Transcript Regional KSU 2012 Hovedrapport - Område 21

Kraftsystemutredning
for Troms
2012-2021
Troms Kraft Nett AS
Troms 1. juni 2012
Forord
Troms Kraft Nett har utarbeidet den andre
kraftsystemutredningen etter at forskrift om
energiutredninger ble gjort gjeldende 1.1.2003.
Utredningen har en tidshorisont på 10 år, dvs. fra 2012
til 2021.
Fornybar energi, i form av vindkraft, har gjort sitt
inntog i fylket. I neste 10-års periode er det planlagt
utbygging av 607 MW vindkraft i utredningsområdet.
Dette stiller store krav til så vel stasjonære som
dynamiske elektrotekniske kvalitetsforhold. I tillegg er
Troms utpekt som landets beste område for utvinning
av tidevannskraft, og det er allerede meldt inn
tidevannskraftverk i Rystraumen og Kvalsundet. Dette
betyr at det ikke lengre bare er forbrukersiden som er
med på å dimensjonere kraftsystemet vårt.
Kraftsystemutvalg i Troms har bistått
utredningsansvarlig med kraftsystemutredningen og
har hatt møter etter behov
Utredningen dekker Midt – Troms og Nord – Troms,
også omtalt som utredningsområde 21.
TKN har utført en tilleggsutredning med hensyn til
integrasjon av vindkraft i Troms-nettet. Utredningen
omhandler også en tariffvurdering for de største
aktørene i utredningsområdet.
Arvid Åsmo
utredningsansvarlig
Tromsø 1. juni 2012
II
Utredningsområdet omfatter
midtre og nordre Troms, samt
Kautokeino kommune i Finnmark
Innholdsfortegnelse
1 INNLEDNING
1
2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN
2
2.1 UTREDNINGSOMRÅDET OG DELTAKERE I UTREDNINGSPROSESSEN .................................... 2
2.1.1
2.1.2
Kommuner og befolkning i utredningsområdet.............................................. 3
Deltakere i prosessen ...................................................................................... 4
2.2 SAMORDNING MED TILGRENSENDE UTREDNINGSOMRÅDER................................................ 4
2.3 SAMORDNING MOT KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER .................................. 5
3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET
6
3.1 MÅL FOR DET FREMTIDIGE KRAFTSYSTEMET ..................................................................... 6
3.1.1
3.1.2
3.1.3
3.1.4
3.1.5
3.1.6
Leveringskvalitet ............................................................................................ 7
Beredskap. ...................................................................................................... 8
Nettap ............................................................................................................. 8
Generelle miljøkrav ........................................................................................ 8
Verneområder ................................................................................................. 9
Utredninger................................................................................................... 10
3.2 UTREDNINGENS AMBISJONSNIVÅ OG TIDSHORISONT......................................................... 11
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
Tidshorisont .................................................................................................. 11
Ambisjonsnivå .............................................................................................. 11
Revisjon ........................................................................................................ 11
Disposisjon ................................................................................................... 11
3.3 ØKONOMISKE FORUTSETNINGER ....................................................................................... 11
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.3.4
3.3.5
3.3.6
3.3.7
3.3.8
3.3.9
3.3.10
Investeringskostnader ................................................................................... 11
Anleggsbidrag .............................................................................................. 12
Økonomisk levetid ....................................................................................... 12
Analyseperiode ............................................................................................. 12
Kalkulasjonsrente ......................................................................................... 13
Kostnad for tap ............................................................................................. 13
Kunders kostnader ved avbrudd ................................................................... 13
Netteiers kostnad ved feil ............................................................................. 14
Drift- og vedlikeholdskostnader ................................................................... 14
Nytte og kostnadsberegninger (beregningsmetodikk) .................................. 14
3.4 TEKNISKE FORUTSETNINGER.............................................................................................. 14
3.4.1
3.4.2
3.4.3
3.4.4
3.4.5
3.4.6
3.4.7
3.4.8
3.4.9
3.4.10
3.4.11
3.4.12
Lastprognose ................................................................................................ 14
Termisk grenselast ........................................................................................ 15
Spenningsgrenser.......................................................................................... 16
Valg av spenningsnivå.................................................................................. 16
Dimensjonerende belastning ........................................................................ 16
Temperaturkorrigering av effekt .................................................................. 17
Temperaturkorrigering av energi .................................................................. 17
Produksjonsprofiler ...................................................................................... 18
Brukstid for tap............................................................................................. 18
Reaktiv effekt ............................................................................................... 18
Estetiske og miljømessige restriksjoner ....................................................... 19
Luftledning kontra kabel .............................................................................. 19
3.5 SÆREGNE FORHOLD INNEN UTREDNINGSOMRÅDET .......................................................... 19
3.5.1
3.5.2
3.5.3
3.5.4
3.5.5
Forbrukstyngdepunkt.................................................................................... 19
Kraftproduksjon............................................................................................ 19
Klima ............................................................................................................ 19
Utbygging og drift av nettet ......................................................................... 20
Spesielle krav til leveringspålitelighet.......................................................... 20
III
3.5.6
3.5.7
3.5.8
Befolkning/Areal .......................................................................................... 20
Historiske forhold og tradisjoner av betydning for energisystemet.............. 21
Stabilitetsforhold .......................................................................................... 22
4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM
23
4.1 ENERGISAMMENSETNINGEN I UTREDNINGSOMRÅDET....................................................... 23
4.1.1
4.1.2
4.1.3
Alternative energikilder ................................................................................ 23
Stasjonær energibruk for ulike energibærere................................................ 25
Oppsummering av de lokale energiutredningene ......................................... 26
4.2 GENERELL BESKRIVELSE AV OVERFØRINGSNETTET ......................................................... 27
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.2.4
Utbygging av kraftsystemet.......................................................................... 27
Drift av kraftsystemet ................................................................................... 27
Overføringskapasitet .................................................................................... 28
Aktiv og reaktiv effektutveksling i utvekslingspunkter ............................... 29
4.3 BELASTNINGSDATA ............................................................................................................. 29
4.3.1
4.3.2
Energiforbruk ............................................................................................... 30
Effektuttak .................................................................................................... 32
4.4 PRODUKSJONSDATA ............................................................................................................ 35
4.4.1
4.4.2
4.4.3
4.4.4
Energiproduksjon ......................................................................................... 36
Maksimal vinterytelse .................................................................................. 36
Dagens produksjonsanlegg fordelt på nettnivå ............................................. 37
Kondensatorbatteri ....................................................................................... 37
4.5 KRAFTBALANSE................................................................................................................... 37
4.5.1
4.5.2
Energi ........................................................................................................... 37
Effekt ............................................................................................................ 39
4.6 DRIFTSFORHOLD AV BETYDNING FOR UTNYTTELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM.............. 41
4.6.1
4.6.2
4.6.3
4.6.4
4.6.5
4.6.6
4.6.7
4.6.8
4.6.9
Nettets tilstand. ............................................................................................. 41
Flaskehalser i nettet ...................................................................................... 44
Spenning og kompensering. ......................................................................... 44
Tap ................................................................................................................ 44
Nettvern ........................................................................................................ 46
Komponentsvikt ........................................................................................... 46
Kortslutningsforhold .................................................................................... 46
Revisjonsintervall ......................................................................................... 46
Driftssentraler i utredningsområdet .............................................................. 46
4.7 OVERFØRINGSTARIFF/INNTEKTSRAMME INNEN UTREDNINGSOMRÅDET ......................... 47
4.7.1
4.7.2
Utvikling i overføringstariff ......................................................................... 47
Prognosert inntektsramme for år 2010 ......................................................... 49
4.8 LEVERINGSKVALITET OG FORSYNINGSSIKKERHET ........................................................... 50
4.8.1
4.8.2
4.8.3
4.8.4
4.8.5
4.8.6
Spenningsforhold.......................................................................................... 50
Mekaniske forhold ........................................................................................ 50
Leveringspålitelighet .................................................................................... 50
Faktisk ikke levert energi ............................................................................. 52
Kvalitetskontroll ........................................................................................... 53
Forsyningssikkerheten i området.................................................................. 55
4.9 GJENNOMFØRTE ENDRINGER I ANLEGG ............................................................................. 55
5 FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD
56
5.1 BELASTNINGSDATA ............................................................................................................. 56
5.1.1
5.1.2
Prognosert energiforbruk .............................................................................. 57
Prognosert effektuttak .................................................................................. 58
5.2 PRODUKSJONSDATA ............................................................................................................ 59
5.2.1
5.2.2
5.2.3
Planlagte produksjonsanlegg for alternativ energi ....................................... 60
Prognosert energiproduksjon ........................................................................ 63
Prognosert effektproduksjon ........................................................................ 64
5.3 KRAFTBALANSE................................................................................................................... 64
IV
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
Scenarioutvikling.......................................................................................... 64
Prognosert energibalanse .............................................................................. 67
Prognosert effektbalanse .............................................................................. 71
Utvikling i kraftbalansen målt mot sentralnett ............................................. 74
5.4 NETTANALYSER OVER FREMTIDIG UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET ............................... 78
5.4.1
5.4.2
5.4.3
5.4.4
Lav Vekst – tung og lettlast .......................................................................... 79
Vekst og Handel – tung og lettlast (Raudfjell mater mot Finnfjordbotn)..... 80
Vekst og Handel – tung og lettlast (Raudfjell mater mot Meistervik) ......... 81
Sammendrag fra tilleggsutredninger til KSU 2005-2014 ............................. 82
6 TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV
83
6.1 SANERING AV BESTÅENDE ANLEGG .................................................................................... 83
6.2 NYANLEGG OG OPPGRADERING AV EKSISTERENDE ANLEGG ............................................ 83
6.2.1
6.2.2
6.2.3
Nettutbygging på grunn av planlagte produksjonsanlegg ............................ 83
Trafokapasitet mot sentralnettet ................................................................... 84
Kost/nytte av utbyggingsprosjekter .............................................................. 84
6.3 KOSTNADER VED LANGSIKTIG UTVIKLING AV NETTSYSTEMET ........................................ 84
LITTERATURHENVISNINGER
85
V
Tabelliste
TABELL 2-1 HISTORISK BEFOLKNINGSUTVIKLING MED FREMSKRIVING ................................................................. 4
TABELL 2-2 KRAFTSYSTEMUTVALGET................................................................................................................. 4
TABELL 3-1 ØKONOMISK LEVETID FOR KOMPONENTER I KRAFTSYSTEMET ......................................................... 12
TABELL 3-2 KILE – KOSTNADER FOR ULIKE KUNDEGRUPPER ............................................................................. 13
TABELL 3-3 SPENNINGSGRENSER I REGIONALNETTET......................................................................................... 16
TABELL 3-4 DIMENSJONERENDE UTETEMPERATUR REFERERT TROMSØ .............................................................. 17
TABELL 3-5 GRADDAGSTALL ............................................................................................................................ 18
TABELL 4-1 TRAFOKAPASITETER I UTREDNINGSOMRÅDET ................................................................................. 28
TABELL 4-2 INTERVALLER I DAGENS BFK I UTREDNINGSOMRÅDET ................................................................... 46
TABELL 4-3 INNTEKTSRAMME FOR NETTEIERE I UTREDNINGSOMRÅDET ............................................................. 49
TABELL 4-4 ILE PER NETTNIVÅ OG KUNDEGRUPPE FOR TKN ............................................................................. 52
Figurliste
FIGUR 2-1 UTREDNINGSOMRÅDET ....................................................................................................................... 2
FIGUR 2-2 UTREDNINGSOMRÅDET BESTÅR AV 19 KOMMUNER ............................................................................. 3
FIGUR 3-1 NASJONALPARKER (BLÅ) OG LANDSKAPSVERNOMRÅDER (GRØNN) ...................................................... 9
FIGUR 3-2 PRODUKSJONSPROFIL FOR NOEN PRODUKSJONSANLEGG..................................................................... 18
FIGUR 3-3 KOMMUNEVIS BEFOLKNINGSTETTHET OG LANDAREAL ...................................................................... 20
FIGUR 3-4 KOMMUNEVIS BEFOLKNINGSTETTHET I TETTSTEDER ......................................................................... 21
FIGUR 3-5 NESEKURVE VED OPPRAMPING AV VINDKRAFTVERK I TROMS (FAKKEN) ............................................ 22
FIGUR 4-1 HISTORISK PRODUKSJON AV ALTERNATIV ENERGI FRA KJENTE PRODUKSJONSANLEGG ........................ 25
FIGUR 4-2 ENERGIFORBRUK PER INNBYGGER OG ENERGIBÆRER I TKNS KONSESJONSOMRÅDE [1] ...................... 26
FIGUR 4-3 ENERGIFORBRUK PER INNBYGGER OG ENERGIBÆRER I YMBERS KONSESJONSOMRÅDE [1] ................ 26
FIGUR 4-4 REGIONALNETTET DELES INN I SEKS HOVEDOMRÅDER ....................................................................... 28
FIGUR 4-5 GEOGRAFISK FORDELING AV ENERGIFORBRUKET I UTREDNINGSOMRÅDET ......................................... 30
FIGUR 4-6 HISTORISK UTVIKLING I ELEKTRISK ENERGIFORBRUK I UTREDNINGSOMRÅDET ................................... 31
FIGUR 4-7 GJENNOMSNITTLIG ENERGIFORDELING FOR ALMINNELIG FORSYNING ................................................. 32
FIGUR 4-8 HISTORISK ENERGIUTVIKLING INNEN HOVEDGRUPPENE AV LASTKATEGORIER .................................... 32
FIGUR 4-9 GEOGRAFISK FORDELING AV EFFEKTUTTAKET ................................................................................... 33
FIGUR 4-10 HISTORISK UTVIKLING AV EFFEKTUTTAKET I UTREDNINGSOMRÅDET ............................................... 34
FIGUR 4-11 HISTORISK EFFEKTUTVIKLING INNEN HOVEDGRUPPENE AV LASTKATEGORIER .................................. 34
FIGUR 4-12 GRAFISK FREMSTILLING AV ENERGIPRODUKSJON I UTREDNINGSOMRÅDET ....................................... 36
FIGUR 4-13 UTVIKLINGEN AV MAKSIMAL VINTERYTELSE I UTREDNINGSOMRÅDET ............................................. 37
FIGUR 4-14 HISTORISK UTVIKLING AV ENERGIBALANSEN I UTREDNINGSOMRÅDET ............................................. 38
FIGUR 4-15 KRAFTBALANSE GEOGRAFISK FORDELT I UTREDNINGSOMRÅDET, GWH ........................................... 38
FIGUR 4-16 HISTORISK GEOGRAFISK KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH .................................................... 39
FIGUR 4-17 UTVIKLING AV EFFEKTBALANSEN I UTREDNINGSOMRÅDET .............................................................. 39
FIGUR 4-18 KRAFTBALANSEN GEOGRAFISK FORDELT I UTREDNINGSOMRÅDET, MW .......................................... 40
FIGUR 4-19 HISTORISK GEOGRAFISK KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW ..................................................... 40
FIGUR 4-20 ALDERSSAMMENSETNING FOR 132 KV LUFTLINJER ......................................................................... 41
FIGUR 4-21 ALDERSSAMMENSETNING FOR 66 KV LUFTLINJER ........................................................................... 42
FIGUR 4-22 ALDERSSAMMENSETNING FOR KABLER I UTREDNINGSOMRÅDET ...................................................... 43
FIGUR 4-23 ALDERSSAMMENSETNING FOR TRAFOER I UTREDNINGSOMRÅDET .................................................... 44
FIGUR 4-24 NETTAPENE VARIERER MED FORBRUKET ......................................................................................... 45
FIGUR 4-25 OVERSIKT OVER ENERGIFLYTEN I TKNS FORSYNINGSOMRÅDE ........................................................ 45
FIGUR 4-26 NETTLEIE HUSHOLDNING 20 000 KWH, EKSKL FORBRUKSAVGIFT OG MVA ....................................... 48
FIGUR 4-27 NETTLEIE NÆRING 160 MWH, U/MVA............................................................................................. 48
FIGUR 4-28 NETTLEIE NÆRING 1,6 GWH, U/MVA............................................................................................... 49
FIGUR 4-29 ANTALL AVBRUDD PER RAPPORTERINGSPUNKT ............................................................................... 50
FIGUR 4-30 AVBRUDDSTID PER RAPPORTERINGSPUNKT ..................................................................................... 51
FIGUR 4-31 HISTORISK UTVIKLING ILE PER KUNDEGRUPPE ............................................................................... 52
FIGUR 4-32 HISTORISK UTVIKLING ILE PER NETTNIVÅ ...................................................................................... 53
FIGUR 5-1 PROGNOSERT ENERGIUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO MAKSLAST ) ................... 57
FIGUR 5-2 PROGNOSERT ENERGIUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO MINLAST) ...................... 58
FIGUR 5-3 PROGNOSERT EFFEKTUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO MAKSLAST )................... 58
FIGUR 5-4 PROGNOSERT EFFEKTUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO MINLAST) ...................... 59
FIGUR 5-5 FREMTIDIGE PRODUKSJON FRA ALTERNATIVE ENERGIBÆRERE ........................................................... 62
FIGUR 5-6 GEOGRAFISK PLASSERING AV PLANLAGTE PRODUKSJONSANLEGG ...................................................... 63
FIGUR 5-7 PROGNOSERT ENERGIPRODUKSJON (PRODUKSJON- SCENARIO MAKSPROD )....................................... 63
VI
FIGUR 5-8 FREMSTILLING AV ULIKE SCENARIO .............................................................................................. 64
FIGUR 5-9 FREMSTILLING AV SCENARIOKRYSSET – PRODUKSJON OG LASTUTVIKLING ................................. 66
FIGUR 5-10 FREMSTILLING AV SCENARIOKRYSSET – UTVIKLING INFRASTRUKTUR ....................................... 67
FIGUR 5-8 PROGNOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- H LAST/H PROD ) ............ FEIL! BOKMERKE ER IKKE
DEFINERT.
FIGUR 5-9 PRONOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- H LAST/L PROD )............... FEIL! BOKMERKE ER IKKE
DEFINERT.
FIGUR 5-10 PRONOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- L LAST/H PROD )............. FEIL! BOKMERKE ER IKKE
DEFINERT.
FIGUR 5-11 PRONOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- L LAST/L PROD ) ............. FEIL! BOKMERKE ER IKKE
DEFINERT.
FIGUR 5-12 PROGNOSERT ENERGIBALANSE, OPPSUMMERING AV SCENARIER ............... FEIL! BOKMERKE ER IKKE
DEFINERT.
FIGUR 5-13 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- V&H) ......... FEIL! BOKMERKE ER IKKE DEFINERT.
FIGUR 5-14 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- H LAST/L PROD ) .......... FEIL! BOKMERKE ER IKKE
DEFINERT.
FIGUR 5-15 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- L LAST/H PROD ) .......... FEIL! BOKMERKE ER IKKE
DEFINERT.
FIGUR 5-16 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- L LAST/L PROD ) ........... FEIL! BOKMERKE ER IKKE
DEFINERT.
FIGUR 5-17 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE, OPPSUMMERING AV SCENARIER ............... FEIL! BOKMERKE ER IKKE
DEFINERT.
FIGUR 5-18 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- H LAST/H PROD ).............. 74
FIGUR 5-19 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- H LAST/L PROD ) .............. 74
FIGUR 5-20 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- L LAST/H PROD ) .............. 75
FIGUR 5-21 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- L LAST/L PROD ) .............. 75
FIGUR 5-22 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- H LAST/H PROD ) ............... 76
FIGUR 5-23 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- H LAST/L PROD ) ............... 76
FIGUR 5-24 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- L LAST/H PROD ) ............... 77
FIGUR 5-25 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- L LAST/L PROD ) ................ 77
FIGUR 6-1 FORVENTET KAPITALBEHOV I UTREDNINGSPERIODEN ........................................................................ 84
VII
1
INNLEDNING
I henhold til forskrift om energiutredninger § 2 har NVE utpekt Troms Kraft Nett AS (TKN)
som utredningsansvarlig selskap for utredningsområde Troms (utredningsområde 21).
• Sørge for at det utarbeides en samlet kraftsystemutredning for utredningsområde 21, som
omfatter forsyningsområdene til TKN og Ymber. Denne revideres hvert år.
• Samordne utredningen med konsesjonærene i overliggende og underliggende nettnivå og
innenfor eget utredningsområde og samarbeide med utredningsansvarlige for tilgrensende
utredningsområder (Hålogaland Kraft AS og Varanger Kraft AS)
• Uttale seg i forhold til oversendte anleggskonsesjonssøknader fra NVE som berører
utredningsområdet
• Inneha sekretariatsfunksjon for kraftsystemutvalget i området. Føre referat over
behandlingen i utvalget. Oversende godkjent referat til NVE til orientering innen en måned
etter at møtet er avholdt
• Holde NVE løpende orientert om utredningsarbeidet (skifte av kontaktperson,
adresseendringer, organisasjonsmessige endringer mm)
Utredningen viser hvilke forutsetninger og målsetninger som ligger til grunn for utviklingen av
regionalnettet i perioden 2012-2021. Utredningen beskriver også utviklingen av kraftsystemet i
utredningsområdet.
I tillegg til å være et sentralt grunnlag ved NVEs behandling av konsesjonssøknader, er
kraftsystemutredningen et viktig dokument for å vise nettutviklingen i utredningsområdet. Det
vektlegges å framskaffe enkle oversikter i utredningen, da en forventer større påtrykk fra media
mht. nettutvikling sett i lys av økte krav til strømleveransen. De største brukerne er representert
i kraftsystemutvalget og har dermed muligheten til å påvirke utformingen av framtidige
nettanlegg i utredningsområdet. Til sist er kraftsystemutredningen et viktig dokument for de
styrende organer i Troms Kraft og Ymber som underlag for investeringsbeslutninger.
Det presiseres at utredningen ikke er bindende, og innebærer ingen investeringsvedtak.
Utredningen er å betrakte som et tidsbilde i en kontinuerlig prosess. Endrede forutsetninger vil
derfor medføre at utredningen justeres.
2
BESKRIVELSE AV
UTREDNINGSPROSESSEN
2.1
Utredningsområdet og deltakere i
utredningsprosessen
Landet er inndelt i 19 utredningsområder inkludert sentralnettet,
som Statnett har ansvaret for. TKN er av NVE tildelt ansvaret
for utredningsområde 21: midtre og nordre del av Troms, samt
Kautokeino kommune i Finnmark. Utredningen omfatter
konsesjonspliktige anlegg på regionalnettsnivå, omfattende alt
66kV nett og mesteparten av 132kV nettet med tilhørende
produksjons- og transformeringsanlegg.
Administrerende direktør Arvid Åsmo er utredningsansvarlig for
utredningsområde 21.
Avdeling Nettplan i TKN har ansvaret for å utvikle
kraftsystemutredningen.
Sørdelen av fylket dekkes av Hålogaland Kraft AS, og er
underlagt utredningsområde 20 (nordre Nordland og SørTroms), hvor Hålogaland Kraft AS har utredningsansvaret.
Figur 2-1 Utredningsområdet
Produksjon og nett tilhørende Kvænangen Kraftverk A/S er ikke
tatt med i denne regionen, da Kvænangen kommune ifølge
regionsinndelingen til NVE skal legges til utredningsområde
Finnmark, hvor Varanger Kraft Nett AS er utredningsansvarlig.
