FORORD. Håvard Tamburstuen. Administrerende direktør Lyse Elnett AS. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 2 av 85

Transkript

1

2 FORORD Utredningsområde Sør-Rogaland opplever stadig vekst, og med økende oppdragsmengde i olje- og gassnæringen kan det forventes at også denne sektoren bidrar til at det samlede elektrisitetsforbruket i regionen forsetter å øke. Det er planer om utbygging av mye vindkraft i området, og dette bidrar til ytterligere behov for nettkapasitet. I tillegg har elektrifisering av spesielt bilparken kommet kraftig, og vi ser et økende potensial også innen bl.a. buss-, fly- og fergetrafikken. Spesielt sistnevnte kan være utfordrende med relativt stort effektbehov i områder der strømnettet normalt ikke er dimensjonert for store kunder. Vi opplever også en økende forventning fra omgivelsene til at strømnettet skal ha god kapasitet til nyetableringer og økt effektbehov på tidvis veldig kort sikt. Vi står foran en spennende utvikling når det kommer til energiforbruk og dimensjonering av strømnett lang tid fremover. Lyse Elnett har kommet godt i gang med prosessen for å oppgradere Jærnettet fra 50 til 132 kv, og vil tidlig i 2019 ta første spadestikk for å føre kraft fra den nye Bjerkreim transformatorstasjon inn til Opstad i Jærnettet. Flere konsesjonssøknader tilknyttet Jærnettet er sendt og vil komme fremover. 132 kv nettet som har vært en viktig del av forsyningen til regionen i lang tid står også foran en oppgradering, og spesielt mellom Lysebotn, Tronsholen og Stokkeland vil det måtte skje mye de nærmeste årene, både for å opprettholde forsyningssikkerheten og tilrettelegge for tilknytning av ny kraftproduksjon. Også i Stavanger, Randaberg og Rennesøy jobbes det med konkrete tiltak for å forsterke nettet for å møte behov i tilknytning til blant annet samferdselsprosjekter og næringsvekst. I Ryfylke er det også et stort behov for reinvestering og forsterkning. Pr i dag er dette et område hvor nettet har begrensende kapasitet for å betjene et økende effektbehov, og her vil det fremover komme flere konkrete prosjekter for å kunne forsyne dette. Det gjenstår fortsatt uklarheter vedrørende utviklingen av transmisjonsnettet i området. Endringer i planer for transmisjonsnettet har stor konsekvens for øvrige netteiere og må forankres via helhetlige vurderinger. Lyse Elnett er avhengig av en god dialog med Statnett for sammen å finne en rasjonell utvikling av både transmisjons- og regionalnettet i området. Høyere KILE-satser og potensielt store konsekvenser ved feil i nettet taler for å bygge et robust nett som også tilrettelegger for videre vekst i regionen. De pågående utredninger og prosjekter vil bidra til å styrke forsyningssikkerheten og tilstrekkelig kapasitet i strømforsyningen. Lyse Elnett vil fremover ha en markant økning i investeringer i regionalnettet og kundene vil merke dette gjennom bl.a. økt nettleie samt aktivitet både i felt og media. Den økte aktiviteten fordrer også sterkt fokus på kompetanse og effektive prosesser relatert til utvikling, bygging og drift av nett. Håvard Tamburstuen Administrerende direktør Lyse Elnett AS K S U S ø r - R o g a l a n d Side 2 av 85

3 INNHOLD 1 BAKGRUNN Definisjoner/Terminologi UTREDNINGSPROSESSEN Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer FORUTSETNINGER Mål for det framtidige kraftsystemet Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger DAGENS KRAFTSYSTEM Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring Grensesnitt mot sentralnettet Maksimalbelastning i nettet Beskrivelse regionalnettet kv systemet, Lyseboten til Stavanger Nett forsynt fra Stølaheia tranmisjonsnettstasjon (50 kv) Tronsholen 50 kv system Stasjoner forsynt fra Bærheim sentralnettstasjon kv systemet under Stokkeland «Jærnettet» Ryfylke 50 kv under Dalen stasjon Dalane Energi sitt område Titanias nett Leveringskvalitet og pålitelighet Leveringssikkerhet Statistikk for elektrisitetsproduksjon Statistikk for elektrisitetsforbruk Kraftbalanse i regionen Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet Forbrukerfleksibilitet PROGNOSE OG LASTFLYTSIMULERINGER Utarbeidelse av prognoser for effektuttaket i Sør-Rogaland Elkraft drivende og senkende elementer som kommer Drivere som taler for økt forbruk av elektrisk energi Drivere som kan redusere behovet for elektrisk kraft Potensiale for ny kraftproduksjon Utvalgte scenario K S U S ø r - R o g a l a n d Side 3 av 85

4 6.4.1 Scenario 1 Lav Scenario 2 Normal Framskrevet effektforbruk for scenariene Scenario 3 Full fart Framskrevet effektforbruk for scenarioene Scenario 1 for tilknytning av ny fornybar: Forventet realisering av ny fornybar kraftproduksjon Scenario 2 for tilknytning av ny fornybar høy realisering av ny fornybar kraftproduksjon UTFALLSROM FOR SYSTEMET Foretatte nettanalyser over fremtidig utvikling av kraftsystemet Vurdering og konsekvenser av fremtidige scenario Ryfylke: kv systemet Stokkeland Lysebotn Jærnettet kv systemet Vatne-Riska-Ålgård kv systemet i Stavanger Bærheim-systemet Prognoserte belastning fordelt på transmisjonsnettpunkter INVESTERINGSOMFANG Utviklingstrekk i regionen Planer fordelt på områder kv-nettet fra Lysebotn til Ullandhaug Stavangernettet - Nett under Stølaheia og Ullandhaug Stasjoner forsynt fra Bærheim transmisjonsstasjon Sandnes-øst, deler av Sandnes kommune og Gjesdal kommune Jærnettet - Klepp, Time og Hå kommuner Tiltak i overordnet distribusjonsnett i Ryfylke Overordnet distribusjonsnett i Dalane Konsekvenser ved forsinket investering K S U S ø r - R o g a l a n d Side 4 av 85

5 1 BAKGRUNN NVE etablerte i samarbeid med norsk elforsyning ordningen med fylkesvis kraftsystemplanlegging for 30 år siden. Rogaland og Hordaland er delt i 3 utredningsområder: Sør-Rogaland, Sunnhordland og Nord-Rogaland og Nord-Hordaland. I Sør-Rogaland ble den første regionale kraftsystemplanen utarbeidet i Kraftsystemutredninger er en videreføring av det som i starten ble kalt regional kraftsystemplanlegging. Ved å unngå begrepet plan unngås misforståelser om et formelt vedtatt og bindende resultat. Nye overføringsanlegg for energi må tilpasses stadig skiftende forutsetninger, og det må derfor aksepteres noe avvik mellom en langsiktig utredning og hva som faktisk realiseres. Utredningen kan likevel være et viktig grunnlag for beslutninger. Kraftsystemutredningen er utarbeidet i henhold til energiloven og energilovforskriftene sist endret 1. januar Energiplanlegging er nå innført som et overordnet begrep for den planleggingen som skal gjennomføres av alle konsesjonærene. Bestemmelser om dette er tatt med i kapittel 7 i både Energiloven og energilovforskriften. NVE har gitt utfyllende bestemmelser om denne planleggingen i forskrift om energiutredninger som ble gjort gjeldende fra Kraftsystemutredningen er sentral ved vurdering av overføringskapasitet og investeringsbehov i det overordnede distribusjonsnettet i Sør-Rogaland. Kraftsystemutredningen består av en hovedrapport og en grunnlagsrapport. Grunnlagsrapporten er den mest omfattende og er underlagt taushetsplikt etter BfK 6-2, jf. offentlighetsloven 13. Hovedrapporten er offentlig tilgjengelig og er et sammendrag av grunnlagsrapporten. SSB beregner folkemengden i utredningsområdet pr til personer en økning på 0,6 % fra KSU De tettest befolkede områdene er byene Stavanger, Sandnes, Egersund, Bryne og Jørpeland med omkringliggende områder. Prosentvis befolkningsøkning siste år er størst i kommunene de små kommunene Kvitsøy, Forsand og Randaberg. Men veksten siste år er moderat sett opp mot perioden før forrige KSU hvor befolkningen i regionen økte med over 20 %. Det overordnede distribusjonsnettet i Sør-Rogaland har flere spenningsnivåer, dette som følge av historiske forhold. Det er utveksling mot transmisjonsnettet i Stokkeland, Bærheim, Stølaheia, Lyse, Kjelland og Åna- Sira. I løpet av 2019 vil også Bjerkreim stasjon i Bjerkreim kommune være på drift, uttak til overordnet distribusjonsnett etableres i løpet av De nettutredninger som det vises til i denne rapporten bygger på samfunnsøkonomiske prinsipper og vurderinger som skal gi et godt underlag for hvorvidt et tiltak i nettsystemet er rasjonelle å utføre, samt vise til undersøkte alternativer for å dekke de identifiserte behov. Ved utelatt investeringer, eller underinvestering vil intensiver som KILE-ordningen, kvalitetsjusterte inntektsrammer ved ikke levert energi, trå i kraft ved feil som fører til avbrudd hos kunde. 1 K S U S ø r - R o g a l a n d Side 5 av 85

6 2 Definisjoner/Terminologi For beskrivelse av nettnivå benyttes Transmisjonsnett: Transmisjonsnettet ble tidligere kalt sentralnettet. Transmisjonsnettet består i utredningsområdet av kraftledninger på 300 kv og vil i fremtiden også bestå av kraftledninger på 420 kv. Distribusjonsnettet: Distribusjonsnettet ble tidligere inndelt i regional- og distribusjonsnett. Hvor regionalnett var systemer med spenning over 22 kv. Dette er nå en samlebetegnelse for nettsystemer med spenning fra 0,23 kv til 132 kv. Overordnet distribusjonsnett: I denne utredningen brukes overordnet distribusjonsnett om det som tidligere ble kalt regionalnett (systemer med spenning over 22 kv og lavere enn 300 kv). Dette for å unngå misforståelse med systemer på lavere spenningsnivå. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 6 av 85

7 3 UTREDNINGSPROSESSEN 3.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Utredningsområdet Sør-Rogaland omfatter som navnet sier den sørlige delen av Rogaland fylke. Området strekker seg opp til Boknafjorden og Jøsenfjorden i nord, og til fylkesgrensen mot Aust- og Vest-Agder i øst og sør. Kart over utredningsområdet er vist i Figur 1. Kraftsystemutredningen omtaler regionalnettet i disse kommunene. Figur 1. Kart over utredningsområdet Regional kraftsystemutredning skal ifølge NVE omfatte alt nett som ikke inngår i ordningen med områdekonsesjon, noe som stort sett vil si alle anlegg med spenning over 22 kv. Lyse Elnett har imidlertid områdekonsesjon for kabler og transformatorstasjoner opp til 132 kv i kommunene Stavanger, Randaberg og K S U S ø r - R o g a l a n d Side 7 av 85

8 Rennesøy. 132 kv og 50 kv nettet i dette området er likevel tatt med i kraftsystemutredningen ut fra et helhetsperspektiv. Følgende energi- og industriselskap eier elektriske anlegg som skal være med i kraftsystemutredningen: Lyse Elnett Lyse Produksjon Dalane Energi Jæren Everk Jæren Energi Klepp Energi Bane Energi Scana Steel Stavanger Risavika LNG Production (tidligere Skangass) Statnett Titania Sira-Kvina kraftselskap Lyse Neo har fjernvarmekonsesjon. De fleste av de forannevnte selskapene eier en forholdsvis liten del av nettet. Lyse Elnett er av NVE pålagt utredningsansvar for området. Sentralt i dette arbeidet er også kraftsystemutvalget som velges for to år. Kraftsystemutvalget ble valgt på kraftsystemmøtet , og består av følgende personer: Børre Dybesland Frank Boholm Arve Jacobsen Aleksander Klungland Arne Tore Stene Reidar Johnsen Lyse Elnett Lyse Elnett Lyse Produksjon Dalane Nett Titania Fylkesmannen i Rogaland Eivind Ødegaard Norum fra Statnett møter som utredningsansvarlig for transmisjonsnettet. Kraftsystemutvalget har rådgivende mandat og blir valgt av kraftsystemmøtet hvert annet år. I tillegg møter Odd Henning Abrahamsen og Tommy Svarva Hårstad fra Lyse Elnett i kraftsystemutvalget, som ansvarlige for å utarbeide kraftsystemutredningen. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 8 av 85

9 3.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Det meste av overføringen mellom utredningsområdene går via transmisjonsnettet, derfor er det naturlig at samordningen mellom områdene stort sett har gått gjennom Statnett. Lyse Elnett som største konsesjonær har i varierende grad vært med i utredningsprosessen når Statnett har utredet transmisjonsnettutbygginger i utredningsområdet. Det har i årenes løp vært flere samarbeidsprosjekter, i hovedsak knyttet til forsterkning av transmisjonsnettet inn til Nord-Jæren. Det er høy aktivitet knyttet til transmisjonsnettet i regionen. Statnett har Bjerkreim stasjon under bygging, Fagrafjell stasjon med tilhørende linje er konsesjonssøkt og ligger nå hos OED etter positiv innstilling fra NVE. Videre er det omfattende analyse og utredningsarbeid for videre tiltak nord for Fagrafjell (som erstatter dagens Stokkeland). I Åna-Sira er det uttak på 60 kv til Dalane Energi og Titania som ligger i Lyse Elnett sitt utredningsområde, og til Agder Energi Nett sitt nett i eget utredningsområde. Det er også etablert 132 kv i Åna-Sira hvor Tellenes vindkraftverk er tilknyttet. 3.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Deler av samordningen mot kommunene har til nå foregått gjennom ordningen med lokale energiutredninger. Spesielt ved prognosearbeidet har vi brukt kommuneplanene for å vurdere hvor i kommunen de store utbyggingsområdene kan komme. Ordningen med lokale energiutredninger er fjernet, fremover vil dialogen med kommunene opprettholdes gjennom egne planmøter. Når det gjelder prognose for befolkningsutvikling, er det hentet tall direkte fra Statistisk sentralbyrås folketallsframskrivinger, selv om dette ikke alltid stemmer helt med kommuneplanene og fylkesdelplanene. Dette må gjøres for å få tallene i kraftsystemutredningen konsistente. Kommuneplanene kan ha tall for befolkningsutviklingen fra ny eller gammel folketallframskriving fra Statistisk sentralbyrå, eller for eksempel fra Fylkesdelplan for langsiktig byutvikling på Jæren. Representanter for fylkeskommunen, fylkesmannen og kommunene ble invitert til oppstartsmøte for årets kraftsystemutredning. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 9 av 85

10 4 FORUTSETNINGER 4.1 Mål for det framtidige kraftsystemet Regjeringen la nylig frem ny energimelding med fire hovedområder for energipolitikken frem mot 2030: - Styrket forsyningssikkerhet - Lønnsom utbygging av fornybar energi - Mer effektiv og klimavennlig bruk av energi - Næringsutvikling og verdiskapning gjennom effektiv utnyttelse av lønnsomme fornybarressurser. Strøm er høyverdig og fremtidsrettet energi og samfunnet forventer høy regularitet og kapasitet. Kratsystemutredningen har som hensikt å gi alle interessenter innblikk i forvaltningen av nettetsystemet på regionalt nivå. I Sør-Rogaland er det mange initiativ som ønsker å benytte seg av intensivere som er fremmet for å oppfylle de nasjonale målene. Det er omfattende planer om bruk av nye fornybare energikilder, både vindkraft, vannkraft og kanskje også litt bølgekraft. Siden forrige KSU er 270 MW (930 GWh) vindkraft bygget ut, med 612 MW (1860 GWh) som forbereder utbygging de kommende årene. Lysebotn II kraftverk (370 MW) som erstatter Lysebotn kraftverk (210 MW) forventes driftssatt våren En viktig målsetning med kraftsystemutredningen er å se sammenhengen mellom ulike energibærere, som elektrisitet, gass, fjernvarme etc. Regjeringen sin Klimastrategi for har hovedvekt på innenlands utslipp av klimagasser skal reduseres, Det må dermed forventes og tilrettelegges for et skifte fra energibærere med utslipp til rene energibærere. Et av hovedmålene med kraftsystemutredningen er å gi langsiktige føringer som gir grunnlag for å bygge rasjonelle nettsystemer i henhold til Energiloven. Et rasjonelt forsyningssystem balanserer tilfredsstillende forsyningssikkerhet og kvalitet for levering av elektrisk kraft til en den mest gunstige kostnaden for samfunnet. Samfunnsøkonomiske analyser er således en naturlig og viktig del av analysene nettselskapene utfører. Den beste utbyggingsløsningen er den som leverer høyest nytteverdi til gunstigs kostnad. Transmisjonsnettet, og til en viss grad 132 kv nettet, blir i hovedsak er drevet sammenmasket. 50 og 60 kv nettene blir stort sett drevet radielt. Ses områdeanalysene som er gjort under ett er trenden at eldre 50 og 60 kv nett anbefales spenningsoppgradert til 132 kv, det investeres ikke lenger i rent 50/60 kv materiell. Utfordringer knyttet til fornyelse trigger også etablering av tosidig forsyning, ikke utelukkende som N-1 tiltak, men som en nødvendighet for å kunne bygge ut og drifte nettsystemet rasjonelt. Ved utbygging av nettet blir det i størst mulig grad prøvd å ta miljøhensyn, f.eks. ved å velge gunstige traséer for nye linjer, slik at linjene i stor grad skjules av terrenget. Ofte kommer det ønsker om å legge kabel i stedet for å bygge luftlinjer. Kabel blir normalt et for kostbart alternativ der det er mulig å komme fram med luftlinje, og prisforskjellen er større jo høyere spenningen er. Myndigheten 3 har av den grunn satt krav til at luftlinje skal velges som hovedregel i overordnet distribusjonsnett. Enkelte steder må det likevel velges kabel fordi området er så tettbebygd eller geografien slik at det er umulig eller svært vanskelig å komme fram med luftlinje. Enkelte som bor nær kraftlinjer, føler seg usikre på om linjene kan medføre noen helserisiko. Det har spesielt vært fokusert på magnetfelt fra linjene. Ved nybygging kreves utredninger dersom avstanden fra linjer og kabler til skoler, barnehager og boliger er så liten at gjennomsnittlig magnetfelt i disse bygningene overstiger 0,4 T. Dette skyldes en "føre-var"-strategi, der det kan gjennomføres tiltak som ikke gir store merkostnader for å unngå en mulig helsefare som ennå ikke er klarlagt. For nærmere informasjon henvises til Statens Strålevern ( Det har også vist seg at det i bygg som står nærmest linjene, kan være problemer med flimring på billedrørskjermer (PC og fjernsyn). Også dette er et godt argument for å holde litt ekstra avstand utover kravene. Det må i denne sammenhengen nevnes at jordkabel i stedet for luftlinje i transmisjonsnettet og det overordnede distribusjonsnettet fører til store merkostnader K S U S ø r - R o g a l a n d Side 10 av 85

11 På Nord-Jæren har man de siste årene opplevd et stadig økende press fra eksterne grunneiere i forbindelse med kabling av eksisterende linjer. Grunneiere, utbyggere og kommunene går sammen om å ta kostnadene med å få lagt kabel til erstatning av deler av en luftlinje, særlig i tettbygde strøk og industriområder. Hvordan den fremtidige utviklingen vil bli er vanskelig å si, men det er lite sannsynlig at presset på nettselskapene om kabling av linjer vil avta. Konsesjonærene har prøvd å skaffe oversikt over mulige kablingsprosjekt, men det kan ikke utelukkes at det kan komme konsesjonssøknader til NVE som ikke omtales i denne utredningen. Det kreves normalt at de som ønsker et slikt kablingsprosjekt betaler alle kostnader utover nødvendig reinvestering. Lyse Elnett reviderer sine interne prosedyrer, for å sikre at eksterne tiltak ikke går på bekostning av leveringskvalitet, overføringsevne og endringer knyttet til kompenseringsutstyr. 4.2 Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå NVE ønsker langsiktige kraftsystemutredninger med minst 20 års tidshorisont. Lyse Elnett har igangsatt arbeid med nye retningslinjer for nettutviklingen, basert på langsiktige planer. I de områdene der veksten er størst, er det nødvendig å heve spenningen i dagens overordnede distribusjonsnett fra 50 kv til 132 kv. Et helt nytt overføringssystem er omfattende og komplisert å etablere ettersom det er mange faktorer som spiller inn. I kapittel 8 som omfatter fremtidige investeringer, skisseres hovedlinjene i omleggingen til 132 kv. Denne utredningen beskriver forsterkningsbehovet i nettet til og med 2038, gitt ulike scenarier og utviklingstrekk. Kraftsystemutredningen er imidlertid ikke like detaljert som konsesjonssøknadene for de enkelte anlegg vil være. Det presiseres at utredningen ikke er bindende og ikke innebærer noe investeringsvedtak, men er å betrakte som et bilde av en kontinuerlig utredningsprosess. 4.3 Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger Følgende forutsetninger ligger til grunn: Kalkulasjonsrente: 4,0 % Analyseperiode: 40 år. Tidligere har de oppsatte generelle økonomiske levetidene vært forholdsvis pessimistiske anslag på grunnlag av usikkerhet. Det har vært et stort sprik mellom økonomisk og teknisk levetid. Det har vist seg at reell levetid for mange anlegg, har vært mye lengre enn den økonomiske levetiden. Det vil videre framover i større grad bli tatt stilling til økonomisk levetid for hvert enkelt anlegg, og økonomisk levetid vil i praksis bli lik teknisk levetid. Dette forutsetter at restlevetiden revurderes mange ganger i løpet av levetiden for anlegget. Dette er i samsvar med regnskapsregler for IFRS-regnskap. Vi vil derfor bruke følgende generelle tekniske og økonomiske levetider: Tabell 1 Oversikt over økonomisk levetid, teknisk levetid og forventet levetid. Komponenttype Økonomisk Forventet Teknisk levetid levetid levetid Transformatorstasjon bygningsmessig Krafttransformator Effektbryter Stålmaster Betongmaster Liner, isolatorer, klemmer etc. til luftlinjer Tremaster Jordkabler Sjøkabler Kontrollanlegg, databasert Kontrollanlegg, konvensjonelt For transformatorer kan levetiden forlenges utover 40 år ved regenerering av oljen og/eller tørking av transformatoren. Det er viktig at dette utføres før transformatorenes tilstand blir for dårlig. Slike tiltak kan ha K S U S ø r - R o g a l a n d Side 11 av 85

