INNHOLDSFORTEGNELSE. Hovedrapport, offentlig tilgjengelig. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

Transkript

1

2 INNHOLDSFORTEGNELSE SAMMENDRAG INNLEDNING HISTORIE FORSKRIFT OM ENERGIUTREDNINGER KRAFTSYSTEMUTREDNINGEN I BKK-OMRÅDET OG INDRE HARDANGER BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN UTREDNINGSOMRÅDET OG DELTAKERE I UTREDNINGSPROSESSEN SAMORDNING MED TILGRENSENDE UTREDNINGSOMRÅDER SAMORDNING MED KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET MÅL FOR DET FREMTIDIGE KRAFTSYSTEMET FORUTSETNINGER FOR ØKONOMISKE VURDERINGER FORUTSETNINGER FOR TEKNISKE OG MILJØMESSIGE VURDERINGER NETTILKNYTNING FOR PRODUKSJONSANLEGG, VILKÅR OG KRAV TIL NETTKAPASITET SÆREGNE FORHOLD INNEN UTREDNINGSOMRÅDET DAGENS KRAFTSYSTEM DAGENS KRAFTNETT OG STATISTIKK FOR OVERFØRING KRITISKE FEILSITUASJONER STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSPRODUKSJON STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSFORBRUK UTVEKSLING MELLOM SENTRAL- OG REGIONALNETT UTVEKSLING PÅ VIKTIGE SNITT MANGLENDE LEDIG NETTKAPASITET TIL NY PRODUKSJON ANDRE ENERGIBÆRERE OG PÅVIRKNINGEN PÅ KRAFTSYSTEMET FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD DRIVERE FOR SCENARIOUTVIKLINGEN UTARBEIDING AV SCENARIOER PROGNOSER FOR PERIODEN LASTFLYTANALYSER AV BKK-OMRÅDET FRAMTIDIG FORSYNING AV BERGENSSNITTET LASTFLYTANALYSER AV ODDA-OMRÅDET SYSTEMUTREDNING AV SENTRALNETTET I VESTLANDSREGIONEN FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV TILTAKSLISTE SAMFUNNSØKONOMISKE BEREGNINGER NYE KV LEDNINGSANLEGG NYE 132 KV LEDNINGSANLEGG NYE KV LEDNINGSANLEGG TRANSFORMERINGSTILTAK MELLOM SENTRALNETT OG REGIONALNETT TRANSFORMERINGSTILTAK MELLOM 132 KV OG 50 KV TILTAK I INDUSTRI- OG PRODUKSJONSANLEGG TRANSFORMERINGSTILTAK MOT DISTRIBUSJONSNETTET ØVRIGE TILTAK SANERING AV BESTÅENDE ANLEGG LITTERATURREFERANSER VEDLEGGSLISTE...90 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

3 Bilder på forsiden og baksiden: Utskifting av skjøter på 300 kv ledningen Evanger-Dale (ved Bolstadfjorden), våren Jobben er en del av arbeidet med å temperaturoppgradere ledningen, for å øke reservekapasiteten inn til Bergens-snittet (Bergen og omegn). 2 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

