om utvikling av eit
produksjonsnett i området. SKL sendte i desember 2010 konsesjonssøknad for eit 66 kV
overføringssystem frå Rullestad via Tøsse mot Blådalen og Blåfalli III i Kvinnherad.
Frå Brandvik mot Opstveit overfører eksisterande 66 kV linje kraft frå kraftverka Blåfalli IV og V på
tilsaman ca. 20 MW. Totalt overføringsbehov mot Blåfalli III vil difor kunne bli 100-110 MW. Dette
SKL Nett AS
67
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
er det ikkje transformeringskapasitet mot sentralnettet for i dag og det er difor i tillegg søkt om 300/66
kV transformering i Blåfalli III der ein møter 300 kV nettet.
På Tøsse er det tidlegare søkt om å setje opp trafostasjon med 30 MVA treviklingstrafo 66/22/6,6 kV
for å ta inn Tøsse kraftverk (5 MVA) samt ein del andre småkraftverk som kjem inn via SØK sitt 22
kV nett.
På Rullestad er det søkt om bygging av Rullestad transformatorstasjon med 60 MVA, 66/22 kV
transformator, eit 66 kV linjefelt og 8 22 kV felt.
Hovudformålet for desse nettanlegga vert tilknytning av produksjon og vert difor vurdert som
produksjonsrelaterte nettanlegg. Eit mogleg unnatak her er 300/66 kV transformeringa som kan
vurderast til å vere del av eit maska nett og dermed ordinært nettanlegg/regional/sentralnett:
Odda
Blåfalli
Rullestad
Sauda
Oversiktskart over Åkrafjorden og leidnigstrasè
9.2.1.7.
Ny treviklingstrafo 300/66/22 kV i Blåfalli III Kraftstasjon
Grunngjeving: Ny produksjon.
Skildring av tiltaket: For å kunne ta inn det store småkraftpotensialet i Åkrafjorden og
Fjæra/Rullestad, må transformeringskapasiteten aukast monaleg i Blåfalli-området som nemd over.
Det er difor sendt konsesjonssøknad for 66 kV kraftleidningBlåfalli III – Brandvik (mot Rullestad) og
300/66/22 kV, inntil 150 MVA transformator i Blåfalli III Kraftstasjon. Dette anlegget er
kostnadsrekna til om lag 75 Mkr. Tidplanen for dette er avhengig av konsesjonsprosess og framdrift
for nemde produksjonsprosjekt. Det visast elles til konsesjonssøknad (ref. 44206).
SKL Nett AS
68
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
9.2.1.8.
300/22 kV Transformator på Husnes
Grunngjeving: Leveringstryggleik.
Skildring av tiltaket: Husnes vert i dag forsynt av ein 24/22 kV 30 MVA autotransformator via Sør
Norge Aluminium (SørAl) sitt aluminiumsverk på staden. Gjeldande avtale med SørAl tilseier
imidlertid eit maksimaluttak på 25 MVA. Maksimallasta for Husnes + Fjelberg var 24 MW vinteren
2010. Regionen er eit vekstområde med aukande belastninga dei siste åra.
Det herskar også for tida noko usikkerheit omkring framtida til aluminiumsverket slik at det kan vere
eit poeng i seg sjølv å gjere lokalforsyninga i området uavhengig av anlegga til fabrikken.
Husnesområdet har ikkje tilgjenge til 66 kV regionalnett. Imidlertid er Husnes ko.st. (300 kV)
”tilrettelagt” med ledig plass for eit nytt brytarfelt og ein vurderer difor ei løysing med eigen 300/22
kV transformering plassert i eige bygg uavhengig av SørAl. Kontrollanlegg for 300 kV felt mot Stord
samt Kvinnherad Energi sitt 22 kV koplingsanlegg vil med ei slik løysing bli flytta slik at ein får
frigjort alle anlegg for alm. forsyning frå SørAl.
SKL Nett AS
69
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
9.2.2.
Odda
1
2
9.2.2.1. 66 kV Stanavegen-Eitrheimsneset (1)
Begrunnelse: En økning i forbruket ved industribedriften Boliden Odda AS vil gjøre det nødvendig å
styrke forsyningen til området.
Beskrivelse av tiltaket: En 66 kV sjøkabel legges mellom Eitrheimsneset og Stanavegen. Tiltaket vil
bli gjennomført dersom den signaliserte forbruksøkningen ved Boliden blir realisert.
