Hovedrapport. Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland 2018

Transkript

1 Hovedrapport Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland 2018

2 Sammendrag Kraftsystemutredningen (KSU) for Hedmark og Oppland omhandler energisystemet i de to fylkene, med hovedvekt på kraftsystemet. Rapporten oppdateres annethvert år av Eidsiva Nett som er utredningsansvarlig. Regionalnettet, samt transformering opp til sentralnett og ned til høyspent distribusjonsnett er i fokus. Regionalnettet i Hedmark og Oppland opererer på spenningsnivå 132 kv og 66 kv og er dominert av luftlinjer, se Tabell S-1-1. Energi og effektdata for de to foregående årene sees i Tabell S-1-2. Tabell S-1-1 Omfang av regionalnettet i utredningsområdet Anleggsdel 66 kv 132 kv 300 kv Linjer [km] Kabler [km] 60 26,4 4 Tabell S-1-2 Energi og effektdata 2016 og 2017 Topplasttime Forbruk i topplasttime [MW] Temperaturkorrigert forbruk [MW] Produksjon i topplasttime [MW] Totalt forbruk [GWh] Temperaturkorrigert totalt forbruk [GWh] Total produksjon [GWh] ,74 7,1 8, ,92 7,33 8,88 Kraftsystemutredningen tar først for seg dagens energisystem, for så å forsøke å beskrive mulige fremtidsutsikter. Og spennet for hva vi kan forvente av fremtidig utvikling er stort. I utredningsområdet er det mye produksjon under bygging 112 MW vindkraft og 78 MW vannkraft, samt 80 MW vannkraft nylig idriftsatt. I tillegg avventes investeringsbeslutning på omtrent 300 MW planlagt produksjon rundt 200 MW vindkraft, 65 MW vannkraft, 35 MW småkraft. Dette er kraftplaner som enten har konsesjon eller er til konsesjonsbehandling. Samtidig er noe økt forbruk i form av industri og dataparker under etablering, og det er stor interesse for ytterligere etableringer. Det er også forventet økt forbruk som følge av elektrifisering av transportsektoren. Økningen innen hytte- og vinterturismen ser ut til å fortsette, men befolkningsprognosene er beskjedene eller peker nedover i deler av begge fylker. Energieffektivisering og fjernvarmeutbygginger har ført til redusert eller stagnert forbruksutvikling, særlig i byene. Som et utgangspunkt studeres lettlast- og tunglast-situasjoner i dagens nett. For å vise bredden i det fremtidige utfallsrommet, har vi så laget tre fremtidsscenarier som kombinerer ulike utviklinger innen produksjon og forbruk. Det er kjørt lastflytberegninger for alle scenariene. Scenariene kan oppsummeres slik: - Scenario 1 « Offensiv fornybar utbygging, ingen forbruksutvikling, lettlast» - Scenario 2 « Ingen fornybarutbygging, høy forbruksvekst, tunglast» - Scenario 3 « Prognosert forbruksvekst, tunglast» o 3a - Moderat fornybarutbygging o 3b - Full fornybarutbygging Tabell S-1-3 viser de mest sentrale MW-verdiene for de forskjellige lastflytberegningene. KSU Hedmark og Oppland

3 Tabell S-1-3 Oppsummering av lastflytberegningene. Tap i 300 kv er ikke medregnet under nettap. Scenarier Forbruk [MW] Produksjon [MW] Nettap [MW] Effektbalanse (produksjon forbruk) [MW] Basecase tunglast Basecase lettlast Scenario 1: Høy fornybar-utbygging og ingen forbruksvekst, lettlast 2023 Scenario 2: Lav fornybar-utbygging og høy forbruksvekst, tunglast 2023 Scenario 3a: Forbruksvekst ihht. prognose, moderat fornybarutbygging, tunglast 2038 Scenario 3b: Forbruksvekst ihht. prognose, full fornybarutbygging, tunglast Scenariene er konstruert for å illustrere bestemte fremtidsbilder som understreker ulike behov i nettet. For hvert enkelt scenario er det beskrevet hvilke foreslåtte nettiltak som er lagt inn. Nettiltak i utredningen er hovedsakelig begrunnet ut fra kraftutbyggingsprosjekter, registrert forbruksøkning (eksempelvis i hytteområder), økning av forsyningssikkerhet for eksisterende forbruk, utbygging av øvrig infrastruktur som vei og jernbane, samt generell reinvestering av anlegg ved utløp av teknisk levetid. I årets KSU er det to nye krav til innhold. For det første skal det gis en utredning av systemjording. Regionalnettet i Hedmark og Oppland driftes spolejordet eller isolert. Det er særlig ladeytelsen i spolejordede nett som er sentral i kravet. Målet er at nettselskapene har et bevisst forhold til denne, slik at eventuelle behov for overgang til direktejordet nett kan avdekkes tidlig. Det andre kravet inkluderer en vurdering av grenseflater mellom områdekonsesjonærer i distribusjonsnett og mellom nettnivåer. Hensikten med dette kravet er å avdekke områder med behov for tiltak som kan løses med investeringer i en annen områdekonsesjonær sitt nett på en mer rasjonell måte. Vi har fått innspill fra områdekonsesjonærene, og aktuelle tiltak går stort sett på sammenkobling for å oppnå reserveforsyning. Det er allerede flere eksempler hvor dette er gjort i området. KSU Hedmark og Oppland

4 Innhold Beskrivelse av utredningsprosessen Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet Utredningsområdet Organisering av utredningsprosessen Samordning med tilgrensende utredningsområder... 9 Forutsetninger i utredningsarbeidet Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Mål for det framtidige nettsystemet Beredskap Økonomiske og tekniske forutsetninger Særegne forhold innen utredningsområdet Beskrivelse av dagens kraftsystem Kraftnettet i utredningsområdet Driftsforhold av betydning for kraftnettet Produksjonsressurser Energisammensetningen i utredningsområdet Energi og effektbalanse Statistikk for elektrisitetsforbruk Nettanalyser for dagens nett Framtidige overføringsforhold Tilgjengelig nettkapasitet for nytt forbruk Tilgjengelig nettkapasitet for ny produksjon Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland Planer for utbygging av alternativ energi Effektprognoser Nettanalyser av framtidig utvikling og behov Forventede tiltak og investeringsbehov Mulige tiltak i grenseflater mellom nettområder Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg Referanser KSU Hedmark og Oppland

5 Beskrivelse av utredningsprosessen Dette dokumentet er et regionalt bidrag i ordningen med regionale kraftsystemutredninger (forkortet KSU eller RKSU, benevnt som kraftsystemplanlegging da NVE innførte ordningen i 1988). Tidligere har det vært pålegg om årlig oppdatering. Fra 2013 ble dette endret til oppdatering annethvert år med frist 1/6-18 for inneværende periode. I tillegg til denne grunnlagsrapporten, som på grunn av en del sensitive detalj- og systemopplysninger er nødvendig å underlegge sikkerhetsmessig distribusjonsbegrensning, er det også utarbeidet en åpen hovedrapport med konklusjoner om framtidig nettutvikling for ulike alternativer. 1.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet Dokumentet er basert på bestemmelser i «Forskrift om energiutredninger» fastsatt av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) 7. desember 2012, og veiledningsmateriell på NVEs hjemmesider. Eidsiva Nett er pålagt å koordinere arbeidet med kraftsystemutredningen for Hedmark og Oppland med noen geografiske justeringer: - Nordre del av Tynset kommune i Hedmark fylke, avgrenset av områdekonsesjonen til Kvikne-Rennebu Kraftlag A/L, utredes som en del av regional KSU for Sør-Trøndelag. - Regionalnettet på Hadeland inkluderes i kraftsystemutredningen for Buskerud fra og med Dette på grunn av at Hadeland Energi Nett har fusjonert med Energiselskapet Buskerud. 1.2 Utredningsområdet Med endringene som nevnt over er utredningsområdet som skissert i kartet i Figur 1-1. De to fylkene Hedmark og Oppland har et samlet landareal på km 2 og en folkemengde per på (SSB, 2018) og er dermed relativt tynt befolket (7,35 innbygger pr km 2 ). Fylkene er, i henhold til Statnetts og NVEs definisjon, to av de tre fylkene i landet uten kraftkrevende industri. Se også for informasjon om areal og folketall for selve utredningsområdet. Innenfor det spesifiserte geografiske området gjelder kraftsystemutredningen for Hedmark og Oppland alt regionalnett på 132 og 66 kv, med noen merknader: 132 kv-forbindelsen Minne Skarnes Kongsvinger Eidskog riksgrensen 1 er innlemmet i sentralnettet på grunn av at dette er definert som en mellomriksforbindelse til Sverige. 132 kv-forbindelsen Savalen Ulset Litjfossen er definert innenfor utredningsområde 16 (Sør-Trøndelag) på grunnlag av områdeavgrensningen nevnt i kapittel 1.1 (Kvikne/KVO). 1 Statnett og EN har søkt NVE om å omklassifisere denne til regionalnettslinje. KSU Hedmark og Oppland

6 Statnetts 300 kv-ledninger Fåberg Nedre Vinstra Harpefoss samt Balbergskaret Rendalen har status som regionalnett 2. Figur 1-1 KSU utredningsområde Hedmark og Oppland. Hadeland og deler av Tynset (rødmarkert) er ikke en del av KSU-området. 2 Statnett har vurdert disse til å oppfylle definisjonen på Transmisjonsnett ihht. energilovens 1-5. NVE varslet i mai 2018 vedtak om omdefinering. Ledningene vil omdefineres til transmisjonsnett fra og med KSU Hedmark og Oppland

7 Netteiere i utredningsområdet I Hedmark er Eidsiva Nett AS (EN) dominerende regionalnettseier og tariffansvarlig anleggskonsesjonær. Fylket er arealmessig delt mellom tre områdekonsesjonærer, inklusive EN. I Oppland er eierforholdene mer komplekse. I Gudbrandsdalen (nord for Lillehammer og Gausdal) er hovedregel at områdekonsesjonær også er regionalnettseier (dvs. Gudbrandsdal Energi Nett AS og A/S Eidefoss). I Vest-Oppland (dvs. Valdres og Gjøvik/Toten) er EN regionalnettseier, mens områdekonsesjon holdes av andre selskap. Kart over alle områdekonsesjonærer sees i Figur 1-2 nedenfor. I vedlegg 1 vises også et overordnet kart over regionalnettet i utredningsområdet, samt over alle kraftverk i området. Figur 1-2 Områdekonsesjonærer i utredningsområdet for Hedmark og Oppland. Kartlag hentet fra NVE Atlas (NVE, NVE Atlas). KSU Hedmark og Oppland

8 1.3 Organisering av utredningsprosessen Utredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland er siden forrige revisjon endret. I tillegg er Eidsivas representasjon utvidet for å styrke utredningsansvaret. Anleggskonsesjonærer som er representert i kraftsystemutvalget er angitt i Tabell 1-1. Tabell 1-1 Representanter i kraftsystemutvalget Selskap Forkortelse Navn A/S Eidefoss EF Leif-Inge Schjølberg Gudbrandsdal Energi Nett AS GE Svein Ove Ånsløkken Eidsiva Vannkraft AS EVk Håkon Rustad Statnett SF SN Bjørg Bogstrand Eidsiva Nett AS EN Vegard Braut Kyllingstad, Silje Mork Hamre og Tone Bleken Rud Utredningsutvalget er satt sammen av de største regionalnettseierne, systemansvarlig og utredningsansvarlig. Dette fungerer som ei styringsgruppe ledet av utredningsansvarlig. Utvalget har tidligere vedtatt vedtekter som fastsetter oppgavefordeling og arbeidsform. Virksomhet og kontakt i utvalget knyttet til årets revisjon har hovedsakelig vært skriftlig via epost. Regionalt kraftsystemmøte ble avholdt den 14. november I tillegg ble det avholdt møter i kraftsystemutvalget 21.november 2017 og 18. april Øvrige kombinasjoner mellom navn på eiere/konsesjonærer (nett- og kraftverkseiere) i utredningsområdet og benyttede kortformbenevnelser som er benyttet i dette utredningsdokumentet er vist i tabellen nedenfor. Tabell 1-2 Oversikt over selskaper nevnt i utredningen Selskap Forkortelse Austri Vind DA Eidsiva Bioenergi AS Hadeland EnergiNett AS Hafslund Nett AS Bane NOR (tidligere Jernbaneverket/JBV) Kraftverkene i Orkla Nord-Østerdal Kraftlag SA Oppland Energi Opplandskraft Røros Elektrisitetsverk AS Stange Energi AS VOKKS Nett AS AV EB HEN HN BNOR KVO NØK OE OK REV SEAS VOKKS KSU Hedmark og Oppland

9 1.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder Sentralnettet Utredningsområdet er tilknyttet sentralnettets 300 kv-spenningsnivå i Vågåmo, Vardal, Minne, Vang, Fåberg og Balbergskaret og på 132 kv-nivå i Skarnes, Kongsvinger og Eidskog. I tillegg er Øvre Vinstra kraftverk direkte tilknyttet sentralnettet, uten regionalnettsforbindelse. Produksjonen fra dette kraftverket er derfor ikke medregnet i denne utredningen, men faller inn under kraftsystemutredningen for sentralnettet. Som nevnt tidligere er Statnett medlem i utredningsutvalget, både for å ivareta samordningsbehovet mot systemansvarlig/sentralnettsoperatør og som regionalnettseier (300 kv-ledningene Fåberg-Nedre Vinstra/Harpefoss med transformering og Balbergskaret- Rendalen, samt 132 kv-linja Vågåmo-Osbu). I Hedmark er det både planer om og pågående vindkraftutbygging. Det har vært møter og tett dialog rundt vurdering av tilgjengelig nettkapasitet i regional- og sentralnett. Dette har resultert i en tildelingsordning for all ny produksjon som ønsker å knytte seg til i sentrale og sørlige deler av Mjøsa på grunn av begrenset transformatorkapasitet på 132/300 kv-nivå, omtalt i Nettplan Stor-Oslo omfatter også nett inn i Hedmark og Oppland, og på tidlig stadium var det dialog med EN rundt utvikling av sentralnettet på vestsiden av Mjøsa. I senere tid er erfaringen at denne delen av prosjektet skyves frem i tid, men at nye vurderinger skal gjøres i løpet av året. Det er viktig at regionalnettet og EN inkluderes i de videre analyser, og at prosjektet opprettholder fremdriften. Dette gjelder spesielt for etablering av ny transformatorstasjon som skal erstatte Vardal, se Sideordnede nett Utredningsområdet grenser i nord til utredningsområdene Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal, i vest mot Sogn og Fjordane og Buskerud) og i sør mot Akershus. Møre og Romsdal, Buskerud og Sogn og Fjordane er ikke elektrisk sammenknyttet med utredningsområdet på regionalnettsnivå. I øst grenser området til de svenske nettselskapene Ellevio (tidligere Fortum Distribution) og Malungs Elverk AB via 132 kv-ledningene Eidskog-Charlottenberg og Lutufallet-Höljes. Det er mot Sør-Trøndelag utredningsområdet har den sterkeste nettmessige tilknytningen. Forbindelsen mot Trøndelag representeres ved ledningen til KVO-nettet (132 kv Savalen- Ulset-Litjfossen-Bratset) og mot Røros (66 kv Tynset-Tolga-Os-Røros). Røros er en del av KSU for Sør-Trøndelag, men er avhengig av forbindelsen fra Hedmark sørfra store deler av året. Sistnevnte strekning har fått konsesjon for spenningsheving til 132 kv, og omtales i avsnitt Mot Akershus går flere regionalnettsledninger: 132 kv Krabyskogen-Hurdal, 132 kv Minne- Skarnes (per definisjon sentralnett), 66 kv Minne-Strandlykkja og 66 kv Minne-Linder. Siden Røros Elektrisitetsverks forsyningsområde er avhengig av overføring fra regionalnettet i Hedmark, og Hurdal transformatorstasjon forsynes fra 132 kv nettet i Mjøsområdet, er begge inkludert i summert energi og effekt for utredningsområde Hedmark og Oppland. Den del av lasten under Minne transformatorstasjon som ved normaldrift forsynes fra 300/66 kv transformatoren her, er ikke inkludert. Dette gjelder last i HNs nett. KSU Hedmark og Oppland

10 Forutsetninger i utredningsarbeidet 2.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Som angitt i NVEs krav, skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum 20 år med krav om detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. NVEs krav sier at detaljgraden for prosjektopplysningene avtar noe avhengig av antall år til realisering. Utbyggingstiltakene som er beskrevet i kapittel 5.2 er ment å være en komplett oversikt over alle påtenkte prosjekter på alle utredningsstadier. Det er benyttet 20 års horisont for effektprognoser, og det er utarbeidet et tunglastscenario for år Et hovedmål med dette dokumentet er å bidra til å få en rasjonell utvikling av regionalnettet i utredningsområdet. Videre skal utredningen oppfylle krav til regional kraftsystemutredning i Forskrift om energiutredninger, danne et grunnlag for utarbeidelse av anleggskonsesjoner og øvrige investeringer og reinvesteringer, være en nyttig informasjonskilde og oppslagsverk for opplysninger om regionalnettet i utredningsområdet som kan brukes i andre sammenhenger. 2.2 Mål for det framtidige nettsystemet En samfunnsøkonomisk rasjonell utvikling av energisystemet baserer seg på gode avveininger mellom kostnad og nytte. Planer og analyser er virkemidler for å oppnå dette. Kraftnettet gir store nyttevirkninger for samfunnet, som så må veies opp mot kostnadene ved utbygging og drift. Investeringsprosjekter identifiseres der man ser potensielle nyttevirkninger. For et gitt behov vil så en minimering av nåverdien av samlede kostnader bidra til en maksimering av samfunnets netto nytte av infrastrukturen. For kraftnettet er viktige kostnadsfaktorer knyttet til investeringer, nettap, avbrudd, drift og vedlikehold. Disse kvantifiseres der det er mulig og praktisk, men omtales ikke minst kvalitativt også der en god tallfesting ikke lar seg gjøre. En av utfordringene knyttet til å legge gode planer for utvikling av kraftsystemet, er å legge til grunn de rette forutsetningene. Gode investeringer handler ofte om å velge de investeringene som er robuste for ulike utfall. Fremtidig valgfrihet og fleksibilitet tillegges derfor stor vekt i planleggingen av kraftnettet. 2.3 Beredskap Forskrift om forebyggende sikkerhet og beredskap i energiforsyningen (Beredskapsforskriften) er utarbeidet av NVE. Forskriften gir føringer som skal bidra til å sikre energiforsyningens evne til å oppfylle sin samfunnsoppgave også under ekstraordinære påkjenninger og situasjoner. Tilsvarende angir forskriften retningslinjer for kraftsystemets evne til å gjenopprette forsyningen etter feilhendelser. Kraftforsyningsberedskapen i Norge er i inndelt i 14 distrikter. Innenfor hvert distrikt utpeker NVE en person som har rollen som KDS Kraftforsyningens distriktssjef. Etter at Energiselskapet Buskerud Nett AS fusjonerte med Hadeland Energinett AS har KDS Buskerud overtatt KDS-ansvaret for Jevnaker, Gran og Lunner kommuner etter vedtak fra NVE med virkning fra 1. januar KSU Hedmark og Oppland

