Transcript På nett med framtida - Region vest

Offentlig
ISBN nr. 978-82-93150-25-1
På nett med framtida
Kraftnettets betydning for
verdiskaping
Region vest
Januar 2013
THEMA Rapport 2012-30
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Side ii
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Om prosjektet
Om rapporten:
På nett med framtida
– Region vest
Prosjektnummer:
MCS-2012-1
Rapportnavn:
Prosjektnavn:
Verdiskaping på vent
Rapportnummer: THEMA R-2012-30
Oppdragsgiver:
Mulitklient
ISBN-nummer
978-82-93150-25-1
Prosjektleder:
Håkon Taule
Tilgjengelighet:
Offentlig
Ferdigstilt:
Januar 2013 – med
rettelser på s 26 i
mars 2013
Kristine Fiksen
Guro Gravdehaug
Roger Grøndahl
Prosjektdeltakere: Silje Harsem
Åsmund Jenssen
Eivind Magnus
Christoffer Noreng
Om THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6
0158 Oslo
Foretaksnummer: NO 895 144 932
www.t-cg.no
Side iii
THEMA Consulting Group tilbyr spesialistkompetanse innenfor markedsanalyse,
markedsdesign og strategirådgivning for
energi- og kraftbransjen.
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Side iv
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
FORORD
Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i nettet.
Kraftnettet er en kritisk infrastruktur, som all økonomisk aktivitet i er avhengig av. Hvorfor og
hvordan vi bygger ut kraftnettet, er derfor viktig for velstands- og velferdsutviklingen i det norske
samfunnet.
THEMA Consulting Group har på initiativ fra Energi Norge og Statnett analysert sammenhengen
mellom utbyggingen av kraftnettet og ulike samfunnsmål, som verdiskaping, kutt i utslippene av
klimagasser og en sikker energiforsyning.
Resultatene av analysene er dokumentert i én nasjonal rapport og 5 regionale delrapporter. Delrapportene er utført for Region nord (Finnmark, Troms og Nordland), Region midt (NordTrøndelag, Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal), Region vest (Sogn og Fjordane, Hordaland,
Rogaland), Region øst (Hedmark, Oppland, Buskerud, Akershus, Oslo, Østfold) og Region sør
(Vestfold, Telemark, Aust-Agder, Vest-Agder).
Vi vil takke følgende selskaper og organisasjoner som har finansiert prosjektet og deltatt i
styringsgrupper og arbeidsgrupper på nasjonalt og regionalt nivå:

Nasjonalt: Energi Norge, Statnett, NHO, Statkraft, Norsk Industri, Norsk Hydro, Statoil, The
Norwegian Smartgrid Centre, BKK og Gassco

Region nord: Troms Kraft, Lofotkraft, SKS og Vesterålskraft Nett

Region midt: Trønderenergi, Tafjord Kraft, Istad Kraft

Region vest: Sogn og Fjordane Energi, SKL, Sunnfjord Energi og Sognekraft

Region sør: Lyse, Agder Energi, Skagerrak Nett

Region øst: Hafslund Nett, Eidsiva Nett
Sammen med Norsk Industri har også Finnfjord, Elkem, Alcoa og Fesil deltatt i arbeidsmøter. I
tillegg har enkelte regionskontorer i NHO deltatt i arbeidsmøter.
Vi har også hatt gleden av en referansegruppe hvor WWF, Bellona, Norwea og Småkraftforeninga
har gitt gode innspill gjennom prosessen.
THEMA Consulting Groups prosjektteam har bestått av Eivind Magnus, Kristine Fiksen, Åsmund
Jenssen, Guro Gravdehaug, Roger Grøndahl, Silje Harsem, Christoffer Noreng og Magnus Solli
Haukaas.
Håkon Taule, prosjektleder for THEMA Consulting Group
Oslo, januar 2013
Side v
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Side vi
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
INNHOLD
SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER ........................................................................ 1
1
INNLEDNING OG BAKGRUNN ............................................................................ 3
1.1
Det skal investeres mye i kraftsystemet det neste tiåret .............................. 3
1.2
Prosjektet skal øke kunnskapen om nytteverdien av nettinvesteringer ........ 3
1.3
Industri og petroleum utgjør over halvparten av kraftforbruket ..................... 4
2
DRIVERE FOR NETTUTVIKLING I REGIONEN .................................................. 6
2.2
En region med både kraftoverskudd og kraftunderskudd............................. 8
2.3
Sentralnettet i Region vest er svakt ............................................................. 9
2.4
Svak forsyningssikkerhet i store deler av regionen .................................... 11
2.5
Forbruksøkninger i områder med svak forsyningssikkerhet ....................... 13
2.6
Stort potensiale for ny kraftproduksjon ...................................................... 15
3
DET ER PLANLAGT BETYDELIGE NETTINVESTERINGER ............................ 18
3.1
Nettiltak for å bedre forsyningssikkerheten ................................................ 19
3.2
Ledninger i nord-sørlig retning som utløser ny kraftproduksjon ................. 20
3.3
Oppsummering av planlagte investeringer i sentralnettet .......................... 21
3.4
Planlagte investeringer i regional- og distribusjonsnett .............................. 22
4
NETTINVESTERINGENE SKAPER VERDIER................................................... 24
4.1
Innledning .................................................................................................. 24
4.2
Kostnader og nytte av planlagte nettinvesteringer i Region vest ............... 25
4.3
Kan man risikere ubalanse mellom behov og nettutbygging? .................... 35
4.4
Investeringer i kraftsystemet gir ringvirkninger........................................... 38
REFERANSER ............................................................................................................ 43
Side vii
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Side 0
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER
Et robust kraftnett er avgjørende for langsiktig verdiskaping og velferdsvekst. Uten de påbegynte
og planlagte nettforsterkningene legges det sterke begrensninger på mulighetene og
næringsutviklingen i Region vest. De kvantifiserte kostnads- og nyttevirkningen som er
gjennomført gir samlet sett et positivt resultat med god margin.
Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i
distribusjons-, regional- og sentralnettet. Et robust kraftnett er avgjørende for langsiktig verdiskaping og velferdsvekst. Årsaken er at elektrisitet er den viktigste infrastrukturen i et moderne
samfunn fordi alle gjøremål og all annen infrastruktur avhenger av sikker tilgang til strøm.
Dette prosjektet har som formål å øke forståelsen om sammenhengene mellom nettutbygging og
samfunnsmål, både for landet som helhet og de ulike regionene. Denne rapporten tar for seg
sammenhengen mellom nettinvesteringene og samfunnsnytten i Region vest som inkluderer
fylkene Sogn og Fjordane, Hordaland og Rogaland.
Behovene for nettutbygging på Vestlandet er i hovedsak knyttet til følgende områder: Svak forsyningssikkerhet, sterk befolkningsvekst i byområdene, utbygging av ny fornybar kraft i regionen,
utviklingen i industri og petroleumsvirksomheter og alder på eksisterende nettanlegg.
De to mest folkerike områdene på Vestlandet, Bergens- og Stavangerregionen, har dårlig forsyningssikkerhet på vinterstid. Det er lav kraftproduksjon i disse områdene, særlig på vinteren, og
ledningene inn til området har ikke tilstrekkelig kapasitet til å dekke behovet i alle situasjoner. I
disse to regionene er det samtidig høy befolkningsvekst og forventet økt kraftetterspørsel i
petroleumsvirksomhet, både fra landanlegg og elektrifisering av offshoreinstallasjoner, fram mot
2020. Også områder i Sogn og Fjordane har en utfordrende leveringssituasjon for kraft, med
lengre perioder med fare for strømbrudd. Flere store prosjekter som vil bedre forsyningssikkeheten er under bygging. Sima-Samnanger skal sikre kraftforsyningen inn til BKK-området.
Ørskog-Fardal-linjen gjennom Sogn og Fjordane i nord-sør retning vil bedre forsyningssikerheten i
fylket og i Midt-Norge. Det planlegges også nye ledninger inn til både Bergens- og Stavangerregionen for å bedre forsyningssikkerheten som i dag er svak, henholdsvis Kollsnes-MongstadModalen og Lyse-Stølaheia. I tillegg vil investeringer i transformatorstasjoner og investeringer på
alle nettnivå bidra til en styrket forsyningssikkerhet i regionen og legge til rette for forventede
økninger i kraftforbruket.
Region vest er den regionen i Norge med størst potensiale for ny vannkraft, særlig småkraft. I
tillegg er det flere områder med gode forhold for vindkraft. Samlet potensiale for ny kraft
(konsesjonsgitt eller –søkt) er 12 TWh i Region vest. Til tross for kraftunderskudd flere steder i
regionen på vinteren, er det ikke ledig kapasitet til ny kraftproduksjon på sommerstid når det er
høy produksjon i eksisterende kraftanlegg. Det er store områder der ny kraftproduksjon ikke kan
realiseres uten betydelige forsterkninger av sentralnettet. Også investeringer i regionalnettet må
gjennomføres for å utløse potensialet for ny kraft i regionen. Basert på estimater for ny kraftproduksjon på landsbasis innen 2020 og en anslått fordeling av dette på de ulike regionene,
estimerer vi at 3,7 TWh ny kraftproduksjon i regionen er avhengig av de planlagte nettinvesteringene for å kunne realiseres. Prosjektene som bygges for å bedre forsyningssikkerheten,
vil også være viktige for å utløse ny kraftproduksjon i regionen. Sentralnettsprosjekter i nord-sørlig
retning vil være avgjørende for at ny kraftproduksjon kan realiseres uten betydelige forskjeller i
områdepriser. Ørskog-Fardal, Fardal-Aurland og Sauda-Samnanger er eksempler på nord-sør
prosjekter med stor betydning for ny kraftproduksjon i Hordaland og Sogn og Fjordane. Også
regionalnettsprosjekter og økt transformatorkapasitet er avgjørende for å utløse ny kraftproduksjon – for eksempel i Hardanger og flere steder i Sogn og Fjordane.
Kraftnettet i regionen har en høy alder, noe som tilsier behov for investeringer for å opprettholde
dagens funksjon. Dette gjelder i særlig grad på lavere nettnivåer. Det er estimert at rundt 38
prosent av nettinvesteringene i regionen er reinvesteringer. Alle reinvesteringer er antatt å være
Side 1
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
lønnsomme basert på en vurdering av dagens betalingsvillighet for nett. Vi har dermed holdt disse
investeringene utenfor vurderingene av investeringsomfang relatert til samfunnsnytte.
Vi har analysert den samfunnsmessige nytten av de samlede nettinvesteringne i Region vest opp
mot de samlede kostnadene. Nettonytten er estimert til 10,7 milliarder kroner, basert på de
behovene vi har antatt vil oppstå i perioden mot 2020. Denne nytten er i særlig grad knyttet til økt
forsyningssikkerhet for eksisterende forbruk, betalingsvilje for økt forbruk, klimaeffekter ved bruk
av el framfor gasskraft i petroleumsvirksomhet og verdien av ny vannkraftproduksjon. Det er
begrenset med usikkerhet knyttet til behovene for nett i regionen, og investeringsplanen er
dermed vurdert til å være robust.
Ledig kapasitet etter 2020 som følge av nettutbyggingen legger til rette for ny kraftproduksjon. Vi
har lagt til grunn at det kan komme ytterligere 2,7 TWh vannkraft i regionen innen 2025, hvilket gir
en merverdi på 2,9 milliarder kroner. Tar vi økt mulighet til å konvertere oljefyr og transport til
elektrisitet etter 2020 kan verdien av ledig kapasitet øke verdien av planene med alt i alt 4,5
milliarder kroner.
Samlede investeringer i nett og produksjon for Region vest er estimert til 47 milliarder kroner i
perioden 2012 til 2020. Investeringsplanene bidrar til økt verdiskaping og årlig 4000 arbeidsplasser i investeringsfasen og 1350 arbeidsplasser i slutten av perioden når de nye anleggene er
satt i drift. En viss del av disse årsverkene vil bli utført utenfor regionen.
Side 2
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
1 INNLEDNING OG BAKGRUNN
1.1 Det skal investeres mye i kraftsystemet det neste tiåret
Norge står overfor en periode med store investeringer i kraftsystemet i hele landet. Viktige årsaker
til investeringsøkningen er målene om å redusere klimagassutslipp og unngå en global
temperaturøkning over 2 grader. EUs fornybarmål tar utgangspunkt i dette globale klimamålet, og
Norge har inngått en avtale med EU om å øke fornybarandelen i landet fra ca. 58 til 67,5 prosent
innen 2020. En slik økning innebærer en betydelig økning i ny kraftproduksjon i Norge. Det er
forventet at det svensk-norske elsertifikatsystemet utløser investeringer i fornybar kraftproduksjon
i størrelsesorden 50-60 milliarder kroner i Norge. For å knytte denne kraftproduksjonen til nettet,
oppstår det behov for å forsterke sentral- og regionalnett.
Kapasitetsutnyttelsen i sentralnettet har økt kraftig de siste 10-20 årene, og det er behov for å forsterke og øke kapasiteten i nettet for å kunne koble til nytt forbruk og ny produksjon flere steder i
landet. I enkelte regioner er forsyningssikkerheten i dagens situasjon for svak. Forsterkninger i
sentralnettet vil fjerne flaskehalser og redusere risikoen for økte forskjeller i områdepriser mellom
de ulike regionene. Store deler av nettet ble bygget på 60-tallet slik at det nå er et stort behov for
å modernisere og oppgradere eksisterende infrastruktur for å opprettholde dagens kapasitet.
Også i regional- og distribusjonsnettet er det et omfattende investeringsbehov, både som følge av
økte krav til leveringspålitelighet og fornybarsatsingen, men også som følge av et aldrende nett
med økende behov for fornyelse og reinvesteringer. I tillegg til investeringer i selve nettet, er det
vedtatt en utrulling av avanserte måle- og styresystemer (AMS) innen 2017.
En god nettpolitikk er dermed nødvendig for å realisere viktige samfunnsmål. Hvis vi gjør de gale
valgene, risikerer vi redusert forsyningssikkerhet, redusert verdiskaping og unødvendig kostbare
utslippskutt. Vi kan få svekket velferdsvekst og økte prisforskjeller mellom landsdeler. Samtidig er
det viktig at nettinvesteringene og naturinngrepene ikke blir unødvendig høye.
1.2 Prosjektet skal øke kunnskapen om nytteverdien av nettinvesteringer
Spørsmålet om investeringer i nett er imidlertid svært komplekst, både med hensyn til
nyttevirkninger og kostnader. Det er derfor en betydelig utfordring å finne de riktige prosjektene og
riktig investeringstidspunkt. Skal vi kunne fatte de riktige valgene, må vi utvikle mer kunnskap om
sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål.
Formålet med prosjektet er å utvikle økt kunnskap om den samfunnsmessige betydningen av
investeringer i elnettet på regionalt og nasjonalt nivå frem mot 2020 og 2030. Denne kunnskapen
er beskrevet i rapporter med et allment publikum som målgruppe.
Prosjekter er delt i to hovedløp:

Nasjonalt løp: Her går vi gjennom den historiske utviklingen av det norske kraftsystemet
med vekt på nettet og sammenhengen mellom kraft og verdiskaping. På det grunnlaget
beskriver vi investeringsplanene for nettet de neste tiårene og drøfter de samfunnsøkonomiske konsekvensene av å gjennomføre planene – herunder kostnadene ved ikke å
investere i henhold til planene. Avslutningsvis drøfter vi hvordan en nasjonal strategi for
nettutviklingen kan utformes.