4 Sammendrag Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger skal bidra til en samfunnsmessig rasjonell utvikling av strømnettet i regionen. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har tildelt BKK rollen som utredningsansvarlig. I samarbeid med andre nettselskaper og anleggskonsesjonærer i regionen utarbeider vi en årlig rapport som beskriver dagens nett, fremtidige behov, aktuelle investeringer og andre tiltak. Kraftsystemutredningen lages i to utgaver: 1. En hovedrapport, som er tilgjengelig for alle 2. En grunnlagsrapport med begrenset tilgjengelighet, beregnet på NVE og andre fagmiljøer BKK-området og indre Hardanger omfatter området mellom Sognefjorden og Hardangerfjorden, i tillegg til kommunene Jondal, Odda, Ullensvang og Eidfjord (se kart i avsnitt 2.1). Forbruket i denne regionen har sitt tyngdepunkt i Bergen og omegn, mens kraftproduksjonen skjer lenger inne i landet; hovedsakelig i Masfjorden, Modalen, Samnanger, Vaksdal, Voss og Ulvik. Nettet må derfor ha kapasitet til å transportere store mengder kraft gjennom området og frem til forbrukerne. Tilgangen på kraft i området varierer mye gjennom året, og mellom våte og tørre år. Kalde vintre gir langt høyere forbruk enn produksjon, og det er stort behov for import. I sommerhalvåret er det derimot ofte kraftoverskudd fordi forbruket er lavt samtidig som snøsmelting og nedbør gir høy produksjon. De fleste kraftverkene i området har begrenset magasinkapasitet og må produsere store deler av året for å utnytte vannet. Internt i regionen finnes lokale overskuddsområder (som Nordhordland, Samnanger og Hardanger) og underskuddsområder (som Bergen og Kollsnes). I årene fremover vil ubalansen forsterkes ved at produksjonen øker i overskuddsområdene, mens forbruket øker i underskuddsområdene. Det trengs derfor større overføringskapasitet i nettet for å transportere kraft både inn og ut av utredningsområdet, og internt i området. Rundt 25 kraftstasjoner er tilknyttet regional- og sentralnettet i området. I tillegg finnes det om lag 100 småkraftverk som mater kraft inn i distribusjonsnettet. I et tørrår kan kraftproduksjonen være nede i nesten det halve av produksjonen i et vått år. Statistikk for kraftproduksjon finnes i avsnitt 4.3. Kraftforbruket i regionen øker jevnt og trutt. Dette gjelder både energi- og effektforbruket (maksimalbelastningen i nettet). Statistikk fra de siste 15 årene viser at forbruksøkningen har skjedd både i olje- og gassvirksomhet og i alminnelig forsyning. Forbruket per innbygger har vært relativt stabilt, men en befolkningsøkning i Bergensområdet har bidratt til en økning totalt. (Se figurer i avsnitt 4.4.) Forsyningssikkerhet: Kraftsystemet i vår region har i dag flere kritiske snitt, det vil si områder hvor kapasiteten i nettet utgjør en flaskehals. I avsnitt 4.6 finnes en beskrivelse av dagens situasjon for Kollsnes-snittet og Bergenssnittet. Økende effektforbruk gjør at nettet drives opp mot kapasitetsgrensene i stadig flere av årets timer. Dette innebærer at det ikke er nok kapasitet til å forsyne alle kundene ved en feil i hovednettet. For eksempel vil feil på en av de to ledningene inn til Bergenssnittet (Bergen og omegn) på en kald vinterdag, føre til at deler av området må kobles ut inntil feilen er reparert. For å unngå total mørklegging av forsyningsområdet ved en slik feil er det installert systemvern, som gir en styrt utkobling av et definert område for å opprettholde forsyningen i resten av systemet (se avsnitt 4.1). Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