12 ekstra stor verdi ved ombygging fra et spenningsnivå til et annet fordi det da er ønskelig at en stor del av transformatorene i et område skal skiftes ut i samme tidsperiode. Investeringskostnadene er stort sett regnet ut på grunnlag av erfaringskostnader etablert de siste årene. Kostnadsbildet blir kontinuerlig oppdatert basert på de prosjekter som til enhver tid er under planlegging og utførelse. Tapspriser er basert på metodikk fra SINTEF Energis Planbok for kraftnett for kapitalisering av tapskostnader. For å sammenligne med investeringskostnader blir det som hovedregel regnet ut en nåverdi for tap med 4,0 % kalkulasjonsrente og 40 års analyseperiode. Spesielt for prosjekter med investeringer et stykke ut i analyseperioden forlenges gjerne analyseperioden for å få en rettferdig sammenligning av alternativer med investeringer tidlig og sent i analyseperioden. Drifts- og vedlikeholdskostnader kan være utfordrende å anslå da de er usikre spesielt for eldre anlegg. En stor del av vedlikeholdskostnadene knyttet til linjer er kostander for skogning. Dette avhenger av om det er skog i de områdene der linjene går. Det er i stor grad brukt en standard pris pr. km linje (for eksempel kr/km 132 kv linje) som anslag for drifts- og vedlikeholdskostnader, men linjene bør vurderes individuelt avhengig av terrenget. Det satses hovedsakelig på tilstandsstyrt vedlikehold. Kostnadene relatert til avbrudd ligger i praksis hos forbrukerne. Ordningen med KILE er etablert for at også nettselskapene skal ha kostnader med ikke levert energi, og dermed et insentiv til å reinvestere før tilstanden til anleggene blir så dårlig at leveringssikkerheten blir for dårlig. NVE sitt regneark for avbruddskostnader benyttes for å kvantifisere avbruddskostnader der hvor dette er mulig. Regnearket enger seg ikke for bruk i maskede nett. Metodikken er også tung å benytte i utredninger som tar for seg hele systemer med høyt antall komponenter som kan gi utfall, forventningsverdiene må da aggregeres opp til et fornuftig nivå. Tabell 2. KILE-satser for ikke varslet avbrudd Kundegruppe Kostnadsfunksjon for KILE-sats (t = avbruddsvarighet i timer) t < 1 min 1min t< 1 1 time t < 4 4 timer t < 8 t 8 timer time timer timer Jordbruk 5+14,3*t 5+14,3*t 19+15,6*(t-1) 66+14,3*(t-4) 66+14,3*(t-4) Husholdning 1,1+9,8*t 1,1+9,8*t 1,1+9,8*t 1,1+9,8*t 1,1+9,8*t Industri ,7 * t ,3*(t-1) ,6*(t-4) ,5*(t-8) Handel og tjenester ,3*t ,1*(t-1) ,3 *(t ,4*(t-8) 4) Offentlig virksomhet ,2*t ,9*(t-1) ,8*(t-4) ,6*(t-8) Industri med eldrevne prosesser 49+2,8*t 49+2,8*t 49+2,8*t 91+2,8*t 91+2,8*t Tabell 3. KILE-satser for varslet avbrudd Kundegruppe Varslet avbrudd - spesifikk avbruddskostnad multipliseres med faktor: Jordbruk 0,80 Husholdning 0,90 Industri 0,50 Handel og tjenester 0,70 Offentlig virksomhet 0,82 Industri med eldrevne prosesser 1,00 NVE justerer årlig avbruddssatsene etter konsumprisindeksen. Gjennomsnittet for alle kundegrupper i Sør-Rogaland, vektet etter forbruket, er nå avhengig av varigheten av avbruddet. For et to timer langt avbrudd blir gjennomsnittet ca. 62,1 kr/kwh ikke levert energi. Dette kan variere en del fra sted til sted avhengig av kundesammensetningen. Vi sammenligner alternative investeringer i nettet ved å summere nåverdien av investeringskostnader, tapskostnader, avbruddskostnader og drifts- og vedlikeholdskostnader. Det alternativet som har lavest sum av K S U S ø r - R o g a l a n d Side 12 av 85

13 nåverdi-kostnader er det samfunnsøkonomisk mest gunstige. Forhold som det vanskelig kan knyttes kostnader til, som geografisk plassering, miljø, spesiell berettiget lokal motstand, bransjestandard med mer, vil imidlertid også bli vurdert kvalitativt i prosjektene. Termisk grenselast på linjene er avhengig av både alder og ledningstype. Linjer bygget før 1965 skulle ifølge normene prosjekteres for 40 C linetemperatur. Linjer bygget mellom 1965 og ca skulle ifølge normene prosjekteres for 50 C linetemperatur. Linjer bygget etter 1980 er stort sett prosjektert for 80 C linetemperatur. Ved maksimallast antas 0 C lufttemperatur og 1,0 m/s vindhastighet. Det antas at de fleste transformatorer kan overbelastes med opp til 20 %. For enkelte transformatorer kan likevel trinnkoblere, brytere og strømtransformatorer avgrense dette. Ved inn- og utkobling av enkelte linjer i transmisjonsnettet og det overordnede distribusjonsnettet kan spenningspranget bli forholdsvis stort. I enkelte feilsituasjoner vil det likevel foreløpig være umulig å unngå store spenningssprang. Det er også unntak for feilsituasjoner i kravet til spenningssprang i Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet. Leveringskvalitetsforskriften 3-4. Ved effekt- og energiprognoser for forbruket tar vi utgangspunkt i Statistisk sentralbyrås folketallframskriving [11]. Dessuten antar vi en viss utvikling i botetthet og energiintensitet i de to scenariene i prognosen. Denne utviklingen i botetthet og energiintensitet tar hensyn til at nye husholdningsapparat trolig vil være klassifisert i en bedre energiklasse enn de gamle som blir skiftet ut. Vi har også til en viss grad tatt hensyn til at en del av de nye boligene blir lavenergihus. Vi tar utgangspunkt i temperaturkorrigert maksimallast og årlig energiforbruk. Ytterligere prognoseforutsetninger og framgangsmåte er beskrevet mer detaljert i kapittel 6 Av historiske grunner er det et vidt spekter av spenningsnivåer i det aktuelle området, og det er ikke helt de samme som blir regnet som standard andre steder i Norge. Følgende spenningsnivåer blir hovedsakelig brukt: 230 V, 400 V, 10 kv, 15 kv, 22 kv, 50 kv, 60 kv, 132 kv og 300 kv. Innenfor spenningsområdene er det også forskjeller i utgangsspenning fra transformatorstasjonene og jordingssystem som hindrer sammenkoblinger mellom områder. Dette hindrer fleksibilitet i feilsituasjoner eller unormale koblingsbilder på grunn av vedlikehold etc. Det ville trolig ha vært en fordel å standardisere på færre spenningsnivåer, noe vi også til en viss grad har prøvd å gjøre på 400 V og 22 kv. Det vurderes også å standardisere spenningene i det overordnede distribusjonsnettet 132 kv. Det er etablert et distribusjonsnett for naturgass i Sør-Rogaland. Gass erstatter forbruk av elektrisitet, olje og propan i flere sammenhenger. I 2017 leverte Lyse Neo AS 621 GWh naturgass blandet med biogass fra kloakkrenseanlegget i Mekjarvik i Randaberg kommune og nytt biogass anlegg på Grødaland i Hå kommune. Det nye (2016) anlegget i Hå kommune bruker husdyrgjødsel og annet organisk avfall i produksjonen. Nivået på gass omsetning har ligget stabilt i flere år og Lyse Neo forventer at det vil fortsette å være stabilt i årene fremover. De forventer imidlertid en økt andel av biogass til erstatning for naturgass. Ved høyere andel biogass vil Lyse Neo kunne klassifisere gassen som fornybarenergi. Dette gjelder både gass brukt til oppvarming og til drivstoff på busser og biler. Det er ingen kunder i Sør-Rogaland som faller inn under Statnetts definisjon av kundegruppen «stort forbruk med høy brukstid (SFHB)». Bare gruvedriftaktøren Titania har vært i nærheten av denne grensen. Tapet i det overordnede distribusjonsnettet er mest avhengig av produksjon i Lysebotn, Flørli og Maudal kraftverk. Variasjoner i tap knyttet til det overordnede distribusjonsnettet fra år til år stemmer godt overens med produksjon i vannkraftverkene. Dessuten er tomgangstap konstante. For de delene av det overordnede distribusjonsnettet der lastflyten er avhengig av forbruket, antas 2400 timers brukstid for lasttap. Nærheten til Nordsjøen og et flatt landskap med lite skog fører til at store deler av Sør-Rogaland (spesielt Jæren) er utsatt for saltråk. Dette fører til at nettanleggene er mer utsatt for korrosjon enn tilsvarende anlegg i innlandet, og det er viktig at isolatorene har lang krypestrømsvei. Det kan også være kraftig vind på Jæren. Mange vintrer er forholdsvis milde, slik at det stort sett er mulig å grave året rundt. Men vinteren 2009/2010 er et eksempel på at snøen kan bli liggende mesteparten av vinteren også på Jæren, og at det kan være så mye tele i jorda at det er umulig eller svært krevende å grave om vinteren. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 13 av 85

14 5 DAGENS KRAFTSYSTEM 5.1 Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring Figur 2 - Kart over nettområdet til Lyse Elnett, kilde: NVE Atlas K S U S ø r - R o g a l a n d Side 14 av 85

15 Figur 3 Regionalnett i. Eigersund, Bjerkreim, Lund og Sokndal kommune. Kilde: NVE Atlas Sentralnettanleggene i området som tidligere var en del av utredningen, anses nå som dekket av Statnett sin kraftsystemutredning for sentralnettet. Fra 300 og 132 kv blir spenningen transformert ned til 50 kv i 7 transformatorstasjoner fordelt utover i området. Fra 50 og 132 kv blir den transformert videre ned til 10, 15 og 22 kv. De fleste nettselskapene i området prøver nå å standardisere spenningsnivåene i høyspent distribusjonsnettet til 22 kv. Ombyggingen skjer gradvis, og selskapene samarbeider for å redusere de samlede kostnadene ved overgang til 22 kv. Det er likevel ennå igjen en del 10 og 15 kv nett. Oversikt over antall transformatorer og samlet ytelse på transformatorene for ulike spenningsnivåer er vist i Tabell 3. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 15 av 85

16 Antall Transformatorytelse transformatorer [MVA] 132/50 kv /22 kv /10 kv /15 kv /11 kv /22 kv /15 kv /10 kv /6 kv 1 6 SUM Tabell 4 Oversikt over transformatorer. Omkoblingsbare transformatorer er oppgitt med gjeldende konfigurasjon. Tabell 4 viser en oversikt over linjer og kabler på de ulike spenningsnivåene. Spenningsnivå [kv] Linjelengde [km] Kabellengde [km] Tabell 5 Oversikt over linjer og kabler Det er tre sluttbrukerkunder på regionalnettnivå, en på 60 kv og to på 50 kv. Det er tilknytning til sentralnettet i 5 transformatorstasjoner. Regionalnettet leverer også til 6 distribusjonsnett. Mesteparten av tilknytningene mot distribusjonsnett er på 50 kv nivå, men et distribusjonsnett er tilknyttet på 10 kv og et delvis på 60 kv og delvis på 50 kv. Kart over Sør-Rogaland med nettet inntegnet er vist i figur 2 og 3. Aldersfordeling på transformatorer i transmisjonsnettet og det overordnede distribusjonsnettet i Sør-Rogaland er vist i Figur 4. Figuren viser at det er en markert topp i perioden % av transformatorytelsen er fra denne 5 års perioden. 68 % av transformatorytelsen er fra 25 års perioden (25 49 år gamle). 1,3 % av transformatorytelsen er fra før 1965 (eldre enn 49 år) og 30 % av transformatorytelsen er fra etter 1989 (nyere enn 28 år). For transformatorene i det overordnede distribusjonsnettet er 59 % fra perioden (29 53 år gamle). Dersom det antas års teknisk levetid på transformatorene, må investeringstakten i nye transformatorer økes framover for å erstatte de eldste transformatorene. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 16 av 85

17 Antall transformatorer stk Merkeytelse [MVA] MERKEYTELSE [MVA] /50 kv 132/22 kv 132/10 kv 60/15 kv 50/22 kv 50/15 kv 50/10 kv 50/6 kv 50/10 kv 50/15 kv 50/22 kv 60/15 kv 132/10 kv 132/22 kv 132/50 kv Figur 4. Aldersfordeling på transformatorene i regionalnettet i Sør-Rogaland 50/6 kv Det utføres løpende analyser og vurderinger av krafttransformatorer gjennom oljeprøver og termiske sjekk gjennom innebygde temperatursensorer eller termografering. Oljeprøver tas årlig på transformatorer på 132 kv spenningsnivå. 50 kv transformatorer analyseres annet hvert år. På bakgrunn av oljeprøvene vurderes tilstand. Gjennom tolkingen av resultatene vil vedlikeholdsavdelingen anbefale tiltak som regenerering, tørking eller utbytting av transformatorer. Hyppige oljeprøver og god tilstandshistorie har vist seg nyttig for å avdekke feil. Figur 5 viser estimert restlevetid for transformatorene i sentral- og regionalnettet i Sør-Rogaland, Dette er estimert restlevetid hvis det ikke blir utført regenerering av transformatoroljen og/eller tørking av transformatorene, med unntak av transformatorene i transmisjonsnettpunktene Bærheim, Stølaheia, Stokkeland og Kjelland hvor dette arbeidet enten er utført eller planlagt. Med disse forutsetningene viser også denne figuren viser at en stor andel av transformatorene må byttes ut i løpet av analyseperioden. 56 % av transformatorene har en estimert restlevetid som er kortere enn utredningsperiodens lengde < <0 0-4 år 5-9 år >40 år Restlevetid i år, teksnisk levetid satt til 40 år år år år år år år og og kv 132 kv Figur 5. Estimert restlevetid for transformatorene i regionalnettet i Sør-Rogaland. Gruppert etter spenning på primærsiden. Aldersfordeling for linjer og kabler i regionalnettet i Sør-Rogaland er vist i Figur 6. Vi ser av figuren at en stor del av linjene og kablene er forholdsvis gamle. 28 % av linjer og kabler er fra før 1965 (eldre enn 49 år). 50 % K S U S ø r - R o g a l a n d Side 17 av 85

18 Linjelengde [km] av linjer og kabler er fra perioden (25 49 år gamle), og 22 % er fra etter 1989 (nyere enn 23 år). For bare regionalnettet (uten sentralnett) er 35 % av linjer og kabler fra før 1965 (eldre enn 49 år). 38 % er fra perioden (25 49 år gamle), og 27 % av linjene og kablene er fra etter 1989 (nyere enn 25 år). Aldersfordelingen for linjer og kabler er jevnere enn for transformatorer. Den store andelen gamle linjer og kabler vil sannsynligvis føre til at en større andel må fornyes i løpet av utredningsperioden. Dette blir forsterket av at første generasjon PEX-kabler var svært utsatt for vanntrær, slik at det kan være behov for å skifte ut PEX-kabler produsert på 1980-tallet før eller samtidig med utskiftning av oljekabler fra 1950-tallet. Tilstanden på linjer og kabler er svært varierende. For en del av linjene er det behov for å skifte line, oppheng, isolatorer etc. Det er en del vanntrær i noen av PEX-kablene. Også for noen av de gamle oljekablene er tilstanden så dårlig at de trolig må skiftes ut innen forholdsvis kort tid. Den eldste linjen, Maudal Oltedal, er nå 86 år, og tilstanden er så dårlig at man må innse at teknisk levetid er utløpt. Det er søkt konsesjon for bygging av ny linje kv kabler 132 kv linjer 60 kv linjer 50 kv kabler 50 kv linjer Figur 6. Aldersfordeling av linjer og kabler i regionalnettet i Sør-Rogaland Gjennomsnittlig utnyttelsesgrad for transformatorene er vist i Figur 7. Utnyttelsesgraden i normaldrift bør være mindre enn 60 % pr. transformator da det er behov for reserve, samt at levetiden for en kald transformator vil være lenger. For høy utnyttelsesgrad kan bety at det mangler reserve, noe som kan gi høye KILE-kostnader. Det er dermed ikke mest effektivt å ha høyest mulig utnyttelsesgrad av transformatorene i normaldrift. Nøyaktig hvor høy utnyttelsesgrad som er mest effektivt er avhengig av avstanden mellom transformatorstasjonene og reserve i underliggende nett. En transformator med lett belastning og god omgivelsestemperatur vil også vare vesentlig lenger enn en transformator som presses hardt. Oversikten presentert under er den gjennomsnittlige belastningsgraden for denne type transformator, enkelte transformatorer kan være langt høyere belastet. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 18 av 85

19 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Målt maksimallast 2015/16 Temperaturkorrigert maksimallast 2015/16 132/50 kv 132/22 kv 132/10 kv 50/22 kv 50/15 kv 50/10 kv Figur 7. Utnyttelsesgrad for transformatorer under maksimallast 2016 Størstedelen av regionalnettet i området fjernstyres. Dette muliggjør rask omkobling ved feil. Utstyr for automatisk gjeninnkobling på en del av linjene bidrar til ytterligere tidsbesparelser dersom feil oppstår. 300 og 132 kv nettene drives som maskenett og er normalt sammenkoblet alle steder der det er mulig. Foreløpig vil man normalt ikke koble sammen 300 kv nettet og 132 kv nettet både i Lysebotn og Stokkeland. Dette skyldes at kortslutningsytelsen kan bli for høy for de eksisterende 132 kv effektbryterne i Lysebotn kraftverk. 60 og 50 kv nettene drives stort sett radielt, men enkelte steder er transformatorer og linjer parallellkoblet. Ved radiell drift vil utfall av en linje eller transformator føre til avbrudd i leveranse av strøm. Forsyningen kan som regel gjenopprettes raskt, enten ved gjeninnkobling eller ved omkobling, slik at forsyningen blir opprettet fra en annen side. Regionen har opplevd en stor økning i lastuttaket, og punkter i regionalnettet som tidligere hadde reserve etter omkobling, lar seg nå ikke forsyne før feil er utbedret. Enkelte transformatorstasjoner har bare en transformator som utgjør en risiko med tanke på forsyningssikkerhet. Avhengig av området vil det alltid være en viss reserve i underliggende nett, men potensialet er ikke fullt ut dokumentert. Nye KILE satser fra 2015 medfører at det må gjøre nye vurderinger av risiko på stasjoner med kun en transformator installert. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 19 av 85

20 5.2 Grensesnitt mot sentralnettet. Statnett har 6 stasjoner som forsyner området. Enkelte stasjoner oppfyller ikke N-1 kriteriet for transformatorytelse og situasjonen forverres ved økende last. Det er dialog mellom Statnett og Lyse Elnett angående økning av transformeringskapasitet.. Som vist i Statnetts offentlige nettutviklingsplan 4 er Sør-Rogaland og Stavangerregionen sårbare for feil og har liten kapasitet til videre vekst. Statnett har omsøkt tiltaket Lyse Fagrafjell som innebærer en ny transmisjonsnettforbindelse fra Lyse til Fagrafjell nord i Time kommune, hvor de omsøker ny transformatorstasjon til erstatning for dagens Stokkeland. Søknaden ligger nå hos OED og Statnett forventer ferdigstillelse ca Tiltaket vil bedre forsyningssituasjonen i regionen drastisk. 5.3 Maksimalbelastning i nettet. Vinterlast/maksimallastsituasjon Vinteren i 2016, , står fortsatt med høyeste maksimalnotering av effekt i regionen, toppnoteringen er på 1300,4 MW. Vinteren 2017 og 2018 hadde regionen hhv MW og 1278 MW. Det er flere faktorer som påvirker maksimalsituasjonen, spesielt kuldeperiodens lengde. Det var veldig kaldt vinteren 2018, men kuldeperioden var forholdvis kort og kom sent på året. Temperaturkorrigert er veksten siste 10 år en økning på 12,8 %. Går man 25 år tilbake i tid har veksten i forbruk vært på 50 %. 5.4 Beskrivelse regionalnettet Under følger en følger en kort beskrivelse av de forskjellige nettsystemene som inngår i utredningsområdet Sør-Rogaland. 4 K S U S ø r - R o g a l a n d Side 20 av 85

21 kv systemet, Lyseboten til Stavanger Siden 1953, når Lysebotn kraftverk leverte sine første kwh, var 132 kv systemet i mange år hovedforsyningen til Stavanger by. Selv i dag anvendes systemet for å frakte kraft inn til byområdet Sandnes/Stavanger. Nettet er nå modent for modernisering, og vil fremover kunne få kapasitetsproblemer dersom det ikke foretas tiltak. Spesielt tilknytning av ny kraftproduksjon er utfordrende. 132 kv systemets grunnstamme er etablert på 50-tallet og en rekke elementer er modent for fornyelse. Bilde 1 - Gamle Lysebotn kraftverk Systemet knytter store produksjonsenheter i Lysefjorden og flere mindre produsenter i kommunene rundt sammen med Statnett sitt transmisjonsnett i Stokkeland, og har lastuttak i kommunene Strand, Forsand, Sandnes og Stavanger. Når det produseres i Lysefjorden vil Statnett sitt overordnede nett oppleve mindre belastning ettersom forbruk og produksjon foregår i det samme nettsystemet. I situasjoner med lavt lastuttak og høy produksjon flyter produksjonen ut mot transmisjonsnettet for videre fordeling mot andre regioner i Norge eller utlandet.. I situasjoner med høyt lastuttak og liten produksjon flyter effekt inn fra transmisjonsnettet. Bilde 2 Linjer i 132 kv systemet K S U S ø r - R o g a l a n d Side 21 av 85