9.2.2.2. 66 kV Ringedalen-Åsen (2)
Begrunnelse: Nettilknytning for Statkrafts planlagte Ringedalen kraftverk.
Beskrivelse av tiltaket: En 66 kV kabel planlegges lagt i vei fra Ringedalen kraftverk til Åsen
transformatorstasjon. Det må bygges et 66 kV koblingsanlegg i Åsen. Tiltaket er konsesjonssøkt.
9.2.2.3. Økt 300/66 kV transformatorkapasitet i Åsen/Tyssedal
Begrunnelse: Planlagt ny småkraftproduksjon, samt planlagt bygging av Ringedalen kraftverk, gjør at
dagens transformatorkapasitet i Åsen blir for liten.
Beskrivelse av tiltaket: Ny T3 med ytelse 180 MVA er konsesjonssøkt.
9.2.2.4. Ny 300/22 kV transformering i Røldal
Begrunnelse: Som følge av ønske om tilknytning av ny produksjon i distribusjonsnettet, er det
nødvendig å etablere transformatorkapasitet mot 300 kV nettet for å kunne mate ut den nye kraften.
SKL Nett AS
70
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Beskrivelse av tiltaket: 110 MVA 300/22kV transformator på Lynghammar, samt utviding av 22kV
koblingsanlegg i Lynghammar (inne i eksisterende anlegg). I tillegg må det utføres en del investeringer
i 22 kV nettet fra Lynghammar mot Novle, Valldalen og Nesflaten.
Nord-Rogaland
9.2.2.5. Ølen tr.st.
Gjunngjeving: Nye bustadområde og utvidelser innenfor industrien fører til behov for auka effekt og
ny transformatorstasjon/utvidelse som og betrar leveringstryggleiken til naboområdene.
Skildring av tiltaket: Ølen transformatorstasjon er en del av et helhetsbilde for denne delen av 66 kV
nettet. Ny linje frå Ølen, Våg og videre til Spanne TR.ST (mulig oppgradering til 132 kV) samt mulig
vindkraftprosjekt i området tilsier at det bør utredes en helhetsløsning for området. Nye vegprosjekt i
området, og usikkerhet rundt effektbehov hos store industrikunder gir usikkerhet rundt fremtidig
effektbehov. Utvidelse av eksisterende trafokapasitet er estimert til 10 Mkr og ny transformatorstasjon
er estimert til 30 Mkr.
Forprosjekt er startet og det forventes en avklaring rundt 2015/2016 i forhold til hvilke alternativ som
blir utredet videre.
9.2.2.6.
Spanne tr.st.
Gjunngjeving: Lastauke/leveringstryggleik for Haugesund og Haugalandet
Skildring av tiltaket:
Spanne transformatorstasjon er ein del av forsyninga mot Haugesund/Haugalandet og ein stasjon der
ein ønskjer å styrkja forsyninga, mellom anna grunna alder og mykje ny fornybar kraft. Optimal
storleik på nye transformatorar er ikkje endelig avklara, men mellom 150 og 200 MVA er det ein har
sett på. Her er framtidig forbruks- og produksjonsutvikling (vind- og vasskraft i Litledalen),
standardisering av transformatorstørrelse (Statnett) og praktiske og plasseringsmessige tilhøve som vil
vere avgjerande. Ny(e) transformatorar må vere omkoblbar til 420 kV. Eksisterande transformatorar er
eigd av SKL Nett (65 %) og Haugaland Kraft (35 %), men skal overtakast av Statnett og prosjektet må
difor planleggast i tett samråd med dei.
9.2.2.7.
Skåredalen tr.st.
Gjunngjeving:Stor næringsvirksomhet og nye boligfelt øker effektbehovet i området så mye at ny
innmating vil kan være fornuftig. Kapasiteten i eksisterende nett gir ikke mulighet for full reserve.