5 Nettets alder og tilstand er nærmere beskrevet i avsnitt 4.1. Enkelte av de eldste kraftledningene begynner å bli krevende å vedlikeholde og trenger omfattende rehabilitering eller fornying i årene som kommer. Nettselskapene i utredningsområdet har til sammen fått flere hundre henvendelser om planer for nye vannkraftverk og vindkraftverk. Disse kraftverkene er i hovedsak planlagt i områder med lavt forbruk og produksjonsoverskudd fra før. Totalt finnes det planer for ca GWh vannkraft og 1600 GWh vindkraft. Som følge av Norges klimaforpliktelser og planlagt innføring av el-sertifikater, venter vi at antall planer vil øke ytterligere. I dag er det ikke ledig kapasitet i nettet til å knytte til ny produksjon, med unntak av i de ytre kystkommunene. Nettet må forsterkes før en kan gi klarsignal for disse kraftverkene. Kart og oversikt over nødvendige tiltak finnes i avsnitt 4.7. Våre prognoser for fremtidig forbruk (kapittel 5) tilsier at forbruksøkningen vil fortsette. Prognosene baserer seg blant annet på kjente planer om utvidelser i olje- og gassindustrien, nye nærings- og industriområder og befolkningsprognoser fra Statistisk sentralbyrå. Forbruksøkningen vil komme både i petroleumsindustrien (bl.a. til Troll A, Gjøa, CO2-renseanlegg på Mongstad), og i alminnelig forsyning som følge av befolkningsøkning og utbygging av store nærings- og boligområder. Sentralnettet på Vestlandet: Med et stort potensial for ny fornybar energi på Vestlandet, sammen med nasjonale og internasjonale klimamål, venter vi en betydelig økning i ny produksjon de neste 20 årene. Selskapene i Vestlandsalliansen 1 har sammen med Statnett analysert hvordan sentralnettet er rustet til å håndtere en slik utvikling. En innledende studie viser at både økt produksjon og økt forbruk (industrivekst) vil møte flaskehalser i nettet på deler av Vestlandet. Utredningen gir et overblikk over hvor slike begrensninger vil oppstå, og alternative forslag til løsninger. I tiden som kommer ønsker vi en omfattende dialog med aktuelle kommuner, øvrige myndigheter og andre aktører om utfordringene og mulige løsninger. Etter vår vurdering må det investeres i flere konkrete tiltak i sentralnettet for å sikre lokal verdiskaping og legge til rette for at klimamålene kan oppfylles. (avsnitt 5.7) En rekke nye nettforsterkninger er planlagt i utredningsområdet de neste 15 årene. Tiltakene begrunnes i ett eller flere av følgende hensyn: - Erstatte eldre nett som trenger fornying - Gi plass på nettet til ny produksjon - Sikre forsyningen i forbindelse med økt forbruk Statnetts 420 kv-ledning Sima-Samnanger, som er under bygging, vil styrke forsyningen inn til regionen som helhet. BKKs planlagte ledninger Mongstad-Kollsnes og Modalen-Mongstad, som begge er under konsesjonsbehandling, vil styrke forsyningssikkerheten til Bergenssnittet. Kapittel 6 inneholder en beskrivelse av disse og andre planlagte tiltak i regional- og sentralnettet frem mot år 2025; totalt over 30 ledninger og like mange transformatoranlegg. Listen inkluderer oppgraderinger av eksisterende anlegg, blant annet omlegging fra 300 til 420 kilovolt i sentralnettet. 1 Tafjord Kraft, Sogn og Fjordane Energi, Sunnfjord Energi, Sognekraft, Sunnhordland kraftlag, Haugaland Kraft og BKK 4 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

6 1 Innledning 1.1 Historie NVE etablerte i 1988 ordningen med Kraftsystemplanlegging i fylkene. Ordningen var basert på samarbeid mellom regionalverkene og NVE. Formålet var å desentralisere planleggingsansvaret og å effektivisere NVEs konsesjonsbehandling. 1.2 Forskrift om energiutredninger I 2001 ble Energiloven endret slik at energiplanlegging nå er innført som et overordnet begrep for den planleggingen som skal utføres av alle konsesjonærene. I den forbindelse er det utarbeidet en ny forskrift til Energiloven; Forskrift om energiutredninger [1]. Begrepet kraftsystemplan er nå erstattet av begrepet kraftsystemutredning. Ved å bruke begrepet utredning, unngår man misforståelser om at resultatet er formelt bindende og vedtatt. Målet for utredningsarbeidet er å bidra til en samfunnsmessig rasjonell utbygging av regional- og sentralnettet hensyntatt aktuelle energibærere for stasjonær energibruk. Kraftsystemutredningen vil være et grunnlagsdokument i NVEs arbeid ved behandlingen av meldinger og søknader om konsesjon for nye anlegg. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

7 Arbeidet skal gi grunnlag for å løse eventuelle konflikter om utviklingen av nettet på et tidlig tidspunkt, og gi brukerne av nettet muligheter til å påvirke utformingen av de overføringsanleggene de er avhengige av. BKK Nett er av NVE utpekt som utredningsansvarlig for BKK-området og Indre Hardanger-området og oppdaterer årlig kraftsystemutredningen for området. Utredningen tar utgangspunkt i NVEs Veileder for kraftsystemutredninger [2]. 1.3 Kraftsystemutredningen i BKK-området og Indre Hardanger Utredningen består av en grunnlagsrapport med vedlegg, og en offentlig sammendragsdel med de viktigste konklusjoner. Grunnlagsrapporten er unntatt offentlighet jfr. Offentlighetsloven 13, og skal behandles i samsvar med Forskrift om beredskap i kraftforsyningen, 6-2 [3]. Vi minner om at denne kraftsystemutredningen er et overordnet systemdokument og ikke en bindende plan. Neste kraftsystemutredning blir utgitt 1. juni Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

8 2 Beskrivelse av utredningsprosessen 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Utredningsområdet Vårt utredningsområde BKK-området og indre Hardanger er fastsatt av NVE og omfatter det fargelagte forsyningsområdet vist i figur 2.1. Området omfatter det meste av Hordaland og en del av Sogn og Fjordane sør for Sognefjorden. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