11 Alle nettselskap etablerer sin egen beredskapsorganisasjonen med en beredskapsleder som er utpekt til å lede driften av nettet i en beredskapssituasjon. Beredskapsorganisasjonene har utarbeider egne beredskapsplaner etter selskapets behov. Planene utformes blant annet basert på risiko- og sårbarhetsanalyser, historisk feilstatistikk, nettets topologi og oppdaterte trusselvurderinger. Jevnlige øvelser gjennomføres for å opparbeide og vedlikeholde kompetanse og erfaring. Øvelser gjennomføres gjerne med deltagere fra flere selskap og i samarbeid med myndigheter og andre lokale aktører. Beredskapen i utredningsområdet Siste omfattende hendelse som krevde full beredskap var «Nedsnødd 2018» som begynte romjula 2017 og varte frem til slutten av januar Erfaringer fra denne hendelsen, «Supercella» i august 2014 og «Dagmar» i desember 2011 viser at den interne feilrettingsberedskapen i nettselskapene, øvrige beredskapsplaner og nødstrømsforsyningssystemer fungerer bra. Hovedutfordringen for regionalnettet er snø, vind og trefall. En viktig erfaring fra «Dagmar» var utfordringer knyttet til problemer med det offentlige telenettet på grunn av manglende strømforsyning over lengre tid. Erfaringer fra flommen i 1995, samt de mindre omfattende flommene i 2011 og 2013 viser at i store trekk så er regionalnettet lite utsatt for feil på grunn av flom, men at utfordringene her er større for kraftprodusentene. Innføring av DMS (Distribution Management System) har endret kommunikasjonen med kundene i store og små feilsituasjoner. Dette har tidligere vært en av de store utfordringene ved både store og små feilsituasjoner. Nå kan nettselskapet sende skreddersydd og løpende oppdatert informasjon til hver enkelt kunde. Den enkelte kunde har da mulighet til å innrette seg best mulig ut fra den aktuelle situasjonen. Det er inngått avtaler for transport av reservemateriell, bruk av helikopter, skogrydding og graventreprenører med hensyn på beredskapssituasjoner. Transformatorberedskap Flere av nettselskapene i utredningsområdet har egne ordninger for transformatorberedskap. I tillegg vil det ved behov være kommunikasjon mellom beredskapsorganisasjonene angående reservemateriell. Videre har REN startet opp et arbeid med å opprette et felles beredskaps-lager for krafttransformatorer, etter modell fra ordningen med sjøkabelberedskap. Dette arbeidet følges nøye. 2.4 Økonomiske og tekniske forutsetninger Økonomiske og tekniske forutsetninger Det er samfunnsøkonomiske vurderinger som skal legges til grunn i investeringsanalysene. Tabellen under angir tekniske og økonomiske forutsetninger som ligger til grunn for nettplanleggingen. KSU Hedmark og Oppland

12 Tabell 2-1 Tekniske og økonomiske forutsetninger Parameter Verdi Kommentar Planleggingskriterium Investeringskostnader Høyest samfunnsøkonomisk nytte Summen av kostnadene for prosjektering, materiell og arbeidskraft. Maksimere summen av samfunnets fordeler og ulemper, både tallfestede og kvalitative. Kalkulasjonsrente 4,0 % Standardsats i henhold til Finansdepartementets veileder for samfunnsøkonomiske analyser. Renter i byggetida Merverdiavgift Drifts- og vedlikeholdskostnader Brukstid nettap Pris nettap Pris avbrudd Er ikke med i kostnadsberegningene. Skal ikke medtas. 1 % av investeringskostnad per år timer i regionalnettet; 3000 timer i distribusjonsnettet. SINTEF Planleggingsbok for kraftnett. NVEs avbruddskostnader i KILE-ordningen. Lokale avbruddskostnader nyttes der slike foreligger. Finansdepartementets anbefaling. Hvis det ikke foreligger mer spesifikke data. Økonomisk levetid Settes lik antatt teknisk levetid. Teknisk levetid Luftledninger: 70 år Jord- og sjøkabler: 50 år Krafttransformatorer: 60 år Så lenge anlegget kan opprettholde sin tiltenkte funksjon og personsikkerheten er ivaretatt. Pris nyanlegg Dimensjonerende last Strømføringsevne linjer og kabler Overbelastbarhet transformatorer REN kostnadskatalog, SINTEF Planleggingsbok for kraftnett og erfaringstall fra gjennomførte prosjekter. Maksimal målt last Fosweb, SINTEF Planleggingsbok for kraftnett, RENs regneark for beregning av termisk grenselast Normalt tillates opptil 20% kontinuerlig overlast et begrenset antall timer i året. Kortvarig overbelastning (sekunder, minutter) kan vurderes enda høyere (der transformator, trinnkobler, vern- og måleutstyr tåler dette). Bruker normalt måling fra Statnetts tunglast-time. Maksimal driftstemperatur for linjer: Hovedsakelig 50 eller 80 C. Overbelastning vurderes opp mot termisk tåleevne, forsert aldring og risiko for havari eller utilsiktet vernutløsning. KSU Hedmark og Oppland

13 Prognosering og temperaturkorrigering Prognosering av energi og effekt Det er en vanskelig øvelse å spå om fremtiden, og det er mange usikkerhetsmomenter som må vurderes i slike framskrivninger. Teknologiutvikling, samfunnsutvikling, politiske vedtak, innslag av elektrifisering av transport, prisutvikling på ulike energibærere og teknologi er bare noen av dem. I framskrivningene er det gjort vurderinger med bakgrunn i forskjellig informasjon som f.eks. Kommunale- og private planer Befolkningsutvikling Historikk Innslag av alternative energikilder og antatt utvikling på dette Det er valgt å benytte et prosentvis påslag frem i tid differensiert på ulike transformatorstasjoner. De fremtidige prognosene presenteres i avsnitt 4.5. Temperaturkorrigering av energiforbruket Temperaturkorrigering av energiforbruket er gjort med utgangspunkt i graddagstall. Graddagstallet er et omtrentlig mål på hvor mye oppvarming som kreves som følge av lav utendørstemperatur. Tallet er en sum av hvor mange grader og dager med oppvarming som kreves i løpet av et år. For hver grad snittemperaturen er under 17 C på en gitt dag, legges dette til graddagstallet. Årlig energiforbruk korrigeres så ved å sammenligne årets graddagstall med det gjennomsnittlige graddagstallet for området normalgraddagstallet. Det er valgt å benytte gjennomsnittet av normalgraddagstall for Hedmark og Oppland for perioden (N81-10). Normalen har sunket de senere år grunnet et mildere klima. Gradtallet for både 2016 og 2017 er 6 % lavere enn normalen (N81-10), energiforbruket er derfor temperaturkorrigert med 6 % for både 2016 og Tabell 2-2 Historisk graddagstall for Hedmark og Oppland i perioden Hentet fra m.o.h Hedmark Oppland Snitt Prosent av normal (snitt for begge fylker) N ,5 % % 91 % 99 % 98 % 86 % 89 % 94 % 94 % Temperaturkorrigering av effektforbruket Det er viktig at strømnettet er godt dimensjonert for å takle belastningene det kan bli utsatt for. Siden strøm gjerne brukes til oppvarming i Norge direkte i form av ovner eller indirekte gjennom varmepumper, så er også forbruket nært knyttet til utendørstemperaturen. Den kaldeste temperaturen man kan forvente å observere kan derfor sies å være dimensjonerende for strømnettets kapasitet. KSU Hedmark og Oppland

14 Vinteren 2017/18 var av de kaldeste på flere år. De foregående vintrene har vært forholdsvis milde. For å utjevne årlige variasjoner, korrigeres derfor det høyeste effektforbruket observert hvert år i henhold til utendørstemperaturen den dagen lasten var høyest. Topplast-timen angir den timen hver vinter hvor SN observerer den høyeste summerte lasten i kraftnettet. Topplasttimen er gjerne en morgentime tidlig i januar. Den reelle topplasten lokalt i utredningsområdet kan avvike noe fra SNs topplasttime, men tilnærmingen antas å være god. Lasten i utredningsområdet leses altså av for topplasttimen hvert år. For samme dag trenger man så en referanse for temperaturen, som legges til grunn for temperaturkorrigering av den målte lasten. Det er valgt å benytte laveste 3-døgnsmiddel med 10 års returtid i temperaturkorrigeringene. Det er videre valgt å kun benytte ett målepunkt for denne temperaturen. Målepunktet Kise på Nes er sentralt plassert i utredningsområdet. Punktet er dessuten plassert i relativ nærhet til de store forbrukssentrene. Temperaturstatistikken for Kise er derfor ansett som representativ for området i prognose-sammenheng. Målt temperatur som benyttes i temperaturkorrigeringene for 2017 er 9,6 C. Dette er gjennomsnittlig døgntemperatur på Kise 9.februar Laveste 3-døgns middeltemperatur med 10 års returtid på Kise er 21,4 C (Meteorologisk institutt, 2018). Forskjellen mellom målt temperatur i 2017 og referansetemperaturen er på 21,4-9,6=11,8 C. I dette temperaturområdet er det forventet en tilnærmet lineær sammenheng mellom effekt og temperatur og vi har valgt å benytte 1 % pr C. Dette gir en korreksjonsfaktor på 11,8 C * 1 %/ C = 11,8 %. Temperaturkorrigeringen er foretatt på all primærlast da det er urealistisk å kunne skille mellom temperaturavhengig og temperaturuavhengig forbruk. Det er også grunnen til at det kun er valgt 1 %/ C. Figur 2-1 Referansetemperaturer Kise for 2017 og bakover. Hentet fra Laveste 3- døgnsmiddel med 10 års returtid er benyttet. KSU Hedmark og Oppland

15 2.5 Særegne forhold innen utredningsområdet Befolkning Bykommunene med omland har en viss befolkningsøkning. Resten av utredningsområdet, med enkelte unntak, er preget av stagnasjon og tilbakegang i befolkningsutviklingen. Særlig kommuner i nordre del av Gudbrandsdalen og kommuner i østre deler av Hedmark har tilbakegang i hovedalternativ-prognosen (MMMM) fra SSB mot 2040 (SSB, 2016). Da det meste av utredningsområdet er relativt grisgrendt befolket, blir gjennomsnittlig flatebelastning liten. Tabell 2-3 Befolkningstall i utredningsområdet Område Befolkning pr Areal km 2 Befolkning pr. km 2 Prognose befolkningsutvikling (MMMM) i %/år Hedmark () Oppland ( ) (26 510) / ,19 (7,42) 0,55 % 7,54 (6,70) 0,51 % (0,44 %) Begge fylker ( ) (50 427) 7,35 (7,08) 0,53 % (0,50 %) Landet ,75 0,89 % Forbruk og produksjon Den mest konsentrerte industrivirksomheten befinner seg i Raufoss-/Gjøvikområdet. Det er her lagt spesielt vekt på å gjøre forsyningen sikker, blant annet med spesielt brede skogryddingsbelter og analyser av forsyningssikkerheten. Det meste av næringsutviklingen i utredningsområdet for øvrig, dreier seg om vinterturisme i skiområder som Bjorli, Beitostølen, Vang, Skei, Kvitfjell, Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellet. Dette er i stor grad hytter med høy standard, hoteller og snøproduksjonsanlegg som påvirker belastningsutviklingen og medfører betydelige nettinvesteringer. Det finnes flere eksempler på steder med befolkningsnedgang hvor antall nettkunder øker betydelig. Eksempelvis har folketallet i Midt-Gudbrandsdalen (GEs forsyningsområde) de senere årene gått noe ned mens antall nettkunder har økt merkbart. Områder med typisk produksjonsoverskudd er Valdres med produksjonsdimensjonert 132 kvnett mot Gjøvik-/Totenområdet, Skjåk med kraftverkene i Øvre Otta, Vinstra med 300 kv regionalnettsledning til Fåberg og et noe mindre overskudd i Nord-Østerdalen med 300 kv regionalnettsledning til sentralnettspunktet Balbergskaret like ved Fåberg. 3 Tall for Hedmark uten Kvikne-området i Tynset i parentes. Det har ikke lyktes å finne befolkning kun for denne delen av Tynset. 4 Tall for Oppland uten Hadeland-området i parentes. KSU Hedmark og Oppland

16 Naturgitte forhold Temperaturforholdene på vinterstid bærer preg av at fylkene er typisk innlandsområde med lave temperaturer i perioder med klarvær og høy utstråling om vinteren. Imidlertid er tilgangen på fyringsved og øvrig biobrensel god, slik at andelen boliger med ren elektrisk oppvarming er mindre enn landsgjennomsnittet. Sammenlignet med kystområdene er terrenget i innlandet regnet som relativt lett å bygge og drive luftnett i. Framkommeligheten er normalt god, lite rasproblemer og det er naturlig nok ingen problemer med saltbelegg på isolatorer. Imidlertid har det også i vårt område vært eksempel på steinras som medførte mastehavari. I skogtraseer er snølast og trepåfall under kraftig vind et så stort problem at det i de siste årene er brukt betydelige ressurser på skogrydding både i regional- og distribusjonsnettet. Videre representerer hakkespettangrep på de stolpedimensjonene som benyttes i regionalnettet et visst problem i en del områder. Det brukes her også en god del ressurser på nettingkledning av stolper. Generelt er det sjelden at naturgitte forhold gir lengre avbrudd på grunn av feil i regionalnettet. KSU Hedmark og Oppland

17 Beskrivelse av dagens kraftsystem 3.1 Kraftnettet i utredningsområdet Bakgrunn og beskrivelse Utredningsområdet er stort og grisgrendt. Det gjør at kraftnettet i området er svært langstrakt. Tabell 3-1 viser en oversikt over antall kilometer luftledninger og kabler som finnes på høyere spenningsnivå i dette nettet. I tallene er også rene produksjonsanlegg inkludert, blant annet de oppførte 4 kilometer med 300 kv kabel. Tabell 3-1 Nettstatistikk kabler og linjer Anleggsdel 66 kv 132 kv 300 kv Linjer [km] Kabler [km] Tabell 3-1 viser tydelig at luftlinjer er den klart dominerende framføringsmåten i Hedmark og Oppland. Også på lavere spenningsnivå har luftledninger historisk ofte vært foretrukket. Lange avstander, god fremkommelighet for luftledninger og et relativt snilt klima har nok bidratt til dette. Ikke minst har mange elektrisitetsverk i området historisk hatt et bevisst og edruelig forhold til kostnadsnivå. Mange har vært gode på å bygge mye, for lite slik det også bør gjøres i grisgrendte strøk. I takt med de store kraftutbyggingene i Oppland og Nord-Østerdalen, ble det bygget tre 300 kv-ledninger med utspring i Nedre Vinstra/Harpefossen, Øvre Vinstra og Rendalen via Lillehammerområdet til Osloområdet to ledninger på vestsiden av Mjøsa og én på østsiden. Videreføringen av 300 kv-ledningen nordover fra Øvre Vinstra via Vågåmo og videre til Aura (Trøndelag) var lenge eneste sentralnettsforbindelsen på 300 kv-nivå mellom Sør- og Midt- Norge. Nå er imidlertid også 420 kv forbindelsen mellom Sogndal og Ørskog satt i drift. Regionalnettet i innlandsfylkene er bygd opp ut fra behovet for å overføre et produksjonsoverskudd fra de største kraftverkene i vest og nord i området til belastningstyngdepunktene i byene og på flatbygdene lenger sør. Kart over regionalnettets utstrekning med transformator- og kraftstasjoner finnes i vedlegg 1. I regionalnettet er det fire kabler definert som sjøkabler: - Gjøvik-Nes (Mjøsa, Hovedløp) - Nes-Furnes (Mjøsa, Furnesfjorden) - Raudalen- Beito (Øyangen) - Begna-Fall (Randsfjorden) En fase på det ene kabelsettet over Mjøsa havarerte i 2013 og kapasiteten har derfor vært redusert. Begge kabelstrekningene over Mjøsa er planlagt skiftet (beskrives i ). KSU Hedmark og Oppland

18 Nettnivå og spenningsnivå 300kV-nettet er i hovedsak definert som sentral-/transmisjonsnett. Enkelte 300kV-radialer er imidlertid definert som regionalnettsforbindelser. Ytterligere noen anlegg forventes omdefinert til transmisjonsnett fra og med og 132kV-nettet i utredningsområdet er i hovedsak definert som regionalnett. Unntaket er en 132 kv-streng fra Minne transformatorstasjon til riksgrensen ved Charlottenberg. Denne forbindelsen beskrives nærmere i Internasjonalt er 132 kv et mer utbredt og standardisert spenningsnivå enn 66 kv. På tross av den større utbredelsen er kostnaden ved å bygge 132 kv-anlegg likevel betydelig høyere enn for 66 kv. På den andre siden gir den høyere spenningen lavere nettap og høyere overføringskapasiteter. Det er tidligere gjennomført en overordnet analyse av alle større 66 kv-nett i ENs forsyningsområde for å peke på eventuelle områder hvor det kunne være aktuelt å fjerne 66 kv spenningsnivå til fordel for 132 kv. Noen steder ble det vurdert lønnsomt å øke spenningen til 132 kv ved reinvestering, andre steder ble kostnadene ved spenningshevingen vurdert som uforholdsmessig høye. Foreløpig konklusjon er at 66 kv spenningsnivå bør beholdes på hele strekningen fra Minne i sør, via Hedmarken (Stange, Hamar, Løten, Ringsaker), til og med hele Gudbrandsdalen i nord. I tillegg vurderes det at spenningsnivået 66 kv beholdes i Raufoss industripark. I øvrige områder, blant annet Solør og Trysil, vil det være aktuelt å bygge om nettet til 132 kv på sikt. Økende effektbehov og gevinster ved standardisering av spenningsnivå, kan tilsi at planer om fortsatt å beholde 66 kv som spenningsnivå i noen områder bør revurderes. Ved alle større prosjekter i områder med 66 kv som systemspenning gjøres det derfor oppdaterte vurderinger knyttet til spenningsheving til 132 kv. Alder og tilstand Som ellers i Norge er mange av nettanleggene i utredningsområdet svært gamle. Mange har langt overlevd sin tekniske og økonomiske levetid, men er likevel i relativt bra forfatning. Figur 3-1 Aldersfordeling for luftlinjer Figur 3-1 viser at en betydelig andel av 66 kv-ledningene har passert 50 år og omtrent halvparten av 132 kv linjene er eldre enn 40 år. Denne aldersprofilen aktualiserer bruk av KSU Hedmark og Oppland

19 metoder for å finne riktig reinvesteringstidspunkt ut fra tilstandskartlegging og vedlikeholdskostnader. Innlandsklimaet er relativt snilt, og det bidrar ikke til forsert aldring av nettkomponenter. Spesielt i nordlige deler av utredningsområdet, som har skog med lav bonitet, er det gjennomgående gunstige klimatiske forhold som gir lang levetid. Transformatorers normalbelastning er også vanligvis betydelig lavere enn nominell ytelse, og dette gjør at tilstanden normalt vil være bedre enn det som er å forvente utfra alder. Figur 3-2 Aldersfordeling for transformatorytelse. Generatortransformatorer er ikke inkludert. Fra Figur 3-2 sees det at den største gruppen med transformatorer har en alder mellom år. I sum så består omtrent 7 % av det totale transformatorvolumet av enheter eldre enn 50 år. Det vil være begrenset behov for reinvestering i nye transformatorer ut fra rene levetidsvurderinger i analyseperioden. Driftssikkerhet Med driftssikkerhet menes kraftsystemets evne til å motstå hendelser (utfall av ledninger med mer) og er en viktig del av forsyningssikkerheten. I utredningsområdet har nær sagt alle 132 kv transformatorstasjoner tosidig linjetilknytning. Unntak fra dette er 132 kv-nettet øverst i Valdres, nord og vest for Åbjøra, der nettet har en radiell struktur. Her vil forsyningssikkerheten for 22 kv distribusjonsnettet ivaretas ved at noen av kraftverkene kan kjøre i isolert separatdrift. I Skjåk finnes også radielt 132 kv nett, men strengen domineres av produksjon. Med noen unntak (ca. 10 stasjoner) har også de fleste 66 kv stasjonene tosidig mating. Flere av transformatorstasjonene har kun én transformator. Det er varierende grad av reserve i underliggende 11/22 kv-nett. De fleste stasjonene har reserve hele året, mens andre steder har sesongvariasjoner. For å benytte reserve i underliggende nett trengs som regel omkobling ute i nettet, dette kan ta fra 1-3 timer. Der det finnes fjernstyring går dette betydelig raskere. Ved havari i stasjoner uten full redundans baseres driftssikkerheten i hovedsak på transport av mobile transformatorenheter. Transformatorberedskap omtales i avsnitt Stasjoner med to transformatorer driftes sjelden i parallell, slik at også her vil vi ved feil få mørkleggelse, men gjenopprettelse av forsyningen skjer raskt ved hjelp av fjernstyrte brytere. KSU Hedmark og Oppland