Skildring av tiltaket:
Ny sekundærstasjon med transformering til 60/22kV og 60/11kV vurderes anlagt i området Skåredalen
sør/Toskatjørn. Det er allerede etablert en liten bydel med bolighus, skole, kirke, idrettsanlegg og
butikker i området Skåredalen. Et stort område med næringsvirksomhet deriblant butikkomplekset
Amanda Storsenter er bygget rett sør for Skåredalen og dette næringsområdet så vel som
boligbebyggelsen er i stadig endring og utviding. En ny sekundærstasjon i Skåredalen/Toskatjørn vil
avlaste stasjonene Hemmingstad og Flotmyr i Haugesund, Spanne i Karmøy og Våg i Tysvær. Den
SKL Nett AS
71
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
nye stasjonen blir knyttet til 60kV ledningene Spanne-Våg og Spanne-Flotmyr som passerer like ved.
Konsesjonssøknad er planlagt sendt NVE 2014/2015.
9.2.2.8.
Haugaland Næringspark
Gjunngjeving:Etablering av store bedrifter og en vindpark i opparbeidet industriområde krever
omfattende nettforstrekninger.
Skildring av tiltaket:
Haugaland kraft har vurdert effektbehovet for den nye næringsparken til å kunne bli 10-30 MW. Et
effektuttak i denne størrelsesorden kan leveres på 60 kV nivå men ikke på 22kV. Det er i tillegg gitt
konsesjon for en vindpark med maksimaleffekt 15 MW i Næringsparken. Haugaland kraft har søkt
NVE om konsesjon for 4 alternative 60kV løsninger med ledningsføring fra trase for eksisterende
60kV ledning mellom Spanne og Klovning til ny sekundærstasjon i Haugaland Næringspark.
1. Enkeltkurs fra T-avgreining i Apeland fra ledning Spanne-Klovning, kryssing av 300kV
ledning og parallellføring med 300kV sør for denne til ny sekundærstasjon i Haugaland
Næringspark.
2. Enkeltkurs fra T-avgreining i Apeland fra ledning Spanne-Klovning, parallellføring med
300kV nord for denne og kryssing av 300kV ledning ved planlagt sekundærstasjon i Haugaland
Næringspark.
3. Ny 60kV avgang i Klovning, dobbeltkurs fra Klovning sekundærstasjon til Apeland hvor den
ene kursen bygges til ny sekundærstasjon i Haugaland Næringspark i samme trase som
alternativ 1.
4. Ny 60kV avgang i Klovning, enkeltkurs fra Klovning sekundærstasjon til Apeland hvor
ledningen legges til ny sekundærstasjon i Haugaland Næringspark i samme trase som alternativ
1.
Samfunnsøkonomisk sammenligning av de alternative løsningene er vist i tabellen nedenfor.
SAMFUNNSØKONOMISK SAMMENLIGNING
Kostnader for nye trafostasjoner (avsnitt 7.1)
Kostnader for utvidelse av eksisterende trafostasjoner (avsnitt 7.2)
Kostnader for skillebryterarrangement Apeland (avsnitt 7.3)
Kostnader for nye 66 kV forbindelser (avsnitt 7.4)
Sum investeringskostnader
Planleggings - og administrasjonskostnader, 10 %
Kapitaliserte drifts - og vedlikeholdskostnader, 1,5 % pr år
Kapitaliserte tapskostnader
TOTALE SAMFUNNSØKONOMISKE KOSTNADER
Differanse
ALT 1
19 850 000
0
900 000
8 160 000
28 910 000
2 891 000
6 430 253
0
38 231 253
39 673
ALT 2
19 850 000
0
900 000
8 130 000
28 880 000
2 888 000
6 423 580
0
38 191 580
0
ALT 3
19 850 000
1 950 000
0
16 308 000
38 108 000
3 810 800
8 476 101
313 172
50 708 073
12 516 492
ALT 4
19 850 000
1 950 000
0
12 856 000
34 656 000
3 465 600
7 708 296
313 172
46 143 068
7 951 488
To bedrifter er foreløpig etablert i Haugaland Næringspark. Disse forsynes via 22kV nettet. Et
effektbehov utover 3-5MW vil kreve forsterkninger. Ny 60kV ledning vil ikke ha reserve utover 5
MW.
SKL Nett AS
72
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Gismarvik
Oversiktskartet viser planar om nettanlegg som må til ved etablering av industri på Haugalandet.
9.2.2.9.
Nye 66 kV linjer Ølen – Våg – Spanne
Grunngjeving: Reinvestering av anlegg med utgått teknisk levetid. Dessutan kan det trengast større
kapasitet i nettet grunna ny produksjon og auke av forbruket.