Regionalt løp: En gjennomgang av hva som er de bakenforliggende årsakene til økt behov
for nett i de ulike regionene og hvilke nettprosjekter som er planlagt. Den
samfunnsøkonomiske verdien av de samlede nettinvesteringene er beskrevet, og de
viktigste faktorene er kvantifisert. Ikke-kvantifiserte nyttevirkninger er også diskutert.
Risikoen og overordnet om konsekvensene ved en ubalansert utvikling, dvs. der det ikke er
samsvar mellom faktiske nettbehov og realiserte nettinvesteringer er inkludert i analysen.
Det er utarbeidet en overordnet rapport som omhandler utviklingen av det norske kraftsystemet
og sammenhengen mellom nettutbygging og verdiskaping i samfunnet på et overordnet nivå.
Side 3
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Denne rapporten oppsummerer funn i Region vest og omfatter fylkene: Sogn og Fjordane,
Hordaland og Rogaland1. I tillegg er det utarbeidet en rapport for hver av Regionene nord, midt,
sør og øst. I disse rapportene har vi basert oss på offentlig tilgjengelige dokumenter. Alle
vurderinger og beregninger står for THEMA Consulting Groups regning alene.
1.3 Industri og petroleum utgjør over halvparten av kraftforbruket
Det bor omtrent 1 million mennesker i Region vest, og det har historisk vært en sterk befolkningsvekst i og rundt Bergen og Stavanger. I tillegg er Sandnes utenfor Stavanger Norges raskest
voksende by med 2,4 prosent vekst i folketallet bare det siste året.
Industri og petroleum står for en høyere andel av verdiskapingen i Region vest enn i andre deler
av landet, se Figur 1.1. Rogaland utpeker seg som et petroleumsfylke – en svært stor andel av
verdiskapingen og sysselsettingen er relatert til petroleumsvirksomhet. I Sogn og Fjordane utgjør
kraftnæringen en stor andel av verdiskapingen (14 prosent). Petroleum og kraftvirksomhet er
kapitalintensiv virksomhet, og andelen sysselsatte i disse næringene er dermed lavere enn
andelen av bruttoproduktet. Industrien sysselsetter derimot en andel som er omtrent lik eller
høyere enn andelen av bruttoproduktet, se Figur 1.1 og Figur 1.2.
8,5
28,8
Hordaland
20,2
29,5
256
Sogn og Fjordane
10 %
Rogaland
8%
3
0,5
1,6
2%
12
34
4%
6
6%
0%
Elektrisitets-, gassog
varmtvannsforsyning
Elektrisitets-, gassog
varmtvannsforsyning
Utvinnning av råolje
og naturgass, inkl.
tjenester
Industri
0%
14 %
0,1
2%
16 %
12 %
Landsgjennomsnitt
Utvinnning av råolje
og naturgass, inkl.
tjenester
5,3
7,2
0,1
4%
49,7
47,7
6%
7,7
8%
18 %
Industri
10 %
Andel av samlet sysselsetting
4,7
4,3
16,4
12 %
21,1
16 %
14 %
Figur 1.2: Næringers andel av samlet sysselsetting
28,4
18 %
171,0
Andel av samlet bruttoprodukt
Figur 1.1: Næringers andel av samlet bruttoprodukt
Kilde: SSB, THEMA Consulting Group
Region vest har i perioden 2008 til 2010 hatt et gjennomsnittlig samlet årlig kraftforbruk på om lag
29,4 TWh. Forbruket i alminnelig forsyning er konsentrert rundt tettbygde strøk i og ved Bergen og
Stavanger. Forbruket er fordelt på de ulike forbruksgruppene i Figur 1.3. Forbruket i alminnelig
forsyning endres sakte, mer eller mindre i takt med befolkningsveksten. Industrien, og dermed
industriens kraftforbruk, er avhengig av konjunkturer og den norske industriens konkurransekraft
mot konkurrenter i andre deler av verden.
1
Vi har valgt å avgrense regionene i dette prosjektet etter fylkesgrenser. I Statnetts Nettutviklingsplan og ulike analyser av
kraftsystemet er inndelingene oftest gjort på basis av flaskehalser i nettet.
Side 4
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Figur 1.3: Kraftforbruket i fylkene fordelt på ulike forbruksgrupper
35
Snittforbruk 2008-2010 [TWh]
KII industri
30
Bergverk og utvinning
25
Annen industri
20
Alminnelig forsyning
15
10
5
0
Sogn og Fjordane
Hordaland
Rogaland
VEST
Kilde: SSB, THEMA Consulting Group
I Sogn og Fjordane utgjør industrien hele 75 prosent av det totale kraftforbruket, en andel som er
den høyeste i landet. Kraftintensiv industri i fylket hadde i 2010 et forbruk på 4,8 TWh. Kraftintensiv metallurgisk industri er sterkt representert i fylket, med aluminiumsverkene til Hydro i
Årdal og Høyanger, samt Elkems silisiumverk i Bremanger. Bygging av skip og offshore
installasjoner, fiskeri og havbruk, samt bearbeiding og konservering av kjøtt- og sjømatprodukter,
er viktige deler av Sogn og Fjordanes næringsstruktur.
Samlet forbruk i petroleumssektoren i Hordaland er 2 TWh (2010), med Troll A og Kollsnes som
de klart største kraftforbrukene. På Kollsnes finner vi Gassleds prosessanlegg for gass og Stureterminalen for mottak, raffinering og videre utskipning av råolje og kondensat. Fra Kollsnes går
det også en kraftledning som dekker forbruket i kompressorene på Troll A-plattformen. På
Mongstad i Nordhordland finnes både terminal, raffineri, gasskraftverk og kraftledning til Gjøaplattformen. I tillegg til petroleum har Hordaland virksomheter innen skipsverft, kjemisk og
metallurgisk industri. Eksempler på kraftintensive bedrifter er Sør-Norge aluminiumsverk (SØRAL)
på Husnes, og Elkems smelteanlegg for ferrosilisium ved Bjølvefossen i Ålvik.
Årsforbruket til industrien i Rogaland er omlag 5-6 TWh. I Nord-Rogaland finnes en del
metallurgisk industri med aluminiumsverket til Hydro på Karmøy og Eramets smelteverk for
manganforedling i Sauda. Statoils anlegg for gassbehandling er plassert på Kårstø, også nord i
Rogaland. Av relevans for kraftbehov sørover i fylket finner vi Titanias bergverk for ilmenittproduksjon i Sokndal og Scana Steels stålproduksjon, samt flere mindre industribedrifter i og
rundt Stavanger. Både i Stavanger og lenger sør i Egersund finnes det skipsverft, eid av henholdsvis Bergen Group (Rosenberg) og Aker Solutions.
Side 5
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
2
DRIVERE FOR NETTUTVIKLING I REGIONEN
Behovene for nettutbygging på Vestlandet er i hovedsak knyttet til tre områder: Forsyningssikkerhet, utbygging av ny fornybar kraft i regionen og utviklingen i industri og
petroleumsvirksomheter. De to mest folkerike områdene på Vestlandet, Bergens- og
Stavangerregionen, har dårlig forsyningssikkerhet på vinterstid. Det er lav kraftproduksjon
i disse områdene, særlig på vinteren, og ledningene inn til området kan ikke dekke
behovet en kald vinterdag i alle situasjoner. I disse to regionene, er det også høy
befolkningsvekst og forventet vekst i forbruket fram mot 2020. Også områder i Sogn og
Fjordane har en utfordrende leveringssituasjon for kraft, med lengre perioder med fare for
strømbrudd. I dagens situasjon er det ikke mulig å koble på ny produksjon i de to
nordligste fylkene i regionen, til tross for at flere områder har kraftunderskudd på vinteren.
På sommerstid og andre perioder med høyt tilsig og høy produksjon, er det imidlertid ikke
plass i nettet til ny produksjon. Det er i dag kraftprosjekter tilsvarende 3,7 TWh som ikke
kan bygges ut i Region vest på grunn av manglende nettilgang.
I dette kapittelet vil vi beskrive de overordnede og viktigste driverne og behovene for nettutvikling i
regionen. Kraftsystemet er komplekst, og skal håndtere alle driftssituasjoner som oppstår og kan
oppstå i en region. Vi har derfor ikke beskrevet alle behov knyttet til nettutvikling, men fokuserer
på de vi mener er de viktigste på et overordnet nivå.
2.1 Politiske føringer er et viktig premiss for nettutviklingen framover
2.1.1
Politiske føringer gitt i Nettmeldingen
Myndighetene har gitt føringer for nettutbyggingen i Stortingsmelding 14 (2011-2012) – den
såkalte Nettmeldingen. Formålet med meldingen er å få best mulige beslutninger og god framdrift
i nettprosjektene på sentralnettsnivå.
Følgende overordnede føringer ble gitt i Nettmeldingen:
“Overordnet er målet at planlegging og utbygging av nettet skal være samfunnsmessig rasjonell, jf.
energiloven. Regjeringen har følgende mål som har konsekvenser for modernisering og utbygging
av strømnettet:
2.1.2

Sikker tilgang på strøm i alle deler av landet.

Høy fornybar elektrisitetsproduksjon.

Legge til rette for næringsutvikling som krever økt krafttilgang, som kraft fra land til
petroleumsvirksomhet og industrivirksomhet.

Tilstrekkelig overføringskapasitet mellom regioner, slik at det blant annet ikke blir
langvarige store forskjeller i strømpris mellom områder.

Et klimavennlig energisystem som tar hensyn til naturmangfold og lokalsamfunn”
Krav om innføring av AMS (Avanserte måle- og styringssystemer)
Det er besluttet at alle sluttbrukere skal ha fått installert AMS innen 1. januar 2017. I følge NVE
(2011), vil AMS ha følgende nyttevirkninger i det norske kraftsystemet:

Endringer i arbeidsprosessene innenfor nettvirksomheten

Øke effektiviteten i kraftmarkedet, gjennom en mer fornuftig bruk av elektrisk kraft og en
bedre styring og bruk av nettet

Bedre data i beredskapssituasjoner
Side 6
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest

Nettselskaper og andre kan levere sine tjenester og gjennomføre sine oppgaver mer
effektivt og med høyere kvalitet enn med dagens utstyr

Bidra til å nå energilovens hovedmål gjennom å legge til rette for en riktig og mer effektiv
avregning av kundene. Prosessen med bytte av strømleverandør blir enklere for
sluttbruker, det vil bli mer effektiv styring av overføringsnettet, kunden får økt informasjon
om priser og eget forbruk, samt økt konkurranse mellom kraftleverandører vil gi lavere
priser og nye produkter.

Videre kan AMS være viktig for etablering av noen funksjoner relatert til intelligent
nettstyring (smart grid)
Nettselskapene har ansvar for å installere AMS utstyr hos alle sine kunder, etablere en egnet
kommunikasjonskanal for overføring av målerdata og håndtere alle målerdata. Innføringen betyr å
erstatte gamle, mekaniske strømmålere med målesystemer basert på moderne teknologiske
løsninger hos alle norske husstander og næringskunder som ikke allerede har slikt utstyr.
2.1.3
Fornybarpolitikk har stor betydning for utvikling av kraftsystemet
På Klimatoppmøtet i København i 2009 ble partene enige om at den globale oppvarmingen er en
av de største utfordringene i vår tid, og at den gjennomsnittlige temperaturøkningen må
begrenses til 2 grader celsius (UNFCCC, 2009). Det internasjonale samfunnet har ikke kommet
frem til en global avtale om å redusere klimagassutslipp. En rekke land og områder, inkludert
Norge og EU, har likevel laget egne målsetninger for utslippsreduksjoner.
EU spiller en hovedrolle i den internasjonale klimadebatten, og har gått foran i å utforme en
regional politikk for utslippskutt. EUs klimapolitikk er ikke utelukkende begrunnet utfra klimahensyn. Forsyningssikkerhet spiller også en rolle. EUs langsiktige mål er at de samlede klimautslippene i EU-landene skal reduseres med minimum 80 prosent i forhold til 1990-nivået innen
2050. Til tross for økt energieffektivisering, er det forventet at kraftforbruket øker mot 2050 på
grunn av konvertering fra fossilt brensel til strøm fra fornybare kilder.
EUs klimapolitikk er viktig for Norge, særlig fordi politikkutformingen i EU direkte påvirker Norge
gjennom EØS-avtalen. Fornybardirektivet legger føringer for at EU skal ha 20 prosent fornybar
energi innen 2020. Norge har inngått en avtale med EU om å øke fornybarandelen i Norge fra ca.
60 til 67,5 prosent. På grunn av avtalen med EU om en betydelig økt fornybarandel i energibalansen, har svenske og norske myndigheter etablert et felles marked for elsertifikater. Formålet
med elsertifikatmarkedet er å realisere tilstrekkelig mengder ny fornybar kraft til at begge land kan
nå sine fornybarforpliktelser. Myndighetene har satt et mål om å oppnå 26,4 TWh ny fornybar
kraft til sammen i Norge og Sverige.
I det norsk-svenske kraftsystemet er det lite fossil2 kraftproduksjon per i dag. Dermed vil ny kraftproduksjon komme på toppen av dagens kraftproduksjon, og ikke erstatte fossil kraft slik
situasjonen er de fleste andre land i Europa. En økning i kraftproduksjonen på 26,4 TWh uten at
forbruket øker tilsvarende, vil føre til et samlet kraftoverskudd i Norden de neste 10-20 årene. Et
kraftoverskudd i Norden kan delvis benyttes til å bistå land på Kontinentet med å redusere klimagassutslipp og samtidig skape verdier for norsk kraftproduksjon og deres offentlige eiere. Kraftoverskuddet kan også være en mulighet for økt forbruk både innen petroleum, transport og kraftintensiv industri. Reduserte kraftpriser som følge av et kraftoverskudd vil ha stor betydning for
industriens konkurranseevne.
Den høye fornybarandelen i det norske kraftsystemet, kan bli en konkurransefordel i et framtidig
marked dersom det blir etablert globale klimaavtaler eller annet rammeverk som premierer
produksjon med lavt klimafotavtrykk. I et slikt framtidsbilde er det sannsynlig at Norge kan tilby
priser på fornybar kraft som er internasjonalt konkurransedyktige.
2
Med unntak av gasskraftverk på oljeplattformer på den norske sokkelen og enkeltanlegg som som Kårstø, Mongstad og Snøhvit
Side 7
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
2.2 En region med både kraftoverskudd og kraftunderskudd
2.2.1
En tredjedel av Norges kraftproduksjon skjer i Region vest
Region vest er svært viktig for Norges kraftproduksjon i og med at rundt en tredjedel av landets
samlede kraftproduksjon skjer her. Årsaken er mye nedbør og bratte fjellsider som gir gode forutsetninger for vannkraftproduksjon. De største vannkraftverkene ligger i fjelltraktene øst i regionen.
Store vannkraftverk som kan nevnes er Ulla-Førreverkene på grensen mellom Rogaland og AustAgder, kraftverkene i Røldal, Suldal og Sima i Hordaland samt de store kraftverkene i Indre Sogn.
Hordaland er fylket med størst årlig vannkraftproduksjon, hele 13 prosent av Norges totale
normalårsproduksjon skjer her.
Figur 2.1 under viser middelproduksjon og middelproduksjon per produksjonstype. Det aller meste
av produksjonen er storskala vannkraft, som her er definert som kraftverk større enn 10 MW. I
tillegg har regionen noe uregulerbar kraftproduksjon ved småskala vannkraft og vindkraft.
Magasinkapasiteten, vist med grå stolper i Figur 2.1, er høy i regionen. Høy samlet magasinkapasitet tilsier generelt høy fleksibilitet i kraftproduksjonen i regionen. Hordaland har den laveste
magasinkapasiteten i regionen, og innenfor BKKs område (nord og vest i Hordaland), fylles vannmagasinene opp to til tre ganger per år.
Figur 2.1: Kraftproduksjon i Region vest
TWh
50
Vindkraft
45
Småskala vannkraft
40
Storskala vannkraft
35
Magasinkapasitet
30
25
20
15
10
5
0
Sogn og Fjordane
Hordaland
Rogaland
VEST
Kilde: NVEs kraftverksdatabase 2012
I tillegg til kraftproduksjonen som er vist i Figur 2.1 over, finnes det gasskraftverk på Mongstad og
Kårstø med samlet installert kapasitet på ca. 700 MW. Kraftverket på Kårstø har en kapasitet på
3,5 TWh, men har vært så å si ute av drift det siste året på grunn av manglende lønnsomhet, og
er ikke forventet å starte produksjonen med det første. Termisk produksjonen i Norge (inklusive
Melkøya) de siste fire årene har variert mellom 1 og 6 TWh (Energiutredningen NOU:2012).
Mongstad energiverk har en årlig produksjonskapasitet for kraft på om lag 2,3 TWh, i tillegg
varmeleveranser til raffineriet.
2.2.2
Kraftbalansen varierer mye over året og fra år til år
De tre vestlandsfylkene har samlet sett et kraftoverskudd på over 13 TWh eksklusiv gasskraft,
men regionen er sterkt påvirket av sesongvariasjoner og indre ubalanser. Innad i hvert enkelt
fylke er det store lokale underskudds- og overskuddsområder. I tillegg har enkelte av delområdene store variasjoner gjennom året, med underskudd om vinteren og overskudd i
produksjonstunge perioder som vår og høst. De siste årene har vi sett en økende utbygging av
små og mellomstore vannkraftverk på Vestlandet. Et kjennetegn ved både småkraft og vind, er at
produksjonen ikke kan tilpasses til forbruket, men er gitt av henholdsvis tilsig og vind til enhver tid.
Figur 2.2 viser middelproduksjon sammenlignet med gjennomsnittlig forbruk i regionen for
perioden 2008 til 2010. Året 2010 var preget av en kald vinter og lavt tilsig. I regionen er det et
Side 8
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
netto overskudd av energi med Sogn og Fjordane som største bidragsyter til overskudd i
regionen.
3
Figur 2.2: Kraftbalansen for de tre fylkene i Region vest
TWh
50
Middelproduksjon
Snittforbruk 08-10
Balanse
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
-40
Sogn og Fjordane
Hordaland
Rogaland
VEST
Kilde:THEMA Consulting Group, NVE, RKSU for BKK-området og indre Hardanger, Sogn og Fjordane, Sunnhordland og
Nord-Rogaland, Sør-Rogaland og SSB
2.3 Sentralnettet i Region vest er svakt
Sentralnettet skal helt overordnet frakte kraft fra der den blir produsert til der den forbrukes.
Kraftintensiv industri er normalt plassert i nærheten av store produksjonssentere, slik er det også i
Region vest. Figur 2.3 viser et kart over sentralnettet i regionen. Sentralnettet består hovedsakelig
av ledninger med 300 eller 420 kV spenning (vist i henholdsvis blått og rødt), men dagens ledning
mellom Ørskog og Sogndal er 132 kV (vist i grått i figuren).
Figur 2.3: Sentralnettet i Region vest
Kilde: Statnetts Nettutviklingsplan 2011
3
Snittforbruket inkluder tap i nett på ca. 9 prosent.
Side 9
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Produksjonen i regionen er som nevnt i hovedsak plassert i fjellene øst i regionen, mens forbruket
i stadig større grad konsentrerer seg langs kysten. Unntaket er det meste av kraftintensiv industri
som er plassert nære kraftproduksjonen. De store produksjonsanleggene i Vestlandsfjellene er
også svært viktig for kraftforsyningen på Østlandet. Kraftproduksjonen i regionen er koblet med
ledninger fra Aurland, Borgund, Sima, Sauda og Kvilldal mot de store forbruksområdene på
Østlandet. Kraftflyten går dermed i hovedsak østover mot Østlandet og vestover mot kysten fra
produksjonsområdene.
De viktigste ledningene nord-sør gjennom regionen er dagens 132 kV forbindelse gjennom Sogn
og Fjordane (Ørskog-Fardal), en forbindelse mellom Fardal og Sauda og to fra Sauda og sørover.
Store deler av Hordaland forsynes nordfra inn til Modalen og sørfra inn til Samnanger. Også inn til
Bergensområdet er det to ledninger – fra Modalen i nord og Samnanger i vest. Nord-Rogaland er
forsynt via tre sentralnettsledninger, to fra Sauda og en fra Blåfalli. Disse ledningene utgjør den
såkalte SKL-ringen. Sør-Rogaland er forsynt via to sentralnettsledninger fra Feda og Tonstad.
Sentralnettet i Nord-Rogaland er sterkt integrert i det Vestlandske kraftnettet via Blåfalli og Sauda,
mens nettet i Sør-Rogaland i større grad henger sammen med det Sørlandske nettet via Feda og
Tonstad.
En stor andel av sentralenettsledningene i regionen er i perioder (både sommer og vinter) høyt
belastet i dagens situasjon.
2.3.1
Sentralnettet på Vestlandet har en høy alder
Det meste av sentralnettet på Vestlandet er bygget på 60- og 70-tallet, og har dermed en alder på
40-50 år. Normal levetid på ledninger er oppgitt til å være om lag 70 år.
Ved fornyelse eller forsterkning av sentralnettet i et område må ofte anleggene tas ut av drift
mens arbeidet pågår. Oppgraderingene kan gjøres på flere måter:

Ledningen/ transformatorstasjoner tas helt ut av drift ett eller to år mens arbeidet pågår. Da
får man en sammenhengende periode med arbeid på ledningen uten å måtte ta hensyn til
normal drift. Dette er dermed ikke mulig i et høyt belastet nett fordi det vil gi uakseptabel
forsyningssikkerhet i berørte områder.

Utkobling skjer bare i sommerhalvåret når forbruket er lavt, arbeidet med fornyelse av linjen
kan bare pågå i noen måneder per år.

Bygging av en ny ledning ved siden av den gamle, og deretter rives den gamle. På denne
måten kan ledningen være i full drift mens arbeidet pågår.

En ny ledning bygges i en helt ny trasé.
For de to første løsningene, må man ha tilstrekkelig ledig kapasitet i systemet til at en ledning kan
kobles ut enten i sommerhalvåret eller hele året, noe som sjelden er mulig i praksis.
Det store antallet ledninger og transformatorstasjoner som skal fornyes kompliserer utviklingen av
sentralnettet. Man kan ikke koble ut flere ledninger eller stasjoner i samme område samtidig
dersom man skal opprettholde sikker forsyning i arbeidsperioden. Dersom fornyelse av sentralnett
ikke skal ta svært lang tid eller kreve bruk av nye traseer, må fornyelser av systemet skje mens
man enda har tilstrekkelig ledig kapasitet i nettet hele eller deler av året.
Et eksempel er fra SKL-området. Ved oppgradering av ledningene i området, søker man å bygge
en ny ledning parallelt med dagens ledning for deretter å rive den eksisterende ledningen. Enn
slik fremgangsmåte er ikke mulig langs hele strekningen, og noen steder må eksakt samme trase
benyttes. På disse strekningene, må dagens ledning rives før en ny kan bygges. En slik måte å
bygge på, krever at det er mulig å ta ledningene ut av bruk under anleggsarbeidet. Slik utkobling
kan vanligvis bare gjøres på sommerstid når belastningen på nettet er lavest. I dette området er
det høy industrilast, og belastninger på nettet vil derfor ikke reduseres dramatisk på sommerstid.
Utkoblingstiden er derfor begrenset, og oppgradering av nettet må derfor gjennomføres over en
Side 10
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
periode på flere år. I SKL der det er tre ledninger som skal oppgraderes, vil det ta rundt 7-8 år å
oppgradere alle tre ledningene siden bare en kan kobles ut om gangen.
2.3.2
Regional- og distribusjonsnettet er gammelt
Regionalnettet består av ledninger med spenningsnivå på 66 og 132 kV. En del kraftproduksjon
og større forbrukere er koblet på regionalnettet. Det største antall abonnenter er imidlertid knyttet
til distribusjonsnettet som er på lavere spenningsnivå enn dette. Tabell 2.1 gir en oversikt over
regional- og distribusjonsnettet i Region vest.
Regional- og distribusjonsnettet i Region vest eies av en flere store og mindre nettselskaper. De
største netteierne er SFE, BKK, SKL og Lyse. Store deler av regionalnettet er gammelt, rundt 2030 prosent av luftledningene er bygget før 1960. Dette tyder på et stort reinvesteringsbehov i
regionalnettet de neste 10 årene.
Tabell 2.1: Oversikt over regional- og distribusjonsnettet i Region vest
Regionalnettet
Sogn og Fjordane
Distribusjonsnettet
Ledninger
Kabler
Transformatorer
Bokført verdi Antall
(2010)
målepunkt
Bokført verdi
(2010)
(km)
(km)
(antall)
(mrd kr)
(mrd kr)
(antall)
712
6
45
0,4
60084
1,1
Hordaland
1162
155
176
1,6
262866
3,4
Rogaland
1043
214
163
0,9
393093
2,6
Region vest
2917
375
384
2,9
716043
7,1
Kilde : RKSU f or Sogn og F jorda ne, BKK - området , Sunnh orda lan d og Nord -Rog a la nd og Sør-Roga la nd, a lle for
2012-20 2, N VEs Ne ttda ta
2.4 Svak forsyningssikkerhet i store deler av regionen
2.4.1
Ikke tilfredsstillende forsynings- og driftssikkerhet i Stavanger- og Bergensområdet
Bergensområdet har et betydelig kraftunderskudd over året, og i et normalår vil dette underskuddet utgjøre 5,4 TWh (THEMA Consulting, 2011). Dette underskuddet skaper problemer på
vinterstid, særlig i tørre og kalde år. På grunn av lav magasinkapasitet, varierer vinterproduksjonen i området mye fra år til år – avhengig av tilsig.
Figur 2.4 viser at Bergensområdet har hatt en økning i antall timer med redusert forsyningssikkerhet (definert som antall timer der utfall av en ledning gir strømbrudd i området) fra omtrent
1600 timer i 2006 til over 3000 timer for hvert av årene 2007-2010 (NVE, 2012). I disse timene
ville en feil ført til sonevise utkoblinger til feilen var reparert, på grunn av høyere forbruk enn det
kraftverk og ledningsnett internt i området har kapasitet til å forsyne. For 2011 ble antall timer med
redusert driftssikkerhet redusert til i underkant av 1700 timer. En stor del av timene med redusert
forsyningssikkerhet oppstår i perioder der nettet er intakt, det vi si under normal drift. Vedlikehold
eller feil på nettet er årsaken ved under en tredjedel av tiden med lav forsyningssikkerhet.
Ved feil i nettet, vil Statnett flere steder i landet ta i bruk systemvern, det vil si at forbruk kobles ut
for å opprettholde forsyningen til øvrige forbrukere. Som regel er det industri som utgjør
systemvernet, og industriaktører kobles ut for å sikre forbruket til alminnelig forsyning inntil hele
forbruket kan gjenopprettes (Statnett, 2012b). I Bergensområdet finnes det imidlertid lite industri
utover petroleumsvirksomhet som kan kobles ut. Her vil derfor både petroleum og deler av
alminnelig forsyning utgjøre en del av systemvernet og dermed kobles ut ved feil som gjør at ikke
hele forsyningen kan opprettholdes.
Side 11
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Figur 2.4: Antall timer med redusert driftssikkerhet i sentralnettet for Stavanger- og Bergensområdet. Tall for
2007-2010 er over 3000 timer for Bergen
3500
Timer med redusert driftssikkerhet
Stavanger
Bergen
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Kilde: NVE (2012)
Det er ikke tilfredsstillende forsyningssikkerheten til Stavangerområdet. Lyse Elnett publiserte i
august 2012 en behovsanalyse for forsterkning av sentralnettet i Sør-Rogaland. Forsyningssikkerheten til Stavanger-området er per i dag svært sårbar, og forsyningssikkerheten i området
tilfredsstiller ikke de nasjonale minstekravene. Innenfor det forsyningsområdet som oppleves som
mest kritisk, bor det per i dag 177.000 innbyggere. Dersom det oppstår en kritisk feil i kraftsystemet inn til området, vil et stort antall forbrukere oppleve strømbrudd.
Antall timer med redusert driftssikkerhet i sentralnettet til Stavangerområdet har økt i perioden
2007 – 2010. Nedgangen fra 2010 til 2011 kan delvis forklares ved at Statnett har installert et
kondensatorbatteri hos Lyse og at det var enn mildere vinter i 2011. På samme måte som i
Bergensregionen, finnes det ikke kraftintensiv industri i Stavangerområdet. I Stavangerområdet
finnes det heller ikke kraftforbrukere innen petroleumsinstallasjoner. Alminnelig forsyning er derfor
en viktig del av systemvernet også i dette området.
Mongstad
Gjøa
Raffineriet på Mongstad vil stoppe helt opp ved
selv korte avbrudd i kraftforsyningen. Ved strømstans fra noen millisekunder til 3 sekunder, vil det
kunne ta opptil 10 timer før anlegget er tilbake til
full produksjon. Inntektstapet knyttet til så korte
strømbrudd er estimert til 8-20 millioner ved
normale priser i markedet. Dersom anlegget
opplever avbrudd på inntil et par minutter, vil det
kunne ta opptil to døgn før anlegget er tilbake i
normal drift, hvilket innebærer et inntektstap på ca.
20 millioner kroner. Dersom strømbruddet har en
varighet som medfører at anleggene går kalde, kan
det ta 4-5 døgn før raffineriet er tilbake til normal
driftsituasjon, hvilket kan utgjøre økonomiske tap
på 25-30 millioner kroner.
Plattformen på Gjøa produserer for fullt hele året.
Strømbrudd på Gjøa vil medføre utsettelse av oljeog gassproduksjonen, da tapt produksjon ikke kan
hentes ut før etter reservoarets peak som er 2018
for olje, og 2014 for gass. Det økonomiske tapet
avhenger av forskjellen i nåverdi ved produksjon
nå eller etter peak på feltet, hvilket svarer til rundt
2,7 millioner kroner per korte strømstans og inntil
8,2 millioner kroner for strømstans av en viss
varighet. I tillegg vil man tape 0,7 millioner i nåverdi
av produsert olje og gass for hver time
strømbruddet varer.
Kilde: Nett og verdiskaping THEMA rapport 2011-5
Kilde: Nett og verdiskaping THEMA rapport 2011-5
Side 12
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
2.4.2
Utfordrende driftssikkerhet i store deler av Sogn og Fjordane
Forsyningen til forbrukerne i Nordfjord og Sunnfjord (nord for Sogndal) er store deler av året uten
reservekapasitet på ledningene. Det vil si at dersom hovedledningen gjennom området (dagens
132 kV mellom Ørskog og Sogndal) faller ut, vil store områder mørklegges. Forsyningen i området
er i en slik situasjon omtrent 5000 av årets timer (Statnett, 2011b). Det finnes imidlertid mulighet
for omkobling av nettet og eller oppkjøring av produksjon i området, slik at forsyningen kan gjenopprettes. Også i Indre Sogn risikerer man mørklegging ved feil på forbindelsen inn til området,
særlig i perioder med lite vann i magasinene i området (BKK m.fl, 2011).
2.5
Forbruksøkninger i områder med svak forsyningssikkerhet
Figur 2.5 viser forventet endring kraftforbruk i regionen fram til 2020. Kraftforbruket er forventet å
øke med over 5 TWh til et samlet nivå på om lag 35 TWh, inkludert elektrifisering av Utsirahøyden.
Figur 2.5: Forventet endring i kraftforbruk i perioden fram til 2020
GWh
6 000
5 000
Bergverk og utvinning
Alminnelig forsyning
4 000
3 000
2 000
1 000
0
Sogn og Fjordane
Hordaland
Rogaland
VEST
Kilde: THEMA Consulting Group
2.5.1
Sterk befolkningsvekst i områder som allerede har anstrengt forsyningssikkerhet
Forbruket i husholdning og tjenesteyting er basert på SSBs basisscenario for befolkningsvekst
frem til 2020. I basisscenarioet er det antatt at botetthet, energiintensitet og brukstid holdes
konstant.
Det er forventet en sterk økning i innbyggertallet i Region vest. SSBs prognoser tilsier en økning
på 13 prosent i Hordaland og 16 prosent i Rogaland fra 2012 til 2020. Befolkningsveksten kan
føre til en økning av det totale energiforbruket på 2,1 TWh for alminnelig forbruk4, til tross for en
eventuell økt satsing på energieffektivisering og noe overgang til fjernvarme. Årsaken er at
eksisterende byggmasse vil være dominerende på relativ kort sikt. På lengre sikt vil imidlertid
overgang til mer energieffektive boliger bidra til å begrense forbruksveksten i alminnelig forsyning.
De neste 20-årene vil trolig kraftforbruket til transport øke på grunn av er overgang til elbiler,
videre utbygging av Bybanen i Bergen og eventuelt økt bruk av elektriske ferger. Samlet kraftforbruk til transport vil imidlertid fortsatt være beskjedent i perioden fram til 2020.
2.5.2
Økt etterspørsel etter kraft fra petroleumsindustrien
Petroleumssektoren i Region vest øker sin etterspørsel etter kraft, både til utvidelse av
eksisterende anlegg og elektrifisering av nye felter. Prosjekter tilknyttet petroleum utgjør en
4
Alminnelig forbruk inkluderer husholdning, tjenesteyting, primærnæring og mobil energibruk
Side 13
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
økning i kraftforbruket på om lag 3 TWh innen 2020. Prognosen inkluderer da elektrifisering av
Utsirahøyden, noe som ikke er besluttet.
Stureterminalen og Gjøa-plattformen forventes å ha omtrent samme forbruk som i dag i tiden
fremover (BKK, 2012). De nærmeste årene planlegges en ytterligere elektrifisering av Troll A
plattformen med kraft fra land (Kollsnes) i Hordaland. Videre har Total fått konsesjon til å forsyne
den planlagte Martin Linge-plattformen i Nordsjøen med kraft fra land, via en 170 km lang sjøkabel fra Kollsnes (Total, 2012). Forventet årsforbruk er estimert til ca. 0,35 TWh. Kabelen planlegges å settes i drift innen 2. kvartal i 2016 og estimert investeringskostnad er 390 millioner
(2011-) kroner, i følge konsesjonssøknaden fot kabelen.
På vinterstid kan det i perioder være begrenset ledig kapasitet i nettet som bringer kraft inn til
området. Nytt stort forbruk kan dermed ikke aksepteres uten bruk av systemvern i de ytre
områdene av Hordaland før nettet inn til regionen er forsterket.
Oljeinstallasjonene i midtre del av Nordsjøen (Utsirahøyden) kan bli forsynet med elektrisk kraft
fra Kårstø i Rogaland. En mulig teknisk løsning er å etablere et knutepunkt for å supplere kommende innretninger på Utsirahøyden (feltene Johan Sverdrup, Dagny, Draupne og Luno) med
strøm fra land. I takt med utviklingen av feltene videre kommer etterspørselen etter elektrisk
energi til å øke gradvis fram mot 20235. Den regionale kraftsystemutredningen fra Nord-Rogaland
påpeker at aktuelle virkninger av en slik elektrifisering vil ligge i området 200 – 300 MW i effektuttak og energiforbruk i størrelsesorden opp mot 2 TWh fra 2023. Fra oppstart vil forbruket øke
gradvis opp til dette nivået. Statoil påpeker at de alternativt vil vurdere en minimumsløsning med
bare 150 MW effektuttak. Statoil utreder saken der samlede investeringskostnader for elektrifiseringen av offshore distribusjonsplattform, kabler og anlegg på land er estimert til ca. 8- 9
milliarder kroner (Statoil, 2012). Statnett påpeker at tilknytningen på Kårstø er akseptabelt for
kraftsystemet i Nord-Rogaland uten nettforsterkninger forutsatt lokal spenningsstøtte (Statnett,
2012c), gitt dagens forbruksnivå for øvrig i området.
Andre mulige elektrifiseringsprosjekter av sokkelen i regionen er Tampen-området og modernisering av eksisterende plattformer og utbygging i Nordsjøen. I vårt estimat for petroleumssektorens kraftforbruk fram til 2020, er ikke elektrifisering av noen av disse feltene inkludert.
2.5.3
Eventuelle endringer i kraftforbruket i industrien
Industrien står for en stor andel av kraftforbruket i regionen. Internasjonale markedsutsikter og
norsk industris relative konkurransekraft vil påvirke industriens etterspørsel etter kraft de neste 20
årene. Vi har lagt til grunn at eksisterende industri ikke endrer sitt kraftforbruk fra i dag. Endringer
i industriens kraftforbruk er basert på
opplysninger om konkrete og offentlige
Green Mountain Data Centre