20 Forbindelser til omkringliggende nett Ledningsforbindelser på 300 kv, 132 kv og 66 kv som krysser grensene til utredningsområdet: 300 kv Vågåmo-Aura (S-nett) 300 kv Vang Minne (S-nett) 300 kv Fåberg Røykås (S-nett) 300 kv Fåberg Vardal Roa/Hadeland Ulven (S-nett) 132 kv Vågåmo Osbu 132 kv Savalen Ulset-Litjfossen Brattset 132 kv Lutufallet Höljes 132 kv Eidskog Charlottenberg (S-nett) 66 kv Tangen Minne 66 kv Kvisler Nord-Odal Minne 66 kv Tynset-Tolga-Os-Røros Mellomlandsforbindelser Mellomriksforbindelsen Charlottenberg-Eidskog ble etablert i 1986 for å oppnå tosidig forsyning for Eidskog (og Charlottenberg), samt for å kunne foreta systematisk kraftutveksling ved å utnytte forskjellen i kraftpris mellom Sverige og Norge (flaskehalsinntekter). I den forbindelse ble det utarbeidet trekantavtaler mellom NVE Statkraftverkene (senere SN), Uddeholm (senere Gullspång, Birka og Fortum) og Hedmark Energiverk (senere EN). Med virkning fra ble 132 kv-forbindelsen Minne riksgrensen utleid til sentralnettet. Det er søkt NVE om omdefinering av forbindelsen til regionalnett, men søknaden er enda ikke ferdig behandlet. Den andre mellomriksforbindelsen i utredningsområdet er Lutufallet Höljes. Overføringsevnen her er begrenset av 132/66 kv-transformatoren i Lutufallet samt 66 kv-linjene Lutufallet- Nybergsund og Lutufallet-Løvbergsmoen. Imidlertid er dette en verdifull reserveinnmating til regionalnettet i Sør-Østerdalen og Trysil. Den har også vært benyttet i feil- og vedlikeholdssituasjoner for å få ut produksjonen på begge sider av grensen. Regionale overføringsforhold På bakgrunn av utredningsområdets tilknytning til 300 kv-nettet og for å få et mer detaljert bilde av forholdene i regionalnettet, er det i denne utredningen valgt å dele utredningsområdet i fem delområder: Vest-Oppland (Valdres og Gjøvik/Toten) Gudbrandsdalen fra Lillehammer og nordover Østerdalen fra Elverum og nordover (ofte delt i Nord- og Sør-Østerdalen) Sør-Hedmark Solør-Odalen/Glåmdalen Hedmarken flatbygdene på østsiden av Mjøsa Det henvises til vedlegg 1 for kart over området. Vest-Oppland område 1 Regionalnettet i Vest-Oppland er bygd opp som et «produksjonsdimensjonert» nett med tre parallellgående ledninger fra Valdres til Gjøvik/Toten. Opprinnelsen til dette nettet var KSU Hedmark og Oppland

21 utbyggingen av Åbjøra kraftverk og det generelle kraftbehovet i distriktet. 132 kv spenning ble valgt ut fra overføringsbehovet. Nord-vest for Åbjøra er 132 kv-nettet å betrakte som et radialnett uten mulighet for ringdrift. Linjene fra Åbjøra via Dokka til Gjøvik er gamle, har lav kapasitet og høye tap. Det er derfor planer om å reinvestere ledningene. Ved hver kraftstasjon, med unntak av Dokka, er det egne uttak for 22 kv til distribusjonsnettselskapene. I tillegg er det bygd flere transformatorstasjoner for nedtransformering til 22 kv og de fleste transformatorstasjoner har tosidig innmating. Når kraftverks-aggregatene er ute av drift, forsynes forbruket på 22 kv-avgangene via transformator fra 132 kv-nettet. Nettet har normalt større produksjon enn forbruk og kan kjøres uavhengig av hovednettet ved at kraftverkene kan kjøre på egne nett. 132 kv-nettet har således en dobbel funksjon som overføringslinjer for kraftproduksjon i Valdres og som hovedfordelingsnett for distriktet. Doble samleskinner i stasjonene Dokka og Åbjøra gir mulighet til å fordele belastningen på ledninger med ulikt tverrsnitt og kapasitet. I Gjøvik er Mjøsstranda transformatorstasjon, beliggende nord i byen, under bygging. Stasjonen vil ha forsyning fra 132 kv og overta noe av lasten fra Gjøvik transformatorstasjon. Dette vil styrke forsyningssikkerheten i området. I tillegg vil situasjonen til 66 kv nettet i området utredes i kommende periode på grunn av økende industriforbruk. Sentralnettstasjonen i området, Vardal, kan tidvis være en flaskehals i nettet. Med økt vindkraft på østsiden av Mjøsa vil mindre av Valdresproduksjonen gå mot Vang og Minne, dette vil gi økt belastning på Vardal og behov for mer nedregulering. Ny transfromatorstasjon er en del av Statnetts planer i Nettplan Stor-Oslo Gudbrandsdalen område 2 I Lillehammer, Gausdal og Øyer er det to sammenhengende 66 kv-ringer ut fra Fåberg. 66 kv-nettet i Gudbrandsdalen har forankring i 300 kv i Vågåmo, Nedre Vinstra/Harpefossen og Fåberg. 66 kv-nettet er sammenhengende fra Vågåmo via Nedre Vinstra/Harpefossen til Fåberg. 66 kv-nettet i Gudbrandsdalen er vanligvis drevet med radiell forsyning, men kan uten vesentlige problemer kobles om til ringdrift via 300 kv-nettet for å oppnå avbruddsfrie omkoblinger. 66 kv linja mellom Ringebu og Harpefoss er tidvis en flaksehals som er planlagt reinvestert. Fra Vågåmo mot Skjåk går det en 132 kv-linje som er bygget og dimensjonert for å overføre produksjonen fra Øvre Otta-kraftverkene til sentralnettspunktet. En ny 132 kv produksjonsradial er bygget fra Vågåmo mot Rosten kraftverk (idriftsatt vår 2018) hvor også Nedre Otta vil kobles på i kv-nettet under Fåberg henger også sammen med 66 kv-nettet som mates fra Vang lenger sør i utredningsområdet. Denne koblingen omtales nærmere i avsnitt Det er flere vinterturisme/hytteområder i Gudbrandsdalen. Flere nettforsterkningsprosjekter nevnt i utredningen er relatert til dette, gjerne hvorvidt man kan forsterke i distribusjonsnett eller må bygge egen nettstasjon i regionalnettet. Nord-Østerdalen område 3A Området som helhet har normalt produksjonsoverskudd. Regionalnettet består av linjeforbindelser som i utgangspunktet er produksjonsdimensjonert. KSU Hedmark og Oppland

22 Området nord for Savalen-Tynset har kun reserveforsyning i lettlastperioder. Dette skyldes en svak linje fra Trøndelags-nettet i Nea sørover mot Røros. Reserveforsyningen er derfor avhengig av produksjon i REV sine kraftverk. Røros ligger i Trøndelag og omtales i KSU for Sør-Trøndelag, men forsynes vanligvis fra nettet i Hedmark. Det er planer om å bygge Tolga kraftverk som tilknyttes Tolga transformatorstasjon. Kraftverket vil bidra positivt til forsyningssikkerheten i regionalnettet lokalt, samt redusere nettapene. Flere lokasjoner i dette området er aktuelle for etablering av dataparker. Den første parken er allerede under etablering i Alvdal, og det er ønske om ytterligere etablering på en ny lokasjon i Tylldalen, mellom Alvdal og Rendalen. Treviklingstransformatoren (300/132/66 kv) i Rendalen har ikke mulighet for spenningsregulering. Dette forårsaker problemer med lave spenninger, særlig mot Trysil. Kapasiteten fra 132 kv til 300 kv er også begrensende både for ny produksjon og last. I tillegg er transformatoren gammel. Eidsiva Nett har søkt NVE om å omdefinere transformatoren til transmisjonsnett, da dette er det eneste punktet med 300 kv som EN eier. NVE har sendt ut varsel om vedtak slik at transformatoren vil bli omdefinert fra , og Statnett må overta eierskapet. EN har satt i gang arbeid med ny konsesjonssøknad, men dette må koordineres med Statnett. Sør-Østerdalen område 3B Området har nett på både 132 og 66 kv. Fra Rena går en eldre 66 kv linje mot Løvbergsmoen og videre til Lutufallet kraftverk. I Lutufallet er det forbindelse til Sverige. Videre til Nybergsund og Trysil går en ledning som delvis er forberedt for spenningsoppgradering til 132 kv, mens Trysil-Engerdal-Rendalen er 132 kv. Fra Rendalen går en 66 kv linje via Koppang, Furuset, og Rødsmoen til Rena og videre til Osa. Den ene delen av linja fra Rena til Lutufallet, fra Rena mot Løvbergsmoen, er planlagt revet ifm. spenningsheving av nettet i Elverum fra 66 til 132 kv Dette prosjektet omtales i avsnitt Den andre delen, mellom Lutufallet og Løvbergsmoen, skal etter planen reinvesteres. Planen er å spenningsoppgradere også dette nettet til 132 kv. Dette prosjektet omtales i avsnitt Kjølberget vindkraftverk vil tilknyttes her, dersom det bygges. Trysil har hatt betydelig forbruksvekst de siste årene pga. hytteutbygging. Nettspenningen i Trysil kan bli problematisk lav i tunglast pga. lav utgangspenning fra transformatoren i Rendalen kombinert med lite lokal produksjon. I Lutufallet er det installert en transformator mellom 66 og 132 kv for tilkobling av 132 kv-ledningen mot Höljes i Sverige som representerer en verdifull mulighet for reserveinnmating mot Trysil-området. Strekningen med 66 kv-nett mellom Rendalen og Osa, via Koppang og Rena, har enkelte deler som er gamle og har lav kapasitet. Noen av disse vil være nødvendige å oppgradere de kommende årene for å opprettholde god reserveforsyning i dette nettet. Den eldste delen, mellom Rødsmoen transformatorstasjon og den nye Furuset transformatorstasjon, ble bygget ny i Furuset transformatorstasjon tar imot kraft fra flere kraftverk i området, hvorav det nyeste, Søkkunda, er det største. Rena og Rødsmoen transformatorstasjoner ligger svært tett. På Rena er det både 22 og 11 kv, mens på Rødsmoen er det kun 22 kv. Det er bestemt å fjerne 11 kv som spenningsnivå her og på sikt kun beholde Rødmoen transformatorstasjon. KSU Hedmark og Oppland

23 Solør-Odal/Glåmdal område 4 Området strekker seg fra Minne i Vest, Stange i nord, Eidskog i Sør og Solør i øst. Dette er den sørlige delen av Mjøsringen, med sentralnettspunktet Minne sentralt for forsyningen. Det er også her, ved Eidskog, at området henger sammen med det svenske nettet på 132 kv nivå. Det er nett både på 66 og 132 kv, hvor deler av 66 kv nettet er gammelt og klart for utskifting. For noen år tilbake er det gjennomført en utredning for å se på nettstrukturen og fremtidig spenningsnivå i området. Rapporten konkluderer med at det er gunstig på sikt å bygge om til 132 kv i hele området med få unntak. Det vil gjøres en oppdatert og helhetlig analyse for Nord Odal, Kvisler og Kirkenær transformatorstasjoner før løsning avgjøres ( ). Innen regionen er det to 66 kv-transformatorstasjoner med kun ensidig mating. Dette gjelder Sønsterud ved Åsnes og Norsenga ved Kongsvinger. Her finnes delvis reserve i 22 kv-nettet, samt en del lokal produksjon. Deler av vinterhalvåret er det ikke fullstendig reservekapasitet for stasjonene Kirkenær, Kvisler, Sønsterud og Nord-Odal. Driftserfaringer viser relativt høy avbruddshyppighet for Nord-Odal transformatorstasjon til tross for linjeforbindelse både vestover mot Minne og østover mot Kvisler. Dette skyldes at disse to ledningene går gjennom skogområder, og på grunn av himmel-retningen er utsatt for trepåfall i perioder med mye snø eller kraftig vind fra nord eller sør. Videre tilsier høy alder at det må utarbeides en plan for framtidig forsyning av kommunen når levetida på disse ledningene er nådd. Hedmarken område 5 Dette nettområdet inkluderer store deler av bebyggelsen langs den østre siden av Mjøsa. Regionalnettet her er hovedsakelig 66 kv. Sentralt i området ligger sentralnettstasjonen Vang, som forsyner hoveddelen av lasten i området. I sentrum av området ligger også Hamar, med en håndfull transformatorstasjoner i og rundt byen. Mot sør strekker «Hedmarkslinja» seg ned mot Minne sentralnettspunkt, og er viktigste forsyning til bygdene sør på Hedmarken. Mot nord strekker en dobbel 66 kv-linje seg mot Fåberg transformatorstasjon på Lillehammer denne utgjør ryggraden i regionalnettet som forsyner nordlige del av Hedmarken og Ringsaker kommune. Linja har flere avgreininger mellom Hamar og Lillehammer. Selv om det er dobbel linje forsynt fra begge sider, som teoretisk gir mulighet for full ringdrift, så er flere av stasjonene ensidig forsynt men med reserve etter omkoblinger. Dobbeltlinja har også mange forenklede bryteranlegg med behov for manuell, spenningsløs eller lastfri kobling. Her ligger et uforløst potensiale i optimalisering av driftsbilde. Brumunddal-Fåberg-linja har også vist seg å være utsatt for feil ved vind og store snøfall. Feilhyppigheten gjør nytteverdien av økt ringdrift større. Stange kommune forsynes fra 66 kv linja mellom Minne og Hjellum (Hedmarkslinja). Overføringskapasiteten fra Minne-siden er ikke tilstrekkelig for å dekke forbruket i hele kommunen i tunglast. Videre er flere av stasjonene ensidig forsynt fra T-avgreninger. Bane NOR har og meldt inn behov for effekt sør i Stange kommune uten at planene er ytterligere konkretisert. Foreslåtte tiltak for å bedre forsyningssikkerheten omtales i KSU Hedmark og Oppland

24 Overføringskapasitet mot sentralnettet i dag og fremover Transformeringskapasitet fra 300 kv i utvekslingspunktene Fåberg, Vågåmo, Vang og Minne representerer per i dag sjelden flaskehalser i nettet og anses derfor i hovedsak som tilfredsstillende. Imidlertid har det forekommet perioder med overlast på transformatoren i Vardal og Rendalen (132 kv vikling). Detaljerte beregninger av avbruddskostnader er ikke gjennomført, men generelt anses transformeringskapasiteten tilpasset behovet. Med Raskiftet vindkraftverk forventes høyere belastning av alle sentralnettstransformatorer i Mjøsområdet i lettlast. Dersom de tre andre vindparkene også bygges, forventes behov for spesialregulering og systemvern ved transformatorutfall. Dette betyr at dersom all vindkraften bygges er det ikke rom for mer kraftutbygging før ny transformeringskapasitet mot sentralnettet (i Vardal og/eller Minne) er på plass. Etter at Nedre Otta og Rosten er satt i drift vil også transformeringskapasiteten 300/132 kv i Vågåmo bli begrensende. Flere av transformatorene er høyt belastet også i situasjoner med kraftunderskudd i utredningsområdet. Selv om det kommer mer produksjon er det ikke sikkert at denne sammenfaller med høyt forbruk slik at også økt forbruk kan utløse behov for økt transformeringskapasitet. 3.2 Driftsforhold av betydning for kraftnettet Forbrukerfleksibilitet Forbrukerfleksibilitet kan være at forbrukeren justerer sitt elektriske forbruk som følge av et prissignal. Det kan også være en justering eller utkobling som følge av en ordre eller avtale mellom forbruker og nettselskap. Denne fleksibiliten utgjør dermed et potensial som kan redusere makslast, avlaste ved feilsituasjoner og i beste fall utsette eller fjerne behov for nettinvesteringer. Avanserte målesystemer (AMS) skal være installert hos alle strømkunder fra Forbrukeren vil etter dette ha bedre oversikt over eget strømforbruk slik at det er lettere å tilpasse forbruket til prisene. Det er dermed tilrettelagt for forbrukerfleksibilitet, men for å få forbrukeren til å respondere eller inngå avtaler, må incentivene være store nok. For å oppnå dette kreves både variasjoner i spotpris og prissignaler gjennom nettleien. Det er ventet en endring i utforming av nettariffer fom for å oppnå nettopp dette. NVE har hatt endringsforslag ute på høring (NVE, 2017). Fleksibel tariff Eidsiva Nett har en del kunder som tarifferes utfra fleksibelt forbruk. Denne type tariff tilbys større anlegg med uttak over 200 kw. Det finnes ulike nivåer på tariffen avhengig av om utkobling av last gjøres momentant eller med varsel på 1,5 timer, og om utkobling er av ubegrenset varighet eller maksimalt 2 timer. Det finnes kunder på denne type tariff i både regionalnett, høyspent og lavspent distribusjonsnett. De fleste kundene på denne type tariff ligger i distribusjonsnettet, men forventet årsforbruk er omtrent det samme for kundene i regionalnett som i distribusjonsnettet. Ordningen er per i dag kun en videreføring av Statnetts ordning og er ikke i bruk annet enn ved effektknapphet som kan oppstå i ulike typer feilsituasjoner. KSU Hedmark og Oppland

25 Omfanget av dagens ordning er relativt begrenset og har lite å si for dimensjonering av nettet. Gudbrandsdal Energi og Eidefoss har ikke tilsvarende tariff for sine kunder. Vi ser at det kan være fordeler av å ha nye kunder på en slik type tariff, for eksempel næringslast hvor det er kapasitet ved intakt nett, men begrenset reserve ved utfall (f.eks datalast av typen blockchain). Om vi i slike perioder kan koble ut forsyningen til feilen er rettet, kan en slik tariff være nyttig for begge parter. FoU-prosjekt i Eidsiva Nett FoU prosjektet KAFFFI (Kartlegging av fremtidig fleksibilitetsbehov og potensiale i Eidsiva Nett) startet våren 2018 i samarbeid med Thema. Prosjektet tar for seg fleksibilitet både i regionalnett og distribusjonsnett. På regionalnettnivå ser vi på ulike muligheter ved tilkobling av større forbrukskunder, hvor det ikke er tilstrekkelig reserve (som beskrevet i avsnittet over). Muligheter som undersøkes videre er - Fleksibel tariff videreutvikling av eksisterende ordning slik at behovet som søkes løst dekkes av ordningen. - Individuell KILE-avtale frakobling ved behov kompensert ved en fast sats pr kw/kwh basert på forventede avbruddskostander - Bilaterale avtaler konkrete avtaler om en annen leveringskvalitet enn det som er bestemt i forskrift med betaling for tilgjengelighet og/eller aktivering. Systemjording NVE har bedt utredningsansvarlige for alle KSU-områder å omtale systemjording for sitt område (NVE, Vedtak om utredning av systemjording, 2018). Alle store strømnett må ha en form for jording. Jordingen skal avlede eventuelle store strømmer som er på avveie og som kan skade mennesker eller materiell. Slike ekstraordinære strømmer kan oppstå ved feil i strømnettet. Ved å avlede strømmen mot jord på en kontrollert måte kan vi forhindre at den gjør skade. Systemjording handler om hvilken strategi som legges til grunn for å oppnå god og sikker jording. Temaet omtales mer utfyllende i kraftsystemutredningens grunnlagsrapport. Spolejording Eidsiva og de andre regionalnettseierne i KSU-område Hedmark og Oppland drifter sine regionalnett isolert eller med spolejordet nullpunkt. Små nettområder, hvor bidragene til ladestrøm er små, driftes gjerne isolert. Når feilstrømmen ved jordfeil i et isolert nett blir for stor, er det nærliggende å etablere spolejording. Det vil da i nullpunktet på en eller flere utvalgte transformatorer installeres spoler mot jord som kompenserer for feilstrømmen ved enpolet jordfeil. Vanligvis driftes én av spolene i hvert galvanisk adskilte nett som reguleringsspole. Feilstrømmen ved jordfeil kalles gjerne ladestrøm, da den kommer av linjer og kablers evne til å fungere som kondensatorer som lades opp under vanlig drift og utlades til jord ved feilsituasjoner. En spole i nettets nøytralpunkt vil kompensere for ladestrømmen, slik at strømmen til jord i feilstedet blir lavere. Spolejording begrenser dermed feilstrømmen ved enpolet jordfeil. Motivasjonen er at ved lavere strøm til jord, så vil en eventuell lysbue som dannes i feilstedet slukkes av seg selv. Er feilen forbigående, så vil spolejordingen dermed forhindre avbrudd. Er KSU Hedmark og Oppland