9 Figur 2.1: Utredningsområdet Områdekonsesjonær Distribusjonsområde Eiere Askøy Energi AS Askøy kommune Fredrikstad energiverk BKK Nett AS Austrheim, Bergen, Fedje, Fjell, Gulen, Statkraft og 17 kommuner Høyanger, Lindås, Masfjorden, Meland, mellom Sognefjorden og Os, Osterøy, Radøy, Samnanger, Sund, Hardangerfjorden Vaksdal og Øygarden kommune Bjølvefossen ASA Ålvik i Kvam kommune Elkem EB Nett AS Ulvik kommune øst for Hallingskeid Energiselskapet Buskerud, Kongsberg kommune og Nedre Eiker kommune Hardanger Energi AS Granvin, Ulvik (vest for Hallingskeid), Ullensvang, Eidfjord og Jondal kommune Ulvik herad, Ullensvang herad, Eidfjord kommune og Jondal kommune Kvam Kraftverk Kvam kommune nord for Mundheim unntatt Ålvik Kvam herad Modalen Kraftlag Modalen kommune Modalen kommune Odda Energi AS Odda kommune Odda kommune Voss Energi AS Voss kommune Voss kommune Tabell 2.1: Områdekonsesjonærer, forsyningsområde og eierskap i BKK-området og Indre Hardanger. 8 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

10 Som figur 2.1 viser, er det i alt 9 områdekonsesjonærer i utredningsområdet. Tabell 2.1 viser en oversikt over områdekonsesjonærene, kommunene de dekker og hvem som eier selskapene. I tillegg til de nevnte 9 områdekonsesjonærene, har Statoil Kollsnes og Statoil Mongstad områdekonsesjon på eget område. BKK Nett AS eier det meste av regionalnettet i utredningsområdet. Tyssefaldene AS eier regionalnettet i Odda kommune. Voss Energi AS og Hardanger Energi AS har også noe regionalnett på 45/66 kv nivå innenfor utredningsområdet. Deltakere i utredningsarbeidet Utredningsansvarlig (BKK Nett) har ansvaret for å samordne planleggingen mellom de ulike anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærene i utredningsområdet. Forskrift om energiutredninger [1] stiller en rekke krav til utredningsprosessen: Utredningsansvarlig skal invitere alle anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærer innenfor sitt utredningsområde til et kraftsystemmøte. Møtet skal holdes minst hvert annet år og ledes av utredningsansvarlig. Kraftsystemmøtet velger representanter til kraftsystemutvalget. Kraftsystemutvalget skal bistå utredningsansvarlig ved utarbeidelse av kraftsystemutredningen og behandle kraftsystemutredningen før offentliggjøring. På minst et årlig møte i kraftsystemutvalget skal det inviteres til et utvidet møte hvor utredningen skal presenteres. Dette erstatter behovet for å sende kraftsystemutredningen på høring. BKK Nett har behandlet årets kraftsystemutredning i henhold til overnevnte beskrivelse. Kraftsystemutvalget for BKK-området og Indre Hardanger-området ledes av utredningsansvarlig og består i tillegg av følgende personer: Trond Sliper Per Bjarne Mosdal Dagfinn Åsen Rune Nesheim Bjørn Eriksen Øyvind Bergvoll Ole Kjell Solsvik Anders Grønstvedt BKK Produksjon AS Odda Energi AS Askøy Energi AS Voss Energi AS Boliden Odda AS Statoil felles Statoil Kollsnes Statnett SF (foreløpig deltaker fram til valg i neste Kraftsystemmøte) Kraftsystemutvalget er satt sammen slik at tre medlemmer representerer store industrikunder, tre medlemmer representerer andre netteiere og ett medlem representerer kraftproduksjon/fjernvarme. Innhold og utforming av denne utredningen er tilpasset innspill og anbefalinger fra kraftsystemutvalget. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