Forskrift om energiutredninger legger opp til en todeling av det konsesjonærpålagte
utredningsarbeidet. Lokale energiutredninger skal utarbeides av områdekonsesjonærer
(nettselskaper) for hver kommune. Følgende selskap har områdekonsesjon i utredningsområdet:
• Troms Kraft Nett AS
• Ymber AS
I tillegg har Troms Kraft Varme AS fjernvarmekonsesjon.
Kapittel 2: Beskrivelse av utredningsprosessen.
Anleggskonsesjonærer skal bidra ved utarbeidelse av kraftsystemutredninger.
Følgende selskaper har anleggskonsesjoner på sentral og regionalnettsnivå i utredningsområdet:
• Troms Kraft Nett AS
• Ymber AS
• Finnfjord AS
• Statnett SF
• Statkraft SF
De fleste anlegg som faller inn under ordningen med kraftsystemutredning tilhører Ymber og
Troms Kraft Nett.
2.1.1
Kommuner og befolkning i utredningsområdet
Det etterfølgende kartutsnittet illustrerer utredningsområdets utstrekning, med alle kommuner
inntegnet.
Figur 2-2 Utredningsområdet består av 19 kommuner
Utredningsområdet er på kartet markert med oransje farge. Tilgrensende utredningsområde sør
for dette området er nordre Nordland og Sør – Troms, mens utredningsområde Finnmark er i
nord.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 3
Kapittel 2: Beskrivelse av utredningsprosessen.
Tabell 2-1 Historisk befolkningsutvikling med fremskriving
Befolkningsutvikling 1)
2002
2005
2008
2011
2012
2013
2016
2019
2021
1902 Tromsø
60524 62558 65286 68298 69179 70014 72208 74257 75570
1920 Lavangen
1050
1029
1010
1019
1016
1011
1005
996
992
1922 Bardu
3799
3874
3994
3984
3995
4029
4070
4110
4149
1923 Salangen
2303
2244
2169
2239
2250
2256
2281
2302
2322
1924 Målselv
6856
6658
6603
6506
6528
6552
6541
6527
6537
1925 Sørreisa
3298
3330
3312
3376
3402
3416
3461
3512
3546
1926 Dyrøy
1309
1288
1232
1225
1210
1192
1141
1113
1093
1927 Tranøy
1684
1632
1579
1547
1528
1519
1480
1448
1435
1928 Torsken
1129
1033
937
893
880
857
809
769
737
1929 Berg
1061
1014
937
929
915
910
874
838
823
1931 Lenvik
11080 11035 11160 11307 11380 11447 11608 11751 11844
1933 Balsfjord
5642
5560
5529
5536
5553
5567
5596
5638
5674
1936 Karlsøy
2464
2372
2404
2369
2359
2360
2342
2326
2328
1938 Lyngen
3183
3158
3208
3156
3177
3193
3236
3255
3281
1939 Storfjord
1860
1934
1893
1900
1901
1896
1894
1902
1903
1940 Gaivuotna/Kåfjord
2344
2288
2248
2204
2196
2174
2144
2111
2088
1941 Skjervøy
3014
3003
2934
2887
2886
2879
2850
2827
2819
1942 Nordreisa
4739
4744
4665
4770
4795
4833
4880
4927
4957
2011 Guovdageaidnu-Kautokeino
3052
2997
2947
2944
2895
2876
2814
2763
2744
Totalt
120391 121751 124047 127089 128045 128981 131234 133372 134842
Tabell 2-1 viser en oversikt over forventet befolkningsutvikling i utredningsområdet.
Innbyggertallet har hatt en historisk lineær endring på 0,54 % per år mens fremtidig endring
antas å være 0,57 % per år.
2.1.2
Deltakere i prosessen
Utredningsarbeidet er organisert i et kraftsystemutvalg bestående av følgende:
Tabell 2-2 Kraftsystemutvalget
Navn
Firma
Karakteristika
Jonny Sørensen
Norsk Miljøkraft AS
Kraftprodusent utenfor Ymber og TK
Lars Eirik Høgbakk
Ymber AS
Anleggs- og områdekonsesjonær + produsent
Erlend Olsen
Finnfjord AS
Største nettkunde
Bjørn Hugo Jenssen
Statnett SF
Sentralnett + systemansvarlig
Leif Mansverk
Statnett SF
Sentralnett + systemansvarlig
Fredd Arnesen
Troms Kraft Nett AS
Utredningsansvarlig + områdekonsesjonær
Øivind Olsen
Troms Kraft Nett AS
Områdekonsesjonær
Harry Løvberg
Troms Kraft Produksjon AS
Kraftprodusent
Kraftsystemutvalget ble etablert i 2004 og justert på kraftsystemmøte . Utvalget er bredt
sammensatt og representerer både produsenter, nettkunder og netteiere i utredningsområdet.
Dette sikrer at brukerne av nettet har mulighet til å påvirke utformingen av overføringsanlegg de
er avhengige av.
Kraftsystemutredningen utføres på et fritt og uavhengig grunnlag basert på foreliggende
prognoser for last og produksjonsutviklingen i utredningsområdet.
2.2
Samordning med tilgrensende utredningsområder
Koordineringen mot sentralnettet er godt ivaretatt i og med at Statnett er representert i
kraftsystemutvalget. Videre har TKN som mål å utvikle et nært samarbeid med Statnett, da
sentral- og regionalnettet i utredningsområdet i hovedsak består av samme spenningsnivå, og
Kraftsystemutredning for Troms
Side 4
Kapittel 2: Beskrivelse av utredningsprosessen.
dermed vil komponentene i all hovedsak være like. TKN ser det som naturlig å utvikle felles
kompetanse for overføringsanlegg i området.
Statnett ønsker å bedre samarbeidet med de ulike områdekonsesjonærer i form av
samarbeidsavtaler for ulike prosjekt. Dette inkluderer informasjonsutveksling i planfasen og
fortløpende oppfølging. Statnett tar initiativ til å få på plass samarbeidsavtaler med Troms Kraft
Nett AS og Ymber AS.
Varanger Kraft har forespurt om behovet for en samordnet utbygging av regionalnettet i
grenseområdet mot utredningsområde Finnmark. Gjennom den konsesjonsgitte 66kV linjen fra
Sautso (Alta Kraftverk) til Kautokeino, er det naturlig å fokusere på samarbeid fremover.
Når det gjelder samordning med utredningsområde 20 (nordre Nordland og Sør-Troms), pågår
det en vurdering av sammenkobling i distribusjonsnett på 22kV spenningsnivå ved
Gratangsområdet.
Kommunikasjonen vertikalt mot distribusjonsnettet skal ivaretas ved at utredningsansvarlig får
tilsendt lokale energiutredninger til orientering. TKN og YMBER utarbeider årlig lokale
energiutredninger, der de første utredningene var ferdigstilt 31.12.2004. I tillegg er netteier i
distribusjonsnettet i TKN og YMBER representert i kraftsystemutvalget. Disse innehar store
lokalkunnskaper, og vil derfor være viktig for å skaffe en oversikt over lokale forhold som
lasttetthet, etablering av punktlaster, prognoser m.v. I tillegg er det disse som i det vesentlige
har kontakt mot fylke og kommuner, og som har førstehånds kjennskap til offentlige planer som
reguleringsplaner, generalplaner, verneplaner m.v., som er viktig dokumentasjon i forbindelse
med prognosering av belastning i fordelingsnettet.
Troms Kraft Varme AS er det eneste selskapet som har fjernvarmekonsesjon i
utredningsområdet. De installasjonene som TKV innehar, og som selskapet ser for seg i
framtiden, har en såpass lav installert ytelse at disse anleggene blir inkludert i den lokale
energiutredningen.
2.3
Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer
I utredningsområdet er det ingen formell ordning med samkjøring mot kommunale og
fylkeskommunale planer. Netteiere i distribusjonsnettet benytter likevel disse planene som et av
flere grunnlagsdokumenter for prognosering av belastningsutvikling og framtidig nettutvikling.
Aktuelle etater i Tromsø Kommune, Troms Fylkeskommune, NHO samt Fylkesmannen i Troms
inviteres årlig til et utvidet kraftsystemmøte.
Med en årlig oppdatering er det ikke funnet hensiktsmessig å sende utredningen på høring.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 5
3
FORUTSETNINGER I
UTREDNINGSARBEIDET
3.1
Mål for det fremtidige kraftsystemet
Det overordnede mål for regionalnettet i midtre og nordre del av Troms er å fremme en
kostnadseffektiv utbygging og drift av overføringsanlegg i utredningsområdet, slik at formålet (§ 12) i energilovsforskriften er oppfylt. Optimalisering av nettdriften innebærer i praksis at summen av
følgende fem kostnadsfaktorer skal minimaliseres:
• Investeringskostnader
• Drifts- og vedlikeholdskostnader
• Tapskostnader
• KILE – kostnader
• Flaskehalskostnader
TKN og YMBER vil til enhver tid følge de lover og regler som myndighetene setter for nettdriften.
I tillegg ønsker en i stor grad å følge de retningslinjer og anbefalinger som bransjen selv setter,
(EBL, SEFAS m.v.). Et viktig mål for hele energiforsyningen i Norge er å standardisere utstyr og
spesifikasjoner for på sikt å få til en mer effektiv nettdrift. I så måte vil TKN og YMBER støtte opp
om målsetningen når det er mulig med hensyn til de behov en har i forsyningsområdet.
Det er også et mål for nettdriften å holde overføringskostnadene så lave som mulig, for å sikre en
tilfredsstillende avkastning på investert kapital. Imidlertid må målsettingen sees i sammenheng med
krav til leveringspålitelighet, og forventet og faktisk KILE.
I tillegg er det flere andre viktige målsettinger som omtales i det etterfølgende.
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
3.1.1
Leveringskvalitet
Leveringskvaliteten er et samlebegrep for leveringspålitelighet og spenningskvalitet.
Leveringspåliteligheten beskriver kraftsystemets evne til å levere elektrisk energi til sluttbruker,
og er knyttet til hyppigheten og varigheten av avbrudd i forsyningen. Spenningskvaliteten
beskriver kvaliteten på spenningen i henhold til gitte kriterier, og er knyttet til anvendbarheten
av elektrisiteten når det ikke er avbrudd. Leveringskvaliteten er regulert gjennom forskrift som
trådte i kraft den 1.1.2005, ”Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet”. Formålet med denne
forskriften er at den skal bidra til å sikre en tilfredsstillende leveringskvalitet i det norske
kraftsystemet, samtidig som den klargjør hvem som har ansvaret for leveringskvaliteten i et
sammenkoblet kraftsystem med produsenter, netteiere og sluttbrukere.
Forskriften beskriver en rekke kvalitetsparametere med konkrete krav til størrelse. Dette er:
• Langsomme variasjoner i spenningens effektivverdi
• Kortvarige over og underspenninger
• Spenningssprang
• Flimmerintensitet
I tillegg er det andre kvalitetsparametere som Norges vassdrags og energidirektorat kan fastsette
i hvert enkelt tilfelle:
• Overharmoniske spenninger
• Interharmoniske spenninger
• Signalspenning overlagret forsyningsspenningen.
Leveringspålitelighet
Alle selskap med sluttbrukere plikter å innrapportere avbruddsdata for alle avbrudd i alle nett
med spenninger over 1 kV. Innrapporteringen omfatter avbrudd forårsaket på alle 3 nettnivå:
sentralnett, regionalnett, distribusjonsnett.
I tillegg skal alle driftsforstyrrelser i nett med spenningsnivå over 1 kV, feilanalyseres. Det er
derfor i de større kraft- og trafo- stasjoner installert feilskrivere, enten mot hvert enkelt vern,
eller en sentral skriver koblet mot kontrollanlegget i stasjonen. Ved større hendelser kan
informasjonen fra disse hentes ut. I tillegg er alle stasjonene fjernstyrt, med overføring av alle
vernmeldinger til vår driftsentral i Tromsø.
TKN har også utarbeidet interne måltall for forventet leveringspålitelighet. Måltallene er
grenseverdier, som ved overskridelser krever at netteier analyserer og eventuelt iverksetter
tiltak.
Måltallene for leveringspålitelighet er som følger for hendelser med varighet over 3 minutter:
For sluttbrukere tilknyttet regionalnettet er måltallene:
• En sluttbruker i TKNs regionalnettnett skal ikke ha mer enn 2 langvarige avbrudd pr år.
Varigheten av alle avbrudd skal ikke overstige 12 timer pr år, hvorav varigheten av varslede
avbrudd ikke skal overstige 8 timer
For sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnettet er måltallene:
• Antall avbrudd for gjennomsnittskunden skal i snitt være 3,6 eller laver
• Årlig avbruddstid for gjennomsnittskunden skal i snitt være 7,0 timer eller lavere
YMBER har ikke måltall knyttet til antall avbrudd i nettet sitt.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 7
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
Hovedfokus vil være å kople sammen avbruddskostnader og leveringspålitelighet, for å sette inn
tiltak og ressurser der de gir de beste samfunnsøkonomiske løsningene.
TKN og YMBER har også som mål å holde en så høy standard på utstyr og anlegg at det ikke
går ut over sikkerheten til de ansatte eller tredjeperson.
Nivået på leveringspåliteligheten blir bestemt ut fra at de totale kostnader knyttet til investering,
nettap, drift, vedlikehold samt avbrudd skal minimaliseres. Først når en har lagt en strategi for
investeringer i årene fremover, vil en kunne si om nivået på leveringspåliteligheten vil
opprettholdes eller om den blir redusert.
Ved planlegging av nyanlegg og vedlikehold av eksisterende anlegg, brukes tall for
landsgjennomsnittet for feil på komponenter. I tillegg brukes egne erfaringstall for hvor mye tid
som går med til å reparere feil.
I denne utredningen har man benyttet de samme priser for avbrudd som NVE bruker i KILE –
ordningen. Ved hjelp av innsamlede data om fordelingen mellom diverse kundegrupper
tilknyttet de ulike lastuttakene (trafostasjoner), har man beregnet avbruddskostnader per
lastpunkt.
TKN og YMBER er hver for seg ansvarlig for å registrere feil og avbrudd innenfor sitt
konsesjonsområde.
3.1.2
Beredskap.
TKN og YMBER vil opprettholde en tilstrekkelig beredskap for sine anlegg. TKN har
utarbeidet en beredskapsplan [1] for TKN og A/S Kvænangen Kraftverk. Denne planen dekker
krisesituasjoner som følge av naturkatastrofer, ulykker i fred, og krig. Planen oppdateres
kontinuerlig og har et eget kapittel som omhandler reservemateriell.
NVE har laget en databaseløsning (eBeredskap) for å registrere beredskapsmateriell. TKN har
vært med og finansiert dette prosjektet. TKN har registrert reservemateriell i eBeredskap. Denne
oppdateres kontinuerlig så snart det foreligger tilgjengelige komponenter som kan inngå i en
slik beredskap.
TKN har i tillegg, sammen med resten av Troms Kraft konsernet, tilrettelagt for risikostyring i
virksomheten der systemet er i ferd med å implementeres i daglig drift.
YMBER har også utarbeidet en egen beredskapsplan, sist revidert 1.8.1997. Også denne
inneholder et eget kapittel om reservemateriell.
3.1.3
Nettap
Tap på ett nettnivå vil avle tap på foranliggende nettnivå. Det er derfor viktig at driften av
regionalnettet er slik at nettapene minimaliseres. Dette oppnås blant annet ved å velge riktige
delingspunkter i nettet, og ikke transportere store mengder reaktiv effekt.
Både TKN og YMBER har innført timesmålinger i alle sine trafostasjoner. Når disse
sammenholdes med utvekslingen mot sentralnettet og innmatingen fra produksjonsenheter, vil
en ha eksakte tall for tapet i regionalnettet.
Det gjøres investeringer i nettet for å redusere nettapene der dette er samfunnsøkonomisk
lønnsomt.
3.1.4
Generelle miljøkrav
Krav til estetikk, støy fra hovedtrafoer og linjer, magnetfelt og helserisiko er gjenstand for en
sterk fokusering. Når nye linjer planlegges vil TKN og YMBER, gjennom tett dialog med
myndigheter, miljøorganisasjoner og lokalsamfunn, søke å minimalisere de estetiske ulempene
som en utbygging medfører. Ved bygging av nye linjer og kabler vil TKN og YMBER følge de
pålegg som myndighetene gir i spørsmål knyttet til miljøet. Ved de siste tildelinger av
Kraftsystemutredning for Troms
Side 8
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
anleggskonsesjoner for linjer har NVE gitt pålegg om bruk av mattede liner og fargede
traverser. En tilstreber også i størst mulig grad å benytte eksisterende infrastruktur (skogsveier
mv.) eller helikopter ved tiltransport av materiell. Istandsetting av berørte området vektlegges
mye. I kontrakt med utførende entreprenør har en alltid en forutsetning om at berørte arealer
etter ferdigstillelse av anlegg minst skal ha en standard som før byggingen startet. Hensyntagen
til miljø kan resultere i økte bedriftsøkonomiske kostnader for prosjekter.
Myndighetene har ikke fastsatt grenseverdier for magnetfelt. I NOU rapport 1995:20
"Elektromagnetiske felt og helse - forslag til en forvaltningsstrategi" er det ikke bestemt noen
avstand fra kraftlinjer til boligareal. Imidlertid omtaler forskriftene (FEA – F 1995 s. 180-181)
en varsomhetsstrategi som anbefaler at det ved nærføring av boligfelt m.v. benyttes en minste
horisontal avstand på 15 m ved 300 kV og 18 m ved 400 kV.
Enkle tiltak som trekantforlegning av kabler vil forbedre symmetrien på feltene rundt kablene,
slik at resultantfeltet blir ubetydelig. I tillegg kan en oppnå magnetfeltreduksjoner ved å benytte
kapslede koplingsanlegg, samt ved å benytte bestemte typer ledningsoppheng.
3.1.5
Verneområder
Vern av spesielle naturområder eller naturforekomster i Norge skjer først og fremst i medhold
av lov om naturvern av 1970. Naturvernloven brukes vanligvis for å verne områder av
internasjonal, nasjonal eller regional verdi. I naturvernloven er det gitt hjemmel for opprettelse
av flere typer verneområder. Kategoriene nasjonalpark, landskapsvernområde og naturreservat
er de vanligste.
Figur 3-1 Nasjonalparker (blå) og landskapsvernområder (grønn)
Det er til sammen 61 verneområder i Troms, bestående av 51 naturreservater, 3 nasjonalparker,
5 landskapsvernområder og 2 fuglefredningsområder. I Finnmark er det kun en nasjonalpark
innenfor utredningsområdet. Nasjonalparkene og landskapsvernområdene er vist i figur 3-1.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 9
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
Naturreservat
Naturreservat omfatter ofte mindre områder enn nasjonalparker og landskapsvernområder og
regnes som den "strengeste" kategorien i naturvernloven og medfører ofte til dels omfattende
restriksjoner på bruken av området; ferdsel kan for eksempel forbys. Formålet med å opprette
naturreservater er i første rekke å verne om naturfaglige forhold; eksempelvis ta vare på
geologiske forekomster, plante- og dyreliv.
Nasjonalparker
Nasjonalparker utgjør ofte store områder. Det finnes i dag 3 nasjonalparker i Troms og en i
Finnmark innenfor utredningsområdet.
Landskapsvernområder
De fire landskapsvernområdene i utredningsområdet er: Prestvannet, Raisduottarhaldi,
Skipsfjord og Store Risøya landskapsvernområde,
Fuglefredningsområder
I Troms er fuglefredningsområdene Eggøya og Lille Follesøya opprettet.
Andre vernede områder
Det finnes flere områder som er vernet mot kraftutbygging og andre inngrep som skader
verneinteressene.
I tillegg finnes det et stort antall områder som er foreslått fredet.
Alle områder som er båndlagt av miljøhensyn blir det tatt hensyn til ved planlegging av nye
nettanlegg.
Opplysningene om verneområder er hentet fra Fylkesmannen i Troms sine Internettsider, samt
andre kilder.
Fylkesmannen i Troms:
http://www.miljostatus.no/troms/tema/biologisk_mangfold/naturvern/index.htm
3.1.6
Utredninger
Utredningssystemet skal imøtekomme behovet for å dokumentere for kunder og myndigheter at
energitransporten skjer på en kostnadseffektiv måte. Kraftsystemutredningen skal i tillegg være
et styringsredskap for beslutningstakere i nettselskapene, for å sikre at de riktige beslutninger
blir tatt. Til sist skal utredningen være et referansedokument for NVE ved søknad om
anleggskonsesjon.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 10
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
3.2
Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont
3.2.1
Tidshorisont
Tidshorisonten til utredningen er 10 år der hovedvekten er lagt på den første femårsperioden.
Utredningsarbeidet er ment å være en kontinuerlig prosess, hvor en løpende justerer
utredningene i henhold til de langsiktige målene.
3.2.2
Ambisjonsnivå
Utredningens ambisjonsnivå er å vise en samlet framstilling av hvordan overføringsbehovet for
kraft antas å utvikle seg framover, og hvilke tiltak som er nødvendig for å møte dette framtidige
behovet.
3.2.3
Revisjon
Det presiseres at utredningsarbeidet er en kontinuerlig prosess der endrede forutsetninger kan
påvirke både tidspunkt for, og omfang av nødvendige tiltak. Utredningen justeres hvert år, og
følger således den nye forskriften for energiutredninger.
3.2.4
Disposisjon
Utredningen følger for en stor del NVEs forslag til disposisjon og innhold for
kraftsystemutredninger [1].
3.3
Økonomiske forutsetninger
Nettselskapene skal opptre forretningsmessig innenfor samfunnsøkonomiske rammer. Det må
derfor legges til grunn investeringskriterier der samfunnsøkonomisk lønnsomhet (for eksempel
hensyn tatt til leveringspålitelighet) veies mot bedriftsøkonomiske hensyn og prisutvikling.
Bedriftsøkonomisk inntjening er knyttet til kostnadsdekning gjennom tariffen. I de tilfeller der
det er urimelig at fellesskapet skal dekke kostnadene ved strømforsyning, vil en benytte
anleggsbidrag/investeringstilskudd etter regler bestemt av myndighetene, eller anbefalinger fra
bransjen.
Planlegging av det fremtidige kraftsystemet bygger på tekniske og økonomiske analyser (kostnytte analyser) av de ulike utbyggingsprosjektene.
I det etterfølgende presenteres de økonomiske og tekniske forutsetninger som ligger til grunn
for denne utredningen.
3.3.1
Investeringskostnader
Ved tilfeller der det ikke foreligger egne kostnadstall, benyttes enhetskostnader fra SEFAS
planleggingsbok. I følge håndboken vil angitt kostnad ha et variasjonsområde på ± 20 %.
Byggekostnader inkluderer ikke merverdiavgift, investeringsavgift eller renter i byggetiden.