22 I Stavanger ender 132 kv systemet opp i Ullandhaug transformatorstasjon som nedtransformerer til 50 kv. Ullandhaug forsyner omtrent halve forbruket til Stavanger kommune og kan til en viss grad samhandle med forsyning fra Stølaheia omtalt i neste kapittel. Høy tap i forsyningsveien frem til Ullandhaug og høy alder på eksisterende komponenter gjør at Lyse Elnett i samarbeid med Statnett ser på muligheter for å flytte lasten fra 132 kv systemet og over på transmisjonsstasjonen Stølaheia Nett forsynt fra Stølaheia tranmisjonsnettstasjon (50 kv) Stølaheia transmisjonsnettstasjon forsyner normalt deler av Stavanger kommune, Randaberg og Rennesøy kommune og er et 50 kv system. Stølaheia ble etablert 1985 og er nær sine installerte transformatorkapasitet.. Statnett og Lyse Elnett ser på muligheter for å øke ytelsen i stasjonen ytterligere. Det pågår fortiden flere store samferdselsprosjekter i Stavanger regionen som kan påvirke nettdriften. Anleggsarbeidet skal både forsynes med byggestrøm og eksisterende infrastruktur må gjerne flyttes under anleggsarbeidet. Dette utføres i stor grad uten å påvirke kunder. I Rennesøy har datasenter aktøren Green Mountain Datacenter etablert seg, en viktig innsatsfaktor for driften er elektrisitet og det er ventet at lasten vil øke i årene fremover. Momentene over krever tiltak i nettsystemet for å kunne levere nødvendig kraft i årene som kommer. Bilde 3 Nytt koblingsanlegg i Mosvannet K S U S ø r - R o g a l a n d Side 22 av 85

23 5.4.3 Tronsholen 50 kv system Tronsholen er en transformatorstasjon som transfomerer mellom 132 kv systemet i ned til et 50 KV system som forsyner østlige deler av Sandnes kommune samt hele Gjesdal kommune. Siste del av forbindelsene ble utbygd i Linjene fra Oltedal mot Gilja og Maudal er fra hhv og 1949 og er med det de eldste linje i området som fremdeles er i bruk. Linjen fra 1930 er konsesjonssøkt erstattet av ny linjeoverføring i 2011, NVE ba om ytterligere vurderinger i 2013 og Lyse Elnett oversendte oppdatert underlag våren Bilde 4 Ålgård transformatorstasjon Ålgård er kommunesenteret i Gjesdal og har hatt 25 % vekst i tunglasteffekt siste 10 år. Det utredes for tiden alternativer for oppgradering eller nybygging av Ålgård transformatorstasjon. Vatne transformatorstasjon i samme nettsystem har også opplevd høy vekst. 50 kv som systemspenning har vedvart i snart 100 år i området Stasjoner forsynt fra Bærheim sentralnettstasjon. Bærheim sentralnettstasjon ligger nær Forus næringsområde mellom Sandes og Stavanger. Stasjonen forsyner stasjoner i Sola opp til Risavika, sørlige deler av Stavanger og nord-vestlig del av Sandnes kommune. Stasjonen har 50 kv som spenningsnivå i overordnet distribusjonsnett. Det pågår arbeid i Jåttå transformatorstasjon hvor man oppgraderer eldre 50/10 kv transformatorer og forbereder for at større andel av lasten i området kan legges over på 22 kv. Det har vært aktivitet i Sola kommune hvor Lyse Elnett legger kabler i forbindelse med «Sømmevåg» prosjektet kv systemet under Stokkeland «Jærnettet». «Jærnettet» forsyner i hovedsak kommunene Klepp, Time og Hå. Klepp Energi har områdekonsesjon for distribusjonsnettet i Klepp kommune, Jæren Everk forsyner Hå og Lyse Elnett har områdekonsesjon i Time. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 23 av 85

24 Systemet er bygget ut fra tidlig 50tallet til nærmere 90 tallet, siden den tid har utviklingen av nettsystemet stort sett stått stille, men lasten i systemet har økt med befolkningsveksten og systemet er modent for oppgraderinger. Systemet er i dag driftet på 50 kv som har begrensninger både på kapasitet og rekkevidde i utstrekning. Lyse Elnett har gjennom utredninger funnet det rasjonelt med en overgang til 132 kv for hele systemet over de neste år. Lyse Elnett omsøkte i 2017 en ny forbindelse Bjerkreim Opstad og ny Opstad stasjon. Konsesjon ble innvilget januar 2018 og utbygging må etter vilkår være ferdigstilt innen 3 år. Tiltaket representerer første steg for fornyelse av Jærnettet og ny forbindelse og stasjon vil driftes 132 kv spenningsnivå. Bilde 5 Arbeid i forbindelse med trådbytte på Jæren Jærnettet har også områdets største vindkraftverk, Høg-Jæren, med en samlet installert ytelse 73,6 MW. Vindkraftverket har vist seg å være et godt tilskudd til systemet. I de kaldeste periodene registrer vi imidlertid lite bidrag da de laveste temperaturene gjerne oppstår i klarvær med lite vind. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 24 av 85

25 Bilde 6 - Vindturbin på Høg-Jæren Ryfylke 50 kv under Dalen stasjon. Ryfylkenettet er 50 kv systemet som forsyner kommunene Strand og Hjelmeland sør for Jøsenfjorden. Dalen forsynes via 132 kv systemet omtalt i Ryfylkenettet er i stor grad bygget av Midtre Ryfylke Elag, MRE, på 70-tallet, hvor standarden kan beskrives som beskjeden og enkel, i samsvar med de forutsetninger MRE hadde. Nettsystemet er bygget i en tid hvor lengre strømstanser var akseptabelt. Lasten har økt med over 50 % siden 2005 og forventes å fortsette å øke i årene fremover. Større deler av systemet har også nådd en alder som tilsier økt aktivitet for å fornye komponenter. Det har de siste årene blitt utført en rekke tiltak i Ryfylke for å tilrettelegge for småkraft. I 2011 ble ny kraftransformator satt i drift for å muliggjøre tilknytning av småkraft i Hjelmeland. Første halvår 2016 blir Årdal transformatorstasjon utvidet med ny transformator og 22 kv koblingsanlegg også for å kunne ta imot småkraft. Alle ryfylkekommune kan vise til høy vekst, spesielt Hjelmeland hvor næringskunder innenfor fiskeri samt elektrifisering av ferjestrekningen fører til en svært anstrengt situasjon som ikke blir plukket opp av prognoser basert på SSB sine folketallframskrivninger. Statens vegvesen driver for tiden tunnelen «Ryfast» mellom Strand og Stavanger kommune som vil gjøre området ferjefritt. Tunnelen åpner ila Lyse Elnett erfarer at steder som får ferjefri forbindelse opplever kraftig vekst i årene etter åpning, med referanse til Rennesøy og Finnøy som fikk ferjefri forbindelse i hhv og Vekst over middelalternativet i prognosene må kunne forventes. Den kraftige veksten i registrert forbruk rundt 2013 knytter seg etablering av 22 kv forbindelse mellom Rennesøy og Finnøy som muliggjør avlasting av Stølaheia systemet i Stavanger ved å laste opp Finnøy fra Dalen Dalane Energi sitt område Dalane energi forsyner kommunene Eigersund, Bjerkreim, Lund og Sokndal (se Figur 3 på side 15) og opererer to nett. Ett 50 kv nett forsynt fra Kjelland i nord og ett 60 kv nett forsynt fra Åna-Sira i sør. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 25 av 85

26 I 50 kv nettet opplever Dalane Nett økt interesse for industriutvikling på Eiegerøy. Nettsituasjonen har begrenset med kapasitet og større kunder vil kreve omstrukturering av nettet for å løfte kapasiteten og øke sikkerheten i forsyningen Titanias nett Titania sin gruvedrift i Sokendal har eget 60 kv nett forsynt fra Åna-Sira med koblingsmuligheter mot Dalane Nett sitt 60 kv system i Logsmyr. 5.5 Leveringskvalitet og pålitelighet Siste to års periode har vært forholdsvis rolig med tanke på feilsituasjoner. Under er noen av de feil med høyest konsekvens omtalt En defekt 50 kv avleder i kabelmast på linjen Dalen Fjelde/Tau resulterte i at 21 MW og 34,6 MWh lå ute. Fjelde lå ute i nesten 4t T1 og T2 i Bærheim stasjon legges spenningsløse under omlegging av 300 kv samleskinnedrift. 114 MW last falt, men ble koblet inn etter 18 sekunder. 0,57 MWh ILE fikk 50 kv kabelavgang Risavika Skangass LNG uønsket utkobling av skillebryter med 12 MW last på avgangen som resulterte i lysbue og matende forbindelse falt i Stølaheia. Båtstad stasjon lå på samme forsyning. Leveransetap i Risavika 12 MW og 52 MWh i 4t20m, Leveransetap i Båstad 14,4 MW og 1,9 MWh i 8m. Leveringskvaliteten er stort sett god, men det er en del lokale variasjoner, og spesielt i enkelte feilsituasjoner kan det bli store spenningssprang. I Ryfylke er det problemer med flimmer når stålverket på Jørpeland smelter stål. Denne smeltingen pågår forholdsvis kortvarig noen få ganger daglig. Stålverket forsynes normalt via en egen transformator i Dalen transformatorstasjon for å redusere problemene. I enkelte feilsituasjoner, spesielt ved utfall av 300 kv linja Tonstad Stokkeland og 50 kv dobbeltlinja Tronsholen Vatne, kan det bli forholdsvis stort spenningssprang, opp mot 16 % i høylastperioder. Dette slår momentant igjennom også på lavere spenningsnivåer, men forholdsvis raskt vil transformatorene regulere opp spenningen på lavere spenningsnivå til et normalt nivå. Dermed merkes spenningsspranget bare ganske kortvarig for kundene. Det kan være fare for spenningskollaps i slike feilsituasjoner om vinteren. Det er tidligere satt inn kondensatorbatterier i transmisjonsnettstasjoner for å redusere problemet. Vi er kjent med at Statnett har konsesjonssøkt kondensatorbatterier også i Bærheim for å øke den reaktive spenningsstøtten til området. Dersom kondensatorbatterier ikke er innkoblet når feilsituasjonen inntreffer, kan innkobling av kondensatorbatteriet etter utfall av linja føre til et uakseptabelt stort spenningssprang. De aktuelle linjene kobles normalt ikke inn og ut i høylastperioder, men ved feil kan de bli ut- og innkoblet. Etablering av SVCanlegg på transmisjonsnettnivå i området vil avløse problemet, Statnett arbeider konkret med et slikt tiltak. Figur 9 viser feilstatistikk for det overordnede distribusjonsnettet i Sør-Rogaland i perioden Figur 10 viser ikke levert energi hvert av disse årene. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 26 av 85

27 40 Feilhyppighet R-nett i Sør-Rogaland i Antall feil feil 132 kv [stk] Antall Antall feil feil kv kv [stk] Figur 8. Feilstatistikk for regionalnettet og sentralnettet i Sør-Rogaland ILE R-nett i Sør-Rogaland ILE 132 kv [MWh] ILEi 50 kv [stk] [MWh] Figur 9. Ikke levert energi forårsaket av feil i regionalnett og sentralnett i Sør-Rogaland i perioden Feil i regionalnett og sentralnett berører stort sett alle kundegrupper. Fordelingen mellom kundegrupper er vist i Figur 11. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 27 av 85

28 9% 0% 20% Industri Handel og tjenester Jordbruk 18% Husholdning 50% 3% Offentlig Figur 10 Fordeling mellom kundegruppene Leveringssikkerhet Regularitetene, leveringspåliteligheten, for strømforsyningen i Sør-Rogaland fremstår som god med 99,99 % oppetid i 2017, som kan omsettes til 65 MWh ILE, ikke levert energi i 132 og 50 kv systemene. Det er vanskelig å kvantifisere leveringssikkerhet, det finnes ingen metodikk som er komplett nok til å kvantifisere leveringssikkerheten ned til et tall eller karakter. På generelt grunnlag vil et stadig eldre nettsystem som også opplever økende belastning, øke sin risiko for feil. Når feil først inntreffer vil tiden effekt ikke blir levert være utslagsgivende for konsekvensen, så både feilsannsynlighet og konsekvens vil øke med tiden. Det overordnede distribusjonsnettet i Sør-Rogaland er i stor grad driftet radielt med liten grad av momentan reserve, avhengig av årstid for feil og belastning i systemet er det en varierende grad av reservekapasitet å hente, i beste fall vil full effekt kunne leveres etter omkobling i distribusjonsnettet innen minutter til timer etter feilsituasjon. I tunglastperioder er man i mange områder sårbare, Lyse Elnett må opplyse NVE om slike punkter ved oppdatering av KSU. Punkter som ikke oppfyller N-1. Frem til nå har det ikke vært et uttalt mål om å oppfylle N-1 og reservekapasitet i det overordnede distribusjonsnettet hos Lyse Elnett og Dalane Nett som eier overordnet distribusjonsnettanlegg i Sør- Rogaland. Mye av nettet driftes radielt og/eller har bare en transformator mot distribusjonsnettet. Reserven har tidligere vært god mellom transformatorstasjoner, men denne kapasiteten er redusert de senere år ettersom veksten i regionen har vært stor og fokuset på dokumenterbar reserve ikke har vært til stede. 50 kv nettet er også hardt presset, noe som reduserer praktisk rekkevidde for nettet. Store deler av det overordnede distribusjonsnettet vil ved verste tenkelige feil ikke oppfylle N-1. For radielle forbindelser og punkter med en transformator mot høyspent distribusjon, gjelder dette så godt som hele året. For punkter med flere overføringer og transformatorer vil bare deler av lasten ligge ute, antall timer uten forsyning og omfang avhenger av omkoblingsmuligheter på alle nettnivå. Det pågår hos Lyse Elnett ett arbeid med å utarbeide en strategi med kvalitetskriterier som vil gi føringer for reservekapasitet i nettanleggene. Det overordnede distribusjonsnettet i Sør-Rogaland vil, basert på scenarioene for last og produksjon i denne rapporten, måtte forsterkes. Økt reservekapasitet vil være et viktig designmål når nye nettsystemer skal utvikles. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 28 av 85

29 GWh 5.6 Statistikk for elektrisitetsproduksjon Tilgjengelig vinterproduksjon i kraftverk tilknyttet distribusjonsnettet i Sør-Rogaland vinteren 2017/2018 var 433 MW 5. Årlig middelproduksjon er 2396 GWh. Av dette er 1952 GWh (431,6 MW installert ytelse) tilknyttet det overordnede distribusjonsnettet og 139 GWh (117 MW installert ytelse) tilknyttet distribusjonsnettet. Tilgjengelig vintereffekt er for mindre enheter, < 10 MW, satt til 30 % av installert ytelse. Vi erfarer imidlertid at flere av enhetene på denne størrelsen står i de kaldeste periodene. Således er det bare produksjonsenheter tilknyttet det overordnede distribusjonsnettet med mulighet for magasinering, som kan regnes som pålitelig. Av den totale produksjonen er 2041 GWh (87,7 %) vannkraft, 242 GWh (10,4 %) vindkraft og 44 GWh (1,9 %) søppelforbrenningskraft. Vannkraftverkene er stort sett tilknyttet nettet i områder med lite forbruk. 5.7 Statistikk for elektrisitetsforbruk Totalforbruk [GWh] Totalforbruk [GWh] Temperaturkorrigert prioritert forbruk [GWh] Lineær (Totalforbruk [GWh]) Temperaturkorrigert prioritert forbruk [GWh] Lineær (Temperaturkorrigert prioritert forbruk [GWh]) Figur 11. Statistikk over årlig elektrisk energiforbruk fra 2004 til 2017 Det registreres at temperaturkorrigert 6 elektrisitetsforbruk er høyt, dette grunnet veksten i området. Figur 13 viser utviklingen av elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2004/2005 og vinteren 2017/ Tilgjengelig produksjonseffekt i maksimallast situasjonen for sesongen. 6 Temperaturkorrigeres iht. Graddagstallet for året (fyringsdager) og hvor 25 % av lasten antas temperaturavhengig. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 29 av 85

30 1 600, , , , , , ,0 Målt maksimallast [MW] Temp.korr. prior. makslast [MW] 900,0 800,0 Figur 12. Statistikk over elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2004/05 og 2015/16 Temperaturkorrigeringen er foretatt på grunnlag av temperaturmålinger fra Sola, som ligger forholdsvis nær en stor del av forbruket i Sør-Rogaland. Laveste 3-døgns middeltemperatur med 10 års returtid for Sola er - 13 C, og laveste 3-døgns middeltemperatur med 2 års returtid er -7,3 C. 3-døgns middeltemperatur ved maksimallast vinteren 2017/2018 var -7,4 C. Det temperaturkorrigeres med -1,7 %/ C på grunnlag av en undersøkelse av sammenhengen mellom total last for Sør-Rogaland og 3-døgns middeltemperatur fra Ved å ta de temperaturkorrigerte effektene og energimengdene å dele dem på antall innbyggere i utredningsområdet får vi et bilde på «energiintensitet» og «effektintensiteten». For Sør-Rogaland ligger trenden, siden 1995, temmelig flatt for begge to. Effektintensiteten kw/innbygger ligger rett i underkant av 4 kw pr. hode, mens energiintensiteten har noe større variasjon trenden vaker rundt kwh/innbygger. 5.8 Kraftbalanse i regionen Regionen har en begrenset andel av forbruket dekket av produksjon som faller inn under utredingsområdet. Produksjonen plasserer seg langt fra forbruket og systemet er avhengig av overføringslinjene i overordnet distribusjonsnett og transmisjonsnett, både til import og eksport. Tilgjengelig effekt fra produksjon tilknyttet distribusjonsnettet vinteren 2016 var i overkant av 480 MW i utredningsområdet, med reell maksimallast på i 1300 MW og temperaturkorrigert 1440 MW dekker regional produksjon mellom 33 til 37 % av effektbehovet i vinterlast. Figur 14 på neste side viser historisk maksimalbelastning og tilgjengelig vinterproduksjon siste 10 år, statistikken gir en økende trend hvor forbruket øker raskere enn tilgjengelig produsert effekt. Historisk energibalanse i regionen er vist i figur 15 på neste side, energiforbruket er ikke temperaturkorrigerte. Utelatt fra kraftbalansen men innenfor utredningsområdet er også Duge, Tjodan og Breiava kraftverk som topologisk er tilknyttet transmisjonsnettet i Lysebotn uten å gå via transmisjonsnettet. Installert ytelse er henholdsvis 200, 110 og 14,7 MW, med antatt vinterytelse 135, 103,3 og 12,9 MW. Alle kraftverkene ligger K S U S ø r - R o g a l a n d Side 30 av 85

31 bak 300 MVA 132/300 kv transformatoren i Moen og vil normalt være fraskilt 132 kv systemet til Lyse Elnett. 1600, , ,00 Effektbalanse 1000,00 800,00 600,00 Temp.korrigert maks [MW] Målt maks effekt [MW] Tilgjengelig vintereffet [MW] 400,00 200,00 0, Figur 13 Statistikk effektbalanse med bakgrunn i antatt tilgjengelig vintereffekt innenfor eget nett Historisk energibalanse Forbruk GWh Produksjon GWh Figur 14 Statistikk energibalanse 5.9 Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet Elektrisitet er i utgangspunktet den dominerende energibærer i området, men det blir også brukt ved, olje, parafin, fjernvarme og gass. Det har de siste årene vært en utbygging av fjernvarmenett ut fra søppelforbrenningsanlegget på Bærheim. Det er lagt gassrør fra Kårstø til Risavika, med en avgrening til Rennesøy og Finnøy. Dermed har Lyse Neo kunnet levere naturgass i rør fra våren Det ble i 2017 levert 631 GWh gass i systemet. Dette representerer en maksimaleffekt på 233 MW. Dette er en blanding av naturgass og biogass og benyttes til flere prosesser bl.a. spissing av fjernvarme. Fjernvarme fra K S U S ø r - R o g a l a n d Side 31 av 85

32 søppelforbrenning på Forus utgjorde i GWh og 33 MW. Energikilden til fjernvarme forbruket er sammensatt, kjelene har gjerne flere alternative kilde, bl.a. gass, olje og elektrisitet. Utviklingen i forhold til bruken av elkjeler til spissing av last vil kunne få stor konsekvens for overordnet distribusjonsnett, både lave elkraft priser og muligheten for høy prising av gass på grunn av miljøfaktorer driver endringer.. Mange har to eller flere alternative energibærere for oppvarming (for eksempel kombinasjon av elektrisk oppvarming og vedfyring). Dermed kan prisforholdet mellom enkelte energibærere til en viss grad styre hva det blir brukt mest av. Markedsføring og oppslag i massemedia betyr også mye for fordelingen mellom energibærere. Figur 16 illustrerer hvilke oppvarmingskilder som var tilgjengelig i boliger i Sør-Rogaland i ,6 % av boligene har bare elektrisk oppvarming, og 38,1 % av boligene har en kombinasjon av elektrisk oppvarming og fast brensel, i hovedsak vedfyring. Bare elektrisk oppvarming Bare vannbåren oppvarming Bare fast brensel 0,5 % 0,6 % 6,3 % 6,3 % Bare flytende brensel 43,6 % Ett system, annet 38,1 % To eller flere systemer, elektrisk oppvarming og fast brensel To eller flere systemer, elektrisk oppvarming og flytende brensel 2,5 % 0,9 % 1,1 % 0,1 % To eller flere systemer, elektriske oppvarming og fast og flytende brensel To eller flere systemer, vannbåren varme og et eller flere andre systemer To eller flere systemer, andre kombinasjoner Figur 15 Oppvarmingssystem for eneboliger i Sør-Rogaland i 2001 Man opplever i kalde år med høyt lastuttak og høy strømpris at elektrisk forbruk reduseres noe ved stort fokus på elektrisitetskostnad i media. Under maksimallast perioden 2018 var det et forholdvis stort fokus på kraftpris som kan være en medvirkende årsak til forholdvis lav maksimallast gitt hvor kaldt det faktisk var. Statistikk over ulike energibærere er innsamlet på ulike måter, og det er ikke alt som er like nøyaktig. Spesielt vedfyring er vanskelig å føre statistikk over fordi mange hogger ved selv, og salg kan foregå på tvers av kommune-, fylkes- og nasjonalgrenser. Statistisk sentralbyrå vurderer kvaliteten på statistikken som så mangelfull at de foreløpig ikke vil publisere tilsvarende statistikk etter K S U S ø r - R o g a l a n d Side 32 av 85

