Transcript På nett med framtida - region sør

THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Offentlig
ISBN nr. 978-82-93150-27-5
På nett med framtida
Kraftnettets betydning for
verdiskaping
Region sør
Januar 2013
THEMA Rapport 2012-32
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Side ii
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Om prosjektet
Om rapporten:
På nett med framtida
– Region sør
Prosjektnummer:
MCS-2012-1
Rapportnavn:
Prosjektnavn:
Verdiskaping på vent
Rapportnummer: 2012-32
Oppdragsgiver:
Mulitklient
ISBN-nummer
978-82-93150-27-5
Prosjektleder:
Håkon Taule
Tilgjengelighet:
Offentlig
Ferdigstilt:
Januar 2013
Kristine Fiksen
Guro Gravdehaug
Roger Grøndahl
Prosjektdeltakere: Silje Harsem
Åsmund Jenssen
Eivind Magnus
Christoffer Noreng
Om THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6
0158 Oslo
Foretaksnummer: NO 895 144 932
www.t-cg.no
Side iii
THEMA Consulting Group tilbyr spesialistkompetanse innenfor markedsanalyse,
markedsdesign og strategirådgivning for
energi- og kraftbransjen.
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Side iv
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
FORORD
Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i nettet.
Kraftnettet er en kritisk infrastruktur, som all økonomisk aktivitet i er avhengig av. Hvorfor og
hvordan vi bygger ut kraftnettet, er derfor viktig for velstands- og velferdsutviklingen i det norske
samfunnet.
THEMA Consulting Group har på initiativ fra Energi Norge og Statnett analysert sammenhengen
mellom utbyggingen av kraftnettet og ulike samfunnsmål, som verdiskaping, kutt i utslippene av
klimagasser og en sikker energiforsyning.
Resultatene av analysene er dokumentert i én nasjonal rapport og 5 regionale delrapporter.
Delrapportene er utført for Region nord (Finnmark, Troms og Nordland), Region midt (NordTrøndelag, Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal), Region vest (Sogn og Fjordane, Hordaland,
Rogaland), Region øst (Hedmark, Oppland, Buskerud, Akershus, Oslo, Østfold) og Region sør
(Vestfold, Telemark, Aust-Agder, Vest-Agder).
Vi vil takke følgende selskaper og organisasjoner som har finansiert prosjektet og deltatt i
styringsgrupper og arbeidsgrupper på nasjonalt og regionalt nivå:

Nasjonalt: Energi Norge, Statnett, NHO, Statkraft, Norsk Industri, Norsk Hydro, Statoil, The
Norwegian Smartgrid Centre, BKK og Gassco

Region nord: Troms Kraft, Lofotkraft, SKS og Vesterålskraft Nett

Region midt: Trønderenergi, Tafjord Kraft, Istad Kraft

Region vest: Sogn og Fjordane Energi, SKL, Sunnfjord Energi og Sognekraft

Region sør: Lyse, Agder Energi, Skagerrak Nett

Region øst: Hafslund Nett, Eidsiva Nett
Sammen med Norsk Industri har også Finnfjord, Elkem, Alcoa og Fesil deltatt i arbeidsmøter. I
tillegg har enkelte regionskontorer i NHO deltatt i arbeidsmøter.
Vi har også hatt gleden av en referansegruppe hvor WWF, Bellona, Norwea og Småkraftforeninga
har gitt gode innspill gjennom prosessen.
THEMA Consulting Groups prosjektteam har bestått av Eivind Magnus, Kristine Fiksen, Åsmund
Jenssen, Guro Gravdehaug, Roger Grøndahl, Silje Harsem, Christoffer Noreng og Magnus Solli
Haukaas.
Håkon Taule
Prosjektleder for THEMA Consulting Group
Oslo, januar 2013
Side v
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Side vi
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
INNHOLD
SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER ........................................................................ 1
1
INNLEDNING OG BAKGRUNN ............................................................................ 3
1.1
Det skal investeres mye i kraftsystemet det neste tiåret .............................. 3
1.2
Prosjektet skal øke kunnskapen om nytteverdien av nettinvesteringer ........ 3
1.3
Industrien er viktig i regionen ....................................................................... 4
2
HVA DRIVER BEHOVET FOR ØKT NETTKAPASITET? ..................................... 8
2.1
Stor fleksibilitet i produksjonen, men flaskehalser i nettet ............................ 8
2.2
Politiske føringer er et viktig premiss for nettutviklingen framover ............. 11
2.3
Leveringskvalitet, forsynings- og driftssikkerhet......................................... 13
2.4
Store deler av nettet i regionen har en høy alder ....................................... 14
2.5
Nettilgang for ny kraft i regionen, men ikke i Vest-Agder ........................... 15
2.6
Flaskehalser øker med kraftoverskudd og flere mellomlandsforbindelser . 16
3
DET ER PLANLAGT BETYDELIGE NETTINVESTERINGER ............................ 18
3.1
Tre nye mellomlandsforbindelser med nødvendige nettforsterkninger....... 18
3.2
Tiltak for å øke forsyningssikkerheten og legge til rette for ny produksjon . 20
3.3
Reinvesteringer utgjør 36 prosent av nettinvesteringene ........................... 21
3.4
Oppsummering av planlagte nettinvesteringer........................................... 21
4
NETTINVESTERINGENE SKAPER VERDIER................................................... 23
4.1
Innledning .................................................................................................. 23
4.2
Kostnader og nytte av planlagte nettinvesteringer i Region sør ................. 24
4.3
Kan man risikere ubalanse mellom behov og nettutbygging? .................... 32
4.4
Betydelige ringvirkninger av investeringer i kraftsystemet ......................... 35
REFERANSER ............................................................................................................ 39
Side vii
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER
Et robust kraftnett er avgjørende for langsiktig verdiskaping og velferdsvekst. Uten de påbegynte
og planlagte nettforsterkningene legges det sterke begrensninger på mulighetene og næringsutviklingen i Region sør. De kvantifiserte kostnads- og nyttevirkningene av de planlagte nettinvesteringene i regionen gir samlet sett et positivt resultat med god margin.
Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i
distribusjons-, regional- og sentralnettet. Et robust kraftnett avgjørende for langsiktig verdiskaping
og velferdsvekst. Årsaken er at elektrisitet er den viktigste infrastrukturen i et moderne samfunn
fordi alle gjøremål og all annen infrastruktur avhenger av sikker tilgang til strøm.
Det er en kompleks oppgave å vurdere de samlede nytteverdiene av nettinvesteringer opp mot
kostnadene. Dette prosjektet har som formål å utvikle mer kunnskap om sammenhengene mellom
nettutbygging og samfunnsmål, både for landet som helhet og de ulike regionene. Denne
rapporten tar for seg sammenhengen mellom nettinvesteringer og den medfølgende samfunnsnytten i Region sør. Region sør omfatter Agderfylkene, Telemark og Vestfold. Industrien står for
en stor andel av både verdiskapingen og kraftforbruket. Behovene for nettinvesteringer er likevel i
liten grad begrunnet i industriutvikling i denne delen av landet.
De største investeringsplanene i Region sør er et resultat av at regionen i stor grad påvirkes av
kraftsituasjonen i de tilliggende regionene, og at det er mye transitt av kraft igjennom regionen.
Region vest har periodevis stort overskudd av kraft, mens Region øst gjennomgående har et stort
kraftunderskudd. I tillegg er det fire mellomlandsforbindelser mot Danmark og Nederland fra
Region sør. Det gir mye transitt av kraft igjennom regionen, og det oppstår per i dag flaskehalser
på sentralnettsledningene både mot øst og vest.
Et framtidig kraftoverskudd og en økt andel uregulert kraft vil øke nord-sør flyten i det norske
kraftsystemet og øke den samlede tiden med eksport. En stor andel av potensialet for ny kraft er
på Vestlandet og i Nordland, og kraften må i store deler av året fraktes sørover til forbruksområdene i Norge, Sverige og til mellomlandsforbindelsene for eksport til kontinentet, samt
Storbritannia. Ingen regioner i landet vil påvirkes like stort av denne endringen i kraftflyten som
Region sør. Belastningen på kraftsystemet som helhet vil være høyere i eksportsituasjoner enn i
importsituasjoner. Årsaken er at flyten i systemet ved eksport går i samme retning som den
generelle innenlandske flyten og kommer på toppen av denne. Når en får eksport en større del av
tiden enn i dag vil belastningen i dagens system i hele Norge i nord-sørlig retning øke.
De største prosjektene i Region sør den neste 10-årsperioden omfatter oppgradering av Østre og
Vestre korridor og økning av kapasiteten på mellomlandsforbindelsene til Kontinentet og
Storbritannia. Oppgradering av Vestre og Østre korridor vil redusere flaskehalsene i systemet og
er en forutsetning for å øke utvekslingskapasiteten mot resten av Europa.
Region sør, med unntak av Vestfold, har mye vannkraftproduksjon og høy magasinkapasitet.
Agderfylkene og Telemark har da også et betydelig kraftoverskudd over året. Til tross for dette, er
det noen utfordringer knyttet til driftssikkerheten i kraftforsyningen til Vest-Agder på grunn av
begrensninger i transformatorkapasiteten på flere nettnivå. Kapasitetsbegrensningen i transformatorer mellom regional- og sentralnettet hindrer ny kraftproduksjon fra å kobles på regionalnettet, og gir redusert forsyningssikkerhet i Vest-Agder. Statnett planlegger å utbedre dette de
nærmeste årene. For å få full effekt av investeringene i transformatorene, vil det også investeres i
Vest-Agders regionalnett med noe medfølgende sanering.
I sentralnettet i regionen er det også utfordringer knyttet til spenningsvariasjoner, noe som kan
skade produksjonsutstyr, blant annet i industrien. Planlagte investeringer i spenningsregulerende
utstyr, vil sikre at spenningsnivået i regionen holdes innenfor tillatte grenser.
Generelt sett har kraftnettet på alle nettnivå i regionen en alder som tilsier et høyt for reinvesteringsbehov de neste 10-20 årene. I Region sør er det estimert at 36 prosent, av de
samlede nettinvesteringene på alle nettnivåer, vil være reinvesteringer i perioden fram til 2020.
Side 1
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Gjennomgangen viser at nettutbyggingsplanene for Region sør legger til rette for å gjennomføre
mange økonomisk lønnsomme prosjekter innen kraftutveksling og produksjon, samt sikre strømforsyning til vekst i elforbruket til alminnelig forsyning. Den forventede nåverdien av disse
prosjektene er vesentlig høyere enn nåverdien av de økte kapital- og driftskostnadene som nettutbyggingen fører med seg. I tillegg vil utbyggingsplanen bedre forsyningssikkerhet og leveringskvaliteten og ha flere andre positive systemeffekter som ikke er verdsatt.
De verdsatte elementene summerer seg til en samfunnsøkonomisk nåverdi på vel 16,5 milliarder
kroner. Dersom Vestre korridor av ulike grunner ikke blir realisert, vil det samfunnsøkonomiske
nåverditapet sammenlignet med full utbygging utgjøre 15,8 milliarder kroner. En stor andel av
dette tapet er inntektstap fordi mellomlandsforbindelser ikke kan realiseres. Risikoen for overinvesteringer i regionen er begrenset og i hovedsak knyttet til om mellomlandsforbindelsene blir
realisert som planlagt. Vestre korridor må reinvesteres uansett i løpet av de neste tiårene, og har
flere nyttevirkninger enn realisering av mellomlandsforbindelser. Dessuten vil nettinvesteringene
være lønnsomme også ved en utsatt eller begrenset investering i mellomlandsforbindelser.
Verdien av ledig kapasitet i nettet kan tilføre ytterligere nytteeffekter etter 2020. Det ligger et
potensial for kraftproduksjon etter 2020 i regionen estimert til 1,3 milliard kroner. I tillegg finnes
det muligheter for økt kraftforbruk, både gjennom forbruksvekst og elektrisk konvertering av oljekjeler og biltransport. De to sistnevnte kan ha en klimaeffekt opptil 1,1 milliarder kroner.
Samlede investeringer i nett og produksjon for Region sør er estimert til i overkant av 31 milliarder
kroner i perioden 2012 til 2020. Investeringsplanene bidrar til økt verdiskaping og behov for
arbeidskraft både i investeringsfasen og etter hvert som de nye anleggene settes i drift. Direkte og
indirekte sysselsettingsvirkninger knyttet til investeringene kommer opp i 4.500 årsverk når investeringsbølgen når sitt toppunkt. Sysselsettingsvirkningene i driftsfasen er i slutten av perioden
beregnet til om lag 650 årsverk, jevnt fordelt på direkte og indirekte virkninger. En andel av disse
årsverkene vil bli utført utenfor regionen.
Side 2
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
1 INNLEDNING OG BAKGRUNN
Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i
distribusjons-, regional- og sentralnettet. Behovet for investeringer i nettet er et resultat av
mange forhold. Investeringer i det omfanget vi vil se det neste tiåret er krevende på
mange måter. Samtidig er et robust kraftnett avgjørende for langsiktig verdiskaping og
velferdsvekst. Dette fordi elektrisitet er den viktigste infrastrukturen i vårt moderne
samfunn ettersom alle gjøremål og all annen infrastruktur avhenger av sikker tilgang til
strøm. Spørsmålet om investeringer i nett er imidlertid svært komplekst, både med
hensyn til nyttevirkninger og kostnader. Dette prosjektet har som formål å utvikle mer
kunnskap om sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål, både for landet
som helhet og i de ulike regionene. Denne rapporten tar for seg sammenhengen mellom
nettinvesteringer og samfunnsnytte i Region sør som omfatter Agderfylkene, Telemark og
Vestfold. Industrien står sterkt i regionen, og står for en betydelig andel av både verdiskapingen og kraftforbruket.
1.1 Det skal investeres mye i kraftsystemet det neste tiåret
Norge står overfor en periode med store investeringer i kraftsystemet. Viktige årsaker til
investeringsøkningen er målene om å redusere klimagassutslipp og unngå en global temperaturøkning over 2 grader. EUs fornybarmål tar utgangspunkt i dette globale klimamålet, og Norge har
inngått en avtale med EU om å øke fornybarandelen i landet fra omtrent 61 prosent i 2010 til 67,5
prosent innen 2020. En slik økning innebærer en betydelig økning i ny kraftproduksjon i Norge.
Det er forventet at det svensk-norske elsertifikatsystemet vil utløse investeringer i fornybar kraftproduksjon i størrelsesorden 50-60 milliarder kroner i Norge. I sentralnettet og regionalnettet gir
dette et behov for nye investeringer for å knytte denne kraftproduksjonen til nettet.
Kapasitetsutnyttelsen i sentralnettet har økt kraftig de siste 10-20 årene, og det vil være behov for
forsterkninger og økt kapasitet for å koble til nytt forbruk og ny produksjon flere steder i landet. I
enkelte regioner er forsyningssikkerheten i dagens situasjon ikke tilstrekkelig med dagens forbruk.
Forsterkninger i sentralnettet vil fjerne flaskehalser og redusere risikoen for økte forskjeller i
områdepriser mellom de ulike regionene. Store deler av nettet er bygget på 60-tallet slik at det nå
er et stort behov for modernisering og oppgradering av eksisterende infrastruktur for å opprettholde dagens kapasitet. Også i regional- og distribusjonsnettet er det et omfattende investeringsbehov, både som følge av økte krav til leveringspålitelighet og fornybarsatsingen, men også som
følge av et aldrende nett med økende behov for fornyelse og reinvesteringer. I tillegg til
investeringer i selve nettet, er det vedtatt en utrulling av avanserte måle- og styresystemer (AMS)
innen 2017.
En god nettpolitikk er dermed nødvendig for å realisere viktige samfunnsmål. Hvis vi gjør de gale
valgene, risikerer vi redusert forsyningssikkerhet, redusert verdiskaping og unødvendig kostbare
utslippskutt. Vi kan få svekket velferdsvekst og økte prisforskjeller mellom landsdeler. Samtidig er
det viktig at nettinvesteringene og naturinngrepene ikke blir unødvendig høye.
1.2 Prosjektet skal øke kunnskapen om nytteverdien av nettinvesteringer
Spørsmålet om investeringer i nett er imidlertid svært komplekst, både med hensyn til nyttevirkninger og kostnader. Det er derfor en betydelig utfordring å finne de rette prosjektene og
riktige investeringstidspunkter. Skal vi kunne gjøre de riktige valgene, må vi utvikle mer kunnskap
om sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål.
Formålet med prosjektet er å øke kunnskapen om den samfunnsmessige betydningen av
investeringer i elnettet på regionalt og nasjonalt nivå frem mot 2020 og 2030. Denne kunnskapen
er beskrevet i rapporter med et allment publikum som målgruppe.
Side 3
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Prosjekter er delt i to hovedløp:

Nasjonalt løp: Her går vi gjennom den historiske utviklingen av det norske kraftsystemet
med vekt på nettet og sammenhengen mellom kraft og verdiskaping. På det grunnlaget
beskriver vi investeringsplanene for nettet de neste tiårene og drøfter de
samfunnsøkonomiske konsekvensene av å gjennomføre planene – herunder kostnadene
ved ikke å investere i henhold til planene. Avslutningsvis drøfter vi hvordan en nasjonal
strategi for nettutviklingen kan utformes.