Investeringskostnaden er primært avhengig av spenningsvalg, kapasitetskrav, hensyn til
framtidig oppgradering og krav til komponentpålitelighet. Spesielt momentet med framtidig
oppgraderingsmulighet er interessant, under det faktumet at luftledninger har levetider større
enn 25 – 30 år. Dersom overføringsbehovet i framtiden skulle øke drastisk, så kan en i dag ta
"høyde" for dette ved å tilrettelegge for oppgradering av linjer til høyere spenningsnivå og /
eller større linetverrsnitt. Det hele vil være et kostnadsspørsmål knyttet opp mot
Kraftsystemutredning for Troms
Side 11
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
sannsynlighetsbetraktninger rundt en sterk framtidig lastøkning, eller realisering av ny
produksjon med behov for innmatingskapasitet.
Investeringskostnader / komponentkostnader er også påvirket av klima og valg av trase.
3.3.2
Anleggsbidrag
Den 1.1.2002 innførte NVE nye regler (Forskrift for økonomisk og teknisk rapportering,
inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer, § 17-5) for beregning av anleggsbidrag. Den
største endringen i forskriften var at det nå ikke kan tas hensyn til energiforbruk ved beregning
av anleggsbidrag.
Sentral/Regionalnett
Nettselskap plikter å stille ledig kapasitet tilgjengelig ved tilknytning av nye
produksjonskilder/uttak i regional og sentralnettet. Rene produksjonsanlegg bekostes i sin helhet
av kunden. Produksjonsrelaterte nettanlegg (som bygges for tilknytning til eksisterende nett)
kostnadsfordeles etter effektansvarlighet, mens kapasitetsheving i eksisterende nett bekostes
fullt ut av kraftprodusent.
Anleggsbidrag skal være med på å forhindre at store kostnader belastes eksisterende kunder.
Investeringer som medfører tilknytning til distribusjonsnettet er ikke omtalt i dette kapitlet, men
er beskrevet i det åpne vedlegget.
3.3.3
Økonomisk levetid
Den økonomiske levetiden angir antatt økonomisk levealder for en komponent. Levetiden er
definert som det antall år en komponents kostnader til drift og vedlikehold er lavere enn
kostnader ved å bytte den ut med en ny.
Et forhold som virker bestemmende for den økonomiske levetiden, er den teknologiske
utviklingen på det området en skal foreta en investering. Sterk teknologisk utvikling vil
forårsake redusert økonomisk levetid.
Sterkere lastutvikling enn forventet kan avkorte levetiden for komponenter. I tillegg vil
levetiden være avhengig av klimapåkjenning, vedlikeholdsrutiner og prestasjon i
monteringsutførelsen.
I [1] presenteres følgende veiledende verdier for økonomisk levetid:
Tabell 3-1 Økonomisk levetid for komponenter i kraftsystemet
Komponent / anlegg
Økonomisk levetid
Vannkraftanlegg
40-60 år
Trafostasjoner
25-35 år
Overføringslinjer
25-35 år
Fordelingslinjer
20-30 år
Kabelanlegg
15-30 år
Kondensatorbatteri
15-25 år
Vindmøller
25 år
Grensene som presenteres er romslige. Dette skyldes at det er vanskelig å angi eksakte tall, da
levetid som nevnt over er avhengig av mange faktorer. Av dette følger det at økonomisk levetid
kan være forskjellig fra avskrivningstiden for vedkommende komponent.
Levetiden er angitt mer i detalj i de ulike analyser.
3.3.4
Analyseperiode
Analyseperioden angir det tidsintervallet som beregninger er gjort innenfor. En komponent som
har kortere økonomisk levetid enn analyseperioden blir antatt reinvestert med samme type
komponent. Komponenter med levetid utover analyseperioden vil få godskrevet dette ved en
restverdi.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 12
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
Det er i beregninger valgt en analyseperiode på 30 år, hvis ikke annet er oppgitt i de enkelte
analysene.
3.3.5
Kalkulasjonsrente
For samfunnsøkonomiske lønnsomhetsanalyser fastsettes kalkulasjonsrenten av
Finansdepartementet. For statlige investeringer er renten for tiden 4,5 %. Dette er en realrente
dvs. at alle kostnader regnes i fast kroneverdi, slik at en slipper å justere for inflasjon og
prisstigning.
Bedriftsøkonomisk avkastningskrav vil avhenge av eiernes krav til inntjening og
finansieringsform (egen eller fremmedfinansiering). Bransjen skattlegges hardere nå enn
tidligere, og det er større krav til lønnsomhet. Disse forhold aktualiserer diskusjonen om
avkastning. Dette til tross, er det valgt å benytte ett avkastningskrav på 6 % realrente under
nettanalysene.
3.3.6
Kostnad for tap
Samfunnsøkonomiske kostnader for tap er beregnet av SEFAS i "Planleggingsbok for kraftnett".
Korttidsgrensekostnad (KGK) brukes som prinsipp for å bestemme de samfunnsøkonomiske
produksjonskostnadene for energi og effekt.
Den ekvivalente årskostnad av tap er funnet ved hjelp av følgende formel:
kpekv = kp + kwekv * Tt
der
kpekv er ekvivalent årskostnad for tap
kp er kostnad av maksimale effekttap
kwekv er ekvivalent årskostnad for energitap
Tt er brukstid for tap
Er brukstid for tap 2400 timer blir ekvivalent årskostnad:
I 22 kV – nettet: kpekv = 430 + 0,23 * 2400 = 982 kr/kW
I 66 og 132 kV – nettet: kpekv = 305 + 0,23 * 2400 = 857 kr/kW
Generelt er beregninger i Netbas utført i maksimallast, men kan eksempelvis utføres månedsvis.
Omregning til tapt energi er utført ved hjelp av brukstid for tap.
3.3.7
Kunders kostnader ved avbrudd
Kostnadene for avbrudd er satt lik NVEs satser som gjelder for KILE ordningen.
Tabell 3-2 KILE – kostnader for ulike kundegrupper
KILE-kostnader 2008
Industri
Handel og tjenester
Jordbruk
Husholdning
Ikke varslede avbrudd
Varslede avbrudd
74,20 kr/kWh
51,40 kr/kWh
110,50 kr/kWh
76,50 kr/kWh
16,60 kr/kWh
11,60 kr/kWh
9,40 kr/kWh
8,20 kr/kWh
Offentlig
14,30 kr/kWh
10,80 kr/kWh
Treforedling og kraftkrevende industri
14,90 kr/kWh
11,90 kr/kWh
Den nye ordningen med flere sluttbrukergrupper og mer differensierte kostnader for avbrudd,
vil bli brukt i fremtidige analyser.
Med disse verdiene for kunders kostnader ved avbrudd, er det beregnet kostnader for hver
trafostasjon. Dette er omtalt i [1].
Kraftsystemutredning for Troms
Side 13
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
3.3.8
Netteiers kostnad ved feil
Nettselskapets egne kostnader ved feil er i henhold til ”Planleggingsbok for kraftnett” satt til kr
10 700,- per feil i distribusjonsnett. Samme kostnadstall benyttes i sentral og regionalnett inntil
det foreligger tallmateriale for landsgjennomsnitt på disse nettnivåene. Kostnadene er de direkte
kostnadene (merkostnader) ved feil og avbrudd og omfatter kostnader for selve feilsøkingen og
reparasjonen, det vil si arbeidstid (overtid), transport, utstyr og materiell.
3.3.9
Drift- og vedlikeholdskostnader
Dersom disse ikke er kjent ut fra egen historikk, benyttes en fast prosentsats av
investeringsbeløpet. Dette ansees som nøyaktig nok for sammenligning mellom prosjekter. I
TKN benyttes 1,5 % dersom det ikke foreligger historiske tall.
Drift og vedlikeholdskostnadene vil være avhengig av anleggets alder, vedlikeholdsintervall,
valg av teknisk løsning og klimamessige påkjenninger. I værharde strøk vil en forvente høyere
drift og vedlikeholdskostnad på grunn av sterkere klimatiske påkjenninger og flere
komponentsvikt.
Hvor langt komponenten er kommet i livsløpet spiller også inn. Der er en realitet at en må
forvente flere defekter / svikt i begynnelsen og ved slutten av komponentens levetid (badekar –
kurven).
3.3.10
Nytte og kostnadsberegninger (beregningsmetodikk)
Nytten ved et prosjekt framkommer som kapitalisert verdi av reduserte tap, reduserte
vedlikeholdskostnader og redusert ikke-levert energi. De kapitaliserte verdiene for hvert år i
analyseperioden blir summert og omregnet til dagens kroneverdi (nåverdi).
Som analysemetode velges nåverdimetoden, da denne er teoretisk mest tilfredsstillende.
Nåverdien beregnes med følgende formel:
n
p 

K 0 = ∑ K i ⋅ 1 +

 100 
i =1
−n
der:
Ko
Ki
p
n
=
=
=
=
sum kostnad i analyseperioden referert analyseperiodens begynnelse
sum kostnad år i
kalkulasjonsrente. Her benyttes realrente
analyseperiodens lengde
Kostnadene ved en utbygging blir regnet om til dagens kroneverdi. Ved å benytte faste priser i
kontantstrømmen trenger en ikke å ta hensyn til inflasjon.
3.4
Tekniske forutsetninger
Nedenfor er det angitt hvilke tekniske forutsetninger utredningen bygger på.
3.4.1
Lastprognose
Lastprognosen er utarbeidet på grunnlag av opplysninger fra TKN og YMBER om historisk
effekt- og energiutvikling samt kjennskap til fremtidig utvikling i bolig og næringsstrukturen.
Lastprognose for ulike utvekslingspunkt er omtalt i [1].
Kraftsystemutredning for Troms
Side 14
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
3.4.2
Termisk grenselast
Luftledning
Det anvendes data utgitt av SEFAS. Disse legger til grunn en driftstemperatur på lederen på
80°C, lufttemperatur 20°C, vindstyrke 0,6 m/s (flau vind) og med en emisjonskoeffisient for
linen på 0,5. Disse forholdene tilsvarer sommersituasjon. Ved analyser hvor maksimal vinterlast
inngår, og hvor systemet er presset vil vi i mer detaljerte analyser anvende 0°C som
lufttemperatur, samt ta hensyn til aktuelle spenningsgrenser.
Flere av linjene bygd før 1990 er prosjektert og bygget med en maksimal driftstemperatur på 40
eller 50°C. Dette blir det tatt hensyn til ved analyser der disse linjene inngår.
Kabel
Det anvendes data fra tekniske spesifikasjoner utgitt av kabelleverandørene. Maksimalstrømmen
vil være avhengig av forlegningsmåte og avstand til andre kabler i samme grøft. For PEX –
kabler, forutsettes en maksimal ledertemperatur på 90°C. Temperaturen i jord er forutsatt å være
15°C. For oljekablene er tillatt maksimal ledertemperatur 80/85°C, mens temperaturen i jord /
sjø / omgivelse er 15-20°C.
I kabelnettet er en generelt forsiktig med å overskride strømverdiene som er omtalt i [1]. PEX –
kabler kan belastes 200 % i 15 minutter, forutsatt 75 % initiell last. For oljetrykkabler bør
overlast sjekkes i hvert enkelt tilfelle, pga. økt dynamisk oljetrykk for kabelanlegg.
Ved krysning av vei blir ofte kablene forlagt i rør. For å kompensere for tapt overføringsevne
kan en fylle rørene med bentonitt eller hvitmiks.
Det er verdt å merke seg at sjøkablers belastningsevne bestemmes av forlegningen i landtaket.
Trafoer
Overbelastning av trafoer vil innebære en temperaturstigning i viklinger, isolasjonsmaterialer og
kjølemiddel. En slik temperaturstigning vil kunne ha betydning for aldringsprosessene i
isolasjonsmaterialene. Ved streng kulde, og tatt i betraktning den store tidskonstanten en har for
temperaturstigning, vil en likevel tillate overbelastning med inntil 30 % av merkelast ved streng
kulde. På nye trafoer har en målinger av toppoljetemperaturen. Så lenge denne holdes under
90°C kan trafoen overbelastes betydelig, uten tap av levetid. Ved høy overlast er det
gjennomføringen i trafokassen som er begrensende.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 15
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
3.4.3
Spenningsgrenser
I regionalnettet er maksimalspenningen bestemt av isolasjonsnivået på de ulike komponentene,
mens minimumsspenningen er bestemt ut fra stabilitetsmessige betraktninger og / eller
leveringsbetingelser hos kunder. Ved for lav spenning vil en i tillegg suge ut store mengder
reaktiv effekt fra kraftstasjoner, noe som er uønsket. I stasjoner med ensidig innmating,
beskjeden overføring i normal lastsituasjon og lange radialer vil det reaktive tapet (reaktans i
ledningen) være så stort at spenningen hos mottaker blir for lav. Spenningsfallet vil således
være den begrensende faktoren for overføringskapasiteten.
Tabell 3-3 Spenningsgrenser i regionalnettet
spenningsgrenser
Nettnivå
132
66
Maks [kV[
Min [kV]
145
67
128
60
Tabell 3-3 viser maksimum og minimum tillatt spenningsgrense for regionalnettet i
utredningsområdet.
3.4.4
Valg av spenningsnivå
For å ta hensyn til eventuelle fremtidige spenningsoppgraderinger vil nye kabler og ledninger i
utredningsområdet primært bli bygd for 132kV, og blir eventuelt drevet for 66kV inntil videre.
Dette medfører at tilknyttede transformatorer må være omkoblbar fra 66kV til 132kV på
primærsiden. Kostnadsforskjellen ved å benytte komponenter for 132kV kontra 66kV er
infinitisemal.
Variasjon i kortslutningsytelse i utredningsområdet medfører at det vil bli bestilt trafoer med
forskjellig relativ kortslutningsspenning (eZ) for å tilpasse kortslutningsytelsen til ønsket nivå i
underliggende distribusjonsnett.
3.4.5
Dimensjonerende belastning
I dimensjonerende belastning inngår all last med unntak av forbruk med utkoplingsklausul (el –
kjeler).
Som dimensjonerende belastning brukes det ikke-utkoblbare forbruket som forventes ved
temperaturforhold (laveste 3-døgns middel) som statistisk inntreffer med 2- og 10-års returtid.
Den store andelen av elektrisk oppvarming i alminnelig forsyning gjør at belastningstoppene
vanligvis inntreffer etter en kuldeperiode av en viss varighet. Statistiske temperaturforhold, dvs.
3-døgns middel, med 2-års returtid benyttes som referansetemperatur i forbindelse med
økonomisk nettdimensjonering (normal høylast). De nettløsninger som framkommer vil ofte ha
tilstrekkelig teknisk margin, men for å være på den sikre siden kan nettløsningene kontrolleres
mot ekstrem høylast som har 10-års returtid. Det forutsettes at det er samme 3-døgns middel i
hele utredningsområdet. Dette vil ikke være tilfelle da klima vil variere fra innlandsklima i indre
Troms, til kystklima på ytre Senja. Antagelsen vil likevel være god, da temperaturen
tilnærmelsesvis vil svinge likt på de forskjellige stedene i utredningsområdet.
I tillegg til å bestemme referansetemperatur, er det nødvendig å vite forbrukets
temperaturfølsomhet for å kunne korrigere målte maksimalbelastninger.
Målte verdier i trafostasjoner blir omregnet til dimensjonerende last idet en tar hensyn til
temperaturfølsomheten.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 16
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
3.4.6
Temperaturkorrigering av effekt
Temperaturfølsomheten for alminnelig forsyning er minst om vinteren og atskillig høyere om
våren / høsten. [1] angir en temperaturfølsomhet på 1-1,5 %/°C. I hele utredningsområdet vil
naturlig en slik verdi variere på grunn av ulik geografi. I områder med ensidig mating vil en
finne lavere leveringspålitelighet enn i områder med tosidig mating. Belastningsmaksimum kan
derfor i områder med ensidig innmating inntreffe etter en langvarig feil, og behøver ikke å
opptre ved laveste temperaturforhold. I utredningsområdet er det valgt å benytte en
temperaturfølsomhet på 1,25 %/°C innenfor kategorien alminnelig forsyning.
Temperaturkorrigeringen er utført med bakgrunn i formelen:
PDUT = P + Pδ(DUT – DUTn)
der
PDUT er den temperaturkorrigerte maksimaleffekten for aktuelt år [MW]
P er den målte effekten for aktuelt år [MW]
δ er maksimallastens temperaturfølsomhet [% / °C]
DUT er laveste 3 døgns minimumstemperatur før måling av P [°C]
DUTn er laveste 3 døgns minimumstemperatur med n års returtid [°C]
Ved planlegging brukes 2 års returtid for dimensjonerende utetemperatur, men investeringer blir
kontrollert at de også takler 10 års returtid.
Tabell 3-4 Dimensjonerende utetemperatur referert Tromsø
Temperatur for korreksjon av effekt
Beskrivelse
[DUT] 3 Døgnmiddel
2010
-11,2
DUT2
DUT10
-11,2
-14,2
Temperaturkoeffisient: 0,0125 per °C
Dimensjonerende utetemperatur (DUT) med 2 og 10 års returtid, samt DUT, er innhentet fra Det
Norske Meteorologiske Institutt (DNMI). Temperaturdataene er hentet fra målestasjon 90450
Tromsø. Dimensjonerende temperaturer er vist i tabell 3-4.
3.4.7
Temperaturkorrigering av energi
Energien blir temperaturkorrigert ved å bruke en temperaturfølsomhet på 0,015 % / graddag, og
harmonerer med de lokale energiutredninger.
Temperaturkorrigeringen er utført med bakgrunn i formelen:
WGDT = W + Wα(GDTn - GDT)
der
WGDT er den temperaturkorrigerte energien det aktuelle året [MWh]
W er den målte energien det aktuelle året [MWh]
α er energiforbrukets temperaturfølsomhet [% / graddager]
GDT er graddagtall for aktuelt år [graddager]
GDTn er midlere graddagtall over n år [graddager]
Kraftsystemutredning for Troms
Side 17
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
For alle trafostasjoner er det benyttet graddagtall for målestasjon 90450 Tromsø.
Gjennomsnittlig graddagtall (GDTn) for denne stasjonen i 30-årsperioden fra og med 1973 til og
med 2002 er på 5218.
Tabell 3-5 Graddagstall
Graddagstall
Temperaturstasjon
Tromsø
Snitt
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 30 år
5018 4819 4801 4730 4768 4746 5044 5031 5159 4556 5218
Graddagskoeffisient: 0,00015 per graddag
3.4.8
Produksjonsprofiler
Magasinkraftverk [pu]
Elvekraftverk [pu]
1.00
0.90
0.80
0.70
[pu]
0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
desember
november
oktober
september
august
juli
juni
mai
april
mars
februar
januar
0.00
Må ned
Figur 3-2 Produksjonsprofil for noen produksjonsanlegg
Figur 3-2 viser produksjonsprofilen i pu referert installert ytelse for produksjonsanlegg som
elvekraftverk og magasinbaserte kraftverk. I utførte analyser følger produksjonen
vinterproduksjon ved tunglastperioder og sommerprofil ved lettlastperioder.
3.4.9
Brukstid for tap
Tapenes brukstid er et viktig underlag for å beregne kostnadene av tap, samt å finne fram til
årlige energitap i et system ut fra effekttapene i tunglast. Beregninger utført av SEFAS ved hjelp
av programmet PMAX, oppgir at brukstiden for tap i nettnivå 1-8 vil ligge på ca 2400 h, med en
liten spredning rundt.
I nettanalyser med stor integrasjon av vindkraft har en erfart problemer med å få tilgang til
sannsynlig årsvariasjon for de nye vindkraftverkene i området. I slike nettanalyser vil en benytte
en lavere brukstid for tap, typisk 1900 timer. I tillegg kan det utføres følsomhetsanalyser for å se
i hvor stor grad brukstidens størrelse påvirker resultatet.
3.4.10
Reaktiv effekt
Behovet for nye kondensatorbatterier vurderes etter ønske om ikke å ta ut reaktiv effekt fra
sentralnettet, og ikke å transportere for store kvanta reaktiv effekt. I tillegg må en ha
tilstrekkelig reaktiv effekt for å holde spenningen oppe i feilsituasjoner. Kompenseringen skjer
dels i trafostasjonene og dels ute i fordelingsnettet.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 18
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
3.4.11
Estetiske og miljømessige restriksjoner
For å ta mest mulig hensyn til estetiske og miljømessige forhold, holdes det god kontakt med
Fylkesmannens miljøvernavdeling, muséer og andre med kompetanse på dette området. Innspill
i forbindelse med anleggskonsesjon blir tatt seriøst og planer tilpasset de synspunkter som
framkommer.
Ved planlegging av nye linjetraséer søker en så langt som mulig å tilpasse disse slik at de ikke
skal virke dominerende, og skape visuell forurensning. I tillegg søker en å unngå områder som
er båndlagt av miljømessige årsaker.
3.4.12
Luftledning kontra kabel
Anvendelse av luftledning kontra kabel avhenger av en rekke forhold av økonomiske, estetiske
og praktiske forhold. Rent økonomisk betraktet vil luftledning være billigere enn kabel. Estetisk
er kabel å foretrekke, derfor vil en i byer og tettsteder kun benytte kabel. I følge [1] er
sviktfrekvensen for kabel og luftledning for varige feil omtrent like store for spenningsnivået
45-132 kV. Reparasjonstiden for kabel er i gjennomsnitt vesentlig lengre. Kabel benyttet som
overføringsmedie ville derfor medført større behov for reserveforsyning enn om luftledning ble
benyttet. I praksis vil en derfor benytte luftledning for overføring av kraftmengder over større
avstander. Dette er også dokumentert i NVE rapporten: KTE – notat nr. 42/03; Kabel som
alternativ til luftledning.
3.5
Særegne forhold innen utredningsområdet
3.5.1
Forbrukstyngdepunkt
Forbrukstyngdepunktet i utredningsområdet er Tromsø. Ellers er forbruket spredt utover hele
regionen, med mindre sentra og enkelte store punktlaster i mer grisne strøk.
I utredningsområdet finnes en stor bedrift innen kategorien kraftkrevende industri: Finnfjord
AS. Økt kraftuttak ved bedriften har medført at TKN kjører parallelle linjer for å forsyne
anlegget (Statnett har montert trafo i tidligere koplingsstasjon).
Langs kysten har man fiskeribedrifter som er svært konjunkturavhengig. Tilpasning av
nettkapasitet mot denne gruppen er en utfordring da denne bedriftskategorien har korte
beslutningsprosesser i forhold til et nettselskap. I tillegg er installasjonene i disse bedriftene
preget av store motorlaster, som kan gi redusert spenningskvalitet i omkringliggende nett. TKN
stiller strenge krav til oppstart av motorlaster i svake nett. Se også kapittel 4.8.5.
3.5.2
Kraftproduksjon
Kraftproduksjonen i utredningsområdet er geografisk spredt. Sør og nord i utredningsområdet er
det kraftverk som mater inn i regional- eller sentralnettet, mens en i tillegg har spredte
småkraftverk som mater inn i distribusjonsnettet. Småkraftverkene er et viktig bidrag for å holde
tilstrekkelig spenning på lange radialer i distribusjonsnettet. Dette gjenspeiler seg også i positiv
tapsmarginal for innmating fra nevnte småkraftverk.