11 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning med tilgrensende regionalnett BKK-området og Indre Hardanger grenser mot utredningsområdet til Sogn og Fjordane Energiverk i nord, EB Nett i øst, og Sunnhordland Kraftlag i sør. Det er ingen forbindelser på regionalnettnivå mellom utredningsområdene 2. Men sentralnettet som binder områdene sammen er svakt og med begrenset kapasitet. Derfor er det viktig å se de nevnte utredningsområdene i sammenheng. BKK samarbeider med tilgrensende regionalnettseiere om mulige nettforsterkninger mellom regionene, der hvor det er aktuelt. For tiden pågår et samarbeid med SKL om en mulig nettforsterkning fra Fusa til BKK-området for å kunne mate ut planlagt ny vannkraftproduksjon i SKL-området. BKK har et tilsvarende samarbeid med SFE i forbindelse med en mulig regionalnettsforsterkning over Sognefjorden for å kunne mate ut vindkraft nord for Sognefjorden mot BKK-området. Eventuelle konkrete nettforsterkninger som følge av disse samarbeidsprosjektene er omtalt i kapittel 6. Samordning med sentralnettet Statnett er utredningsansvarlig for sentralnettet i utredningsområdet. Vi har likevel valgt å inkludere deler av sentralnettet i kraftsystemutredningen både fordi BKK Nett eier deler av sentralnettet, og fordi sentral- og regionalnettet i BKK-området er nært sammenknyttet. For å få til de beste løsningene innenfor BKK-området er det nødvendig å se sentral- og regionalnettet samlet. For tiden pågår et samarbeid mellom Vestlandsalliansen 3 og Statnett vedrørende framtidige sentralnettforsterkninger i og ut av Vestlandet. Foreløpige resultater fra dette samarbeidet er omtalt i kapittel 5.7. Samordning med distribusjonsnettene Alle områdekonsesjonærer er pålagt å sende konkrete utbyggingsplaner til utredningsansvarlig som orientering. BKK Netts oppgave blir å sikre at de lokale planene tilpasses planene for regionalnettet og planene til de omkringliggende distribusjonsnettene. I henhold til Forskrift om Energiutredninger [1] er områdekonsesjonærene ansvarlige for å utarbeide lokale energiutredninger. Disse brukes i forbindelse med Kraftsystemutredningen der hvor det er relevant. Planer for nye små kraftverk i distribusjonsnettet er særlig aktuelt for tiden. Det foreligger mange produksjonsplaner, som til sammen kan utgjøre store energimengder som skal mates ut på regionalnettet. BKK Nett har løpende kontakt med distribusjonsnetteiere i utredningsområdet for å samle inn planer for ny produksjon. Disse planene danner grunnlaget for prognosene i kapittel 5. 2 Ser bort ifra 66 kv linje Eidesfoss-Jukla 3 Vestlandsalliansen er et samarbeid mellom Sunnfjord Energi, Sognekraft, Sogn og Fjordane Energi, Haugaland Kraft, Sunnhordland kraftlag, BKK og Tafjord Kraft. 10 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

12 2.3 Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer Hordaland fylkeskommune ga i 2004 ut en risiko- og sårbarhetsanalyse (ROS) for fylket. Denne omhandler også sannsynligheten for strømbrudd og konsekvensen av dette. BKK Nett og flere regionalnettkunder har vært med i dette arbeidet. Kommunale planer for forskjellige typer energibærere, og planer for bolig- og næringsutvikling er viktige opplysninger som danner et godt utgangspunkt for prognosearbeidet i kraftsystemutredningen. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

13 . 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet Energipolitiske føringer for energisystemet Energisektoren er preget av en rekke utfordringer og motstridende interesser knyttet til - Forsyningssikkerhet (hvor god skal den være?) - Visuell synlighet av kraftledninger (luftledning kontra kabel) - Magnetfelt fra kraftledninger og kabler (hvordan skal myndighetenes vær varsom -strategi tolkes?) - Oppfyllelse av nasjonale forpliktelser knyttet til EUs klimapakke, herunder: o reduksjon av CO2-utslipp (blir det vedtatt Co2-renseanlegg på Mongstad eller ikke?) o økt andel fornybar kraftproduksjon (hvordan blir elsertifikatordningen? Vil det aksepteres storstilt bygging av nytt nett for å kunne realisere ny fornybar kraftproduksjon?) o økt energisparing (hvilket virkemidler kommer?) Som utredningsansvarlig opplever vi at flere av de nasjonale målene er uklare og lite konkrete til bruk i utredningsarbeidet. Vi har derfor tolket de kravene som finnes nedfelt i forskrifter og andre offentlige dokumenter, etter beste skjønn og basert på vår fagkompetanse og erfaring. Vår tolkning er beskrevet i delkapittel våre mål for utredningsarbeidet. 12 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