Skildring av tiltaket: Mellom Ølen og Våg er det i dag 2 linjesett:
• Haugaland Kraft eig og driv ei linje Cu 2x50 mm2 på betongmaster, som vart bygd i 1952 –
1954.
• Sunnhordland Kraftlag eig og driv ei linje FeAl 120 på tremaster, som vart bygd i 1959.
Desse linjene utgjer ein viktig del av regionalnettet inn mot Haugesund, og kraftproduksjonen i
Litledalen og noko av krafta frå Blåfalli vert mata inn denne vegen. Desse linjene nærmar seg no utgått
levetid.
Ei utgreiing om opprustning av dette leidningsnettet (utarbeidd av Haugaland Kraft) låg føre i august
2009, og konkluderer med at det skal byggast 2 parallelle 66 kV linjer med tverrsnitt FeAl 240. SKL si
eksisterande linje (FeAl 120 på tremaster) skal etter planen fornyast innan 2017, med kostnad på om
lag 49 mill. kr. Haugaland Kraft si eksisterande linje (2xCU 50 på betongmaster) skal etter planen
fornyast innan 2028, men kostnad på om lag 49 mill. kr. Det er mogleg at denne linja må fornyast ein
del år tidlegare for å legga til rette for tilknytting av ny produksjon. Det trengst også ein ny
linjestrekning mellom Litledalen og Ølen for å få tilstrekkeleg overføringsevne til å tilknytta
modernisert og større kraftverk i Etne. Kostnadsoverslag på denne linjestrekningen er 18 mill. kr. I
tillegg antar vi at det også trengst litt forsterkningar i nettet inn til Haugesund (mellom Toskatjørn og
Spanne) for å få tilstrekkeleg overføringsevne.
SKL Nett AS
73
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Ein analyse hausten 2013 tyder på at dette ennå gjeld, men dersom det blir mykje ny produksjon, bør
det i tillegg vurderast å bygga ny sentralnettstasjon i Sandeid. Det vil likevel trengast to parallelle 66
kV linjer.
Etter det har det kome opp nokre tankar om at det kanskje bør vurderast å starta ei ombygging til 132
kV av dette nettet, spesielt dersom det blir mykje ny produksjon og nytt forbruk i det aktuelle området.
Dessutan må analysen oppdaterast med tanke på ny produksjon og i større grad visa
samfunnsøkonomisk lønsemd i investeringane. Derfor vil Haugaland Kraft fortsetta analysearbeidet av
dette nettet i 2014. Ein mogleg strategi for å handtera uvissa i kor mykje ny produksjon som skal
kunna tilknyttast nettet, kan vera å i første omgang isolera nye anlegg for 132 kV, slik at det kan bli
enklare å spenningsoppgradera til 132 kV om nokre år dersom det trengst.
Ein samfunnsøkonomisk samanlikning av alternativ F2 (to nye 66 kV linjer) og FS1 (to nye 66 kV
linjer og 300/66 kV transformatorstasjon Sandeid) er vist i dei to tabellane nedanfor avhengig av
produksjonsalternativ for modernisert kraftverk i Etne:
20+70 MW prod Etne
Nåverdi investering [mill. kr]
Nåverdi tapskostnader [mill.
kr]
Sum nåverdi kostnader [mill.
kr]
Alt. F2
109,3
Alt FS1
188,3
437,8
412,7
547,1
601,0
100 MW prod. Etne
Nåverdi investering [mill. kr]
Nåverdi tapskostnader [mill.
kr]
Sum nåverdi kostnader [mill.
kr]
Alt. F2
109,3
Alt FS1
188,3
515,5
419,1
624,8
607,4
Vi har ikkje hatt tid til å rekna ut avbrotsostnader, men alternativ FS1 vil vera gunstigare enn alternativ
F2 med tanke på avbrotskostnader. I reserveforsyningssituasjoner (utfall av 66 kV linjer/ kablar eller
300/66 kV transformator på Spanne ) vil ein med alternativ FS1 også vera langt mindre avhengig av
produksjon lokalt i 66 kV nettet (Etne- anleggene ) for at n-1 kriteriet skal vera oppfylt i tunglast.