3.5.3
Klima
Forsyningsområdet til TKN og YMBER er karakterisert ved to klimatyper, kystklima og
innlandsklima. Dette har gitt seg utslag i valg av materiell og løsninger. For eksempel er det på
enkelte steder langs kysten benyttet isolatorer med lang krypestrømsvei (FOG – isolatorer) på
grunn av salting. Stålaluminiumliner er også utsatt for korrosjon og oksidasjon. For å motvirke
disse prosessene benyttes det i utsatte kyststrøk fettede liner eller liner med galvanisert
stålkjerne.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 19
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
Ved prosjektering av kraftlinjer i værharde traseer har en konsultert meteorolog med hensyn til
hvilke vind- og islast som kan oppstå. Også i valg av trase har slik konsultasjon vist seg nyttig.
3.5.4
Utbygging og drift av nettet
Regionalnettet i utredningsområdet drives for en stor del som separate nett, som fysisk er
forbundet via sentralnettet. Nettet er også sammenhengende via et utstrakt distribusjonsnett med
begrenset overføringskapasitet.
Tilførsel til lokale sentra utenfor Tromsø by har i stor grad ensidig innmating. Det betyr at
områder kan bli mørklagt ved kritiske feil. En begrenset reservekapasitet i distribusjonsnettet vil
bedre denne situasjonen, men distribusjonsnettet vil på langt nær være en tilstrekkelig reserve
ved kritiske feil.
3.5.5
Spesielle krav til leveringspålitelighet
Stadig flere bedrifter har økende krav til leveringspålitelighet, spesielt med hensyn til korte
avbrudd og dip. TKN har derfor igangsatt et program for installering av spoler i nøytralpunkt i
trafostasjoner. Erfaring med spole i enkelte trafostasjoner tilsier at så godt som alle kortvarige
avbrudd er borte etter driftsetting av spole.
Befolkning/Areal
Arealet som omfattes av utredningsområde 21 er relativt stort der store deler består av spredt
bebyggelse.
Botetthet [personer/km2]
Kommuneareal [km2]
30,00
10000
9000
25,00
8000
7000
20,00
6000
15,00
5000
km2
Personer / km2
4000
10,00
3000
2000
5,00
1000
2011 Kautokeino
1942 Nordreisa
1940 Kåfjord
1941 Skjervøy
1939 Storfjord
1938 Lyngen
1936 Karlsøy
1933 Balsfjord
1929 Berg
1931 Lenvik
1928 Torsken
1926 Dyrøy
1927 Tranøy
1925 Sørreisa
1924 Målselv
1923 Salangen
1922 Bardu
0
1902 Tromsø
0,00
1920 Lavangen
3.5.6
Kommune
Figur 3-3 Kommunevis befolkningstetthet og landareal
Det store samlede arealet medfører stor frihet til bosetting med følgende varierende
befolkningstetthet. Som vist i figur 3-3 er befolkningstettheten i de fleste kommuner lavere enn
gjennomsnittet i Norge på ca 15 personer/km2 referert siste folketelling. Tromsø kommune
skiller seg ut ved høyere generell befolkningstetthet enn landsgjennomsnittet.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 20
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
Botetthet [personer/km2]
Areal tettsteder [km2]
2500,00
30
25
20
1500,00
15
km 2
Personer / km2
2000,00
1000,00
10
500,00
5
2011 Kautokeino
1942 Nordreisa
1941 Skjervøy
1940 Kåfjord
1939 Storfjord
1938 Lyngen
1936 Karlsøy
1933 Balsfjord
1931 Lenvik
1929 Berg
1927 Tranøy
1928 Torsken
1926 Dyrøy
1925 Sørreisa
1924 Målselv
1923 Salangen
1922 Bardu
1902 Tromsø
0
1920 Lavangen
0,00
Kommune
Figur 3-4 Kommunevis befolkningstetthet i tettsteder
Tromsø og Skjervøy skiller seg ut med høyest befolkningstetthet for tettsteder i
utredningsområdet, se figur 3-4.
3.5.7
Historiske forhold og tradisjoner av betydning for energisystemet
Utformingen av sentral- og regionnettet i utredningsområdet har i utgangspunktet vært bestemt
av bosettingsstruktur, industri, valg av produksjonssteder og av hensiktsmessige traseer for
gjennomgående sentralnett. De første overføringslinjene ble ført inn til det som den gang var de
tetteste befolkede områdene. Bosettinga har seinere forskjøvet seg i enda sterkere grad til disse
områdene, og en historikk om utbygginga av overføringsnettet Troms vil dreie seg om en
økning av kapasiteten og bedring av leveringssikkerheten inn mot disse stedene.
Strukturen i nettet er også preget av denne gradvise utbygginga ved at deler av anlegget
avspeiler tidligere valg av spenningsnivåer. Selv om 132kV ble tatt i bruk i vårt land allerede i
1928, skjedde ikke dette i Troms før i 1960 da Innset kraftverk ble satt i drift.
Den første overføringslinja i Troms ble tatt i bruk i 1910 mellom Gausvik og Harstad. I
utredningsområdet stod den første lengre forbindelsen ferdig i 1913 – mellom Simavik og
”sekundærstasjonen” i Tromsø. Linja med spenning på 12kV ble i 1932 supplert med en 36kVforbindelse, som også ble forlenget til Skarsfjord. Begge disse kraftverkene mater i dag direkte
inn på fordelingsnettet på 22kV. I Midt-Troms, der det første kraftverket i Bardufoss ble tatt i
bruk av Troms fylkes kraftforsyning i 1922, skjedde distribusjonen ved en stadig utvidelse av
22kV-nettet. I Nord-Troms ble det bare gjennomført mindre utbygginger med lokale nett i
mellomkrigstida, og fra YMBERs første kraftverk i Sikka, som stod ferdig i 1950, skjedde
distribusjonen via fordelingsnettet.
Det var først da spørsmålet om en større kraftutbygging for Midt-Troms og Tromsø kom opp
etter 1945, at det ble aktuelt med overføringer med høyere spenningsnivå. Med utgangspunkt i
66kV-nettet, ble overføringene gradvis forlenget.
Etter samlinga innenfor et felles kraftrike, har den videre utbygginga av sentral- og
regionalnettet både skjedd ved etablering av 400kV-forbindelse og en videre utbygging av
66kV-nettet med utgangspunkt i strukturen fra 1950- og 1960-tallet, men det har mest av alt
dreid seg om omlegging til og nybygging av 132kV-nett. Nettet representerer således både en
Kraftsystemutredning for Troms
Side 21
Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.
modernisering, samtidig som det avspeiler strukturen ved elektrisitetens gjennombrudd i vår
region i 1950- og 1960-årene.
3.5.8
Stabilitetsforhold
I utredningsområdet er det så langt ikke erfart utfall eller problemer knyttets til
stabilitetsforhold. Det er derfor ikke utført klassiske stabilitetsanalyser (transient- og
småsignalstabilitet) av kraftnettet. En stor integrasjon av vindkraft vil stille store krav til så vel
stasjonære som dynamiske elektrotekniske kvalitetsforhold. På oppdrag har derfor SINTEF
utført en systemteknisk analyse ved vindkraftutbygging i Troms, med fokus på
produksjonsrelaterte spenningsvariasjoner og avstand til stabilitetsgrense. Nettkonfigurasjonen
som er lagt til grunn for analysen er vist i [1], og representerer nettet i slutten av
utredningsperioden.
Figur 3-5 Nesekurve ved oppramping av vindkraftverk i Troms (Fakken)
Figur 3-5 viser spenningen i et referansepunkt når all vindkraftproduksjonen økes gradvis fra
nominell produksjon.
Caset viser nesekurven for Fakken vindkraftverk. Avstanden til spenningsstabilitet for Fakken
er i tunglast ca. 37MW, dvs en god margin i forhold til forutsatt nominell produksjon på
120MW.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 22
4
BESKRIVELSE AV
DAGENS KRAFTSYSTEM
4.1
Energisammensetningen i utredningsområdet
Både TKN og YMBER har utarbeidet lokale energiutredninger, der energisammensetningen er
kartlagt. Hver energiutredning omfatter en kommune. De første utredningene var ferdigstilt
31.12.2004. En fullstendig oversikt over energisammensetningen i området vil dermed kunne
finnes i de offentliggjorte rapportene.
I det etterfølgende gis en kort oppsummering av alternative energikilder (alternativer til
vannkraft) og historisk produksjon.
4.1.1
Alternative energikilder
Nåværende kjent produksjon ved alternative energikilder samt etablerte produksjonsanlegg
behandles i dette kapitlet.
Vindkraft Sandhaugen (Kvaløya):
Norsk Miljøkraft FOU AS, satte i drift en testturbin på 1,5MVA på Sandhaugen 1.3.2004.
Produksjonen mates inn i 22kV-distribusjonsnett på Kvaløya.
Utbygger er Norsk Miljøkraft FOU AS.
Varmesentral i Breivika:
Troms Kraft Varme AS har etablert en varmesentral i Breivika som i 2002 leverte ca 32GWh
varme/damp. I 2005 var leveringen fra anlegget ca 40GWh.
I januar 2004 ble det idriftssatt et brenselsanlegg for biobrensel på 4MW i Breivika
Varmesentral.
Utbygger er Troms Kraft Varme AS.
Seminaret varmeanlegg:
Denne sentralen med olje og el – kjel leverer varme til Bo og Omsorgssenteret og til Tinghuset.
Forventet leveranse er ca 2GWh.
Utbygger er Troms Kraft Varme AS.
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Storelva Varmeanlegg:
Denne sentralen leverer varme til skole, idrettshall og barnehage på Storelva fra en midlertidig
oljefyrt containersentral. Årlig leveranse er ca 0,3 GWh.
Utbygger er Troms Kraft Varme AS.
Tomasjordnes Varmeanlegg:
Denne sentralen har gass og el-kjeler. Sentralen leverer varme til Tomasjordnes boligområde.
Årlig leveranse er ca 3,5 GWh.
Utbygger er Troms Kraft Varme AS.
Strandkanten Varmeanlegg:
En midlertidig sentral med el-kjeler leverer varme til Strandkanten boligområde og Hålogaland
Teater. Årlig leveranse er foreløpig ukjent.
Utbygger er Troms Kraft Varme AS.
Brøstadbotn Varmeanlegg:
Denne sentralen fyres med biobrensel (skogflis) og leverer varme til en rekke offentlige bygg og
næringsbygg i Brøstadbotn. Årlig leveranse er ca 3 GWh.
Utbygger er Dyrøy Energi AS.
Setermoen Varmeanlegg:
Denne sentralen driftes med kjeler for biobrensel, gass og elektrisitet. Sentralen leverer varme til
Setermoen. Årlig leveranse er ca 15 GWh.
Utbygger er Forsvarsbygg.
Heggelia Varmeanlegg:
Denne sentralen fyres med spillolje og leverer varme til bygg på Bardufoss og Heggelia. Årlig
leveranse er foreløpig ukjent.
Utbygger er Forsvarsbygg.
Botnhågen Varmeanlegg:
Dette anlegget bruker kvernet avfall som brensel og leverer varme til noen bygg i Botnhågen. I
tillegg genererer anlegget elektrisitet fra en 400 kVA dampdrevet maskin/generator.
Utbygger er Senja Avfall AS.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 24
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Sum Varme
Sum Vindkraft
Sum Tidevannskraft
Sum Småkraft
100
90
80
70
[GWh]
60
50
40
30
20
10
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-1 Historisk produksjon av alternativ energi fra kjente produksjonsanlegg
Figur 4-1 viser en grafisk fremstilling av kjent produksjon for en periode. I fremstillingen er det
ikke tatt hensyn til små anlegg i form av private sentralvarmeanlegg, varmepumper etc.
Les mer om de planlagte produksjonsenhetene i kapittel 5.
4.1.2
Stasjonær energibruk for ulike energibærere
Alternativ energi kan sees på som energiløsninger som er forskjellig fra tradisjonell elektrisk
energi/produksjon. Energiformen kan for noen alternativer bidra til å redusere behovet for
forsterkninger av eksisterende kraftnett. Dette forutsetter at energiformen ikke må transporteres
til forbruker via kraftnettet. I motsatt fall har energiformen få eller ingen fordeler med hensyn til
dimensjonering og drift av kraftnettet.
Opplysninger vedrørende stasjonært forbruk er hentet fra lokale energiutredninger og er basert på
kjent elektrisk forbruk og offentlige statistiske opplysninger for alternative energibærere.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 25
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
ELEKTRISITET
OLJE OG PARAFIN
GASS
BIOBRENSEL
30000
25000
[kWh]
20000
15000
10000
5000
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
0
Årstall
Figur 4-2 Energiforbruk per innbygger og energibærer i TKNs konsesjonsområde [1]
Figur 4-2 viser energiforbruket i TKNs konsesjonsområde og er basert på ulike energibærere
inkludert elektrisk energi. Av figuren kan man se at elektrisk energi benyttes i større grad enn
alternative energibærere.1
ELEKTRISITET
Kull, kullkoks, petrolkoks
Ved, treavfall, avlut
Gass
Bensin, parafin
Diesel, gass, fyringsolje
Tungolje, spillolje
Avfall
25000,0
[kWh]
20000,0
15000,0
10000,0
5000,0
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-3 Energiforbruk per innbygger og energibærer i YMBERs konsesjonsområde [1]
Figur 4-3 viser energiforbruket i YMBERs konsesjonsområde og er basert på ulike energibærere
inkludert elektrisk energi. Av figuren kan man se at elektrisk energi benyttes i større grad enn
alternative energibærere.
4.1.3
Oppsummering av de lokale energiutredningene
I utredningsområdet er det stor variasjon på satsningen på alternative energiformer. Enkelte
kommuner har en formening om emnet mens andre i mindre grad tar stilling til bruk av
alternative energiløsninger. De lokale energiutredningene viser at kommuner fatter liten interesse
for sparepotensial som ligger i energiøkonomisering av kommunens bygningsmasse samt
1
Statistikk for energiforbruk per innbygger og energibærer ikke tilgjengelig etter 2009 fra SSB
Kraftsystemutredning for Troms
Side 26
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
muligheter for utnyttelse av råmaterialer/naturressurser som finnes i nærområdene. Kommunene
mangler også i mange tilfeller ressurser og kompetanse til å utnytte muligheter som ligger
innenfor kommunens grenser.
4.2
Generell beskrivelse av overføringsnettet
4.2.1
Utbygging av kraftsystemet
I perioden 1960-70 ble det bygd flere store kraftverk i utredningsområdet (blant annet i ØvreBardu og Nord-Troms). Samtidig opplevde en at forbruket steg kraftig i enkelte områder. I løpet
av 60-tallet ble det derfor bygd ut et 132kV-stamlinjenett for å distribuere den nyvunne kraften
fram til forbruksområdene. NVE stod for det vesentlige av denne utbyggingen. I løpet av dette
tiåret bygde også de kommunale elverkene i sørfylket og de interkommunale elverkene i
nordfylket ut egne regionale overføringsnett, for å sikre forsyningen innen sine respektive
forsyningsområder. Disse utbyggingene resulterte i ett sammenhengende driftsområde i NordNorge nord for Salten. Området kunne da også tilføres kraft fra det russiske Boris Gleb
kraftverket i Pasvikvassdraget.
Parallelt med utbyggingen av stamlinjenettet og de regionale overføringsnettene, ble det også
bygd ut et høy- og lavspent fordelingsnett fylket rundt. Troms Fylkes Kraftforsyning
gjennomførte denne utbyggingen i tre byggetrinn. Det første byggetrinnet ble vedtatt i 1949.
Linjestrekninger på til sammen 900 km ble bygd i dette trinnet. Tredje og siste byggetrinn ble
vedtatt i 1961. Disse tre byggetrinnene for fordelingsnettet til Troms Fylkes Kraftforsyning
omfattet noe over 28000 innbyggere, og kostet rundt 38 millioner kroner i løpende kroneverdi.
Det aller meste ble betalt av staten gjennom statsstøtteordninga til elektrisitetsutbyggingen.
Resten ble finansiert gjennom lån eller krevd inn som tilskudd fra kommuner og abonnenter.
4.2.2
Drift av kraftsystemet
132kV-nettet i utredningsområdet drives spolejordet av hensyn til størrelsen på
jordslutningsstrømmene. Spolene er fordelt og plassert utover i nettet, ut fra normale nettdelinger.
66kV-nettet drives isolert i TKN mens YMBER drifter dette nettet spolejordet. Tidligere har også
TKN drevet dette nettet spolejordet, men etter driftsuhell under innstilling av spolene har en gått
bort fra denne måten å drive nettet på. Spolene som ble benyttet hadde ikke automatisk
regulering, og ved inn og utkoblinger oppstod det stadig resonansproblemer. Nye forskriftskrav
til detektering av høy-ohmige jordfeil gjør at TKN på nytt vil vurdere å installere spoler på dette
spenningsnivået.
I Tromsø – området har en mulighet for å drive masket nett, men det har så langt kun skjedd i
omkoblingssituasjoner. 66kV kabelnett i Tromsø by vil fortsatt drives radielt under følgende
begrunnelse:
• Utnyttelsen av retningsbestemte jordfeilvern: For sikkert å detektere retningen på jordfeil i
nettet er en avhengig av radiell nettdrift.
• Kontroll med reaktive utjevningsstrømmer: Ulik utgangsspenning på trafoer i parallellkopling
vil gi reaktive utjevningsstrømmer. For å unngå at slike strømmer gir utilsiktede
vernutløsninger, benyttes radiell drift.
Radiell drift av 66kV kabelnett medfører at en ikke har full momentan reserve i Tromsø.
Nettet utenfor Tromsø by består av radialer til de enkelte trafostasjoner, uten annen
reservemulighet enn forbindelser i distribusjonsnettet, eller eventuelt småkraftverk i separat drift.
En rekke komponenter i nettet (inklusive forbrukerne) genererer eller forbruker reaktiv effekt.
Disse vil være geografisk spredd slik at det er behov for å transportere reaktiv effekt. Denne
transporten legger beslag på overføringskapasitet i nettet. For å unngå for stor reaktiv transport er
Kraftsystemutredning for Troms
Side 27
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
det plassert ut kondensatorbatterier ved 11kV eller 22kV samleskinner i utvalgte trafostasjoner,
samt enkelte batterier distribuert ute i fordelingsnettet. I tillegg har man roterende
fasekompensatorer i form av synkrongeneratorene i kraftverkene. Statnett har også en roterende
fasekompensator i nettet, og ett SVC-anlegg. Statisk er det likegyldig for nettet om
kompenseringen skjer ved hjelp av kondensatorbatteri eller ved roterende fasekompensator.
Dynamisk har roterende fasekompensatorer gunstigere egenskaper, da de virker
spenningsstabiliserende.
4.2.3
Overføringskapasitet
Detaljer vedrørende overføringskapasitet er omtalt i [1].
Regionalnettet i utredningsområdet kan ut fra geografi og netteier, deles inn i 6 hovedområder:
Midt – Troms, Balsfjord, Finnsnes / Senja, Tromsø med omland, Lyngen / Skibotn, Nord –
Troms inklusive Kautokeino.
Figur 4-4 Regionalnettet deles inn i seks hovedområder
Beregninger som er utført for å kontrollere om linjenettet er dimensjonert i henhold til lastflyten,
er gjort i tunglast. Det er ved dette tidspunktet at nettet blir hardest belastet. Produksjonen i nettet
er satt til maksimal tilgjengelig vintereffekt, mens belastningene er satt til maksimal belastning i
2002, temperaturkorrigert med 2-års returtid. En oppsummering av lastflyten er gitt i [1].
Tabell 4-1 Trafokapasiteter i utredningsområdet
Omsetningsforhold
Ytelse 1)
Ytelse fordelt på anleggseier
[MVA]
Finnfjord AS
132 / 66 kV
455
132 / 22 kV
402
132 / 11 kV
490
Troms Kraft Nett
Troms Kraft Produksjon
120
Statkraft
Statnett
282
215
132 / 1 kV
0
66 / 22 kV
447
353
20
66 / 11 kV
360
335
25
66 / 1 kV
Ymber AS
455
275
0
1) Treviklingstrafoer er tatt med for to spenningsnivåer
Tabell 4-1 viser en oversikt over trafokapasiteter per eier tilknyttet regional og sentralnett.
Kart med enlinjeskjema over utredningsområdet er vist i [1].
Kraftsystemutredning for Troms
Side 28
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Midt-Troms
Detaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].
Balsfjord
Detaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].
Finnsnes / Senja
Detaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].
Tromsø med omland
Detaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].
Lyngen / Skibotn
Detaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].
Nord – Troms inklusive Kautokeino
Detaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].
Linjer og kabler
I lettlast vil ingen linjer eller kabler bli overbelastet i normal drift.
Det bemerkes at innskutte komponenter i liten grad er tatt hensyn til i framstillingen av
belastningsgrad.
For detaljer vedrørende belastningsgrad henvises det til [1].
Trafoer
I lettlast vil ingen trafoer bli overbelastet i normal drift.
For detaljer vedrørende belastningsgrad henvises det til [1].
4.2.4
Aktiv og reaktiv effektutveksling i utvekslingspunkter
Reaktiv belastning har betydning for energioverføringen i nettet. Overføring av reaktiv effekt
medfører reduksjon i overføringskapasiteten for aktiv effekt og er derfor ikke ønskelig. En
fremstilling av varighetskurver for aktiv og reaktiv utveksling referert transformatorstasjon er vist
i kraftsystemutredning fra år 2006.
4.3
Belastningsdata
På de etterfølgende sidene er lastdata systematisert på ulike måter for å illustrere hvordan
utviklingen har vært de siste 10 år.
Alminnelig forsyning
I kategorien alminnelig forsyning er utetemperaturen den klimafaktoren som påvirker
belastningen desidert mest. Dette skyldes den store andelen av elektrisk romoppvarming som
finnes innenfor denne kategorien. Energi- og effektforbruket for alminnelig forsyning er derfor
temperaturkorrigert ved å bruke metodene angitt i kapittel 3.4.6 og 3.4.7. Kraftkrevende industri
er bare i liten grad temperaturavhengig og er derfor ikke temperaturkorrigert. Det samme gjelder
for utkoplbart forbruk.
Alminnelig forsyning defineres som alt forbruk med unntak av kraftkrevende industri og
utkoplbart forbruk.
Utkoplbart forbruk
Tilkopling av utkoplbar forbruk skjer bare når det er tilstrekkelig ledig kapasitet i nettet.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 29
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
For å øke fleksibiliteten i nettet har TKN valgt å kun tilby uprioritert nettuttak med momentan og
1 timers varslingstid. Utkopling i kategorien momentan styres fra driftssentralen.
Fra og med 1997 har TKN etablert rutiner for timesmåling av utkoplbart forbruk. Før 1997 er
verdiene beregnet, forutsatt en brukstid på 3000 timer. Summen av effekten innen kategoriene
alminnelig forsyning og uprioritert kraft er den effekten som måles i utvekslingspunktene mot
sentralnettet, og som TKN og YMBER oppgir som sin maksimaleffekt.
Kraftkrevende industri
Det finnes kun en bedrift i utredningsområdet som kommer inn under kategorien kraftkrevende
industri. Dette er smelteverket i Finnfjordbotn, Finnfjord AS. Bedriften tok i 2004 ut 850GWh
elektrisk kraft med et maksimaluttak på 116MW. Uttaket i 2004 er det høyeste registrerte uttak
av Finnfjord AS i utredningsperioden. Brukstiden ligger normalt opp mot 8000 timer.