33 Energiforbruk [GWh] Figur 17 viser oversikt over årlig energiforbruk fordelt mellom energibærerne i perioden Elektrisitetsstatistikken er hentet fra Lyse Elnett. Statistikk for andre energibærere er hentet fra statistisk sentralbyrås kommunefordelte energistatistikk til og med I denne statistikken er det også tatt med gass levert fra andre enn Lyse Neo (42 GWh i 2009). Det er ikke funnet statistikk på kommunenivå nyere enn Figur 18 viser konsesjonsområde for fjernvarme , , , , , , , , , , , , ,0 500,0 0,0 Annet Avfall Biobrensel Olje/parafin Gass Uprioritert elektrisitet Prioritert elektrisitet År Figur 16 Oversikt over årlig energiforbruk fordelt mellom energibærerne i perioden Figur 17 Kart over konsesjonsområder for fjernvarme K S U S ø r - R o g a l a n d Side 33 av 85

34 5.10 Forbrukerfleksibilitet Forbrukerfleksibilitet er definert som forbrukerens evne og vilje til å bytte energibærer eller endre sitt energiforbruk på kort og mellomlang sikt. I dagens situasjon er det i hovedsak strømprisen som påvirker forbrukerens vilje til å bytte energibærer eller endre sitt energiforbruk. I dag er det begrenset med automatikk for å reagere på hurtige strømprisendringer, og forbrukeren har dermed en begrenset evne til å tilpasse seg strømprisen. Overgang til alternative energikilder grunnet høyere strømpris vil dermed kunne skje relativt langsomt dersom det skulle være en varig høy strømpris. I fremtiden ser vi for oss følgende virkemidler for å endre forbrukerens evne og vilje til å bytte energibærer eller endre sitt energiforbruk på kort og mellomlang sikt: Avanserte Målesystem og Styringssystem (AMS) Teknologiske nyvinninger Ifølge Forskrift om endring i forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester 4-1 plikter nettselskapet å installere AMS i alle punkter innen 1. januar 2019 (energidepartementet, 2011), med noen få unntak. Ved innføringen av AMS vil dette kunne gi forbrukeren et intensiv til å reagere på prisendringer i kort og mellomlang sikt. For å oppnå en reduksjon av effektforbruket kan dette gjennomføres automatisk med ny teknologi. Det kan da være aktuelt å utsette økning av energilagre (mekaniske, termiske, elektriske og kjemiske energilagre) samt automatiserte oppgaver/tjenester til lavpristimer. Teknologiske nyvinninger kan også øke behovet for elektrisk kraft. For eksempel vil en elektrifisering av bilparken føre til et økt behov for strøm. Dette vil også kunne føre til økte effekttopper. I et 20 års perspektiv kan AMS få noe innvirkning på nettplanleggingen på overordnet distribusjonsnettnivå. Teknologiske nyvinninger som alene fører til økte effekttopper vil kunne redusere eller eventuelt eliminere effektene av AMS. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 34 av 85

35 6 PROGNOSE OG LASTFLYTSIMULERINGER 6.1 Utarbeidelse av prognoser for effektuttaket i Sør-Rogaland Den viktigste driveren for økning i strømforbruket i Sør-Rogaland har historisk vært økning i befolkningen. Lyse Elnett utarbeider derfor prognoser hvor den viktigste inngangsverdien er Statistisk sentralbyrås befolkningsframskriving. Hvor mye økt effekt befolkningsøkningen medfører er avhengig av blant annet byggestandarder og bruk av alternativ energikilder. Figur 18 Flytskjema for beregning av prognoser 6.2 Elkraft drivende og senkende elementer som kommer Det er flere teknologier, markeder og reguleringer, men også miljøbevissthet, som kan og vil påvirke fremtidens kraftbruk i mer eller mindre grad. Tematikken ble diskutert med engasjement i Kraftsystemutvalget og er stadig oppe i media Drivere som taler for økt forbruk av elektrisk energi Elbil og elektrifisering av transportsektoren. De siste årene har det vært en rivende utvikling av elbiler i Norge. I følge interessesiden gronnbil.no var det i Rogaland fylke 6932 registrerte elbiler pr. september Hvis alle disse bilene lader med 3 kw på samme tid blir dette 20 MW effekt. Målinger fra Lyse sine parkeringsplasser med strømuttak viser til daglig energiopptak i snitt er 10 kwh. Fortsatt vekst gir både mer energibruk pr. innbygger samt potensiale for ytterligere økt effekt i topplasttimene alt etter hvor det lades og om ladepunktene har smarte funksjoner. Landstrøm og elferjer. Norge har flere korte ferjeruter for passering av fjorder og ifølge en mulighetsstudie utført av Siemens 7 kan det være lønnsomt å elektrifisere 7 av 10 ruter, enten ved anvendelse av ferjer med ren eldrift eller hybriddrift. I utredningsområdet Sør-Rogaland er følgende ferjestrekninger aktuelle: 7 K S U S ø r - R o g a l a n d Side 35 av 85

36 Hjelmeland Nesvik I tillegg har Lyse Elnett tidligere utredet muligheten for tilknytning av en elektrifisering av Lauvik Oanes. Resultatene viste at det måtte foretas oppgraderinger av 22 kv-nettet for å kunne forsyne ferjen. Grunnlaget for forbindelsen Ryfast er at tunnelen erstatter ferjesambandene Stavanger Tau og Oanes Lauvvik. Ferjeforbindelsen på E39, Mortavika Arsavågen, vil erstattes av Rogfast. Norled har søkt om å få fortsette driften av Oanes Lauvvik etter åpningen av Ryfast, og det er derfor noe usikkerhet om denne ferjestrekningen fortsatt vil være aktuell for elektrifisering. Lyse Elnett har dialog med de som ønsker å realisere elferjen mellom Hjelmeland Nesvik, og pga. svakt og tilårskomment overordnet distribusjonsnett i Ryfylke tyder det på at det bør installeres batteri på land for å muliggjøre realisering (lignende løsning som for Ampere). Batteriet på land vil lade mens ferjen kjører og dermed redusere effekttoppen. «Energieffektive apparater». Gjennomstrømningsberedere som varmer vannet direkte når det forbrukes og platetopper som benytter induksjon er typiske energieffektive apparater som bruker høy effekt over kort tid for å oppnå effektiviteten. Begge enhetene er gjerne i bruk både ved morgen og ettermiddagstoppene i strømforbruket noe som med høy nok samtidighetsfaktor øker toppene til den enkelte husholdning hvor det blir installert. Fjernvarme kan være en alternativ energibærer til elkraft for varmebehov. Fra nettselskapet blir det imidlertid registrert at både fjernvarme aktører og industri som bruker gass eller søppelforbrenning til varmeproduksjon installerer elkjeler i tillegg til sine gasskjeler. Lyse Neo kan melde at de prognoserer med en utflating av gassforbruket i tiden fremover., Lyse Neo forventer imidlertid at biogass som energibærer for fjernvarme vil øke og derav øke omfanget av fjernvarme i regionen, fra dagens nivå på rundt 100 GWh (50 MW) til 220 GWh i 2030 (155 MW). Driftsmønster og bruk vil variere, noen installerer bare for å kunne kjøre på pris, andre installerer elkjeler for å håndtere spisslaster. Der hvor varmebehovet følger utetemperatur vil da spisslasten sammenfalle med maksimalbelastningen i nettsystemet. I motsetning til elementene over vil nettselskapet være involvert i prosessen når en slik kjele installeres og har da kontroll over hvor nettet blir belastet Drivere som kan redusere behovet for elektrisk kraft Lokal distribuert kraft, solceller. Det finnes en rekke produserende innretninger som kan plasseres på eget hus og eiendom, av dem er det solceller på private hjem og tomter som har opplevd formidabel vekst de siste år ellers i verden. Solceller er hyppig nevnt i media og det er flere norske aktører som ønsker å bygge slike anlegg. I utredningsområdet Sør-Rogaland er det kun et fåtall anlegg installert. Solceller vil potensielt kunne redusere energibehovet i området noe hvis volumet tar seg opp. Men det er lite trolig at solceller alene vil kunne redusere maksimalbelastningene Siden maksimalbelastningen vanligvis har inntruffet tidlig på morgenen i månedene januar til mars. Lokal energilagring må til for å kunne utnytte egenprodusert energi i timer hvor enhetene ikke produserer. Både egne stasjonære batterienheter og batterier i for eksempel elbiler, har et potensiale for å lagre egenprodusert energi for så å levere den tilbake ved en senere anledning når kunden måtte ønske det. De modellene vi ser i dag er tilpasset installasjoner hvor man ikke benytter energi til varme. Det må store endringer innen både kraftpris, varmekilder og enhetspriser før en slik innretning er økonomisk rasjonell i Norge. Hvis en slik installasjon skal redusere maksimaleffektbehovet i et nettsystem vil det også måtte introduseres smarte styringssystemer og markedsmekanismer som gir den som drifter nettet mulighet til å styre ressursene etter behov. Et komplekst system. Lokale batterienheter i megawatt-størrelse til bruk i nettsystem eksisterer og er i bruk enkelte steder i verden, dette kan være aktuelt i enkelte områder i påvente av nettforsterkninger eller som støtte på utsatte og svake punkter, det er imidlertid vanskelig å se for seg at omfanget blir så stort at det påvirker effektbehovet for regionen vesentlig. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 36 av 85

37 Lokal energilagring kan være en god løsning for tilknytning av elferjer. Slike batterier er velegnet siden utladningstiden er relativt kort, og det er derfor ikke behov for å lagre store mengder energi. Det er derimot en større effekt som kan hentes fra batteriet. Et eksempel på en slik løsning er ferjen Ampere, hvor det er installert 410 KWh batteri på land og et 1040 kwh batteri om bord i ferjen. Batteriet på land øker dermed brukstiden for belastning sett fra nettet betydelig. Smarte nett kan være et system som utnytter lagringsressurser, styrer fleksibel last og gir deg datagrunnlag for bedre beslutninger rundt drift og forvaltning av et nettsystem. Smarte nett er mye omtalt i media, men er på dette tidspunktet i hovedsak tanker for hvordan fremtidens nettsystem skal samhandle gitt de muligheter som ligger i dagens informasjonsteknologi og prosessering av denne. Potensialet og utfallet er enormt og gir nye utfordringer når «rasjonelle nettiltak» skal utformes. Også omtalt i Potensiale for ny kraftproduksjon Vind- og vannkraftressursene er ofte lokalisert utenfor der hvor det i dag er bygd kraftige overføringsforbindelser. Tilknytning av ny vind- og vannkraft medfører derfor ofte behov for nettutbygginger, enten grunnet at eksisterende nett er for svakt eller at det ikke er utbygd nett til de aktuelle områdene i dag. Fornybardirektivet og det grønne sertifikatmarkedet mellom Norge og Sverige har utløst en mengde konsesjonssøknader innen ny fornybar produksjon. Dette innbefatter både små og storskala produksjon, for utredningsområdet Sør-Rogaland ligger er det konsesjonssøkt 63 MW småskala vannkraft og storskala vindkraft 870 MW. I motsetning til forbruk så kan ikke produksjonstall knyttes direkte til folketallet. Fremtidig potensiale er i stor grad knyttet til lokal kjennskap om produksjonsinitiativer og NVEs lister over meldinger og konsesjonssøknader på vann- og vindkraft. Realiseringsgrad og tidspunkt for idriftsettelse er imidlertid svært usikkert. Det er for tiden en viss usikkerhet til omfanget av hvor mange prosjekter innen vind- og vannkraft som faktisk blir realisert. På den ene siden er det etablert et elsertifikatordningen som legger opp til å realisere 26,4 TWh ny fornybar produksjon i Norge og Sverige innen utløpet av På den annen side er det utsikter til økende kraftoverskudd i Norden som følge av elsertifikatordningen, moderat økning i forbruk og introduksjon av ny finsk kjernekraft. Utsikter til vedvarende lave kraftpriser, kan svekke mulighetene til å realisere nye prosjekter innen vind og vann. Dette er også forsterket av ulike rammevilkår i Norge og Sverige. Introduksjon av økt andel intermitterende produksjon (vind og sol) i systemet og økt overføringskapasitet på mellomlandsforbindelsene, kan gi muligheter for ulike produkter innen system- og balansetjenester. Dette vil være med på å øke verdien av vannkraften. Avhengig av plassering og størrelse på mulige produksjonsanlegg, kan man risikere å utløse tiltak på alle spenningsnivå for å tilknytte av produksjon frem mot Fra distribusjonsnett som har forholdsvis lav kost og liten kompleksitet, til overordnede distribusjonsnettanlegg som kan realiseres i løpet av en 2-5års periode, til større transmisjonsnettprosjekter som opererer med prosjektløp på 5-10 år. For prosjekter som krever linjebygging eller større transformatorstasjoner begynner i praksis tidsfristen for prosjekter som krever store investeringer i overordnet distribusjonsnett å gå ut. Lyse Elnett har inngått utredings- eller utbyggingsavtaler med tiltakshavere for følgende prosjekter: Gilja vindkraftverk (135 MW) Vardafjellet vindkraftverk (30 MW) Skurvenuten og Tindafjellet vindkraftverk (20 MW) Bjerkreimsklyngen (531 MW) Lysebotn 2 kraftverk er i sluttfasen av utbyggingen og det ble i mars 2018 for første gang sluppet vann på turbinene. Bjerkreim transformatorstasjon er under bygging for tilknytning av vindkraftparkene som skal bygges i Bjerkreim K S U S ø r - R o g a l a n d Side 37 av 85

38 Utvalgte scenario Alt uttak og produksjon påvirker kraftsystemet, men der det generelle forbruket øker litt etter litt, må all større produksjon konsesjonsbehandles og utredes i detalj i forbindelse med høringsrunder. Det er tilknytningsplikt for både uttak og innmating, men produksjon blir i større grad behandlet som enkeltsaker, eller områdesaker som skal tilpasses det etablerte forsyningssystemet grunnet konsesjonsprosessen. Det er usikkerhet rundt realiseringen av den store mengden ny fornybar produksjon som ligger til behandling hos NVE og som ønsker tilknytning innen 2021, for å kunne inkluderes i ordningen med grønne sertifikater. Det er utarbeidet følgende tre scenario for utvikling i kraftforbruket: Scenario 1 Lav: Lav økning i elektrisitetsforbruket. Scenario 2 Forventet økning i elektrisitetsforbruket Scenario 3 Full fart: Høy økning i elektrisitetsforbruket I tillegg er det utarbeidet to scenario for tilknytning av ny fornybar produksjon til systemet: Scenario 1 for tilknytning av ny fornybar: Forventet realisering av ny fornybar kraftproduksjon. Scenario 2 for tilknytning av ny fornybar Høy realisering av ny fornybar kraftproduksjon Scenario 1 Lav I scenario 1 lav er det lav vekst i befolkning som i SSBs scenario LLLML. I tillegg bygges ikke datasenteret Green Mountain Data Centre ut for fult, men begrenses til 9 MW. Det antas likevel at det er ønske om å nå målet om elektrifisering av bilparken og at elektrifisering av bilparken utvikler seg som vist i diagrammet under. I diagrammet er det tatt et utsnitt fra Stavanger kommune, men alle andre kommuner har en tilsvarende endring i elbilandel fra relativt lav til hundre prosent innen I dette scenarioet bidrar hver elbil i gjennomsnitt med en effekt på 0,25 kwh/h i tunglasttimen. Dette er det laveste effektbidraget anvendt i alle de tre utarbeidede prognosene Fremskrevet bilpark for Stavanger kommune forbruksprognose scenario lav Elbiler Fossilbiler Figur 19 Fremskrevet personbilpark for Stavanger kommune forbruksprognose scenario lav. Under er det vist effektforbruk fra personbilparken på kommunenivå. Sola, Sandnes og Stavanger har det høyeste effektbidraget pga. bilparken er størst i disse kommunene grunnet høyest befolkningsantall. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 38 av 85

39 Figur 20 Fremskrevet effektforbruk for elektriske personbiler i Sør-Rogaland scenario lav Scenario 2 Normal Det er forutsatt en befolkningsutvikling som i Statistisk sentralbyrås folketallsframskrivning alternativ MMMM 8, altså middelscenarioet. SSBs MMMM-scenario har en årlig snittvekst på 1,02 % i perioden for Sør- Rogaland. Til sammenligning er snittveksten for Norge i samme scenario og periode 0,77 %. Dette medfører at befolkningen i Sør-Rogaland stiger med 24,93 % i perioden, mens den i Norge som helhet stiger 18,4 %. I dette scenarioet er det også antatt en 100 prosent elektrifisering av personbilparken innen 2040, og et gjennomsnittlig effektbidrag i tunglast på 0,75 KWh/h per elbil. Fremskrevet effektforbruk for personbilparken i dette scenarioet er gjengitt under. Figur 21 Fremskrevet effektforbruk for elektriske personbiler i Sør-Rogaland scenario middel. 8 Hvert alternativ for SSBs befolkningsframskriving beskrives ved fire bokstaver i følgende rekkefølge: fruktbarhet, levealder, innenlandsk flytting og innvandring. M = middels, L = lav og H = høy. MMMM er vårt hovedalternativ. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 39 av 85

40 Effektbehov [MW] Framskrevet effektforbruk for scenariene I Figur 22 er det vist det framskrevne effektbehovet for de to scenariene fra 2017 til 2060 i tillegg til historiske verdier for perioden 1971 til Scenario 1 har en utvikling som er lavere enn en lineær historisk trend, mens scenario 2 har en høyere utvikling. I 2035 er den framskrevne tunglasten for scenario 1 og 2 henholdsvis 1746 og 2021 MW. Dette medfører en differanse mellom scenariene på 275 MW i Historisk Scenario 1 Scenario 2 Lineær (Historisk) 0 År Figur 22 Framskrevet effektforbruk for Sør-Rogaland 6.5 Scenario 3 Full fart Det er forutsatt en befolkningsutvikling som i Statistisk sentralbyrås folketallsframskrivning alternativ HHMH. Dette vil si at alle driverne for økning av befolkning i Sør-Rogaland er framskrevet med høy unntatt innenlands flytting, som er satt til middels. SSBs HHMH scenario har en årlig snittvekst på 1,50 % i perioden for Sør-Rogaland. Til sammenligning er snittveksten for Norge i samme scenario og periode 0,87 %. Dette medfører at befolkningen i Sør-Rogaland stiger med 32,7 % i perioden, mens den i Norge som helhet stiger 16 %. I dette scenarioet er det også antatt en 100 prosent elektrifisering av personbilparken innen 2040, og et gjennomsnittlig effektbidrag i tunglast på 1,00 kwh/h per elbil. Fremskrevet effektforbruk for personbilparken i dette scenarioet er gjengitt under. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 40 av 85

41 Fremskrevet effektforbruk elektriske personbiler i Sør-Rogaland[MW] 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 Time Strand Stavanger Sola Sandnes Rennesøy Randaberg Kvitsøy Klepp Hå Figur 23 Fremskrevet effektforbruk for elektriske personbiler i Sør-Rogaland scenario full fart. 6.6 Framskrevet effektforbruk for scenarioene I figuren er historiske forbrukstall siden 70-tallet frem til 2018 samt de tre forbruksprognosene presentert. Middelscenarioet viser en vekst tilnærmet lineær vekst helt frem til 2050, hvorav mye skyldes elektrifisering av personbilparken. Lav scenarioet er en avbrytning av veksten som er blitt observert frem til nå, og innen 2060 er forbruket i utredningsområdet fortsatt under 2000 MW. Figur 24 Framskrevet effektforbruk for Sør-Rogaland. Dagens temperaturkorrigerte energiforbruk for området er om lag 6 TWh. Prognosene for energiforbruk til området frem til 30 år frem i tid viser en vekst med et spenn fra 7 til 8 TWh i henholdsvis lav og høy scenariet. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 41 av 85

42 Installert produksjonskapasitet [MW] Figur 25 Prognosert energiforbruk for utredningsområdet. Energiforbruket er temperaturkorrigert, slik at det ved en vinter med normal temperatur vil være lavere energiforbruk enn oppgitt i tabellen. 6.7 Scenario 1 for tilknytning av ny fornybar: Forventet realisering av ny fornybar kraftproduksjon. I scenarioet for forventet kraftproduksjon forventes det at følgende prosjekter realiseres: Vardafjellet vindkraftverk (30 MW) Gilja vindpark (135 MW) Tindafjellet og Skurvenuten vindpark (20 MW) Bjerkreimsklyngen (531 MW) Lysebotn 2 kraftverk (370 MW) Det forutsettes i dette scenarioet at effektoppgradering av Flørli kraftverk realiseres i 80 MW. Som vist under vil produksjonskapasiteten stige til over 1500 MW hovedsakelig grunnet vindkraftproduksjon Installert lokal produksjonskapasitet i Sør-Rogaland Avfall Vann Vind Figur 26 Prognose for lokal installert effekt i Sør-Rogaland scenario forventet I scenarioet går den lokale energiproduksjonen fra å være hovedsakelig basert på vannkraft til omtrent femti prosent vindkraft og femtiprosent vannkraft. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 42 av 85

43 Tilgjengelig vintereffekt [MW] Lokal energiprduksjon [GWh] 6000 Installert lokal energiproduksjon i Sør-Rogaland Avfall Vann Vind Figur 27 Prognose for installert lokal energiproduksjon scenario forventet For å vurdere hvor sterkt nettet i Sør-Rogaland benyttes det kun produksjon fra kraftverk med magasinert produksjon da målinger viser at de utbygde vindkraftverkene kan stå i det absolutt kaldeste timene. Vindkraftverkene kan likevel ofte gå i deler av periodene det er kaldt. Det kan redusere den forventede risikoen ved utfall av enkeltkomponenter. I søylediagrammet under er det vist tilgjengelig vintereffekt med antagelse om at én tredjedel av vindkraftproduksjonen produserer om vinteren.. Tilgjengelig kapasitet fra 2018 inneholder også Lysebotn 2 kraftverk med en produksjonskapasitet på 370 MW, men er uten Lysebotn kraftverk (210 MW). Altså en økning på 160 MW mot 2017-nivået Tilgjenelig vintereffekt Avfall Vann Vind Figur 28 Prognose for tilgjengelig vintereffekt i Sør-Rogaland scenario forventet 6.8 Scenario 2 for tilknytning av ny fornybar høy realisering av ny fornybar kraftproduksjon I dette scenarioet er det antatt at samtlige av de omsøkte prosjektene blir realisert. Hensikten med dette alternativet er å vise utfordringer som vil oppstå dersom en meget høy grad av de omsøkte prosjektene realiseres. I dette scenarioet øker installert lokal produksjonskapasitet til over 2000 MW i Hovedsakelig grunnet vindkraftproduksjon. Samtlige vindkraftprosjekter realiseres som vist i søylediagrammet under innen fristen for K S U S ø r - R o g a l a n d Side 43 av 85