26 feilen varig, så kan spolejordede nett fortsatt driftes med én jordfeil i en begrenset tidsperiode. Samtidig kan spolejordede nett medføre økt risiko for mennesker, dyr og materiell ved at enpolte jordfeil ikke kobles ut momentant. Det iverksettes derfor tiltak for å lokalisere og fjerne eller koble ut jordfeil så raskt som mulig. For lokalisering brukes det gjerne Wischer-reléer. Disse angir en retning til feilstedet. Sammen kan flere slike reléer brukes til å finne den feilbefengte linja eller kabelen. Den største fordelen med spolejording er altså at antallet utkoblinger ved jordfeil er lavere. EN har statistisk få varige jordfeil i sitt nett. Dette må tilskrives at spolejordingen fungerer etter hensikt og effektivt slokker forbigående feil (lysbuer). EN har tilsvarende erfaring med overgang fra isolert nett til spolejordet nett på 22 kv; i enkelte områder med hyppige strømbrudd med vellykket gjeninnkobling (det vil si forbigående feil) har vi drastisk redusert antall utfall per år. EN fremholder derfor at spolejording er langt å foretrekke når det kommer til forsyningssikkerhet, spesielt i områder hvor forbigående feil er vanlig. Fremtidig systemjording NVE ønsker at utredningsansvarlige skal «vurdere hvilke nettområder hvor en overgang fra isolert/spolejordet nett til lavohmig/direktejordet nett kan være aktuelt i fremtiden» (NVE, 2018). Generelle betraktninger I all hovedsak regnes systemjording som et håndterbart tema i utredningsområdet. EN er kjent med at Statnett på grunn av erfarte problemer vurderer å gå over til direktejordet nett i det såkalte Sørnettet i Nord-Norge (Særen & Giset, 2017, s. 40). For ENs egne nett (både 132 kv og 66 kv) er det ikke erfart tilsvarende problemer som det Statnett viser til, og det har derfor heller ikke vært noe tema å vurdere endring av nullpunktsbehandling. 132 kv-nettet rundt sørenden av Mjøsa Tabell 3-2 gir grove anslag på den potensielle økningen i jordstrøm knyttet til planlagte og foreslåtte prosjekter i Eidsivas 132 kv-nett «Østnettet». Det fremkommer tydelig at prosjekter som inneholder kabling har størst ladestrøms-bidrag. Tabell 3-2 Anslått økning i ladestrøm i 132kV-nettet «Mjøsringen» knyttet til større nettprosjekter Prosjekt Økning i ladestrøm [A] 132kV Elverum kV Solør kV Elverum-Trysil 46 Mjøsstranda og Mjøskabler 91 Total 183 Mjøsstranda/mjøskabel-prosjektet medfører omtrent 8 km ny jord- og sjøkabel mellom Gjøvik og Nes, med anslått tilhørende ladeytelse på omtrent 150 A, mens utskifting av sjøkablene over Mjøsa til en nyere generasjon kabler omtrent halverer bidraget her. Netto bidrag for prosjektet er dermed anslått til 91 A. Gjennomføring av alle tiltakene listet i tabellen anslås å gi et totalt bidrag i overkant av 180 A. Sett opp mot dagens nivå i dette nettet på 685 A er dette en betydelig økning på 26%. KSU Hedmark og Oppland

27 66 kv under Fåberg, Vang 66 kv-nettet under Fåberg og Vang sentralnettstasjoner strekker seg fra Gudbrandsdalen via Lillehammer og Hamar og inn til Elverum. Det er et stort nett med betydelig ladeytelse. Eidsiva Nett har en strategi på å beholde 66kV som spenningsnivå i større byer som Hamar og Lillehammer, mens det på sikt bygges ned en rekke andre steder. Siden 66 kv-nettet omfatter en stor andel by-nære områder med forventning om vekst og økt fortetting, er potensialet for mer utbredt kabling og økt ladeytelse betydelig. På den andre siden vil de mer grisgrendte delene av nettet sannsynligvis bygges ned over tid, og erstattes av 132 kv-nett. Et eksempel er 66 kv-nettet i rundt Elverum, som er planlagt fjernet på sikt. I sum kan vi derfor forvente at det i fremtiden blir færre kilometer luftlinjer og en høyere andel kabel i 66 kv-nettet under Vang og Fåberg. Påvirkningen på netto ladeytelse er uklar, da de to trendene (nedbygging av 66kV, mer kabling i bynære strøk) vil motvirke hverandre. Men begge de forventede utviklingstrendene gjør at andelen jordstrøm som kommer fra kabel må forventes å øke. Allerede i dag er denne andelen betydelig. En høyere andel kabel forventes gjøre det mer utfordrende å drifte nettet nær resonans. Vi bør derfor ha et bevisst forhold til mengde kabel som introduseres i dette nettet i fremtiden, både med tanke på total ladeytelse og sammensetning luft/kabel. Håndterbarhet av fremtidig ladeytelse Foreløpige beregninger viser at selv de største nettene i Hedmark og Oppland har en del å gå på før vi kan forvente å observere negative effekter av å drifte nettet spolejordet. Dette gjelder selv om vi tar høyde for mulige kjente oppgraderinger. Det er likevel tydelig at dette er et tema man bør være bevisst ved fremtidige utvidelser av nettet. Spesielt bør man unngå å legge store mengder ny jordkabel i en del av de store regionale nettområdene. Fremtidig systemjording Et spolejordet netts evne til å tåle en midlertidig jordfeil uten avbrudd bør veie tungt, spesielt i et område dominert av feil relatert til trefall på luftlinjer. Overgang til lavohmig eller direkte jordet nett krever store investeringer fremstår derfor irrasjonelt med mindre det kan forventes alvorlige problemer knyttet til fremtidig isolert eller spolekompensert jording. Spenningsforhold og reaktiv effekt Sentralnettet i området har utfordringer med periodevis høyt spenningsnivå. Det er installert 300 kv reaktorer på 100 MVAr i Fåberg, Vang og Vågåmo. Statnett har besluttet at spenningsnivået i 300 kv-nettet generelt skal begrenses til normert øvre materiellgrense på 300 kv. I Rendalen har normalnivået ligget på nærmere 310 kv helt siden anlegget ble bygd og omsetningsforhold på transformatorene er tilpasset dette (treviklingstransformator 310/132/65 kv har som nevnt under ikke reguleringsmulighet). En senking av 300 kv-nivået har gitt et spenningsnivå i underliggende 132 og 66 kv-nett som både gir høyere nettap (beregnet til ca. 0,3 MW som årsgjennomsnitt) og gir problemer ved sammenknytning mot nabonett (132 kv KVO-nett nordover og 66 kv Koppang-Rødsmoen sørover). Spenningsforskjellen vil forhindre sammenkobling slik at flytting av delingspunkt vil innebære «koblingsblunk», med strømstans for kunder i 66 kvnettet. KSU Hedmark og Oppland

28 Den reaktive effekten i regionalnettet søkes regulert slik at summen av reaktiv effektutveksling mot sentralnettet blir null under tunglast. Ideelt sett bør reaktivforbruket produseres nærmest mulig forbruksstedene. Her benyttes kondensatorbatterier og aggregatmagnetisering i lokale kraftstasjoner. Da regionalnettet i stor grad drives parallelt med sentralnettet, er riktig trinning av transformatorene viktig for å unngå transitt av reaktiv effekt mellom sentralnettspunktene spesielt i Vardal, Vang og Minne. På grunn av parallelldriften kan det allikevel være vanskelig å oppnå balanse i hvert enkelt utvekslingspunkt. Nettet ønskes drevet med så høy spenning som mulig. I 132 kv Østnettet er det en begrensning øverst i Valdres på ca. 142 kv med nåværende 22 kv spenningsnivå. På grunn av omsetningsforholdet på en del transformatorer ned til 11/22 kv distribusjonsspenning lenger øst blir maksimal utgangsspenning fra Vang og Minne rundt 135 kv. I 66 kv-nettet er det også en del problemer med uheldig omsetningsforhold (60 kv i midtstilling samt lavt utgangsspenningsnivå i distribusjonsnettet) som begrenser muligheten for å heve dette spenningsnivået over en utgangsspenning fra sentralnettet på kv. 3.3 Produksjonsressurser De vestlige og nordlige deler av utredningsområdet nær vannskillet når opp i stor høyde med betydelig nedbør. Nedbøren fra Jotunheimområdet dreneres gjennom hoveddalførene Gudbrandsdalen og Valdres. I Hedmark danner Glomma hoveddalføret fra vannskillet på Trøndelagssiden. Det er nedbøren i stor høyde sammen med fall inn mot hoveddalførene som gir det største tilskuddet av elektrisk energi i Oppland. I tillegg kommer tilskudd som følge av fall i selve hovedvassdragene (lavtrykksanlegg). Totalt er det i Hedmark og Oppland ved utgangen av 2017 bygd ut henholdsvis 2,7 og 6,3 TWh vannkraft noe som utgjør om lag 2 % og 4,7 % av landets samlede vannkraftproduksjon (NVE, NVE Vannkraftdatabase) Kraftproduksjonen innenfor området sett under ett er normalt noe høyere enn forbruket. Produksjonen hovedsakelig er lokalisert i de tynnest befolkede områdene slik at det er overføringsbehov øst- og sørover. Imidlertid er reguleringsgraden av produksjonssystemet totalt sett dårligere enn landsgjennomsnittet, slik at området periodevis har et effektoverskudd om sommeren og et relativt betydelig behov for effekttilskudd om vinteren. Hedmark er for øvrig det eneste fylket som har høyere vernet årsproduksjonspotensial enn det som er utbygd. Andel vernet i forhold til totalt nyttbart er for Hedmark og Oppland henholdsvis 89 og 59 % mot 31 % på landsbasis. Oppland sammen med Sogn og Fjordane og Nordland er de fylkene som har størst gjenværende utbyggbart vannkraftpotensial. Figuren under viser nominell effekt, tilgjengelig vintereffekt og forventet årsproduksjon. Kraftverk direkte knyttet til sentralnettet uten tilknytning til regionalnettet (Øvre Vinstra) er ikke tatt med, mens Rendalen, Harpefoss og Nedre Vinstra er inkludert da de er koblet til 300 kv som er definert som regionalnett. KSU Hedmark og Oppland

29 Figur 3-3 Installert effekt, påregnelig vintereffekt og midlere årsproduksjon i de forskjellige områdene i Hedmark og Oppland per En oversikt over alle kraftverkene finnes i vedlegg 4 De som er tilknyttet distribusjonsnettet (> 1 MW med noen unntak) er angitt med regionalnettstilknytning i kolonne 2. For de som er elektrisk tilknyttet regionalnettet, er dette feltet tomt da stasjonsnavnet gir denne opplysningen direkte. 3.4 Energisammensetningen i utredningsområdet Området har et registrert elektrisitetsforbruk på ca. 7 TWh med en topplast på 1430 MW i 2017 (temperaturkorrigert til ca MW) som angitt i Figur 3-6 og Figur 3-7 lenger ned i rapporten. Elektrisitet er den dominerende energibæreren, men det finnes også alternativer. Alternativ energi De senere årene er en betydelig mengde fjernvarme bygget ut i flere byer. Grunnlasten i fjernvarmenettet dekkes i hovedsak av bioenergi. Det er også betydelig ved- og flisfyring i distriktet, men her finnes lite god statistikk. Fremdeles brukes det fossile energikilder som olje og diesel i noen anlegg. Det finnes også kommersiell interesse for å etablere produksjon av biobrensler basert på lokale skogressurser i distriktet. Fjernvarme Utredningsområdet har hatt en betydelig utvikling i bruk av bioenergi til fjernvarme de siste 10 år. Fjernvarmeutbyggingen er i stor grad basert på utnyttelse av lokalt produsert og CO2- nøytral bioenergi fra pellets, flis, rivningsvirke og øvrig skogsavfall samt avfallsforbrenning. Tabell 3-3 inneholder en oversikt over fjernvarmeanlegg i Hedmark og Oppland. Tallene i tabellen er enten forventet årsproduksjon eller oppgitt årsproduksjon for Sammenlignet med tallene oppgitt forrige KSU er det en økning på over 40%. Det finnes i tillegg flere mindre anlegg i fylkene som ikke er oppført i tabellen under. KSU Hedmark og Oppland

30 Tabell 3-3 Oversikt fjernvarme Hedmark og Oppland. Område Konsesjonær Energi [GWh] Hamar EB 251 Kongsvinger EB (100 % fom. 2018) 34 Brumunddal Solør Bioenergi (EB selger 16 GWh av denne) 25 Lillehammer EB 58 Gjøvik EB 51 Trysil Fjernvarme AS EB (65 %) 52 Lena Fjernvarme AS EB (51 %) 6 Åsnes Fjernvarme (Flisa) EB (74 %) 7 Moelv EB 7 Elverum EB 58 Otta Otta Biovarme 6 Kirkenær Solør Bioenergi 80 Rena leir Solør Bioenergi 25 Haslemoen Solør Bioenergi 15 Rena Rena Fjernvarme 3,5 Fagernes Valdres Biovarme 6 Beitostølen Stølslie Biovarme 6 Ulike lokasjoner Oplandske Bioenergi 50 Sum 747,5 Under en mer detaljert beskrivelse av noen av anleggene: Hamar: Etter idriftsetting av Trehørningen forbrenningsanlegg er det en samlet termisk effekt på 72 MW i Hamar. I 2016 ble en akkumulatortank satt i drift på Trehørningen for å øke utnyttelsesgraden. Utviklingen av fjernvarmenettet på Hamar fortsetter med tilkoblinger mot Nydal i Ringsaker kommune, forlengelse av nettet på Hamar vest, på Midtstranda i Hamar sammen med generell fortetting av kunder i nettet. Kongsvinger: Fjernvarmeanleggene på begge sider av Glomma forbundet og det er samlet installert effekt tilsvarende 15 MW termisk energi. Lillehammer: Biofyringsanlegget ble satt i drift i 2013 og er på 12 MW supplert med gassfyring som reserve og spisslasteffekt. Det pågår en utvikling av fjernvarmenettet og energileveransen har økt de siste årene. Gjøvik: Varmesentralen ble satt i drift i Det er 12 MW biofyringskapasitet basert på returtreflis kombinert med spisslast basert på bioolje og evt. pellets. Trysil: Installert kjeleffekt for biobrensel ble utvidet til 12,5 MW ved installasjon av ny fyrkjel som benytter fuktig sagflis i Anlegget er dimensjonert for å levere i overkant av 50 GWh uten vesentlig innslag av fossile brensler og vil ha kapasitet til videre utbygging. KSU Hedmark og Oppland

31 Fjernvarmeanlegg forsyner gjerne større offentlige bygg, kontorbygg, blokkbebyggelse og lignende. I eksisterende bygg blir anleggene ofte tilknyttet eksisterende varmesentraler og internt fordelingsnett for varmtvann. I slike bygg skjedde oppvarmingen tidligere med oljeeller elektrokjeler. Fjernvarmen er dermed i mange tilfeller en direkte erstatning for oljefyring eller elbasert oppvarming. Fjernvarmeanleggene har derfor medført betydelig redusert effektbehov for elektrisk kraft i flere tettbygde områder. 3.5 Energi og effektbalanse Figur 3-4 Effektbalanse Figur 3-5 Energibalanse Området som helhet har energioverskudd over året, men har de fleste år tilførsel av kraft fra sentralnettet under topplast. KSU Hedmark og Oppland

32 3.6 Statistikk for elektrisitetsforbruk Figur 3-6 Årlig effektregistrering i sentralnettets (Sør-Norge) topplasttime fordelt på ulike delområder. Stiplet linje viser temperaturkorrigert totaleffekt. Figuren ovenfor viser utviklingen av maksimaleffekt de siste 10 år fordelt på de ulike områdene. Totalen er relativt stabil. Figur 3-7, som framstiller årsforbruket viser at 2010 og 2014 peker seg ut i hver sin retning. Effekt- og energiverdiene er vist detaljert i tabellform i vedlegg 2. Figur 3-7 Energiforbruket fordelt på områder KSU Hedmark og Oppland

33 3.7 Nettanalyser for dagens nett I lastflytsimuleringene benyttes Norgesmodellen 5 fra Statnett som utgangspunkt. Modellen inneholder alt av sentralnett i Norge, samt regionalnett på 132 kv og noe på 66 kv. Regionalnett for utredningsområdet på 66 kv er lagt til i modellen. Lastflyten kjøres i PSS/E. Simuleringene forutsetter intakt nett. Det betyr at overlast eller forsterkningsbehov på grunn av manglende leveringssikkerhet i nettet ikke avdekkes av nettanalysene. Det er derfor nødvendig med ytterligere analyser som inkluderer utfall ved vurdering av konkrete problemer. Tabell 3-4 Oppsummering av lastflytberegninger for dagens nett Scenarier Forbruk [MW] Produksjon [MW] Nettap [MW] Effektbalanse (produksjon - forbruk) [MW] Basecase tunglast Basecase lettlast Versjon fra januar Dette var nyeste tilgjengelige per oktober KSU Hedmark og Oppland

34 Framtidige overføringsforhold For å si noe om framtidig kapasitetsbehov i elektrisitetsnettet må vi vite noe om mulige utviklinger som påvirker behov for nettkapasitet. Politiske beslutninger og næringsutvikling vil legge grunnlaget for hvilke scenarier vi kan se for oss. Det kan være et stort spenn i scenariene og ulik sannsynlighet for at de inntreffer. Uansett må vi se på hvordan scenariene vil påvirke nettet og hvilke behov som oppstår. For eksempel har elsertifikatene bidratt til utbygging av mye fornybar energi og behov for flere nettinvesteringer, mens fjernvarmeutbyggingen har redusert behov for nettinvesteringer. I årene som kommer vil blant annet elektrifisering av transportsektoren, utvikling av klima, innspurt av elsertifikatordningen, lønnsomhet av fornybarutbygging etter 2021 og etablering av større datasentre/industri ha betydning for hvilken utvikling vi kan forvente. De tre sistnevnte vil i stor gard avhenge av teknologiutvikling, rammebetingelser og fremtidig kraftpris. I en rapport fra NVE er det forsøkt tallfestet hvilken innvirkning elektrifisering av transportsektoren vil ha frem mot 2030 (NVE, Rapport nr Har strømnettet kapasitet til elektriske biler, busser og ferger?, 2017). Med antagelse om at 50% av bilparken og alle bybusser er elektrifisert vil dette for Hedmark og Oppland bety ca. 135 MW økt effektbehov i Hurtigladere vil for dette området med flere sentrale vegforbindelser både øst-vest og nord-sør, være godt spredt under de alle fleste transformatorstasjoner, trolig med noe høyere tetthet rundt byer, turiststeder og større tettsteder. Med utgangspunkt i dagens bybussruter i byene vil det komme mellom 0,5-2,5 MW økning i effektbehov til elbusser. Lading hjemme vil trolig gi størst utfordringer i distribusjonsnettet. Når på døgnet vi forventer lading og hvor mye som vil lade samtidig er her essensielle spørsmål. I dag dimensjoneres nettet etter topplastpunktet som er en typisk morgentime en kald vinterdag. Hvordan dette sammenfaller med typisk lademønster har mye å si for lastutvikling av maksimaleffekt. Den generelle klimautviklingen innebærer økt vannkrafttilsig og reduksjon av energiforbruk til oppvarming. Spesielt kan en redusert snøleggingsperiode få stor betydning for utvikling av vinteraktivitetsområdene i utredningsområdet. En klimautvikling med mer såkalt «ekstremvær» (vind og våt snø) vil dessuten kunne medføre høyere nettfeilhyppighet og tilhørende avbruddskostnader. For innlandsområdet spesielt forventes økt hyppighet av nedbørsperioder med våt og tung snø. Kraftsystemutredningen for sentralnettet (Statnett, 2017) inneholder en del formuleringer av mulige utviklingstrekk og tilhørende nettkonsekvenser. Det forventes en økt flyt sørover gjennom Gudbrandsdalen og videre fra Fåberg mot Oslo som følge av vindkraftutbygging i Midt-Norge og mer produksjon langs ledningen i form av vannkraft i Gudbrandsdalen og vindkraft i Hedmark. Om det er behov for oppgradering gjennom Gudbrandsdalen er fremdeles usikkert og ligger langt frem, mens behovet for oppgradering mellom Fåberg og Oslo er mer nærliggende og er en del av Nettplan Stor-Oslo. Planene påvirkes også av reinvesteringsbehov i stasjonene. 4.1 Tilgjengelig nettkapasitet for nytt forbruk Tilgjengelig nettkapasitet må undersøkes på ulike nivåer; i distribusjonsnettet, regionalnettet, sentralnettet og transformeringskapasitet mellom nettnivåene. De siste årene er det blitt KSU Hedmark og Oppland