Energiforbruk
Nedenfor er energiforbruket i utredningsperioden systematisert etter følgende kriterier:
• geografisk fordeling
• faktisk / temperaturkorrigert forbruk i et 10 års perspektiv
• fordeling mellom ulike kundegrupper
• fordeling mellom alminnelig forsyning, kraftkrevende industri og utkoplbart forbruk
Geografisk fordeling
1122 GWh
Nedenfor er den geografiske fordelingen mellom de to konsesjonærene (TKN og YMBER) vist.
Finnfjord AS samt Tromsø by er skilt ut fra øvrig lastuttak.
201 GWh
Tromsø by
884 GWh
755 GWh
4.3.1
Finnfjord AS
Ymber
Troms Kraft Nett, eks.
Finnfjord AS og
Tromsø
Figur 4-5 Geografisk fordeling av energiforbruket i utredningsområdet
Figur 4-5 viser geografisk fordeling av energiforbruket i utredningsområdet. Alle tall er gitt i
GWh (temperaturkorrigert energiforbruk, inklusivt utkoplbart forbruk). I tallmaterialet for
Tromsø inngår alle stasjoner på øya, samt stasjonene Kroken, Hungeren og Kvaløya
Det største lasttyngdepunktet er Tromsø by med ca 40 % av det totale lastuttaket i
utredningsområdet. Finnfjord AS forbruker ca 25 % av totallasten, og er den største
enkeltkunden.
Historisk energiutvikling
Kraftsystemutredning for Troms
Side 30
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Målt energiforbruk (ukorrigert) i utredningsområdet (inklusivt utkoplbart forbruk) har hatt en
endring fra 2775 GWh i 2002 til 2763 GWh i 2011. Dette utgjør en lineær endring på 0,0 % per
år.
Det maksimale forbruket som er registrert noe år var i 2004 med 2918 GWh.
Korrigeres det for temperaturvariasjonen i området, kan man se av figur 4-6 side 31, at forbruket
har økt fra 2839 GWh i 2002 til 2962 GWh i 2011. Dette utgjør en lineær endring på 0,5 % per
år.
Det maksimale temperaturkorrigerte forbruket som er registrert noe år var i 2004 med 3047
GWh.
For flere detaljer om det historiske forbruket vises det til [1]. Fremgangsmåte ved
temperaturkorrigering er vist i kapittel 3.4.7.
Faktisk energiforbruk [GWh] 1)
Temperaturkorrigert energiforbruk [GWh] 1)
3500
3000
2500
GWh
2000
1500
1000
500
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-6 Historisk utvikling i elektrisk energiforbruk i utredningsområdet
Figur 4-6 viser historisk utvikling i elektrisk energiforbruk i utredningsområdet. Diagrammet
viser at det maksimale forbruket som ble målt i 10-årsperioden ble registrert i 2001 med 3074
GWh (temperaturkorrigert). Stans i anlegget til Finnfjord AS har bidratt til stor reduksjon i
uttaket for året 2006.
Fordeling mellom ulike kundegrupper
Størst kundegruppe er husholdning med ca 43 % av totalt forbruk.
Størrelsen på de ulike kundegruppene varierer mye innen utredningsområdet. Området rundt
Finnfjordbotn er spesielt der opp mot 90 % er kraftkrevende industri. Dette skyldes et stort
lastuttak hos Finnfjord AS.
For flere detaljer om energifordelingen henvises det til [1].
Kraftsystemutredning for Troms
Side 31
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Industri
5%
0%
13 %
10 %
Handel & tj.
0%
Jordbruk
Husholdning
Offentlig
43 %
20 %
30 %
40 %
Treforedl. & kraft.int.ind.
11 %
50 %
60 %
Energifordeling
70 %
27 %
80 %
90 %
100 %
Figur 4-7 Gjennomsnittlig energifordeling for alminnelig forsyning
Figur 4-7 viser energifordeling for alminnelig forsyning fordelt på kundegrupper i
utredningsområdet.
Fordeling mellom ulike kategorier
Fordelingen mellom de tre kategoriene: alminnelig forsyning, utkoplbar forsyning og
kraftkrevende industri er nokså stabilt med små ”bølgedaler”. Uttaket i kategorien kraftkrevende
industri, hadde en fallende tendens i 2002 og 2003 pga driftsstans ved Finnfjord AS, og høye
kraftpriser i deler av året. Utkoplbart forbruk har vært tilnærmet uendret i hele perioden.
Alminnelig forsyning
Kraftkrevende industri
Utkoplbar forsyning
2500
2000
[GWh]
1500
1000
500
0
2002
2003
2004
2005
2006Årstall
2007
2008
2009
2010
2011
Figur 4-8 Historisk energiutvikling innen hovedgruppene av lastkategorier
Figur 4-8 viser variasjonen mellom de tre kategoriene i utredningsperioden. Alminnelig
forsyning omfatter forbruket i industri, handel & tjenester, jordbruk, husholdning og offentlig
forvaltning. Kraftkrevende industri består av en sluttbruker, Finnfjord AS med direkte uttak fra
132 kV nettet. Uprioritert forbruk kan kobles ut ved varsel, og inngår ikke i den dimensjonerende
belastningen.
4.3.2
Effektuttak
På samme måte som energiforbruket er også effektuttaket i perioden 1995 til 2011 systematisert
etter følgende kriterier:
Kraftsystemutredning for Troms
Side 32
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
• geografisk fordeling
• faktisk- / temperaturkorrigert forbruk i et 10 års perspektiv
• fordeling mellom ulike kundegrupper
• fordeling mellom alminnelig forsyning, kraftkrevende industri og utkoplbart forbruk
Geografisk fordeling
199 MW
Nedenfor er den geografiske fordelingen mellom de to konsesjonærene vist. Smelteverket i
Finnfjordbotn og Tromsø er skilt ut fra øvrig lastuttak.
102 MW
42 MW
Tromsø by
161 MW
Ymber
Finnfjord AS
Troms Kraft Nett, eks.
Finnfjord AS og
Tromsø
Figur 4-9 Geografisk fordeling av effektuttaket
Figur 4-9 viser geografisk fordeling av effektuttaket i utredningsområdet. Effektuttaket er
temperaturkorrigert med 2 års returtid.
Flere detaljer om effektuttaket er vist i [1].
Kraftsystemutredning for Troms
Side 33
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Historisk effektutvikling
Maksimal effekt
Alminnelig forsyning
600 MW
500 MW
[MW]
400 MW
300 MW
200 MW
100 MW
0 MW
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-10 Historisk utvikling av effektuttaket i utredningsområdet2
Figur 4-10 viser det maksimale effektuttaket målt i utredningsperioden. Diagrammet viser at det
maksimale effektuttaket målt i perioden er registrert i 2002 med 558MW. Ser man bare på
alminnelig forsyning var maksimalt effektuttak 442MW. Temperaturkorrigeres effekten (med 2
års returtid) er maksimalverdien 559MW og er registrert i år 2002.
Fordeling mellom ulike kategorier
Kategorien utkoplbart forbruk har også vært rimelig konstant i hele perioden. I kategorien
kraftkrevende industri har uttaket vært tilnærmet konstant i perioden.
Alminnelig forsyning
Kraftkrevende industri
Utkoplbar forsyning
450
400
350
[MW]
300
250
200
150
100
50
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-11 Historisk effektutvikling innen hovedgruppene av lastkategorier
2
Effektuttaket er vist inklusivt utkoplbart forbruk.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 34
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Figur 4-11 viser fordelingen mellom de tre kategoriene: alminnelig forsyning, utkoplbar
forsyning og kraftkrevende industri. Figuren viser at uttaket i alminnelig forsyning svinger en del
i perioden.
Det er vanligvis slik at prisen på elektrisitet (spotpris) er forholdsvis høy når regionalnettet har
sitt maksimale effektuttak. Uprioriterte nettkunder, som gjerne er prisfølsomme, styrer sitt uttak
etter prisen. Med de svingningene en har i spottprisen er det derfor ingen automatikk i at
uprioritert forbrukere går over til olje i tunglastsituasjoner. Ved å koble disse fra nettet ville en
for eksempel i 2008 kunne redusere effekttoppen med ca 26 MW i tunglasttimen.
Kraftkrevende industri har stor brukstid (∼ 8000 timer), og kjører derfor med flat belastning.
Effektuttak i denne kategorien er upåvirket av klima og temperaturforhold.
4.4
Produksjonsdata
Kraftproduksjonen i utredningsområdet er geografisk spredt. Sør og nord i utredningsområdet er
det kraftverk som mater inn i sentral- eller regionalnettet. I tillegg har en småkraftverk som mater
inn i et utstrakt distribusjonsnett (22 kV).
• Detaljer om tilgjengelig vintereffekt, middelproduksjon og andre data er vist i [1].
Installert ytelse i regionens kraftverk er 573 MVA, mens maksimal vinterytelse er 473 MW.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 35
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
4.4.1
Energiproduksjon
Normalproduksjonen av energi i utredningsområdet er . Av kraftverkene i området er det
Statkrafts kraftverk i Straumsmo som produserer mest, med ca 430,0 GWh i normalproduksjon.
Etterfulgt av Innset kraftverk med .
Diagrammet nedenfor viser produksjonen ved kraftverkene i området. Produksjonen er splittet
mellom de ulike produsentene. Ytterligere detaljer er vist i [1].
Ymber
Troms Kraft Produksjon
Norsk Miljøkraft FOU
Middel-produksjon
Statkraft
3000,0
2500,0
2299
[GWh]
2000,0
1500,0
1000,0
500,0
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-12 Grafisk fremstilling av energiproduksjon i utredningsområdet
Figur 4-12 viser en grafisk fremstilling av produksjon i utredningsområdet. Statkraft og Troms
Kraft Produksjon AS er de største produsentene av kraft i området.
Det er flere store kraftverk i utredningsområdet. Detaljer vedrørende energiproduksjon er vist i
[1].
4.4.2
Maksimal vinterytelse
Installert ytelse har vært konstant i perioden 1994 til 2011. I januar 2004 ble Sandhaugen
vindkraftverk idriftssatt med en installert ytelse på 1,5 MVA. Kraftverket er ikke inkludert i
maksimal vinterytelse.
Maksimal vinterytelse for området er 473 MW. Størsteparten av produksjonen er tilknyttet
sentralnettet.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 36
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Distribusjonsnett
Regionalnett
Sentralnett
500,0
450,0
400,0
350,0
[MW]
300,0
250,0
200,0
150,0
100,0
50,0
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-13 Utviklingen av maksimal vinterytelse i utredningsområdet
For detaljer om merkeytelse og maksimal vinterytelse er vist i [1].
4.4.3
Dagens produksjonsanlegg fordelt på nettnivå
Det finnes i dag 19 kraftstasjoner med 29 generatorer innenfor utredningsområdet. Av disse er 7
stasjoner tilknyttet regional- eller sentralnettet, med en total maksimal vinterytelsen på 440,8
MW. De øvrige stasjonene er tilknyttet distribusjonsnettet og har en maksimal vinterytelse på
32,6 MW.
I [1] er det vist en detaljert oversikt over alle kraftstasjonene i området, og nøkkeltall for disse.
4.4.4
Kondensatorbatteri
Det er installert 12 kondensatorbatteri, fordelt rundt i nettet. Total installert ytelse er 78,3 MVAr.
[1] viser detaljer om hvert enkelt batteri samt hvilken stasjon det er tilknyttet.
4.5
Kraftbalanse
Kraftbalansen fremkommer som differansen mellom produksjon og forbruk i området.
Utkoplbart forbruk er ikke inkludert i forbruket.
4.5.1
Energi
Utredningsområdet har vært, og er fortsatt, et underskuddsområde for elektrisk energi.
Underskuddet har variert mye fra år til år i perioden fra 2002 til 2011. Størst underskudd var i
2011 med liten produksjon og høyt forbruk. I enkelte år er underskuddet lite dersom det er stans
ved Finnfjord AS, samt ved høye priser pga. frykt for strømkrise. Det er derfor grunn til å vente
at underskuddet vil øke inntil en eventuell ny produksjon blir bygget ut.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 37
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Produksjon
Last
Sum for utredningsområdet
3500
3000
2500
Energi [GWh]
2000
1500
1000
500
0
-500
-1000
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-14 Historisk utvikling av energibalansen i utredningsområdet
Figur 4-14 viser utvikling i energibalansen i utredningsområdet. Last er ikke temperaturkorrigert
og produksjon er ut fra faktisk produksjon. I et normalår for produksjon og forbruk forventes
underskuddet å bli over 800 GWh.
For ytterligere detaljer omkring utviklingen i energibalansen er vist i [1].
Geografisk energifordeling
170 GWh
Ymber
-1064 GWh
Troms Kraft Nett
Figur 4-15 Kraftbalanse geografisk fordelt i utredningsområdet, GWh
Figur 4-15 viser kraftbalansen i år 2011 geografisk fordelt i utredningsområdet og inkluderer
produksjon matet inn fra sentralnettsanlegg. Figuren illustrerer lokalitet på lastuttak i forhold til
produksjon. Produksjonstall er basert på faktisk produksjon mens lasten er basert på
temperaturkorrigert last. Negativ verdi viser produksjonsunderskudd. Som vist i figuren er det i
YMBER sitt område et lite overskudd, mens det i TKN sitt område er et stort underskudd.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 38
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
-1000
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
-1200
2003
2002
-100
-110
-1400
-120
-1600
-130
-1800
-2000
-140
-2200
-150
-2400
-160
-2600
-2800
-170
Figur 4-16 Historisk geografisk kraftbalanse i regionalnett, GWh
Figur 4-16 viser kraftbalansen for energi i regionalnettet målt mot sentralnettet. Produksjon på
regionalnettsnivå er for liten til å balansere ut lasten slik at en er avhengig av økt overføring i
sentralnettet. Balansen per år 2011 var i TKNs konsesjonsområdet på -2413 GWh mens den i
YMBERs område var -160 GWh. Produksjonstall er basert på faktisk produksjon, mens lasten er
basert på temperaturkorrigert last.
Effekt
Effektbalansen i området har endret seg fra et underskudd i starten av perioden til å ligge i
balanse i slutten av perioden. I 2002var underskuddet størst med -85 MW. Produksjonen i
området har vært tilnærmet konstant i perioden, så økningen i underskuddet skyldes økt lastuttak.
Produksjon
Last
Sum for utredningsområdet
600
500
400
300
[MW]
4.5.2
200
100
0
-100
-200
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-17 Utvikling av effektbalansen i utredningsområdet
Ytterligere detaljer vedrørende utviklingen i effektbalansen er vist i [1].
Kraftsystemutredning for Troms
Side 39
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Geografisk fordeling av effektuttak
Ymber
-75 MW
44 MW
Troms Kraft Nett
Figur 4-18 Kraftbalansen geografisk fordelt i utredningsområdet, MW
Figur 4-18 viser kraftbalansen geografisk fordelt i utredningsområdet fordelt på de to
konsesjonsområdene og inkluderer produksjon matet inn fra sentralnettsanlegg. Figuren
illustrerer lokalitet på lastuttak i forhold til produksjon. Produksjonstall er basert på maksimal
vintereffekt, mens uttaket er basert på maksimalverdi i 2011 (temperaturkorrigert 2 års returtid).
Negativ verdi viser produksjonsunderskudd. Som vist i figuren er det i YMBER sitt område et
lite overskudd, mens det i TKN sitt område er et stort underskudd.
Detaljer er vist i [1].
-390
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
-370
0
2002
-350
-5
-10
-15
-410
-20
-430
-25
-450
-30
-470
-35
-490
-40
Figur 4-19 Historisk geografisk kraftbalanse i regionalnett, MW
Figur 4-19 viser kraftbalansen for effekt i regionalnettet målt mot sentralnettet. Produksjon på
regionalnettsnivå er for liten til å balansere ut lasten slik at en er avhengig av økt overføring i
sentralnettet. Dette illustrerer hvordan sentralnettet må dimensjoneres for å sikre effektdekning i
underliggende regionalnett. Balansen per år 2011 var i TKNs konsesjonsområdet på -398 MW
Kraftsystemutredning for Troms
Side 40
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
mens den i YMBERs område var -38 MW. Produksjonstall er basert på normalproduksjon ved
vinterytelse, mens lasten er basert på temperaturkorrigert last (2-års returtid).
4.6
Driftsforhold av betydning for utnyttelse av dagens kraftsystem
Investeringer i kraftsystemet har lang teknisk levetid, og gjør derfor nytte i systemet i mange år.
For å oppnå en optimal dimensjonering og drift av regionalnettet tilsier dette en høy grad av
utnyttelse. Mange faktorer vil påvirke i hvor sterk grad kraftsystemet tåler en høy utnyttelse:
• Nettets tilstand
• Spenning og kompensering
• Tap
• Nettvern
• Komponentsvikt
• Kortslutningsforhold
• Revisjonsintervall
I det etterfølgende beskrives de enkelte punktene.
Nettets tilstand.
Aldersfordelingen er en viktig indikator når en skal vurdere nettets tilstand. I det etterfølgende
presenteres aldersfordelinger for komponentene luftledning, kabel og trafoer. Flere detaljer om
nettkomponentene er vist i [1].
Luftledning
Figurene under viser aldersfordelingen for 66- og 132 kV luftlinjer som inngår i regionalnettet i
utredningsområdet.
En stor del av 132 kV luftnett ble bygd i perioden 1960-1980. Det betyr at enkelte av ledningene
er over 40 år.
TKN 132 kV
SN 132 kV
NTK 132 kV
140,00
120,00
100,00
80,00
[km]
4.6.1
60,00
40,00
20,00
0,00
1964
1968
1972
1976
1980
1984
1988
1992
1996
2000
2004
2008
1967
1971
1975
1979
1983
1987
1991
1995
1999
2003
2007
2011
År
Figur 4-20 Alderssammensetning for 132 kV luftlinjer
Kraftsystemutredning for Troms
Side 41
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Som for 132 kV luftnett ble mesteparten av 66 kV nettet bygd i perioden 1960-1980. For
YMBER er det vesentligste av luftnett bygd på 60 tallet.
TKN 66 kV
SN 66 kV
NTK 66 kV
160,00
140,00
120,00
[km]
100,00
80,00
60,00
40,00
20,00
0,00
1964
1968
1972
1976
1980
1984
1988
1992
1996
2000
2004
2008
1967
1971
1975
1979
1983
1987
1991
1995
1999
2003
2007
2011
År
Figur 4-21 Alderssammensetning for 66 kV luftlinjer
Kraftsystemutredning for Troms
Side 42
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Kabel
Figuren under viser aldersfordelingen for 66 og 132 kV PEX og oljekabler som inngår i sentral
og regionalnettet i utredningsområdet.
Lange overføringsavstander har gjort at utbredelsen av kabler ikke er stor i utredningsområdet.
Fra 1975 finner en de eldste PEX-kablene. En vil måtte forvente at utbredelsen av "vanntre" –
dannelse vil øke i årene framover. Per i dag finnes det ingen sikre metoder for å detektere
begynnelsesfase av tredannelsen, men det arbeides med slike metoder. Når slike forefinnes, kan
en rehabilitere PEX-kabler som er "vanntreskadet", under planlagte utkoblinger.
TKN 132 kV
NTK 132 kV
TKN 66 kV
NTK 66 kV
20,00
18,00
16,00
Lengde [km]
14,00
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
1964
1968
1972
1976
1980
1984
1988
1992
1996
2000
2004
2008
1967
1971
1975
1979
1983
1987
1991
1995
1999
2003
2007
2011
Årstall
Figur 4-22 Alderssammensetning for kabler i utredningsområdet
I utredningsområdet er det også 5 km med 132 kV sjøoljekabler, som tilhører TKN. Disse
kablene ble lagt i 1976. I tillegg finnes 2,4 km med 132 kV sjøoljekabler fra 1962 som er utleid i
sentralnettsordningen.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 43
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Trafoer
Figurene under viser aldersfordelingen for trafoytelsen i trafostasjoner (nedtransformering til 11
og 22 kV) i utredningsområdet.
TKN
Troms Kraft Produksjon
Statkraft
NTK
Finnfjord AS
300,00
250,00
[MVA]
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
1952 1956 1960 1964 1968 1972 1976 1980 1984 1988 1992 1996 2000 2004 2008
1955 1959 1963 1967 1971 1975 1979 1983 1987 1991 1995 1999 2003 2007 2011
Årstall
Figur 4-23 Alderssammensetning for trafoer i utredningsområdet
I 20 års perioden fra 1975 har det vært en jevn tilvekst på trafoytelse i sekundærstasjonene. En
mindre del av ytelsen er utbygd før 1970, slik at en vesentlig del av denne har en driftstid på 30
år eller mindre. Når en sammenholder total trafoytelse i TKN med registrert maksimalbelastning
referert trafostasjonene, så vil utnyttelsesgraden være ca 38 % (inkl. uprioritert kraft) for
maksimaltimen i 2002. Den lave utnyttelsesgraden skyldes i hovedsak at det i utredningsområdet
er benyttet dupliserte trafoer i stasjonene, av hensyn til leveringspålitelighet.
4.6.2
Flaskehalser i nettet
På regionalnettsnivå er det per i dag ingen kjente flaskehalser. Fremtidig økning i lastuttak til
lavere nettnivå vil medføre vurdering av fremtidige investeringer for å unngå eventuelle
fremtidige flaskehalser.
4.6.3
Spenning og kompensering.
For å holde tilfredsstillende spenning i høylastsituasjoner, og for å redusere aktivt og reaktivt
effekttap, har en i utredningsområdet installert kondensatorbatterier på utvalgte steder i nettet.
Plasseringen framgår av anleggslisten omtalt i [1]. I tillegg vil en kunne ta ut et visst kvantum
reaktiv effekt fra kraftstasjonene. Behovet for nye kondensatorbatterier vurderes etter ønske om
ikke å ta ut reaktiv effekt fra sentralnettet, og ikke å transportere for store kvanta reaktiv effekt i
regionalnettet. I tillegg må en ha tilstrekkelig reaktiv effekt for å holde spenningen oppe i
feilsituasjoner.
4.6.4
Tap
Nettapet i TKNs regionalnett utgjør ca 2,3 % av den energimengden som mates inn fra
sentralnettspunktene og fra kraftverkene i regionalnettet.
Nettapet i regionalnettet i utredningsområdet påvirkes i det store og hele av forbruket i
underliggende distribusjonsnett. Dette skyldes at regionalnettet har stor utstrekning under flere av
Kraftsystemutredning for Troms
Side 44
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
sentralnettspunktene, samtidig som innmating av kraft i regionalnettet er liten. Dette illustreres i
figuren under.
Levert energi ex tap
Innmating fra kraftverk i regnett
Nett-tap reg-nett(sek verdiakse i GWh)
Nett-tap dist-nett (sek verdiakse i GWh)
180
3 500
160
3 000
140
2 500
2 000
100
1 500
80
[GWh]
[GWh]
120
60
1 000
40
500
20
0
0
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
[år]
Figur 4-24 Nettapene varierer med forbruket
Av figuren går det fram at tapet i regionalnettet generelt følger levert energi i underliggende
distribusjonsnett (ikke temperaturkorrigert). For sammenligningens skyld er tapene i
fordelingsnettet vist i samme figur.