44 Lokal energiprduksjon [GWh] Installert produksjonskapasitet [MW] sertifikatmarkedet. Flørli kraftverk effektoppgraderes fra 80 MW til 160 MW i 2025 grunnet store variasjoner i kraftprisen Installert lokal produksjonskapasitet i Sør- Rogaland Avfall Vann Vind Figur 29 Prognose for lokal installert effekt i Sør-Rogaland scenario høy Over halvparten av den lokale energiproduksjonen kommer fra vind etter 2021 som vist i søylediagrammet under. Det er ikke foretatt et arbeid for å identifisere andre potensielle vind- og vannkraftprosjekter enn de omsøkte prosjektene Installert lokal elektrisk energiproduksjonskapasitet i Sør-Rogaland Avfall Vann Vind Figur 30 Prognose for installert lokal energiproduksjon scenario høy K S U S ø r - R o g a l a n d Side 44 av 85

45 Tilgjengelig vintereffekt [MW] Til tross for en stor andel installert vindkraft utgjør vindkraft en liten andel av den tilgjengelige vinterproduksjonen som vist under Tilgjengelig vintereffekt Avfall Vann Vind Figur 31 Prognose for tilgjengelig vintereffekt i Sør-Rogaland scenario høy 7 UTFALLSROM FOR SYSTEMET Som beskrevet i kapittel 4 er kraftsystemet i regionen høyt utnyttet og mange anlegg begynner å nærme seg teknisk levealder. Uavhengig av scenario må det påberegnes større investeringer i nettsystemet for å kunne opprettholde leveringssikkerhet og potensiale for videre utvikling av regionen. Store deler av dagens overordnede distribusjonsnett er 50 kv system. Erfaringer viser at differanse i anleggskostnaden er marginal mellom 50 og 132 kv materiell, da 132 kv blir betraktet som en bransjestandard for overordnet distribusjonsnett. Ved en generell oppgradering av det overordnede distribusjonsnettet i regionen til 132 kv og transmisjonsnettet til 420 kv vil kapasiteten bli vesentlig forbedret fra nåværende nivå. Denne oppgraderingen er imidlertid tidkrevende og utbyggingsperioden strekker seg over flere tiår. 7.1 Foretatte nettanalyser over fremtidig utvikling av kraftsystemet Nettanalysene er utført med lastflyt- og kortslutningsprogrammet NetBas-Maske. Det er foretatt simuleringer av følgende scenario og tidspunkter. Tilknytningsscenario Lav vekst forbruk Forventet vekst forbruk Tunglast liten Lettlast full Tunglast liten Lettlast full produksjon* produksjon produksjon* produksjon 2021 Forventet X X Høy X 2037 Forventet X X X Høy X Høy vekst forbruk Tunglast liten produksjon* Lettlast full produksjon * I scenario med tunglast og liten produksjon produserer kun kraftverkene Lysebotn II og Flørli. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 45 av 85

46 Lastflytanalysene er foretatt i modell for eksisterende overordnet distribusjonsnett. I analysene fokuseres det på belastningen på forbindelsene. Behov for økt transformatorytelse vil vanligvis ha et mindre komplekst prosjektløp og er derfor ikke i fokus videre. I kommentarene i neste kapittel angående 2037 scenarioet kommenteres kun vesentlige forverringer sammenlignet med 2021 resultatene. 7.2 Vurdering og konsekvenser av fremtidige scenario Videre i dette delkapittelet beskrives resultatene fra lastflytanalysene som er kjørt for scenario 1 og noen av utfordringene kommenteres overordnet. Beredskapsforskriften 9 gir ikke anledning til å vise detaljer knyttet til nettsysteme. Ved interesser for ny tilknytning av last eller produksjon i omtale områder kan Lyse Elnett kontaktes 10 tidlig i prosessen Ryfylke: Belastningssituasjon for uttak: Det overordnede distribusjonsnettet i Ryfylke ble bygget etter en enkel standard hvor en aksepterte strømbrudd. Som eksemplifisert hvor hele Hjelmeland kommune var strømløse i rundt 6 timer på grunn av trenedfall på linje. Flere konkrete henvendelser viser at belastningen i Ryfylke vil øke, blant annet skal det leveres strøm til den nye tunnelen Ryfast. Fergen fra Hjelmeland til Nesvik skal elektrifiseres. Ryfast vil redusere pendlertiden mellom Stavanger og Ryfylke betydelig slik at det blir mer attraktivt og bosette seg i Ryfylke. Dette taler for økt forbruk til boliger og annen tjenesteytende næring som følger med økt bosetting. Simuleringer viser at man i 2021 når kapasitetstaket for enkelte forbindelser i Ryfylke. Det pågår initiativer i Lyse Elnett for å løse problemstillingene. Den økte belastning gir system økte forventede avbruddkostnader. Muligheter for tilknytning av ny fornybar kraftproduksjon: Det er ikke kapasitet til ytterligere produksjonstilknytninger i de området av Ryfylke hvor Lyse Elnett har registrert interesser, primært Hjelmeland kommune, før nettsystemet er oppgradert kv systemet Stokkeland Lysebotn Belastningssituasjon for uttak: 132kV-systemet balanseres i dag av lokal produksjon i Lysefjorden, systemet er avhengig av denne produksjonen for å unngå overlast på enkelte overføringer i tunglastperioder. Når Lysebotn II kraftverk driftsettes åpnes det for større variasjoner i prisbildet, og det vil derfor kunne bli flere situasjoner hvor kraftverket ikke produserer i timene med høyt forbruk. Muligheter for tilknytning av ny fornybar kraftproduksjon: I samarbeid med Statnett har Lyse Elnett utredet hvor mye produksjon som kan tilknyttes under Stokkeland transformatorstasjon. Utredningen viste et øvre nivå på 220 MW. Simuleringer viser at systemet vil gå i overlast ved full produksjon før dette nivået, og Lysebotn II kraftverk må derfor spesialreguleres for å kunne tilknytte dette nivået. Spesialreguleringskostnadene ses på som akseptable gitt at de planlagte oppgraderingene foretas (temperaturoppgradering av linjer mellom Lysebotn og Sandnes og restrukturering av nettet i Sandnes.) For å unngå overlast på linjer må det etableres produksjonsfrakobling av en eller flere produksjonsenheter ved rivning av linje 2, hvor Statnett skal bygge sin nye Lyse Fagrafjell linje, i K S U S ø r - R o g a l a n d Side 46 av 85

47 7.2.3 Jærnettet Forsyningssituasjonen for uttakskunder: Matende forbindelser fra Stokkeland transformatorstasjon mot Jærnettet er tungt belastet, og enkeltfeil vil kunne medføre avbrudd i forsyningen til sluttbrukere. Produksjon fra Høg-Jæren vindkraftverk reduserer den forventede avbruddkostnaden i nettet grunnet vindkraftproduksjon som mater mot Opstad transformatorstasjon. Situasjonen er anstrengt frem til ny Bjerkreim Opstad og Opstad stasjon er etablert. Forbindelsen vil bedre forsyningssikkerheten i Jærnettet betydelig, og muliggjør videre omlegging til 132 kv systemspenning kv systemet Vatne-Riska-Ålgård Forsyningssituasjonen for uttakskunder: Matende forbindelser i 50 kv systemet under Tronsholen vil i analysene gå i overlast rundt Lasten i Vatne transformatorstasjon øker mye grunnet utbygging av utbyggingsområdet Sandnes Øst. Systemet er også avhengig av produksjonen fra Maudal og Oltedal kraftverk for ikke å gå i overlast. Ved feil i enten Maudal kraftverk eller på en av forbindelsene mellom transformatorstasjonene vil nettet allerede i dag gå i overlast. Tiltaket er i første omgang oppgradering av kabelforbindelser ut fra Tronsholen. Tilknytning av produksjon: Fra analysene kan man se at man selv i forventningscenario vil kunne oppleve situasjoner hvor enkelte forbindelser går i overlast hvis høy produksjon og lav last sammenfaller i tid. Det betyr at det ikke kan tilknyttes mer produksjon i forventningsscenarioet, tiltak må gjennomføres for å kunne tilknytte ytterligere produksjon kv systemet i Stavanger Forsyningssituasjonen for uttakskunder: I Stavangernettet er det, slik som i de fleste andre nettområdene, de matende forbindelsene som har belastning tett opp mot merkeytelse i simuleringene for Siden Kraftsystemutredningen for 2016 har er en eldre kabel mellom Alsteinsgate og Buøy fått en ny fase og er satt i drift. Denne gir mulighet til flytte deler av lasten fra i området og øker fleksibiliteten noe. Stavangernettet driftes i stor grad radielt for å kunne styre strømflyten. Dette medfører at enkeltfeil, uavhengig av belastningssituasjonen, gir avbrudd i forsyning. Deler av året vil det ofte være muligheter for omkoblinger for å gjenopprette strømforsyningen. Flere matende forbindelser ut fra Stølaheia, og selve Stølaheia stasjon er i forventningsscenarioet fullt belastet i Det bør foretas forbedringer for å kunne ha en tilstrekkelig forsyningssikkerhet i Stavanger. Dagens nett vil ikke kunne håndtere de forventede eller høye scenarioet i Ny Harestad transformatorstasjon og forbindelse fra Stølaheia til Harestad vil forbedre situasjonen, og er et avgjørende tiltak for at Stavangernettet skal kunne levere i normaldrift i de timene i året også med tung belastning. Stølaheia transformatorstasjon er i simuleringene tungt belastet, og det er nødvendig med økt transformeringskapasitet i Stølaheia for å kunne tilstrekkelig kapasitet i normaldrift. Lyse Elnett er i dialog med Statnett ang. situasjonen. Tilknytning av produksjon: Ingen aktuelle prosjekter Bærheim-systemet Forsyningssituasjonen for uttakskunder: Nettsystemet under Bærheim har ingen umiddelbare punkter som risikerer overlast de nærmeste årene. I tunglastperioder vil derimot enkelte av stasjonene i nettet ikke ha full reserve i regionalnettet ved feil. 50 kv-systemet under Bærheim er fra et belastningsperspektiv et mindre anstrengt område. En oppgradering av «Sola-ringen» med enten økt kapasitet eller med driftsspenning på 132kV vil kunne dimensjoneres slik at problemstillingen over løses. Solaringen vil derfor være et godt tiltak for økt forsyningssikkerhet i dette området. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 47 av 85

48 Tilknytning av produksjon: Ingen aktuelle prosjekter 7.3 Prognoserte belastning fordelt på transmisjonsnettpunkter Statnett har gjennom brev bedt kraftsystemutreder for det overordnede distribusjonsnettet om å tydelig inkludere prognoserte laster akkumulert for hver av Statnetts transformatorer innenfor utredningsområdet. Statnett har også i Kraftsystemutvalget ytret ønske om at belastning på transmisjonsnettpunktene inkluderes i rapporten. Under finnes en tabell med oversikt over planlagt belastning i transmisjonsnettpunktene i utredningsområdet Tabell 6 Framskrevet belastning i transmisjonsnettpunkter. Stasjon/År Bjerkreim Bærheim Fagrafjell Kjelland Lyse Stokkeland Stølaheia Sum Som visualisert i stolpediagrammet under vil Fagrafjell ved realisering være en særdeles sentral transmisjonsnettstasjon. For å bygge ned viktigheten av denne stasjonen ønsker Lyse Elnett å legge deler av belastning som i dag belaster Stokkeland transformatorstasjon over mot Stølaheia transformatorstasjon. Dette medfører at belastningen er tilnærmet lik i 2025 og 2030 for Fagrafjell transformatorstasjon. I tillegg er det muligheter for avlastninger mot Bjerkreim transformatorstasjon ved revisjoner og feiltilfeller. I 2035 kan også Skeiane transformatorstasjon forsynes fra Bærheim transformatorstasjon dersom det er etablert 132 kv i Bærheim transformatorstasjon Stølaheia Stokkeland Lyse Kjelland Fagrafjell Bærheim Bjerkreim Figur 32 Scenario for utvikling av belastning i transmisjonsnettstasjoner. Med den foreslåtte utviklingen vil Fagrafjell og Bærheim transformatorstasjon bære like mye av belastningen på lang sikt. Stølaheia transformatorstasjons viktighet øker. Dette er en naturlig overgang siden tidligere K S U S ø r - R o g a l a n d Side 48 av 85

49 transmisjonsnettet fra Lysebotn til Ullandhaug på 132 kv utfases til fordel for overføring på høyere spenningsnivå med deretter lavere effekt- og energitap (Lyse Fagrafjell). På kort sikt ser Lyse Elnett flere utfordringer for transmisjonsnettpunktene, primært med tanke på transformatorkapasitet mot det overordnede distribusjonsnettet samt også delvis planløsning i forbindelse med etablering eller utvidelse av 132 kv anlegg i disse punktene. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 49 av 85

50 8 INVESTERINGSOMFANG 8.1 Utviklingstrekk i regionen Som det fremgår i de foregående kapitlene er kraftsystemet noen steder presset og prognosene viser at lasten i området fortsetter å øke. Dette medfører at investeringer i regionalnettet vil gå betydelig opp de kommende årene. Det har siden midt på 80-tallet vært planer om ny sentralnettsforbindelse til Sør-Rogaland. I slutten av 2010 ble selskapet Lyse Sentralnett AS etablert for å håndtere Lyses sentralnettforbindelser og -stasjoner. Statnett overtok kontrollen av selskapet i Frem til slutten av 2015 lå det en forutsetning om at ny Lyse Stølaheia forbindelse var etablert innen I november 2015 sendte Lyse Sentralnett et brev til NVE hvor de informerer om at prosjektet ønsker å se på alternativer hvor sentralnettsforbindelsen fra Lyse i første omgang bygges til Stokkeland. Tidspunkt for realisering er da forskjøvet med 1-3 år 11. Statnett startet høsten 2015 opp et arbeid med «KVU Sør-Rogaland», konseptvalgutredning Sør-Rogaland, for å utrede fremtidig nettstruktur for sentralnettet. Utredningen vil inngå som underlag for beslutning av løsning for forbindelsen fra Lyse. Problemstillinger som tidligere ble adressert gjennom Lyse - Stølaheia prosjektet kan nå tilfalle Lyse Elnett å løse i regionalnettet. De signaler som blir gitt i dialog med Statnett tilsier at problemstillinger rundt transmisjonsansvaret som ligger i Lyse Elnetts 132 kv nett ikke adresseres gjennom sentralnettstiltakene som foreslås. Dette handler primært om forsyningssituasjonen i Stavanger og begrensninger for ny produksjon i 132 kv systemet. Risikoen som en utsettelse representerer er ikke adressert, foruten et tilsynelatende potensiale for redusert investeringskostnad. Endringen i tidsplan og stort spenn i utfall for systemløsning utfordrer planleggingen av regionalnettet. Statnett sendte i desember 2018 tilleggssøknad til NVE hvor Lyse Stølaheia trekkes som løsning, og Lyse Fagrafjell fremmes som ønsket løsning. Søknad er behandlet ferdig av NVE og ligger nå hos OED for endelig beslutning. Lyse Elnett, som største regionalnettaktør i utredningsområdet, har strategiske mål om å være det mest effektive og lønnsomme nettselskapet i landet, og skal gjennom effektivisering, gode investeringer i nett og teknologi levere strøm sikkert og lønnsomt til sluttbrukere i regionen. Investeringene presentert i kraftsystemutredningen viser til de løpende vurderinger og analyser som utføres i nettselskapene. Slik situasjonen er i dag, med de usikkerheter som ligger i transmisjonsnettpunktene, vil Lyse Elnett på kort sikt fokusere på umiddelbare kapasitetsutfordringer eller de anlegg hvor tilstanden ikke er tilfredsstillende, der hvor det er mulig vil tiltak som iverksettes dimensjoneres for en langsiktig rolle i kraftsystemet. Forberedende tiltak er for eksempel å benytte 132 kv materiell i nett hvor man har utredet 132 kv som fornuftig fremtidig systemspenning. Lyse Elnett har igangsatt et større arbeid knyttet til eget regionalnett. Kostnader og tiltak listet opp i avsnittene under er resultat av de individuelle analysene som er utført for ulike nettområder, etter inndeling som i kapittel 4. Noen områder er dekket av større «systemanalyser» som kommer i første del av de respektive underkapitlene. Systemanalysene gir i grove trekk den langsiktige utviklingsstrategien for de enkelte områdene, dette for å kunne vise til en helhetlig plan for de enkelttiltak som blir beskrevet videre. For andre områder uten større systemanalyse, men med identifiserte behov, følger bare beskrivelse av enkelttiltak. Resultatene av systemanalysene så langt gir klare indikasjoner på at overgang fra 50 til 132 kv systemspenning vil være en fornuftig og rasjonell utvikling av flere regionalnettsystemer i utredningsområdet. Med en forutsetning om å begrense behovet for nye overføringslinjer, øke reservekapasitet og ytelse i nettet til å kunne håndtere lastprognosene, så kommer man ikke utenom en spenningssøkning. Med det kostnadsbildet som er på materiell i dag vil det være beskjeden eller ingen ekstra kostnad å øke isolasjonsnivået fra 60/72,5 kv til 145 kv når materiell først må byttes K S U S ø r - R o g a l a n d Side 50 av 85

51 8.2 Planer fordelt på områder Planen presentert her er under kontinuerlig vurdering og utvikling. Flere av områdene er store og har stort spenn i anleggsperiode, endringer må påregnes. Lyse Elnett har innsett at man ikke kan vente stort lenger før man investerer, uavhengig av scenario. Det må investeres i et solid overordnet distribusjonsnett som kan håndtere utfallsrommet som ligger i prognosene og være fleksibelt for endringer kv-nettet fra Lysebotn til Ullandhaug Som vist i er det både stort behov i tilknytning til nettsystemet, men også høy grad av usikkerhet. De ulike driverne og kombinasjoner av drivere vil utløse forskjellige løsninger. Drivere på produksjonssiden er: 1. Kraftpotensiale øst for Tronsholen, plassert i Sandnes og Gjesdal kommune. o Gilja vindkraftverk (135 MW) o Sandnes vindkraftverk (90 MW) o Vardafjellet vindkraftverk (30 MW) o Sum av mindre enheter, vann og vind: ~ 40 MW 2. Vannkraft øst for Høgsfjorden, i Forsand og Hjelmeland kommune. o Helmikstøl området, sum: ~12 MW o Årdal området, sum: ~ 6 MW Det er allerede utfordringer i systemet som beskrevet i kapittel 5.4. Utfordringene knytter seg både til kapasitet i de respektive 50 kv og 132 kv systemer samt ytterligere utsatt fremdrift i Lyse Fagrafjell. Under er det presentert noen tanker rundt løsninger som kan håndtere forskjellig grad av ny tilknyttet effekt i 132 kv nettsystemet uavhengig av Statnetts fremdrift. Tiltak i 132 kv nettet Temperaturoppgradering Lyse Elnett startet i 2015 prosjekt for vurdering av om det er mulig å temperaturoppgradere dagens 132 kvnett til 80 grader trådtemperatur. Normalt er temperaturoppgradering et rimelig tiltak som gir noe økt kapasitet. Utredningen viser at det er mulig å oppgradere linjenettet til en driftstemperatur på 80 grader og derav øke overføringskapasiteten til linjene. For å kunne utnytte overføringskapasiteten må begrensende endepunktskomponenter, som f.eks. strømtransformatorer, skillebrytere eller også effektbrytere, skiftes i koblingsanlegget i tilknytning til Lysebotn kraftverk og Tronsholen transformatorstasjon. Koblingsanlegget i Lysebotn kraftverk er eid av Lyse Produksjon. Dialog er opprettet med Lyse Produksjon for å få realisert oppgradering. Det er blitt startet opp et prosjekt for gjennomføring av tiltakene der planlagt ferdigstillelse er i løpet av sommeren Tiltakene bør være utørt innen utkobling av Lysebotn Tronsholen 2, som skal rives fra Lysebotn til Seldalsheia i forbindelse med Statnett sin nye linje Lyse Fagrafjell. At temperaturoppgraderingen er mulig er den viktigste grunnen til at det kan tilknyttes 220 MW ny fornybar kraftproduksjon, og derav også Gilja vindpark, til 132 kv-systemet. Tiltak utover temperaturoppgradering som er nødvendig for tilknytning av Gilja vindpark er beskrevet i kapittel Samlede kostnader for komponentskifte i Tronsholen transformatorstasjon og koblingsanlegget til Lysebotn kraftverk er estimert til 16 MNOK. Tiltakene er nødvendig for å unngå i overlast ved tilknytning av Lysebotn II kraftverk og riving av linje 2 slik at kostnadene ikke kan relateres til tilknytning av vind- eller småkraftverk. Kostnadene for dette tiltaket derfor ikke inkludert i de samfunnsøkonomiske betraktningene for tilknytning av 220 MW ny fornybar under Stokkeland transformatorstasjon i kapittel Trådskifte på Lysebotn Tronsholen 3 Lyse Elnett har vinteren 2017/2018 hatt utfordringer med trådtemperaturen på linje 3. Det viser seg at tråden har en dårligere teknisk tilstand enn tidligere antatt. Trådskifte er estimert til en kostnad på 94 MNOK inkludert kostnadene for endepunktskomponenter. Trådskifte er planlagt foretatt i Det kan vanskelig ses noen andre alternativer enn å foreta trådskifte. Det vil være et stort behov for å opprettholde linjens overføringsevne de nærmeste årene. Lyse Elnett vil derfor bytte tråd på linjen for å holde nettanlegget i tilfredsstillende stand. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 51 av 85