Tabellane viser at med eit 100 MW aggregat i Etne, vil det vera samfunnsøkonomisk lønsamt å bygga
ny 300/66 kV transformatorstasjon i Sandeid. Dersom det blir to aggregat i Etne på 20 og 70 MW, vil
truleg alternativ F2 med to nye parallelle 66 kV linjer, men utan ny 300/66 kV transformatorstasjon i
Sandneid, vera samfunnsøkonomisk lønsamt. Den samfunnsøkonomiske lønsemda i ny sentralnettsstasjon i Sandeid vil altså vera avhengig av produksjon, men det kan vera ein del andre fordelar med
ny sentralnettstasjon som ikkje kjem med i denne litt for enkle samfunnsøkonomiske samanlikninga.
Blant anna ser det ut til at det kan vera mogleg å tilknytta meir produksjon i 66 kV nettet. Det bør også
kunna vera mogleg å sjå på om ein ny 300/66 kV transformatorstasjon i Sandeid eventuelt kan
kombinerast med ny stasjon for nettilknytning av Døldarheia vindpark, dersom denne skulle koma.
Det ligg i planane at begge 100 MVA transformatorane på Spanne skal skiftas ut til 150 MVA
transformatorar i ca. 2016 og 2017. Dersom det ikkje kjem ny sentralnettstasjon i Sandeid, tyder
analysen på at det kan bli litt knapt med to 150 MVA transformatorar på Spanne, så det bør vurderast å
setta inn større transformatorar på Spanne. Dette vil vera avhengig av forventa utviklinga i både
produksjon og forbruk.
SKL Nett AS
74
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Sjå elles kartet under.
Planar om 66 kV linjer Ølen-Våg-Spanne
9.2.2.10. Vindkraftprosjekt i Nord-Rogaland og Sveio
SKL Nett AS
75
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Følgjande vindkraftprosjekt på Haugalandet er kjende pr. mai 2014:
• Bukkanibba, konsesjonssøkt, 30 MW, 65 GWh
• Gismarvik, konsesjon gitt, 15 MW, 35 GWh
• Døldarheia, konsesjonssøkt, 120 MW, 320 GWh
• Tysvær vindpark, konsesjon gitt, 39 MW, 97,5 GWh
• Dalbygda kraftsenter, konsesjonssøkt, 55 MW, 100 GWh
• Arefjellet, meldt, 20 MW, 70 GWh
• Karmøy, konsesjon søkt, 75 MW, 219 GWh
• Storøy, konsesjon gitt, 6 MW, 17,5 GWh
• Utsira II, meldt, 15 MW, 60 GWh
• Sveio vindkraftverk, 40 MW, 120 GWh, meldt
Dette summerer seg til totalt 415 MW, 1105 GWh. I tillegg kjem 3 testanlegg for offshore vindkraft på
til saman 30 MW, 69 GWh. Det kjem også ein del vasskraft, både småkraft og reinvestering i dagens
magasinkraftverk.
Eksisterande regionalnett har i dag ikkje kapasitet til slike effektar, og SKL Nett /Haugaland Kraft er
derfor i gong med eit arbeid for å vurdera ulike nettforsterkningsalternativ (sjå også forrige kapittel).
Dette gjeld først og fremst 66 kV nettet mellom Litledalen og Spanne. Dersom ein stor del av dei
planlagte vindkraft- og vasskraftprosjekta skal byggast ut, bør det vurderast ein ny sentralnettstasjon
og/eller ombygging frå 66 kV til 132 kV. Døldarheia vindkraftverk er i utgangspunktet tenkt tilknytta
sentralnettet. Hovedmålsettinga for utredningsarbeidet kan samanfattast i tre punkt:
SKL Nett AS
76
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
•
•
•
Tilrettelegga for produksjonstilknytning i regional/sentralnettet på ein mest mogleg optimal
måte.
Optimalisera drift i regonalnettet, herunder reinvesteringar.
Sjå heile regionalnettet og sentralnettet i samanheng i høve til integrering av ny fornybar
energi.
Analysearbeidet er forventa ferdig i løpet av 2014. Det har blitt gjennomført mange analysar av dette
nettet dei siste åra, men føresetnadene endrar seg stadig, så vi ser om igjen og om igjen nye alternativ
som bør vera med i analysen for at nettet skal bli sterkt nok til å takla vekst i både produksjon og
forbruk.
Denne analysen tar ikkje for seg Karmøy-nettet. Dette er eit anna geografisk område, så her blir andre
analysar/vurderingar lagt til grunn.