Energiflyt i TK’s Nett - 2011 (2010) i GWh
581,0
(580,2)
TKP’s
kraftverk
Sentralnett
353,2
(327,5)
FS
9,9
2478,6
(2264,9)
126,3
(119,0)
(11,0)
Regionalnett
69,8
(70,3)
Tap
Vindkraft
NMK
Fra 01.03.04
NTK
5,7
(4,2)
1,0
(3,4)
2080,5
(2012,9)
Lokalnett
104,0
(96,0)
Tap
2108,4
(2034,2)
Kunder
(ca 67000 målepunkt)
Figur 4-25 Oversikt over energiflyten i TKNs forsyningsområde
Av de totale tapene oppstår normalt 55 % i distribusjonsnettet og 45 % i regionalnettet.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 45
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Momentane tap i nettet varierer proporsjonalt kvadratet av belastningen. Det betyr at dersom
belastningsgraden og / eller forbruksmønsteret varierer, så vil også tapskvantumet variere.
4.6.5
Nettvern
Ved ekstrem topplast eller feilsituasjoner kan det oppstå effektsvikt og/eller termisk overlast i
regionalnettet. For å hindre kollaps under slike ekstremsituasjoner er det innført
belastningsfrakobling (BFK) som nettmessig tiltak. Dagens BFK beskrives i tabellen under.
Tabell 4-2 Intervaller i dagens BFK i utredningsområdet
Stasjon
Hungeren
Kvaløya
Charlottenlund
Storslett
Spenning
Frekvens
Effekt
Tid
[kV]
[Hz]
[MW]
[s]
11/22
22
11
22
48.5
48.0
47.5
48.0
35
25
40
10
Momentan
0.15
0.15
Momentan
I tillegg har TKN montert BFK ved Finnfjord AS. Størrelsen på den utkoblede lasten bestemmes
av den totale lastsituasjon i nettet. Finnfjord AS har også avtale om belastningsfrakobling i
anstrengte belastningssituasjoner i sentralnettet.
4.6.6
Komponentsvikt
Innføringen av FASIT i regionalnettet vil med tiden gi en statistikk som vil opplyse hvilke
sviktfrekvenser som foreligger for komponenter i utredningsområde. Foreløpig er antall svikt for
få til at det er mulig å finne pålitelige sviktfrekvenser. Inntil videre benyttes derfor feilstatistikk
fra Statnett.
4.6.7
Kortslutningsforhold
Statnett har utarbeidet 3-fase kortslutningsverdier i 132 kV nord-nettet.
Verdiene presenteres i [1] og er et utdrag av Statnetts kartlegging av kortslutningsytelser i nettet.
Beregningene for maksimal kortslutningsytelse er utført med maksimal produksjon (roterende
ytelse) inne, mens minimal ytelse er utført med sterkt redusert produksjon innkoblet.
Per i dag kreves det ingen spesielle nettmessige tiltak (reaktorer og driftskobling) for å begrense
kortslutningsverdiene i nettet. Dersom roterende ytelse øker i tiden framover, eller at nye sterke
kraftforbindelser bygges, vil en være oppmerksom på at økte kortslutningsverdier stiller større
krav til effektbrytere og bryteevne.
4.6.8
Revisjonsintervall
Revisjoner er lagt til perioden fra og med mai til og med september. Ved utkobling av
trafostasjoner, og annen hovedforsyning skjer dette i koordinasjon mot fordelingsnettet. Planlagte
arbeider i fordelingsnettet utføres når stasjonsforsyningen likevel er utkoblet. På denne måten
søker en å minimalisere kunders ulemper ved å redusere hyppigheten og varigheten av planlagte
utkoblinger.
4.6.9
Driftssentraler i utredningsområdet
Driftsentral Troms Kraft AS
Troms Krafts Driftssentral er døgnbemannet. Driftssentralens primære oppgave er fjernkontroll
av nett, trafostasjoner og produksjonsanlegg med tilhørende vannsystem. For sentral- og
regionalnett, innehar Driftssentralen funksjon som leder for kobling. Dette gjelder også for
produksjonsanlegg tilhørende eller administrert av Troms Kraft.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 46
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
I dette arbeidet inngår blant annet planlegging, rapportering, registrering av feil og avbrudd, og
koordinering av revisjoner.
Driftssentral Ymber AS
Ymber AS har regionalnett som er tilknyttet sentralnettet. Alle anlegg på dette nivået kan
fjernstyres via driftssentralen. Dette gjelder også produksjonsanlegg som kan mate inn på
regionalnettet.
Driftsentralen er bemannet med en døgnkontinuerlig hjemmevaktsordning. Turnusen er delt på 7
personer med en varighet på en uke per vakt.
Det er ikke formalisert samarbeidsavtaler mellom driftsentralene i utredningsområdet.
4.7
Overføringstariff/inntektsramme innen utredningsområdet
4.7.1
Utvikling i overføringstariff
Hver enkelt netteier utarbeider egen nettariff mot de kunder som tar ut kraft fra hans nett.
Inkludert i tariffen er også sentralnettskostnadene (kostnader fra overliggende nett). Fra og med
2003 er det benyttet punktvis marginaltap for hvert uttak i regionalnettet. Sluttbrukere direkte
tilknyttet regionalnettet erfarer derfor et energiledd som er produktet av systemprisen time for
time og gjeldende marginaltapssats for uttak/innlevering i aktuelt utvekslingspunkt for en gitt
tidsperiode. For produsenter er fastleddet i sentralnettet videreført, med det resultat at
produsenten ikke bidrar til å dekke faste kostnader i regionalnettet. I kategorien ”innmating”
tarifferes kraftverkene i distribusjonsnettet etter samme prinsipp som kraftverk i regionalnettet.
Dette fordi en ønsker å honorere de kraftverkene som reduserer tapene i nettet, og straffe de
kraftverkene som øker tapene i nettet.
I tariffarbeidet vektlegges følgende 3 forhold (i uprioritert rekkefølge):
• Forutsigbarhet: Dvs. tariffene skal svinge minimalt fra år til år
• Ansvarlighet: Dvs. tariffen skal gi incitament til riktig utnyttelse av nettet (insentivvirkning)
• Prisriktighet: Dvs. tariffen skal være riktig i forhold til den kvaliteten vi leverer
Under følger en drøfting av kundekategoriene med størst omsetning:
Husholdning liten
TKNs nettleie er stabil og ligger under snittet i Nord-Norge, og landsgjennomsnittet. (Merk at
alle tall er eksklusive merverdiavgift for å kunne sammenligne hele landet). YMBERs nettleie
ligger over begge snittene.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 47
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Figur 4-26 Nettleie husholdning 20 000 kWh, ekskl forbruksavgift og mva
Mellomstore sluttbrukere
Denne gruppa omfatter alle kundetyper mellom 100 000 og 400 000 kWh. I TKN gis kundene en
mulighet til å velge en alternativ tariff uten effektledd. En slik tariff kan være et alternativ for
kunder med dårlig brukstid (høyt effektuttak i kW i forhold til energiforbruket).
For TKN er nivået på nettleien i perioden stabil. TKN ligger under landsgjennomsnittet mens
YMBER ligger over landsgjennomsnittet.
Figur 4-27 Nettleie næring 160 MWh, u/mva
Kraftsystemutredning for Troms
Side 48
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Store sluttbrukere
Denne kundegruppa omfatter alle kunder over 400.000 kWh som er tilknyttet på lavspentnivå
(nettstasjon). Kundegruppa omfatter både næring, storhusholdning og annen tjenesteyting. TKN
ligger på nivå med landsgjennomsnittet, mens YMBER ligger over landsgjennomsnittet.
Figur 4-28 Nettleie næring 1,6 GWh, u/mva
4.7.2
Prognosert inntektsramme for år 2012
Inntektsrammene representerer grunnlaget for overføringstariffene, og selskapene må håndtere
sine kostnader i nettvirksomheten inkludert avkastning innenfor rammen. Nettselskapenes
inntektsrammer oppdateres årlig på bakgrunn av forventet endring i prisnivået representert ved
konsumprisindeksen (KPI), forventet spotpris, forventet NVE-rente og økning i nyinvesteringer.
Tabell 4-3 Inntektsramme for netteiere i utredningsområdet
Prognose på innteksramme for 2012
Sentral - Regional og distribusjonsnett
Navn
DEA - resultat for år 2012
Ymber
Troms Kraft Nett
Totalt
1,0261
1,1224
Innteksramme for år
2012 (tall i 1000)
74 368
430 773
505 141
Tabell 4-3 viser en oversikt over prognosert inntektsramme for YMBER og TKN.
Inntektsrammen angir øvre grense for hva som kan hentes inn gjennom tariffen. Verdiene angir
samlet inntektsramme for både sentral, regional og distribusjonsnett. Inntektsrammen fordeles på
de respektive nettnivåene etter objektive kriterier.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 49
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
4.8
4.8.1
Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet
Spenningsforhold
Etter at TKN installerte trafo i en trafostasjon i Lenvik, har en ikke lenger spenningsproblemer i
regionalnettet. Inngangsspenningen i alle trafostasjoner er så høy at spenningsregulatoren kan
regulere spenningen på sekundærsiden til ønsket nivå (22 eller 11 kV).
4.8.2
Mekaniske forhold
Linjene befares med jevne mellomrom. Det er opp til hver enkelt netteier å avgjøre hvor ofte
dette skal gjøres. Det finnes ikke felles retningslinjer for hvordan kontrollen skal utføres.
TKN utfører systematisk termofotografering av alle linjer og trafostasjoner hvert annet år. Dette
medfører at begynnende feil lukes ut før større driftsforstyrrelser oppstår. I tillegg termograferes
nye anlegg for å ha et sikkert fødselsbilde av anlegget for å kunne se utviklingen over tid.
I tillegg har TKN startet et tilstandsprosjekt der kvaliteten på nettkomponentene vurderes og
dokumenteres. Prosjektet tar først for seg distribusjonsnettet før regional- og sentralnettet skal
gjennomgås.
Leveringspålitelighet
TKN har det siste året hatt en endring i antall avbrudd fra 3,58 avbrudd per rapporteringspunkt i
2010 til 3,57 i 2011. Dette er en endring på -0,3 % i forhold til 2010. Trenden for antall avbrudd
per rapporteringspunkt viser en endring på -3,7 % per år fra 2002 til 2011. Varigheten på avbrudd
per rapporteringspunkt siste året har hatt en endring fra 7,04 timer i 2010 til 5,12 timer i 2011.
Dette tilsvarer -27,3 % fra 2010 til 2011. Trenden fra år 2002 viser til en endring på -4,4 % per
år. På kort sikt viser trenden en utvikling på -0,5 % per år for antall avbrudd og -7,8 % per år for
varigheten siden år 2007.
Antall avbrudd pr RP pr år. (stk)
Snitt Norge (antall pr år)
6,00
5,00
Antall per rp.pkt
4.8.3
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-29 Antall avbrudd per rapporteringspunkt
Figur 4-29 viser antall avbrudd per rapporteringspunkt for TKN og landsgjennomsnittet. TKN
ligger noe over landsgjennomsnittet når man betrakter antall avbrudd per rapporteringspunkt.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 50
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Årlig avbruddstid pr RP (Timer)
Snitt Norge. (Timer/år)
10,00
9,00
Timer per rp.pkt
8,00
7,00
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-30 Avbruddstid per rapporteringspunkt
Figur 4-30 viser avbruddstid per rapporteringspunkt for TKN og landsgjennomsnittet. TKN
ligger noe over landsgjennomsnittet når man betrakter avbruddstid per rapporteringspunkt.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 51
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Faktisk ikke levert energi
ILE avhenger i stor grad av hvilket nettnivå en feilsituasjon oppstår i og med at konsekvensen av
en feil øker ved høyere nettnivå. Faktorer som i tillegg til nettnivå påvirker ILE er tidsrom for
leveringssvikt. Tidsrommet regnes som tiden fra en feilsituasjon oppstår til feilen er utbedret eller
forsyning er gjenopprettet. ILE vil dermed være den energien som normalt ville blitt levert, men
som grunnet feil ikke ble levert kunde.
Tabell 4-4 ILE per nettnivå og kundegruppe for TKN
År
SUM ALLE NETT SENTRALNETT REGIONALNETT DISTRIBUSJONSNETT
2011
01 INDUSTRI
02 HANDEL OG TJENESTER
03 JORDBRUK
ILE (MWh)
ILE (MWh)
ILE (MWh)
ILE (MWh)
85,7
0,0
32,1
53,6
108,2
0,0
46,4
61,8
21,4
0,0
5,5
16,0
04 HUSHOLDNING
486,9
0,0
159,3
327,6
05 OFFENTLIG
153,0
0,0
43,3
109,7
06 TREFOREDLING OG KRAFT. IND.
Total ILE
0,3
0,0
0,1
0,2
855,5
0,0
286,7
568,8
Tabell 4-4 viser faktisk ikke levert energi per nettnivå og kundegruppe tilknyttet nett i TKNs
konsesjonsområde.
01 INDUSTRI
02 HANDEL OG TJENESTER
03 JORDBRUK
04 HUSHOLDNING
05 OFFENTLIG
06 TREFOREDLING OG KRAFT. IND.
900,0
800,0
700,0
600,0
[MWh]
4.8.4
500,0
400,0
300,0
200,0
100,0
0,0
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-31 Historisk utvikling ILE per kundegruppe
Figur 4-31 viser utvikling i faktisk ikke levert energi per kundegruppe i TKNs
konsesjonsområde. Figuren tar kun hensyn til ILE per kundegruppe fra og med år 2007. Eldre
statistikker er ikke tatt med da disse vil medføre misvisning grunnet omlegging som er foretatt i
kundegrupperinger.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 52
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Distribusjonsnett
Regionalnett
Sentralnett
1200,0
1000,0
[MWh]
800,0
600,0
400,0
200,0
0,0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Årstall
Figur 4-32 Historisk utvikling ILE per nettnivå
Figur 4-32 viser utvikling i faktisk ikke levert energi per nettnivå i TKNs konsesjonsområde. Av
figuren går det frem at ILE i nettnivå som sentral og regionalnett forholder seg relativt stabilt
mens ILE i distribusjonsnett varierer noe mer. Forhold som påvirker ILE er nærmere beskrevet i
kapittel 4.8.3.
4.8.5
Kvalitetskontroll
Spenning
I normal drift vil spenningen være innenfor akseptable grenser i alle trafostasjoner. Grenser for
hva som er akseptabelt er vist i kapittel 3.4.3.
Frekvens
Nettfrekvensen er bestemt av nasjonale kontraktsvilkår, som er dokumentert i Nordels
retningslinjer.
Motorstarter
For at større kunder ikke skal forårsake forstyrrelser i nettet, spesielt der vi har svake nett, er det
satt krav til kunden mht motorstarter og annet lastpåslag, som kan påvirke kvaliteten i nettet
overfor andre kunder.
Følgende krav er satt til motorstarter og lastpåslag som kan påvirke kvaliteten.
• Maksimalt tillatt spenningsfall ved oppstart av motorlaster uten hyppige starter (hyppige
starter er definert som flere enn 12 starter/døgn eller mer enn 1 start/time) er 5 % av nominell
spenning (RMS-verdi).
• Maksimalt tillatt spenningsfall ved oppstart av motorer med hyppige starter må fastsettes
individuelt avhengig av hyppigheten. Kravet varierer mellom 2 og 5 %.
• Dersom kunde/konsulent ikke greier å oppgi fornuftige verdier for hyppighet av oppstart, må
selvfølgelig den strengeste spenningsgrensen benyttes.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 53
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
Mulige unntak
• For store motorer (> 35 kW, vurderes i forhold til plassering i nettet) bør startstrøm begrenses
til 1 - 2 x merkestrøm.
• Netteier velger det strengeste kravet av 1-2 x merkestrøm eller spenningsfall målt i % (se
over).
• Nettkunden skal bruke nettet på en slik måte at det ikke forstyrrer netteierens tekniske drift
eller strømforsyning til andre nettkunder.
• Netteier kan kreve umiddelbar utbedring av anlegg for anleggseier regning dersom elektrisk
kraft blir brukt på en måte som volder problemer for netteierens tekniske drift eller leveranse
til andre nettkunder.
Spenningsfallet måles i utvekslingspunktet mellom TKN og nettkunden.
Vindkraft og annen innmating
I den senere tid er det kommet flere forespørsler angående vindkraft samt mini- og mikro –
vannkraftverk.
TKN har i den forbindelse laget en beskrivelse på hva disse produsentene har lov til å påvirke
kvaliteten i vårt nett. Noen generatortyper vil forbedre spenningskvaliteten, mens andre typer vil
forverre kvaliteten, betydelig.
For vindturbiner forholder vi oss til SINTEF Energiforskning sin anbefaling "TR A5329
Retningslinjer for tilkobling av vindkraftverk"
Følgende krav er satt til produsenter som mater inn i TKN sitt nett.
• Langsomme spenningsvariasjoner – innmatingen skal ikke bidra med mer enn + / - 4 %
spenningsendring i distribusjonsnettet
• Flimmerbidraget skal være mindre enn Plt = 0,5 for "long term" flimmer (2 timer) og Pst =0,7
for "short term" flimmer (10 minutter) iht. IEC 61000-3-7 [1].
• Spenningsdipp ved start og stoppforløp av turbiner - skal ikke gi spenningsendring over 4 %
av nominell spenning.
• Overharmoniske bidrag. For at produsentene skal holde seg innenfor kravet i henhold til IEC
61800-3 [1], skal kortslutningsforholdet (Sk / Sn) ved nettilkoblingspunktet være bedre enn
20 (kortslutningsytelse Sk over omformerytelse Sn).
Målinger av kvaliteten
TKN har høy kompetanse på måling av spenningskvalitet i nettet, med et stort utvalg av
instrumenter, for eksempel PQ – node, PowerGuide, MedCal, MultiMedCal. TKN har også vært
med i flere prosjekter i regi av SINTEF Energiforskning.
TKN har i tillegg startet opp et prosjekt for kontinuerlig logging av nettkvaliteten i våre største
stasjoner. Dette for å kunne se kvaliteten på det som mates inn i distribusjonsnettet. I disse
stasjonene er det mulig å logge bl.a. I, U, kVA, kVAr, kWh, harmoniske, interharmoniske,
transienter (ned til under 1 mikrosekund), flikker, overspenning, DIP, avbrudd med mer, inkl
EN50160. Dette logges i henhold til den nye forskriften om leveringskvalitet av 1.1.2005.
Dette systemet vil automatisk sende en e-post til overordnet vakt, med varsling når hendelser
inntreffer i nettet, og når kvaliteten kommer utenfor kravene.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 54
Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.
4.8.6
Forsyningssikkerheten i området
Forsyningssikkerheten beskriver kraftsystemets evne til å sørge for pålitelig leveranse av strøm
til enhver tid, og består av to dimensjoner:
•
Kraftbalanse, dvs. balanse mellom produksjon og forbruk.
•
Systemsikkerheten, dvs. systemets evne til å handtere feilhendelser uten at det rammer
brukerne av kraftnettet.
Forsyningssikkerheten betraktes som god i de deler av nettet hvor en har momentan reserve. På
steder hvor regionalnettet har karakter av ensidig innmating med begrenset reserve i
underliggende nett, er forsyningssikkerheten satt ”under lupen” i ROS – prosjektet (Risiko Og
Sårbarhet) som TKN er i ferd med å gjennomføre.
4.9
Gjennomførte endringer i anlegg
Kraftsystemutredning for Troms
Side 55
5
FREMTIDIGE
OVERFØRINGSFORHOLD
5.1
Belastningsdata
Effekt og energi er en knapphetsfaktor, grunnet innenlands utvikling og eksportavtaler med
utlandet. For å kunne forutsi utviklingen av kraftsystemet, vil en være avhengig av prognoser for
framtidig energi- og effektutvikling. Det vil også være nyttig med prognoser for å kunne forutsi
hvilken pris man skal legge til grunn ved verdifastsettelse av nettap.
Viktige parametere som påvirker utviklingen av energi- og effektbalansen i utredningsområdet
er:
• Samfunnsutviklingen generelt (mobilitet, fraflytting etc.)
• Utviklingen innen fiskeriene og kraftkrevende industri
• Prisutviklingen på elektrisitet kontra andre substitutter
• Ny krafttilgang via eksisterende og nye alternativer, for eksempel vindkraft og biokraft
• Energisparing
• Effektstyring direkte, eller via tariff.
Som følge av den nye energiloven fra 1991 stilles det ikke lenger krav til egenoppdekning for
energiverkene. Det er likevel viktig å studere utviklingen i kraftbalansen, da denne indikerer
hvordan "omkringliggende" nett må tilpasses og dimensjoneres for å takle fremtidig effekt- og
energibalanse i utredningsområdet.
Beregninger utført vedrørende effekt/energibehov baseres på to prognoser.
Last-Høy
Lastprognosen for disse to scenarioene baseres på en delvis trendfremskriving av historisk
effektbehov og energiutveksling i regionens trafostasjoner. Det er også lagt til grunn at alle
kjente/planlagte nye punktlaster rundt om i regionen realiseres. Nye punktlaster som er lagt til
grunn er vist i [1]. Referanseverdi for trendfremskriving baserer seg på regionalnettets makstime
i 2002. Dette året er representativt for forbruk under normale prisforhold.
Last-Lav
Lastprognosen for disse to scenarioene baseres på at ny planlagt/kjente punktlast rundt om i
regionen ikke realiseres. Utvikling i energi og effektbehov i regionen baseres på
trendfremskriving av historisk behov, referanseår:2002.
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Prognosert energiforbruk
Energibehovet varierer mye fra stasjon til stasjon. [1] gir en detaljert oversikt over prognosen
for de ulike stasjonene.
Generelt forventes det størst økning i by og bynære strøk, samt i fiskerisektoren.
Pronosert energiforbruk for perioden - Last - Høy 2012 til 2021 [GWh]
4000
3500
3000
Energi [GWh]
5.1.1
2500
2000
1500
1000
500
0
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Figur 5-1 Prognosert energiuttak for kommende periode (Last-Høy)
Figur 5-1 viser prognosert energibehov ut fra kjente byggeplaner og trendfremskriving fra
referanseåret 2002. Prognosen viser en endring i energibehovet på ca 51,9 % i perioden, eller
lineært 4,3 % per år frem mot slutten av utredningsperioden.
En endring i forutsetningene for fremtidige investeringer innen byggebransjen,
industrivirksomhet eller fiskerinæring med mer, kan medføre energibehov forskjellig fra
fremstillingen i figur 5-1.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 57
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Pronosert energiforbruk for perioden - Last-Lav 2012 til 2021 [GWh]
4000
3500
Energi [GWh]
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Figur 5-2 Prognosert energiuttak for kommende periode (Last-Lav)
Figur 5-2 viser en alternativ prognose innen energibehovet i regionen. Utviklingen forutsetter at
planlagte utbygginger i regionen uteblir samt at aktivitet innen eksisterende større
industrivirksomhet legges ned i løpet av utredningsperioden. Prognosen vil gi en endring i
energibehovet på ca 37,2 % i perioden, eller 3,2 % per år frem mot slutten av
utredningsperioden.