52 Mastene har en restlevetid på 20 år. Den samlede vurderingen er derfor at det er rasjonelt og beholde linjen og utføre nødvendig tiltak for videre drift. Kostnaden for trådskifte er estimert til 52 MNOK. Det vil bli skiftet til tilsvarende tråddimensjon som er benyttet på linjen i dag. Dette er dermed et 1:1 tiltak, og anses å være et vedlikeholdstiltak som ikke krever konsesjon. Samlet med OPGW Reinvestering av Tronsholen transformatorstasjon Som nevnt i kap er Tronsholen et knutepunkt i 132 kv systemet. Funksjonaliteten til punktet er utfordret da bryteranlegg, spesielt på 132 kv siden har en tilstand som ikke er tilfredsstillende. Tronsholen stasjon er tidligere vedtatt avviklet, men flere forutsetninger for beslutningen har ikke blitt gjennomført. Slik situasjonen er i dag er ikke fjerning lenger noe reelt alternativ, stasjonsanlegget må adresseres så snart som praktisk mulig. Reinvesteringen av Tronsholen transformatorstasjon ble i Kraftsystemutredningen i 2016 presentert med en reinvestering av kun 132kV-anlegget. For å kunne legge til rette for en mer helhetlig og varig løsning for Tronsholen transformatorstasjon er det nå i prosjektet og kostnadsestimatene også tatt hensyn til nødvendige reinvestering for videre drift av 50kV-forsyningen frem til De vurderte alternativene er som angitt under: Nullalternativ: Fjerne krafttransformator T3. Alternativ 1: Erstatte begrensende endepunktskomponenter i 50kV-anlegget samt reinvestering i spenningsavledere, spenningstransformatorer o.l. Beholder effektbrytere. Anskaffe én ny 132/50kV krafttransformatorer med kapasitet på 72,5 MVA (liten for å begrense kortslutningsytelsen). Alternativ 2: Erstatte begrensende endepunktskomponenter i 50kV-anlegget. Anskaffe to 130 MVA 132/50kV krafttransformatorer Alternativ 3: Nytt GIS-anlegg til erstatning for dagens 50kV-anlegg og én ny 130 MVA 132/50kVtransformator. Figur 33 Samfunnsøkonomisk kostnader for alternativ Overføring Stokkeland-Tronsholen Forbindelsen Tronsholen Stokkeland er i dag en flaskehals for kraftproduksjon som mater mot 132 kvsystemet. Lysebotn 2 kraftverk vil få en vesentlig høyere samlet installert ytelse enn Lysebotn kraftverk (370 MW mot dagens 210 MW), og derav en større evne til å tilpasse seg prisvariasjonene i kraftmarkedet. Forskjellen mellom kjøremønsteret til Lysebotn og Lysebotn 2 kraftverk samt ønsker om å tilknytte vindkraftog småkraftproduksjon medfører at forbindelsen Tronsholen Stokkeland blir en større flaskehals. Det er vurdert følgende nettalternativer for å redusere flaskehalsen: Nullalternativ: Søke om fritak for tilknytningsplikten hos Olje- og energidepartementet. Det kan søkes om fritak gitt at investeringen i produksjon og nett samlet ikke vil være samfunnsmessig rasjonell jf. Energiloven ledd. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 52 av 85

53 Nettalternativ 1a: Ny 132 kv-kabel mellom transformatorstasjonene Tronsholen og Vagle. Ett nytt koblingsfelt i hver av stasjonene Tronsholen og Vagle og ett midlertidig koblingsfelt i Stokkeland transformatorstasjon. Nettalternativ 1b: Sløyfe inn forbindelsen Stokkeland Ullandhaug 3 til 132 kv-koblingsanlegg på Tronsholen. Dette medfører en økning på to koblingsfelter i det nye koblingsanlegget på Tronsholen transformatorstasjon. Nettalternativ 2a: Terminere Lysebotn Tronsholen 3 i Stokkeland transformatorstasjon istedenfor Tronsholen transformatorstasjon. Nettalternativ 2b: Terminere Lysebotn Tronsholen 2 i Stokkeland transformatorstasjon istedenfor Tronsholen transformatorstasjon. På neste side er det presentert enlinjeskjema for nullalternativet og alternativene 1a, 1b og 2. Sammenstilling av den samfunnsøkonomiske kostandene for alternativene er presentert i figuren under. Det skiller 39 MNOK mellom alternativ 1a og 1b. Nettalternativ 1b har en samfunnsøkonomisk kostnad på 13,7 MNOK. Figur 34 Samfunnsøkonomiske kostnader for alternativene korrigert for restverdi. Kostnader er her gjengitt for terminering i Vagle transformatorstasjon. I nettalternativ 0 er overskudd fra kraftproduksjon lagt til som et tap. Den tapte merverdien for produksjon i nullalternativet er fra vindkraftprosjektene Tindafjellet, Skurvenuten og Sandnes. Nettalternativ 2, både a og b, reduserer ikke flaskehalsen tilstrekkelig til at alternativet kan anbefales. Begge underalternativene har også en samfunnsøkonomisk kostnad som er høyere eller tilnærmet lik alternativ 1a og 1b. Dette alternativet/konseptet vil derfor forkastes. Under følger en oppsummering av investeringskostnadene for alternativ 1a og 1b. I investeringskostnader, ikke korrigert for restverdi, skiller det 40,7 MNOK mellom alternativene. Gevinsten ved investering i alternativ 1a mot alternativ 1b er ved utfall av hele GIS-anlegget på Tronsholen. Verdien og sannsynligheten for utfall av et helt koblingsanlegg er vanskelig å kvantifisere da utfall av hele anlegg ikke inngår i Statnetts oversikt over feilsannsynlighet. Tabell 7 Merkostnader mot nullalternativ for alternativ 1a inkludert 30 prosent usikkerhet og 10 prosent byggherrekostnader. Ikke korrigert for restverdi. *Ved beslutning om nytt 132 kv-koblingsanlegget på Vagle transformatorstasjon som erstatter til 132 kv-koblingsanlegget på Stokkeland. Investering Ett koblingsfelt i Tronsholen transformatorstasjon og ett i Vagle transformatorstasjon Estimert kostnad inkl. usikkerhet [MNOK] 11,2 K S U S ø r - R o g a l a n d Side 53 av 85

54 TSLF1600mm2- Stokkeland Tronsholen 19 TSLF1600mm2 Vagle Stokkeland* 15,4 Midlertidig AIS-felt Stokkeland 9,8 Sum marginale kostnader for tiltak 55,4 Tabell 8 Merkostnader mot nullalternativ for alternativ 1b inkludert 30 prosent usikkerhet og 10 prosent byggherrekostnader. Investering Estimert kostnad inkl. usikkerhet [MNOK] 2. stk koblingsfelter Tronsholen 11,2 transformatorstasjon Ekstra 1600mm2-TSLF for innsløyfing av 3,5 Stokkeland - Ullandhaug Sum marginale kostnader for tiltak 14,7 Konsekvensen av å ikke gjennomføre enten alternativ 1a eller 1b vil være at produksjonen til Lysebotn II kraftverk må spesialreguleres samt at det ikke kan tilknyttes ytterligere kraftproduksjon i kommunene Sandnes, Gjesdal, Forsand og Hjelmeland. Det er ca. 300 MW omsøkt produksjon i disse kommunene. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 54 av 85

55 Det kan maksimalt tilknyttes 220 MW ny fornybar under Stokkeland transformatorstasjon ved oppgradering av Tronsholen Stokkeland En oppgradering av Stokkeland Tronsholen snittet som ble beskrevet i forrige avsnitt vil øke mulig tilknytning av ny fornybar til 220 MW. Simuleringsresultater for flyten på snittet er gitt i figuren under, hvor det er både timer med eksport og import mellom transformatorstasjonene Tronsholen og Stokkeland. I enkelte timer overgår flyten på snittet belastningsgrensen, og produksjonen i Lysebotn II kraftverk eller Flørli kraftverk må dermed nedreguleres. Denne nedreguleringskostnaden er estimert til en forventningsverdi på 70 knok/år ved 220 MW tilknyttet av ny fornybar under Stokkeland transformatorstasjon som anses som en akseptabel nedreguleringskostnad. Figur 35 Simulert flyt på Tronsholen Stokkeland snittet ved tilknytning av 220 MW ny fornybar. Under Stokkeland transformatorstasjon er det et ønske om å tilknytte prosjektene som er angitt i tabellen under. Totalt er det 300 MW produksjon som er omsøkt under Stokkeland transformatorstasjon, og den planlagte oppgradering er tilstrekkelig for 220 MW. Det vil ikke være driftsmessig forsvarlig å tilknytte samtlige av de omsøkte prosjektene med den skisserte løsningen. Tabell 9 Oversikt over omsøkt ny fornybar under Stokkeland transmisjonsnettstasjon Kraftverk Eier Middelprod. [GWh] Installert effekt [MW] Konsesjonsstatus Fossmark Nedre Fossmark, Oddgeir Gitt konsesjon minikraftverk Gilja vindkraftverk Fred Olsen Gitt konsesjon Renewables AS Dalaåna kraftverk Småkraft AS Gitt konsesjon Nordåna kraftverk Småkraft AS Gitt konsesjon Ørsdal kraftverk Dalane Energi Iks Gitt konsesjon Ørsdal småkraftverk Dalane Energi Iks Gitt konsesjon (planendring) Høgamork kraftverk Lyse Produksjon AS Under behandling Sandnes vindpark Norsk Vind Energi AS Under behandling Vardafjellet vindkraftverk Vardafjellet Vindkraft Gitt konsesjon AS Lauvåsåna kraftverk CAPTIVA ENERGI AS Gitt konsesjon Skurvenuten Asko Rogaland As 23 6 Gitt konsesjon Tindafjellet Asko Rogaland AS Gitt konsesjon Øvre Ullestadåna kraftverk Clemens Kraft KS Gitt konsesjon Sagåna kraftverk Mjåland kraft 10,3 3.3 Gitt konsesjon Sum K S U S ø r - R o g a l a n d Side 55 av 85

56 Tilknytning av både Sandnes og Gilja vindpark krever omfattende tiltak som vanskelig lar seg realisere innen utgangen av 2021 Dersom det gis konsesjon til Sandnes vindpark og både Sandnes og Gilja vindpark realiseres medfører dette at det må foretas omfattende tiltak i både overordnet distribusjonsnett og sannsynligvis også transmisjonsnettet. Fra Seldalsheia må det bygges en ny forbindelse til Stokkeland transformatorstasjon. I Stokkeland transformatorstasjon bør det installeres en ny transformatorstasjon og derav bryterfelt på 132 kv og 300 kv. Investeringene som er spesifikt for Stokkeland transformatorstasjon vil være av midlertidig karakter inntil Fagrafjell transformatorstasjon overtar. Et kostnadsestimat for løsningen kan estimeres til følgende: Forbindelse Seldalsheia Fagrafjell (luftlinje + evt. kabel): ca. 100 MNOK Transformator i Stokkeland transformatorstasjon: MNOK Usikkerhet: 30 % Totalt: ca MNOK I tillegg kommer nødvendig koblingsanlegg og transformering fra parkspenning til 132 kv på Seldalsheia. Ledetiden på overstående tiltak er så lang at det er vanskelig realiserbart. Blant annet må Statnett involveres for å få en fullstendig estimering av tiltak i Stokkeland transformatorstasjon. I tillegg må normal prosess med konsesjonssøknad, behandling av konsesjonssøknad, anskaffelse/avtaler og utbygging gjennomføres. Dette vil med stor sannsynlighet medføre at parken må bygges uten å være en del av elsertifikatmarkedet Kablingsprosjektet ved Tronsholen Tronsholen transformatorstasjon har i årenes løp blitt stadig mer innebygget av bebyggelse. Det er stort press på areal og flere utbyggere har vist interesse for å redusere antallet luftlinjer over Håbafjellet som ligger like øst for Tronsholen. Følgende behov og ønsker har blitt kartlagt i området ved Tronsholen transformatorstasjon: 1. Konflikt mellom utbygger og 50 kv linjer mot Vatne i område Kleivane 2. Samme linjeforbindelse går noe lenger sørvest over en kirkegård. 3. Enda nærmere Tronsholen er det oljekabler fra 60-tallet som også er strømbegrensende for 50 kv forbindelsen. 4. Ønske om å frigjøre arealer knyttet til 132 kv over Håbafjellet I sum har dette resultert i at det ble etablert kablingsprosjekt som forsøkte å adressere alle problemstillingene i et prosjekt. Prosjektet har vurdert ulike tekniske og økonomiske løsninger, og har funnet ut at en tilstrekkelig god teknisk løsning ikke er mulig gjennomførbart med de eksterne økonomiske bidragene. Prosjektet har derfor sendt konsesjonssøknad for å løse nettmessige behov (NVE referanse ) Jordingssystem I tråd med økt behov for kraft i regionen og de utfordringene som ligger i drift av 50 kv fordelingsnett tilsier at 132 kv-nettet vil vokse i årene fremover, i første omgang for å avlaste 50 kv-nettet og på sikt å erstatte store deler av systemet. Denne veksten i nettomfang vil øke jordstrømmer og det må tas noen valg i forhold til utførelse av jordingssystem og hvordan nettet er sammenkoblet. Goodtech var tidligere engasjert for å beskrive mulighetene innenfor flere jordings- og driftsfilosofier samt gjennomførbarhet og omfang knyttet til en overgang til lavohmig jordet system. Dagens nivå på ladestrømmer er 410 A og Goodtech anslår at nettet kan driftes spolejordet til opp mot 800 A. Denne grensen nås ved omtrent 20 km ny kabel. Til referanse har Lyse Elnett i underkant av 50 km kabel i eksiterende 50 kv nett. Lyse Elnett og Statnett har ikke tatt stilling til når en eventuell overgang av eksisterende nett kommer og om nye anlegg skal driftes direktejordet og dermed galvanisk adskilt fra dagens system med spolejording. Prosjektperiode spole/trafobytte: Prosjektperiode ombygging til 132 kv: Estimerte kostnader: ca. 5 MNOK K S U S ø r - R o g a l a n d Side 56 av 85

57 8.2.2 Stavangernettet - Nett under Stølaheia og Ullandhaug Prognosene kan vise til kraftig vekst i forbruket i Stavangernettet som er forsynt fra Stølaheia med 300/50 kv transformering og Ullandhaug med 132/50/22/10 kv transformering. Disse stasjonene forsyner henholdsvis ca. 70 % og 30 % av total belastning i Stavanger og nordover til Rennesøy. Transformatorkapasiteten i Stølaheia og linjekapasiteten (132 kv) til Ullandhaug er tungt belastet og kan potensielt påvirke et stort forsyningsområde. Videre er det begrensninger i nettsystemet ut fra Stølaheia på 50 kv som beskrevet i kapittel Stølaheia trafostasjon Det pågår for tiden et utredningsprosjekt i regi av Statnett hvor de vurderer flere alternativer for å forbedre leveringssikkerheten i Stølaheia transformatorstasjon. Prognosene viser at det er behov for å øke kapasiteten i Stølaheia før I prognosen legges det til grunn at blant annet Tjensvoll transformatorstasjon flyttes fra Ullandhaug til Stølaheia ca 2023, i tillegg til veksten i det normale forsyningsområdet. Statnett har i 2018 plassert en tredje 300/50 kv transformator i Stølaheia og arbeider for tiden med apparatanlegg for å kunne koble denne inn ved behov.. Statnett argumenter for at en slik løsning vil være tilfredsstillende gitt en utvikling hvor Stølaheia ikke lastes opp utover nåværende forsyningsområde. Tiden denne løsningen gir ønsker de å benytte til å utrede fornuftig konfigurasjon for fremtidig permanent kapasitetsøkning, hvor vurdering av både 132 og 50 kv kapasitet vurderes. Parallelt med denne vurderingen gjør Statnett også utredninger knyttet til sine anlegg nord for Stokkeland. Dette arbeidet vil gi en plan for Bærheim og Stølaheia transmisjonsnettstasjoner og tilhørende forsyning via dobbelkurs fra Stokkeland (Fagrafjell etter 2023). Enn så lenge må Lyse Elnett anta at Stølaheia som punkt består og har bedt om 132 kv transformeringseffekt tilgjengelig fra I det overordnede distribusjonsnettet under Stølaheia vil ny utbygging nordover mot nye Harestad transformatorstasjon, nye Tjensvoll transformatorstasjon og tilknytning av forbindelsen Stølaheia-Ullandhaug medføre behov for flere koblingsfelt på 132(50) kv i Stølaheia transformatorstasjon. I utgangspunktet er det behov for to felt mot ny Harestad transformatorstasjon, tre felt mot transformatorstasjonene Ullandhaug/Tjensvoll og et til en ny transformator i Stølaheia. Videre utvidelser må ses i sammenheng med forventet levetid for eksisterende 50 kv. Det har blitt vurdert to løsninger: Løsning a. Nytt 132(50) kv GIS anlegg Løsning b. Utvidelse av eksisterende 50 kv anlegg Tabellen nedenfor beskriver fordelene og ulempene ved hver løsning. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 57 av 85

58 Emne Maks fremtidskortslutningsytelse På 50kV (3x160MVA); 34kA etter Fagrafjell (2023) og 40kA etter 2030 i forhold til Statnett Nytt 132 (50)kV GIS anlegg 2500A, 40kA Tilstrekkelig bryterevne og tilfredsstiller fremtidige krav til maksimal kortslutningsytelse [40kA] Utvidelse eks 50kV AIS 2000A, 31,5kA (BBC ELI 72,5kV) I dag leveres tilsvarende effektbrytere på vogn med maksimal bryteevne 31,5kA. Dette er ikke tilstrekkelig. Begrense uttak på trafofelt: Evt ny T3 : 50kV eller 132kV Frigjøre areal for å installere/utvide anlegget i stasjon Ikke begrensende (maks 2500A) Begrensende (maks 2000A) Omlegging av eksisterende 50 kv felt gir plass for nytt GIS anlegg som vil dekke fremtidig behov. Utvidelse av eksisterende 50 kv anlegg begrenser muligheten for senere å etablere GIS for 132 kv i eksisterende bygg. Kost per felt [mill kr] 2,6 2,5 Totalt kost i nåverdi [mil kr] GIS i 2023 kontra utvidelse AIS i 2023 og reinvestering av gamle felt i Diff [mill kr] 6 Som det fremgår av tabellen er det mest rasjonelle alternativet å installere et nytt GIS-anlegg som kan dimensjoneres på 132 kv og deldriftes på 50 kv frem til nettet er ferdigbygd på 132 kv. Årsaken til dette er at eksisterende 50kV-anlegg ikke har tilstrekkelig bryteevne. Dette anlegget skal erstatte det eksisterende 50 kv anlegg i Stølaheia på sikt. Den totale kostnaden er estimert til i overkant av 60 mill. kr. Dette inkluderer også nødvendige oppgraderinger av kontroll og hjelpeanlegg for eksisterende anlegg, samt nødvendige bygningsmessig endringer Tjensvoll Dagens Tjensvoll transformatorstasjon har ikke tilfredsstillende stand og det er anbefalt å bygge en ny stasjon innen To hovedalternativer er vurdert: - Alternativ 1: Nybygg på eksisterende tomt. - Alternativ 2: Alternativ ny plassering. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 58 av 85

59 Figur 36 Undersøkt mulig plassering av Tjensvoll transformatorstasjon i Stavanger Forum området For plassering på ny tomt er det vurdert en eiendom som eies av Stavanger kommune. Kommunen har planer for det aktuelle området og ønsker på sikt å kunne bygge ytterligere en hall på stedet. Eventuell anvendelse av denne tomten forutsetter derfor enighet med Stavanger kommune. En ROS av løsningene gir høyere usikkerhet knyttet til gjennomførbarhet og noe mer kompliserende kabelføringer for alternativ 2 og dette gjør at Lyse Elnett foretrekker en løsning på eksisterende tomt. Samfunnsøkonomisk vurdering for Tjensvoll transformatorstasjon er gjengitt under: Tabell 10 Samfunnsøkonomisk vurdering av ny lokalisering av Tjensvoll transformatorstasjon Tjensvoll trafostasjon Alt 1 Alt 2 Investerings kostnad Tapskostnad i Transformatorer 5 5 Drift og Vedlikehold kostnad 1,8 2 Totalt K S U S ø r - R o g a l a n d Side 59 av 85

60 Figur 37 Samfunnsøkonomiske kostnader ny lokalisering Tjensvoll transformatorstasjon Ullandhaug transformatorstasjon Lastuttaket under Ullandhaug kan vise til jevn vekst som er prognosert til fortsatt å øke. Ny utbygging i universitetsområdet, nytt sykehus og Ryfast tunnelen medfører at belastningen på 22 kv forventes å øke betydelig etter Stasjoner forsynt fra Ullandhaug på 50 kv kan også vise til vekst. I forrige tunglast gikk matende 132 kv forbindelser over 50 % belastet. Feil på linjene vil kunne resultere i utkobling av last. Det finnes noe reserve fra Bærheim transformatorstasjon via Jåttå transformatorstasjon på 50 kv som kan støtte Ullandhaug transformatorstasjon ved behov. 22 kv i Ullandhaug transformatorstasjon er kun forsynt fra 132 kv via en transformator og er avhengig av omkoblinger i underliggende nett for å kunne utnytte kapasitet i tilgrensende stasjoner. Denne støtten vil reduseres på sikt når lasten i 22 kv får generell lastøkning. Generell leveringssikkerhet mellom Stølaheia og Ullandhaug må forbedres. Effektøkningen og type av kunder (datasenter, sykehus, tunnelsystem, elektrifisering av transport m.m.) medfører at en tilknytning mellom stasjonene på 132 kv vil bidra til å redusere KILE-eksponering og sårbarhet i dagens nett. Man vil også kunne oppnå en vesentlig tapsbesparelse i 132 kv nettet til Ullandhaug. En tilknytning av ny forbindelse Ullandhaug-Stølaheia med hjelp av et nytt GIS anlegg og en ny transformator mot 22kV med tilhørende nisje tas som utgangspunkt for en nettplan i Ullandhaug stasjon. Nytt 132(50)kV GIS anlegg Det anbefales å erstatte det eksisterende 50 kv anlegg med et nytt GIS anlegg innen Løsningen medfører å fjerne hele det gamle innendørs 50 kv AIS anlegget innen 2022 og erstatte dette med et nytt GIS anlegg som kan driftes både på 50 kv og 132 kv. Det nye anlegget vil ha en kortslutningsytelse som tilfredsstiller kravene for dagens 50 kv nett og fremtidens 132 kv nett. Ved en investering i et nytt GIS-anlegg innen 2022 unngår man også planlagte vedlikeholdstiltak i dagens 50kV anlegg budsjettert til 2 MNOK. Prisdifferanse i nåverdien for å investere i et nytt GIS-anlegg i 2022 og i 2023 er 2,8 MNOK, men pga. funksjonalitet anbefales et komplett nytt 132(50kV) GIS-anlegg Ny Transformator mot 22 kv med tilhørende trafonisje K S U S ø r - R o g a l a n d Side 60 av 85