SKL Nett AS
77
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
Referansar:
1. Forskrift om energiutgreiingar, OED 2002
2. Lov om produksjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling og bruk av energi
m.m. (Energiloven), OED 1990
3. Magnetfelt og helse ved høyspentanlegg – Rapport fra arbeidsgruppe, www.nrpa.no
2005
4. Kabel som alternativ til luftledning. NVE sitt KTE-notat nr. 42/03
5. Planleggingsbok for kraftnett, REN
6. Forskrift 302 om Økonomisk og teknisk rapportering m.v., OED 1999
7. Loading guide for oil-immersed power transformers, IEC 60076-7
8. Forskrift om leveringskvalitet i kraftnettet, OED 2004
9. Rapport utarbeidd for Haugaland Kraft om kraftforsyning til Haugaland Næringspark
ved Gismarvik i Tysvær kommune (Jøsok Prosjekt AS 5.11.2001)
10. Veileder for kraftsystemutredninger, NVE 2/2007
11. NETBAS dataverktøy for analyse, levert av Powel AS
12. Forbrukerfleksibilitet i det norske kraftmarkedet, NVE 7/2006
13. Rundskriv om prinsipper og krav ved utarbeidelse av samfunnsøkonomiske analyser
mv, R-109/14 Finansdepartementet
10. Kapittel 10 er utgått
11. VEDLEGG:
11.1 Kraftsystemutvalet og deltakarar i utgreiingsprosessen
11.2 Oversiktskart over utgreiingsområdet og kraftlaga sine forsyningsområde (detaljert
kart i Grunnlagsrapporten)
11.3 Oversikt over områdekonsesjonarane i utgreiingsområdet
11.4 Nettkapasitet for ny kraftproduksjon i kommunane
Grunnlagsrapporten inneheld i tillegg desse vedlegga som er underlagt taushetsplikt og
som er unntatt offentlegheit:
11.5 Detaljerte kart og detaljerte tekniske opplysningar om nettet
11.6 – 11.7 Tabell med belastningsdata for transformatorstasjona
11.8 Oversikt over kortslutningsytingar i nettet
11.9 Oversikt over avbrotskostnader
11.10 – 11.11 Oversikt over anleggsdata
11.12 Datainnsamlingsskjema, excelark utarbeidd etter NVE-mal, ref. 100328
SKL Nett AS
Side 78
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
VEDLEGG
11.1. Medlemer i regionalt kraftsystemutval og deltakarar i
utgreiingsprosessen
Verksemd
Austevoll Kraftlag
Adresse
5397 Bekkjarvik
Kontaktperson og epost
Geir Bergflødt
[email protected]
Etne El.lag
Finnås Kraftlag
Nyvoll,
5590 Etne
5430 Bremnes
Bjarne Sævareid
[email protected]
Nils Gunnar Gloppen
[email protected]
Fitjar Kraftlag
5419 Fitjar
Fjelberg Kraftlag
5454 Sæbøvik
Håvard Singelstad
Geir Atle Vangsnes
[email protected]
Fusa Kraftlag
Haugaland Kraft
Kvinnherad Energi
5640
Eikelandsosen
Pb. 2015
Postterminalen,
5501 Haugesund
Pb. 68,
5464 Dimmelsvik
Rolf Oen 5658 0020
[email protected]
Bendik Storesund
[email protected]
[email protected]
Gerhard Myklebust
[email protected]
[email protected]
Odda Energi
Røldalsv. 74b,
Per Bjarne Mosdal
5750 Odda
[email protected]
Skånevik Ølen Kr.lag
5593 Skånevik
Kristoffer Vannes
[email protected]
Suldal Everk
Postvegen 9,
Asbjørn Grønås (Tlf. 52792627)
4230 Sand
[email protected]
Saudefaldene
Vangsnes
John Teodor Oxaal
4200 Sauda
[email protected]
Sunnhordland Kraftlag
Pb. 24,
Truls Drange og sekretær Karl Næs
5401 Stord
[email protected]
[email protected]
Tysnes Kraftlag
Pb. 115,
Steinar Austefjord 53430050
5696 Tysnes
[email protected]
Hydro Aluminium –
Ringavegen 40,
Jens Inge Ve
Karmøy Metallverk
4265 Håvik
[email protected]
Medlemene i kraftsystemutvalet er merka med grønt.