Prognosert effektuttak
Utviklingen i effektuttaket vil imidlertid variere mye fra stasjon til stasjon. Generelt er det i
første rekke de bynære strøk som får den største økningen, med enkelte store punktlaster i
kystnære strøk.
Prognosert effektuttak i perioden - Last-Høy 2012 til 2021 [MW] 3) 4)
700
600
500
Effekt [MW]
5.1.2
400
300
200
100
0
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Figur 5-3 Prognosert effektuttak for kommende periode (Last-Høy)
Kraftsystemutredning for Troms
Side 58
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Figur 5-3 viser prognosert effektbehov ut fra kjente byggeplaner og trendfremskriving fra
referanseåret 2002. Prognosen viser en endring i effektbehovet på ca 5,7 % i perioden, eller
lineært 0,6 % per år frem mot slutten av utredningsperioden.
Prognosert effektuttak i perioden - Last-Lav 2012 til 2021 [MW] 3) …
700
600
Effekt [MW]
500
400
300
200
100
0
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Figur 5-4 Prognosert effektuttak for kommende periode (Last-Lav)
Figur 5-4 viser en alternativ prognose innen effektbehovet i regionen. Utviklingen forutsetter at
planlagte utbygginger i regionen uteblir samt at aktivitet innen eksisterende større
industrivirksomhet legges ned i løpet av utredningsperioden. Prognosen vil gi en endring i
effektbehovet på ca -8,2 % i perioden, eller -0,9 % per år frem mot slutten av
utredningsperioden.
5.2
Produksjonsdata
Det er under planlegging seks vindkraftanlegg i utredningsområdet, der Kvitfjell allerede er
innvilget konsesjon. Omfanget av den samlede utbyggingen i utredningsområdet er foreløpig
usikkert, grunnet lønnsomhet og miljømessige interessemotsetninger. Dette til tross er det tatt
hensyn til vindkraftparker i utredningsarbeider. Detaljer vedrørende vindkraftparker er vist i [1].
Det er under planlegging to tidevannskraftverk i utredningsområdet med innvilget konsesjon.
Detaljer vedrørende tidevannskraftverk er vist i [1].
I tillegg foreligger det planer om utvidelser og nybygging av større eller mindre
vannkraftanlegg. Detaljer vedrørende vannkraftverk er vist i [1].
Beregninger vedrørende fremtidig produksjon i regionen baseres på to
prognoser.
Prod - Høy
Planlagt kraftproduksjon forutsettes realisert etter planlagt ytelse og til planlagt tidspunkt.
Detaljer vedrørende meldte produksjonsanlegg vist i [1].
Prod - Lav
Planlagt kraftproduksjon skrinlegges eller utsettes til et tidspunkt som ligger i etterkant av
utredningsperioden. Årsak kan være økonomiske, politiske, miljømessige eller andre
forutsetninger som medfører at produksjonsanlegg ikke kan realiseres etter planen.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 59
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
5.2.1
Planlagte produksjonsanlegg for alternativ energi
Kapitlet omfatter en kort beskrivelse av fremtidige produksjonsanlegg for alternativ energi samt
normalproduksjon for hvert produksjonsanlegg.
Vindkraft Kvitfjell (Kvaløya):
Det er under planlegging et stort vindkraftanlegg ved Kvitfjell på Kvaløya. Installert ytelse vil
bli ca 200 MW og årsproduksjonen er prognosert til ca 660 GWh.
Konsesjon for bygging er gitt av NVE, og innehas av Norsk Miljøkraft Tromsø AS.
Vindkraft Sandhaugen (Kvaløya):
Norsk Miljøkraft FOU AS planlegger å sette i drift en 3 MVA turbin i tillegg til eksisterende.
Det planlegges også flere turbiner på sikt, slik at samlet ytelse i parken blir 7 MVA med en total
produksjon på 24,5 GWh.
Produksjonen er planlagt matet inn i 22 kV – distribusjonsnett på Kvaløya.
Utbygger er Norsk Miljøkraft FOU AS.
Vindkraft Fakken I og II (Vannøya):
Troms Kraft Produksjon AS planlegger et vindkraftverk på Fakken (Vannøya). Produksjonen er
estimert til 136 GWh (44MW). Utbyggingen skal etter planen skje i 2012.
Troms Kraft Produksjon AS planlegger andre byggetrinn av Fakken vindpark (Fakken II).
Produksjonen er estimert til 200 GWh (60 MW). Utbyggingen skal etter planen skje i 2019.
Vindkraft Måsvik (Rebbenesøya):
Troms Kraft Produksjon AS planlegger et vindkraftverk i Måsvik (Rebbenesøya). Produksjonen
er estimert til 40 GWh (15MW). Utbyggingen skal etter planen skje i 2017.
Vindkraft Rieppi (Skibotn):
Troms Kraft Produksjon AS planlegger et vindkraftverk på Rieppi (Skibotn). Produksjonen er
estimert til 240 GWh (80MW). Utbyggingen skal etter planen skje i 2017.
Vindkraft Flatneset (Senja):
Troms Kraft Produksjon AS planlegger et vindkraftverk på Flatneset (Senja). Produksjonen er
estimert til 100 GWh (35MW). Utbyggingen skal etter planen skje i 2014.
Vindkraft Raudfjell (Kvaløya):
Norsk Miljøkraft AS planlegger et vindkraftverk på Raudfjell (Kvaløya). Produksjonen er
estimert til 520 GWh (144 MW).
Annen vindkraft:
Kommersielle aktører har kontaktet TKN for å få opplysninger om ledig innmatingskapasitet i
regionalnettet på Sør-Senja. Det vurderes i denne forbindelse utbygging av en vindkraftpark i
området rundt Stonglandseidet.
Tidevannskraftverk Rystraumen
Kinetic Energy AS planlegger å bygge et pilotanlegg i Rystraumen (Rya/Kvaløya).
Produksjonen er estimert til 4,6 GWh (4,0MW). Konsesjon er gitt for en turbin med landanlegg
og varer til 1.1.2030. Tidspunkt for utbygging er ukjent. Det eksisterer planer for ytterligere
utbygging.
Utbygger er Norrønt AS
Kraftsystemutredning for Troms
Side 60
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Annen vannkraft:
I regionen er det en voksende interesse for utbygging av småkraftverk (<10MVA). Flere aktører
har vært i kontakt med TKN vedrørende tilknytning av kraftverk til distribusjonsnettet. Disse
kraftverkene vil i enkelte tilfeller medføre forstekninger av regionalnettet, mens
distribusjonsnettet i de fleste tilfeller må forsterkes i større eller mindre grad.
Strandkanten, Tromsøya:
Fjernvarmeanlegget har vært under utbygging siden 2002. I 2009 ble en ny varmesentral med
varmepumper tatt i bruk. Varmepumpene henter varme fra renset avløpsvann fra et kommunalt
renseanlegg. Anlegget leverer varme til Strandkanten boligområde, Fylkeshuset og noen flere
offentlige bygg. Forventet effekt er ca 5 MW og inntil 10 GWh varme årlig når området er fullt
utbygd.
Utbygger er Strandkanten Infrastruktur AS, datterselskap av Troms Kraft Varme AS.
Energigjenvinningsanlegg, Tromsøya:
Tromsø kommune og Troms Kraft samarbeider om å realisere et energigjenvinningsanlegg i
Ørndalen nord på Tromsøya. Anlegget skal brenne utsorterte avfallsfraksjoner for produksjon av
fjernvarme og elektrisitet. Kapasiteten er anslått til 60 000 tonn avfall/år som leverer 20 MW
fjernvarme og 5 MW elektrisitet. Konsekvensutredningen ble godkjent og vedtatt i 2007, og
eierstrukturen i selskapet ble vedtatt i 2008. Det ble gjennomført forprosjekt i 2008, og
prosessdelen av anlegget er prosjektert og utlyst på anbud i 2009.
Utbygger er Troms Kraft Varme AS og Tromsø kommune.
Fjernvarme på Tromsøya:
Oppdatert varmeplan for Tromsøya fra år 2006 viser et potensiale for fjernvarme på Tromsøya
tilsvarende ca 125 GWh frem mot år 2020. Troms Kraft Varme AS har fått utvidet
konsesjonsområdet for fjernvarme til hele østsiden av øya og over til Langnes-området.
Utredningen av fjernvarmeutbygging har pågått siden 2008, som en del av utredningen av
energigjenvinningsanlegget. Det planlegges flere mindre spiss- og reservelastsentraler i
fjernvarmenettet som skal fyres med gass, olje og/eller elektrisitet. Utbyggingen har fått til
sammen 48 mill.kr i støtte fra Energifondet av Enova SF. Fjernvarmenettet bygges ut etappevis.
Utbygger er Troms Kraft Varme AS.
Storelva, Kvaløya:
Fjernvarmenettet ble i 2009 utvidet til flere offentlige bygg. Det planlegges en ny varmesentral
for biobrensel (skogflis). Forventet effekt er ca 1 MW og inntil 4 GWh varme årlig. Planlegging
og prosjektering av varmesentralen foregår i 2010 og 2011. Prosjektet har fått støtte fra
Energifondet av Enova SF.
Utbygger er Troms Kraft Varme AS.
Tomasjord, Tromsdalen:
Kraftsystemutredning for Troms
Side 61
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Anlegget skal i løpet av 2011-2012 utvides med en ny varmesentral for biobrensel (skogflis) på
Troms Kraft sitt område. Sentralen skal levere varme til Tomasjordnes boligområde samt Troms
Kraft og skoler i området. Forventet effekt er ca 2 MW og inntil 11 GWh varme årlig.
Planlegging og prosjektering av varmesentralen foregår i 2010 og 2011. Prosjektet har fått støtte
fra Energifondet av Enova SF.
Utbygger er Troms Kraft Varme AS.
Botnhågen og Finnsnes:
Utvidelse av fjernvarmenettet fra anlegget i Botnhågen til Finnsnes utredes i år 2009-2010.
Anlegget skal bruke varme fra energigjenvinningsanlegget på Botnhågen.
Utbygger er Senja Avfall AS.
Sum Varme
Sum Vindkraft
Sum Tidevannskraft
2500
2000
[GWh]
1500
1000
500
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Figur 5-5 Fremtidige produksjon fra alternative energibærere
Figur 5-5 viser en grafisk fremstilling i tilknytning til kjente fremtidige planer for utbygging av
produksjonsanlegg, eventuelt oppgradering av slike anlegg. I fremstillingen er det ikke tatt
hensyn til små anlegg i form av private sentralvarmeanlegg, varmepumper etc.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 62
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Troms Kraft Produksjon AS har tidligere utredet utbygging av et vannkraftverk i Ullsfjord. Om
og når eventuell utbygging starter, er avhengig av prisutviklingen i markedet. Dette kraftverket
vil ha en årsproduksjon på 155 GWh og en installert effekt på 36 MVA. Det er stor usikkerhet
om prosjektet blir realisert, og anleggets produksjonsdata inkluderes derfor ikke i den fremtidige
kraftbalanse.
Figur 5-6 Geografisk plassering av planlagte produksjonsanlegg
Prognosert energiproduksjon
Dagens energiproduksjon i utredningsområdet er ca 2299 GWh (middelproduksjon). De
planlagte vindkraftanleggene, omtalt tidligere, vil gi et årlig tilskudd på ca 3649 GWh.
Akkumulert ny energiproduksjon
4000
3500
3000
Energi [GWh]
5.2.2
2500
2000
1500
1000
500
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Figur 5-7 Prognosert energiproduksjon (Prod - Høy)
Nesten all ny produksjon vil komme fra vindkraft, 20,0 GWh, mens resterende kommer fra
tradisjonell vannkraft eller tidevannskraft. Produksjonsenheter som ennå ikke er tidfestet er i
diagrammet lagt inn i 2021.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 63
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
5.2.3
Prognosert effektproduksjon
Dagens effektproduksjon er 573 MVA (merkeytelse). De planlagte vindkraftanleggene vil gi en
økning i installert ytelse på ca 5,0 MVA. Dette er imidlertid en usikker effektreserve i tunglast. I
prognosen er det sett bort fra vindkraft og tidevannskraft som effektreserve. Maksimal
vinterytelse inneværende år for hele utredningsområdet er 473 MW.
5.3
Kraftbalanse
5.3.1
Scenarioutvikling
Følgende kapittel presenteres scenariotankegangen som brukes videre i utredningen.
Figur 5-8 Fremstilling av ulike scenario
Tanken med aksekorset som vises i figuren ovenfor, er å skape et oversiktlig bilde med tanke på
hvilke scenarioutviklinger som kan identifiseres for utredningsområdet. Aksekorset, som
plasserer scenario i henhold til last/produksjon, sier samtidig også noe om hvor stor grad
infrastrukturen påvirkes.
Basert på kommentarer fra utredningsansvarlig og KSU utvalget, kan de ulike scenarioene kort
oppsummeres på følgende måte:
NIMBY, definerer et scenario som kombinerer en høy last prognose med lav
produksjonsutvikling i eksisterende infrastruktur. Det antas en moderat nettutvikling, hvor det i
hovedsak dreier seg om reinvesteringer i dagens nett grunnet teknisk tilstand, og noe
oppgradering grunnet lastutvikling. Store infrastrukturprosjekt legges på is grunnet lav
produksjonsutvikling.
Noen lokale/globale drivere:
Politisk klima (begrenset innføring av fornybar energi)
Økonomisk utvikling lokalt og globalt (ikke lønnsomt med
nye produksjonsprosjekter)
Holdninger (forbruk øker, men produksjon stagnerer pga
negative holdninger til nettutvikling i befolkningen)
I utredningsområdet er de fleste nye produksjonsanleggene småkraftverk, se kapittel 7.11. I
scenarioet ser man for seg at bare 30 % av de meldte småkraftverkene blir realisert. Øvrige vind
– og vannkraftverk vil ikke bli realisert ettersom disse krever større naturinngrep og
nettutbygginger. Dette på bakgrunn av en motvilje i befolkningen til utbygging av vind – og
Kraftsystemutredning for Troms
Side 64
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
vannkraftverk, samt nødvendige nettanlegg. Kraftprodusentene vil heller ikke ha
rammebetingelser som gir gode økonomiske incentiver til å gjennomføre investeringer. De
prosjektene som blir realiserte vil være småkraftverk som kan tilknyttes dagens nett uten behov
for oppgradering av dagens nett.
Lastutviklingen i scenarioet baserer seg på at 2/3 av kjente punktlaster realiseres i tillegg til
trendfremskriving av dagens last. Fiskeriindustrien vest i utredningsområdet foretar
investeringer i økt produksjonskapasitet, smelteverket (Finnfjord AS) øker sin produksjon samt
vekst i handel og næring i området Tromsø by.
Lav Vekst, tar for seg en fremtidig utvikling som tilsvarer dagens infrastruktur, samt
produksjon. Forbruk er stipuler basert på historiske data. Store punktlaster er derimot neglisjert.
Scenarioet gjenspeiler i stor grad den historiske utviklingen de siste 15 årene, hvor det har vært
lite investeringer i infrastruktur grunnet lite ny produksjon i regionen.
Noen lokale/globale drivere:
Økonomisk utvikling lokalt og globalt (stagnasjon)
Politisk klima (grønne sertifikater innført fra 1.1.2012,
begrenset vilje til å satse på fornybar energi)
Innføring av AMS kan påvirke forbruk
Befolkningsutvikling (stagnasjon)
I utredningsområdet forutsettes det at meldte produksjonsanlegg ikke blir realisert på grunn av
lave spott og sertifikatpriser. En antar at viljen til fornybar energi satsing stagnerer, innføringen
av grønne sertifikater bidrar ikke i stor nok grad til økte investeringer innen vind – og
vannkraftprosjekter. Befolkningen har en generell motvilje og negativ holdning til nye
produksjonsanlegg og nettanlegg.
Forbruket er antatt til å stagnere med en utvikling basert på forbruk de siste 15 årene.
Innføringen av AMS vil påvirke forbruket og befolkningen får et mer bevisst forhold til eget
forbruk. I utredningsområdet antas det at distriktene vil oppleve noe fraflytting, mens de større
byene og tettstedene vil ha en lav befolkningsvekst (1-2 %).
Batteri, definerer et scenario med fokus på produksjonsøkning fremfor forbruksvekst. Det antas
at føringer fra politisk hold, samt globale drivere, gir incentiv til nye produksjonsprosjekt, både i
stor og liten skala. Dette vil igjen føre til sterk infrastrukturutvikling i regionalnettet.
Noen lokale/globale drivere:
Politisk klima (incentiver -> fornybar energi/nettutvikling)
Økonomisk utvikling lokalt og globalt
Holdninger (ENØK fokus, AMS, forbruk holder seg
moderat)
Kapasitet mot sentralnettet
Befolkningsutvikling (stagnasjon)
For dette scenarioet forutsettes det at de om lag 2/3 av dagens kjente kraftverk blir realisert.
Dette på bakgrunn at en ser for seg at fra politisk hold vil det være svært gode økonomiske
incentiver til å gjennomføre investeringer innen kraftproduksjon, da særlig innen småkraft og
vindkraft som utredningsområdet er preget av. De produksjonsanleggene som blir realiserte vil
også medføre nettutbygginger i regional – og distribusjonsnettet for tilstrekkelig med kapasitet
mot sentralnettet.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 65
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Lastutviklingen i utredningsområdet ser en for seg øker noe. De fleste, ca 90 %, av dagens
kjente punktlaster blir ikke realiserte og en opplever en svak økning i forbruket. Dette skyldes at
fiskeriindustrien vest i utredningsområdet opplever at investeringer i økt produksjonskapasitet
ikke gir økonomiske gevinster. I tillegg stagnerer utviklingen innen handel og næring i Tromsøområdet. Holdningen blant husholdninger etter innføringen av AMS har ikke endret seg og en
ser en utvikling basert på trendfremskriving av forbruket.
Vekst og Handel (V&H), i dette scenarioet forventes det sterk utvikling når det gjelder forbruk
og produksjon. Globale og lokale drivere stimulerer til ny industrivirksomhet, samt nye
produksjonsprosjekt. Det vil være en sterk infrastruktur som følger av denne utviklingen.
Noen lokale/globale drivere:
Økonomisk utvikling lokalt og globalt (råvarepriser)
Politisk klima
Befolkningsutvikling (tilvekst)
Kapasitet mot sentralnettet
For dette scenarioet forutsettes det at 75 % av dagens kjente produksjonsanlegg blir realisert.
Dette på bakgrunn at en ser for seg at fra politisk hold vil det være svært gode økonomiske
incentiver til å gjennomføre investeringer innen kraftproduksjon, da særlig innen småkraft og
vindkraft som utredningsområdet er preget av. De produksjonsanleggene som blir realiserte vil
også medføre nettutbygginger i regional – og distribusjonsnettet for tilstrekkelig med kapasitet
mot sentralnettet.
Lastutviklingen i scenarioet er basert på at 75 % av kjente punktlaster realiseres i tillegg til
trendfremskriving av dagens last. Fiskeriindustrien vest i utredningsområdet foretar
investeringer i økt produksjonskapasitet, smelteverket (Finnfjord AS) øker sin produksjon samt
vekst i handel og næring i området Tromsø by.
1.1.1.1
Produksjon og lastutvikling
Figur 5-9 Fremstilling av scenariokrysset – Produksjon og lastutvikling
Scenarioene er delt opp ved hjelp av to akser. Den vertikale aksen sier noe om hvor kraftig
drivkreftene for endring i produksjonsstruktur og forbruk er. Det kan tenkes at en kraftig
produksjon og lastutvikling vil befinne seg i de to øverste kvadrantene. For scenarioene under
den horisontale aksen vil det typisk kunne befinne seg scenarioer som innbefatter lav
lastutvikling, samt moderat produksjonsutvikling.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 66
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Ulike globale og lokale forhold som kan påvirke produksjon og lastutvikling i regionen er
identifisert, og vises i figuren ovenfor.
Energibalansene for de ulike scenarioene er basert på kombinasjoner av last og
produksjonsprognoser presentert i kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. og Feil! Fant ikke
referansekilden..
1.1.1.2
Infrastruktur
Figur 5-10 Fremstilling av scenariokrysset – Utvikling infrastruktur
Den horisontale aksen forteller noe om hvordan nettet utvikler seg, fra begrenset utvikling for
scenario NIMBY og Lav Vekst, til en sterkere nettutvikling for Vekst og Handel samt Batteri
scenarioet.
Generelt sett kan det tenkes å knytte sterk nettutvikling sammen med økt produksjon i regionen.
Samtidig vil det kunne tenkes at lastutvikling i mindre grad påvirker infrastrukturen i
regionalnettet.
Utvikling i infrastruktur, knyttet opp mot de ulike scenarioene er presentert i [1].
I det etterfølgende presenteres prognosert effekt og energibalanse for utredningsområdet. Det
uprioriterte forbruket er utelatt.
5.3.2
Prognosert energibalanse
Energibalansen angir hvor mye energi som i et normalår må tilføres eller eksporteres fra
området. I følge innsamlede data var det i referanseåret 2002 en energibalanse på -329 GWh
basert på faktisk energibruk og produksjon. Dersom planlagt utbygging av vindkraft i løpet av
kommende 10 års periode realiseres, forventes underskuddet å snu til overskudd. Det er
imidlertid knyttet stor usikkerhet til lønnsomheten ved nødvendig utvidelse av linjekapasiteten.
Se kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. for flere detaljer om energibalansen.
Prognosert energibalanse i regionen baserer seg på prognoser for energibehov og produksjon.
Prognoser for energibehov og produksjon er fremstilt i kapittel 5.1 og 5.2. Ved å kombinere
disse kan man presentere scenarioer for fremtidig balanse i regionen.
Beregninger vedrørende fremtidig energibalanse i regionen.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 67
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Scenarioene i 5.3.1 beskriver hvordan en forutsetter at utviklingen innen last og produksjon vil
være i utredningsperioden. Det er disse forutsetningene som ligger til grunn for figurene på de
neste sidene.
Energibalanse -V&H
Produksjon
Last
Sum for utredningsområdet
6000
5000
3000
1502
Energi [GWh]
4000
2000
1000
-1000
-476
0
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Energibalanse -V&H
Figur 5-11 Prognosert energibalanse (energibalanse -v&h)
Figur 5-11 viser forventet energibalanse ut fra planlagte produksjonsenheter og forventet
energibehov vist i figur 5-1.
Energibalansen vil etter modellen endres fra -476 GWh i år 2002 til 1502 GWh i år 2021.
Ny produksjon i regionen er i basert på vindkraft og småkraft.
Energibalanse- NIMBY
Produksjon
Last
Sum for utredningsområdet
3500
3000
2500
Energi [GWh]
2000
1500
1000
500
0
2002
-559
-1000
-476
-500
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Energibalanse- NIMBY
Kraftsystemutredning for Troms
Figur 5-12 Pronosert energibalanse (energibalanse- nimby)
Side 68
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Figur 5-12 viser prognosert energibalanse ut fra energibehov vist i figur 5-1 dersom alle
planlagte produksjonsenheter for elektrisitet ikke realiseres.