61 Det er behov for å forbedre leveringssikkerhet mot 22 kv nett spesielt til å forsyne det nye sykehuset, Ryfast tunnelen, og den planlagte utbyggingen på universitetsområdet. Tanken er å bruke den eksisterende 50/63 MVA, 132/22 kv transformatoren som står lagret på Bærheim. Transformatoren bør tas i bruk og den er lik T5 i Ullandhaug, slik at den enkelt vil kunne driftes i parallell. Transformatoren er for stor til å kunne plasseres inn i ledig nisje som måler 8 x 5,8 meter. Det må derfor bygges ny transformatornisje f.eks. på framsiden av stasjonen. Videre må 22 kv-anlegget utvides med minst et transformatorfelt, men man må også utvide anlegget med noen avgangsfelt i tillegg. Nytt 10kV anlegg Eksisterende 10 kv anlegg anbefales reinvestert innen Det er derfor planlagt å bygge et nytt 10 kv anlegg som plasseres inne i samme rom som 22 kv anlegget. Det er mulig å plassere det nye 10 kv anlegget slik at det kan kobles sammen med 22 kv anlegget på sikt. Det gamle 10 kv anlegget rives, og hele fløyen hvor det var plassert tidligere blir ledig og kan benyttes til andre formål Ny forbindelse Stølaheia-Ullandhaug Forventninger om kraftig vekst i effektbehov i Stavangernettet som er forsynt fra Stølaheia. Stasjonene forsynt under Stølaheia representerer ca. 70% av total belastning i Stavanger, Randaberg, Kvitsøy og Rennesøy. Øvrig forbruk ligger under Ullandhaug. Utfordringene i utredningsområdet knytter seg hovedsakelig til KILE eksponering ved et utfall i 132 kv ledningene som forsyner Ullandhaug, gammelt materiell og presset situasjon med tanke på innmating fra sentralnettet i Stølaheia og 132 kv nettet som forsyner Ullandhaug transformatorstasjon. Argumenter for å ha en sterk forbindelse mellom Stølaheia og Ullandhaug kan oppsummeres som følger: Lyse Elnett har signert en avtale med Statnett om koordinering av utvikling og utbygging av kraftnettet i Sør Rogaland. Der forplikter Lyse Elnett seg blant annet til å gjennomføre nødvendige tiltak i 50 kv nett tilknyttet Stølaheia mot Ullandhaug for å tilrettelegge for økt effektuttak. Betydelig besparelser knyttet til tap og reinvesteringskostnader for 132 kv forbindelser fra Sandnes til Stavanger. Stølaheia ligger ~4 km i luftlinje vest fra Ullandhaug, Tronsholen/Stokkeland ligger ~14 km sør for Ullandhaug. Tre alternativer er utredet og vurdert i forhold til en samfunnsøkonomisk analyse. Som utgangspunkt utføres en tilknytning mellom Stølaheia og Ullandhaug i Alternativ 0: Dagens 50 kv anlegg utvides med flere felt og reinvesteringsbehov på et nytt 50 kv anlegg er i Det antas 3 kabelsett mellom Stølaheia og Ullandhaug + 2 kabelsett for Madla i Alternativ 1: Det etableres forbindelser mellom Stølaheia og Ullandhaug med 3 kabelsett på 132 kv i Alternativ 2: Det etableres forbindelser mellom Stølaheia og Ullandhaug med 3 kabelsett på 50 kv i 2023 som skal driftes på 132 kv fra Det antas at 132 kv er tilgjengelig i Stølaheia i K S U S ø r - R o g a l a n d Side 61 av 85

62 De samfunnsøkonomiske kostnadene er gitt i figuren over. Alternativ 0 har en høyere total kostnad, hovedsakelig fordi tapskostnadene er mye høyere når Ullandhaug er forsynt fra Fagrafjell enn når det forsynes fra Stølaheia. Alternativ 1 og 2 har lik investeringskostnad, og det er driftsspenningen som er forskjellig mellom alternativene. I alternativ 1 forsyner Stølaheia hele Ullandhaug på 132 kv fra 2023 mens i alternativ 2 forsynes 50 kv i Ullandhaug fra 2023 og hele Ullandhaug fra Alternativ 1 er det mest fornuftige alternativet siden det også vil redusere KILE eksponeringen betydelig når Ullandhaug forsynes på 132 kv fra Stølaheia. I tillegg er det en betydelig reduksjon i tap når Ullandhaug blir forsynt fra Stølaheia. Leveringssikkerheten til Ullandhaug forbedres betydelig, og samtidig er Ullandhaug avlastet fra Stokkeland/Fagrafjell systemet som planlagt ifbm. nettløsningene der. Så lenge kapasitet mot Ullandhaug fra Stokkeland/Fagrafjell opprettholdes har man en løsning som oppfyller N-1 til Ullandhaug fra Harestad / Randaberg transformatorstasjon På grunn av tilstanden og kapasiteten i eksisterende Randaberg transformatorstasjonen er en ny stasjon nødvendig i Randaberg kommune for å dekke fremtidig behov. 5 ulike løsninger for økt kapasitet i Randaberg området er vurdert. Det er ikke plass i eksisterende transformatorstasjon eller på eksisterende tomt, så alle løsningene omfatter en ny stasjon: Løsning 0.1 Ny stasjon ved eksisterende lokasjon kun på 50 kv. Løsning 0.2 Ny stasjon ved eksisterende lokasjon på 132 kv fra ca Løsning 1.1 Ny Harestad transformatorstasjon for og 22 kv. Løsning 1.2 Ny Harestad transformatorstasjon for og 22 kv med overgangstransformatorer 22/11 kv ute i nettet. Løsning 1.3 Ny Harestad transformatorstasjon for og 22 kv med overgangstransformatorer 22/11 kv i stasjonen og egen 11 kv forsyning. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 62 av 85

63 Løsning 1.1 anbefales, dette innebærer å bygge ny Harestad stasjon tilrettelagt for 132 kv, driftet på 50 kv i en periode, og med 22 kv distribusjonsnett. Samtidig beholdes eksisterende Randaberg transformatorstasjon for 10 kv forsyning frem til 2030 eller til distribusjonsnettet er bygget om til 22 kv eller en mindre andel kan forsynes via overgangstransformatorer 22/11 kv ute i nettet. Man vil da få en ny stasjon plassert i nærheten av større planlagte lastuttak i området. Ny Harestad transformatorstasjon anses svært fornuftig med tanke på lastutvikling i Randaberg kommune. Basert på kommuneplan vil tyngdepunktet for utbygging være i Randaberg sentrum og østover, og eventuelt på lengre sikt innenfor det åpne området på Grødem. I tillegg vil den nye stasjonen ligge i nærheten av Rogfast tunnelen når denne realiseres Nordbø På grunn av økning av effektbehov i Rennesøy (primært behov til datasenter aktører) er det behov for å øke kapasiteten i stasjonen. Tre forskjellige løsninger for å betjene mer kapasitet på Nordbø transformatorstasjon er utredet. Løsning 0 Nordbø kun på 50 kv frem til 2057 o Utvide eksisterende stasjonsbygg og 50 kv AIS anlegg o Nytt stasjonsbygg og utvide eksisterende 50 kv AIS anlegg Løsning 1 Nordbø oppgraderes til 132 kv i ca. 2035, driftes på 50 kv frem til da. Løsning 2A Bygge ny GIS Rennesøy transformatorstasjon Løsning 2B Bygge ny AIS Rennesøy transformatorstasjon K S U S ø r - R o g a l a n d Side 63 av 85

64 Anbefalt løsning er å bygge stasjonen som en 132 kv stasjon med plass til fremtidig 22 kv anlegg og nødvendig hjelpesystem (alternativ 1). Valgt plassering av ny stasjon er på eksisterende tomt for Nordbø transformatorstasjon. Det anbefales å rive eksisterende AIS anlegg for å gjøre plass til en ny stasjonsbygning. Dette vil være en løsning som tilrettelegger for mulig 132 kv samt plass nok til utvidelse av 22 kv distribusjonsnett og en fremtidig transformator. Tidspunkt for å utvide kapasitet i Nordbø transformatorstasjon avhenger av lastutvikling i området. Et strakstiltak er nødvendig i stasjonen uavhengig av alternativene: Utvidelse av kapasitet mot 22 kv i Nordbø ved utskifting av eksisterende flaskehals i 22 kv trafokabler. Trafokablene må skiftes for å levere maks effekt fra transformator. Man vil også gjøre tiltak på 50 kv mast ved stasjonen som må flyttes for å tilrettelegge for byggingen av ny stasjon. Dette er godkjent av NVE og under utførelse Dusavik transformatorstasjon I forhold til lastutvikling og levetid av komponenter er det behov for en ny stasjon i Dusavik område i Det er utredet 3 forskjellige løsninger for å oppgradere Dusavik transformatorstasjon. Løsning 0 Beholde eksisterende Dusavik stasjon på 50 kv i hele analyseperioden. Løsning 1 Beholde eksisterende Dusavik stasjon på 50 kv til 2035, deretter overgang til 132 kv. Løsning 2 Bygge ny Dusavik transformatorstasjon i 2030 tilrettelagt for fremtidig 132 kv og 22 kv distribusjon. Anbefalt løsning er løsning 2, bygge ny stasjon i Det er ikke hensiktsmessig plass i eksisterende stasjon. Det må gjøres så mye ombygging av eksisterende stasjon, med midlertidige tiltak, og det å bygge nytt anlegg samtidig som eksisterende driftes mener man innebærer stor risiko. Det er viktig å ha en dialog med Stavanger kommune i forbindelse med en ny tomt for å sikre areal til en ny stasjon i fremtiden. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 64 av 85

65 Det er et kortsiktig behov i stasjonen frem til den nye stasjonen er ferdig i Levetidsforlengende tiltak for eksisterende transformator, tilgjengelighet til en beredskapstransformator for å redusere KILE-eksponering og fornyelse av enkelte komponenter i 10 kv anlegg er nødvendige tiltak som må utføres de neste årene Nettinfrastruktur Stølaheia-Harestad-Dusavik Det er utredet 3 hovedalternativer for nettstruktur. Regionalnett infrastruktur fra Harestad til Nordbø er like for alle alternativene. Dette inneholder en investering på en ny forbindelse fra Harestad transformatorstasjon til ny Nordbø innen Den eksisterende forbindelse Randaberg-Nordbø står som reserve frem til en ny forbindelse fra f.eks. Finnøy eller Strand er etablert i Nordbø transformatorstasjon K S U S ø r - R o g a l a n d Side 65 av 85

66 NORDBØ HARESTAD DUSAVIK STØLAHEIA Løsninger som er utredet fra Stølaheia til Harestad/Dusavik baserer seg på type av forbindelser: Løsning a: Med dobbellinje hele forbindelsen med inn sløyfing ved kabel til Dusavik transformatorstasjon Løsning b: Med enkel linje Stølaheia- Harestad, og kabel Stølaheia-Dusavik og Harestad-Dusavik Løsning c: Med kabel på alle forbindelser En samfunnsøkonomisk analyse er utført for de fire alternative løsningene: Alt 0. Nye stasjoner Harestad og Nordbø innen Ny Dusavik innen Dobbelkursforbindelse Stølaheia-Harestad og en ny forbindelse Harestad-Nordbø innen Nettet driftes på 50kV hele analyse periode. Alt 1. Nye stasjoner Harestad og Nordbø innen Ny Dusavik innen Dobbelkursforbindelse Stølaheia-Harestad og en ny forbindelse Harestad-Nordbø innen Nettet driftes på 50kV frem til Alt 2. Nye stasjoner Harestad og Nordbø innen Ny Dusavik innen Med enkel linje Stølaheia- Harestad, og kabel Stølaheia-Dusavik og Harestad-Dusavik innen Nettet driftes på 50kV frem til Alt 3. Nye stasjoner Harestad og Nordbø innen Ny Dusavik innen Men kabelforbindelse Stølaheia-Harestad-Nordbø. Nettet driftes på 50kV frem til K S U S ø r - R o g a l a n d Side 66 av 85

67 Det anbefales å bygge et nett som beskrevet i alternativ 1. Dette er den billigste løsningen i forhold til en oppgradering til 132kV i Det bygges en dobbelkurslinje for 132kV fra Stølaheia til Harestad innen 2023 med innsløyfing av Dusavik i Det antas tilstrekkelig avstand mellom linjene for å utføre arbeid/vedlikehold på en linje og beholde den andre i drift. En ny forbindelse Harestad-Nordbø når begge stasjoner er ferdigbygd (innen 2024). En ringforbindelse fra Stølaheia og Dalen er veldig fornuftig og kan forbedre forsyningssikkerhet og driftsfleksibilitet når nettet driftes på 132kV. Så lenge nettet driftes på 50kV er effekten begrenset og spenningsfall ved høy effektflyt vil være utfordrende. Et kondensatorbatteri bør vurderes i Nordbø. En anbefaling for å opprette tosidig forsyning i Nordbø trafostasjon bør utsettes til utredningen i Ryfylke er klar. Grunnen er at utbyggingsplan i Ryfylke har en stor betydning for valg av løsning. Det er ønskelig å beholde dagens Randaberg transformatorstasjon i drift. Stasjonen vil forsyne 10kV nett frem til En ulempe ved å flytte mye effekt fra Randaberg til Harestad før 2030 er at 50kV samleskinner i Dusavik har en strømføringsevne på 850A og begrenser effekten mot Harestad og Nordbø under en feilsituasjon i forbindelse Stølaheia-Harestad Stasjoner forsynt fra Bærheim transmisjonsstasjon Det er flere samferdsels- og utbyggingsprosjekter på Nord-Jæren som krever omlegging av kabel, kabling av linjer og oppgradering av transformatorytelse. Det installeres 145 kv materiell der hvor dette er mulig. Tiltakene ønskes utført uavhengig av lastscenario, men tidspunkt for investering kan justeres som følge av progresjon til samferdselsprosjektene og faktisk lastutvikling. I Sømmevågen er det lagt nye kabler tilrettelagt for 132 kv. Dette ble konsesjonsgitt i januar Statens vegvesen planlegger å fortsette vegprosjektet, Transportkorridor Vest, videre nordover fra Sømmevågen til E39 i Randaberg, og Lyse Elnett planlegger å oppgradere Solaringen i tilknytning til dette. På sikt vil man kunne ha en ring tilrettelagt for 132 kv mellom Bærheim og Stølaheia. I tillegg må Lyse Elnett utrede fornyelse av Risavika og etter hvert Båtstad stasjoner før en overgang til 132 kv vil bli aktuelt Sandnes-øst, deler av Sandnes kommune og Gjesdal kommune. 50kV-nettet som strekker seg øst for Tronsholen inkluderer stasjonene Vatne, Ålgård, Riska, Oltedal og Gilja. Maudal og Oltesvik kraftstasjon er også tilknyttet nettet. Gjennom området går også 132 kv-linjene som knytter produksjonen i Lysefjorden til Tronsholen/Ullandhaug-systemet. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 67 av 85

68 Millioner kroner Enkelte anleggskomponenter, som Maudalslinjen fra 1930, må erstattes snarlig av flere forhold. Konsesjonssøknad ble oversendt NVE i NVE ba høsten 2013 om nye vurderinger av traseplassering og forhold knyttet til mulig vindkraft i Gilja. Fred Olsen Renewables sitt prosjekt Gilja vindkraftverk, omsøkt med 135 MW installert ytelse. Ytelsen tilsier i tillegg til oppgradert linjetverrsnitt også spenningsheving til 132 kv som utløser behov for et koblingspunkt mot eksisterende 132 kv linjer mellom Lysebotn og Tronsholen, samt ny Gilja transformatorstasjon. Eksisterende 50 kv kan stå frem til 2025, men Lyse Elnett må innen da ha konsesjonssøkt 50 kv-løsning dersom Gilja vindpark ikke realiseres. Videre er snittet ut fra Tronsholen høyt utnyttet. Samlet overføringskapasitet inn mot Vatne og Ålgård er 1150 A som ved 50 kv tilsvarer den lasten som ligger i systemet i en høylastsituasjon. Nettsystemet er dermed avhengig av den tilknyttede produksjon. Alder på komponenter i systemet tilsier også modenhet for reinvestering. Det er i 2015 utført en analyse over nettsystemet hvor 50 kv og 132 kv eventuelt blandingsnett er utredet. Følgende alternativer er analysert: Alternativ 0: Videre drift på 50 kv. Alternativ 1: Ombygging til 132 kv i dagens 50 kv traseer. Alternativ 2: Innsløyfing på dagens 132 kv. Seldal transformatorstasjon bygges for å forsyne Oltedal Gilja Maudal videre på 50 kv. Alternativ 3: Alle stasjoner bygges om til 132 kv. Dagens 50 kv stasjoner sløyfes inn på 132 kv nettet. Samfunnsøkonomisk analyse Alternativ Investeringskostnad Tapskostnad Figur 38 Samfunnsøkonomisk analyse av alternativer Alternativene har ulik funksjonalitet og kompleksitet. Alternativ 0 og 2 inneholder 132/50 kv transformering og har derfor et nettnivå ekstra hvor det kan oppstå feil i transformatorstasjonen. Det er derfor viktig å understreke at alternativ 0 ikke er et fullgodt alternativ, men nærmere et minimum. Totalt sett kommer alternativ 3 best ut både på investerings- og tapskostnader, samt at løsningen har minst antall nettnivå og derav lavest kompleksitet. At hele nettet bør bygges om så snart som mulig samsvarer også med analyseresultatene fra tidligere utredninger. Tidligere var det derimot uklart hva som burde gjøres med Oltedal Gilja Maudal. I denne analysen er det dermed kartlagt at dette systemet bør bygges om til 132 kv. Det viktigste er dog å få K S U S ø r - R o g a l a n d Side 68 av 85

69 Samfunnsøkonomiske kostnader nåverdi [MNOK] resterende nett over på 132 kv (differansen mellom alternativene 2 og 3 mot alternativene 0 og 1). Tiltak i Sandnes-Øst nettet må imidlertid også ses i sammenheng med det samlede prosjektvolumet i regionen, restkapasitet i 50 kv gir noe handlingsrom. Analysen presiserer at dersom Gilja Vindpark realiseres må parken tilknyttes 132 kv. En effekt på 135 MW i et 50 kv nett vil ikke være hensiktsmessig å gjennomføre med hensyn på tap og dimensjonering av overføringer. Besluttes Gilja Vindpark utbygget vil dette fremskynde 132 kv i området. Utskifting av oljekabler fra 1967 og 1969 på hhv. første delen av Tronsholen Ålgård og Tronsholen Vatne 2 vil være første del av en oppgradering. Konsesjonssøknad er oversendt NVE i Nye kabler legges med isolasjonsnivå 145 kv Maudalslinjene Som vist i er linjene mellom Oltedal, Gilja og Maudal svært gamle, bygget i 1930 og Det ble søkt om konsesjon på å erstatte den eldste linjen i 2011 hvorpå NVE ber om vurdering av trasealternativer, detaljer rundt Gilja og Seldal transformatorstasjon, inkludert tiltak for tilknytning av produksjon, samt en systemmessig vurdering. Lyse Elnett har et prosjekt som vurderer og beskriver tiltak for å etterleve dette. Følgende alternativer er vurdert for å kunne håndtere vindkraften fra Gilja vindkraftverk. 1.1 Én enkeltkurs Seldal Gilja og én enkeltkurs Gilja Maudal. 1.4 Én dobbeltkurs Seldal Gilja og én enkeltkurs Gilja Maudal. 1.6 To enkeltkurser fra Seldal til Gilja og én enkeltkurs Gilja Maudal Konsept Avbruddkostnad [MNOK] D&V Tapskostnader [MNOK] Investeringskostnader [MNOK] Figur 39 Samfunnsøkonomisk sammenstilling av alternativer ved ny vindkraft i Gilja. Skulle vindkraftverket ikke bli realisert tilsier tilstandsvurderinger at linjen fra 1930, som er utbedret gjennom årene, vil kunne stå frem til uten større inngrep. På samme tid forsterkes distribusjonsnettet i området til å kunne være reserve ved 50 kv utfall for forbruket. Prosjektet med Maudalslinjene inngår som en del av en større løsning for å tilknytte vindkraft til systemet Vatne transformatorstasjon Vatne transformatorstasjon er høyt belastet. Det er behov for mer transformatorytelse i Vatne i løpet av kort tid. Lyse Elnett overvåker belastning på transformatorer kontinuerlig. Med referanse til «områdeutredningen» vil det være gunstig å få Vatne over på 132 kv, en spenningsoppgradering er imidlertid meget omfattende og med all den aktivitet som man nå har i nettsystemet må man prioritere jf. levetidsbetraktninger i 4.3. Oppdaterte vurderinger av anleggene og forbindelser med tilknytning til Vatne gjør at man nå ønsker å øke K S U S ø r - R o g a l a n d Side 69 av 85

70 Nåverdi [MNOK] transformatorytelsen på kort sikt for så å investere i ny stasjonen nærmere Det er først rundt 2030 at 50 kv forbindelsene inn til stasjonen overstiger sine kapasitetsgrenser gitt prognosene for stasjonen. Argumentasjonen som følger Vatne knyttet til 132 kv omlegging bygger på systembetraktningen som man finner i innledningen til kap For Vatne stasjon er det ikke identifisert andre systemalternativer, ny 132 kv løsning forutsettes og antas bygget i eller i umiddelbar nærhet til dagens Vatne. Underliggende distribusjonsnett er et 22 kv nett og det er ønskelig med minst mulig inngrep i underliggende nett ved spenningsheving på overordnet distribusjonsnettnivå. Ved å trekke Vatne ut av systemanalysen kan man argumentere samfunnsøkonomisk med at mindre transformatortiltak i nær fremtid vil være gunstig sett opp mot enn en 132 kv løsning hvor anleggsdeler som fortsatt har teknisk nytteverdi forskutteres. Samfunnsøkonomisk vurdering av utsettelse: 1. Alternativ 0: Flytte 25 MVA transformator fra Båtstad transformatorstasjon i 2017/2018. Bygge ny stasjon i perioden Alternativ 1: Kjøpe ny transformator i 2017/2018. Bygge ny stasjon i perioden Alternativ 2: Bygge ny transformatorstasjon innen Estimerte investeringskostnader er 1-3 MNOK for flytting av transformator, 10 MNOK for ny transformator og 110 MNOK for ny transformatorstasjon Alternativ Tapskostnader Investeringskostnad Figur 40 Samfunnsøkonomisk vurdering av ulike alternativer for Vatne transformatorstasjon. Investeringskostnadene er korrigert for restverdi og har en analyseperiode på 40 år for stasjonene. Tabell 11 Vurdering av avbruddkostnader. Alternativ Avbruddkostnader 0 Lavere enn nåværende 1 Lavere enn nåværende 2 Lavere enn alternativ 0 og 1. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 70 av 85