Regionalt løp: En gjennomgang av hva som er de bakenforliggende årsakene til økt behov
for nett i de ulike regionene og hvilke nettprosjekter som er planlagt. Den
samfunnsøkonomiske verdien av de samlede nettinvesteringene er beskrevet, og de
viktigste faktorene er kvantifisert. Ikke-kvantifiserte nyttevirkninger er også diskutert. Vi
drøfter også risikoen og de overordnet om konsekvensene ved en ubalansert utvikling, dvs
der det ikke er samsvar mellom faktiske nettbehov og realiserte nettinvesteringer.
Det er utarbeidet en overordnet rapport som omhandler utviklingen av det norske kraftsystemet
og sammenhengen mellom nettutbygging og verdiskaping i samfunnet på et overordnet nivå.
I tillegg er det utarbeidet en rapport for hver av regionene nord, midt, vest, sør og øst. Region sør
er i denne rapporten definert som fylkene Aust- og Vest-Agder, Telemark og Vestfold1. I disse
rapportene har vi basert oss på offentlig tilgjengelige dokumenter. Alle vurderinger og beregninger
står for THEMA Consulting Groups regning alene.
1.3 Industrien er viktig i regionen
1.3.1
Kraftintensiv industri har stor betydning for verdiskapingen i regionen
Samlet antall innbyggere i regionen er 700.000, men det er store forskjeller i befolkningstetthet i
regionen. 55 prosent av innbyggerne bor i byene, og byene et plassert langs kysten. Nesten en
tredjedel av befolkningen i regionen bor i Vestfold til tross for at dette er det minste fylket i
regionen. Den største byen i regionen er imidlertid Kristiansand med sine 84 000 innbyggere.
Aust-Agder har kun 112.000 innbyggere og er med dette landets tredje minste fylke målt i
innbyggertall.
Industrien står sterkt i Region sør. Industriens andel av verdiskapingen målt ved bruttoproduktet
er nesten dobbel så høy i Region sør som for landet som helhet. Den samlede verdiskapingen i
regionen var i 2009 rundt regnet 200 milliarder kroner, mens den totale sysselsettingen var like
under 320.000 personer. Innen produksjon av metallvarer har Sørlandet den høyeste verdiskapingen i landet. Godt over halvparten av industrien i Region sør er kjemisk industri eller
relatert til produksjon av metallvarer, elektrisk utstyr og maskiner.
Figur 1.1 viser bruttoproduktet i de fire fylkene fordelt på et utvalg næringer fremstilt som andel av
samlet verdiskapning, mens Figur 1.2 viser tilsvarende tall for sysselsettingen.
1
Vi har valgt å avgrense regionene i dette prosjektet etter fylkesgrenser. I kraftsystemanalyser er inndelingene oftest gjort på basis av
flaskehalser i nettet.
Side 4
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
15%
10%
5%
Elektrisitets-, gassog
varmtvannsforsyning
0%
Telemark
Vestfold
16 %
Aust-Agder
12 %
Vest-Agder
8%
4%
0%
Elektrisitets-, gassog
varmtvannsforsyning
Produksjon av
metallvarer,
elektrisk utstyr og
20%
Landsgjennomsnitt
20 %
Industri
25%
Figur 1.2. Næringers andel av samlet sysselsetting
Andel av samlet sysselsetting
30%
Industri
Andel av samlet bruttoprodukt
Figur 1.1. Næringers andel av samlet bruttoprodukt
Kilde: SSB, THEMA Consulting Group
I Vestfold utgjør industrien over 18 prosent av Vestfolds bruttoprodukt, og like under 14 prosent av
sysselsettingen. Viktige industribedrifter er Hydro Aluminium Rolled Products som ligger i
Holmestrand, Jotun i Sandefjord og Horten Industripark samt Kongsberg Maritime som lager
subsealøsninger i Horten. Industrien i Vestfold er ikke kraftintensiv.
Brorparten av industrien i Telemark er sentrert til Grenlandsområdet. Store prosessbedrifter som
Eramet, Norcem, Yara og Ineos har lenge dannet ryggraden i fylket. Prosessbedriftene har skapt
grobunn for et innovativt miljø og næringsklynger for vekst innen IKT, bioteknologi, media og
kultur. Det er også betydelig kraftproduksjon i Telemark, og verdiskapingen fra denne
virksomheten er relativt sett av stor betydning for fylkets verdiskaping.
Aust-Agders industri er i hovedsak relatert til båter, skip og seiling gjennom bedrifter som Ugland
Marine, Aker Solutions og Sevan Marine. Saint-Gobain, produsent av ulike materialer, er lokalisert
i Aust-Agder. Vest-Agder har betydelig mer industri. Hele 25 prosent av fylkets verdiskaping
kommer fra industri og Vest-Agder har således den høyeste andelen i landet. En stor andel av
industrien er kraftintensiv. Blant større kraftintensive bedrifter som bør nevnes finner vi Alcoas
aluminiumsverk på Lista, Eramet, Elkem og XSTRATA (tidligere Falconbridge).
1.3.2
Industrien er en stor kraftforbruker
Samlet kraftforbruk i Region sør var i perioden 2008-2010 rundt 17 TWh i gjennomsnitt per år.
Figur 2.3 viser hvordan kraftforbruket var fordelt på ulike forbruksgrupper. Alminnelig forsyning
utgjør forbruket i husholdninger, offentlig sektor, tjenesteytende sektor, transport og ellers alle
grupper som ikke er inkludert i de spesifiserte industrinæringene. Husholdninger og bygg- og
anleggsvirksomhet utgjør en stor del av alminnelig forsyning. Kraftforbruket i Telemark og Agder
reflekterer at det finnes mye kraftintensiv industri i regionen. Industriens forbruk utgjør rundt halvparten av det samlede kraftforbruket i fylkene. Ser man derimot på vestfoldingene for seg så er
deres forbruk dominert av alminnelig forsyning.
Forbruket fra kraftintensiv industri er jevnt over året og døgnet. Etterspørselen over tid vil likevel
variere avhengig av variasjoner i produksjon og eventuelle utvidelser eller nedleggelser av
anlegg. Kraftnettet bør derfor være robust mot slike endringer. Forbruket i alminnelig forsyning
varierer mye både over året og døgnet. Store variasjoner i forbruket øker behovet for fleksibilitet i
kraftsystemet ved at produksjonen kan tilpasses til høyt forbruk på vinteren og lavere forbruk
Side 5
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
sommerstid, særlig på natten. I tillegg må kraftnettet dimensjoneres utfra det tidspunktet på året
og døgnet med høyest etterspørsel.
Figur 1.3: Kraftforbruket i sør-fylkene fordelt på ulike forbruksgrupper (i perioden 2008-2010)
Snittforbruk 2008-2010 [TWh]
18
16
14
12
KII industri
Bergverk og utvinning
Annen industri
Alminnelig forsyning
10
8
6
4
2
0
Vestfold
Telemark
Agder
SØR
Kilde: SSB, THEMA Consulting Group
Av de større prosessbedriftene i Telemark finner vi blant annet Eramet som produserer manganlegeringer med et kraftforbruk på rundt 0,6 TWh i et normalår. Norcem driver sementproduksjon i
Brevik og bruker om lag 0,25 TWh, mens Yara bruker 0,5 TWh til produksjon av både mineralgjødsel og industrigass2 på Herøya. På Herøya finnes for øvrig også Herøya Industripark, en
næringsklynge med rundt 90 virksomheter lokalisert på samme plass. Telemarks største bedrift,
kjemi- og prosessanlegget nå eid av Ineos, ligger for øvrig i Bamble. Ineos har et kraftforbruk på
rundt 0,3 TWh i et normalår.
Aluminiumsverket på Lista i Agder har regionens høyeste uttak på rundt 1,6 TWh i et normalår.
Eramet følger etter med et forbruk på rundt 0,8 TWh som anvendes til produksjon av manganlegeringer i Kvinesdal. XSTRATA nikkelverk og Elkems nye silisiumfabrikk på Fiskå like utenfor
Kristiansand by har hatt et normalforbruk på henholdsvis 0,6 TWh og 0,25 TWh. Elkems silisiumfabrikk stengte produksjonen midlertidig i september 2012 og permitterte alle ansatte. Saint
Gobain produserer silisiumkarbid i både Arendal og Lillesand. Forbruket har de siste årene falt
med omlag 160 GWh.
En stor enkeltforbruker tilknyttet området er petroleumsinstallasjonene knyttet til Valhallfeltet som
ble elektrifisert fra land etter en ombygging i 2011, og ble med dette den første eksisterende plattformen som er elektrifisert med kraft fra land. Valhall ligger sør i Nordsjøen som forsynes med
kraft fra land via en nesten 300 km lang likestrømskabel (78 MW) fra Lista. Forbruket er forventet
å ligge på opptil 0,5 TWh årlig og elektrifiseringen av Valhall vil redusere CO2-utslippene fra feltet
med 300.000 tonn per år ved full produksjon (BP Norge 2012).
Alminnelig forsyning og full elektrifisering av Valhall-plattformene er forventet å utgjøre den
største veksten i kraftforbruket i Region sør mellom 2010 og 2020. Dette er vist i Figur 1.4.
2
Samarbeid med Praxair, et av verdens ledende selskaper innen industrigass
Side 6
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Figur 1.4 Forventet økning i kraftforbruk innen 2020
GWh
1 400
1 200
Bergverk og utvinning
Alminnelig forsyning
1 000
800
600
400
200
0
Vestfold
Telemark
Agder
SØR
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group basert p å ta ll fra SSB o g BP Nor ge
Forbruksprognosen for alminnelig forsyning er basert på SSBs framskrivning av regionens
befolkning. Økt forbruk til elbiler gir en begrenset økning i kraftforbruket. Årlig energiforbruk
knyttet til Valhall er omtrent 0,5 TWh og en last på opp mot 80 MW fra Lista.
Det er ikke lagt til grunn noen endring i kraftforbruket i industrien i regionen, men industrien er for
tiden inne i en krevende fase på grunn av usikkerhet i de globale markedsforholdene. Hunsfos
Industrier ble lagt ned høsten 2009 og det har tidvis vært permitteringer både hos Elkem og Saint
Gobain det siste året. I samråd med industrien er det antatt uendret forbruk til industrivirksomhet i
analysen. En mulig ny forbruksaktør i regionen er datalagringshall i Telemark kalt Rjukan
Mountain Hall. Forbruk fra dette prosjektet er ikke lagt inn i figuren over.
Side 7
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
2
HVA DRIVER BEHOVET FOR ØKT NETTKAPASITET?
Region sør er tilknyttet Vestlandet som har perioder med stort overskudd av kraft og
Østlandet som generelt har et stort kraftunderskudd. I tillegg er det fire mellomlandsforbindelser mot Danmark og Nederland fra Sørlandet. Det gir mye transitt av kraft
gjennom regionen, og det oppstår per i dag flaskehalser på sentralnettsledningene både
mot øst og vest. Samtidig er det planlagt betydelige mengder med ny kraftproduksjon på
Vestlandet og tre nye mellomlandsforbindelser fra Sør- og Sør-Vestlandet. Myndighetene
har som målsetning om at det skal bygges ut ca. 13,2 TWh ny kraft i Norge innen 2020 og
at man skal unngå store områdeprisforskjeller. Et kraftoverskudd og økt mengde uregulert
kraftproduksjon i Norge øker behovet for et effektivt nett og gir økt press på sentralnettet i
en region med allerede mye transitt. En viktig utfordring i regionen er begrensninger i
transformatorkapasiteten mellom regionalnettet og sentralnettet. Denne begrensningen
gjør at ny kraftproduksjon ikke kan kobles på regionalnettet og at forsyningssikkerheten er
svak i Vest-Agder. Generelt sett har kraftnettet på alle nettnivå i regionen en alder som
tilsier et høyt reinvesteringsbehov de neste 10-20 årene.
I dette kapitlet vil vi beskrive de overordnede og viktigste driverne og behovene for nettutvikling i
regionen. Kraftsystemet er komplekst, og skal håndtere alle driftssituasjoner som oppstår og kan
oppstå i en region. Vi har derfor ikke beskrevet alle behov knyttet til nettutvikling, men fokuserer
på behov vi mener er de viktigste på et overordnet nivå. I tillegg til offentlige rapporter, er
behovene basert på innspill i workshop med Agder Energi og Statnett.
2.1 Stor fleksibilitet i produksjonen, men flaskehalser i nettet
2.1.1
Store kraftmagasiner gir god fleksibilitet i produksjonen
En stor andel av den regulerbare vannkraften i Norge befinner seg i nord i Agder-fylkene og i
Telemark. Norges tredje største reguleringsmagasin, Møsvatn i Telemark, har et energiinnhold på
2,2 TWh i et normalår. I tillegg til store magasinkraftverk, finnes det også en del elvekraftverk i
regionen, hovedsakelig plassert i Agder-fylkene. De største kraftprodusentene er Arendals Fossekompani, Agder Energi, Skagerak Energi, Norsk Hydro og Statkraft. De største kraftverkene i
regionen er Tokke kraftverk i Telemark og Tonstad kraftverk i Vest-Agder med middelproduksjon
på henholdsvis 2,3 og 4,4 TWh. Figur 2.1 viser middelproduksjon og middelproduksjon per produksjonstype for hvert fylke. Store deler av produksjonen er storskala vannkraft, som er definert
som kraftverk større enn 10 MW. Magasinkapasiteten er vist med grå stolper i figuren.
Figur 2.1: Oversikt over kraftproduksjon
TWh
30
Vindkraft
25
Småskala vannkraft
Storskala vannkraft
20
Magasinkapasitet
15
10
5
0
Vestfold
Telemark
Agder
SØR
Kilde: NVEs kraftverksdatabase 2012 og THEMAs vindkraftdatabase
Side 8
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
God reguleringsevne i en stor andel av kraftproduksjonen har stor verdi i en region med
utvekslingskapasitet mot utlandet. Disse produksjonsanleggene kan reagere på prissignaler og
tilpasse produksjonen til dette.
2.1.2
Kraftoverskudd over året, men regionale ubalanser
Vestfold har tilnærmet ingen kraftproduksjon og er derfor et naturlig underskuddsområde med et
samlet sluttforbruk inklusiv nettap på rundt 4 TWh. Derimot har både Telemark og Agder store
produksjonsoverskudd på rundt 6 TWh. Alt i alt har Region sør et samlet kraftoverskudd på i
størrelsesorden 8 TWh i et normalår, eller 43 prosent av regionens forbruk. Over året vil det derfor
være behov for å frakte kraft ut av regionen.
Kraftbalansen i Figur 2.2 som viser kraftbalansen i Region sør er beregnet som differansen
mellom middelproduksjon3 og gjennomsnittlig kraftforbruk i perioden 2008-2010, justert for
nettap4. Merk at året 2010 var preget av en kald vinter, også i sør.
Figur 2.2. Kraftbalansen beregnet fra middelproduksjon minus gjennomsnittlig forbruk og nettap
TWh
30
Middelproduksjon
Snittforbruk 08-10
Balanse
25
20
15
10
5
0
-5
-10
-15
-20
Vestfold
Telemark
Agder
SØR
Kilde: RKSU for Vestfold, Telemark og Agder, SSB, NVE
Kraftproduksjonen i regionen er i all hovedsak plassert inne i fjellene, det vil si nord i Agderfylkene og i Telemark. En stor andel av forbruket er imidlertid plassert langs kysten. Dermed vil
det være store underskudd ved kysten og overskudd nord i Agder-fylkene og Telemark. For å
balansere forbruk og produksjon, er det derfor behov for tilstrekkelig kapasitet i nettet for å frakte
kraften internt i regionen.
2.1.3
Mye transitt i sentralnettet på Sørlandet
Sentralnettet i Region sør er hovedsakelig på 300 eller 420 kV-spenning og eies i hovedsak av
Statnett. Figur 2.3 viser et overordnet kart over sentralnettet i Region sør. Flyten i sentralnettet i
er preget av transitt gjennom området. Ledningene som forbinder Sørlandet mot landsdelene
lenger nord er delt inn i tre korridorer: Vestre, Midtre og Østre.
Det meste av Vestre korridor går gjennom Vest-Agder mot Vestlandet og består av en 300 kV
ledning fra Kristiansand via Tonstad til Lyse og en 300 kV ledning fra Arendal via Solholm og
Duge til Lyse. Midtre Korridor er den sterkeste ledningen nordover, en 420 kV ledning fra Kristiansand via Holen (Aust-Agder) til Kvilldal. Østre korridor forbinder Sørlandet og Østlandet og består
av en 300 kV ledning fra Kristiansand til Bamble.
3
Beregnet, gjennomsnittlig årlig produksjon i vannkraftverk basert på tilsigsserien 1981-2010
4
Forbrukstallene er hentet fra SSB’s elektrisitetsstatistikk. Nettapet er snittet fra årene 2008-2010 i henhold til NVEs årlig utgitte
«Energi i Norge».
Side 9
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
I øst-vestlig retning gjennom Telemark og Vestfold går det to 400 kV og tre 300 kV ledninger.
Flyten på disse ledningene er gjennomgående fra vest mot øst for å dekke etterspørselen etter
kraft på Østlandet som er et stort underskuddsområde, særlig områdene rundt Oslofjorden. Noe
av kraftflyten mellom Vestlandet og Østlandet, skjer også via Sørlandet.
Figur 2.3: Sentralnettet i Region sør
Kilde: Statnetts Nettutviklingsplan 2011
Mellomlandsforbindelsene fra Feda til Nederland og Kristiansand til Danmark (med en samlet
kapasitet på 1700 MW 5) har stor betydning for kraftflyten på Sørlandet. Generelt er det mest
import på nattestid når prisene på Kontinentet er lavere enn i Norge, og eksport på dagtid når
prisforskjellen skifter fortegn og er lavest i Norge. Dermed er hovedmønsteret for kraftflyten i
Region sør nordover på alle tre korridorer på nattestid. På dagtid er hovedflyten fra Vestlandet
sørover mens flyten til/fra Østlandet varierer i forhold til import/eksport situasjonen fra Sverige og
forbruket i Stor-Oslo. I tillegg til variasjoner mellom dag og natt, er det oftere eksport på sommerstid, og import på vinterstid i kalde perioder.
Figur 2.4: Hovedtrender i kraftflyten til, fra og gjennom Sørlandet
Dag
Natt
Kilde: Statnett (2011) Sørlandsstudien
5
1700 MW representerer en kapasitet per time på 1700 MWh = 1,7 GWh = 0,002 TWh
Side 10
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
2.1.4
Over 45.000 km med regional- og distribusjonsnett
Regionalnettet består av ledninger med spenningsnivå på 66, 110 og 132 kV. En del kraftproduksjon og større forbrukere er koblet på regionalnettet. Det største antall abonnenter er
imidlertid knyttet til distribusjonsnettet som er på lavere spenningsnivå enn dette.
Regional- og distribusjonsnettet i Agderfylkene eies i all hovedsak av Agder Energi og av
Skagerak Nett i Vestfold. I Telemark er det en rekke lokale/ regionale netteiere, men Skagerak
Nett er den største aktøren også her.
Tabell 2.1: Oversikt over regional- og distribusjonsnettet i Region sør
Regionalnettet
Distribusjonsnettet
Ledninger
(km)
Kabler
(km)
Transformat
orer (antall)
Bokført
verdi
(mrd. kr)
Ledninger
og kabler
(km)
Bokført
verdi
(mrd. kr)
Agder-fylkene
1 280
29
161
0,88
18 700
2,43
Telemark
1 100
8
500
5
155
0,85
24 700
2,83
2 880
42
Vestfold
Region sør
316
43 400
Kilde : RKSU f or Agder 2 012 -2 020 og R KSU for T e le mark og Vestf o ld 2 012 -20 2, NVEs Net tdat a, Bokført verd i
2010
2.2 Politiske føringer er et viktig premiss for nettutviklingen framover
2.2.1
Politiske føringer gitt i Nettmeldingen
Myndighetene har gitt føringer for nettutbyggingen i Stortingsmelding 14 (2011-2012) – den
såkalte Nettmeldingen. Formålet med meldingen er å få best mulige beslutninger og god framdrift
i nettprosjektene på sentralnettsnivå.
Følgende overordnede føringer ble gitt i Nettmeldingen:
“Overordnet er målet at planlegging og utbygging av nettet skal være samfunnsmessig rasjonell, jf.
energiloven. Regjeringen har følgende mål som har konsekvenser for modernisering og utbygging
av strømnettet:

Sikker tilgang på strøm i alle deler av landet.

Høy fornybar elektrisitetsproduksjon.

Legge til rette for næringsutvikling som krever økt krafttilgang, som kraft fra land til
petroleumsvirksomhet og industrivirksomhet.

Tilstrekkelig overføringskapasitet mellom regioner, slik at det blant annet ikke blir
langvarige store forskjeller i strømpris mellom områder.

Et klimavennlig energisystem som tar hensyn til naturmangfold og lokalsamfunn”
2.2.2
Krav om innføring av AMS (Avanserte måle- og styringssystemer)
Det er besluttet at alle sluttbrukere skal ha fått installert AMS innen 1. januar 2017. I følge NVE
(2011), vil AMS ha følgende nyttevirkninger i det norske kraftsystemet:

Endringer i arbeidsprosessene innenfor nettvirksomheten

Øke effektiviteten i kraftmarkedet, gjennom en mer fornuftig bruk av elektrisk kraft og en
bedre styring og bruk av nettet
Side 11
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida

Bedre data i beredskapssituasjoner

Nettselskaper og andre kan levere sine tjenester og gjennomføre sine oppgaver mer
effektivt og med høyere kvalitet enn med dagens utstyr

Bidra til å nå energilovens hovedmål gjennom å legge til rette for en riktig og mer effektiv
avregning av kundene. Prosessen med bytte av strømleverandør blir enklere for
sluttbruker, det vil bli mer effektiv styring av overføringsnettet, kunden får økt informasjon
om priser og eget forbruk, samt økt konkurranse mellom kraftleverandører vil gi lavere
priser og nye produkter.

Videre kan AMS være viktig for etablering av noen funksjoner relatert til intelligent
nettstyring (smart grid).
Nettselskapene har ansvar for å installere AMS utstyr hos alle sine kunder, etablere en egnet
kommunikasjonskanal for overføring av målerdata og håndtere alle målerdata. Innføringen betyr
å erstatte gamle, mekaniske strømmålere med målesystemer basert på moderne teknologiske
løsninger hos alle norske husstander og næringskunder som ikke allerede har slikt utstyr.
2.2.3
Fornybarpolitikk har stor betydning for utvikling av kraftsystemet
På Klimatoppmøtet i København i 2009 ble partene enige om at den globale oppvarmingen er en
av de største utfordringene i vår tid, og at den gjennomsnittlige temperaturøkningen må
begrenses til 2 grader celsius (UNFCCC, 2009). Det internasjonale samfunnet har ikke kommet
frem til en global avtale om å redusere klimagassutslipp. En rekke land og områder, inkludert
Norge og EU, har likevel laget egne målsetninger for utslippsreduksjoner.
EU spiller en hovedrolle i den internasjonale klimadebatten, og har gått foran i å utforme en
regional politikk for utslippskutt. EUs klimapolitikk er ikke utelukkende begrunnet utfra klima
hensyn. Forsyningssikkerhet spiller også en rolle. EUs langsiktige mål er at de samlede
klimautslippene i EU-landene skal reduseres med minimum 80 prosent i forhold til 1990-nivået
innen 2050. Til tross for økt energieffektivisering, er det forventet at kraftforbruket øker mot 2050
på grunn av konvertering fra fossilt brensel til strøm fra fornybare kilder.
EUs klimapolitikk er viktig for Norge, særlig fordi politikkutformingen i EU direkte påvirker Norge
gjennom EØS-avtalen. Fornybardirektivet legger føringer for at EU skal ha 20 prosent fornybar
energi innen 2020. Norge har inngått en avtale med EU om å øke fornybarandelen i Norge fra ca.
60 til 67,5 prosent. På grunn av avtalen med EU om en betydelig økt fornybarandel i
energibalansen, har svenske og norske myndigheter etablert et felles marked for elsertifikater.
Formålet med elsertifikatmarkedet er å bygge ut nok ny fornybar kraft til at begge land kan nå sine
fornybarforpliktelser. Myndighetene har et mål om at det skal bygges 26,4 TWh ny fornybar
kraftproduksjon til sammen i Norge og Sverige. I det norsk-svenske kraftsystemet er det ikke
fossil6 kraftproduksjon i noen særlig grad per i dag. Dermed vil ny kraftproduksjon komme på
toppen av dagens kraftproduksjon, og kan ikke erstatte fossil kraft slik situasjonen er i de fleste
andre land i Europa. En økning i kraftproduksjonen på 26,4 TWh uten at forbruket øker
tilsvarende, vil føre til et samlet kraftoverskudd i Norden de neste 10-20 årene.
Et kraftoverskudd i Norden kan delvis benyttes til å bistå land på Kontinentet med å redusere
klimagassutslipp og samtidig skape verdier for norsk kraftproduksjon og deres offentlige eiere.
Kraftoverskuddet kan også være en mulighet for økt forbruk, både innen petroleum, transport og
kraftintensiv industri. Reduserte kraftpriser som følge av et kraftoverskudd, vil ha stor betydning
for industriens konkurranseevne.
Den høye fornybarandelen i det norske kraftsystemet, kan bli en konkurransefordel i et framtidig
marked dersom det blir etablert globale klimaavtaler eller annet rammeverk som premierer
6
Med unntak av gasskraftverk på norsk sokkels oljeplattformer
Side 12
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
produksjon med lavt klimafotavtrykk. I et slikt framtidsbilde er det sannsynlig at Norge kan tilby
priser på fornybar kraft som er internasjonalt konkurransedyktige.
2.3 Leveringskvalitet, forsynings- og driftssikkerhet
2.3.1
Ikke tilstrekkelig forsyningssikkerhet i Kristiansand og Vest-Agder
Generelt er det liten avbruddsrisiko for kraftforbrukere i Region sør. I tunglast er forbruket i 110
kV-regionalnettet i Vest-Agder høyere enn transformeringskapasiteten mot sentralnettet.
Konsekvensene er at forsyningssikkerheten til Kristiansand ikke er tilstrekkelig, og at en er
avhengig av at produsentene holder tilbake vann i magasinene for å kunne opprettholde
leveringssikkerheten utover vinteren. En er sårbar ved utfall av produksjon vinterstid samtidig
som det heller ikke er plass til ny produksjon i regionalnettet på grunn av manglende kapasitet til å
få ut kraft fra regionalnettet til sentralnettet sommerstid. Det er økende antall uker i året der en for
Vest-Agder ikke har nok reserve enten ved utfall av en større kraftstasjon eller feil på en av
utvekslingspunktene mellom sentralnettet og regionalnettet.
Figur 3.1 viser timer med redusert driftssikkerhet i Kristiansand for 2007, 2010 og 2011. Kulden i
2010 medførte stor forbruksøkning sammen med lav produksjon som resulterte i redusert driftssikkerhet i 300 timer. Dette tallet var halvert igjen i 2011.
Figur 2.5: Timer med redusert driftssikkerhet i Kristiansand
Timer med redusert driftssikkerhet
350
300
250
200
150
100
50
0
2007
2008
2009
2010
2011
Kilde: Statnett
2.3.2
Driftsutfordringer på Sørlandet
Driftsutfordringene i Region sør er i hovedsak knyttet til spenningsproblemer og bruk av spesial
regulering av kraftproduksjonen i området. Disse utfordringene har sammenheng med at Sørlandet er ilandføringspunkt for mellomlandsforbindelsene til Danmark og Nederland. Nye mellomlandsforbindelser vil være basert på nyere teknologier som ikke gir driftsutfordringer i samme grad
som dagens mellomlandsforbindelser gjør. Flaskehalsproblematikk er diskutert nærmere i kapittel
2.6.2.
Det svake nettet på Sør-Vestlandet gjør det utfordrende å tilfredsstille kravene til spenningsnivå.
Spenningen i sentralnettet på Sørlandet har i perioder vært utenfor tillatte spenningsgrenser,
særlig i lett last på sommerstid. Høye spenningsnivåer sliter på komponenter og øker faren for
feil, og industri er generelt følsomme for spenningsdipper til under 80 prosent av normalt spenningsnivå. I situasjoner med høy flyt kan spenningen bli for lav. Det kan føre til spenningskollaps
og mørklegging av et større område. Ved å forsterke nettet vil spenningsfallet bli mindre, og
dermed reduserer man risikoen for mørklegging. I tillegg er det variasjoner i spenningsnivå når
det veksles mellom import og eksport på mellomlandsforbindelsene (Statnett, 2012b). Fram til 1.
Side 13
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
januar 2014 har Statnett dispensasjon fra DSB (Direktorat for Samfunnssikkerhet) til å drive nettet
i Region sør utenfor tillatte spenningsgrenser.
Ulike typer spesialregulering blir også benyttet i Region sør i dag for å håndtere flaskehalser i
sentralnettet ved høy last. I tillegg må kravet til kortslutningsytelse oppfylles. Helt overordnet betyr
dette at man må unngå at mellomlandsforbindelsene faller ut ukontrollert ved import på
ledningene – dette kan skape driftsproblemer i hele det nordiske kraftsystemet.
2.4 Store deler av nettet i regionen har en høy alder
I Telemark og Vestfold er veid gjennomsnittlig alder for ledningene i regionalnettet på 48 år og for
transformatorene 32 år (RKSU for Telemark og Vestfold, 2012). I Agderfylkene er 45 prosent av
ledningene og 29 prosent av transformatorene bygget før 1970 (RKSU for Agder, 2012). Levetiden for ledningen og transformatorstasjoner vil variere noe basert på hvor robust de ble bygget,
samlet belastning og vedlikehold.
De eldste ledningene i Vestre korridor er en gjennomgående ledning fra Sauda til Feda, LyseDuge og Tonstad-Solhom bygget i perioden 1965-1970. 300 kV ledningene øst-vest gjennom
Telemark er stort sett bygget på 60-tallet.
Et viktig moment i denne sammenhengen, er at HMS-krav også legger føringer for når transformatorstasjoner og ledninger må oppgraderes. Det kan ikke være risiko forbundet med å jobbe
på anleggene for montører og andre ved vedlikehold og oppgraderinger.
Ved fornyelse eller forsterkning av sentralnettet i et område må ofte anleggene tas ut av drift
mens arbeidet pågår. Oppgraderingene kan gjøres på flere måter:

Ledningen/ transformatorstasjoner tas helt ut av drift ett eller to år mens arbeidet pågår. Da
får man en sammenhengende periode med arbeid på ledningen uten å måtte ta hensyn til
normal drift. Dette er dermed ikke mulig i et høyt belastet nett fordi det vil gi uakseptabel
forsyningssikkerhet i berørte områder.

Utkobling skjer bare i sommerhalvåret når forbruket er lavt, arbeidet med fornyelse av linjen
kan bare pågå i noen måneder per år.

Bygging av en ny ledning ved siden av den gamle, og deretter rives den gamle. På denne
måten kan ledningen være i full drift mens arbeidet pågår.

En ny ledning bygges i en helt ny trasé.
For de to første løsningene, må man ha tilstrekkelig ledig kapasitet i systemet til at anlegg kan
kobles ut enten i sommerhalvåret eller hele året. Dersom fornyelse av sentralnett ikke skal ta
svært lang tid, må fornyelser av systemet uten bruk av nye traséer skje mens man enda har
tilstrekkelig ledig kapasitet i nettet hele eller deler av året.
Det store antallet ledninger og transformatorstasjoner som skal fornyes kompliserer utviklingen av
sentralnettet. Man kan ikke koble ut flere anlegg i samme område samtidig dersom man skal
opprettholde sikker forsyning i arbeidsperioden. Dersom man fornyer sentralnettet i forkant av
eventuelle forbruksøkninger eller strengere krav til forsyningssikkerhet, vil man ha større valgmuligheter i forhold til å finne optimale løsninger for hele systemet.
For å opprettholde sikker forsyning i arbeidsperioden, kan man ikke koble ut flere ledninger eller
stasjoner i samme områder samtidig, og oppgraderinger kan ikke gjøres på mange ledninger i et
område samtidig. I Region sør må for eksempel Østre korridor oppgraderes før man har mulighet
til å gjøre utkoblinger og oppgraderinger i Vestre korridor.
Side 14
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
2.5 Nettilgang for ny kraft i regionen, men ikke i Vest-Agder
2.5.1
Det er plass til ny kraft i det meste av regionen
I forbindelse med det svensk-norske sertifikatmarkedet skal det bygges ut 26,4 TWh fornybar
kraftproduksjon i løpet av 2020. Det er usikkert hvor stor andel av denne utbyggingen som
kommer i Norge og hvordan den vil fordele seg mellom de ulike regionene og teknologiene (vannog vindkraft).
Figur 3.3 nedenfor viser omfanget av prosjekter i konsesjonsbehandling eller med konsesjon for
ny vannkraft7 og vindkraft per fylke. Som figuren viser, er det kun en liten andel av prosjektene i
Region sør som per i dag er uten konsesjon. Ved oppgradering av enkelte transformatorstasjoner
og sentralnettet i Vest-Agder forventer man at det vil komme flere konsesjonssøknader for
prosjekter i denne regionen.
Store deler av potensialet er uregulerbar kraft; småskala vannkraft og vindkraft, men det er også
planer om å oppgradere eller utvide eksisterende storskala vannkraftanlegg (såkalte O/Uprosjekter).
Figur 2.6: Oversikt over potensialet for ny kraftproduksjon i Region sør
GWh
2 500
Vind - Konsesjonssøkt
Vind - Gitt konsesjon/under bygging
2 000
Vann - Konsesjonssøkt
Vann - Gitt konsesjon/under bygging
1 500
Vann - O/U
1 000
500
0
Vestfold
Telemark
Agder
SØR
Kilde: Basert på NVEs konsesjonsdatabase (2012)
Sentralnettet i Region sør begrenser i liten grad ny kraftproduksjon i regionen. I Aust-Agder,
Telemark og Vestfold er det per i dag ikke noen investeringsprosjekter som venter på
sentralnettet.
2.5.2
Begrensninger i nettilgang for ny produksjon enkelte steder i Vest-Agder
På landsbasis anslår vi 13,2 TWh med fornybar kraft innen 2020 som følge av elsertifikatordningen. Denne nye produksjonen må så fordeles ut til de ulike regionene. Vi har med det gjort
en analyse av hvor mye ny kraft som kan realiseres i hver region, gitt de planlagte
nettinvesteringene.
Det bygges nå et vindkraftverk på Lista, og det er ikke kapasitet i nettet til mer produksjon i VestAgder etter at dette prosjektet er realisert. Utfordringen er kapasiteten i regionalnettet og
transformeringskapasiteten mellom regional- og sentralnettet. Vannkraftprosjekter tilsvarende 300
GWh ny produksjon er konsesjonssøkt, men kan ikke realiseres på grunn av manglende kapasitet
i nettet. Tilsvarende utfordring gjelder for det planlagte Kvinesdal vindkraftverk i Vest-Agder med
en estimert produksjon på 190 GWh. I tillegg til prosjekter som er konsesjonssøkt, er det meldt inn
vindkraftprosjekter tilsvarende over 1 TWh produksjon som ikke kan realiseres uten
nettforsterkninger.
7
Potensialet for O/U-prosjekter er trolig større.
Side 15
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
2.5.3
Stort omfang av ny kraft på Vestlandet øker behovet for nettkapasitet mot Sør- og
Østlandet
I dagens nettsituasjon er det svært lite fornybar kraft som kan bygges ut på Vestlandet til tross for
at det finnes et betydelig potensiale både for ny vann- og vindkraft i regionen. Som beskrevet
over, vil det være behov for økt kraftflyt nord-sør for å kunne realisere ny kraftproduksjon uten at
det fører til forskjeller i områdepriser.
På Vestlandet mellom Sunnhordland og Sunnmøre, har en forsterkning av nettet i nord-sør
retning stor betydning for hvor mye ny kraftproduksjon som kan fases inn uten at det fører til lave
områdepriser, særlig på sommerstid når produksjonen er høy og forbruket lavt.
2.6 Flaskehalser øker med kraftoverskudd og flere mellomlandsforbindelser
2.6.1
Kraftoverskudd og mer uregulert produksjon gir økt nord-sør flyt
Formålet med elsertifikatmarkedet er å realisere tilstrekkelige mengder ny fornybar kraft i Norge
og Sverige til at begge land kan nå sine fornybarforpliktelser. Myndighetene har satt et mål om å
oppnå 26,4 TWh ny fornybar kraft til sammen i de to landene. Bortsett fra noe biokraft i Sverige,
er det lite trolig at kraftproduksjon fases ut. Samtidig forventer NVE en økt produksjon i
eksisterende vannkraftanlegg som følge av økt tilsig. Dersom ikke forbruket i Norden økes
vesentlig, vil vi få et betydelig overskudd av kraft i Norden i perioden etter 2020. Et stort kraftoverskudd i Norden vil gi grunnlag for eksport av kraft i flere timer pr. år enn i dag. Utviklingen i
den løpende kraftbalansen og prisforskjeller mellom Norge og Kontinentet vil imidlertid avgjøre
hvorvidt det faktisk blir tilfelle.
Mye av den nye kraften vil være småkraft som produserer mest om sommeren når forbruket er
lavest, og som derfor i stor grad må fraktes ut av regionen og Norden. Vindkraft produserer mest
om vinteren når forbruket er høyt, men vinden er uforutsigbar hele året. I perioder med lavt forbruk, må også vindkraften fraktes ut av regionen og Norden. Mye av nybyggingen av fornybar
kraft vil skje i på Vestlandet og lengre nord i Norge. En stor del av utbyggingen vil også skje nord i
Sverige. Denne kraften må fraktes sørover til forbruksområdene i Norge, Sverige og til mellomlandsforbindelsene for eksport. Dermed øker kraftflyten fra nord til sør både i Norge og Sverige.
Ingen regioner i landet vil påvirkes like stort av denne endringen i kraftflyten som Sørlandet. Dette
mønsteret vil skape flaskehalser mellom Region sør og øvrige regioner. Utbygging av et
betydelig omfang av ny fornybar kraft uten at nettet forsterkes, vil derfor føre til perioder med til
høyere eller lavere områdepriser i Region sør sammenlignet med de øvrige regionene.
En stor del av den norske kraftflyten i nord-sør retning går i dag via Sverige. En økt utbygging av
kraft i Nord-Sverige vil gjøre at det er mindre tilgjengelig kapasitet på svensk side, og en større
andel av kraftflyten som i dag går igjennom Sverige, må gå igjennom Norge. I tillegg vil utbyggingen av fornybar kraft i Sør-Sverige bidra til å redusere kraftunderskuddet her, og dermed
bidra til redusert eksport og økt import til/fra Sverige. En større andel av norsk eksport må derfor
skje lenger sør via planlagte sjøkabler til Storbritannia og Kontinentet.
2.6.2
Vestre korridor er en flaskehals i nettet
Flaskehalser er en betegnelse på at det mangler kapasitet i nettet, og at nettkapasiteten dermed
setter begrensinger for flyten av kraft i systemet. Det kan oppstå flaskehalser på deler av
ledningsnettet selv om det finnes ledig kapasitet andre steder. I Region sør oppstår det ofte
flaskehalser i Vestre korridor, men også i Østre korridor. Flaskehalsene oppstår i perioder med
høy produksjon på Vestlandet, lavt forbruk i Sør-Norge og dermed full eksport på mellomlandsforbindelsene. Flaskehalsene gjør at kapasiteten på mellomlandsforbindelsene i noen tilfeller ikke
kan utnyttes fullt ut uten spesialregulering av produksjonen i området.
Dersom oppgradering av sentralnettet starter nærmest kraftproduksjonen på Vestlandet, vil dette
øke flaskehalsproblematikken i Vestre korridor og lengre sør. Det er derfor nødvendig at for-
Side 16
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
sterkningene starter fra sør, slik at det høyest belastede nettet oppgraderes først for å tåle økt flyt
nordfra.
2.6.3
Nye mellomlandsforbindelser øker behovet for nettforsterkninger
En økning i utvekslingskapasiteten med Danmark (Skagerak4), Tyskland og Storbritannia er
planlagt fra Sørlandet. Både ved import og eksportsituasjoner vil kraftflyten øke på sentralnettsledningene i Region sør på grunn av økt transitt av kraft gjennom regionen. Dagens sentralnett,
særlig Vestre og Østre korridor er allerede høyt belastet, og vil ikke ha tilstrekkelig kapasitet til å
betjene økt transitt som følge av økt kapasitet i utvekslingskapasiteten.
Side 17
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
3
DET ER PLANLAGT BETYDELIGE NETTINVESTERINGER
De største prosjektene i Region sør den neste 10-årsperioden omfatter oppgradering av
Østre og Vestre korridor og økning av kapasiteten på mellomlandsforbindelsene til
Kontinentet og Storbritannia. Oppgradering av Vestre og Østre korridor vil redusere
flaskehalsene i systemet og er en forutsetning for å øke utvekslingskapasiteten.
Investeringer i transformatorer mellom sentral- og regionalnettet i Vest-Agder vil bedre
driftssikkerheten i Vest-Agder og legge til rette for økt produksjon i området. For å få full
effekt av investeringene i transformatorene, vil det også investeres i Vest-Agders
regionalnett med noe medfølgende sanering. Per i dag er også den daglige driftsituasjonen utfordrende i Region sør, både knyttet til leveringskvalitet og flaskehalser.
Leveringskvaliteten vil bedres betydelig med de planlagte investeringene i spenningsregulerende tiltak.
3.1 Tre nye mellomlandsforbindelser med nødvendige nettforsterkninger
3.1.1
Nye mellomlandsforbindelser til Danmark, Tyskland og Storbritannia
Det er planlagt tre nye mellomlandsforbindelser innen 2021. Forbindelsen til Danmark,
Skagerak4, er under bygging og forventes å være ferdig i 2014. Statnetts andel av investeringskostnaden forventes å være rundt 1,5 milliarder. Skagerak 4 til Danmark vil ha en kapasitet på
700 MW, hvorav 100 MW er reservert til system- og balansetjenester.
Det er inngått intensjonsavtaler med myndighetene i både Tyskland og Storbritannia om å bygge
ledninger mellom landene. Mellomlandskablene utvikles i samarbeid med utenlandske partnere.
Totalt vil forbindelsene til Storbritannia og Tyskland ha en kostnadsramme på mellom 12 og 16
milliarder kroner. Kapasitetene på disse to forbindelsene vil være på mellom 1000 og 1400 MW
hver. Planlagte tilknytningspunkter i det norske nettet er Kvilldal (i Rogaland) og Tonstad (i VestAgder), men tilknytningspunkter er ikke endelige før konsesjon er gitt. Når prosjektene er på
plass, vil utvekslingskapasiteten mer enn dobles utfra Sør-/ Vestlandet sammenlignet med
dagens nivå. Til tross for at mellomlandsforbindelsen til Storbritannia har landingspunkt på Vestlandet, er den inkludert i denne rapporten fordi den er avhengig av nettinvesteringer i Vest-Agder
for å kunne realiseres, se kapittel 3.1.3.
EIERSKAP AV MELLOMLANDSFORBINDELSER
I Norge er det Statnett som eier våre andeler av mellomlandsforbindelsene. Sentralnetteierne mottar
en inntekt på transport av kraft mellom landene tilsvarende prisdifferansen på kraft mellom de to
landene, såkalte flaskehalsinntekter. Flaskehalsinntektene benyttes til å dekke kostnader som
påløper i nettet, og kan i så måte bidra til å redusere tariffkostnadene til nettkundene. I løpet av
perioden 2001-2011 har Statnett mottatt 2,1 mrd. kroner i flaskehalsinntekter på sine mellomlandsforbindelser til Danmark og Nederland.
Kilde : Stat nett (201 2)
3.1.2
Spenningsoppgradering og ny ledning i Østre korridor
Østre korridor mellom Kristiansand og Rød er den første ledningen som må forsterkes i Region
sør. En forsterkning vil hindre at det oppstår flaskehalser på denne strekningen, særlig i perioder