35 gjort en rekke analyser av tilgjengelig nettkapasitet for forbruk, i forbindelse med forespørsel om etablering av dataparkaktører og annen industri. Særlig dataparkaktører har kort byggetid og svært ulike krav til effektuttak (noen få MW til flere hundre) og redundans. Volum og lokasjon vil avgjøre hvor lang tid en nettilknytning vil ta. Dette avhenger av om det er behov for tiltak og omfanget av disse. Vi presiserer at anslagene under (både byggetider og volum) er generelle og enkelte lokasjoner kan avvike fra dette. Tiltak i distribusjonsnettet krever ikke konsesjonsbehandling, da utvidelser her kan gjøres på områdekonsesjon. Tiltak må likevel planlegges, prosjekteres og avklares mot grunneier, kommune og andre etater. Tiltak i distribusjonsnettet tar gjerne fra 1 til 6 måneder. De fleste større tilknytninger krever en ny nettstasjon og gjerne en større eller mindre forsterkning i linjenettet før nettselskapet kan tilby ønsket kapasitet på strømforsyningen. Tiltak i distribusjonsnettet kan typisk tilgjengeliggjøre opptil 5 MW på en god lokasjon med en del ledig transformatorkapasitet fra regionalnettet. Tiltak i regionalnett krever anleggskonsesjon med tilhørende konsesjonsbehandling hos NVE. Dette forlenger nettilknytningsprosessen. Et transformatorbytte estimeres til å kunne ta fra 1-2 år, mens linjeforsterkningsprosjekter kan ta vesentlig lenger tid. Slik sett er det gunstig med tilknytning nær en transformatorstasjon i områder med kraftoverskudd, slik at tiltaket kan begrenses til et transformatorbytte kombinert med tiltak i distribusjonsnettet. På en god lokasjon kan dette tilgjengeligjøre nettkapasitet i størrelsesorden MW. Svært store etableringer krever gjerne tiltak også på det regionale linjenettet. Dersom det kreves tiltak i sentralnettet eller i transformering opp mot sentralnettet må Statnett involveres. Her er det også behov for konsesjonsbehandling. Det må normalt forventes en ledetid på flere år. Tiltak utløser gjerne anleggsbidrag. Det vil si at tilknyttende kunde må betale hele eller deler av nettforsterkningen. Andelen avhenger av om nett-tiltaket er av nytte for andre nettkunder eller om anlegget er kundespesifikt. Tidligere var det ikke mulighet for å ta anleggsbidrag i masket nett, men dette ser ut til å endres 6. I så fall vil også både økt forbruk og produksjon som utløser nettinvesteringer i masket regional- eller sentralnett også måtte betale en andel av nettinvesteringen i henhold til gitte kriterier. 4.2 Tilgjengelig nettkapasitet for ny produksjon På samme måte som for forbruk må det gjøres grundige analyser for å avdekke hvilke tiltak som må gjøres for å kunne tilknytte ny produksjon. Nettselskapets verktøykasse er ulik ut fra hvilken type og størrelse produksjon som vurderes tilknyttet. Potensial og nettkapasitet til småkraft Småkraft tilknyttes gjerne på distribusjonsnettnivå på 11 eller 22 kv, med innmating til nærmeste regionalnettstransformator. Det gjør at nett-vurderingene er mer lokale enn for større kraftverk. Samtidig må det være kapasitet i det overliggende regional- og sentral- 6 Forslag til endringer i kontroll av nettvirksomhet (anleggsbidrag) er på høring tom. 25. mai 2018, med forslag om virkning fra og en mellomfase-løsning frem til dette. KSU Hedmark og Oppland

36 nettet til å ta imot krafta lenger opp i systemet. I vedlegg 5 vises en kommunevis oversikt over både småkraftpotensial og tilgjengelig nettkapasitet. Selv om fokuset på småkraft er noe lavere enn for noen år siden, er det fortsatt en del pågående prosjekter i utredningsområdet. Nettkapasitet mot sentralnettet I utredningsområdet har det de siste årene vært stor aktivitet knyttet til å utvikle flere relativt store vind- og vannkraftprosjekter. Aktiviteten og tidspresset har økt jevnt og trutt etter innføring av grønne sertifikater og inn mot tidspunktene som av aktørene anses som siste mulige byggestart for å rekke fristen for å bli med i sertifikatmarkedet. Slike store prosjekter krever gjerne tiltak i regionalnettet, samt grundige vurderinger knyttet til kapasitet mot sentralnettet. I forbindelse med vindkraftplanene i Hedmark har Statnett innført en ordning for tildeling av nettkapasitet. Ordningen er teknologinøytral og omfatter 132 kv nettet øst for Vang og Minne, basert på begrensninger i transformatorkapasitet mot sentralnettet. Det tildeles nettkapasitet delvis basert på dato for konsesjon og delvis basert på «førstemann til mølla». Våren 2017 ble det klart at det er driftsmessig forsvarlig å knytte til 150 MW til 132 kvnettet, i tillegg kan 50 MW knyttes til på 66 kv under Minne. Begge deler uten tiltak i sentralnettet, men det vil trolig bli behov for systemvern og spesialregulering. Raskiftet vindkraftverk er utenom denne ordningen. De resterende vindparkene har ikke tatt investeringsbeslutning, men står per i dag fremst i køen. Om disse vindparkene ikke bygges, er det MW ledig nettkapasitet i dette området. I ettertid har det kommet frem at selv om ordningen var definert til å gjelde øst for Vang og Minne, vil den måtte gjelde i hele Mjøsringen (og dermed også Vardal/Valdres), siden de tre sentralnettspunktene som er begrensende er tett sammenkoblet i en ring. Dette er foreløpig ikke formelt avklart. I tillegg er det god kapasitet på 66/300 kv transformatorene i Vang, særlig etter den planlagte overgangen til 132 kv i Elverum. Rendalen transformator kan utgjøre en tilsvarende begrensning, men her er det ingen formell tildelingsordning. I Østerdalen er det planer om å bygge Tolga kraftverk og flere småkraftverk. I tillegg utreder vi muligheten for å la Kjølberget vindkraftverk ligge mot Trysil inntil nettet er oppgardert til 132 kv. Vi ser at dette kan medføre noen timer med behov for spesialregulering for å unngå overlast i Rendalen, men ikke utover hva Statnett anser som driftsmessig forsvarlig. Det er imidlertid konkrete planer om bytte av transformator i Rendalen, slik at denne begrensningen kan anses som midlertidig. Under Vågåmo stasjon vil det ikke være ledig transformeringskapasitet på 300/132 kv etter ferdigstillelse av Rosten og Nedre Otta kraftverk. Det er derimot kapasitet på 300/66 kv. Under Fåberg transformatorstasjon er det også kapasitet til ny produksjon. Nettkapasitet i regionalnett Det vil utføres flere nettforsterkninger (Mjøskabler, Elverumsprosjektet og temperaturoppgradering av resterende linjer fra 50 til 80 grader) i Mjøsringen de kommende årene. Dette gjør ringen robust til å takle den planlagte produksjonen, og legger også til rette for mer dersom Statnett øker transformeringskapasiteten mot sentralnettet. I Valdres er 132 kv-nettet allerede hardt belastet og har høye tap. Det er installert systemvern for å kunne utnytte linjene bedre. Dette har redusert behovet for spesialregulering, men det er fremdeles noe behov pga. overlast på de svakeste linjene. KSU Hedmark og Oppland

37 Radielle drifter hjelper på dette, og det er viktig å være bevisst på å benytte disse for å oppnå optimal flyt. Det er reinvestringsplaner (se ) på de begrensende linjene. Dette vil bedre situasjonen, men det er fremdeles noen år frem. Inntil dette benyttes systemansvarsvirkemidler, og dette vil trolig legge en viss begrensing på hvor mye som kan knyttes til. Når Raskiftet er kommet på drift, vil det ikke være ledig nettkapasitet i området rundt Osa og sørover på grunn av 132 kv linja fra Osmoen. Dersom Kjølberget kraftverk bygges vil det være begrenset nettkapasitet i Trysil-området inntil nettet er forsterket. I 66 kv- nettet i Gudbrandsdalen er det god kapasitet til ny produksjon, for lokale begrensinger henvises det til tabell i vedlegg 2. I Nord-Østerdalen gjelder det samme. 4.3 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland Vannkraftverk Tabellene nedenfor angir status for vannkraftprosjekter i Oppland og Hedmark. Oversikten er hentet fra NVEs oversikt over konsesjonssøkte kraftverk over 1 MW og inneholder prosjekter med endring i status siden forrige KSU. Tabell 4-1 Vannkraftprosjekter i Oppland (Kilde: nve.no pr. mai 2018) Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune / tilknytningspunkt i r-nettet Effekt [MW] Produksjon [GWh] Status Merknad Vinsteren OK Øystre Slidre / Vinstra 2,30 10,00 Unntatt konsesjonsprosess Utsatt inntil videre Nedre Otta EF/OK Sel/Vågå 78,00 250,00 Under bygging Forventet i drift Q Rosten OE/EF Sel 80,00 200,00 I drift Vinda Storefoss Skagerak Kraft AS Valdres Energiverk AS Øystre Slidre 16,00 50,00 Søknader Positiv innstilling Øystre Slidre 2,00 6,20 Søknader Positiv innstilling Åkvisla GE Øyer 3,60 11,10 I drift Satt i drift 2016 Kvernåi Ryfoss Rådåe Komperud-elva Ala Norsk Grønnkraft AS Clemens Kraftverk AS Norsk Grønnkraft AS VOKKS Kraft AS Skagerak Kraft AS Lesja 3,00 7,10 I drift Satt i drift 2017 Vestre Slidre 5,08 25,12 Henlagt/trukket Dovre 1,90 5,30 Henlagt/trukket Søndre Land 1,90 5,00 Henlagt/trukket Vang 5,98 15,10 Gitt konsesjon 30/11-16 Ula Ula Kraft AS Sel 4,70 12,50 Gitt konsesjon KSU Hedmark og Oppland

38 Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune / tilknytningspunkt i r-nettet Effekt [MW] Produksjon [GWh] Status Merknad Graffer Clemens Kraft AS Lom 4,40 8,6 Gitt konsesjon Konsesjon 14/ Besluttet utbygging Føssaberge Clemens Kraft AS Vang 3,60 18,70 Gitt konsesjon Konsesjon 30/11-16 Rysna Rysna Kraft SUS Vang 3,48 9,22 Gitt konsesjon Konsesjon 30/11-16 Hinøgla OK Nord-Fron 3,20 12,50 Gitt konsesjon Utsatt inntil videre Fossåa Fossåa 1K AS Sør-Fron 8,00 23,30 Avslått - Påklaget Vedtak påklaget. Sundheimselvi Gipa Skagerak Kraft AS Norsk Grønnkraft AS Nord-Aurdal 9,10 24,10 Avslått Vang 2,70 5,70 Avslått Tabell 4-2 Vannkraftprosjekter i Hedmark (Kilde: nve.no pr mai 2018) Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune / tilknytningspunkt i r-nettet Effekt [MW] Produksjon [GWh] Status Merknad Folla Erik Mortenson Folldal 6,60 22,80 Søknader Fikk avslag i 2012, revidert søknad 2017 under behandling: Alt A: 6,6 MW, Alt. B: 3,8 MW Hofoss Bygdekraft AS Kongsvinger 2,70 6,76 Søknader Overføring av Øvre Flisa og Østre Æra til Osensjøen GLB Åmot, Trysil, Elverum 0,00 18,60 Søknader Positiv innstilling Økt overføring fra Glomma v/høgegga til Rena GLB Rendalen 1,60 24,80 I drift Er satt i drift. Sølna ØKAS Alvdal 5,25 15,70 I drift Satt i drift Braskereidfoss EVk Våler 18,00 170,00 I drift Utvidelse. Satt i drift Søkkunda Kiær Mykleby Stor- Elvdal/Furuset 10,00 25,00 I drift Satt i drift desember Riva ØKAS Tynset/Tynset 2,00 4,90 Gitt konsesjon Storbekken Storbekken kraftverk SUS Alvdal 2,00 5,90 Gitt konsesjon Neta Neta kraftverk AS Stor- Elvdal/Furuset 2,00 6,10 Gitt konsesjon KSU Hedmark og Oppland

39 Prosjektnavn Tiltakshaver Kommune / tilknytningspunkt i r-nettet Effekt [MW] Produksjon [GWh] Status Merknad Nye Einunna ØKAS/OK Folldal 9,20 64,00 Tolga OK Tolga 45,00 205,00 Gitt konsesjon Gitt konsesjon Oppdatering av dagens kraftverk med økt effekt og virkningsgrad. Planlagt ferdig sommer Ikke investeringsbesluttet. Planlagt styrebehandlet vår Hovda Blåfall AS Stor-Elvdal/ Rødsmoen 3,60 10,90 Avslått Nøra Blåfall AS Os 4,40 13,30 Avslått Oppsummert gir dette følgende mulig ny vannkraftproduksjon i Hedmark og Oppland: Tabell 4-3 Potensiell ny vannkraftproduksjon i Hedmark og Oppland (tall fra tabellene over). Inkluderer ikke produksjon under bygging. Melding + søknad Gitt konsesjon Fylke Installert effekt [MW] Forventet produksjon [GWh] Installert effekt [MW] Forventet produksjon [GWh] Hedmark 9,3 48,2 60,2 285,9 Oppland 18 56,2 28,8 93,7 Sum 27,3 104, ,6 Potensiale for småkraftverk Generelt er det fremdeles noe interesse for bygging av private mini- og mikrokraftverk, samt noe større småkraftverk. NVE utarbeidet i 2004 en oversikt over potensial for småkraftverk (NVE, 2004). På NVEs hjemmesider (NVE, Ressurskartlegging små vannkraftverk, 2016) står det at det jobbes med en ny ressurskartlegging, men denne er ikke funnet. I NVEs kartlegging fra 2004 er det Stor-Elvdal og Vang kommuner samt nord i Gudbrandsdalen at det største potensialet er. For øvrig vil utbygging av ny produksjon i Valdres gi høyere marginaltap da regionalnettet er produksjonsdimensjonert. Flere prosjekter i området er allerede realisert, mens en god del står fremdeles på vent eller er skrinlagt. Prosjekter > 1 MW i vurderings- og planleggingsfasen er gjengitt i Tabell 4-1 og Tabell 4-2. Summert for kraftverk med status «søknad» eller «gitt konsesjon» med ytelse større enn 1 MW og mindre enn 10 MW utgjør dette omkring 15 MW i Hedmark og 28 MW i Oppland totalt ca. 132 GWh. Prosjekter under 1 MW er utelatt i denne fremstillingen. Vindkraftverk I forbindelse med grønne sertifikater og mål om 13,2 TWh ny fornybar kraftproduksjon i Norge, er det blitt aktuelt med vindkraft i Innlandet. Hvor mye som blir realisert er ennå KSU Hedmark og Oppland

40 usikkert. Forventning om fortsatt lave kraftpriser gjør at det er usikkert om utbyggingene blir realisert på tross av grønne sertifikater. Tabell 4-4 Vindkraftprosjekter i Hedmark Prosjekt Tiltakshaver Kommune Effekt [MW] Energi [GWh] Status Raskiftet Austri Vind Åmot/Trysil 111,6 368,5 Under bygging. Planlagt idriftsatt årsskiftet 2018/2019. Kjølberget Austri Vind Våler 54,6 175 Gitt konsesjon Engerfjellet E.ON Nord-Odal Gitt konsesjon Songkjølen E.ON Nord-Odal Gitt konsesjon 4.4 Planer for utbygging av alternativ energi Det har vært en betydelig fjernvarmeutbygging i flere deler av området de siste ti årene, men det forventes ikke vekst i samme tempo i årene som kommer. Eidsiva Bioenergi: Dette er den største aktøren i området og de har en målformulering om å nå en produksjon på 1 TWh bioenergi. De har et mål om ca. 50 GWh tilkobling av ny bygningsmasse i de neste fem årene, men håper å klare mer. Prognosen for 2018 er 15 GWh. Veksten er hovedsakelig basert på etablering av nye bygg innenfor områder med fjernvarme. Markedet i etablert bygningsmasse (med vannbåren infrastruktur for oppvarming) er i stor grad allerede tilkoblet. Det er et stort potensiale i eksisterende bygningsmasse dersom byggende konverterer til vannbåren varme, men dette ansees som mindre sannsynlig siden det krever store investeringer fra bygningseierne. Oplandske Bioenergi: Årlig leveranse på ca. 50 GWh fordelt på ulike lokasjoner i begge fylker. Har en visjon om å levere 200 GWh innen 2030, men her per nå ingen konkrete planer om utvidelser. Valdres: I Valdres har hhv. Valdres Biovarme AS og Stølslie Biovarme AS planer om mindre utvidelser i 2018 og 2019, slik at forventet årsproduksjon etter utvidelsene forventes å være 6,5 GWh i Fagernes og 7 GWh på Beitostølen. Otta: Otta bioenergi fikk en reduksjon i leveransen fra 13 til 6 GWh etter nedleggelse av Otta Sag. Det er imidlertid varslet en økning på ca. 1 GWh i 2019 pga. nybygging av leiligheter. 4.5 Effektprognoser Vi har per nå ingen egen modell for å simulere fremtidig last. Vår prognose tar utgangspunkt i temperaturkorrigert effektmåling i topplasttimen, med unntak av noen stasjoner (hytteområder) hvor lokal topplast er lagt inn i stedet. Stasjonene har fått en årlig utvikling som varierer fra 3 % til -0,5 %. Prognosen er dermed redusert i forhold til KSU 2016, og er laget på bakgrunn av følgende - Historikk o Vi tror fjernvarmeutbygging og energieffektivisering er grunnen til at historikken (temperaturkorrigert) viser relativ jevn makseffekt siste ti år KSU Hedmark og Oppland