71 Scenarioavhengighet: Lasten på Vatne transformatorstasjon har økt de siste årene. Det har også kommet melding om tilknytning av flere boligprosjekter, som sannsynligvis vil medføre at lasten øker. I de belastningsscenarioene som er gitt i kapittel 5 er det ingen av de som medfører at det ikke må foretas tiltak i Vatne transformatorstasjon. En transformator som opprinnelig sto i Båstad ble i 2017 flyttet til Vatne og avventer konsesjonssøknad for å kunne settes i drift. At transformatoren er flyttet til stasjonen reduserer forventet reparasjonstid ved et transformatorhavari betydelig, men faktisk reparasjonstid avhenger av type feil på den dritsatte transformatoren. Forventningsverdi knyttet til avbrudd pga. økt alder på 50 kv anlegg er kvantifisert til kr ved å doble sannsynlighet for feil i de 10 årene anlegget fremover vil være i drift Gilja transformatorstasjon Gilja transformatorstasjon er høyt belastet. Lyse Elnett overvåker belastning på transformatorer kontinuerlig, og vil ut ifra dette vurdere nøyaktig tidspunkt for økning av transformatorytelse etter behov. Det underliggende nettet forsterkes kontinuerlig, og dette vil kunne avhjelpe situasjonen. For å kunne opprettholde nødvendig transformering mot distribusjonsnettet i Gilja finnes følgende alternativer: Nullalternativ: Kjøpe ny transformator. Lyse Elnett kjøper ny transformator når det observeres at lasten har vokst tilstrekkelig. Stasjonen forsyner blant annet fritidsboliger i Hunnedalen, og en eventuell vekst i antall fritidsboliger tilknyttet stasjonen vil medføre økt last på stasjonen. I motsetning til primærboliger er prognoser for fritidsboliger usikre. Det er derfor viktig å kontinuerlig observere lasten samt sørge for at ledetiden for et eventuelt prosjekt er så kort som mulig for å oppnå en samfunnsmessig rasjonell løsning samt unngå feilinvestering. I 2046 reinvesteres stasjonen. Alternativ 1: Ny transformatorstasjon. Det bygges ny transformatorstasjon isolert for 145 kv, men med transformator som er omkoblbar mellom 50 og 132 kv på primærsiden. En stasjon på 132 kv vil uansett kunne tvinge seg fram dersom Gilja vindkraftverk tilknyttes. Dette siden ny linje fra Seldalsheia til Gilja vil driftes på 132 kv. For å kunne fase ut Maudalslinje I og II (1930 og 1949) må det dermed bygges ny stasjon gitt realisering av Gilja vindkraftverk. Det estimeres følgende kostnader for tiltakene: Ny transformatorstasjon: 70 MNOK Installere ny transformator: 10 MNOK Under er det gitt belastning for Gilja transformatorstasjon hvor det er korrigert for produksjon, slik at grafen viser den virkelige belastningen. Maksimallast for Gilja transformatorstasjon var 4,77 MW i Temperaturkorrigert utgjør dette 5,63 MW. Belastning i Gilja transformatorstasjon /1/yyyy 3/2/yyyy 5/1/yyyy 6/30/yyyy Figur 41 Belastning (uten produksjon) i Gilja transformatorstasjon i K S U S ø r - R o g a l a n d Side 71 av 85

72 Nåverdi [MNOK] Gilja stasjon har kun enkel 22kV-samleskinne, og dette medfører at stasjonen har begrenset fleksibilitet for å kunne avlastes via distribusjonsnettet (mot Oltesvik). Kapasiteten mot Oltesvik er uansett begrenset grunnet en overgangstransformator mellom 6 og 22 kv i Oltesvik, slik at dette vil gitt begrenset gevinst sett i forhold til installasjon av større transformator. Lyse Elnett vil sende konsesjonssøknad dersom lasten øker ytterligere. Ny transformator anses da om nullalternativet, alternativet til dette er bygging av ny stasjon. Det antas samme investeringsår, og at det i begge tilfeller anskaffes transformatorer med tilnærmet samme energieffektivitet, det er dermed liten/ingen differanse for avbrudds- og tapskostnader mellom alternativene Figur 42 Nåverdi av investeringskostnader korrigert for restverdi. Scenarioavhengighet: Alternativ 1 må gjennomføres dersom Gilja vindpark realiseres med en tilknytning på 132 kv. Ny 50 kv transformator dersom lasten øker ytterligere og vindparken ikke realiseres Ålgård transformatorstasjon Ålgård stasjon er under vurdering gjennom mulighetsstudier. Ålgård kan vise til høy vekst og prognosert last er økende. Stasjonen har enkel seksjonerbar samleskinne og vil i store deler av året ikke ha reserve for transformatorytelse. Nye vurderinger knyttet til levetidsbetraktninger, ref 4.3., tilsier at man ikke ønsker å reinvestere Ålgård før nærmere Det pågår et prosjekt som utreder muligheter innenfor eksisterende bygg samt muligheter for ny plassering. I samme prosess ses det på å kunne legge til rette for å innsløyfe 132 kv til Ålgård via en av Lysebotn-linjene som går noe nord for Ålgård. Tindafjellet og Skurvenuten ligger noe sør for Ålgård, noe som kan flytte tapsoptimal plassering. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 72 av 85

73 Tindafjellet Skurvenuten Figur 43 Tindafjellet og Skurvenuten vindkraftverk ligger sør for Ålgård transformatorstasjon Lyse Elnett jobber med å gjennomgå tilstanden til Ålgård transformatorstasjon. For å kunne ha tilstrekkelig transformeringsytelse bør ytelsen økes. Dette kan gjøres ved å installere en ny transformator i eksisterende stasjon eller bygge en ny transformatorstasjon. Under følger en samfunnsøkonomisk vurdering på stasjonsnivå. Som i argumentasjon for Vatne vil man også i Ålgård ikke kunne realisere en 132 kv overgang før en rekke forutsetninger og tiltak gjøres i det øvrige nettet. Det er restverdi i nettanlegget og Lyse Elnett anser risikoen i å utnytte dette anlegget videre som lav, man antar med gjeldende forventet forbruksvekst at behovet for ny stasjon ikke kommer før nærmere I løpet av denne perioden må man imidlertid øke transformeringsytelsen mot 15 kv. Våre analyser viser at å kjøpe ny transformator nå og utsette Ålgård transformatorstasjon til et senere tidspunkt vil være rasjonelt. Den spesifikke vurderingen er som følger: Alternativ 0: Investere i én ny transformator i løpet av 2018 for på et senere tidspunkt å investere i ny stasjon (antatt 2029) Alternativ 1: Invester i ny stasjon Figuren under viser den samfunnsøkonomiske sammenstillingen av de to alternativene: K S U S ø r - R o g a l a n d Side 73 av 85

74 Alt 0 Alt 1 Tap Stasjon Transformator Figur 44 Samfunnsøkonomisk vurdering av økt ytelse i stasjonen Scenarioavhengighet: Stasjon har 15 kv driftsspenning, mens de omkringliggende stasjonene har 22 kv. Det medfører at det er begrenset avlastningsmuligheter i distribusjonsnettet. Lyse Elnett har noen 22/15 kv autotransformatorer stående ute i nettet, men disse har lave ytelser. Ålgård som punkt må dermed i stor grad kunne forsyne sitt område uten støtte. Investeringer knyttet til transformatorkapasitet anses som nødvendig og rasjonelt. Statistikk for høyspentmateriell skiller ikke på komponenters alder. For å eksemplifisere risikoen knyttet til fortsatt drit av «gammelt materiell med grei tilstand» har vi lagt til grunn dobbel sannsynlighet for svikt i komponenter som går mot slutten av sin levetid. Ved hjelp av NVE sitt regneark for forventede avbruddkostnader og dobbel sannsynlighet for feil på hhv. bryterfelt og transformatorer kvantifisert forventningsverdien til i overkant av kr, dette er da differansen sett opp mot forventningsverdien til «nye anlegg» over 10 år. Forventningsverdien er da i samme størrelsesorden som tap i Alt 0 og Lyse Elnett anser det som rasjonelt å fastholde konklusjonen om utsettelse fra Timer uten N-1 er satt fast til 3000 og er ikke justert over perioden på 10 år. Ønske om kabling nord for Ålgård transformatorstasjon Ålgård transformatorstasjon er allerede innbygd av boliger, og det ble tidligere kablet inn til stasjonen for å muliggjøre dette. Det kan bli aktuelt å forlenge dette for å tilrettelegge for nye boligarealer. Et slikt prosjekt vil være eksternt finansiert Jærnettet - Klepp, Time og Hå kommuner Jærnettet som utviklingsområde har vært under utvikling i flere år. Store endringer i forutsetninger knyttet til transmisjonsnett-tiltak og ny kunnskap har ført til en kontinuerlig endring av planene. Hovedmomentet ligger imidlertid fast, gammelt 50 kv nett skal spenningsoppgraderes til 132 kv for å møte fremtidens behov i området samt sikre en fornyelse av materiell som ikke lenger har nok ytelse eller er av en alder og tilstand som krever tiltak. Beskrivelsen under bygger på konseptvalget fra 2014, endringer i nettplanene er beskrevet på slutten av kapittelet. Jærnettet som nettområde er meldt til NVE i 2016 og man vil i tiden som kommer løpende søke konsesjon for enkelttiltakene som utgjør spenningsoppgraderingen. Som det fremgår av lastprognoser og lastflyt vist i kapittel 6. og 7. vil 50 kv systemet som forsyner kommunene Klepp, Time og Hå, med Klepp Energi og Jæren Everk som distribusjonsnettkonsesjonærer, bli hardt belastet i kommende år. Spesielt nettet inn mot matende transmisjonsnettstasjon er høyt belastet. Flere transformatorer nærmer seg også en høy utnyttelsesgrad. Lyse Elnett reinvesterte tråd på forbindelsene Vagle Kalberg Holen gjennom høst 2014 og vår/sommer 2015 og fikk samtidig noe øket overføringsevne som har avhjulpet situasjonen innen nye forbindelser kan bygges. Byttet av tråd gir ikke tilstrekkelig kapasitetsøkning til å være en varig løsning. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 74 av 85

75 Nettsystemet Jærnettet ble bygget ut i perioden og flere elementer av nettsystemet begynner å nærme seg teknisk levetid. Et 0-alternativ på 50 kv ble forsøkt etablert, men nødvendige tiltak for å realisere et 50 kv system med tilstrekkelig redundans og kapasitet mot fremtiden ble ikke funnet rasjonelt. Tap og spenningsfall ville kreve løsninger med flere parallelle traseer som ville oppta store areal i et område som kommunene ser på som høyaktuelle utbyggingsområder. Da spesielt områder med nærhet til jernbanen og området Frøyland Nord/Nordøst for Frøylandsvatnet. Tre 132 kv-konsepter er vurdert. 1 Beholde antall transformasjonspunkter og struktur på overføringer. 2 - Avvikle punktene Kleppemarka og Holen, last flyttes over på andre stasjoner. 3 Reduksjon til 4 store stasjoner som skulle dekke hele forsyningsområdet. I alle konseptene erstattes Tu stasjon, fra 1949, med nye Tjøtta som ligger noe vest av dagens Tu. I konsept 2 og 3 undersøkte prosjektet om høyere spenning i det overordnede distribusjonsnettet muliggjør redusert antall forsyningspunkter mellom det overordnede distribusjonsnettet og høyspent distribusjon. Prosjektet finner ikke hold for å kunne redusere antall matepunkter mellom disse nettene, og omfanget av opprustningstiltak i høyspent distribusjonsnett vil være så store og medføre betydelig høyere kompleksitet. Vurdering rundt bruk av jordkabel kontra linje er ikke adressert foruten kabelforbindelsen inn til Nærbø som antas opprettholdt pga. sentral plassering av stasjonen. En samfunnsøkonomisk sammenstilling av konseptene er presentert i tabell 18 på neste side. Alternative konsept Konsept 1 Nytt 132 kv nett Konsept 2 Nytt 132 kv nett Konsept 3 Nytt 132 kv nett Direkte kostnader/ Prissatte virkninger Investeringskostnad/ reinvesteringskostnad Drift- og vedlikeholdskostnader Tapskostnader SUM Rangering Indirekte kostnader/ Ikke prissatte virkninger Avbruddskostnader og forsyningssikkerhet - HMS Miljø Utkoblingsbehov og konsekvenser for forsyningssikkerhet i byggeperioden Konseptene vurdert opp mot Lyse Elnett kvalitetskriterier Konsekvenser for distribusjonsnettet K S U S ø r - R o g a l a n d Side 75 av 85

76 Rangering Tabell 12 Samfunnsøkonomisk sammenstilling av vurderte konsepter for forsyning av Jærnettet. Etter KSU 2016 har det vært store endringer i forutsetninger for Jærnettet knyttet til realisering av transmisjonsnettpunktet Bjerkreim i Bjerkreim kommune, som er under bygging, og Statnetts søknad om å etablere transmisjonsnettpunktet Fagrafjell i Time kommune, planlagt satt i drift i Fagrafjell stasjon og tilhørende linje søknad ligger p.t. hos OED. Lyse Elnett har også en kontinuerlig dialog med Statnett og områdekonsesjonærene Klepp Energi og Jæren Everk. Samarbeidet har også ført til noen endringer siden KSU Lyse Elnett har kunnet låse geografisk og tidsmessig plassering av utvekslingspunkt mot transmisjonsnettet. - Lyse Elnett endrer planen fra dobbeltsidig 132 kv forsyning fra et punkt i nord, til å inkludere tidlig sammenkobling mellom transmisjonsnettpunktene Fagrafjell og Bjerkreim via 132 kv. Dette gir muligheter for Statnett til mer rasjonell utnyttelse av transformatorkapasitet i området, og senker Statnetts KILE risiko og den faktiske avbruddsrisikoen ute i 132 kv nettet. - Statnett viser til høye kostnader for fortsatt drift av Stokkeland stasjon, der er funnet rasjonelt å etablere 132/50 kv transformering i Lyse Elnett sitt nettsystem fremfor nye 300(420)/50 kv transformatorer og tilhørende apparatanlegg. Arbeidet med melding og forslag til utredningsprogram ble oversendt NVE i Q Konsesjonssøknader innenfor Jærnettet som forventes oversendt NVE neste periode følger Opstad Holen (eksisterende 50 kv) og Opstad Håland (ny 132 kv) overføring Opstad Holen er en eksisterende linjetrase bygget i Tilstanden til linjen er dårlig og overføringskapasiteten er lavere enn aktuelle laster i nettet ved høy last/lav produksjon og lav last/høy produksjon. Videre er det sommeren 2017 kommet en forespørsel fra Statnett hvor de ønsker tidlig sammenkobling mellom Bjerkreim og Fagrafjell stasjon på 132 kv. Dette for å svare ut Lyse Elnetts innspill til konsesjonssøknad hvor kapasitet og fleksibilitet i Fagrafjell er påpekt. Gjennom sammenkobling av Fagrafjell og Bjerkreim stasjon gjennom nytt 132 kv system kan transformatorytelse i Bjerkreim tilføre Fagrafjell den ytelse og fleksibilitet systemet trenger. Lyse Elnett finner en slik løsning rasjonell og endrer noe på sine gjennomføringsplaner for å etablere sammenkobling så tidlig som mulig, konkretisert bl.a. gjennom forbindelsen Opstad Håland. Tiltakene omtales som et punkt da det er ønskelig med utførelse på samme tid, i samme område og det er aktuelt å utføre linjetrase som dobbeltkurs på deler av strekningen. Lyse Elnetts vurdering av tiltaket er begrenset til hvorvidt man anser endringen i plan som rasjonelle. Endringen for Lyse Elnett innebærer etablering av en 132 kv forbindelse mellom Opstad Håland tidlig samtidig som eksisterende 50 kv Opstad Holen må opprettholdes. Dette ses opp mot Statnetts kostnader ved etablering av en 4. transformator i Fagrafjell. Alternativ 1 Etablere Opstad - Holen og Opstad Håland som enkeltkurser. Alternativ 2 Etablere Opstad Holen og Opstad Håland som dobbelkurs på store deler av strekningen. Alternativ 3 Transmisjonsnett alternativet. 132 kv systemene er adskilte inntil nærmere Statnett må da installere en 4. transformator i Fagrafjell. Kostnadene er grove estimater basert på enhetskostnader fra Statnett. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 76 av 85

77 Tabell 13 - Samfunnsøkonomisk vurdering etablering av sammenkobling 132 kv FA-BJ D-nett T-nett Tiltak Merkostnad 55 MNOK 33 MNOK 60 + MNOK Miljøkonsekvens Fleksibilitet i nettet Forventningsverdi avbruddskostnader 150+ MNOK Ekstra traselengde jf. Jærnettet km (--) 2,5 km (-) Tapsdifferansen er neglisjerbar mellom løsningene, gevinsten ligger i fleksibiliteten i nettsystemet. Statnett har lagt opp til en løsning med tre transformatorer i Fagrafjell hvor driften av Jærnettet vil ligge bak en enkel transformator. Systemet er da sårbart for trafofeil. Med forutsetning om 250 MW last i referansetimen og 2000 timer i året utenfor N-1 vil forventningsverdien over 40 år nærme seg 140 MNOK. Sammenkobling mot Bjerkreim som primært er et produksjonspunkt vil gi økt nytte for transformatorytelsen som ligger her. Lyse Elnett ser også positivt på mulighetene en slik løsning gir for å kunne drifte galvanisk adskilte 132 kv systemer som muliggjør endring av jordingssystem over tid. Nettutviklingsmiljøet legger i utgangspunktet til grunn av man velger alternativ 2; bruk av dobbelkurs basert på vurderingene over. Løsningen vil modnes frem mot konsesjonssøknad hvor miljøaspekter ved løsningene vil bli vurdert nøyere, bl.a. vil en dobbelkursmast ruve mer i terrenget. Økt detaljeringsgrad blir presentert i kommende konsesjonssøknad, forventet etter sommeren Estimert kostnad: 33 MNOK Reduksjon i tap: Neglisjerbar Avbruddskostnader: Positiv endring (primært T-nett) Scenarioavhengighet: Uavhengig Håland Transformatorstasjon Stasjonen er bygget i Transformatorer går nær fullastet i tunglast. Utfaset transformator fra Båtstad er aktuell kandidat til å øke ytelse i Håland. Her er det få alternativer, tilgrensende transformatorstasjoner har også høy belastningsgrad. Transformatorene i Håland går tungt lastet vintersitd, kapasiteten i stasjonen er generelt for liten og det er vanskelig å utvide kapasiteten ytterligere på eksisterende tomt. Etter melding fra 2016 og møter med interessenter har det kommet flere innspill fra grunneiere, naboer og kommunen knyttet til stasjonsplassering. Lyse Elnetts utredninger og ROS av alternativer viser at nybygging vil være å foretrekke, primært på grunn av byggbarhet og utfordrende drift på eksisterende anlegg under bygging. Inngår som stasjon nr. 2 i 132 kv forsynt fra Bjerkreim. Ny Håland og eksisterende Håland vil sameksistere frem til ny Håland får tosidig 132 kv forbindelse rundt 2023, når Fagrafjell er på drift. Det er ikke funnet vesentlige kostnadsforskjeller mellom de alternativer som er undersøkt, gjennomførbarhet og konfliktnivå vil være styrende for Lyse Elnetts prioritering av lokasjon for nye Håland stasjon, nummeret som nr. 4 i figur 64. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 77 av 85

78 Figur 45 - Vurderte plasseringer for ny Håland transformatorstasjon Estimert kostnad: 187 MNOK Reduksjon i tap: Ingen vesentlig endring Avbruddskostnader: Forbedring, nytt anlegg og vesentlig økt kapasitet. Scenarioavhengighet: Uavhengig Fagrafjell Håland (forbindelse) Som et ledd i spenningsoppgradering av Jærnettet og sammenkobling mellom Fagrafjell og Bjerkreim på 132 kv må det etableres en forbindelse mellom Håland og Fagrafjell. Forbindelsen gir tosidig forsyning til Håland og Opstad på 132 kv og legger til rette for å sløyfe inn stasjonene Tu, Hatteland og Kleppemarka i årene som kommer. Det er i konseptfasen vurdert forskjellige strukturer på nettet hvor bl.a. rekkefølge på stasjoner er vurdert. I alle vurderinger kommer stasjonene i Klepp kommune, Tu, Hatteland og Kleppemarka, ut med både høy belastning og høy alder på nøkkelkomponenter i stasjonene. Det er også positivt at man geografisk samler tiltak som gjør det mulig å rive gammelt 50 kv nett tett opp mot 132 kv etableringen. De videre vurderinger i konsesjonssøknad, forventet sendt 1. halvdel av 2019, vil inneholde mer detaljer knyttet til variasjoner av traseer og løsninger gjennom Time og Klepp kommuner. Traseen vil også gå innom Sandnes kommune like nordvest for omsøkte Fagrafjell stasjon. Tiltaket er en del av en større plan for spenningsoppgradering av Jærnettet og det er ikke funnet «system» alternativer som kan erstatte Håland Fagrafjell med det modenhetsnivået planen har i dag. En forbindelse fra Håland via stasjonene i Klepp kommune til transmisjonsnettpunkt har vært en del av samtlige konsepter som er vurdert. Lyse Elnett ser det ikke som rasjonelt å trekke ute «nytteverdier» av et enkelttiltak, men vil henvise til konseptvalg og den dialogen Lyse Elnett har ført med samfunnet og myndigheter gjennom utstrakt møtevirksomhet og en løpende dialog. Estimert kostnad: 70 MNOK utført med 685 Al 59 Reduksjon i tap NV: -79,5 MNOK (Sett opp mot 50 kv drift) Avbruddskostnader: Vesentlig reduksjon i forventede avbrudd. Se blant annet Statnetts risiko vist under beskrivelse av Opstad Holen / Opstad Håland. Scenarioavhengighet: Uavhengig K S U S ø r - R o g a l a n d Side 78 av 85