industriprosjekter i regionen av relativ
På Rennesøy, utenfor Stavanger, bygges det nå et nytt
størrelse som er forventet fullført innen
datasenter. I kjølvannet av at en økende mengde data
2020.
digitaliseres har etterspørselen etter sikker lagring av dataprosesser og programvare hos eksterne leverandører
vokst. Lagring av store mengder data krever betydelige
energimengder og mye fysisk plass. I forbindelse med økt
klima og miljøfokus, samt høyere nasjonale og internasjonale miljøkrav, har begrepet “grønne datasentre”
dukket opp. Norden anses som en attraktiv lokalisering for
slike datasenter, på grunn av god tilgang fornybar kraft,
kaldt klima, høy forsyningssikkerhet og politisk stabilitet.
Prosjektet som bygges på Rennesøy er, i henhold til
byggherre COWI, verdens grønneste datasenter. Green
Mountain Data Centre var det første norske datasenteret
til å signere en kundeavtale - i mars 2012.
Både økt og redusert kraftetterspørsel
fra industrien kan gi behov for høyere
(eller lavere) nettkapasitet, avhengig
av om endringen i forbruket kommer i
et område med kraftoverskudd eller
kraftunderskudd. For eksempel vil en
nedskalering av industriell virksomhet i
Sogn og Fjordane ha stor betydning for
kraftsystemet. Industrien ligger nære
produksjonssentre, og det er svakt nett
ut av fylket som allerede har et stort
Kilde: COWI 2012
5
Rapport for Oljedirektoratet «Elektrifiseringsvurderinger for midtre nordsjø»
Side 14
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
kraftoverskudd. Eventuelt redusert forbruk vil øke overskuddet, og øke presset på nettet
ytterligere utover det økt kraftproduksjon vil bidra med.
I Sogn og Fjordane foreligger det flere store potensielle industriprosjekt, men det er høy
usikkerhet rundt prosjektene og det foreligger ingen konkrete søknader. Mulige prosjekter er
mineralutvinning i Vevring, økt aluminiumsproduksjon i Øvre Årdal og Høyanger, datalagringssenter i Lefdal gruver og datalagringssenter i Luster (Bluefjords).
LNG-fabrikken i Risavika (Rogaland) kan bli utvidet med byggetrinn 2 i 2019. Det finnes også
konkrete planer om et datalagrinssenter kalt Green Mountain på Rennesøy utenfor Stavanger.
Hydro har varslet om muligheten for en utvidelse av produksjonskapasiteten på Karmøy (ca 415
MW). I forhold til nettkapasitet, må en betydelig økning i kapasiteten på Karmøy sees i sammenheng med andre industri- og petroleumsprosjekter. I en situasjon der både Utsirahøyden (300
MW) og en betydelig utbygging på Hydro Karmøy skal realiseres, vil det ikke være tilstrekkelig
nettkapasitet i dagens nett i Nord-Rogaland.
2.6 Stort potensiale for ny kraftproduksjon
2.6.1
Størst potensiale for vann nord i regionen og vind i sør
Som beskrevet tidligere, er det forventet at elsertifikatordningen vil utløse 26,4 TWh ny kraftproduksjon i Norge og Sverige til sammen. Det vil være usikkerhet knyttet til hvor stor andel av
denne produksjonen som kommer i Norge, og hvordan den vil fordele seg mellom de ulike
regionene. Utbyggingen vil trolig skje der utbygging er økonomisk mest gunstig.
Regionen vest er den regionen i Norge med størst potensial for ny vannkraft, og samtidig et
betydelig vindkraftpotensial. Figur 2.6 viser konsesjonsgitt og -søkt vannkraft og vindkraft per
fylke, samt offentlig kjente oppgraderings- og utvidelsesprosjekter i eksisterende vannkraft6.
Samlet potensiale innen 2020 er dermed rundt 12 TWh ny kraftproduksjon, noe mer vind- enn
vannkraft.
I tillegg til volumet som er vist i Figur 2.6, er 3,2 TWh vindkraft og 0,6 TWh vannkraft forhåndsmeldt til NVE. Det er også prosjekter i regionen under planlegging som så langt ikke er meldt til
NVE. Samlet potensiale i regionen er dermed høyere enn det vi forventer skal bygges i hele
landet innen 2020.
Store deler av potensialet er uregulerbar kraft; småskala vannkraft og vindkraft. I hvor stor grad ny
produksjon bidrar til ny tilgjengelig vintereffekt er dermed usikker. Oppgraderingsprosjektet i
Rogaland er nye Lysebotn kraftverk, som gir en betydelig økning i både kapasitet og produksjon.
6
Potensialet for O/U-prosjekter er trolig større, fordi ikke alle prosjekter må søke om konsesjon.
Side 15
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Figur 2.6: Oversikt over potensialet for ny kraftproduksjon i Region vest
GWh
14 000
12 000
10 000
8 000
Vind - Konsesjonssøkt
Vind - Gitt konsesjon/under bygging
Vann - Konsesjonssøkt
Vann - Gitt konsesjon/under bygging
Vann - O/U
6 000
4 000
2 000
0
Sogn og Fjordane
Hordaland
Rogaland
VEST
Kilde: NVE konsesjonsdatabase (2012)
2.6.2
Det store potensialet for kraftproduksjon venter på nettilgang
Sogn og Fjordane har et betydelig kraftoverskudd og eksporterer kraft nesten hele året både
nordover, østover og sørover. Det er ikke noe ledig kapasitet til ny produksjon i fylket. I dagens
situasjon er det ikke nettkapasitet i Sogn og Fjordane til utbygging av ny vann- og vindkraft i
fylket. I perioder på sommerstid stoppes produksjon på grunn av manglende overføringskapasitet
over Sognefjorden.
I Hordaland er det ikke ledig kapasitet i sentralnettet til ny kraftproduksjon. Til tross for at det i
flere områder er underskudd på kraft
på vinteren, er det på sommeren
Holsen Kraftverk
overskudd på kraft. Overskuddet er per
Holsen Kraftverk ble tildelt konsesjon september 2009.
i dag så stort at det er knapt med plass
Elvekraftverket er lokalisert i Førde kommune i Sogn og
i nettet til å eksportere kraften ut av
Fjordane. Kraftverket er beregnet å ha en effekt
fylket. Dermed er det ikke mulig å
tilsvarende 9,2 MW og en årlig midlere produksjon på 26,3
etablere ny kraft samtidig som man
GWh. Søker og tiltakshaver av prosjektet er det private
trenger ny kraft for å dekke under- aksjeselskapet Holsen Kraftverk Norddøla AS, som er eid
skuddet på vinteren. Også i området
av grunneierne som har fallrettigheter i prosjektet. Per i
sør-øst for Hardangerfjorden er det et
dag er overliggende nett sprengt, og det er ikke kapasitet
til flere kraftverk utover de som allerede er under bygging
stort potensiale for ny kraft som ikke
eller fikk konsesjon før 1. april 2009. Holsen Kraftverk vil
kan realiseres uten nettforsterkninger,
derfor ikke kunne knytte seg til nettet før overliggende
hovedsakelig regionalnett. Også andre
sentralnett er styrket, eller Ørskog-Sogndal er på plass.
steder i regionen vil utbygging av kraft
Kilde: Småkraftforeningen (2012)
kreve investeringer i regional- eller distribusjonsnettet i tillegg til i sentralnettet.
I Nord-Rogaland er det ikke per i dag store planer om utbygging av ny kraft. I Sør-Rogaland er det
et betydelig potensial for vindkraft, og med dagens nett vil det være rom for 1000-1200 MW ny
vindkraft.
Som beskrevet, er det potensiale for mer ny kraftproduksjon i Region vest enn det vi forventer
skal bygges ut i hele landet innen 2020. For å kunne gi et realistisk bilde av hva vi tror blir realisert
av ny kraftproduksjon i hver region, har vi gjort en fordeling av de 13,2 TWh med ny kraftproduksjon som vi forventer på landsbasis. Vi har deretter antatt at en lik andel av dette
potensialet realiseres i hver region. For Region vest sin del anslår vi at 3,7 TWh ny vann- og
vindkraft blir realisert dersom de planlagte nettinvesteringene i regionen blir realisert.
Side 16
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
2.6.3
Økt kraftflyt i nord-sør retning
Bortsett fra noe biokraft i Sverige, er det lite trolig at kraftproduksjon fases ut i noen av landene.
Det skal som tidligere beskrevet bygges ut mye ny fornybar kraft, og samtidig forventer NVE en
økt produksjon i eksisterende vannkraftanlegg som følge av økt tilsig. Dersom ikke forbruket i
Norden økes vesentlig, får vi et betydelig overskudd av kraft i Norden etter 2020. Et stort kraftoverskudd i Norden vil gi grunnlag eksport av kraft i flere timer pr. år enn i dag. Utviklingen i den
løpende kraftbalansen og prisforskjeller mellom Norge og Kontinentet vil imidlertid avgjøre dette.
Mye av den nye kraften vil være småkraft som produserer mest om sommeren når forbruket er
lavest, og som derfor i stor grad må fraktes ut av regionen og videre ut av Norden. Vindkraft vil
produsere mest på vinteren når forbruket er høyt, men vinden er uforutsigbar hele året. I perioder
med lavt forbruk, må også vindkraften fraktes ut av regionen og videre ut av Norden. Mye av utbyggingen av den fornybare kraften vil skje i Region vest og lengre nord i Norge. En stor del av
utbyggingen vil også skje nord i Sverige. Kraften nord i Sverige må fraktes sørover til forbruksområdene i Norge, Sverige og til mellomlandsforbindelsene for eksport. Dermed øker kraftflyten
fra nord til sør både i Norge og Sverige.
En stor del av den norske kraftflyten i nord-sør retning går i dag via Sverige. En økt utbygging av
kraft i Nord-Sverige vil føre til at en større andel av kraftflyten som i dag går igjennom Sverige, må
gå igjennom Norge. I tillegg vil utbyggingen av fornybar kraft i Sør-Sverige bidra til å redusere
kraftunderskuddet her, og dermed bidra til redusert eksport til Sverige. En større andel av norsk
krafteksport må derfor skje lenger sør via planlagte sjøkabler til Storbritannia og Kontinentet.
Alle momentene som er beskrevet over, tilsier et sterkere sentralnett i nord-sør retning i Norge.
Konsekvensen for Region vest er å styrke nettet mellom Midt-Norge og Sørlandet. I eksportsituasjoner vil den største belastningen være på ledningene nærmest mellomlandsforbindelsene.
Det er derfor viktig at oppgraderinger og forsterkninger skjer først lengst sør og deretter fortsetter
nordover.
Side 17
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
3
DET ER PLANLAGT BETYDELIGE NETTINVESTERINGER
Påkrevet forbedring av forsyningssikkerheten, økning i kraftforbruket og planer om
utbygging av betydelig mengder kraft, er bakgrunnen for de omfattende nettinvesteringsplanene i Region vest. Flere store prosjekter er under bygging. Sima-Samnanger skal
sikre kraftforsyningen inn til BKK-området og legge til rette for mer kraftutbygging.
Ørskog-Sogndal-linjen gjennom Sogn og Fjordane i nord-sør retning vil åpne for ny kraftproduksjon i fylket og bidra til sikker kraftforsyning i Midt-Norge. Det planlegges også nye
ledninger for å bedre forsyningssikkerheten i Bergens- og Stavangerregionen som i dag
er svak. For å unngå at nettilgang hindrer kraftutbygging, og samtidig legge til rette for
bedret effektivitet i hele det norske kraftsystemet, vil ledningsnettet nord-sør gjennom
regionen styrkes. Store deler av dagens nett, særlig på regional- og distribusjonsnettnivå
har også en alder som tilsier at behovet for reinvesteringer uansett nærmer seg.
Utfordringene i dagens kraftsystem og forventninger om økt produksjon og forbruk i områder med
flaskehalser i nettet er bakgrunnen for de omfattende investeringsplanene i regionen. Vi fokuserer
mest på investeringer i sentralnettet, men også SFE, BKK, SKL og Lyse har store investeringsplaner i regional- og distribusjonsnettet.
De fleste kraftledninger løser flere behov samtidig. Vi har likevel kategorisert de ulike sentralnettprosjektene etter det vi anser å være viktigste årsak, men har kommentert i beskrivelsen også
andre nyttevirkninger, som vi også kommer tilbake til i kapittel 4. De samlede effektene av
investeringer i kraftnettet er mange og sammenhengene kan ofte være komplekse. Vi har derfor
ikke tatt mål av oss å beskrive alle effekter av nettinvesteringene, men har valgt å fokusere på
behovene vi mener er viktigst.
Figur 3.1 viser planlagte tiltak i sentralnettet i Sogn og Fjordane, Hordaland og Nord-Rogaland.
Informasjon om nettinvesteringene er hentet fra offentlig tilgjengelige kilder som konsesjoner eller
konsesjonssøknader, Statnetts Nettutviklingsplan, Nettmeldingen, Statnetts hjemmeside og de
regionale kraftsystemutredningene. Den samlede vurderingen står imidlertid for vår regning.
Figur 3.1: Planlagte tiltak i sentralnettet i Sogn og Fjordane, Hordaland og Nord-Rogaland
Kilde: Statnett (2011 a)
Side 18
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
3.1 Nettiltak for å bedre forsyningssikkerheten
3.1.1
Ny ledning Ørskog-Fardal
Den nye ledningen Ørskog-Fardal er under bygging og Statnett forventer at hele ledningen skal
stå klar som planlagt i 2015. Det er betydelig nytteeffekter av å få denne ledningen på plass. Den
vil utløse ny kraftproduksjon i store deler av Sogn og Fjordane og på Sunnmøre som i dag ikke
kan realiseres på grunn av manglende kapasitet i nettet. I tillegg vil den bedre forsyningssikkerheten i Sogn og Fjordane nord for Sogndal og øke kapasiteten mot Midt-Norge. Økt
kapasitet nordover gir mulighet for å eksportere en større del av kraftoverskuddet i Sogn og
Fjordane nordover og dermed bidra til å dekke kraftunderskuddet i Midt-Norge.
Ledningen har i følge konsesjonen en lengde på 285 km og inkluderer bygging av seks nye
transformatorstasjoner mot regionalnettet. Samtidig skal 170 km 132 kV ledning og en
transformatorstasjon saneres (statnett.no). Kostnaden for tiltaket er estimert til 5 milliarder kroner.
Arbeidet med prosjektering, skogrydding, fundamentering, reising av master og strekking av liner
er godt i gang på flere delstrekninger (statnett.no).
3.1.2
Ny ledning Sima-Samnanger
Sima-Samnanger er under bygging og Statnett forventer at arbeidet er avsluttet innen utgangen
av 2013 (statnett.no). Denne ledningen er svært viktig for å sikre kraftforsyningen til Hordaland
(BKK-området), men løser ikke alle utfordringene knyttet til forsyningssikkerheten i de nord-vestre
delene av Hordaland (Bergens-området) (THEMA Consulting Group, 2011). Den vil også være
viktig for å utløse ny kraftproduksjon i BKK-området der det per i dag ikke er kapasitet til å ta imot
ny (uregulert) kraftproduksjon. Ledningen vil bli 92 km lang og ha en kostnad på ca. 1 milliard
kroner.
3.1.3
Ny ledning Kollsnes-Mongstad-Modalen
For å sikre forsyningen mot Bergen og gi tosidig forsyning av Kollsnes, har BKK planlagt ny 420
kV sentralnettsledning Kollsnes-Mongstad-Modalen. En ledning Kollsnes-Mongstad-Modalen vil i
følge konsesjonsvedtaket/ konsesjonssøknaden danne en ytre ring i Hordaland og bidra til økt