41 - Befolkningsprognoser fra SSB o En del av området forventer stagnasjon eller nedgang i befolkningen, disse stedene må ha betydelig turisme eller industri for å få en positiv utvikling i effektbehov. - Fjernvarmeutbygging o De største utbyggingene er trolig over for denne gang, men fjernvarmeaktørene forventer vekst i byene de allerede er etablert også i noen år fremover. - Energieffektivisering o Alminnelig forbruk påvirkes av mer energieffektive løsninger. - Elektrifisering av transportsektoren o Omtalt innledningsvis i kapittel 4. Vil ha påvirkning i store deler av området, men mest i byer, turistområder og større tettsteder. - Vekst og/eller etablering av industri og datalast o NVE (NVE, Rapport nr Strømforbruk i Norge mot 2035, 2018) tror på vekst i både industri og etablering av dataparker i Norge frem mot Vi legger til grunn vekst i eksisterende industri, samt flere dataparker i prognosen. - Vinterturisme o Vi forventer fortsatt vekst i de fleste vinterdestinasjonene, særlig første halvdel av prognoseperioden. Med utgangspunkt i prognoser for effektutviklingen under de enkelte regionalnettpunkter gir det områdeverdier i kommende 20-årsperiode som illustrert i Figur 4-1. Den viser en gjennomsnittlig årlig økning på ca. 1 %. Samme årlige økning er lagt til grunn også for energi-prognosen. Forholdet mellom energi og effekt kan imidlertid forskyves av fremtidige utviklingstrender. Effektkrevende apparater og energisparetiltak gir lavere energivekst relativt til effekt, mens økt fokus på effekttariffer og effektsparetiltak kan gi motsatt effekt. Figur 4-1 Prognosert temperaturkorrigert effektforbruk Tabell med detaljer for effektprognoser og energiprognoser er gitt i vedlegg 3. KSU Hedmark og Oppland

42 4.6 Nettanalyser av framtidig utvikling og behov På grunnlag av mulig fremtidig utvikling er det laget tre fremtidsscenarier. Scenariene er hovedsakelig basert på ulik grad av kraftutbygging, industri og forbruksutvikling (befolkningsprognose og utviklingsplaner) og aktuelle investeringsprosjekter. Scenariene er beskrevet i neste kapittel, men oppsummeres slik - Scenario 1 « Offensiv fornybar utbygging, ingen forbruksutvikling, lettlast» - Scenario 2 « Ingen fornybarutbygging, høy forbruksvekst, tunglast» - Scenario 3 « Prognosert forbruksvekst, tunglast» o 3a - Moderat fornybarutbygging o 3b - Full fornybarutbygging For disse scenariene er det gjennomført lastflytanalyser. De ulike scenariene viser behov for og gevinster av nettforsterkninger nevnt i kapittel 5. Tabellen under gir en oversikt over forbruk og produksjon ved de forskjellige lastflytscenariene Tabell 4-5 Oppsummering av lastflytberegningene. Tap i 300 kv er ikke medregnet under nettap. Scenarier Forbruk [MW] Produksjon [MW] Nettap [MW] Effektbalanse (produksjon forbruk) [MW] Scenario 1: Høy fornybar-utbygging og ingen forbruksvekst, lettlast 2023 Scenario 2: Lav fornybar-utbygging og høy forbruksvekst, tunglast 2023 Scenario 3a: Forbruksvekst ihht. prognose, moderat fornybarutbygging, tunglast 2038 Scenario 3b: Forbruksvekst ihht. prognose, full fornybarutbygging, tunglast KSU Hedmark og Oppland

43 Forventede tiltak og investeringsbehov Dette avsnittet gir en oversikt over tiltak i regionalnettet som er under realisering, planlegging eller vurdering. I kravene til KSU står det at det skal gjennomføres samfunnsøkonomiske beregninger og vurderinger knyttet til flere alternativer per prosjekt ettersom hvilken kategori prosjektet hører til. Dette har vi løst i henhold til kategoriene og fargekodene i tabellen under, som så går igjen i første kolonne i Tabell 5-1. Inndeling av prosjekter Tiltak under realisering er kun nevnt i oppsummerende tabell (Tabell 5-1) Planer og tiltak med mottatt konsesjon beskrives kort og inkluderer en status på tiltaket. Estimerte investeringskostnader vises i Tabell 5-1. Mindre prosjekter (utskifting av transformator og andre tiltak med kostnad under 10 MNOK) har en mer overordnet form for vurdering. Prosjekter 0-5 år frem i tid (uten konsesjon) er vurdert samfunnsøkonomisk Prosjekter som ligger 5-10 år frem inkluderer en mer kvalitativ samfunnsøkonomisk vurdering. Prosjekter år frem er kun skissert med mulige alternativer og omfang av investeringskostnader. Det vil være behov for å gjøre ytterligere vurderinger og analyser knyttet til flere av prosjektene da flere av dem ligger frem i tid. Vi har valgt å ta med alle prosjektene som nevnt over i utredningen for å gi en full oversikt siden utredningen brukes som et arbeidsverktøy i nettselskapene. 5.1 Mulige tiltak i grenseflater mellom nettområder Nytt av årets KSU er ihht. Foe 12, femte ledd, at alle områdekonsesjonærer skal vurdere nettsituasjonen mot tilgrensende områdekonsesjonærer og mot overliggende nett. I vurderingen skal områdekonsesjonærene peke ut mulige tiltak i grensesnittet mellom konsesjonsområder og nettnivå som kan være alternativer til investeringer i eget nett. Ihht. Foe 13, niende ledd skal grunnlagsrapporten inneholde en oppsummering av områdekonsesjonærenes vurdering. Fra og med KSU 2020 skal også utredningsansvarlig gjøre en forenklet samfunnsøkonomisk vurdering av tiltakene som blir utpekt av områdekonsesjonærene. Alle områdekonsesjonærer har blitt kontaktet og de har gitt tilbakemelding 7 på grenseflater hvor de ser behov for tiltak, som muligens kan løses ved investeringer hos en annen områdekonsesjonær. Generelt dreier tiltakene seg stort sett om mulighet for reserveforsyning. Det er allerede flere eksempler i utredningsområdet de senere årene hvor områdekonsesjonærer har koblet 7 Sør Aurdal Energi Nett har ikke gitt tilbakemelding. KSU Hedmark og Oppland

44 sammen nettet på grunn av reserveforsyning eller forsyner inn i et annet område pga. geografisk nærhet i for eksempel hytteutbyggingssaker. Eksempler på sammenkoblinger er GE og EN i Espedalen, NØK og EN i Rendalen, GE og EF og Vang og Valdres. I tillegg vurderes ofte D-nettstiltak opp mot R-nettstiltak, for eksempel ved forsyning av Bjorli som beskrevet i denne KSUen. 5.2 Planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg Tabell 5-1 er en oversikt over foreslåtte nettprosjekter på regionalnettsnivå i utredningsområdet. Sannsynligheten for gjennomføring av prosjektene spenner fra det helt sikre til mer usikre. Der det er relevant henvises det til egne avsnitt med utdypende informasjon om det aktuelle prosjektet. Der det er tilgjengelig og relevant gis det i tabellen et kostnadsoverslag for det planlagte prosjektet. For prosjekter hvor kostnader mangler, skyldes dette at omfanget er noe usikkert og med det vanskelig å kostnadsfeste eller at prosjektet er i en tidlig utredningsfase og dermed ikke vurdert ferdig. Tiltak langt frem har grovere kostnadsoverslag enn nærliggende investeringer. Flere av prosjektene i Tabell 5-1 er en del av større prosjekter hvor flere aktører har kostnader knyttet til nettanlegg. Der flere netteiere i utredningsområdet har kostnader, er totalsummer angitt. I kundespesifikke anlegg er imidlertid kundens kostnader holdt utenfor tabellen. Tilsvarende er kostnader som tilfaller andre utredningsområder (transmisjonsnett eller andre regionale utredninger) holdt utenfor. De totale prosjektkostnadene kan derfor være større enn det som fremkommer av tabellen. Det er for tiden nye regler knyttet til anleggsbidrag på høring, som vil kunne endre kostnadsfordelingen i enkelte av prosjektene. I tabellen under finnes også vurderinger rundt konsekvenser av forsinkelse og begrunnelsetil investeringen. Tabell 5-1 Prosjekter i utredningsperioden Kap.- henv. Prosjekt Kons. Kost. [Mkr] Startår Prosj.- periode Begrunnelse, merknad Konsekvens av forsinkelse Raufoss industripark ombygging EN Leveringssikkerhet, tilstand og økt forbruk. Under bygging. Redusert forsyningssikkerhet i forlenget periode 66 kv-linje Sandvold-Lunde- Engjom EN Reinvestering pga. teknisk tilstand. Sandvold-Lunde ferdig sommer 2018, Lunde- Engjom forventet ferdig Under bygging. Redusert forsyningssikkerhet i forlenget periode Mjøsstranda transformatorstasjon med 132 kv-tilknytning EN Forsynings-sikkerhet. Ny tr.stasjon og kabel gjennom Gjøvik. Avbruddskostnader og nettap. Under bygging. Forsinkelse kan medføre forlenget periode med reduserte reservemuligheter KSU Hedmark og Oppland

45 Kap.- henv. Prosjekt Nettilknytning Rosten og Nedre Otta kraftverk Kons. Kost. [Mkr] EF EN/ AV Startår Prosj.- periode Tilknytning av Raskiftet vindkraftverk inkl. Osmoen koblingsstasjon Begrunnelse, merknad Ny produksjon. Del av kraftutbyggingsprosjekt. Linja til Rosten er ferdig. Løsning mot regionalnett i Nedre Otta vil avgjøres vår Under bygging. Ny produksjon. Under bygging. Konsekvens av forsinkelse Risiko for innestengt produksjon Risiko for innestengt produksjon EN 14, Viflat transformatorstasjon Nytt forbruk, tilstand. Fremskyndet pga. økt industrilast. Under gjennomføring. Brudd på leveringsplikt GE Ny transformator og spole i Heggerusten transformatorstasjon Kompensering, tilstand. Økt transformerings- og spole-kapasitet. Gjennomføres Mottatt konsesjon Mjøskabler 132 kv Gjøvik-Nes og Nes-Furnes EN Tilstand, forsyningssikkerhet. Reinvestere kabler. Forventer konsesjon sommer Forlenget behov for spesialregulering og systemvern Minne-Engerfjellet EN Tilstand, ny produksjon. Fremskyndet reinvestering av 66 kvlinje fra Minne mot Nord- Odal ifm. utbygging av Engerfjellet vindkraftverk. Mottatt konsesjon. Forsynings-sikkerhet, mulig innestengt produksjon kv Kongsvinger- Norsenga «Byggebeltelinja» EN Reinvestering pga. tilstand. Kabel vil erstatte dagens linje. Mottatt konsesjon. Krav fra DSB om å utbedre innen utgangen av kv i Elverums-området EN Forsynings-sikkerhet, ny produksjon. Delvis spenningsoppgradering, delvis ny linje og 132 kv på Løvbergsmoen tr.stasjon. Mottatt konsesjon. En forutsetning for tilgjengelig nettkapasitet for vindkraftverk. Forsinkelse vil gi forlenget produksjonsrestriksjoner på vindkraft Tilknytning av Engerfjellet vindkraftverk EN/ E.ON Ny produksjon. Avventer investeringsbeslutning vindkraft. Bygges for 132 kv, men driftes på 66 kv inntil videre. Mottatt konsesjon. Risiko for innestengt produksjon Tilknytning av Songkjølen vindkraftverk EN/ E.ON Ny produksjon. Avventer investeringsbeslutning vindkraft. Mottatt konsesjon. Risiko for innestengt produksjon KSU Hedmark og Oppland

46 Kap.- henv Prosjekt Tilknytning av Kjølberget vindkraftverk Kons. Kost. [Mkr] EN/ AV Forsyning Bjorli EF EN Startår Prosj.- periode Tylldalen transformatorstasjon Begrunnelse, merknad Ny produksjon. Avventer investeringsbeslutning vindkraft. Bygges for 132 kv, men driftes på 66 kv inntil videre. Mottatt konsesjon. Forbruks-økning. Konsesjons-søknad Evt. nytt forbruk. Mulig lokasjon for datapark. Konsekvens av forsinkelse Risiko for innestengt produksjon Ikke store konsekvenser. Brudd på leveringsplikt Lunde transformatorstasjon EN Tilstand. Erstatning for havarert transformator. Konsesjons-søknad Forlenget periode med bruk av reservetransformator kv Ringebu - Harpefoss GE Økt forbruk. Øke overføringskapasitet, fjerne flaskehals i regionalnettet. Konsesjons-arbeid starter Redusert forsyningssikkerhet Sønsterud transformatorstasjon EN Tilstand. Problemer med lastkobler. Skifte av transformator. Redusert forsyningssikkerhet Greften transformatorstasjon Tosidig forsyning til Trysil EN EN Redusert forsyningssikkerhet Tilstand, lastøkning. Skifte av transformator. Ny produksjon, økt forbruk, forsyningssikkerhet. Spenningsheving 66 til 132 kv fra Trysil til Elverum. Nødvendig for å tilrettelegge for full produksjon fra Kjølberget vindkraftverk. Planlagt konsesjonssøkt 2018 Forlenget periode hvor Kjølberget vindkraftverk ikke kan produsere konsesjonsgitt effekt Lunde transformatorstasjon EN Tilstand, forsyningssikkerhet. Skifte av transformator. Redusert forsyningssikkerhet Spenningsheving Tynset-Tolga-Os- Røros EN/ REV Forsynings-sikkerhet, ny produksjon. Redusere spenningsfall og nettap. Ny produksjon - bestemmende for fremdrift. Mottatt konsesjon. Dersom Tolga kraftverk bygges er ferdigstillelse av linje og ny stasjon kritisk for testing og produksjon fra kraftverket ift. tidspunkt for elsertifikater KSU Hedmark og Oppland

47 Kap.- henv Prosjekt Os transformatorstasjon Tolga transformatorstasjon - Flytting Ny jernbaneomformerstasjon Jessnes Hunderfossen transformatorstasjon Forsyningssikkerhet 66 kv Gjøvik-området Kons. Kost. [Mkr] Startår Prosj.- periode EN EN/ EVk EN BNOR/ EN GE Rendalen kraftverk og transformatorstasjon Ny Fåvang/Kvitfjell transformatorstasjon EN EN Forsyning Hafjell GE Redusert forsyningssikkerhet Forsyningssikkerhet Bekkelaget og Ilseng 66 kv Furuset - Koppang 132 kv Åbjøra- Gjøvik EN/ SEAS Redusert forsyningssikkerhet EN EN EF Forsyning av Dombås og Lora transformatorstasjoner > > Redusert forsyningssikkerhet > Begrunnelse, merknad Forsynings-sikkerhet, ny produksjon. Knyttet til spenningsheving kv. Ny transformator og brytere. Mottatt konsesjon. Forsynings-sikkerhet, ny produksjon. Knyttet til kraftutbyggings-prosjekt og spenningsheving kv. Mottatt konsesjon. Tilstand, økt forbruk og produksjon. Manglende reguleringsmulighet. Transformatorskift til 300/132 kv og 132/66/22 kv. Transformatoren omdefineres til transmisjonsnett Planlagt konsesjonssøkt Nytt forbruk. Kapasitetsbehov ifm utbygging av Dovrebanen. Konsesjonssøknad Økt forbruk, forsyningssikkerhet. Oppstart forprosjekt Tilstand, lastøkning. Skifte av transformator. Økt forbruk, forsyningssikkerhet. Økt industrilast Forbruksøkning Forsyningssikkerhet. Redusere avbruddskostnader, nettap Tilstand. Reinvestering pga. teknisk tilstand, alder. Kapasitet, tilstand, tap. Reinvestering. Økt forbruk, leveringssikkerhet, tilstand. Teknisk tilstand tilsier at den eldste ledningen kan stå 10 år til. Vil deretter reinvesteres eller kables på 66 kv. Konsekvens av forsinkelse Redusert forsyningssikkerhet Dersom Tolga kraftverk bygges er ferdigstillelse av linje og ny stasjon kritisk for testing og produksjon fra kraftverket ift. tidspunkt for elsertifikater Spennings-problemer i tunglast. Mulig spesialregulering av planlagt ny produksjon/forbruk. Redusert forsyningssikkerhet Redusert forsyningssikkerhet Redusert forsyningssikkerhet Forlenget periode med høye tap og behov for systemvern og spesial-regulering. Redusert forsyningssikkerhet KSU Hedmark og Oppland

48 Kap.- henv. Prosjekt Kons. Kost. [Mkr] Startår Prosj.- periode Begrunnelse, merknad Konsekvens av forsinkelse Spennings-heving Solør og Odal EN - 202? 202? Forsyningssikkerhet, tap, tilstand. Forlenget periode med redusert forsyningssikkerhet og høye tap Reinvestering av krafttransformatorer i Eidsiva Nett Alderssammensetningen på krafttransformatorer i utredningsområdet tilsier at det er et betydelig behov for å reinvestere i disse anleggene i årene fremover. I Eidsiva Nett er det over 110 krafttransformatorer og for å opprettholde en fornuftig gjennomsnittsalder bør det skiftes noen hvert år. Ved alle transformatorskift vurderes fremtidig behov for transformerings-ytelse. EN har imidlertid standardisert på minst 20 MVA transformatorytelse. Det betyr at EN kjøper større transformator der nødvendig, men velger å kjøpe transformator med noe overkapasitet der behovet er mindre. Standardiseringen er begrunnet blant annet utfra beredskapsmessige hensyn, se avsnitt Tabell 5-2 angir oversikt over nødvendige reinvesteringer av krafttransformatorer i ENs regionalnett. Tabellen tar utgangspunkt i at transformatorer reinvesteres i henhold til dagens løsning, men det vil også for hvert prosjekt vurderes hvorvidt behovet kan løses mer effektivt på andre måter. Det vurderes eksempelvis hvorvidt det er rasjonelt å planlegge for samtidig eller fremtidig spenningsheving fra 66 til 132 kv. På motsatt side vurderes det om noen transformeringspunkter heller bør fjernes enn å reinstalleres. om nåværende transformatorstasjoner heller bør gjøres om til koblingsstasjoner uten egen transformering. Tabell 5-2 Oversikt over reinvestering av krafttransformatorer i Eidsiva Nett Stasjon Oppstartsår Kommentar Viflat 2018 Lunde 2018 Transformatorskift - alder, høye tap, lav ytelse. Fremskyndet pga. lastøkning hos kunde. Transformatorskift - Fremskyndet pga. havari og bruk av reservetransformator. Lå opprinnelig i planen noe lenger frem pga. alder, høye tap, noe lav ytelse. Sønsterud 2019 Transformatorskift - alder, problemer med lastkobler Greften 2019 Transformatorskift alder, lav ytelse Lunde 2020 Transformatorskift alder, lav ytelse Hunderfossen 2020 Transformatorskift - alder, lav ytelse Rendalen Transformatorskift 300/132 og 132/66/22 må koordineres med Statnett pga. endret konfigurasjon. Planen er konsesjonssøknad Der vi vurderer å fjerne eksisterende regionalnettstransformering, er gjerne alternativet å gjøre stasjonen om til en koblingsstasjon på distribusjonsnettnivå. Sønsterud transformatorstasjon er en slik stasjon. Her kan det være aktuelt å fjerne transformering på sikt, ikke minst dersom 66 kv fjernes som spenningsnivå i hele Solør-området. Dette ligger imidlertid en del år frem, slik at det vil være behov for å skifte dagens transformator før dette KSU Hedmark og Oppland