med høy import eller eksport på mellomlandsforbindelsene. I tillegg er det nødvendig med økt
kapasitet (økning fra 300 til 420 kV) på denne ledningen før man starter oppgraderingen av
Vestre korridor. Uten en oppgradering av Østre Korridor, vil det bli svært vanskelig å koble ut delstrekninger ved oppgradering av Vestre korridor under oppgraderingsarbeidet. Prosjektet styrker
kraftforsyningen mellom Agderfylkene og Grenland, og legger til rette for videre utvikling av
industri og næringsliv i Grenlandsområdet der nettkapasiteten nærmer seg sin grense.
Side 18
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Tiltaket innebærer en spenningsoppgradering av 140 km ledning mellom Kristiansand og Bamble
og utvidelser av transformatorstasjonene i Kristiansand og Arendal. Spenningsoppgraderingen vil
i dette tilfellet skje ved mindre tiltak på dagens ledninger og master. Anslått kostnad er 0,55
milliarder kroner og forventet idriftssettelse er i 2014-2015.
I tillegg skal det bygges 37-50 km ny ledning mellom Bamble og Rød og nye transformatorstasjoner i Voll og Bamble. Den nye ledningen vil gjøre det mulig å sanere 50-86 km
eksisterende ledninger i området. Denne delen av tiltaket forventes ferdigstilt innen 2015 til en
kostnad på mellom 0,7 og 1,2 milliarder kroner
3.1.3
Spenningsoppgradering av Vestre korridor
Det største prosjektet i Region sør, både i antall km ledning som skal oppgraderes og i
investeringsomfang, er Vestre korridor. Vestre korridor er tidvis fullt utnyttet i dag og utkoblinger er
krevende.
Figur 3.1: Vestre korridor
Kilde: Statnett (2012)
Spenningsoppgradering av Vestre korridor innebærer å oppgradere to gjennomgående ledninger
nord-sør i Vest-Agder, samt en ledning mellom Tonstad og Arendal. Oppgraderingen er planlagt i
flere trinn, der alle trinn kan realiseres innen 2020/-2021.
For å realisere forsterkningen av den første nord-sør ledningen i Vestre korridor er planen å
bygge en ny ledning ved siden av dagens trase og deretter rive dagens ledning på en strekning
på 137 km på strekningen Kristiansand-Feda-Tonstad-Lyse-Sauda. I tillegg skal det bygges fem
nye og utvides en transformatorstasjoner. En slik forsterkning fjerner dagens flaskehalser mellom
Vestlandet og Sørlandet og gir sikker drift i Region sør. Dagens mellomlandsforbindelser kan utnyttes fullt ut. I tillegg vil tiltaket gjøre det mulig å realisere ny kraftproduksjon på Vestlandet uten
at det oppstår langvarige områdeprisforskjeller mellom Vestlandet og andre regioner. Estimert
Side 19
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
investeringskostnad for en gjennomgående oppgradering mellom Kristiansand og Sauda er 5
milliarder kroner og utgjør den største kostnaden ved en samlet oppgradering av Vestre Korridor.
Spenningsoppgradering av den andre ledningen i Vestre korridor er planlagt startet i nord med en
oppgradering av Lyse-Sauda og ny transformatorstasjon i Sauda. En oppgradering av LyseSauda gir mulighet til å realisere en mellomlandsforbindelse til Storbritannia under forutsetning av
at ilandføringspunktet er Kvilldal i Nord-Rogaland, og ikke lenger sør. For å kunne realisere den
planlagte mellomlandsforbindelsen til Tyskland, vil det være behov for en ny transformator i
Solholm. Dagens ledning mellom Solholm og Arendal er forberedt for 420 kV og må driftes på
dette spenningsnivået. For å unngå en økning i dagens krevende forsyningssituasjon i Stavangerområdet, må Lyse-Støleheia realiseres i tillegg til Vestre korridor før man kan etablere en mellomlandsforbindelse fra Tonstad/Feda. En oppgradering av den andre gjennomgående ledningen i
Vestre korridor har et kostnadsestimat på 1,85 milliarder kroner.
3.2 Tiltak for å øke forsyningssikkerheten og legge til rette for ny produksjon
3.2.1
Spenningsregulerende tiltak
Det er nødvendig med tiltak for å holde spenningsnivået innenfor lovpålagte grenser i regionen.
Spenningsregulerende utstyr vil derfor installeres flere steder på i Region sør innen utgangen av
2013 for å oppfylle DSBs krav.
3.2.2
Økt transformatorkapasitet øker driftssikkerheten og åpner for ny produksjon
Det pågår et samarbeidsprosjekt mellom Agder Energi Nett og Statnett om økt transformatorkapasitet mellom sentral- og regionalnettet i Vest-Agder. De planlagte investeringene vil fjerne
dagens utfordrende forsyningssituasjon i tung last med lav produksjon. Økt transformatorkapasitet
og nye transformatorstasjoner som etableres i forbindelse med en oppgradering av Vestre
korridor (se kapittel 3.1.3), vil også bidra til å utløse ny kraftproduksjon i området. Bare i VestAgder er det meldte vindkraftprosjekter tilsvarende ca. 1 TWh som kan utløses av investeringer i
økt transformatorkapasitet i fylket.
Prosjektet innebærer at transformeringen i Kristiansand økes. Videre planlegges det at Øye
stasjon legges ned og transformeringen flyttes til Kvinesdal (i dag Feda stasjon). Bygging av en
ny stasjon på Honna, som er konsesjonssøkt og planlagt gjennomført av Agder Energi Nett, vil i
tillegg til å bedre kapasiteten og redusere tapene i regionalnettet vesentlig være et viktig bidrag
for økt leveringspålitelighet.
3.2.3
Tiltak i regionalnettet som følge av økt transformatorkapasitet
Økt transformatorkapasitet får stor betydning for utviklingen av regionalnettet i Vest-Agder. I
tillegg til økt utvekslingskapasiteten til sentralnettet må det etableres nye transformatorstasjoner
mellom regional- og distribusjonsnettet for å få ut forventet produksjon fra de planlagte småkraftverkene i området. Det vil også være behov for å forsterke og øke kapasiteten på enkelte av
regionalnettforbindelsene for å få full utnyttelse av økt kapasitet mot sentralnettet. Dette gjelder
transformatorstasjoner i Austerdalen og Finså.
Økt transformatorkapasitet mot sentralnettet i Vest-Agder, vil også påvirke behovet for
investeringer i regionalnettet. En planlagt oppgradering av dagens 110 kV ledning mellom Austerdalen og Øye kan utgå dersom ny sentralnettsstasjon etableres i Honna. I tillegg må det bygges
nye regionalnettsledninger eller oppgradere eksisterende i tilknytning til de de nye/ oppgraderte
sentralnettstransformatorene. Dette gjelder Øye (ny ledning Øye-Kvinesdal-Austavika og oppgradering av Austerdalen-Øye) og Honna (oppgradering Skjerka-Honna). Sammen med Statnetts
planer og økt transformeringskapasitet i Tjørhom kraftstasjon, vil disse prosjektene gjøre det
mulig å etablere alle søkte og meldte kraftprosjekter i Vest-Agder.
Etablering av en stasjon i Honna vil også gjøre det mulig å sanere en av to ledninger mellom
Skjerka og Bjelland. Uten en ny stasjon i Honna må denne ledningen derimot rehabiliteres.
Side 20
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
3.3 Reinvesteringer utgjør 36 prosent av nettinvesteringene
I følge tall fra Statnett og Energi Norge vil reinvesteringene samlet sett for investeringer på alle
nettnivå i Region sør utgjøre 36 prosent av det samlede investeringsomfanget. I regional- og
distribusjonsnettet er reinvesteringene begrunnet i høy alder på dagens anlegg.
En stor andel av luftledningene i regionalnettet i Agder, ca. 45 prosent, er i følge Agder (2012)
bygget før 1970 og har dermed en alder på over 40 år. Også en stor andel av transformatorene i
Aust- og Vest Agder har en høy alder. Nesten 30 prosent av transformatorene er over 40 år. Dette
indikerer et høyt behov for reinvesteringer i regionalnettet den neste 10-årsperioden. Kabelnettet i
regionen er derimot nyere, og det er ikke forventet vesentlige reinvesteringer i kabler.
De store investeringene i regionalnettet i Vestfold og Telemark ble i følge Skagerak (2012)
gjennomført i perioden 1950-1970. Veid gjennomsnittsalder for ledningene er 48 år. Gjennomsnittsalderen for transformatorstasjonene i regionalnettet er 32 år. Tilstanden er likevel relativt
god, men alderen tilsier et økt behov for reinvesteringer framover (Skagerak, 2012).
3.4 Oppsummering av planlagte nettinvesteringer
3.4.1
Planlagte tiltak i sentralnettet
Tabell 3.1 viser en oppsummering av planlagte sentralnettsprosjekter i region nord. Noe videre
begrunnelse for bak tiltakskostnadene med en illustrativ grafisk fremstilling kommer i kapittel 4.1
og 4.2.
Tabell 3.1: Sentralnettsprosjekter i Region sør den neste 10-årsperioden
Forbindelse
Kostnadsintervall
(mill 2011-kr)
Forventet konsesjon
I drift
Østre korridor
1.350-1.950
2013
2014
Vestre Korridor
6.000-9.000
2013-2015
2017-2021
Skagerak 4
1.400-1.700
2010
2014
Kabel Tyskland
6.000-8.000
?
2018
Kabel Storbritannia
6.000-8.000
?
2020
Fasekompensator - Feda
300-450
2012
2014
Transformatorkapasitet i Vest-Agder
267-275
2013
2014
Nytt kondensatorbatteri og
transformator i Kristiansand
80-105
2011
2012
Kilde: Statnett (NUP 2011 og oppdatering 2012)
3.4.2
Planlagte tiltak i regional- og distribusjonsnettet
Basert på informasjon vi har hentet fra regionale kraftsystemutredninger og distribusjonsselskaper
estimerer vi at det i Region sør skal investeres 9,4 milliarder kroner i tilhørende nett. Figur 3.2
oppsummerer det planlagte investeringsnivået på regional- og distribusjonsnettnivå per fylke.
Side 21
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Figur 3.2: Estimerte investeringer i regional og distribusjonsnett
Milliarder NOK
12
10
Regionalnett
AMS
Distribusjonsnett
8
6
4
2
0
Vestfold og Telemark
Agder
SØR
Kilde : RKSU f or Agder 2 012 -2 020 og R KSU for T e le mark og Vestf o ld 2 012-20 20, THEMA Co nsu lt ing Group
Agder Energi har et investeringsbehov i regionalnettet estimert til 1,9 milliarder kroner (Agder,
2012) som følge av reinvesteringer, kapasitetsøkning, reserve og ny produksjon frem til 2020.
Totale nettinvesteringer for Agder Energi i distribusjonsnettet (inklusive AMS) er estimert til 3
milliarder kroner utfra bokført verdi og erfaringstall (THEMA Consulting Group). Estimerte
reinvesteringer er estimert til 1,2 milliarder kroner i perioden.
Skagerak Nett og Kragerø Energi skal utføre nettforsterkninger i regionalnettet til Grenlandsområdet som er estimert til 196 millioner kroner (Skagerak, 2012). Den største andelen av
investeringene er knyttet til vedlikehold og nyinvesteringer i distribusjonsnettet. Totale
investeringer i distribusjonsnettet utgjør 2,7 milliarder kroner, der 35 prosent av totalen er knyttet
til investeringer i AMS (THEMA Consulting Group). Skagerak Nett påpeker at en datalagringshall
på Rjukan trenger nettforsterkninger i størrelsesorden 500 millioner kroner i regionalnettet, men
som påpekt i kapitel 2.1.1 er det knyttet stor usikkerhet til prosjektet.
Side 22
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
4
NETTINVESTERINGENE SKAPER VERDIER
Gjennomgangen viser at nettutbyggingsplanene for Region sør viser at den forventede
nåverdien av disse prosjektene er vesentlig høyere enn nåverdien av de økte kostnadene
som nettutbyggingen fører med seg. De verdsatte elementene summerer seg til en
samfunnsøkonomisk nåverdi på vel 16,5 milliarder kroner. Dersom Vestre korridor av
ulike grunner ikke blir realisert, vil det samfunnsøkonomiske nåverditapet knyttet til verdsatte elementer utgjøre 15,8 milliarder kroner. En stor andel av dette tapet er inntektstap
fordi mellomlandsforbindelser ikke kan realiseres. Risikoen for overinvesteringer i
regionen er begrenset og i hovedsak knyttet til om mellomlandsforbindelsene blir realisert
som planlagt. Dessuten vil nettinvesteringene være lønnsomme også ved en utsatt eller
begrenset investering i mellomlandsforbindelser. Siden utbygging av overføringsanlegg
utvider overføringskapasiteten sprangvis, vil det normalt oppstå ledig kapasitet i nettet.
Denne ledige kapasiteten har en verdi ved at den kan betjene et fremtidig usikkert overføringsbehov etter 2020 – denne verdien er beregnet til 2,4 milliarder kroner.
Samlede investeringer i nett og produksjon for Region sør er estimert til i overkant av 31
milliarder kroner i perioden 2012 til 2020. Investeringsplanene bidrar til økt verdiskaping
og behov for arbeidskraft både i investeringsfasen og etter hvert som de nye anleggene
settes i drift. Direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger knyttet til investeringene
kommer opp i 4500 årsverk når investeringsbølgen når sitt toppunkt. Sysselsettingsvirkningene i driftsfasen er i slutten av perioden beregnet til om lag 650 årsverk.
4.1 Innledning
Utbygging av kraftnettet skaper verdier for samfunnet i den grad de positive nytteeffektene av
nettinvesteringene overstiger de samfunnsøkonomiske kostnadene.
Kostnadselementene omfatter først og fremst:

Prosjektrelaterte drifts- og investeringskostnader

Negative eksterne virkninger knyttet til natur og miljøproblemer som prosjektene medfører
Nytteeffektene av nettinvesteringer er i særlig grad knyttet til:

Forbedring av forsyningssikkerhet og leveringskvalitet

Øke nettets tilgjengelighet og kapasitet til å knytte til seg nytt forbruk

Øke nettets tilgjengelighet og kapasitet til å knytte til seg ny produksjon

Økt evne til å håndtere større kraftutveksling

Mindre regional prisvolatilitet og mer effektiv konkurranse

Klimavirkninger

Andre systemvirkninger

Reduserte tap

Reduserte kostnader knyttet til mer effektiv systemdrift

Reduserte investerings- og vedlikeholdskostnader i kraftnettet for øvrig

Opsjonsverdi for fremtidig etterspørsel etter overføringstjenester
Vi tar ikke mål av oss i dette prosjektet å gjennomføre en fullstendige nytte- kostnadsanalyse. Vi
begrenser oss til å trekke fram de sentrale utfordringene som gjennomgangen i de foregående
Side 23
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
avsnittene har påvist og drøfte i hvilken grad utfordringene har verdiskapingskonsekvenser for de
ulike brukergruppene av kraftnettet i Region sør.
Figur 4.1: Identifiserte nyttevirkninger av nettforsterkninger i region Sør
Illustrativ
Nyttevirkninger
Forsyningssikkerhet
Ny
produksjon
Nytt
forbruk
Velfungerende Effektiv
markeder
drift
Reduserte Politiske
CO2-utslipp føringer –
like priser
Tiltak
Totalt
Kommentar
Spenningsregulerende tiltak
Region
Sør
Transformatorkapasitet V-Agder
V-Agder
Region
Sør
V-Agder
Østre Korridor
V-Agder
Grenland
Østlandet
Vestre Korridor
X
X
X
Vestlandet
X
X
Overholde lovpålagte krav
X
X
Skagerak 4
Norge
Norge
X
X
Kabel Tyskland
Norge
Norge
X
X
Kabel Storbrittannia
Norge
Norge
X
X
Regionalnett
V-Agder
Region
Sør
V-Agder,
Grenland
Distribusjonsnettet
Region
sør
Region
sør
Region
sør
X
X
Nødvendig for utkob-linger
Vestre korridor
X
Reduserer investeringer i
regionalnettet
Legge til rette for lønnsom
utveksling med utlandet –
bidrar til lavere nettleie.
Håndtere kraftoverskudd.
X
X
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
4.2 Kostnader og nytte av planlagte nettinvesteringer i Region sør
Verdien av de planlagte nettinvesteringene i Region sør er dels knyttet til verdiskaping i regionen
og dels knyttet til nyttevirkninger i andre deler av landet. Samtidig vil noen av nyttevirkningene
avhenge av investeringer som gjøres i andre deler av nettet. For ikke å dobbeltregne tar vi her
først og fremst for oss nyttevirkningene som oppstår i regionen. Vi vil bare inkludere
nytteelementer utenfor regionen når de kan knyttes direkte til de nettinvesteringene som
gjennomføres i Region sør. For de aggregerte nyttevirkningene vises det til den nasjonale
rapporten.
4.2.1
Kostnader
Nettinvesteringene i Region sør, eksklusive mellomlandsforbindelser, for perioden 2012 – 2022
fremkommer av Figur 4.2
Side 24
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Figur 4.2: Totale nettinvesteringer i Region sør
Milliarder NOK
18
16
14
Sentralnett
Regionalnett
AMS
Distribusjonsnett
12
10
8
6
4
2
0
Vestfold og Telemark
Agder
SØR
Kilde : Oppd atert net t invester ingsp lan, R KSU, TH EMA Consu lt ing Group
Planene som foreligger tilsier at det skal investeres 16 milliarder8 kroner samlet på alle nettnivå i
Region sør. I tillegg er det planlagt flere nye mellomlandsforbindelser. Skagerak 4 er under
bygging og har et kostnadsestimat på 1,7 milliarder kroner. Kabler til England og Tyskland koster
omtrent 7 milliarder kroner hver. Av de totale investeringene på 16 milliarder kroner vil anslagsvis
36 prosent være reinvesteringer i regionen, i følge tall fra Statnett og Energi Norge. Nåverdien av
de planlagte investeringene på 16 milliarder er 13,2 milliarder med en kalkulasjonsrente på 4
prosent.
Kostnadene til drift og vedlikehold vil også påvirkes noe som følge av at nettanleggene øker både
i antall og størrelse. Vi har lagt til grunn at drifts- og vedlikeholdskostnader øker med ca 1,5
prosent av nyinvesteringer. Samtidig må en anta at reinvesteringer vil senke vedlikeholdskostnadene på de fornyede anleggene noe. Vi har dog ikke vurdert hvor stor denne virkningen
faktisk er. Økningen i årlige drifts- og vedlikeholdskostnader tilsvarer 0,3 milliarder kroner i
nåverdi.
4.2.2
Naturinngrep
Det ligger utenfor denne rapportens omfang å gjøre en analyse av de samlede kostnadene knyttet
til naturinngrep som følge av nettinvesteringer i Region sør. Vi vil derfor nøye oss med noen
generelle betraktninger og noen eksempler fra regionen.
Etablering av nye ledninger og anlegg der det per i dag ikke finnes noe nett vil innebære en større
endring av natur og landskap enn en oppgradering av en eksisterende linje. På sentralnettsnivå er
nye ledninger og anlegg i hovedsak begrenset til en ny ledning mellom Bamble og Rød i Østre
korridor og en ny transformatorstasjon på Hodna. Dette medfører blant annet at to ledninger blir
erstattet med en ny forbindelse, noe som bidrar til å redusere nettovirkningene av naturinngrepene.
Investeringene i det meste av Østre og Vestre korridor er reinvesteringer som innebærer at
dagens trase i all hovedsak vil bli brukt. En oppgradering av spenningsnivåer vil imidlertid innebære at bredden på traseen kan bli noe større, særlig der de eldste mastene byttes med nye.
Master som må skiftes ut, blir normalt noe høyere enn dagens master. For oppgradering fra 300
til 420 kV er endringene imidlertid som regel svært begrenset.
4.2.3
Verdien av økt forsyningssikkerhet og leveringskvalitet
Den samfunnsøkonomiske kostnaden ved at strømmen kan falle bort, kan måles med
”sannsynligheten for avbrudd” x ”kostnadene ved avbrudd”. Kostnadene ved avbrudd er avhengig
8
Aggregerte investeringer målt i faste 2012-kroner
Side 25
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
av lengden på det enkelte avbrudd og vil variere mellom ulike kunder. For noen kunder kan et
enkelt avbrudd koste tosifrede millionbeløp.
Manglende forsynings- eller driftssikkerhet kan medføre avbrudd i kraftforsyningen dersom det
oppstår feil i nettet eller andre komponenter og det ikke finnes kapasitet i systemet til å håndtere
feilsituasjonene. Avbrudd har en samfunnsøkonomisk kostnad for sluttbrukerne.9 De samfunnsøkonomiske kostnadene har sammenheng med følgende faktorer.

Produksjon av varer og tjenester kan gå tapt eller bli utsatt. Dette kan omfatte produksjon
av olje og gass, aluminiumsproduksjon, trykkerier, meierier, bakerier, bryggerier, handelsvirksomhet og offentlig tjenesteyting. De berørte bedriftene rammes åpenbart direkte, men
også kundene vil bli rammet dersom de ikke kan skaffe seg alternativer på kort varsel.

Forskjellige gjøremål kan ta lenger tid enn normalt. For eksempel vil flytrafikk og banetransport stanse opp. Telekommunikasjon, trafikklys og bomstasjoner er andre faktorer
som rammes. Også her kan konsekvensene for tredjepart bli store.

Utstyr kan bli skadet, både i husholdninger, offentlig sektor og næringsliv. Prosessanlegg i
industrien kan bli påført store skader om de rammes av umeldte avbrudd. Et ytterpunkt er
aluminiumsverk som etter en ukontrollert stans på noen få timer trenger flere måneder på å
komme i produksjon igjen.