forsyningssikkerhet for innbyggere og næringsliv i området. I tillegg er det et betydelig potensiale
for ny kraftproduksjon i Nordhordaland som er avhengig av denne ledningen for å kunne
realiseres. Samlet kostnad på hele strekningen er estimert til 1,4 milliarder kroner.
Delstrekningen Kollsnes-Mongstad fikk konsesjon sommeren 2012. Denne strekningen er 35 km
lang, hvorav 23 km blir lagt som sjøkabel. Delstrekningen Mongstad-Modalen ble konsesjonssøkt
av BKK i 2010, og NVE forventer å ferdigbehandle konsesjonssøknaden i løpet av 2012. OED vil
deretter fatte endelig vedtak i saken. Forventet idriftsettelse på hele ledningen er 2016-2018.
3.1.4
Ny ledning Lyse-Stølaheia
Lyse har sommeren 2012 annonsert at de vil søke om konsesjon til å bygge en ny sentralnettsledning mellom Lyse og Stølaheia. Stavangerområdet får dermed en ny forsyningslinje som både
sikrer at forsyningen til området skjer på to helt separate ledninger og øker kapasiteten inn til
området betydelig.
Lyse- Stølaheia forbindelsen blir 70-80 km lang (avhengig av endelig trasevalg) og vil gå fra Lyse
stasjon innerst i Lysefjorden til Stølaheia stasjon i Stavanger. Langs Lysefjorden vil ledningen
bygges i traseen til en 132 kV ledning (som rives). På enkelte kortere strekninger vil det være
nødvendig å legge sjøkabel for fjordkryssinger. Tiltaket er beregnet til å koste 1,7-2,5 milliarder
kroner.
Side 19
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
3.1.5
Spenningsoppgradering/ ny ledning til Indre Sogn
En oppgradering av sentralnettet inn til Indre Sogn vil bedre forsyningssikkerheten i området og
utløse ny vannkraftproduksjon som i dag ikke har plass i nettet. Det gjelder planer for ny vannkraft
i indre Sogn tilsvarende 1 TWh ny produksjon, hovedsakelig vannkraft.
Hvordan sentralnettet skal forsterkes i dette området utredes av Statnett og forslag skal legges
fram i 2013. Endelig løsning vil avhenge av om det skjer forbruksendringer i industrien og hvor
mye ny kraftproduksjon som faktisk blir realisert i området. Det foreligger ulike scenarier
(Vestlandsstudien), hvor det mest omfattende innebærer en ny 420 kV sentralnettlinje fra Sogndal
og til Hallingdal via Årdal. Felles for alle scenariene er økt transformatorkapasitet i Indre Sogn.
Et foreløpig kostnadsestimat for økning av nettkapasiteten inn til Indre Sogn er 0,5-1,5 milliarder
kroner. Endelig investeringsestimat vil være avhengig av hvilken løsning som velges i en endelig
plan.
3.2 Ledninger i nord-sørlig retning som utløser ny kraftproduksjon
I tillegg til nettprosjektene som er beskrevet under, vil også Ørskog-Sogndal ha stor betydning for
å utløse ny produksjon i Sogn og Fjordane, se kapittel 3.1.1.
3.2.1
Betydning for ny kraftproduksjon
Som beskrevet i kapittel 2.6.3, er det avgjørende å øke kapasiteten nord-sør i det norske kraftnettet for å gi plass til ny produksjon, øke forsyningssikkerheten, redusere områdeprisforskjeller,
sikre produsenter og forbrukere i større deler av landet tilgang til økt utvekslingskapasitet mot
Kontinentet og bidra til å løse klimautfordringen.
Den økte nord-sør flyten i det norske kraftsystemet gir et behov for å forsterke nettet i Region vest
i nord-sydlig retning. Uten en gjennomgående sterk (420 kV) ledning nord-sør gjennom hele Vestlandet og helt nordover til Nordland vil den svakeste delen av nettet bli en flaskehals for transport
av kraft i perioder med høy (uregulert) produksjon, noe som vil begrense veksten i ny
produksjonskapasitet. Nettutbyggingsplanene omfatter derfor forsterkninger av forbindelsen i
nord-sydlig retning helt fra Ørskog til Sauda i Region vest. Fra Sauda er det også planlagt nettforsterkninger sørover til Kristiansand og derifra til Østlandet (henholdsvis Vestre og Østre
korridor).
Vi har beskrevet tiltak knyttet til oppgradering av en nord-sørlig forbindelse i regionen før 2020. På
lengre sikt kan det oppstå et behov for enda en ledning i nord-sørlig retning for å frakte overskuddskraft ut av området, enten som følge av utbygging av betydelige mengder ny kraftproduksjon i Hordaland og Sogn og Fjordane (i størrelsesorden 9 TWh i følge BKK m.fl (2011)).
3.2.2
Spenningsoppgradering Fardal-Aurland
Dagens 300 kV ledning mellom Fardal og Aurland er bygget i 1975. En oppgradering av denne
forbindelsen er en nødvendig forlengelse av den nye ledningen Ørskog-Fardal over Sognefjorden
og gir en gjennomgående 420 kV ledning fra Midt-Norge og helt til Østlandet via Hallingdal, i
tillegg til en forsterkning i nord-sørlig retning på Vestlandet. Dagens ledning er høyt belastet i
perioder med høy produksjon i Sogn og Fjordane.
Det store potensialet for ny kraftproduksjon i Sogn og Fjordane kan bare realiseres dersom både
Ørskog-Sogndal og en oppgradering av sentralnettet over Sognefjorden realiseres.
En spenningsoppgradering av ledningen vil i dette tilfellet innebære å bygge en ny ledning ved
siden av dagens, for så å rive dagens ledning etter at ny ledning er fullført. Kostnadsestimat for en
slik oppgradering er 450-700 millioner kroner. Statnett forventer å realisere denne ledningen
innen 2017-2019.
Side 20
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
3.2.3
Spenningsoppgradering Evanger-Samnanger
Samnanger-Evanger er høyt belastet i perioder med høy kraftproduksjon i området. BKK
planlegger å forsterke de svakeste delene av ledningen, og dermed øke kapasiteten betydelig.
Det er planlagt to nye mellomlandsforbindelser innen 2020, en til Storbritannia og en til Tyskland.
Dersom en eller begge av disse mellomlandsforbindelsene realiseres, vil det være behov for å
øke kapasiteten på Samnanger-Evanger for å styrke nettkapasiteten nord-sør gjennom Hordaland. Kostnadsestimatet for oppgradering av Samnanger-Evanger er 120 millioner kroner, og det
er estimert at ledningen kan så klar innen 2016.
3.2.4
Spenningsoppgradering Sauda-Samnanger
Økningen av ny kraftproduksjon på Vestlandet og utbyggingen av mellomlandsforbindelser fra
Rogaland og Sørlandet bestemmer endringer i kraftflyt i nord-sør retning og dermed også behovet
for økt nettkapasitet. BBK m.fl (2011) argumenterer for at en 420 kV ledning mellom Sauda og
Samnanger via Blåfalli og Mauranger er en god løsning for å knytte nettet i BKK-området sterkere
opp mot 420 kV nettet lenger sør på Vestlandet. Dette tiltaket innebærer ombygging og/eller
rivning og nybygging av ledningene mellom Sauda og Samnanger, samt utvidelse av de
tilhørende stasjonene. Tiltaket er estimert å koste om lag 1,5-3 milliarder kroner. Hvilken løsning
som blir valgt i en endelig plan, vil ha betydning for kostnadsnivået.
3.2.5
Ny mellomlandsforbindelse til Storbritannia
Det er inngått intensjonsavtaler med myndighetene i Storbritannia om å bygge forbindelser
mellom landene. Statnetts prosjekt for en slik forbindelse, NSN, har en planlagt kapasitet på 1400
MW og en kostnadsramme på mellom 6 og 8 milliarder kroner. Planlagt tilknytningspunkt i det
norske nettet er Kvilldal i Rogaland. Til tross for at planlagt tilknytningspunkt er i Region vest, har
vi behandlet denne mellomlandsforbindelsen som en del av Region sør. Årsaken til dette er at de
sentralnettsinvesteringene som har størst betydning for realisering av mellomlandsforbindelsen,
ligger i Region sør (Østre og Vestre korridor).
North Connect er en annen forbindelse til Storbritannia med 1400 MW kapasitet som planlegges
med tilknytning i Sima eller Samnanger. Eiere bak North Connect er SSE, Vattenfall, E-CO, Agder
Energi og Lyse. NSN og North Connect har per januar 2013 ikke konsesjon.
3.3 Oppsummering av planlagte investeringer i sentralnettet
Tabell 3.1 under oppsummerer de planlagte sentralnettstiltakene i Region vest som kan stå klare
rundt 2020.
Side 21
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Tabell 3.1: Oppsummering av sentralnettsprosjekter 2012- ca 2020
Kostnadsestimat
(mill kr)
Forbindelse
Oppgradering transformatorkapasitet
1000-1100
Ørskog-Sogndal
Sima-Samnanger
Forventet
konsesjon
Forventet ferdigstillelse
2011-2017
2013-2020
4600-5600
Gitt
2015
900-1100
2010
2013
Kollsnes-Mongstad
700
2012-2013
2016
Mongstad-Modalen
740
2013-2014
2016-2018
1700-2500
2013-2014
2017-2019
450-700
2014-2015
2017-2019
120
2015-2016
2018-2019
Samnanger-Sauda
1500-3000
2015-2016
2020-2022
Indre Sogn
500-1500
2016
2020-2021
Lyse-Stølaheia
Sogndal-Aurland
Evanger-Samnanger
Kilde: Statnett (NUP 2011 og oppdatering 2012)
3.4 Planlagte investeringer i regional- og distribusjonsnett
Figur 3.2 under oppsummerer det planlagte investeringsnivået på regional- og distribusjonsnettnivå per fylke. Totalt er det estimert et investeringsbehov på 14 milliarder kroner.
Figur 3.2: Investeringsanslag for regional- og distribusjonsnett
Milliarder NOK
16
Regionalnett
14
AMS
12
Distribusjonsnett
10
8
6
4
2
0
Sogn og Fjordane
Hordaland
Rogaland
VEST
Kilde : RKSU f or Sogn og F jorda ne, BKK - området , Sunnh orda lan d og Nord -Rog a la nd og Sør -Roga la nd, a lle for
2012-20 20
I regionen er det totalt 39 nettselskaper, der
BKK Nett og Lyse Nett er de største aktørene
målt etter antall målepunkt. Den viktigste
årsaken til oppgraderinger av regionalenttet i
Region vest er sikker kraftforsyning i de
aktuelle områdene. Videre er tilkobling av ny
kraftproduksjon av viktig begrunnelse for en
stor andel av tiltakene.
SFE Nett (2012) estimerer et investeringsbehov på nesten 600 millioner kroner i
regionalnettet. Over 400 millioner kroner av investeringsanslaget er knyttet til ny produksjon,
blant annet skal Sunnfjord Energi bygge en
132 kV forbindelse mellom Moskog og
Lutelandet for å utløse vindkraftutbygging i
Side 22
Lutelandet
Lutelandet er et over 3000 mål stort industriområde på norskekysten i Sogn og Fjordane
plassert nær store olje- og gassfelt og store
mineralressurser. I tillegg er det gode vindforhold
for kraftproduksjon. Industriområdet gjør plass til
både servicehavn for petroleumsindustrien,
offshore vindkraft, energiproduksjon og decommisioning av oljeinstallasjoner. Det er under planlegging en 50 MW vindpark på vestsiden av
industriområdet. Sunnfjord Energi planlegger en
132 kV forbindelse mellom Moskog og Lutelandet
for å utløse vindkraftutbygging
Kilde: Lutelandet.no
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
området. Sogn og Fjordane Energi planlegger en 132 kV ytre ring i Nordfjord for å utløse ny
vinidkraft og bedre forsyningssikkerheten. THEMAS anslag for investeringer i distribusjonsnettet i
Sogn og Fjordane er 500 millioner kroner frem til 2020.
Lyse Nett skal investere 2,1 milliard kroner i regionalnett (Lyse, 2012). En del av investeringene er
for å bedre forsyningssikkerheten i området. Det største prosjektet, målt i kroner, er transformatorstasjonen Bjerkreim. Frem til 2020 er investeringer i distribusjonsnettet estimert til 1,9
milliarder kroner.
SKL (Sunnhordland Kraftlag) har planer om å investere 1,4 milliarder i regionalnettet (SKL, 2012).
I tillegg estimerer vi et investeringsbehov på 150 millioner kroner knyttet til distribusjonsnettet.
BKK har investeringsplaner i størrelsesorden 1,6 milliarder kroner i regionalnett frem til 2020
(BKK, 2012). Investeringsbehovet gjelder både tilknytning av alminnelig forsyning og ny kraftproduksjon. I tillegg har vi estimert et investeringsbehov for BKK Nett på 2,8 milliarder knyttet til
nyinvesteringer, AMS og reinvestering i distribusjonsnettet frem til 2020.
Et eksempel på at investeringer i regionalnettsledninger kan være svært viktige for å utløse ny
kraftproduksjon, finner vi i Hardanger. Dagens regionalnettsledninger mellom Voss og Granvin og
mellom Samnanger og Øystese er både gamle og mangler tilstrekkelig kapasitet til å koble på ny
kraftproduksjon. En svært viktig begrunnelse for å øke kapasiteten på ledningen er imidlertid at
det finnes et potensiale for ca 1 TWh ny småkraft i Voss og Samanger i området nord for
Hardangerfjorden som ikke kan utløses uten de nevnte nettforsterkningene.
BKK har fått konsesjon til å oppgradere dagens 66 kV mellom Voss og Granvin til en 132 kV
ledning. Strekningen utgjør ca. 21 km, og ledningen skal etter planen stå ferdig i 2014. BKK har
søkt om konsesjon om å også oppgradere dagens ledning mellom Samnanger og Øystese, en
strekning på ca. 26 km. Samlet investering for de to oppgraderingsprosjektene er estimert til 340
millioner kroner.
Side 23
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
4
NETTINVESTERINGENE SKAPER VERDIER
Gjennomgangen viser at nettutbyggingsplanene for Region vest legger til rette for å
gjennomføre mange økonomisk lønnsomme prosjekter, da spesielt ved å øke forsyningssikkerheten og legge til rette for økt forbruk i alminnelig forsyning og petroleumsindustri.
De verdsatte elementene summerer seg til en samfunnsøkonomisk nåverdi på 10,7
milliarder kroner ved realisering av planlagte nettiltak. En stor del av verdien er knyttet til
betalingsvillighet for økt forbruk og antatt betalingsvillighet for økt forsyningssikkerhet i
områder der forsyningssikkerheten i dag er svak. Det er begrenset med usikkerhet knyttet
til behovene for nett i regionen, og investeringsplanen er dermed vurdert til å være robust.
Det er også et stort potensial for en videre utbygging av fornybar kraftproduksjon etter
2020. Ledig kapasitet i nettet vil være en forutsetning for realisering av potensialet. Vi har
lagt til grunn at det kan komme ytterligere 2,7 TWh vannkraft i regionen innen 2025,
hvilket gir en merverdi på 2,9 milliarder kroner utover det vi har estimert i perioden til
2020.
Samlede investeringer i nett og produksjon for Region vest er estimert til 47 milliarder
kroner i perioden 2012 til 2020. Investeringsplanene bidrar til økt verdiskaping og årlig
4000 arbeidsplasser i investeringsfasen og 1350 arbeidsplasser i slutten av perioden når
de nye anleggene er satt i drift.
4.1 Innledning
Vi tar ikke mål av oss i dette prosjektet å gjennomføre en fullstendige nytte- kostnadsanalyse. Vi
begrenser oss til å trekke fram de sentrale utfordringer som gjennomgangen i de foregående
avsnittene har påvist og drøfter i hvilken grad utfordringene har verdiskapingskonsekvenser for de
ulike brukergruppene av kraftnettet i Region vest.
Kostnadselementene omfatter først og fremst:

Prosjektrelaterte drifts- og investeringskostnader

Negative eksterne virkninger knyttet til natur og miljøproblemer som prosjektene medfører
Nytteeffektene av nettinvesteringer er i særlig grad knyttet til:

Forbedring av forsyningssikkerhet og leveringskvalitet

Øke nettets tilgjengelighet og kapasitet til å knytte til seg nytt forbruk

Øke nettets tilgjengelighet og kapasitet til å knytte til seg ny produksjon

Økt evne til å håndtere større kraftutveksling

Mindre regional prisvolatilitet og mer effektiv konkurranse

Klimavirkninger
Andre systemvirkninger:

Reduserte tap

Reduserte kostnader knyttet til mer effektiv systemdrift

Reduserte investerings- og vedlikeholdskostnader i kraftnettet for øvrig

Opsjonsverdi for fremtidig etterspørsel etter overføringstjenester
Side 24
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Utbygging av kraftnettet skaper verdier for samfunnet i den grad de positive nytteeffektene av
nettinvesteringene overstiger de samfunnsøkonomiske kostnadene. Begrunnelser for de ulike
nettstiltakene er oppsummert i Figur 4.1 under. Størrelsen på søylene er like for alle
nyttevirkninger, og er kun illustrative. Dette kapitelet utarbeider estimater på nyttevirkningene for
flere av områdene. Disse områdene er markert med grønt i figuren.
Figur 4.1: Identifiserte nyttevirkninger av nettforsterkninger i Region vest
Illustrative nivåer
Nyttevirkninger
Forsyningssikkerhet
Ny
produksjon
Nytt
forbruk
Velfungerende Effektiv
markeder
drift
Reduserte Politiske
CO2-utslipp føringer –
like priser
Tiltak
Oppgradering
transformatorkapasitet
Totalt
Annet/Kommentar
X
X
X
Ørskog-Sogndal
M-Norge
og S&F
S&F
M-Norge
og S&F
X
X
X
X
Nord-sør flyt
Sima-Samnanger
BKKområdet
BKKområdet
BKKområdet
X
X
X
X
Nødvendig for oppgradering andre ledninger
Kollsnes-Mongstad-Modalen
Bergensområdet
NordHordaland
Bergensområdet
X
X
X
Sanering av regionalnett
Stavanger
-området
X
X
X
Nødvendig for oppgradering andre ledninger
Lyse-Stølaheia
Stavangerområdet
Fardal-Aurland
S&F
X
X
X
X
Nord-sør flyt
Evanger-Samnanger
Vestlandet
X
X
X
X
Nord-sør flyt
Samnanger-Sauda
Vestlandet
X
X
X
X
Nord-sør flyt
X
X
X
Unngå å holde igjen vann
i magasiner i Tyin
X
X
X
X
Indre Sogn
Indre Sogn
Indre Sogn
Regionalnettet
Region
vest
Region
vest
Distribusjonsnettet
Region
vest
Region
vest
Region
vest
X
De fleste kraftproduksjons
-anleggene er avhengig
av nytt regionalnett
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
4.2 Kostnader og nytte av planlagte nettinvesteringer i Region vest
Verdien av de planlagte nettinvesteringene i Region vest er dels knyttet til verdiskaping i regionen
og dels knyttet til nyttevirkninger i andre deler av landet. Samtidig vil noen av nyttevirkningene i
avhenge av investeringer som gjøres i andre deler av nettet. For ikke å dobbeltregne tar vi her
først og fremst for oss nyttevirkningene som oppstår i regionen. For de aggregerte nyttevirkningene vises det til den nasjonale rapporten.
Side 25
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
4.2.1
Kostnader
Planlagte nettinvesteringer i Region vest for perioden 2012 – 2020 fremkommer av Figur 4.2.
Figur 4.2: Nettinvesteringer i Region vest
Milliarder NOK
35
30
25
Sentralnett
Regionalnett
AMS
Distribusjonsnett
20
15
10
5
0
Sogn og Fjordane
Hordaland
Rogaland
VEST
Kilde : Oppd atert net t invester ingsp lan, R KSU er, THEMA Consu lt ing Group
Planene som foreligger tilsier at det skal investeres 29,9 milliarder7 kroner samlet på alle tre nettnivåer i Region vest fram til 2020. I tillegg er det planlagt en kabel fra Kvilldal til England med et
investeringsomfang på ca. 7 milliarder kroner. Investeringskostnadene for en slik kabel er ikke
inkludert verken i tallene i Figur 4.2 eller i rapporten for øvrig. Årsaken er at realiseringen i svært
liten grad avhenger av nettinvesteringene i Region vest. Nødvendige nettinvesteringer for å
realisere mellomlandsforbindelsen til England er hovedsakelig8 lokalisert i Region Sør. Både
kostnaden og nyttevirkninger er dermed plassert der.
Ledningen mellom Ørskog og Sogndal har nyttevirkninger både i Region midt og vest.
Investeringskostnaden er derfor fordelt på disse to regionene.
Statnett og EnergiNorge har oppgitt tall for hvordan den planlagte investeringsporteføljen på ulike
nettnivåer fordeler seg mellom reinvesteringer og nyinvesteringer. Nåverdien av investeringene er
22 milliarder kroner med en kalkulasjonsrente på 4 prosent. Nyinvesteringer er anslått til 11,3
milliarder kroner (nåverdi), justert for AMS- og reinvesteringer. 38 prosent av de samlede
investeringene i Region vest vil være reinvesteringer, dette utgjør 8,4 milliarder kroner i nåverdi.
Drifts- og vedlikeholdskostnadene påvirkes også som følge av at nettanleggene øker både i antall
og størrelse. Vi har antatt at de samlede årlige drifts- og vedlikeholdskostnadene øker tilsvarende
1,5 prosent av nyinvesteringene. Samtidig må en anta at reinvesteringer fører til at vedlikeholdskostnadene på de fornyede anleggene faller noe. Hvordan vedlikeholdskostnader i reinvesterte
anlegg påvirkes, har vi ikke vurdert.
Økte årlige drifts- og vedlikeholdskostnader tilsvarende 1,5 prosent av en nyinvestering på om lag
11,3 milliarder tilsvarer 1,5 milliarder kroner i nåverdi.
4.2.2
Naturinngrep
Det ligger utenfor denne rapportens omfang å analysere kostnadene knyttet til naturinngrep som
følge av nettinvesteringer. Vi vil derfor nøye oss med noen generelle betraktninger og noen
eksempler fra regionen.
8
Men en oppgradering av Sauda-Samnanger er nødvendig vil også være viktig for å unngå store områdeprisforskjeller på Vestlandet
ved realisering av flere utenlandsforbindeler
Side 26
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Generelt kan vi si at å bygge nye ledninger og anlegg der det per i dag ikke finnes noe nett innebærer større endringer av natur og landskap enn å oppgradere eksisterende linjer. I Region vest
er det fire ledninger som i hovedsak må regnes som helt nye prosjekter (selv om deler av
strekninger i disse prosjektene vil gå i eksisterende traseer):

Ørskog-Sogndal

Sima-Samnanger

Modalen-Mongstad-Kollsnes

Lyse-Stølaheia
Prosjektene gir mulighet til å sanere eksisterende regional/sentralnett, og reduserer dermed de
samlede inngrepene. Ved bygging av Ørskog-Fardal skal det eksempelvis saneres til sammen
170 km ledning mellom Fardal og Moskog og mellom Leivdal og Ørsta.
Det største omfanget av de planlagte nord-sør prosjektene er oppgraderinger som gjør at dagens
traseer i all hovedsak vil bli benyttet. En oppgradering av spenningsnivåer vil imidlertid innebære
at bredden på traseen kan bli noe større, særlig der de eldste mastene byttes med nye. Master
som må skiftes ut, blir normalt noe høyere enn dagens master. For oppgradering fra 300 til 420
kV er endringene imidlertid som regel svært begrenset.
4.2.3
Verdien av økt forsyningssikkerhet og leveringskvalitet
Den samfunnsøkonomiske kostnaden ved at strømmen kan falle bort, kan måles med ”sannsynligheten for avbrudd” x ”kostnadene ved avbrudd”. Kostnadene ved avbrudd er avhengig av
lengden på det enkelte avbrudd og varierer mellom ulike kunder. For noen kunder kan et enkelt
avbrudd koste tosifrede millionbeløp. For enkelte typer industrikunder kan langvarige avbrudd føre
til enda høyere økonomiske tap.
Manglende forsynings- eller driftssikkerhet kan medføre avbrudd i kraftforsyningen dersom det
oppstår feil i nettet eller andre komponenter og det ikke finnes kapasitet i systemet til å håndtere
feilsituasjonene. Avbrudd har en samfunnsøkonomisk kostnad for sluttbrukerne.9 De samfunnsøkonomiske kostnadene har sammenheng med følgende faktorer.

Produksjon av varer og tjenester kan gå tapt eller bli utsatt. Dette kan omfatte produksjon
av olje og gass, aluminiumsproduksjon, trykkerier, meierier, bakerier, bryggerier, handelsvirksomhet og offentlig tjenesteyting. De berørte bedriftene rammes åpenbart direkte, men
også kundene vil bli rammet dersom de ikke kan skaffe seg alternativer på kort varsel.

Forskjellige gjøremål kan ta lenger tid enn normalt. For eksempel vil flytrafikk og banetransport stanse opp. Telekommunikasjon, trafikklys og bomstasjoner er andre faktorer
som rammes. Også her kan konsekvensene for tredjepart bli store.

Utstyr kan bli skadet, både i husholdninger, offentlig sektor og næringsliv. Prosessanlegg i
industrien kan for eksempel bli påført store skader dersom de rammes av avbrudd som
ikke er varslet. Et ytterpunkt er aluminiumsverk, som etter en ukontrollert stans på noen få
timer trenger flere måneder på å komme i produksjon igjen, og hvor omfattende
investeringer og kostnader kan være påkrevet for å sikre videre drift.

I spesielle tilfeller kan det oppstå skader på liv og helse.
Beregnede historiske fylkesvise KILE-kostnader er vist i Figur 4.3. Som det fremgår av figuren,
varierer kostnadene knyttet til ikke levert energi både mellom år og fylker. De laveste KILEkostnadene for hele perioden 2008 til 2011 har Rogaland med 98 millioner kroner, mens
9
Avbrudd kan også ha en kostnad for produsenter av kraft dersom avbruddet fører til at de må redusere produksjonen eller produsere
på et annet tidspunkt med lavere pris. Dette tapet er imidlertid oppad begrenset til kraftprisen, som normalt er mye lavere enn
kostnaden for sluttbrukere ved manglende forsyning.
Side 27
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Hordaland ligger på topp med 189 millioner kroner i den samme fireårsperioden. KILEkostnadene falt mellom 2008 og 2010 for så å stige markert i 2011 på grunn av utfall som følge av
stormen Dagmar.
Figur 4.3: Gjennomsnittlig KILE-kostnader i Region vest
100
Hordaland
Rogaland
Sogn og Fjordane
90
Millioner (2012-kr)
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2008
2009
2010
2011
Kilde : NVE o g THEMA Co nsu lt in g Group (basert på g jenn omsn itt lig e b eregn in ger og ikke fakt isk KIL E -kostnad)
Figur 4.4 viser beregnede KILE-kostnader ved avbrudd for hele regionen ved strømavbrudd av
ulik lengde. Med økende sannsynlighet for ekstremvær er risikoen for at strømmen blir slått i store
områder trolig økende. Et 12-timers avbrudd med gjennomsnittlig effektuttak i hele regionen ville
ha kostet opp mot 300 millioner i KILE-kostnader for nettselskapene. En betydelig andel er knyttet
til petroleumsvirksomheter.
Figur 4.4: Beregnede KILE-kostnader ved ulik varighet av strømavbrudd
350
Bergverk og utvinning/petroleum
300
Millioner kr
250
KII
Alminnelig forsyning
200
150
100
50
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Varighet avbrudd (timer)
Kilde : Kontro llforskr if ten NVE, THEMA C onsu lt in g Group
10
Det er grunn til å tro at de forventede avbruddskostnadene basert på historisk feilstatistikk og
KILE-kostnader undervurderer den samfunnsøkonomiske nytten av tiltak som øker forsynings- og
driftssikkerheten (reduserer avbruddene).
10
KILE-kostnadene for ulike forbruksgrupper er KPI justert for 2012 og er basert på grunnlag for sammensetningen av forbruket i
regionen og kostnadsfunksjonene per kundegruppe. KILE for regionen er basert på gjennomsnittlig kostnadsanslag basert på
historiske ILE (Ikke-levert energi) data. Kilden til historiske ILE er NVE.
Side 28
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Det finnes ikke noen treffsikker
metode for å beregne verdien av økt
forsyningssikkerhet. I vår tilnærming
har vi benyttet forskjellen mellom
utkoblbare og normale nettavtaler som
en indikasjon på merverdien av et nett
som tilfredsstiller kravene til forsyningssikkerhet og leveringskvalitet i
forhold til et nett der stadige utkoblinger må påregnes. Dvs. hvilken
rabatt som nettselskapene vil måtte
tilby sine nettkunder dersom de er
villig til å koble ut strømmen på kort
varsel. Denne rabatten kan betraktes
som en et uttrykk for den lavere
betalingsviljen for nettjenester i et
svakt nett.
Troll A/Kollsnes
Selv svært korte avbrudd i kraftleveransen til Troll A
/Kollsnes vil føre til full stans i gassproduksjonen på Troll.
Etter strømstansen må produksjonen øke gradvis, og det
kan ta flere timer før produksjonsprosessen er tilbake på
normalnivå. Ved en strømstans med varighet fra et
tiendels sekund til noen få timer, vil produksjonen på
vinterstid først være i full gang etter åtte timer. Størrelsen
på det økonomiske tapet avhenger av når på året strømbruddet finner sted, da gassprisene på vinteren er høyere
enn på sommeren. Ved en antatt prisforskjell mellom
sommer og vinter på 40 øre/Sm3, vil et kort strømbrudd på
vinteren kunne innebære et tap på 10 millioner kroner.
Dersom oppholdet i produksjonen medfører at selskapet
får problemer med å oppfylle sine leveringsforpliktelser vil
kostnaden være enda høyere. Ved en langvarig strømstans over flere døgn, vil oppstarten av produksjonen ta
flere dager siden anleggene har rukket å bli kalde. I slike
tilfeller kan selskapet oppleve økonomiske tap på 48
millioner kroner per døgn.
Ved å benytte denne fremgangsmåten
for Stavangerområdet og Bergensområdet har vi beregnet den årlige
Kilde: Nett og verdiskaping THEMA rapport 2011-5
økte betalingsviljen for de nettprosjektene som reetablerer tilfredsstillende forsyningssikkerhet og leveringskvalitet i disse områdene til 390 millioner kroner. Nåverdien av denne økte betalingsviljen er 7,4 milliarder kroner for eksisterende alminnelig forsyning
i områder med ikke tilfredsstillende nettilgang. Vi har benyttet prisinformasjon fra Hafslund
hjemmeside til denne beregningen.
En nærmere drøfting av verdien av forsyningssikkerhet og leveringskvalitet er gjort i den
nasjonale rapporten i dette prosjektet.
4.2.4
Betalingsvilje for økt kraftoverføring
Kraftforbruket antas å øke med vel 2,1 TWh i alminnelig forsyning og om lag 3,3 TWh for å
forsyne petroleumsvirksomheter (Utsirahøyden, Martin Linge plattformen, økt effektuttak Troll A)
dvs. en samlet vekst på 5,4 TWh mellom 2012 og 2020.
Betalingsviljen for nettilknytning antar vi er minst lik dagens nettariff per forbruksgruppe
multiplisert med det økte volumet for hver gruppe. Tar vi hensyn til at nettariffen varierer mellom
ulike forbruksgrupper, kan vi anslå økningen i betalingsviljen for nettilknytning. Den fremkommer
ved å multiplisere det økte overføringsvolumet med den gjennomsnittlige nettariffen som de ulike
kundegruppene betaler. Betalingsviljen er bare estimert for den andelen av forbruket som er
avhengig av nettinvesteringer for å kunne få levert strøm med tilstrekkelig forsyningssikkerhet. På
distribusjonsnettnivået antar vi at andelen er 100 prosent, mens andelen i regional- og
sentralnettet varierer.
Hvordan betalingsviljen for økt kraftoverføring under våre forutsetninger øker over tid i Region
vest, er vist i Figur 4.5. I 2020 utgjør den økte betalingsviljen rundt regnet 650 millioner kroner
årlig. Grunnet den sterke befolkningsveksten i regionen utgjør alminnelig forsyning en stor andel
av dette, med omtrent 390 millioner kroner årlig i 2020. Mange områder i Region vest har
begrenset kapasitet til å knytte til nytt forbruk, slik at denne betalingsviljen kan relateres direkte til
investeringer i ny nettkapasitet. Et godt eksempel er situasjonen i Stavangerområdet, der det ikke
er tilstrekkelig kapasitet til å betjene et økende forbruk med en tilfredsstillende
forsyningssikkerhet. Nytt forbruk vil også utløse et behov for forsterkninger eller nye ledninger
enkelte steder i regional- og distribusjonsnettet.
Nåverdien av betalingsviljen knyttet til økt kraftoverføring er beregnet til 6,3 milliarder kroner for
Region vest.
Side 29
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Figur 4.5: Økt årlig betalingsvilje for kraftoverføring knyttet til vekst i kraftforbruk i Region vest, 2012 – 2020.
450
Kollsnes (Troll A)
400
Martin Linge
350
Alminnelig forsyning Rogaland
Millioner kroner
300
Alminnelig forsyning Hordaland
250
Alminnelig forsyning Sogn og
Fjordane
200
150
100
50
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
4.2.5
Betalingsvilje for tilknytning av ny produksjon
En viktig drivkraft for utbyggingen av nettet både på sentralnetts- og regionalnettsnivå er behovet
for å koble på ny kraftproduksjon. I de områdene med størst potensial for ny kraftproduksjon er
utbygging av nettet til hinder for realisering av nye utbyggingsprosjekter. Uten nettforsterkninger i
nord-sør retning kan forventninger om store flaskehalser gjøre at færre kraftprosjekter blir
igangsatt.
Vi har antatt at det blir realisert mellom 11 og 15 TWh i Norge innen utgangen av 2020. Av dette
forventer vi at 7 TWh er vannkraft, og at ny vindkraft vil ende på mellom 4 og 8 TWh.
I Sogn og Fjordane er nettkapasitet en begrensning for ny kraftproduksjon og småkraftverk med
konsesjon står i kø. Vi legger til grunn at vannkraftprosjekter tilsvarende 1 TWh og vindkraft
tilsvarende 0,4 TWh er avhengig av de foreliggende nettutbyggingsplaner for å bli realisert. I de
indre områdene av Hordaland, der det meste av vannkraftpotensialet finnes, er det knapt noe
ledig kapasitet. Vi antar at vannkraftprosjekter tilsvarende 1,2 TWh er avhengig av at nettutbyggingsplanene blir gjennomført.
Det er relativt god kapasitet for ny kraftproduksjon i Rogaland. De fleste vannkraftprosjektene kan
koble seg på eksisterende nett, mens alle vindkraftprosjektene på Dalane krever nettutbygginger i
regionalnett11. Vi anslår at det vil berøre prosjekter med en produksjonskapasitet tilsvarende 1,1
TWh.
Vi vil nedenfor beregne virkninger for norsk økonomi ved at samfunnsøkonomisk lønnsomme
prosjekter ikke blir realisert. Vi benytter nåverdi som et uttrykk for verdien av prosjektene.
Nåverdiberegningene bygger på at summen av kraftpris og sertifikatpris reflekterer samfunnets
betalingsvilje av ny fornybar energi. Med denne fremgangsmåte vil bare prosjekter som har en
positiv nåverdi inkluderes. Prosjekter med marginal lønnsomhet, som ikke blir realisert vil ikke gi
et samfunnsøkonomisk tap ved at ressursene antas å gi like god avkastning i alternative
anvendelser.
De økonomiske virkningene av å utsette nettforbedringene er avhengig av om prosjektene blir
skrinlagt, eller om det hovedsakelig er snakk om utsettelser. Spørsmålet om utsettelse eller skrin-
11
Gitt at det skal bygges vindkraftproduksjon med en installerteffekt på 480 MW i regionalnettet, må det bygges en ny
transformatorstasjon i Bjerkreim Kommune (RKSU Sør-Rogaland)
Side 30
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
legging er både avhengig av når en eventuell nettilgang kommer og de fremtidige markedsbetingelsene når investeringsbeslutningene skal fattes, siden kraftmarkedet kan endre seg slik at
investeringsprosjektene kan bli ulønnsomme. Dette taler for en mest mulig koordinering av
beslutninger når det gjelder investeringer i fornybar – og nettprosjekter.
Beregningene bygger på følgende forutsetninger.
Vannkraft:

Gjennomsnittlig utbyggingskostnadene er anslått til 4,5 kroner pr kWh for vannkraftanlegg

Driftskostnader er anslått til 5 øre/kWh

Engrospris på kraft på 40 øre/kWh og en sertifikatpris på 20 øre/kWh

Reelt avkastningskrav på 7 % før skatt

30 års levetid
Vindkraft:

For vindkraft har vi benyttet prosjektspesifikke data hentet fra en database som THEMA har
bygget opp
Med disse forutsetningene har vindkraftprosjektene, som er avhengig av nettutbygging, en netto
nåverdi før skatt på 0,8 milliarder kroner, mens nåverdien for vannkraftprosjektene er beregnet til
3,8 milliarder kroner. Figur 4.6 viser et estimat på verdien av ny kraftproduksjon vi mener kan
realiseres som følge av nettinvesteringer for hvert av fylkene i Region vest.
Figur 4.6: Nåverdi av vann- og vindkraftprosjekter i Region vest pr fylke som har behov for utbygging av
sentralnettet for å bli realisert.
2500
MNOK - 2012 kroner
2000
1500
Vindkraft
Vannkraft
1000
500
0
Sogn og Fjordane
Hordaland
Rogaland
Kilde: THEMA Consulting Group
4.2.6
Mindre prisvolatilitet og mer effektiv konkurranse
Utbyggingen av sentralnettet i Region vest vil bygge ned flaskehalsene og dermed redusere antall
timer med prisforskjeller mellom denne regionen og de øvrige regionene i landet. Det vil, alt annet
like, føre til mindre prisvolatilitet. Nedbygging av flaskehalser vil dessuten styrke konkurransen og
dermed gjøre prisdannelsen mer effektiv. Figur 4.7 viser områdepriser i Bergen sammenlignet
med systemprisen. Som vi ser, avviker kraftprisen i deler av Region vest i perioder fra systemprisen. Områdeprisen er ofte lavere i Bergensområdet på sommerstid når det er kraftoverskudd i
Side 31
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
regionen. Forskjeller i områdeprisen vil stige dersom produksjonen av uregulert kraft øker i
regionen uten at kraftledningene til omkringliggende områder strykes.
Figur 4.7: Spotpris i ulike områder
100
Systempris
90
Kraftpris (øre/kWh)
80
Elspotpriser Bergen
70
60
50
40
30
20
10
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
0
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011 2012
Kilde : Nord poo l spo t
4.2.7
Klimavirkninger
Vi
drøfter
i
dette
avsnittet
samfunnsøkonomiske
vurderinger
knyttet
til
klimaeffekten
av
at
petroleumsinstallasjoner kan få kraft fra
nettet. En positiv verdi utover den
betalingsviljen
som
reflekteres
i
tariffbetalingen, kan sees på som en del
av
den
samfunnsøkonomiske
betalingsviljen.
For Martin Linge-feltet er kraft fra land
den foretrukne løsningen fordi det vil
redusere de totale kostnadene over tid.
Største kostnadsbesparelsen er knyttet
til reduserte driftskostnader (Total,
2012).
Reduserte
årlige
utslipp
sammenlignet med gasskraft som
forsyning er estimert til 0,16 millioner
tonn per år. Den gjennomsnittlige
klimagevinsten er beregnet å ha en
nåverdi på 1,2 milliarder kroner.
Utsirahøyden
En eventuell tilkobling av Utsirahøyden kan skje
uavhengig av nettinvesteringene som er beskrevet i denne
rapporten. De er dermed ikke inkludert i den samlede
nytteverdien av nettinvesteringer i regionen. Vi har omtalt
verdien av klimareduksjonene ved elektrifisering av
Utsirahøyden som en illustrasjon på en verdi ved å ha
tilgjengelig kapasitet i nettet til å koble på nytt forbruk til
denne type formål.
Rapporten «Elektrifiseringsvurderinger for midtre Nordsjø»
utarbeidet for Oljedirektoratet angir et utslippskutt på 31
milliarder tonn i perioden 2017 til 2060 for Utsirahøyden,
med en beregnet tiltakskostnad som ligger på 412 kroner
pr. tonn. Årlige utslippskutt forventes å nå en topp i 2023
på omtrent 0,93 millioner tonn. Nettilkobling for å forsyne
Utsirahøyden er ikke direkte betinget nye investeringer i
sentraleller
regionalnettet.
Utsirahøyden
og
klimagevinstene ved å få kraft fra land er et eksempel på
en opsjonsverdi for eksisterende nett. Opsjonsverdien
illustrerer at det er vanskelig å kvantifisere alle
nyttevirkninger ved utbygging av langsiktig infrastruktur.
For å kunne svare på hvilken
Kilde: THEMA Consulting Group
samfunnsmessig gevinst som kan
knyttes til elektrifisering av Martin Linge, må en kjenne alternativkostnaden for utslipp. Her vil ulike
tilnærminger gi vidt forskjellige resultater. Hvis vi legger til grunn klimaforlikets krav om at 2/3 av
de avtalte utslippskuttene skal tas i Norge, er den norske marginale tiltakskostnaden den
relevante alternativverdien, som trolig ligger rundt 1100 kroner pr. tonn12. Det gir i så fall en
neddiskontert merverdi av å elektrifisere Martin Linge sammenlignet med alternativet på 2
milliarder kroner. En alternativ innfallsvinkel er å bruke anslag på den langsiktige globale
12
Klimakur
Side 32
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
tiltakskostnaden for å nå 2-gradersmålet som ligger i overkant av 300 kroner pr. tonn i 2020,
økende til vel 500 kroner pr. tonn i 2030 og ytterligere 1700 kroner per tonn i 2050. Det vil gi en
merverdi på 0,34 milliarder kroner. Tilsvarende beregning er gjort for det økt forbruket for Troll A
og Gjøa-installasjonen. Anslaget er basert på OEDs utslippsfaktor på 638 tonn per GWh
energibehov for offshore installasjoner. For landbaserte anlegg har vi brukt en utslippsfaktor på
343 tonn per GWh som tilsvarer estimatet for Kårstø gasskraftverk13. Total er nåverdien av
estimerte klimavirkninger lik 4,5 milliarder kroner.
4.2.8
Andre systemvirkninger
Utbyggingen og oppgraderingen av kraftnettet vil gi en del andre systemvirkninger som vi ikke har
verdsatt. De omfatter blant annet

Nettap. Den økte kraftflyten, som forventes i kraftnettet i Region vest, vil øke nettapene.
Men flere av de prosjektene som inngår i utbyggingsplanene fører til at nettapene blir
lavere enn de ellers ville ha vært. Det gjelder på alle nettnivåer. Så selv om nettapene
øker ville de ha økt enda mer med et mindre omfattende investeringsomfang.

Reduserte kostnader knyttet til mer effektiv systemdrift. Gjennomføringen av
investeringene påvirker de totale kostnadene for systemdriften ved å redusere behovet for
spesialregulering i regionen.

Reduserte investerings- og vedlikeholdskostnader i kraftnettet for øvrig. Høy alder fører til
høye vedlikeholdskostnader. De reinvesteringene som gjøres, og som anslagsvis utgjør
40 prosent av de totale investeringskostnadene, vil føre til lavere vedlikeholdskostnader.
4.2.9
Verdien av ledig kapasitet til å betjene økt behov
Siden utbygging av overføringsanlegg utvider overføringskapasiteten sprangvis, vil det normalt
oppstå ledig kapasitet i nettet. Denne ledige kapasiteten har en verdi ved at den kan betjene et
fremtidig usikkert overføringsbehov vi i dag ikke regner med, men som har en viss sannsynlighet
for å materialisere seg.
Vi har i vår vurdering så langt bare lagt inn vekst i overføringsbehovet fram til 2020. De foreliggende nettutbyggingsplanene øker evnen til å betjene en videre vekst etter 2020, både knyttet
til mer kraftproduksjon, større leveranser til petroleumsindustrien og muligheter til fornyet vekst i
industrien.
I Region vest er det et stort potensial for en videre utbygging av fornybar kraftproduksjon etter
2020. Vi har lagt til grunn at det kan komme ytterligere 2,7 TWh vannkraft i regionen innen 2025,
hvilket gir en merverdi på 2,9 milliarder kroner. Den ledige kapasiteten kan legge til rette for en
konvertering fra fossilt (oljefyr + elbil) til fornybart energibruk. En slik konvertering kan gi en
klimagevinst tilsvarende en verdi på 1,6 milliarder kroner.
I Tabell 4.1 har vi oppsummert de beregnede merverdiene målt ved nåverdier. Det må
understrekes at vi ikke har gjort en vurdering av sannsynligheten for at verdiene i tabellen vil
materialisere seg. Men uten de nettforsterkningene som nettutbyggingsplanene sikrer, vil det bli
lagt langvarige begrensninger på landsdelens fremtidige muligheter for vekst og utvikling.
13
1,2 mill tonn/3,5 TWh = 343 tonn per GWh. Utslippsestimatet er basert på konsesjonssøknaden til Kårstø gasskraftverk.
Side 33
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Tabell 4.1: Verdi av mulig økt overføringsbehov etter 2020
Kostnads- og nytteelementer
Nåverdi 2012*
Kommentar
Kraftproduksjon
2,9
Potensial for ytterligere 2,7 TWh vannkraft
Klimaeffekt oljefyr + elbil
1,6
Basert på tiltakskost fra Klimakur
Klimaeffekt petroleum
Modernisering eller nybygg til knyttet
petroleumvirksomheter
+
Totalt
4,5
Kilde: THEMA Consulting Group
4.2.10 Oppsummering
Som tidligere beskrevet, utgjør reinvesteringer rundt 38 prosent av de samlede investeringene i
regionen, og vi legger til grunn at disse investeringene er samfunnsøkonomisk lønnsomme. Som
vi har gjort rede for i den nasjonale rapporten, er betalingsviljen for å opprettholde et nett svært
høy og antagelig mange ganger høyere enn kostnadene knyttet til reinvesteringer. Det er derfor
ikke nødvendig at øvrige nytteeffekter overstiger mer enn de økte kostnadene knyttet til utvidelser
av kapasiteten. Dermed gjenstår det å regne samfunnsnytten av de resterende 62 prosentene –
tilsvarende 11,3 milliarder kroner i nåverdi og 1,5 milliarder i økte driftskostnader.
Figur 4.8 oppsummerer de kostnads- og nytteelementene vi har gjennomgått i dette kapitlet
knyttet til nyinvesteringer i nettanlegg.
Figur 4.8: Oppsummering av kostnads- og nytteelementer knyttet til reinvesteringer (Milliarder kroner 2012)
14
Nytte
Kostnader
12
4,6
10,7
Milliarder kroner (Nåverdi – 2012)
10
8
6,9
6
N/A
N/A
4
2
4,6
0
-2
-4
7,4
-6
-8
-10
-1,5
-12
-11,3
N/A
-14
Nyinvesteringer
Drift
Naturinngrep
Forsynings- Produksjon Nytt forbruk Velfungerende Effektiv drift Reduserte
sikkerhet
marked
klimautslipp
(mellomlandsforbindelser)
Totalt
Kilde: THEMA Consulting Group
I tillegg til verdiene som er verdsatte for perioden fram mot 2020 vil ledig kapasitet, som tidligere
vist, også etter 2020 ha en potensiell verdi. Denne er estimert til 4,5 milliarder (se tabell 4.1)
kroner i nåverdi og vil komme i tillegg til verdiene som er oppgitt i tabellen over.
Ikke verdsatte elementer:
14
Avkastningskrav er satt til 7 prosent reelt i beregningene av verdi av ny fornybar energi. Ved beregning av nåverdien av nye og
eksisterende mellomlandsforbindelser benyttes Statnetts avkastningskrav på 5 prosent. I de øvrige beregninger er benyttet et
avkastningskrav på 4 %. Å bruke differensierte avkastningskrav er i tråd med anbefalingen i NOU 2012: 16 “Samfunnsøkonomiske
analyser”
Side 34
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest

Kostnader knyttet til naturinngrep

Mindre prisvolatilitet, mindre områdeprisforskjeller og mer effektiv konkurranse

Endringer i nettap

Andre systemeffekter
Alle nytteelementene er ikke verdsatt. Vi kan likevel med utgangpunkt i Figur 4.8 fastslå at nytteeffektene i Region vest potensielt sett er store. Vi ser at de verdsatte nytteeffektene, som er
avhengig av nett for å bli realisert, balanserer godt med kostnadene knyttet til utvidelse av
kapasiteten i nettet i Region vest med god margin. I tillegg kommer en rekke nytteelementer som
ikke er verdsatt.
Som påpekt har vi ikke verdsatt kostnader knyttet til naturinngrep. For noen prosjekter er det
snakk om nye ledninger på sentralnettsnivå, som delvis trenger nye traseer gjennom sårbare
områder, er det ikke uten videre enkelt å trekke konklusjoner om den samlede økonomiske lønnsomheten av nettutbyggingen før en har gjennomført konsekvensanalysene knyttet til naturinngrep. Vår vurdering er likevel at de negative virkningene av naturinngrepene knyttet til å sikre
landsdelen en tilfredsstillende infrastruktur, må være betydelige før den samfunnsøkonomiske
lønnsomheten av utbyggingsplanene blir ulønnsomme.
4.3 Kan man risikere ubalanse mellom behov og nettutbygging?
Planen for nettutbygging som er beskrevet tidligere er relatert til behovene for økt nettkapasitet i
Region vest. Beregningene i forrige kapittel viser også at det vil være lønnsomt å oppfylle behovet
for nett i regionen.
Verdien av nettinvesteringer kan også illustreres ved å beskrive hva som skjer dersom planen av
ulike grunner ikke realiseres eller forsinkes. Noen årsaker til at nettinvesteringer ikke bygges i
forhold til planen kan for eksempel være motstand fra ulike interessegrupper, forsinkelser i
konsesjonsbehandlingen, færre og mer kortvarige utkoblingsvinduer under utbyggingen eller
kapasitetsbegrensninger i leverandørmarkedet. Det er langt fra usannsynlig at gjennomføringen
av planen kan bli forsinket – det er mange eksempler på at linjebygging har blitt forsinket de
senere årene. Slike forsinkelser kan føre til at verdiskaping ikke realiseres (tapte muligheter), for
eksempel ved at forsyningssikkerheten i Bergen og Stavanger forverres ytterligere, at behov for
økt kraft i petroleum og industri ikke kan møtes og at lønnsomme kraftutbygginger ikke blir
realisert.
Behovet for nett frem mot 2020 kan også reduseres for eksempel ved at utbygging av ny fornybar
kraft i Region vest blir betydelig lavere enn forventet. Selv om sannsynligheten vurderes som lav,
særlig siden en så stor andel av potensialet i regionen er vannkraft, kan det ikke utelukkes. Det er
derfor også av interesse å illustrere risikoen for at man investerer mer i nettkapasitet enn det
behovet tilsier (overinvestering). Det er også prinsipielt sett mulig at informasjonen om lavere
behov kommer tidsnok til at nettinvesteringer stanses eller utsettes (sparte kostnader).
De ulike tenkte tilfellene som er beskrevet over er illustrert i Figur 4.9. Ved utbygging av nett vil
man ønske å oppnå en balanse mellom behov for nettkapasitet og faktiske nettinvesteringer – en
balansert utvikling.
Side 35
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Figur 4.9: Alternative balanser mellom behov og utbygging av nett
Stort behov for
mer nettkapasitet
Balansert utvikling =
Høy verdiskaping
Tapte
muligheter
Lønnsom
utbygging
Moderate
nettinvesteringer
Store
nettinvesteringer
Sparte
kostnader
Overinvestering
Lite behov for mer
nettkapasitet
Kilde: THEMA Consulting Group
For å illustrere verdiskapingskonsekvensene har vi tatt utgangspunkt i hvorvidt prosjektene som
per nå ikke er under bygging blir forsinket i 20 år fra planlagt realisering. Den horisontale aksen
fanger opp investeringsomfanget de neste 10-15 årene. På høyre side av figuren er alle
nettinvesteringer i Region vest realisert i henhold til plan. Disse er nærmere beskrevet i kapittel
4.2. På venstre side av figuren over vil deler av nytteeffektene ikke realiseres på grunn av at
følgende prosjekter blir utsatt eller forsinket:

Modalen – Mongstad - Kollsnes

Lyse-Stølaheia

Økt kapasitet over Sognefjorden (Sogndal-Aurland)

Evanger-Samnanger

Samnanger-Sauda

Indre Sogn
Figur 4.10 oppsummerer kvantifiserte alternative balanser for nettutvikling. Sparte kostnader er
ikke et aktuelt utfall basert på de identifiserte behovene knyttet til forsyningssikkerhet. Alle beløp
er oppgitt i nåverdier (2012) med relevant reelt avkastningskrav.
Først vil vi sammenligne de to tilfellene øverst i figuren. Lønnsom utbygging representerer tilfellet
der alle prosjektene som beskrevet i Tabell 3.1 blir realisert som planlagt, mens tapte muligheter
er et tenkt tilfelle der prosjektene i listen over av en eller annen grunn blir utsatt i 20 år fra planlagt
realiseringstidspunkt:

Side 36
I Lønnsom utbygging får vi en utvikling der en realisering av de foreliggende nettprosjektene fram til 2020 balanserer godt med de behovene som ligger til grunn for
planene. Verdiskapingen knyttet til realisering av de planlagte nettiltakene i Region vest er
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
beskrevet i kapittel 4.2. Summen av kvantifiserte kostnads- og nytteeffektene gir en
samfunnsøkonomisk nåverdi på vel 10,7 milliarder kroner.