49 like vel. Den nye transformatoren kan da ikke minst siden størrelsen er standardisert benyttes i en annen stasjon senere. Nedleggelse av transformering vil generelt gjerne vurderes der lasten er lav og det er begrensede utsikter til forbruksvekst. Men, selv i stasjoner med relativt lav last kan det være uønsket å legge ned transformering fra regionalnettet. Dette er typisk tilfellet der det er store avstander som gjør det utfordrende å forsyne forbruk på distribusjonsnettet fra nærmeste nabostasjon. Greften er et eksempel på dette. Her er det lange radialer som gjør det vanskelig å gjøre om stasjonen til en koblingsstasjon. Det underliggende nettet er dessuten på 11 kv spenningsnivå, som er mer utsatt for spenningsfall enn 22 kv. Konsesjonsprosess vil bli igangsatt for den enkelte transformatorstasjonen etter hvert. Prosjekter under konsesjonsbehandling eller med endelig konsesjon Ny transformator og spole i Heggerusten transformatorstasjon På grunn av økt kabling som følge av utbygging av E6 i Gudbrandsdalen, er det det behov for økt spolekapasitet. GE har fått konsesjon på ny transformator i Heggerusten hvor det skal installeres en 160A spole på 66kV siden. Den gamle transformatoren hadde ikke mulighet for dette. Gjennomføres ila Mjøskabler 132 kv Gjøvik-Nes og Nes-Furnes Mjøsa krysses av sjøkabler på 132 kv på to steder: «Hovedløpet» mellom Gjøvik og Nes transformatorstasjoner, og «Furnesfjorden» mellom Nes og Furnes transformatorstasjoner. Kapasiteten på kablene over hovedløpet i Mjøsa har vært redusert siden sommeren 2013 da en fase havarerte. Det er besluttet å reinvestere kablene for å oppnå normal kapasitet siden overføringen er en viktig del av både regionalnettet og for sentralnettspunktene i området. Kablene over Furnesfjorden er av samme type og årgang som kablene over hovedløpet i Mjøsa. Selv om det ikke er funnet tegn på betydelig aldring på kablene over Furnesfjorden, vurderes videre drift å medføre en betydelig risiko for feil. Å reinvestere begge fjordløp gir dessuten en betydelig økonomisk besparelse. Det er derfor besluttet å reinvestere begge kabelløpene i samme prosjekt. Prosjektet forventes konsesjonsgitt sommer 2018 med planlagt gjennomføring samme år. Minne-Engerfjellet I forbindelse med Engerfjellet vindkraftverk ble det gitt konsesjon på nettilknytning til eksisterende 66 kv-linje mellom Minne og Kvisler. Denne linja er fra 1950 og begynner å nærme seg forventet teknisk levetid og med det behov for reinvestering. EN har gjennomført en analyse av hele regionalnettet og vurderte i hvilke områder det er aktuelt å gå over fra 66 kv til 132 kv på sikt. Resultatene av analysen viser at det er gunstig å gå over til 132 kv i sørlige deler av Hedmark. På grunn av høy alder på linja og mulig bygging av ny vindkraftpark ved Engerfjellet ble det søkt om anleggskonsesjon på linja mellom Minne og Engerfjellet og konsesjon er gitt. Linja bygges forberedt for 132 kv, men drifte den på 66 kv inntil videre. Transformatorkapasiteten KSU Hedmark og Oppland

50 i Minne vil bli en flaskehals på 132 kv dersom både Songkjølen og Engerfjellet bygges ut med innmating på 132 kv. 66 kv Kongsvinger-Norsenga «Byggebeltelinja» Dagens forbindelse består av en 0,8 km lang kabel og en 2,9 km lang 66 kv linje. Per dags dato er ikke sikkerhetsavstanden til linja opprettholdt på flere steder. Det er gitt dispensasjon fra DSB forutsatt at det er lagt en plan for tiltak i løpet av 2016 med gjennomføring i løpet av Dagens linje er også fellesføring med 22 kv, som har medvirket til flere driftsforstyrrelser. Tiltaket går ut på å fjerne luftlinja og legge kabel helt inn til Norsenga transformatorstasjon. Prosjektet mottok konsesjon i desember 2017 og er planlagt gjennomført kv i Elverumsområdet Nettet i Elverumsområdet skal oppgraderes til 132 kv. Prosjektet består av følgende aktiviteter: Spenningsoppgradering av Vang-Elverum fra 66 kv til 132 kv Bygge ny 132 kv luftledning Elverum-Løvbergsmoen Sanere 66 kv Rena-Løvbergsmoen og Elverum-Løvbergsmoen Ombygging i Vang, Elverum og Løvbergsmoen transformatorstasjoner Tiltaket er en forsterkning ifm. utbygging av ny produksjon i området, samtidig som det forbedrer forsyningssikkerheten og legger til rette for økt forbruk. Prosjektet har mottatt konsesjon, men klagefristen er ikke utløpt. Forutsatt konsesjon planlegges prosjektet gjennomført Tilknytning av Engerfjellet vindkraftverk E.ON mottok i januar 2014 konsesjon på Engerfjellet vindkraftverk i Nord-Odal kommune med installert ytelse på 50 MW. Konsesjonen ble påklaget, men OED ga gyldig konsesjon i april Tiltaket avventer investeringsbeslutning på vindkraftverket, denne er ventet høsten Tilknytning av Songkjølen vindkraftverk E.ON mottok i januar 2014 konsesjon på Songkjølen vindkraftpark i Nord-Odal kommune med installert ytelse på 105 MW. Konsesjonen ble påklaget, men OED ga gyldig konsesjon i april Vindkraftverket er tenkt knyttet til 132 kv-linja mellom Minne og Skarnes, som er en del av sentralnettsforbindelsen mellom Minne og Charlottenberg. Tiltaket avventer investeringsbeslutning på vindkraftverket som er ventet høsten I søknadsprosessen for tildeling av nettkapasitet har Songkjølen søkt om 112 MW. Tilknytning av Kjølberget vindkraftverk Austri Vind har mottatt konsesjon for Kjølberget vindkraftverk i Våler kommune i Hedmark. Konsesjonsgitt volum er 54 MW (opprinnelig 45 MW). Vindkraftparken er planlagt knyttet til 66 kv-linja mellom Løvbergsmoen og Lutufallet. Kjølberget må midlertidig begrense sin produksjon på grunn av begrenset termisk kapasitet på 66 kv-linja. Dette gjelder frem til linja er forsterket. Konsesjonsarbeid for denne oppgraderingen vil gjennomføres i 2018 (se ). KSU Hedmark og Oppland

51 Spenningsheving Tynset-Tolga-Os-Røros Bakgrunn Tidligere nettanalyser viser at spenningsfall og nettap mellom Tynset og Røros vil bli et økende problem med økende belastning. Dette er behandlet i analyserapport fra Trønder- Energi, «Forsyningsforholdene i r-nettet gjennom Østerdalen til Røros-området» datert , som konkluderer med at teknisk-økonomisk optimal systemløsning innebærer installasjon av kondensatorbatterier (gjennomført i 2005) og spenningsheving fra 66 kv til 132 kv på strekningen Tynset-Tolga snarest mulig. Etter analysetidspunktet i 2002 er det registrert en stagnasjon og til dels nedgang i forbruksutviklingen blant annet på grunn av at det er satt i drift fjernvarmeanlegg både i Os (1,9 MW/3,5 GWh) og på Røros (totalt 5,6 MW/12 GWh). Dessuten ble det satt i drift ny produksjon på Røros i 2008 (Ormhaugfossen, 1,2 MW/7,3 GWh). Uansett spenning vil driftssikkerhet, spenning og stabilitet bedres dersom Tolga kraftverk blir utbygd. Konsesjonsgitt løsning Konsesjon for spenningshevingen ble gitt i 2015 for hele strekningen Tynset-Røros. I dag er EN eier av strekningen Tynset-Tolga, mens Tolga-Os-Røros eies av Røros Elektrisitetsverk AS. Prosjektet vil utføres uavhengig av kraftutbygging (se ), men tidspunkt for gjennomføring påvirkes av kraftutbyggingen. Ledningen oppgraderes ved å bygge på eksisterende master for økt høyde og avstand mellom fasene. På strekningen Tynset Tolga (omtrent 21 km) er tiltaket med spenningsheving grovkalkulert til ca. 10 Mkr. Strekningen Tolga-Os (omtrent 13 km) er anslått til omtrent samme kostnad. Strekningen Os-Røros faller hovedsakelig inn under Trøndelag utredningsområde, og regnes derfor ikke med i KSU for Hedmark og Oppland. Os transformatorstasjon Med referanse til kapittel vil en spenningsheving til 132 kv på den gjennomgående regionalnettsledningen kreve ny transformator og brytere i Os transformatorstasjon. Tolga transformatorstasjon og nettilknytning av Tolga kraftverk Tolga kraftverk fikk konsesjon i 2015, men denne ble klaget inn til OED slik at endelig konsesjon først kom i Spenningshevingsprosjektet ( ) er knyttet til kraftverksprosjektet siden det er søkt om tilknytning på 132 kv. Kraftverket er planlagt med 45 MW produksjonskapasitet. Nåværende plassering av transformatorstasjonen er et spenn på sørsida av elvekryssinga. Den valgte plasseringen av kraftverket (3A/3B) forutsetter nettilknytning ved ny transformatorstasjon på nordsida av Glåma. Ny Tolga transformatorstasjon er beregnet å koste ca. 32 Mkr, herunder omlegging i NØKs distribusjonsnett anslått til 1 Mkr. Det planlegges også en ca. 4 km lang produksjonsradial parallelt med en eksisterende 22 kv-ledning. KSU Hedmark og Oppland

52 Figur 5-1 Tolga kraftverk og tilknytning til 132 kv ved ny Tolga transformatorstasjon. Plassering 3A/3B er valgt løsning. Prosjekter som ikke er konsesjonssøkt Forsyning av Bjorli i Lesja kommune Bjorli ligger nordvest i Lesja kommune, nær grensen til Møre og Romsdal fylke. Området forsynes i dag på 22 kv fra Lora transformatorstasjon. Det går to 22 kv linjer til Bjorli fra Lora og avstanden er ca. 33 km. Lora er ensidig forsynt på 66 kv. Turisme og hyttebygging preger området, og det er planer om ytterligere utbygging. Allerede i dag er det omtrent 1000 hytter i området og mesteparten av disse er høystandardhytter. Det blir bygget ca hytter pr år og det vil bli behov for å øke kapasiteten i nettet frem til Bjorli som følge av utbyggingen. Forbrukets art fører til at endring i effekt over timer og døgn er utfordrende. Eksempelvis: Påsken 2018 gikk effekten opp fra 6 MW før påsken til 13 MW i påsken, med opptil 4 MW variasjon over døgnet. Når nesten hele effekten blir transportert over 30 km på 22 kv blir det umulig å styre spenningen godt nok med ett eller to manuelle kondensatorbatteri, og spenningsvariasjon blir problematisk. Tiltaket er altså begrunnet i både forsyningssikkerhet og leveringskvalitet, i tillegg til forbruksøkning. To reelle alternativer er vurdert og EF vil søke konsesjon ila KSU Hedmark og Oppland

53 Tabell 5-3 Vurderte alternativer for forsyning av Bjorli Alternativ + - Tap / Avbrudd [MNOK] / kvalitativt Investeringskostnad [MNOK] Nullalternativ Fortsatt drift på 22 kv - / - 0 Alternativ 1 Ny transformatorstasjon på Bjorli, spenningsheving av linja Lora-Bjorli til 66 kv, nytt 66 kvfelt i Lora. Linja er dimensjonert for 66 kv, så det vil kun være behov for å isolere opp linja. Mye høyere inv. kostnad 0 / + 21 Alternativ 2 Ny transformator 66/22 kv i Lora. Denne skal regulere spenningen på linja som går direkte til Bjorli. Får samtidig reservetransformering på Lora. Det er ledig felt til dette i Lora. 0,23 / Siden tiltaket er begrunnet i forbruksvekst er det i årets KSU bedt om en ekstra begrunnelse rundt mulighet for forbrukerfleksibilitet. Alt forbruk på Bjorli er hovedsakelig fritidsboliger (høystandardhytter) og næring relatert til dette. Når disse brukes noen få dager i påsken forventer ikke Eidefoss at kundene er særlig villige til å styre sitt forbruk. Eidefoss har imidlertid hatt tariff basert på effektmåling for alle kunder siden AMS ble installert fra 2002 til Etter dette ble det innført effektbasert tariff som er bygget på de fem høyeste maks-lastene i året. Disse er så vektet over året. På denne måten er nettleien mer korrekt fordelt, men det er lite som tyder på at kundene flytter forbruket for å redusere nettleien. Tylldalen transformatorstasjon Det vurderes etablert en ny transformatorstasjon tilknyttet 132 kv-linja mellom Rendalen og Savalen transformatorstasjoner. Transformatorstasjonen vil ha som hovedoppgave å forsyne en eventuell nyetablert datapark i størrelsesorden 10 MW eller større. Prosjektet er kundeinitiert og avhenger av fremdrift og investeringsvilje hos kunde. Hele prosjektet kan grovt anslås til en kostnad på 30 Mkr, hvorav det er forventet at tilknyttende kunde vil måtte dekke deler av dette gjennom anleggsbidrag. 66 kv Ringebu-Harpefoss Det er ønskelig å skifte 66 kv linja mellom Harpefoss og Ringebu pga. lav strømføringsevne (skaper flaskehals) og dårlig teknisk kvalitet. Store deler av linja har for lav strømføringsevne. Det er problematisk å ha mating fra Harpefoss til Rybakken vinterstid. Det er derfor nødvendig å øke strømføringsevnen til over 800A med linjetype FeAl 240 eller mer. Det har også blitt bekreftet at den tekniske kvaliteten er for dårlig ved befaring/sjekk av linja. KSU Hedmark og Oppland

54 Forprosjektet starter opp i juni Det vil da utredes valg av dimensjon på linje over 800 A (kostnadsforskjell på minst to ulike alternativer), linjetrasé, mastetype og merkostnad for linje forberedt for 132 kv. GE planlegger å sende konsesjonssøknad ila Da forprosjektet ikke er i gang er det foreløpig kun overordnede vurderinger som er gjort. Innledende beregninger viser at bygging av FeAl 240 vil redusere tapene med 35-40% og et kostnadsoverslag for tiltaket ligger på 44 MNOK. Tosidig forsyning til Trysil Dagens nett opp mot Trysil har som dimensjonerende hovedoppgave å forsyne en betydelig (og økende) mengde forbruk. Fremtidens nett vil potensielt også måtte ta høyde for økt kraftproduksjon. Det er derfor behov for styrket nett både i situasjoner med høy last kombinert med lav produksjon, og høy produksjon kombinert med lav last. Figur 2 - Kart over regionalnett Elverum til Trysil og videre til Rendalen. Rød=132kV, grønn=66kv. Belastningen i Trysilfjellet er fortsatt økende, og transformatorkapasiteten i Trysil transformatorstasjon nærmer seg belastningsgrense. Spenningen på 132kV-siden av transformatoren i Trysil kan også bli svært lav vinterstid. Dette forverres ettersom lasten øker. Økt last utfordrer også kapasiteten på reserveforsyningen mot Trysil-området, som er via 66kV-nettet fra Elverums-området. Den økonomiske og omdømmemessige konsekvensen av et eventuelt langvarig utfall i en utfartshelg vinterstid er et betydelig insitament for å forsterke forsyningen til Trysil-området. Det er planlagt spenningsheving av strekningen Trysil-Nybergsund-Lutufallet fra 66 til 132kV. Denne strekningen ble oppgradert og klargjort for spenningsheving allerede på 1980-tallet. KSU Hedmark og Oppland

55 Trysil-Nybergsund ble da helt klargjort for spenningsheving, mens Nybergsund-Lutufallet bare ble delvis forberedt med utskifting av enkelte mastepunkter. 66kV-ledningen Lutufallet-Løvbergsmoen er fra 1962 og har lavt tverrsnitt. I forbindelse med spenningsheving av Trysil-Nybergsund-Lutufallet vurderes det å reinvestere denne ledningen på 132 kv slik at hele «Trysilringen» blir 132 kv. Nullalternativet er å reinvestere dagens nettstruktur på 66kV inkludert forbindelsen til Elverumsområdet. Alternativ 1 er å reinvestere Lutufallet-Løvbergsmoen med ny spenning 132kV, mens Alternativ 2 er å sanere denne forbindelsen. Dette prosjektet er nært knyttet både til en eventuell tilknytning av Kjølberget vindkraftverk og til den planlagte (konsesjonsgitte) oppgraderingen til 132kV fra Vang til Løvbergsmoen i Elverum. Sistnevnte klargjør til en videre utbygging av 132kV fra Elverum mot Trysil, ved at 132kV-nettet i Elverum forsterkes mens 66kV-nettet bygges ned. Kjølberget vindkraftverk vil ligge omtrent midt mellom Lutufallet og Løvbergsmoen, langs dagens 66kV-trasé. Alternativ 1 anses som mest aktuelle løsning om Kjølberget vindkraftverk bygges. Alternativ 2 kan være aktuelt om Kjølberget vindkraftverk ikke bygges. Det kan i tillegg tenkes ytterligere alternativer og en rekke varianter av disse. For alle alternativer vil det vurderes hvorvidt Nybergsund kan erstattes med en koblingsstasjon på 22 kv, da avstanden Trysil-Nybergsund kun er 7 km. Tabellen nedenfor oppsummerer en foreløpig samfunnsøkonomisk analyse for dette nettprosjektet. Prosjektet vil videreutvikles inn mot konseptvalg, konsesjonssøknad og senere forprosjekt. Dette arbeidet pågår. Tabell 5-4 Vurderte løsninger for tosidig forsyning til Trysil Alternativ + - Nullalternativ Reinvestere dagens nett Trysil-Elverum på 66kV. Tap / Avbrudd Investeringskostnad [MNOK] - Reinvestere 66kV-linje Heradsbygd- Lutufallet - Temperaturoppgradere Trysil-Nybergsund- Lutufallet til 80 C - Reinvestere 66kV og 132kV koblingsanlegg ved Lutufallet - Sanere transformering i Nybergsund og evt. forsterke i D-nett - Reinvestere 132/66kV overgangstransformator Lutufallet - Ny 132/66/22kV transformator i Trysil samt utvidet koblingsanlegg - Ny større 132/66/22kV transformator i Heradsbygd Nettmessig robust. Egnet for å ta imot kraft fra Kjølberget vindkraftverk. Høy investeringskostnad + / Alternativ 1: Sammenhengende 132kV Trysil-Elverum. - Ny 132kV-linje Løvbergsmoen-Lutufallet - Spenningsoppgradere 66 til 132kV Trysil- Nybergsund-Lutufallet Nettmessig robust. Godt egnet for å ta imot kraft fra Kjølberget Svært høy investeringskostnad + / KSU Hedmark og Oppland

56 Alternativ + - Tap / Avbrudd Investeringskostnad [MNOK] - Nytt 132kV koblingsanlegg ved Lutufallet - Sanere transformering i Nybergsund og evt. forsterke i D-nett - Ny 132/132kV overgangstransformator Lutufallet - Ny 132/22kV transformator i Trysil samt utvidet koblingsanlegg vindkraftverk. Åpner for fjerning av 66kV som spenningsnivå i Elverum og Trysil. Alternativ 2: 132kV Trysil, sanere forbindelser mellom Trysil og Elverum. - Sanere 66kV-linje Heradsbygd-Lutufallet - Spenningsoppgradere 66 til 132kV Trysil- Nybergsund-Lutufallet - Nytt 132kV koblingsanlegg ved Lutufallet - Sanere transformering i Nybergsund og evt. forsterke i D-nett - Ny 132/132kV overgangstransformator Lutufallet - Ny 132/22kV transformator i Trysil samt utvidet koblingsanlegg Moderat investeringskostnad Reserve kun fra Sverige. Ikke egnet for å ta imot kraft fra Kjølberget vindkraftverk. + / + 76 Kjølberget vindkraftverk er planlagt omtrent midt på dagens linje Lutufallet-Løvbergsmoen. Kraftverket er ventet å få en installert effekt på omtrent 54MW. Investeringsbeslutning forventes 2018, med turbinmontasje og produksjon sommer Dersom Kjølberget blir investeringsbesluttet, legges det opp til at EN snarest igangsetter nettoppgradering i henhold til alternativ 1 over. Arbeid med konsesjonssøknad er igangsatt. Prosjektet forventes da å ha byggestart tidlig 2020 med to til tre års byggetid. Det forventes at Kjølberget vil måtte tilknyttes på 66kV først, før en omkobling til 132kV kan gjøres etter hvert. Rendalen kraftverk og transformatorstasjon Som nevnt i er det behov for å skifte ut transformatoren og mye av anlegget i Rendalen av flere grunner. Dagens løsning med treviklingsenhet 300/132/66 kv er ikke ønsket driftsmessig og vurderes ikke videre. To alternativer er imidlertid vurdert, begge med ny 300/132 kv toviklingstransformator, men alternativ én har i tillegg en treviklingstransformator (132/66/22 kv), mens alternativ to i tillegg har to nye toviklingstransformatorer, en på 132/66 kv og 132/22 kv. I mai 2018 ble det kjent at transformatoren i Rendalen vil omdefineres til transmisjonsnett fom , slik at Statnett overtar eierskapet. Tabellen nedenfor oppgir samlede kostnader for regional og transmisjonsnett. Kostnader i regionalnettet anslås til omtrent 25 MNOK. EN planlegger å søke konsesjon i løpet av sommeren 2018, men dette må koordineres med Statnett. KSU Hedmark og Oppland