I spesielle tilfeller kan det oppstå skader på liv og helse.
Beregnede historiske KILE-kostnader er vist i Figur 4.3. Som det fremgår av figuren, varierer
kostnadene knyttet til ikke levert energi både mellom år og fylker. De laveste KILE-kostnadene for
hele perioden 2008 til 2011 har Vestfold med 50 millioner kroner. Agderfylkene samlet og
Telemark har henholdsvis 127 og 73 millioner kroner i samme periode. KILE-kostnadene falt
mellom 2008 og 2010 for så å stige markant i 2011.
Figur 4.3. Beregnede gjennomsnittlige KILE-kostnader i Region sør
60
Vestfold
Telemark
Agder
Millioner (2012-kr)
50
40
30
20
10
0
2008
2009
2010
2011
Kilde: NVE, THEMA. Basert på gjennomsnittlig kostnadsanslag for historisk ILE (Ikke-levert energi)
Figur 4.4 viser beregnede KILE-kostnader ved avbrudd for hele regionen ved strømavbrudd av
ulik lengde. Et 12-timers avbrudd med gjennomsnittlig effektuttak ville ha kostet over 100 millioner
i KILE-kostnader for nettselskapene.
9
Avbrudd kan også ha en kostnad for produsenter av kraft dersom avbruddet fører til at de må redusere produksjonen eller produsere
på et annet tidspunkt med lavere pris. Dette tapet er imidlertid begrenset oppad til kraftprisen, som normalt er mye lavere enn
kostnaden for sluttbrukere ved manglende forsyning.
Side 26
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Figur 4.4 Beregnede KILE-kostnader ved ulik varighet av strømavbrudd
120
Millioner kroner
100
KII
Alminnelig forsyning
80
60
40
20
0
0
1
2
3
4
5
6
7
Varighet avbrudd (timer)
8
9
10
11
12
10
Kilde : Kontrollforskriften NVE , THEMA Consulting Group
Det er grunn til å tro at de forventede avbruddskostnadene basert på historisk feilstatistikk og
KILE-kostnader undervurderer den samfunnsøkonomiske nytten av tiltak som øker forsynings- og
driftssikkerheten (reduserer avbruddene). Denne problemstillingen er drøftet nærmere i den
nasjonale rapporten.
Det finnes ikke noen treffsikker metode for å beregne verdien av den økt forsyningssikkerhet. Av
de planlagte investeringene i sentralnettet i Region sør, vil økt transformatorkapasitet og
spenningsregulerende bidra til å bedre forsyningssikkerheten for forbruket i Vest-Agder. Til
sammen utgjør det investeringer i størrelsesorden 0,5 milliarder kroner.
For å beregne forsyningssikkerhet har vi i vår tilnærming benyttet forskjellen mellom utkoblbare
og normale nettavtaler (Hafslunds nettariffer) som en indikasjon på merverdien av et nett som
tilfredsstiller kravene til forsyningssikkerhet og leveringskvalitet i forhold til et nett der stadige
utkoblinger må påregnes. Dvs. hvilken rabatt som nettselskapene vil måtte tilby sine nettkunder
for at de skal være villige til å koble ut strømmen på kort varsel. Denne rabatten kan betraktes
som en et uttrykk for den lavere betalingsviljen for nettjenester i et svakt nett.
Ved å benytte denne fremgangsmåten for områder i Vest-Agder har vi beregnet den årlige økte
betalingsviljen for å reetablere tilfredsstillende forsyningssikkerhet og leveringskvalitet i disse
områdene til 66 millioner kroner. Nåverdien av denne økte betalingsviljen er 0,7 milliarder kroner
for eksisterende alminnelig forsyning.
En nærmere drøfting av verdien av forsyningssikkerhet og leveringskvalitet er gjort i
hovedrapporten.
4.2.4
Betalingsvilje for økt kraftoverføring
Kraftforbruket antas å øke med vel 0,8 TWh i alminnelig forsyning og om lag 0,5 TWh for å
forsyne Valhallfeltet, dvs. en samlet vekst på 1,3 TWh mellom 2012 og 2020.
Betalingsviljen for nettilknytning antar vi er minst lik dagens nettariff og at veksten er avhengig av
nyinvesteringer. Tar vi hensyn til at nettariffen varierer mellom ulike forbruksgrupper, kan vi anslå
økningen i betalingsvilje for nettilknytning. Den fremkommer ved å multiplisere det økte
overføringsvolumet med den gjennomsnittlige nettariffen. Neste spørsmål er hvor mye av den
forventede økningen i behovet for kraftoverføring som er avhengig av de foreliggende
10
KILE-kostnadene for ulike forbruksgrupper er KPI-justert for 2012 og er basert på grunnlag for sammensetningen av forbruket i
regionen og kostnadsfunksjonene per kundegruppe.
Side 27
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
investeringsplanene. Det vil variere mellom i ulike regionene og de ulike områdene innen hver
region.
Utenfor Vest-Agder, er det tilstrekkelig kapasitet til å knytte til nytt forbruk, slik at denne betalingsviljen ikke direkte kan knyttes til investeringer i ny nettkapasitet. I regionalnettet i Vest-Agder, er
det imidlertid ikke plass til betydelig nytt forbruk før transformatorkapasiteten mot sentralnettet er
styrket. Nytt forbruk vil også utløse et behov for forsterkninger eller nye ledninger enkelte steder i
regional- og distribusjonsnettet. For Region Sør antar vi således at det eksisterende sentralnettet
kan betjene hele forbruksveksten, mens 100 prosent av de forventede investeringene må til for å
betjene veksten på distribusjonsnettnivå. For regionalnettet i Region Sør antar vi at 50 prosent av
veksten forutsetter realisering av de forliggende planene. Hvordan betalingsviljen for nettilknytning
under denne forutsetningen øker over tid i Region sør, er vist i Figur 4.5. I 2020 utgjør den økte
betalingsviljen for nettilknytning på rundt regnet 184 millioner kroner. Nåverdien av betalingsviljen
knyttet til økt kraftoverføring er under disse forutsetninger beregnet til 3 milliarder kroner.
Figur 4.5 Økt årlig betalingsvilje for kraftoverføring knyttet til vekst i kraftforbruk i Region sør, 2012 – 2020
200
Valhall-plattformen
180
Alminnelig forsyning Vest-Agder
160
Alminnelig forsyning Aust-Agder
Millioner kroner
140
Alminnelig forsyning Telemark
120
Alminnelig forsyning Vestfold
100
80
60
40
20
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
4.2.5
Tilknytning av ny produksjon
I Region sør er det i første rekke manglende transformatorkapasitet mellom regionalnettet og
sentralnettet som begrenser utbyggingen i Vest-Agder. I de andre fylkene har vi lagt til grunn av
kraftprosjekter kan realiseres med dagens nett. Det er også lokale kapasitetsbegrensninger i
transformatorer i regionen som per i dag begrenser utbygging enkelte steder.
I Vest-Agder antar vi at prosjekter tilsvarende 0,35 TWh vannkraft og 0,1 TWh vindkraft er
avhengig av økt transformatorkapasitet mot sentralnettet for å kunne bli realisert innen 2020.
Dette er lavere enn det vi tidligere har beskrevet av ny kraftproduksjon i området som har behov
for nytt nett for å kunne bygges. Årsaken til dette er at de samlede nettinvesteringene i Norge
fram til 2020 åpner for mer produksjon enn det vi forventer skal bygges. Vi har derfor antatt at kun
en andel av det som er mulig blir realisert i hver region, og at denne andelen er lik for hver region.
Dette er nærmere forklart i prosjektets nasjonale rapport.
Som Figur 4.6 viser er nåverdien av vannkraftprosjekter som er begrenset av tilgang på nett ligger
på i størrelsesorden 800 millioner kroner11 ved et reelt avkastningskrav på 7 prosent. Noe vind-
11
Legger til grunn en verdi på 2,5 kroner pr. kWh.
Side 28
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
kraft er også berørt, men verdien er satt til null fordi prosjektene har en kostnad nær det vi anser å
være marginalkostnaden for nye vindkraftprosjekter.
Nåverdi [milliarder 2012-kroner]
Figur 4.6. Nåverdi av ny vannkraft i Region sør som er avhengig av nettutbygging.
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
6%
7%
8%
Avkastningskrav
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
4.2.6
Verdiøkning og realisering av nye mellomlandsforbindelser
En sentral del av nettutviklingsplanen i Region sør er utbyggingen av Vestre korridor. Hvis Vestre
korridor ikke gjennomføres, vil det i følge Statnett være restriksjoner på driften av de eksisterende
mellomlandsforbindelsene anslagsvis 50 prosent av tiden. Det fører til at den samfunnsøkonomiske verdien av dem faller med omlag 1,7 milliarder kroner sammenlignet med en
situasjon der de kan driftes uten slike restriksjoner.
Videre vil den økte kapasiteten som nettforsterkningene i regionen medfører, gi rom for å bygge
ut flere mellomlandsforbindelser. Statnetts lønnsomhetsberegninger er gjengitt i beregningen
nedenfor. Som det fremgår ligger nåverdien av en ny kabelforbindelse på henholdsvis 1000 og
1400 MW på 6-9 milliarder kroner, etter at kabelinvesteringene er trukket fra. Mellomlandsinvesteringene er på anslagsvis 7 milliarder kroner per forbindelse, hvilket innebærer at nytteverdien (før kostnadene er trukket fra) for to kabler kan komme opp i hele 28 - 32 milliarder kroner
i nåverdi12. Den ene av de to kablene vil bli knyttet til nettet i Rogaland, det vil si i Region vest.
Det er viktig å understreke at den økte kraftutvekslingen som kablene medfører påvirker
kostnadene i nettet i andre regioner også. Men vi har valgt å legge hele verdien i Region sør ettersom hovedtyngden av de nødvendige investeringene kommer her. Siden kabelinvesteringene
fremstår som svært lønnsomme, vil denne forutsetningen gjøre at lønnsomhetstallene for Region
sør blir noe overdrevet. I den nasjonale analysen, der kostnader og nytter er aggregert, forsvinner
denne unøyaktigheten. Nytteverdien av mellomlandsforbindelse tilfaller hele sentralnettet.
Tabell 4.1: Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av kabler. Nåverdier 2012 (5 %).
Nåverdi [milliarder 2012-kr]
Dagens
situasjon
Investeringskostnad kabler
En kabel
(Tonstad/Feda)
To kabler
1400 MW
2800 MW
-7
-14
Nytten av mellomlandsforbindelser
-1,7
13-16
26-32
Netto SUM
-1,7
6-9
12-18
Kilde : Stat nett
12
Investeringskostnadene for kablene er med i anslaget for de totale investeringskostnadene.
Side 29
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
I Tabell 4.1 er mellomlandsforbindelsene innfaset i henholdsvis 2018 og 2020. En utsettelse på
eksempelvis 10 år, vil gi en reduksjon i nåverdien på om lag 40 prosent.
4.2.7
Mindre prisvolatilitet og mer effektiv konkurranse
Utbyggingen av sentralnettet i Region sør vil bygge ned flaskehalsene og dermed redusere antall
timer med prisforskjeller mellom denne regionen og de øvrige regionene i landet. Det vil, alt annet
like, føre til mindre prisvolatilitet. Nedbygging av flaskehalser vil dessuten styrke konkurransen og
dermed gjøre prisdannelsen mer effektiv. Figur 4.7 viser områdepriser i Kristiansand sammenlignet med systemprisen. Den viser at avviket mellom systemprisen og prisen på Sørlandet har
økt etter 2007. Uten utbygging av nettet er det grunn til å forvente at prisforskjellene vil øke
ytterligere. Som vi ser av figuren ligger prisen i Kristiansand under systemprisen når det er avvik.
En reduksjon av flaskehalsene vil dermed, alt annet like føre til noe høyere produsentpriser.
Figur 4.7: Spotpriser i Kristiansand sammenlignet med systemprisen 1999-2011
100
Systempris
90
Elspotpriser Kristiansand
Kraftpris (øre/kWh)
80
70
60
50
40
30
20
10
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
Sep
Jan
Mai
0
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011 2012
Kilde : Nord poo l Spot
4.2.8
Klimavirkninger
Vi drøfter i dette avsnittet samfunnsøkonomiske vurderinger knyttet til klimaeffekten av at
Valhallfeltet nå får kraft fra land. En positiv verdi utover den betalingsviljen som reflekteres i tariffbetalingen, kan sees på som en del av den samfunnsøkonomiske betalingsviljen.
Operatøren BP har offentlig sagt at beslutningen bygger på kommersielle vurderinger, noe som
indikerer at den bedriftsøkonomiske tiltakskostnaden pr. tonn CO 2-utslipp er mindre eller lik det
selskapet sparer ved å redusere CO2-utslippene på plattformen. Vi anslår at besparelsen ligger
mellom 300 kr. pr tonn økende til 450 kroner frem til 2030. Da har vi tatt hensyn til at olje- og
gasselskapene både betaler en CO2-avgift på om lag 200 kroner pr. tonn og at en langsiktig
kvoteprisforventning ligger på 200 - 300 kroner pr. tonn13.
BP oppgir at elektrifiseringen av Vallhallplattformen gir et årlig utslippskutt på 300.000 tonn per år,
med en tiltakskostnad som vi altså antar ligger på 250 kroner per tonn. For å kunne svare på
hvilken samfunnsmessig gevinst som kan knyttes til elektrifisering av Vallhall, må en kjenne
alternativkostnaden for utslipp. Her vil ulike tilnærminger gi vidt forskjellige resultater. Hvis vi
legger til grunn klimaforlikets krav om at 2/3 av de avtalte utslippskuttene skal tas i Norge, er den
norske marginale tiltakskostnaden den relevante alternativverdien, som trolig ligger rundt 1100
13
Se NOU 2012:16 Samfunnsøkonomiske Analyser
Side 30
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
kroner pr. tonn14. En alternativ innfallsvinkel er å bruke anslag på den langsiktige globale tiltakskostnaden for å nå 2-gradersmålet som ligger i overkant av 300 kroner pr. tonn i 2020, økende til
vel 500 kroner pr. tonn i 2030 og ytterliggere 1700 kr per tonn i 205015. Bruker vi den norske
marginale tiltakskostnaden ligger som utgangspunkt for beregningen, blir den årlige nytteverdien
av å redusere utslippene i Norge omregnet til nåverdi kan det gi en samfunnsøkonomisk gevinst
på 4,3 milliarder kroner. Lavere tiltakskostnad vil gi høyere samfunnsøkonomisk gevinst. Legger
vi til grunn en langsiktig global tiltakskostnad ender vi opp med en samfunnsøkonomisk nåverdi
av tiltaket på rundt 0,5 milliarder kroner.
4.2.9
Ledig kapasitet i nettet kan gi ytterligere nytteverdier
Siden utbygging av overføringsanlegg utvider overføringskapasiteten sprangvis, vil det normalt
oppstå ledig kapasitet i nettet. Denne ledige kapasiteten har en verdi ved at den kan betjene et
fremtidig usikkert overføringsbehov vi i dag ikke regner med, men som har en viss sannsynlighet
for å materialisere seg. Det betyr at den utbyggingen som gjøres vil ha ledig kapasitet til å håndtere en større kraftflyt enn det som forventes på investeringstidspunktet. I Region sør, vil en
realisering av de prosjektene som er beskrevet i kapittel 3 bety at alle sentralnettsledninger og
transformatorstasjoner mellom regionalnett og sentralnett i Agder og Vestfold, vil være oppgradert
til 420 kV. En slik oppgradering innebærer at det er tilstrekkelig kapasitet i sentralnettet til ny
produksjon, nytt forbruk og kanskje også bidra til flere mellomlandsforbindelser.
Vi har i vår vurdering så langt bare lagt inn estimerte nyttevirkninger fram til 2020. De forliggende
nettutbyggingsplanene vil gi økt evne til å betjene en videre vekst etter 2020, både knyttet til mer
kraftproduksjon, og større leveranser til knyttet til framtidige potensielle forbrukere. Det ligger til
grunn et ytterligere potensial for kraftproduksjon etter 2020 i regionen estimert til 1,3 milliarder
kroner. I tillegg finnes det muligheter for økt kraftforbruk, både gjennom forbruksvekst og konvertering av oljefyr og elbiler. Oljefyr og elbiler kan ha en klimaeffekt opptil 1,1 milliarder kroner
basert på de to ulike betraktningsmåtene for klimavirkninger.
4.2.10 Andre systemvirkninger
Utbyggingen og oppgraderingen av kraftnettet vil gi en del andre systemvirkninger som vi ikke har
verdsatt. De omfatter blant annet

Nettap. Den økte kraftflyten, som forventes i kraftnettet i Region sør, vil øke nettapene.
Men flere av de prosjektene som inngår i utbyggingsplanene fører til at nettapene blir
lavere enn de ellers ville ha vært. Det gjelder på alle nettnivåer. Bygging av
transformatorstasjon på Honna vil eksempelvis redusere tapene i regionalnettet selv med
den planlagte produksjonsinnmatingen. Så selv om nettapene øker ville de ha økt enda
mer med et mindre omfattende investeringsomfang.

Reduserte kostnader knyttet til mer effektiv systemdrift. Gjennomføringen av
investeringene påvirker de totale kostnadene for systemdriften ved å redusere behovet for
spesialregulering i regionen.

Reduserte investerings- og vedlikeholdskostnader i kraftnettet for øvrig. Høy alder fører til
høye vedlikeholdskostnader. De reinvesteringene som gjøres, og som anslagsvis utgjør
36 prosent av de totale investeringskostnadene, vil føre til lavere vedlikeholdskostnader.
4.2.11 Oppsummering
Figur 4.8 nedenfor oppsummerer de kostnads- og nytteelementene vi har gjennomgått i kapitlet.
Alle nytteelementene er ikke verdsatt og de krever i varierende grad økt nettkapasitet. Vi kan
likevel med utgangpunkt i Figur 4.8 fastslå at nytteeffektene i Region sør er store. Som vi har gjort
14
Klimakur
Side 31
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
rede for i den nasjonale rapporten, er betalingsviljen for å opprettholde et nett svært høy og
antagelig mange ganger høyere enn kostnadene knyttet til reinvesteringer. Det er derfor ikke
nødvendig at øvrige nytteeffekter overstiger mer enn de økte kostnadene knyttet til utvidelser av
kapasiteten. Vi ser da at de verdsatte nytteeffektene, som er avhengig av nett for å bli realisert,
overstiger kostnadene knyttet til utvidelse av kapasiteten i nettet i Region sør med god margin.
På grunn av at de store ledningsprosjektene i Region sør omfatter spenningsoppgraderinger som
benytter eksisterende traser, er kostnadene ved naturinngrep begrensede.
Figur 4.8: Oppsummering av kostnads- og nytteelementer knyttet til nettinvesteringer (Milliarder kroner 2012)
Nytte
Kostnader
18
2,4
16
Milliarder kroner (Nåverdi – 2012)
16
16,7
14
16,5
N/A
12
10
8
6
4
2
0
3,0
-2
-4
-6
-0,3
N/A
Drift
Naturinngrep
0,7
0,8
-6,7
-8
Nyinvesteringer
Forsynings- Produksjon Nytt forbruk Velfungerende Effektiv drift Reduserte
sikkerhet
marked
klimautslipp
(mellomlandsforbindelser)
Totalt
Kilde: THEMA Consulting Group
Ikke verdsatte elementer:

Kostnader knyttet til naturinngrep

Verdi av økt forsyningssikkerhet og leveringskvalitet

Mindre prisvolatilitet og mer effektiv konkurranse

Endringer i nettap

Andre systemeffekter
4.3 Kan man risikere ubalanse mellom behov og nettutbygging?
Planen for nettutbygging som er beskrevet tidligere er relatert til behovene for økt nettkapasitet i
Region sør. Beregningene i forrige kapittel viser også at det vil være lønnsomt å oppfylle behovet
for nett i regionen.
Verdien av nettinvesteringer kan også illustreres ved å beskrive hva som skjer dersom planen av
ulike grunner ikke realiseres eller forsinkes. Noen årsaker til at nettinvesteringer ikke bygges i forhold til planen som er lagt kan for eksempel være motstand fra ulike interessegrupper, forsinkelser i konsesjonsbehandlingen, færre og mer kortvarige utkoblingsvinduer under utbyggingen
eller kapasitetsbegrensninger i leverandørmarkedet Det er langt fra usannsynlig at gjennom-
16
Avkastningskrav er satt til 7 prosent reelt i beregningene av verdi av ny fornybar energi. Ved beregning av nåverdien av nye og
eksisterende kabler benyttes Statnetts avkastningskrav på 5 prosent. I de øvrige beregninger er benyttet et avkastningskrav på 4 %. Å
bruke differensierte avkastningskrav er i tråd med anbefalingen i NOU 2012: 16 “Samfunnsøkonomiske analyser”
Side 32
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
føringen av planen kan bli forsinket – det er mange eksempler på at linjebygging har blitt forsinket
de senere årene. Slike forsinkelser kan føre til at verdiskaping ikke realiseres (tapte muligheter).
Behovet for nett frem mot 2020 kan også reduseres for eksempel ved at en eller flere av mellomlandsforbindelsene ikke blir realisert eller at omfanget av fornybarutbyggingen i Norge blir lavere
enn forventet. Selv om sannsynligheten vurderes som lav, kan det ikke utelukkes. Det er derfor
også av interesse å illustrere risikoen for at man investerer mer i nettkapasitet enn det behovet
tilsier (overinvestering). Det er også prinsipielt sett mulig at informasjonen om lavere behov
kommer tidsnok til at nettinvesteringer stanses eller utsettes (sparte kostnader).
De ulike tenkte tilfellene som er beskrevet over er illustrert i Figur 4.9. Ved utbygging av nett vil
man ønske å oppnå en balanse mellom behov for nettkapasitet og faktiske nettinvesteringer – en
balansert utvikling.
Figur 4.9: Alternative balanser mellom behov og utbygging av nett
Stort behov for
mer nettkapasitet
Balansert utvikling =
Høy verdiskaping
Tapte
muligheter
Lønnsom
utbygging
Moderate
nettinvesteringer
Store
nettinvesteringer
Sparte
kostnader
Overinvestering
Lite behov for mer
nettkapasitet
Kilde: THEMA Consulting Group
For å illustrere verdiskapingskonsekvensene har vi tatt utgangspunkt i hvorvidt Vestre korridor og
mellomlandsforbindelsene blir realisert etter planen eller blir utsatt i 20 år.
Den horisontale aksen fanger opp investeringsomfanget de neste 10-15 årene. På høyre side av
figuren er alle nettinvesteringer på land realisert i henhold til plan. Disse er nærmere beskrevet i
kapittel 3. På venstre side av figuren over blir oppgraderingen av Vestre korridor utsatt. Vi ender
da opp med fire alternativer:

I Lønnsom utbygging får vi en utvikling der en realisering av de foreliggende nettprosjektene fram til 2020 balanserer godt med de behovene som ligger til grunn for
planene. Summen av kvantifiserte kostnads- og nytteeffekter gir en samfunnsøkonomisk
nåverdi på vel 16,5 milliarder kroner som beskrevet i kapittel 4.2. I tillegg kommer verdien
av ledig kapasitet på inntil 2,4 milliarder pluss.