SKL Nett AS
Side 79
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
VEDLEGG
11.2. Oversiktskart over utgreiingsområdet og kraftlaga sine
forsyningsområde (detaljert kart i gradert vedleggsdel)
SKL Nett AS
Side 80
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
VEDLEGG
11.3. Områdekonsesjonærar i utgreiingsområdet
Everk
Områdekonsesjon utstedt til
AKER STORD AS
AKER STORD AS
AUSTEVOLL KRAFTLAG P/L
AUSTEVOLL KRAFTLAG P/L
SKL NETT AS
SKL Nett AS
ELKEM - SAUDEFALDENE A/S ELKEM - SAUDEFALDENE A/S
ETNE ELEKTRISITETSLAG
ETNE ELEKTRISITETSLAG
FINNÅS KRAFTLAG
FINNÅS KRAFTLAG
FITJAR KRAFTLAG P/L
FITJAR KRAFTLAG P/L
FJELBERG KRAFTLAG P/L
FJELBERG KRAFTLAG P/L
FUSA KRAFTLAG
FUSA KRAFTLAG
HAUGALAND KRAFT AS
HAUGALAND KRAFT AS
KVINNHERAD ENERGI A/S
ODDA ENERGI AS
KVINNHERAD ENERGI A/S
ODDA ENERGI AS
SKÅNEVIK ØLEN KRAFTLAG SKÅNEVIK ØLEN KRAFTLAG
STATOIL - NORD-ROGALAND STATOIL -NORD-ROGALAND
SULDAL ELVERK
SULDAL ELVERK
TYSNES KRAFTLAG P/L
TYSNES KRAFTLAG P/L
UMOE OLJE OG GASS AS
HAUGESUNDS MEKANISKE VERKSTED A/S
Andre konsesjonærar i utgreiingsområdet
NORSK HYDRO A.S
RØLDAL-SULDAL KRAFT A/S
SAUDEFALDENE A/S
SØR-NORGE ALUMINIUM A/S
TYSSELAND KRAFTLAG AS
Boliden Odda AS
TirZir Titanium & Iron AS
Statkraft Energi AS
SKL Nett AS
Side 81
Hovedrapport - Kraftsystemutgreiing for Sunnhordland og Nord-Rogaland
11.4. Nettkapasitet for ny kraftproduksjon
NETTKAPASITET FOR TILKNYTNING AV NY KRAFTPRODUKSJON
Veiledning
Kapasitet for innmating av ny kapasitet i regionalnettet og sentralnettet fordeles på tre kategorier avhengig av status i kommunen:
- 1. Grønn kategori:Ingen begrensinger på kapasitet for tilknytning av ny kraftproduksjon.
- 2. Gul kategori: Begrenset/noe kapasitet for tilknytning av ny kraftproduksjon.
- 3. Rød kategori: Ingen kapasitet for tilknytning av ny kraftproduksjon.
- 4. Hvit kategori: Ikke potensial for ny kraftproduksjon
Kommunenavn
Småkraft
- potensial [MW] Status
Etne
Fitjar
87,3
9,9
Fusa
49,3
Kvinnherad
138,1
Odda
Sauda
Stord
554,9
63,8
5
Suldal
Tysnes
Tysvær
133,9
12,8
7,3
Vindafjord
Andre kommunar
Haugalandet (Vindkraf)
SKL Nett AS
40,4
0,4
460
Begrensning
Kraftnett mangler og er konsesjonssøkt, jf beskrivelse i KSU kap. 9
Planlagt tiltak
Ny 66 kV kraftledning
Rullestad-Blåfalli
Begrensa kapasitet i 66 kV linje
Sævareid-Langeland, jf KSU kap. 9
Mangler trafokapasitet i Mauranger
og Blåfalli, jf KSU kap 9
Det er lite kapasitet til småkraftlangs
Sørfjorden og Odda-dalen, jf kap. 9
Beskrivelse manglar
Oppgradering av 66 kV
ledning planlagt
Utskifting av
transformatorar
Mangler kapasitet ved Moe og
Nesflaten
Ny transformator i
Røldal Kraftverk
Beskrivelse manglar
Beskrivelse manglar
Kapasitet kan verta beslaglagt av
planlagde vindkraftanlegg
Det er lite kapasitet til vindkraft, jf kap. 9
Side 82