Tapte muligheter blir resultatet dersom de planlagte sentralnettsprosjektene blir utsatt i 20
år, noe som påvirker en rekke nytteelementer negativt. Først og fremst vil begrensninger
på nytt forbruk svekke forsyningssikkerheten ytterligere i Bergen- og Stavangerregionen og
gi samfunnsøkonomiske tap fordi petroleumssektoren ikke kan øke sitt forbruk i
Nordhordaland. Det er mulig å anta at det økte forbruket til Troll A ikke kan realiseres.
Utbygging av vannkraft i regionen er også antatt å bli noe redusert. De beregnede
nytteverdiene i dette scenarioet der kun deler av nettplanen blir realisert, er beregnet til 3,3
milliarder kroner. Nytteverdier knyttet til ledig kapasitet i sentralnettet etter 2020 vil ikke
kunne realiseres.
Videre vil vi vurdere en situasjon der alle de planlagte investeringene gjennomføres, men noe av
behovet for nett faller bort.
Det vil si en situasjon der det identifiserte behovet for
sentralnettsinvesteringene i regionen reduseres betydelig sammenlignet med hva vi har lagt til
grunn.

Overinvestering kan oppstå dersom investeringer i ny produksjon begrenses og at behovet
for sentralnett dermed reduseres. Dette kan skje dersom elsertifikatordningen ikke er
tilstrekkelig til at prosjektene blir lønnsomme, eller at noe ny produksjon forsinkes/ hindres
av kapasitetsmangel eller tilgjengelighet i regional- og distribusjonsnett. Dersom
investeringsnivået i ny kraftproduksjon reduseres med 50 prosent sammenlignet med hva
vi har som basisscenario for regionen, vil nåverdien for Overinvestering være nesten 8,3
milliarder, med våre forutsetninger om bortfall av potensiell produksjon. I et
Overinvestering-utfall beholdes merverdien for forsyningssikkerhet for det eksisterende
forbruket som utgjør den største andelen av nytteeffektene. I tillegg er verdien av ledig
kapasitet fortsatt relevant.
Figur 4.10: Alternative balanser mellom behov og utbygging av nett i Region vest. Milliarder kroner (2012)
Stort behov for
mer nettkapasitet
Tapte muligheter
Nyinvesteringer
Driftskostnader:
Klima:
Ny produksjon:
Bet. vilje nytt forbruk
-8,5
-1,1
2,8
4,0
6,1
Lønnsom utbygging
Nyinvesteringer
Driftskostnader:
Klima:
Ny produksjon:
Bet. vilje nytt forbruk
Forsyningssikkerhet:
3,3 mrd. NOK
-11,3
-1,5
4,6
4,6
6,9
7,4
10,7 mrd. + verdi ledig kapasitet
Moderate
nettinvesteringer
Store
nettinvesteringer
Sparte kostnader
Ikke et aktuelt
utgangspunkt
basert på de
identifiserte
behovene
Overinvestering
Nyinvesteringer
Driftskostnader:
Klima:
Ny produksjon:
Bet. vilje nytt forbruk
Forsyningssikkerhet:
Lite behov for mer
nettkapasitet
-11,3
-1,5
4,5
2,3
6,9
7,4
8,3 mrd. + verdi ledig kapasitet
Kilde: THEMA Consulting Group
Side 37
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Gjennomgangen viser at nettutbyggingsplanene for Region vest legger til rette for å gjennomføre
mange økonomisk lønnsomme prosjekter i produksjon, samt dekker forventet økt etterspørsel
etter kraft fra alminnelig forsyning og petroleumsinstallasjonene i regionen. Den forventede
nåverdien av nettprosjektene er vesentlig høyere enn nåverdien av de økte kapital- og driftskostnadene som nettutbyggingen fører med seg. De verdsatte elementene summerer seg til en
samfunnsøkonomisk netto nåverdi på vel 10,7 milliarder kroner. I tillegg vil utbyggingsplanen ha
flere andre positive systemeffekter både i regionen og utenfor, som ikke er verdsatt.
Driverne for nettbehovet i Region vest er i all hovedsak basert på behov det er knyttet lav
usikkerhet til, som for eksempel behov for å bedre forsyningssikkerheten og den underliggende
økningen i forbruket innen alminnelig forsyning. Økt etterspørsel til Trollfeltet er også basert på
investeringer som er besluttet og som bygger på dokumenterte behov. Det er noe usikkerhet
knyttet til omfanget av investeringer i fornybar energi, men i og med at en stor andel av de
rimeligste vannkraftressursene finnes i Hordaland og Sogn og Fjordane, anser vi sannsynligheten
for at det blir realisert noe ny produksjon innen 2020 for høy. Basert på dette synes den
foreliggende utbyggingsplanen å være robust.
4.4 Investeringer i kraftsystemet gir ringvirkninger
Samlede investeringer nett og produksjon for Region vest er estimert til å utgjøre i overkant av 47
milliarder kroner. Figur 4.11 viser forventede investeringer frem til 2020 fordelt på nett og vann- og
vindkraftproduksjon.
Figur 4.11: Forventede investeringer i nett og produksjon i perioden 2012-2020 i Region vest
7 000
6 000
MNOK
Investeringer i vindkraft m.m.
Investering i vannkraft
Investering i nett
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde: Statnetts oppdaterte investeringsplan 2012, RKSUer for Region vest, NVE konsesjonsdatabase, THEMA
Consulting Group
4.4.1
Verdiskaping følger av investeringer i kraftsystemet
I investeringsfasen vil utbyggerne kjøpe inn varer og tjenester til utbyggingsprosjektene som gir
økonomisk aktivitet i leverandørbedriftene. I tillegg engasjeres ressurser i egne selskaper. En del
av leveransene kjøpes inn fra utlandet, mens kjøpene i Norge fordeles mellom lokale, regionale
og nasjonale leverandørbedrifter. Fordelingen varierer fra prosjekt til prosjekt og fra landsdel til
landsdel. Likevel går det an å gjøre anslag basert på erfaringstall.
Side 38
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Figur 4.12 viser hvordan investeringene i produksjon- og nettanlegg i løpet av perioden bidrar til
verdiskaping15 hos regionale og øvrige nasjonale leverandørbedrifter. Med regionale bedrifter
menes bedrifter som er lokalisert i de fylkene som nett- og produksjonsanleggene ligger i, mens
de nasjonale fanger opp de resterende leverandørbedriftene. Våre tall viser at om lag 27 prosent
av de norske leveransene leveres av leverandører lokalisert i regionen til de aktuelle prosjektene,
mens 73 prosent av leveransene leveres av leverandører lokalisert i resten av landet. Den sterke
oppgangen fra 2018 skyldes at investeringsomfanget øker sterkt mot slutten av perioden. Det må
understrekes at figuren ikke viser endringene i forhold til den verdiskapingen som leverandørbedriftene nyter godt av knyttet til det investeringsnivået som vi har hatt de siste årene.
Figur 4.12: Investeringenes bidrag til nasjonal og regional verdiskaping hos norske leverandørbedrifter, 2012 –
2020 i Region vest
MNOK
600
Regional verdiskaping
Øvrig nasjonal verdiskaping
500
400
300
200
100
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
Figur 4.13 viser årlig verdiskaping fra norske leverandørbedrifter knyttet til leveranser til henholdsvis investeringer i produksjon, distribusjon, regional, og sentralnett.
15
En bedrifts bidrag til verdiskaping, måles i nasjonalregnskapet ved hjelp av bedriftens bruttoprodukt. Bruttoproduktet er definert som
bedriftens produksjonsinntekter inklusiv eventuelle subsidier minus verdien av vareinnsats (råvarer, energiforbruk og andre
innsatsfaktorer eksklusiv arbeid og kapital). Bruttoproduktet anvendes til å avlønne arbeid, kapital og skatter til stat og kommune.
Side 39
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Figur 4.13: Årlig verdiskaping i leverandørbedrifter knyttet til leveranser av varer og tjenester fordelt på ulike
investeringskategorier, 2012 -2020. Millioner kroner (2012)
450
Årlig verdiskaping (MNOK)
400
350
Produksjonselskaps underleverandører
Sentralnettselskaps underleverandører
Regionalnettselskaps underleverandører
Distribusjonsnettselskaps underleverandører
300
250
200
150
100
50
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
Etter at investeringene er foretatt og anleggene settes i drift øker omsetningen i energiselskapene. Det skaper økt verdiskaping i kraft- og nettselskapene som dels anvendes til å betale
kapitaleierne (både eiere og långivere), arbeidskraften som benyttes for å betjene de nye
anleggene, samt skatter og avgifter. I tillegg kommer verdiskapingen som genereres hos energiselskapenes underleverandører som følge av innkjøp av varer og tjenester i driftsfasen. Figur
4.14 viser hvordan verdiskapingen kan komme til å øke i perioden 2012 – 2020 etter hvert som
anleggene tas i bruk. Figuren viser verdiskapingsbidragene knyttet til både produksjonsanlegg og
nettanlegg, samt hos de respektive energiselskapenes underleverandører. Verdiskapingen i
produksjonsanleggene bygger på en forutsetning om en samlet kraft og sertifikatpris på 60 øre
/kWh.
Figur 4.14: Økt verdiskaping knyttet til drift av utbygde anlegg i Region vest 2012 – 2020. Millioner kroner
(2012)
3 000
Årlig verdiskaping (MNOK)
2 500
Produksjonsselskap
Sentralnettsselskap
Regionalnettsselskap
Distribusjonsnettsselskap
Underleverandører
2 000
1 500
1 000
500
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
Side 40
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
4.4.2
Økt sysselsetting som følge av investeringer i kraftsystemet
De planlagte investeringene skaper direkte sysselsettingsvirkninger i energiselskapene selv og
deres underleverandører. I energiselskapene sysselsettes deler av de ansatte ved at de
engasjeres i planleggingen og gjennomføringen av prosjektene, samtidig som energiselskapenes
innkjøp av varer og tjenester bidrar til sysselsetting i leverandørindustrien.
Investeringene vil også bidra med indirekte sysselsetting gjennom såkalte kryssløps- og konsumvirkninger. Indirekte kryssløpsvirkninger påløper som følge av at bedriftene genererer et behov for
sysselsetting og innsatsvarer hos sine underleverandører. I sin tur vil disse underleverandørene
generere økte leveranser fra sine underleverandører igjen osv. i en uendelig rekke. Alle de som
jobber med byggingen har også et behov for varer og tjenester som mat og klær, helsetjenester,
etc. Etterspørselen øker, og det blir behov for arbeidskraft i samfunnet forøvrig. Denne siste
effekten omtales som indirekte konsumvirkninger. Figur 4.15 viser direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger knyttet til bygging av nye produksjons- og nettanlegg i Region vest for perioden
2012 til 2020. Disse virkningene utgjør i løpet av perioden i overkant 4000 årsverk årlig i gjennomsnitt. Forventet sysselsetting er relativt jevnt fordelt mellom årsverkene energiselskapene og
deres underleverandører sysselsetter selv og sysselsettingen som følger av investeringenes ringvirkninger.
Figur 4.15: Direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger av investeringer i nett- og produksjonsanlegg målt i
antall årsverk, 2012 – 2020.
Årsverk
6 000
Indirekte sysselsetting
Direkte sysselsetting
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
Figur 4.16 viser antall sysselsatte årsverk i energiselskapene selv og deres underleverandører
som kan knyttes til drift og vedlikehold av nye anlegg bygget ut i perioden 2012-2020. I slutten av
perioden sysselsettes ca. 1350 årsverk, jevnt fordelt på direkte og indirekte virkninger. Som
figurene illustrerer er mesteparten av den økte sysselsettingen knyttet til investeringsfasen. Dette
indikerer at mye av sysselsettingen som følger i kjølvannet av de betydelige investeringene vil gå
over til andre sektorer etter hvert som anleggene er ferdigstilt og satt i drift. Økningen i antall
årsverk som er knyttet til drift og vedlikehold av de nye anleggene forventes imidlertid å vedvare.
Side 41
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
Figur 4.16: Direkte og indirekte sysselsettingseffekter målt i antall årsverk knyttet til anlegg som settes i drift i
Region vest, 2012 – 2020.
Årsverk
1 600
1 400
Indirekte sysselsetting
Direkte sysselsetting
1 200
1 000
800
600
400
200
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
Side 42
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-30 På nett med framtida – Region vest
REFERANSER
Lutelandet.no, 2012: http://lutelandet.no/norsk/prosjekt/
BKK Nett (2012): Regional kraftsystemutredning for BKK-området 2012-2020. Hovedrapport
(offentlig)
BKK m.fl (2011): Systemutredning av sentralnettet i Vesltandsregionen. Arbeidsgrupperapport fra
BKK Nett, SKL Nett, SFE Nett, Tafjord Kraftnett og Statnett.
BKK (2010): Konsesjonssøknad Modalen-Mongstad
Lyse (2012): Regional kraftsystemutredning for Sør-Rogaland 2012-2020. Hovedrapport
(offentlig)
Meld.st.14 (2011-2012): Vi bygger Norge – om utbygging av strømnettet. Olje- og
energidepartementet
NVE (2011): Driften av sentralnettet 2011. NVE rapport 21-2012
NVE (2011): Avanserte måle- og styringssystemer. Høringsdokumenter februar 2011.
OED (2011): Konsesjonsvedtak Ørskog-Fardal
OED (2012): Konsesjonsvedtak Kollsnes-Mongstad
SFE Nett (2012): Regional kraftsystemutgreiing for Sogn og Fjordane 2012-2020. Hovedrapport
(offentlig)
SKL Nett (2012): Regional kraftsystemutgreiing for Sunnhordaland og Nord-Rogaland 2012-2020.
Hovedrapport (offentlig)
Statnett (2011a): Statnetts nettuviklingsplan
Statnett (2011b): Områder med redusert driftssikkerhet i sentralnettet
Statnett (2012a): Statnetts oppdaterte investeringsplan for 2012
Statnett (2012b): Systemdrifts- og markedsutviklingsplan
Statnett (2012c): Notat: mulige tilknytningspunkter på land ved elektrifisering av Utsirahøyden
Statnett.no (2012): Faktainformasjon om nettprosjekter
Statoil (2012): Utsirahøyden elektrifiseringsprosjekt – etablering av infrastruktur for kraft til felt på
Utsirahøyden
THEMA Consulting Group (2011): Nett og verdiskaping. THEMA rappport 2011-5. Utarbeidet for
Energi Norge
Total AS, Petoro, Statoil (2012) Konsesjonssøknad for ny vekselstrømskabel på Kollsnes for drift
av Hild (Martin Linge)
UNFCCC (2009): Report of the Conference of the Parties on its fifteenth session, held in
Copenhagen 7 to 19 December 2009
Side 43
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no