Tapte muligheter blir resultatet dersom manglende nettutbygging fører til at
samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter må utsettes eller skrinlegges. Dersom Vestre
Side 33
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
korridor blir utsatt i 20 år, vil man miste en rekke av nyttevirkninger som er beskrevet i
kapittel 4.2 (flaskehalser, ny kraftproduksjon, flere mellomlandsforbindeler). De samlede
nytteverdiene i dette tilfellet, er estimert til 0,7 milliarder kroner. I tillegg faller verdien av
ledig kapasitet bort, behandlet i kapitel 4.2.9. Betetalingsviljen for et effektivt nett vil
reduseres, som følge av en utsettelse av oppgradering av nett i forhold til behovet. .


Overinvestering er et tenkt tilfelle der Vestre korridor blir realisert til tross for at planene om
mellomlandsforbindelser ikke blir realisert eller utsettes av en eller annen årsak. Den
samlede samfunnsøkonomiske nåverdien av verdsatte elementer er beregnet til – 0,1
milliarder kroner, men samfunnet beholder en verdi av ledig kapasitet på 2,4 milliarder. Å
ha kapasitet til å kunne betjene nye mellomlandsforbindelser er også vurdert. En
realisering av en kabel ti år senere enn planlagt, for eksempel i 2028, har en nåverdi på
om lag 4,5 milliarder kroner. Hvis det for eksempel er 50 prosent sannsynlighet for at en
av kablene vil bli utsatt til 2028, vil den samfunnsøkonomiske verdien være positiv også i
dette tilfellet.
Sparte kostnader representerer tilfellet der Vestre korridor blir utsatt som følge av at
behovet for nye mellomlandsforbindelser faller bort. Utsettelsen av en oppgradering av
Vestre korridor vil vare inntil behovet for oppgradering på grunn av alder og tilstand
oppstår. Den samlede samfunnsøkonomiske nåverdien av verdsatte elementer er beregnet
til 1,9 milliarder kroner under en slik utvikling. Alternativet får ikke med seg fremtidige
verdien av ledig kapasitet.
Figur 4.10: Alternative balanser mellom behov og utbygging av nett i Region sør. Alle beløp er oppgitt i
nåverdier av milliarder 2012-kroner med tilhørende relevant reelt avkastningskrav
Stort behov for
mer nettkapasitet
Tapte muligheter
Nyinvesteringer
Driftskostnader:
Vannkraft:
Betalingsvilje nytt forbruk:
Klimavirkninger
Lønnsom utbygging
-4,8
-0,2
0,8
2,6
2,4
Nyinvesteringer
Driftskostnader:
Verdi 2 nye kabler:
Eksisterende kabel
Vannkraft:
Betalingsvilje nytt forbruk:
Forsyningssikkerhet
Klimavirkninger
0,7 mrd. NOK
Moderate
nettinvesteringer
+ 16,5 mrd. NOK + verdi ledig kapasitet
Sparte kostnader
Nyinvesteringer
Driftskostnader:
Vannkraft:
Betalingsvilje nytt forbruk:
Forsyningssikkerhet
Klimavirkninger
-6,7
-0,3
15
1,7
0,8
3,0
0,7
2,4
Store
nettinvesteringer
Overinvestering
-4,8
-0,2
0,8
3,0
0,7
2,4
Nyinvesteringer
Driftskostnader:
Vannkraft:
Betalingsvilje nytt forbruk:
Forsyningssikkerhet
Klimavirkninger
-6,7
-0,3
0,8
3,0
0,7
2,4
- 0,1 mrd. NOK + verdi ledig kapasitet
1,9 mrd. NOK
Lite behov for mer
nettkapasitet
Kilde: THEMA Consulting Group
Gjennomgangen viser at nettutbyggingsplanene for Region sør legger til rette for å gjennomføre
mange økonomisk lønnsomme prosjekter i kraftutveksling og produksjon, samt sikre strøm-forsyning til vekst i elforbruket. Den forventede nåverdien av disse prosjektene er vesentlig høyere
enn nåverdien av de økte kapital- og driftskostnadene som nettutbyggingen fører med seg. I
tillegg vil utbyggingsplanen bedre forsyningssikkerhet og leveringskvaliteten og ha en flere andre
Side 34
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
positive systemeffekter både i regionen og utenfor, som ikke er verdsatt. De verdsatte elementene
summerer seg til en samfunnsøkonomisk nåverdi på vel 16,5 milliarder kroner.
Dersom lønnsomheten på mellomlandsforbindelsene blir som forventet, vil det medføre et
nåverditap på 15,8 milliarder kroner ved ikke bygge ut Vestre korridor sammenlignet med en
utbygging som planlagt. Videre er risikoen for overinvestering begrenset i og med at Vestre
korridor består av mange ledninger som nærmer seg 70 år som trolig må reinvesteres innen 10 til
30 år uansett, og det er flere nyttevirkninger knyttet til oppgraderingen enn realisering av
mellomlandsforbindelensene (se Figur 4.1). Vestre korridor kan bygges ut i flere trinn, og deler av
oppgraderingen kan trolig utsettes dersom det blir uaktuelt å bygge flere mellomlandsforbindelser
fra Sør-Norge.
4.4 Betydelige ringvirkninger av investeringer i kraftsystemet
Samlede investeringer for Region sør er estimert til å utgjøre i overkant av 31 milliarder kroner.
Figur 4.11 viser forventede investeringer frem til 2020 fordelt på nett og vann- og
vindkraftproduksjon.
Figur 4.11: Forventede investeringer i nett og produksjon i perioden 2013-2020 i Region sør.
MNOK
6 000
Investering i vindkraft m.m.
Investering i vannkraft
5 000
Investering i nett
4 000
3 000
2 000
1 000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde: Statnetts oppdaterte investeringsplan 2012, RKSUer for region SØR
4.4.1
Investeringer bidrar til økt regional verdiskaping
I investeringsfasen vil utbyggerne kjøpe inn varer og tjenester til utbyggingsprosjektene som gir
økonomisk aktivitet i leverandørbedriftene. I tillegg engasjeres ressurser i egne selskaper. En del
av leveransene kjøpes inn fra utlandet, mens kjøpene i Norge fordeles mellom lokale, regionale
og nasjonale leverandørbedrifter. Fordelingen varierer fra prosjekt til prosjekt og fra landsdel til
landsdel. Likevel går det an å gjøre anslag basert på erfaringstall.
Figur 4.12 viser hvordan investeringene i produksjon- og nettanlegg i løpet av perioden bidrar til
verdiskaping17 hos regionale og øvrige nasjonale leverandørbedrifter. Med regionale bedrifter
menes bedrifter som er lokalisert i de fylkene som nett- og produksjonsanleggene ligger i, mens
de nasjonale fanger opp de resterende leverandørbedriftene. Våre tall viser at om lag 27 prosent
av de norske leveransene leveres av leverandører lokalisert i regionen til de aktuelle prosjektene,
mens 73 prosent av leveransene leveres av leverandører lokalisert i resten av landet. Det må
17
En bedrifts bidrag til verdiskaping måles i nasjonalregnskapet ved hjelp av bedriftens bruttoprodukt. Bruttoproduktet er definert som
bedriftens produksjonsinntekter inklusiv eventuelle subsidier minus verdien av vareinnsats (råvarer, energiforbruk og andre
innsatsfaktorer eksklusiv arbeid og kapital). Bruttoproduktet anvendes til å avlønne arbeid, kapital og skatter til stat og kommune.
Side 35
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
understrekes at figuren ikke viser endringene i forhold til den verdiskapingen som leverandørbedriftene nyter godt av knyttet til det investeringsnivået som vi har hatt de siste årene.
Figur 4.12: Investeringenes bidrag til nasjonal og regional verdiskaping hos norske leverandørbedrifter, 2012 –
2020 i Region Sør
MNOK
600
Regional verdiskaping
Øvrig nasjonal verdiskaping
500
400
300
200
100
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
Figur 4.13 viser årlig verdiskaping fra norske leverandørbedrifter knyttet til leveranser til
henholdsvis investeringer i ny produksjon og kraftnett på alle nivåer.
Figur 4.13: Årlig verdiskaping i leverandørbedrifter knyttet til leveranser av varer og tjenester fordelt på ulike
investeringskategorier, 2012 -2020. Millioner kroner (2012)
500
450
Årlig verdiskaping (MNOK)
400
Produksjonselskaps underleverandører
Sentralnettselskaps underleverandører
Regionalnettselskaps underleverandører
Distribusjonsnettselskaps underleverandører
350
300
250
200
150
100
50
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Gr oup
Etter at investeringene er foretatt og anleggene settes i drift øker omsetningen i energiselskapene. Det skaper økt verdiskaping i kraft- og nettselskapene som dels anvendes til å betale
kapitaleierne (både eiere og långivere), arbeidskraften som benyttes for å betjene de nye
anleggene, samt skatter og avgifter. I tillegg kommer verdiskapingen som genereres hos energiselskapenes underleverandører som følge av innkjøp av varer og tjenester i driftsfasen.
Figur 4.14 viser hvordan verdiskapingen kan komme til å øke i perioden 2012 – 2020 etter hvert
som anleggene tas i bruk. Figuren viser verdiskapingsbidragene knyttet til både produksjonsanlegg og nettanlegg, samt hos de respektive energiselskapenes underleverandører. Verdi-
Side 36
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
skapingen i produksjonsanleggene bygger på en forutsetning om en samlet kraft og sertifikatpris
på 60 øre /kWh.
Figur 4.14: Økt verdiskaping knyttet til drift av utbygde anlegg i Region Sør, 2012 – 2020. Millioner kroner (2012)
900
Årlig verdiskaping (MNOK)
800
700
600
Produksjonsselskap
Sentralnettsselskap
Regionalnettsselskap
Distribusjonsnettsselskap
Underleverandører
500
400
300
200
100
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
4.4.2
Opptil 4500 regionale arbeidsplasser i utbyggingsfasen
De planlagte investeringene skaper direkte sysselsettingsvirkninger i energiselskapene selv og
deres underleverandører. I energiselskapene sysselsettes deler av de ansatte ved at de
engasjeres i planleggingen og gjennomføringen av prosjektene, samtidig som energiselskapenes
innkjøp av varer og tjenester bidrar til sysselsetting i leverandørindustrien.
Investeringene vil også bidra med indirekte sysselsetting gjennom såkalte kryssløps- og konsumvirkninger. Indirekte kryssløpsvirkninger påløper som følge av at bedriftene genererer et behov for
sysselsetting og innsatsvarer hos sine underleverandører. I sin tur vil disse underleverandørene
generere økte leveranser fra sine underleverandører igjen osv. i en uendelig rekke. Alle de som
jobber med byggingen har også et behov for varer og tjenester som mat og klær, helsetjenester,
etc. Etterspørselen øker, og det blir behov for arbeidskraft i samfunnet forøvrig. Denne siste
effekten omtales som indirekte konsumvirkninger. Figur 4.15 viser direkte og indirekte
sysselsettingsvirkninger knyttet til bygging av nye produksjons- og nettanlegg i Region sør for
perioden 2012 til 2020. Disse virkningene utgjør i løpet av perioden i ca 2900 årsverk årlig i
gjennomsnitt. Forventet sysselsetting er relativt jevnt fordelt mellom årsverkene energiselskapene
og deres underleverandører sysselsetter selv og sysselsettingen som følger av investeringenes
ringvirkninger.
Side 37
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
Figur 4.15: Direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger av investeringer i nett og produksjonsanlegg målt i
antall årsverk, 2012 – 2020.
Årsverk
5 000
4 500
4 000
Indirekte sysselsetting
Direkte sysselsetting
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
-
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
Figur 4.16 viser antall sysselsatte årsverk i energiselskapene selv og deres underleverandører
som kan knyttes til drift og vedlikehold av nye anlegg bygget ut i perioden 2012-2020. I slutten av
perioden sysselsettes rundt 650 årsverk, jevnt fordelt på direkte og indirekte virkninger. Som
figurene illustrerer er mesteparten av den økte sysselsettingen knyttet til investeringsfasen. Dette
indikerer at mye av sysselsettingen som følger i kjølvannet av de betydelige investeringene vil gå
over til andre sektorer etter hvert som anleggene er ferdigstilt og satt i drift. Økningen i antall
årsverk som er knyttet til drift og vedlikehold av de nye anleggene forventes imidlertid å vedvare.
Figur 4.16: Direkte og indirekte sysselsettingseffekter målt i antall årsverk knyttet til anlegg som settes i drift
på Sørlandet, 2012 – 2020.
Årsverk
700
Indirekte sysselsetting
600
Direkte sysselsetting
500
400
300
200
100
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kilde : THEMA Co nsu lt in g Group
Side 38
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no
THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida
REFERANSER
Agder Energi Nett (2012): Regional kraftsystemutredning for Agder 2012-2020. Hovedrapport
(offentlig)
BP Norge AS (2012): BP Norge 2012
Meld.st.14 (2011-2012): Vi bygger Norge – om utbygging av strømnettet. Olje- og
energidepartementet
NVE (2011a): Driften av sentralnettet 2011. NVE rapport 21-2012
NVE (2011b): Konsesjonsvedtak Kristiansand-Bamble
NVE (2011c): Avanserte måle- og styringssystemer. Høringsdokumenter februar 2011.
Skagerak Energi Nett (2012): Regional kraftsystemutredning for Vestfold og Telemark 2012-2020.
Hovedrapport (offentlig)
Statnett (2010): Konsesjonssøknad Feda-Tonsdad
Statnett (2011a): Statnetts nettuviklingsplan
Statnett (2011b): Områder med redusert driftssikkerhet i sentralnettet
Statnett (2011c): Konsesjonssøknad Bamble-Rød – Nettforsterkning Grenland
Statnett (2012a): Statnetts oppdaterte investeringsplan for 2012
Statnett (2012b): Neste generasjon sentralnett på Sør-Vestlandet. Konseptvalgsstudie
Statnett.no (2012): Faktainformasjon om nettprosjekter
UNFCCC (2009): Report of the Conference of the Parties on its fifteenth session, held in
Copenhagen 7 to 19 December 2009
Side 39
THEMA Consulting Group
Øvre Vollgate 6, 0158 Oslo
www.t-cg.no