57 Tabell 5-5 Vurderte løsninger for Rendalen transformatorstasjon Alternativ + - Tap / Avbrudd Investeringskostnad [MNOK] Nullalternativ Reinvestere dagens treviklingsenhet 300/132/66 kv. Ikke ønsket konfigurasjon alternativ forkastet og ikke vurdert + / 0 Ikke innhentet pris Alternativ 1-300/132 kv transformator - 132/66/22 kv treviklingstransformator - En ny transformatorgruve - Ett nytt felt på 132 kv og ett nytt felt på 66 kv. Rimelig og mindre omfattende Mindre fleksibelt driftsmessig + / + 48,5 Alternativ 2-300/132 kv transformator - 132/66 kv transformator - 132/22 kv transformator - To nye transformatorgruve - To nye felt på 132 kv og ett nytt felt på 66 kv. Fleksibelt driftsmessig Ikke like sårbar ved utfall Betydelig dyrere + / Jernbaneomformerstasjon Jessnes I forbindelse med utbygging av dobbeltspor på Dovrebanen mellom Eidsvoll og Hamar/Lillehammer vil det være behov for en ny omformerstasjon i Hamarområdet for å erstatte Tangen, som blir liggende utenfor den nye linjetraseen. Nye tekniske løsninger for kjørestrømmen - blant annet med overføringsledninger parallelt til kjøreledningen vil gjøre det mulig med lengre avstander mellom omformerstasjonene. Dette medfører økt krav til leveringssikkerhet for nye omformeranlegg. Etter vurdering av flere alternativer vil ny omformerstasjon bli lokalisert til Jessnes (nord for Hamar) under (eller i umiddelbar nærhet av) 132 kv-ledningen fra Furnes. Jessnes er i dag ilandføringspunkt for 132 kv kabel under Furnesfjorden. Omformerstasjonen vil sannsynligvis bli liggende ca. 800 m fra ilandføringspunktet. Første del av dobbeltsporet er planlagt til Åkersvika (sør for Hamar) og det vil i en periode være dårlig elektrisk forbindelse mellom ny KSU Hedmark og Oppland

58 omformerstasjon og dobbeltsporet som tyder på at det vil bli behov for midlertidig forsterkninger mellom ny omformerstasjon og Åkersvika i en mellomperiode. Inntil denne stasjonen er i drift er kapasiteten i Rudshøgda omformerstasjon økt (bygd som provisorium til OL i 1994). Når Jessnes er på drift vil etter hvert omformerstasjonene på Tangen og Rudshøgda legges ned. Dobbeltspor til Hamar er nå forskjøvet til 2026, Lillehammer ligger lenger frem (ikke tidfestet). Opprinnelig plan for idriftsettelse av ny stasjon var i slutten av 2021, men dette vil utsettes noe. Bane NOR vil etter planen søke konsesjon på ny stasjon i 2018, og Eidsiva Nett vil bidra med nødvendige innspill i søknaden. Bedre forsyningssikkerhet 66 kv Gjøvik, Raufoss Industripark og Viflat transformatorstasjon 66 kv nettet i Gjøvik-området forsynes kun via Gjøvik transformatorstasjon, som nevnt i kapittel kv nettet forsyner Bane NOR Gjøvik, Raufoss Industripark og Viflat transformatorstasjon, mens det normalt er delt i Viflat mot Biri. Fra sommeren 2018 kommer det økt industriforbruk i Viflat (ca. 15 MW med mulig utvidelse opp mot 30 MW i løpet av en tiårsperiode), i tillegg til at det er mulighet for utvidelser i Raufoss Industripark. Det er bestilt nye transformatorer i Viflat som er omkoblbare til 132 kv. Det pågår derfor en analyse av tiltak for å bedre forsyningssikkerheten inn til området, med tre ulike alternativer (se tabell under). Uansett hvilket alternativ som velges kommer separasjon av 66 og 11 kv på felles master fra Bjugstad via Viflat til Biri til å gjennomføres (distribusjonsnettlinja vil trolig flyttes og kostander er derfor ikke medregnet her, men er estimert til ca. 30 MNOK). Tabell 5-6 Skisserte alternativer for bedret forsyningssikkerhet på 66 kv på Gjøvik Alternativ + - Tap / Avbrudd, nåverdi Kvalitativt / [MNOK] Investeringskostnad [MNOK] Nullalternativ Kondensatorbatteri i Viflat. Vil bedre spenningsforholdene, slik at Viflat kan forsynes fra Biri/Bruvold. Linjekapasitet vil etter hvert begrense. Forsyningsveien har usikker fremtid på lengre sikt pga. Mjøsbrua Utfall i Gjøvik transformatorstasjon fortsatt kritisk for Industriparken 0 / 20,7 1-2 Alternativ kv forsyning til Viflat transformatorstasjon fra 132 kv Dokka-Gjøvik Forsynings-sikkerhet + / 0 35 Alternativ kv forsyning fra Raufoss transformatorstasjon til Raufoss Industripark Forsynings-sikkerhet Tiltaket har begrenset gevinst for Viflat + / 6,45 46 Forsyning Hafjell GE planlegger å forsterke forsyningen av Hafjell på grunn av høy forbruksvekst og omfattende planer om videre hytteutbygging. Rybakken transformatorstasjon forsyner KSU Hedmark og Oppland

59 området i dag. Denne stasjonen ligger imidlertid på vestsiden av Lågen og ny stasjon vurderes dermed på østsiden. Prosjektet ligger foreløpig i 2025, men utviklingen vil påvirke behov og tidspunkt for gjennomføring. Tabell 5-7 Skisserte alternativer for forsyning av Hafjell Alternativ + - Tap / Avbrudd Investeringskostnad [MNOK] Nullalternativ Ingen tiltak utover dagens Alternativ 1 Oppgradere Rybakken transformatorstasjon og distribusjonsnett mot Hafjell - / - 0 Forsyningssikkerhet 0 / + 10 Alternativ 2 Bygge ny Hafjell transformatorstasjon Forsyningssikkerhet Reduserte tap ++ / Forsyningssikkerhet Bekkelaget og Ilseng i Stange kommune Figur 5-3 Prosjekt Bjørke-Bekkelaget. Grønt=66 kv. Foreslått forbindelse skissert i gult. Forsyningssikkerheten til Bekkelaget og Ilseng transformatorstasjoner er ikke tilstrekkelig. Dette både på grunn av at stasjonene har forsyning fra avgreininger og at forbindelsen på 66 kv fra sør (Minne) er for svak, se for ytterligere beskrivelse. Det rimeligste alternativet som dekker begge overnevnte behov, er å forlenge ledningen Hommerstad-Bjørke videre fra Bjørke til Bekkelaget. Nettkonfigurasjonen framgår av Figur 5-3, der prosjektet på totalt ca. 6 km er markert som stiplet linje. Alle de grønne linjene i kartutsnittet (unntatt avgreiningene) har Condor-tverrsnitt. KSU Hedmark og Oppland

60 Hele prosjektet har en relativt lav lønnsomhet (-2,3 millioner kroner tilsvarende 3,6 % internrente) selv for det rimeligste alternativet med minimal kabling, dvs. kun de siste 250 meterne frem til Bekkelaget. Hvis det imidlertid som første byggetrinn etableres en luftlinjeforbindelse fra Bjørke frem til krysningspunktet med Hedmarkslinja (ca. 3,3 km til en kostnad på ca. 3,1 millioner kroner) med linjetilkobling her, er det beregnet en nåverdi på 1,7 millioner kroner (tilsvarende internrente på 13,2 %) hovedsakelig på grunn av nettapsgevinsten. Det kan derfor være aktuelt å begynne med bygging av forbindelsen mellom Bjørke og Hedmarkslinja. Deretter kan videre utbygging inn mot Bekkelaget vurderes på sikt. Prosjektet har ikke kommet videre siden forrige KSU, men forsyningssikkerheten til Stange er under vurdering. Noe av grunnen til at prosjektet har stått på vent er uklarheter rundt BaneNOR sitt behov for økt kapasitet. Dette er ikke endelig avklart, men det er signalisert at størst effekter vil mates inn fra Minnesund og Hamar slik at innmatningspunkter i Stange sannsynligvis kan hentes fra 11 kv nettet. De vurderte løsningene og evt. nye alternativer bør tas opp til vurdering i løpet av neste KSU-periode. 66 kv Furuset-Koppang 66 kv-ledningen fra Rendalen via Rena og videre til Løvbergsmoen har vært omtalt i flere år, og både valg av løsning og reinvestering har skjedd trinnvis. Det ble tilbake i tid gjennomført en analyse av alternativene som vist i tabellen under. Tabell 5-8 Alternativer for framtidig nettstruktur 66 kv Sør-Østerdalen Alternativ Nåverdi [Mkr] Internrente [%] 1 Reinvestere Rødsmoen-Koppang og riving av Elverum-Rena 2 Reinvester Elverum-Rena og riving av Rødsmoen-Koppang 5,0 9,2 5,7 8,9 3 Reinvestere begge -4,0 4,5 På bakgrunn av analyseresultatene var alternativ 3 med komplett reinvestering lite aktuelt. Hovedårsaken til at alternativ 1 viser noe dårligere lønnsomhet enn alternativ 2 er lengre linjestrekning som må reinvesteres, men forskjellen antas å ligge innenfor usikkerhetsmarginene. Til tross for at alternativ 1 er beregnet å gi et noe dårligere resultat enn alternativ 2, er det valgt å satse på det første alternativet som gir tosidig forsyning av Koppang og en gjennomgående nord-sør-forbindelse, bestående av både 132 og 66 kv. Hovedårsaken til denne konklusjonen er forsyningsmessig sårbarhet med tilhørende driftsmessige ulemper ved ensidig forsyning av Koppang. I tillegg kom både utbygd og planlagt småkraft ved Furuset. Byggingen skjer trinnvis slik at strekkene i dårligst forfatning reinvesteres først, og deretter utnyttes aldersforskjellen på ti år ved å gjennomføre resten av reinvesteringsprosjektet senere. Delen fra Rødsmoen-Furuset (28,5 km) ble reinvestert i Tilstanden på den gamle ledningen fra 1954 var da så dårlig at valget sto mellom reinvestering eller sanering. Linja fra Rena-Løvbergsmoen, som er av samme byggeår, er planlagt sanert ved gjennomføring av KSU Hedmark og Oppland

61 Elverumsprosjektet. Furuset transformatorstasjon ble fullført i 2017, slik at nye Søkkunda kraftverk og de eksisterende småkraftverkene i området nå mater inn her. Reinvestering videre fra Furuset-Koppang er planlagt rundt kv-nettet i Valdres («Åbjøra-ledningene») Som nevnt i kapittel er det flere årsaker til at det er behov for en plan for full reinvestering av dette anlegget. På grunn av anleggets tilstand må linjene reinvesteres, omfanget og løsningen kan derimot inkludere flere alternativer. Valg av tverrsnitt ved reinvestering vil være en vurdering av investeringskostnad opp mot tapsbesparelse. Reinvestering i dagens trasé kan skje alene eller i kombinasjon med andre tiltak. Det har tidligere vært vurdert å etablere 132 kv-forbindelse mellom Fall og Jaren både for å gi Jaren tosidig forsyning og gi en tapsmessig gevinst ved sammenknytning mellom et område med produksjonsoverskudd og et med lite produksjon. Et annen mulighet i forbindelse med ny sentralnettsstasjon i dette området vil være å knytte forbindelsen mellom Dokka og Fall mot den nye stasjonen, i tillegg til de reinvesterte linjene. Et annet alternativ for å oppnå overføringskapasitet for produksjonsoverskuddet i Valdres kunne teoretisk være å knytte området elektrisk til 300/420 kv-nettet i Hallingdal. Dette alternativet ansees ikke som reelt pga. lange avstander, ulikt spenningsnivå og behov for å måtte reinvestere en av Åbjøralinjene pga. forsyning uansett valg av løsning. Alternativet vurderes ikke videre. De foreløpige vurderte alternativene er skissert under. Tiltaket må koordineres med ny sentralnettsstasjon og løsning for 66 kv-nettet i Gjøvikområdet ( ) Tabell 5-9 Skisserte alternativer ved reinvestering av Åbjøralinjene Alternativ + - Tap / Avbrudd Investeringskostnad [MNOK] Nullalternativ Fortsette vedlikehold -Høye tap og driftskostnader - Teknisk tilstand -Behov for systemvern 0 / 0 Ikke et reelt alternativ i et langsiktig tidsperspektiv Alternativ 1 Reinvestere dagens linjer m/økt kapasitet Reduserte tap ++ / Alternativ 2 Reinvestere linjer + ny 132 kv Fall-Jaren Bedrer forsyningssikkerhet Jaren Dyr ekstrakostnad ift. effekten av avlastningen. Må trolig ha samme tverrsnitt som alt / Alternativ 3 Reinvestere linjer + legge Dokka-Fall via nytt sentralnettspunkt Godt alternativ, dersom ny sentralnettstasjon lokaliseres i nærheten av linja ++ / KSU Hedmark og Oppland

62 Ny Fåvang transformatorstasjon (Kvitfjell) For å styrke forsyningen til Kvitfjell planlegges en ny transformatorstasjon ved 66 kv-linja på Segalstad vest for Lågen. Bakgrunnen er både registrert belastningsøkning og leveringssikkerhet ved forsyning fra Ringebu transformatorstasjon. Det er også større utbyggingsplaner i Kvitfjell. I 2016 ble det som et første tiltak etablert ny forsyning via 22 kv fra Sør- Fron til Kvitfjell gjennom nye hytteområder for å ivareta økt kapasitetsbehov pga. utbygging. Sammen med ny transformator i Ringebu har dette bidratt til bedring av forsyningssituasjonen. Etter dette er det imidlertid vedtatt og igangsatt bygging i en tredje fjellside i Kvitfjell, noe som gir ytterligere økt effektbehov. Forprosjektet vil starte opp i 2018, og foreløpig er bygging anslått til Kostnaden er estimert til ca. 25 MNOK. Det er planlagt å gjenbruke en transformator fra Heggerusten. Behov og utvikling vil styre tidspunkt for gjennomføring. Forsyning av Dombås og Lora transformatorstasjoner Lora og Dombås transformatorstasjoner forsynes i dag via to 66 kv-linjer fra Vågåmo til Dombås. Parallelt med disse går Statnetts 132 kv-linje til Osbu. Det ble gjort en innledende vurdering i regi av Sweco i 2008 for å belyse alternativene. Traselengden for Vågåmo-Dombås 1 er cirka 24 km og Vågåmo Dombås 2 er 26,6 km. NSB har en omformerstasjon på Dombås med forsyning til Dovrebanen, med maksimal ytelse 14 MW. Fra Dombås går det 66 kv nett videre til Sletten og Lora. Installert ytelse i disse stasjonene er henholdsvis 14 og 8 MW. Utredning av transformator på Lesja mellom Statnett sin 132 kv-linje til Osbu, og Eidefoss sin 66 kv linje mellom Dombås og Lora, viser at dette ikke er den samfunnsøkonomiske riktige løsningen. Det vil derfor bli ombygging eller kabling på deler av den eldste linja Vågåmo- Dombås når den er klar for reinvestering. Kontroll og toppbefaring i 2018 viser at den kan stå i 10 nye år og prosjektet vil forskyves frem i tid. Det er derfor ingen ytterligere detaljer om dette prosjektet på nåværende tidspunkt. Spenningsheving Solør-Odal I Solør er det både 66 kv og 132 kv, og ved en overgang til 132 kv vil det både bli et mer oversiktlig og driftssikkert nett samt at det blir lavere tap i nettet. Som nevnt tidligere er det problematisk å forsyne Solør fra Minne i tunglast med dages nett. Åsnes-Kirkenær er forholdsvis ny og er forberedt for 132 kv, resterende linjer er gamle og svake. Gjennomføring av spenningsheving/reinvestering i dette området ligger et stykke frem. Kun mulige løsninger skisseres under, og det er foreløpig ikke estimert kostander på noen av alternativene. Linja fra Minne til Engerfjellet vil bygges forberedt for 132 kv, siden endelig løsning ikke er valgt. Tabell 5-10 Skisserte alternativer ved spenningsoppgradering i Solør og Odal Alternativ + - Tap / Avbrudd Investeringskostnad Nullalternativ Reinvestere dages løsning på 66 kv + / ++ KSU Hedmark og Oppland

63 Alternativ + - Tap / Avbrudd Investeringskostnad Alternativ 1 Reinvestere etter dagens løsning (unntatt Åsnes-Kvisler) på 132 kv Robust løsning med tverrforbindelse i Mjøsrigen -Kostbar løsning pga. lange avstander - Åsnes, Kvisler, Kirkenær blir tre 132 kv stasjoner på kort avstand ++ / ++ Alternativ 2 -Reinvestere på 132 kv mot Nord Odal. -Sanere Linder-Kvisler -Legge dagens 132 kv Mjøsringen via Kirkenær og Kvisler. Relativt god forsyningssikkerhet -N-0 mot Nord-Odal regionalnett, må forsterkes på 22kV - Åsnes, Kvisler, Kirkenær blir tre 132 kv stasjoner på kort avstand + / + Alternativ 3 -Reinvestere på 66 kv mot Nord Odal -Sanere Linder-Kvisler -Legge dagens 132 kv Mjøsringen via Kirkenær. -Kvisler beholdes på 66 kv så lenge Sønsterud krever at 66 kv i Åsnes består. Relativt god forsyningssikkerhet -N-0 mot Nord-Odal regionalnett, må forsterke på 22kV - Flere spenningsnivåer i Solør + / + KSU Hedmark og Oppland

64 Referanser Meteorologisk institutt. (2018). eklima. Hentet fra NVE. (2004). Rapport nr Beregning av potensial for små kraftverk i Norge. NVE. (2007). Veileder for kraftsystemutredninger. NVE. (2016). Ressurskartlegging små vannkraftverk. Hentet fra NVE. (2017). Rapport nr Forslag til endring i forskrift om kontroll av nettvirksomhet. NVE. (2017). Rapport nr Har strømnettet kapasitet til elektriske biler, busser og ferger? NVE. (2018). Rapport nr Strømforbruk i Norge mot Hentet fra NVE. (2018, 02 05). Vedtak om utredning av systemjording NVE. (u.d.). NVE Atlas. Hentet fra NVE. (u.d.). NVE Vannkraftdatabase. Hentet fra SINTEF. (2017). SINTEF Planleggingsbok. SSB. (2016). Befolkningsframskrivinger. Hentet fra SSB. (2018). Folkemengde og befolkningsendringar. Hentet fra Statnett. (2017). Kraftsystemutredning for transmisjonsnettet Særen, M., & Giset, M. (2017). Sommerprosjekt - Systemjording. NVE. KSU Hedmark og Oppland

65 Vedlegg til KSU Hedmark og Oppland Hovedrapport Vedlegg 1 Kart 1a Kart - Transformatorstasjoner 1b Kart - Kraftverk Vedlegg 2 Ledig nettkapasitet til ny produksjon Vedlegg til KSU Hedmark og Oppland 2018

66

67