Energibalansen vil etter modellen endres fra -476 GWh i år 2002 til -559 GWh i år 2021.
Energibalanse- Batteri
Produksjon
Last
Sum for utredningsområdet
3500
3000
2000
1500
1000
497
Energi [GWh]
2500
500
0
-1000
-476
-500
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Energibalanse- Batteri
Figur 5-13 Pronosert energibalanse (energibalanse- batteri)
Figur 5-13 viser prognosert energibalanse ut fra energibehov som vist i figur 5-2 og produksjon
som vist i figur 5-7.
Energibalansen vil etter modellen endres fra -476 GWh i år 2002 til 497 GWh i år 2021.
Energibal.- Lav vekst
Produksjon
Last
Sum for utredningsområdet
3500
3000
2500
Energi [GWh]
2000
1500
1000
500
-1000
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
-739
-500
-476
0
2021
Årstall
Figur 5-14 Pronosert energibalanse (energibal.- lav vekst)
Figur 5-14 viser prognosert energibalanse ut fra energibehov som vist i figur 5-2 dersom alle
planlagte produksjonsenheter for elektrisitet ikke realiseres.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 69
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Energibalansen vil etter modellen endres fra -476 GWh i år 2002 til -739 GWh i år 2021.
Energibalanse- Vekst&Handel 2012 - 2021 [GWh]
Energibalanse- NIMBY. 2012 - 2021 [GWh]
Energibalanse- Batteri. 2012 - 2021 [GWh]
Energibalanse- Lav Vekst. 2012 - 2021 [GWh]
2000
Energi [GWh]
1500
1000
500
0
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-500
-1000
Årstall
Figur 5-15 Prognosert energibalanse, oppsummering av scenarier
Kraftsystemutredning for Troms
Side 70
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Prognosert effektbalanse
Prognosert effektbalanse angir forskjellen mellom prognosert maksimal tilgjengelig vintereffekt
i utredningsområdet, fratrukket prognosert lastuttak. Lastuttaket er inklusivt utkoplbart forbruk.
Utredningsområdet hadde i referanseåret 2002 en effektbalanse på -85 MW temperaturkorrigert
last (2 års returtid) og vinterytelse for produksjon. Balansen forventes i løpet av kommende 10
års periode å endres til -82 MW. I oversikten er det sett bort fra effekten fra vindkraftverk og
småkraftverk grunnet den store usikkerheten knyttet til tilgjengeligheten av denne effekten. For
flere detaljer henvises til kapittel Feil! Fant ikke referansekilden..
Prognosert effektbalanse i regionen baserer seg på scenarioer for effektbehov og produksjon.
Scenarioer for effektbehov og produksjon er fremstilt i kapittel 5.3.1.
Beregninger vedrørende fremtidig effektbalanse i regionen.
Effektbalanse- V&H
Produksjon
Last
Sum for utredningsområdet
600
500
400
Effekt [MW]
300
200
100
-100
-50
0
-85
5.3.3
-200
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Figur 5-16 Prognosert effektbalanse (Feil! Fant ikke referansekilden.)
Feil! Fant ikke referansekilden. viser forventet effektbalanse ut fra planlagte
produksjonsenheter og forventet effektbehov vist i figur 5-3.
Effektbalansen vil etter modellen endres fra -85 MW i år 2002 til -50 MW i år 2021.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 71
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Effektbalanse- NIMBY
Produksjon
Last
Sum for utredningsområdet
600
500
Effekt [MW]
400
300
200
100
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
-66
-100
-52
0
2021
Årstall
Figur 5-17 Prognosert effektbalanse (Feil! Fant ikke referansekilden.)
Feil! Fant ikke referansekilden. viser forventet effektbalanse dersom alle planlagte
produksjonsenheter for elektrisitet ikke realiseres. Effektbehovet følger figur 5-3.
Effektbalansen vil etter modellen endres fra -52 MW i år 2002 til -66 MW i år 2021.
Effektbalanse- Batteri
Produksjon
Last
Sum for utredningsområdet
600
500
Effekt [MW]
400
300
200
100
-100
-85
-4
0
-200
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Effektbalanse- Batteri Figur 5-18 Prognosert effektbalanse (Feil! Fant ikke referansekilden.)
Feil! Fant ikke referansekilden. viser forventet effektbalanse ut fra planlagte
produksjonsenheter og forventet effektbehov som vist i figur 5-4.
Effektbalansen vil etter modellen endres fra -85 MW i år 2002 til -4 MW i år 2021.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 72
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Effektbal.- Lav vekst
Produksjon
Last
Sum for utredningsområdet
600
500
Effekt [MW]
400
300
200
100
-85
-100
-40
0
-200
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Figur 5-19 Prognosert effektbalanse (Feil! Fant ikke referansekilden.)
Feil! Fant ikke referansekilden. viser forventet effektbalanse dersom alle planlagte
produksjonsenheter for elektrisitet ikke realiseres. Effektbehovet følger figur 5-4.
Effektbalansen vil etter modellen endres fra -85 MW i år 2002 til -40 MW i år 2021.
Effektbalanse- Vekst&Handel 2012 - 2021 [MW]
Effektbalanse- NIMBY. 2012 - 2021 [MW]
Effektbalanse- Batteri. 2012 - 2021 [MW]
Effektbalanse- Lav Vekst. 2012 - 2021 [MW]
40
20
Effekt [MW]
0
2002
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-20
-40
-60
-80
-100
Årstall
Figur 5-20 Prognosert effektbalanse, oppsummering av scenarier
Kraftsystemutredning for Troms
Side 73
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Utvikling i kraftbalansen målt mot sentralnett
Energi
1500
-176
-178
1000
-180
-182
500
-184
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-500
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
0
-186
-188
-190
-1000
-192
-194
-1500
-196
-2000
-198
Figur 5-21 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, GWh (energibalanse -v&h)
-176
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-1800
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
5.3.4
-2000
-178
-180
-182
-2200
-184
-186
-2400
-188
-2600
-190
-192
-2800
-194
-196
-3000
-198
Figur 5-22 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, GWh (energibalanse- nimby)
Kraftsystemutredning for Troms
Side 74
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
2000
-176
-178
1500
-180
1000
-182
500
-184
-186
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-500
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
0
-188
-190
-192
-1000
-194
-1500
-196
-2000
-198
Figur 5-23 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, GWh (energibalanse- batteri)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-176
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-1400
-1600
-178
-180
-182
-1800
-184
-186
-2000
-188
-2200
-190
-192
-2400
-194
-196
-2600
-198
Figur 5-24 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, GWh (energibal.- lav vekst)
Figur 5-21 til figur 5-24 viser kraftbalansen for energi i regionalnettet for kommende 10 års
periode. Eksisterende produksjon på regionalnettnivå balanserer ikke ut energibehovet for
lavere nettnivå og er avhengig av overliggende sentralnett for å oppfylle behovet.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 75
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
Effekt
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-39,9
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-380
-400
-40
-40,1
-420
-40,2
-440
-40,3
-460
-40,4
-480
-40,5
-500
-40,6
Figur 5-25 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, MW (Feil! Fant ikke referansekilden.)
-400
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-39,9
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-380
-40
-40,1
-420
-40,2
-440
-40,3
-460
-40,4
-480
-40,5
-500
-40,6
Figur 5-26 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, MW (Feil! Fant ikke referansekilden.)
Kraftsystemutredning for Troms
Side 76
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-270
-39,9
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-250
-40
-290
-40,1
-310
-330
-40,2
-350
-40,3
-370
-40,4
-390
-40,5
-410
-430
-40,6
Figur 5-27 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, MW (Feil! Fant ikke referansekilden.)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-270
-39,9
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
-250
-40
-290
-40,1
-310
-330
-40,2
-350
-40,3
-370
-40,4
-390
-410
-430
-40,5
-40,6
Figur 5-28 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, MW (Feil! Fant ikke referansekilden.)
Figur 5-25 til figur 5-28 viser prognosert kraftbalanse for effekt i regionalnettet. Eksisterende
produksjon på regionalnettnivået balanserer ikke ut belastningen i tunglasttimen og er avhengig
av overliggende nett for å oppfylle effektbehovet. Underskuddet er forventet å øke utover i
perioden. Dette gir et signal til Statnett om økt utnyttelse av sentralnettet med mulige
forsterkninger av nettet.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 77
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
5.4
Nettanalyser over fremtidig utvikling av kraftsystemet
Det forventes en sterk økning av produksjon fra vindkraftverk i utredningsperioden. I tillegg vil
lasten i Tromsø øke betydelig. Lastflytanalyser presentert for utredningsperioden er de samme
analysene som ble utført ved forrige energiutredning. Det er ikke funnet hensiktsmessig å utføre
nye lastflytanalyser grunnet neglisjerbare endringer i forutsetningene som lå til grunn ved
tidligere analyser. I tillegg utføres det eller er utført utvidede analyser (tilleggsutredninger til
KSU 2005-2014) vedrørende nettutvikling grunnet vindkraftutbygging i utredningsområdet.
Utvidede analyser [1] er unntatt offentlighet og omtalt i egne dokumenter.
Konklusjonene i dette kapitlet forutsetter at det gjøres nettinvesteringer i perioden for å ta hånd
om den nye produksjonen fra vindkraftverk og lastøkning i området. Blant annet er det forutsatt
at vindkraftverkene Kvitfjell og Raudfjell realiseres med totalt ca 440 MW. For å ta hånd om
denne produksjonen er det forutsatt at det bygges en 132 kV linje til Finnfjordbotn, via Kvitfjell
og Raudfjell, eller alternativt en 132 kV linje til Meistervik via Raudfjell.
Det er også forutsatt at vindkraftverkene Fakken og Måsvik3 blir realisert med hhv. 60 MW og
18 MW. For å ta hånd om denne kraften bygges det en linje fra Kvaløya til Fakken, mens
Måsvik mater inn i distribusjonsnettet på 22 kV spenningsnivå.
Scenarioer
For simulering av fremtidig lastflyt og belastningsgrad er det benyttet 2 ulike scenarioer.
Lav Vekst, her simuleres en situasjon hvor lite eller ingen endring skjer i nettet, fremtidig meldte
produksjonsanlegg vil ikke bli realisert, samtidig er det forventet lav reinvestering/nyinvestering
i nettet. Lasten baserer seg på prognoser fra TKN og Ymber, fremtidig kjente punktlaster er
derimot fjernet fra prognosen. Lastflytanalyser for dette scenarioet finnes i [1].
Vekst og Handel, her forventetes det at all forhåndsmeldt produksjon i løpet av perioden vil
realiseres, dette gjelder all vindkraft og all småkraft. Det er forventet høy aktivitet når det
gjelder reinvestering/nyinvestering i regionalnettet, og det antas at nødvendige forsterkninger av
nettet for å transportere økt last og planlagt utbygging av vindkraft gjennomføres.
Lastprognosen for dette scenarioet inkluderer fremtidige kjente punktlaster. Lastflytanalyser er
simulert for to ulike nett, ett alternativ hvor fremtidig vinkraft i forbindelse med Raudfjell mater
mot Finnfjordbotn, og ett alternativ hvor fremtidig vinkraft i forbindelse med Raudfjell mater
mot Meistervik. Lastflytanalyser for dette scenarioet finnes i [1].
Produksjon ved lastflytanalyser
Produksjonsdata ved lastflytanalyser baserer seg på tilgjengelig vinterytelse der ytelsen varierer
etter en gitt produksjonsprofil for de forskjellige produksjonsanleggene.
3
Måsvik var tidligere planlagt med kapasitet på 75 MW., men planlagt ytelse er nå redusert 18 MW.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 78
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
5.4.1
Lav Vekst – tung og lettlast
Tunglast
Utgangspunktet for beregning av lastflyten ved utgangen av utredningsperioden er
tunglastsituasjonen i 2002 (regionalnettets maksimaltime). Last og produksjon (maksimal
tilgjengelig vintereffekt) er i henhold til prognoser, dokumentert i [1].
Det bemerkes at innskutte komponenter i liten grad er tatt hensyn til i framstillingen av
belastningsgrad.
Spenningsforhold
Alle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav til
spenning.
Belastningsgrad i linjer og kabler
Høyest belastet vil strekningen Ringvassøy og Kvaløya bli med 105 % belastningsgrad.
Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].
Belastningsgrad i trafoer
Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].
Lettlast
Lastflyt i lettlast ved utgangen av utredningsperioden er vist i [1].
Utgangspunktet for beregning av lastflyten er tunglastsituasjonen i 2005 (regionalnettets
maksimaltime), med justering av last og produksjon (maksimal tilgjengelig vintereffekt) i
henhold til prognoser, dokumentert i [1].
Både belastning og produksjon er skalert i henhold til årsprofil. Beregningene tilsvarer forventet
lastflyt ved utgangen av utredningsperioden.
Spenningsforhold
Alle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav til
spenning.
Belastningsgrad i linjer og kabler
Scenarioet preges av svært lav belastningsgrad på linjer og kabler i kraftsystemet, ingen
overføringslinjer/kabler i regionalnettet vil være belastet over 33 % (strekningen Kvaløya –
Gimle).
Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].
Belastningsgrad i trafoer
Belastningsgrad for de ulike trafoene er vist i [1].
Kraftsystemutredning for Troms
Side 79
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
5.4.2
Vekst og Handel – tung og lettlast (Raudfjell mater mot Finnfjordbotn)
Tunglast
Utgangspunktet for beregning av lastflyten ved utgangen av utredningsperioden er
tunglastsituasjonen i 2002 (regionalnettets maksimaltime). Last og produksjon (maksimal
tilgjengelig vintereffekt) er i henhold til prognoser, dokumentert i [1].
Vindkraft er i beregning av lastflyt lagt inn med installert effekt. I forbindelse med integrasjon
av vindkraft er linjer og kabler dimensjonert for å ta hensyn til en produksjon som er langt større
enn lastuttak i nærheten av produksjonssted. Selv om vindkraft er usikker effektstøtte vil
tilhørende nettanlegg ikke bli overbelastet ved bortfall av vindkraftproduksjon.
Det bemerkes at innskutte komponenter i liten grad er tatt hensyn til i framstillingen av
belastningsgrad.
Spenningsforhold
Alle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav til
spenning.
Belastningsgrad i linjer og kabler
Høyest belastet vil kabelen mellom Kvaløya og Charlottenlund bli, med en belastning på 118 %.
Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].
Belastningsgrad i trafoer
Belastningsgrad for de ulike trafoene er vist i [1].
Lettlast
Lastflyt i lettlast ved utgangen av utredningsperioden er vist i [1].
Utgangspunktet for beregning av lastflyten er tunglastsituasjonen i 2005 (regionalnettets
maksimaltime), med justering av last og produksjon (maksimal tilgjengelig vintereffekt) i
henhold til prognoser, dokumentert i [1].
Både belastning og produksjon er skalert i henhold til årsprofil. Beregningene tilsvarer forventet
lastflyt ved utgangen av utredningsperioden.
Spenningsforhold
Alle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav til
spenning.
Belastningsgrad i linjer og kabler
Ingen linjer eller kabler vil bli overbelastet ved utgangen av utredningsperioden. Høyest belastet
vil linjene mellom Svanelvmo og Silsand bli, med 38 % belastningsgrad.
Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].
Belastningsgrad i trafoer
Belastningsgrad for de ulike trafoene er vist i [1].
Kraftsystemutredning for Troms
Side 80
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
5.4.3
Vekst og Handel – tung og lettlast (Raudfjell mater mot Meistervik)
Tunglast
Utgangspunktet for beregning av lastflyten ved utgangen av utredningsperioden er
tunglastsituasjonen i 2002 (regionalnettets maksimaltime). Last og produksjon (maksimal
tilgjengelig vintereffekt) er i henhold til prognoser, dokumentert i [1].
Vindkraft er i beregning av lastflyt lagt inn med installert effekt. I forbindelse med integrasjon
av vindkraft er linjer og kabler dimensjonert for å ta hensyn til en produksjon som er langt større
enn lastuttak i nærheten av produksjonssted. Selv om vindkraft er usikker effektstøtte vil
tilhørende nettanlegg ikke bli overbelastet ved bortfall av vindkraftproduksjon.
Det bemerkes at innskutte komponenter i liten grad er tatt hensyn til i framstillingen av
belastningsgrad.
Spenningsforhold
Alle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav til
spenning.
Belastningsgrad i linjer og kabler
Høyest belastet vil kabelen mellom Kvaløya og Charlottenlund være med 118 %
belastningsgrad.
Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].
Belastningsgrad i trafoer
Belastningsgrad for de ulike trafoene er vist i [1].
Lettlast
Lastflyt i lettlast ved utgangen av utredningsperioden er vist i [1].
Utgangspunktet for beregning av lastflyten er tunglastsituasjonen i 2005 (regionalnettets
maksimaltime), med justering av last og produksjon (maksimal tilgjengelig vintereffekt) i
henhold til prognoser, dokumentert i [1].
Både belastning og produksjon er skalert i henhold til årsprofil. Beregningene tilsvarer forventet
lastflyt ved utgangen av utredningsperioden.
Spenningsforhold
Alle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav til
spenning.
Belastningsgrad i linjer og kabler
Ingen linjer eller kabler vil bli overbelastet ved utgangen av utredningsperioden. Høyest belastet
vil linjene mellom Svanelvmo/Silsand og Finnfjordbotn bli, med 38 % belastningsgrad.
Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].
Belastningsgrad i trafoer
Belastningsgrad for de ulike trafoene er vist i [1].
Kraftsystemutredning for Troms
Side 81
Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.
5.4.4
Sammendrag fra tilleggsutredninger til KSU 2005-2014
Tilleggsutredninger til KSU 2005-2014 [1] inneholder detaljert informasjon vedrørende
alternative nettløsninger og kostnader. Utredningene gir beslutningsgrunnlag for nettutvikling i
utredningsområdet ved en eventuell utbygging av vindkraft og sikring av fremtidig
energiforsyning i utredningsområdet.
Nettløsninger
Problemstilling:
Formålet med rapporten er å dokumentere ulike samfunnsøkonomisk riktige investeringer for
regionalnettet i Troms, avhengig av om det kommer vindkraft eller ikke.
Ved tidspunkt for utarbeidelse av utredningen var det gitt konsesjon for utbygging av ca 757
MW vindkraft i Troms.
Utbyggingsalternativer:
Alternative utbygginger av nettet er omtalt i [1].
Analyseresultater / anbefalinger:
Resultater fra analyser er omtalt i [1].
Marginale tap
Problemstilling:
Formålet med rapporten er å beregne hvilken nettariff man kan forvente dersom nettet bli
utbygget som forespeilet i rapporten omtalt i [1] Nettforsterkninger i Troms (KSP 12-2005),
utarbeidet av NORSEC på oppdrag fra Troms Kraft Nett. I [1] er det analysert flere ulike
utbyggingsalternativer for nettet, avhengig av hvor mye vindkraft som vil bli bygget ut. I
foreliggende rapport tar man utgangspunkt i forskjellige delutredninger.
Tidspunkt for tariffberegningene er satt til 2009. Dette året er valg fordi man da forventer at alle
de planlagte kraftverkene vil være realisert.
Utbyggingsalternativer:
Alternative utbygginger av nettet er omtalt i [1].
Analyseresultater:
Resultater fra analyser er omtalt i [1].
Kraftsystemutredning for Troms
Side 82
6
TILTAK OG
INVESTERINGSBEHOV
6.1
Sanering av bestående anlegg
Det finnes ikke regionalnettsanlegg i området som ikke er i drift.
6.2
Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg
Dette kapitlet omhandler vedtatte og mulige nyanlegg, større revisjoner og utvidelser av
ledningsnett og trafostasjoner utredningsområdets regionalnett. Det presiseres at selv om et
tiltak er satt opp på langtidsprogrammet for nettet, er ikke endelig utbygging vedtatt. Planene vil
bli fortløpende revidert, og det kan skje forskyvninger i investeringstidspunktene.
Det er hver enkelt netteier sitt ansvar å utføre nødvendige analyser i forbindelse med
utbygginger i de nettdelene en er eier av. Ansvar for å koordinere utbyggingene, slik at det
totale nettsystem blir utbygget til lavest mulig samfunnsøkonomiske kostnader, tilligger
regional kraftsystemansvarlig.
I forbindelse med utarbeidelse av kraftsystemutredningen har regionalnettseierne meldt fra om
10 endringer/utbygginger som er på plan-/gjennomføringsstadiet. I [1] er de mest aktuelle
tiltakene beskrevet. I analysene som er utført er det kun vurdert økonomiske forhold. Ikkeøkonomiske forhold, som estetikk, miljø og lignende, vil bli trukket inn i forbindelse med
beslutningsprosessen. I tillegg har TKN laget en økonomisk langtidsplan som også resulterer i
tiltak.
6.2.1
Nettutbygging på grunn av planlagte produksjonsanlegg
Flere vannkraftverk og vindkraftverk er på planleggingsstadiet per i dag. Sannsynlig
realiseringsdato er fastsatt for de fleste. Ytelsen for vannkraftverkene er små, så det er i de fleste
tilfeller ikke behov for å forsterke eksisterende regionalnett for å transportere denne kraften.
Vindkraftverkene er imidlertid langt større. Her er det er behov for å bygge linjer fra
vindkraftanleggene til nærmeste regionalnettspunkt. I enkelte tilfeller vil det være behov for
også å forsterke eksisterende regionalnett.
Som følge av planer for flere større vindkraftverk som mater inn mot samme regionalnett i
omegn av Tromsø, har TKN utført en konsekvensanalyse med hensyn til nettkapasitet. Tiltak
beskrevet i denne analysen er omtalt i [1].
Kapittel 6: Tiltak og investeringsbehov
6.2.2
Trafokapasitet mot sentralnettet
Som vist i kapittel 5.3.4 vil ikke trafokapasiteten i sentralnettet være tilstrekkelig i
utredningsperioden.
6.2.3
Kost/nytte av utbyggingsprosjekter
I [1] er alle kjente utbyggingsprosjekter beskrevet.
Kostnader ved langsiktig utvikling av nettsystemet
Med utgangspunkt i investeringstabellen ovenfor kan man fremstille årlig kapitalbehov til re og
nyinvesteringer i utredningsperioden.
Nyanlegg
Modernisering
180
160
140
120
mill.kr
6.3
100
80
60
40
20
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Årstall
Figur 6-1 Forventet kapitalbehov i utredningsperioden
Figur 6-1 viser kapitalbehovet for planlagte investeringer i utredningsområdet. Det er grunn til å
forvente at kapitalbehovet i siste halvdel av perioden vil bli større enn illustrert i figuren som
følge av nye ukjente behov.
Prosjekter som er planlagt gjennomført tidlig i perioden kan bli forskjøvet i tid som følge av
endrede forutsetninger.
Figur 6-1 viser alle kostnader i [1] medregnet i kapitalbehovet. Det er altså ikke tatt hensyn til
eventuelle ”gjensidig utelatende prosjekter”.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 84
Vedlegg 1
Litteraturhenvisninger
LITTERATURHENVISNINGER
[1]
Kraftsystemutredning for Troms 2011-2020. Grunnlagsrapport.
Kraftsystemutredning for Troms
Side 85