14 Våre mål for utredningsarbeidet Det overordnede målet for utviklingen av kraftsystemet er at det skal dekke fremtidige behov for overføring av kraft gjennom valg av samfunnsrasjonelle løsninger. Videre er det et mål å fremme en kostnadseffektiv utbygging og drift av overføringsanleggene. Mål for leveringskvalitet i området Forskrift om leveringskvalitet [4] stiller krav til alle konsesjonærer om registrering og rapportering av leveringskvalitet. Forskriftskravene skal bidra til at en oppnår en samfunnsøkonomisk riktig leveringskvalitet i kraftsystemet, det vil si en riktig balanse mellom kundenes behov og nettselskapenes ressursbruk. Miljømål Miljømessige faktorer kan vanskelig tallfestes, men bør inngå i vurderingen av tiltak sammen med tekniske og økonomiske hensyn. Selskapene i utredningsområdet ønsker å ha en positiv miljøprofil. Utbygginger av nye anlegg, drift- og vedlikehold, og demontering av utrangerte anlegg skal skje på en mest mulig skånsom måte for miljøet. Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå Kraftsystemutredningen skal gi en oversikt over dagens kraftsystem og planer for den videre utviklingen av systemet i form av nye anlegg og reinvesteringer / modernisering av eksisterende anlegg. Utredningen omhandler alle anlegg i utredningsområdet på spenningsnivåene kv, inkludert sentralnettanlegg, industrianlegg, produksjonsanlegg og anlegg som inngår i områdekonsesjonen ( kv kabelnett i Bergen). Ambisjonen er å gi en samlet fremstilling av hvordan overføringsbehovet for kraft i BKK-området og Indre Hardanger antas å utvikle seg i årene fremover og hvilke tiltak som er nødvendige for å håndtere denne utviklingen. For å beskrive krav til det fremtidige kraftsystemet i utredningsområdet, er det utarbeidet ulike scenarier med hensyn på forbruks- og produksjonsutvikling (jfr. kapittel 5). Denne kraftsystemutredningen omfatter perioden frem til år Forutsetninger for økonomiske vurderinger Investeringer i kraftnettet skal baseres på en samfunnsøkonomisk rasjonell utbygging. I tråd med anbefalinger fra NVE [5] har vi valgt å tolke en samfunnsøkonomisk rasjonell utbygging som en minimering av følgende kostnader: - Investeringskostnader - Drifts- og vedlikeholdskostnader - Avbruddskostnader for nettkundene - Kostnader til elektriske tap - Flaskehalskostnader - Tapte samfunnsmessige inntekter ved ikke realisert produksjon - Samfunnsmessige kostnader ved ikke realisert forbruk De to siste postene er et tillegg til NVEs opprinnelige liste. Tapte samfunnsøkonomiske inntekter ved ikke realisert produksjon er en aktuell problemstilling i vårt utredningsområde, da en rekke lønnsomme kraftprosjekter ikke kan realiseres før nettet blir styrket slik at kraften kan transporteres frem til forbrukerne. Dette punktet er derfor tatt med i de siste konsesjonssøknadene fra BKK Nett Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

15 AS. Som motstykke har vi også ført opp samfunnsøkonomiske kostnader ved ikke realisert forbruk på listen. Dersom en planlagt etablering eller utvidelse av en industribedrift må utsettes eller skrinlegges som følge av manglende nettkapasitet, vil de samfunnøkonomiske kostnadene (de tapte inntektene) knyttet til dette inngå i denne posten. I utgangspunktet skal kun samfunnsøkonomisk lønnsomme tiltak iverksettes, men dette kan fravikes i tilfeller hvor tiltak er påkrevd for å tilfredsstille fastsatte minimumskrav til miljø, personsikkerhet og leveringskvalitet. Nettselskapene skal opptre forretningsmessig innenfor samfunnsøkonomiske rammer, og generere avkastning til sine eiere. Inntektsrammeregimet kan være en barriere for realisering av samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter. Dette har BKK Nett, sammen med den øvrige energibransjen, påpekt til NVE. Kalkulasjonsrente og analyseperiode (økonomisk levetid) I henhold til NVEs gjeldende anbefaling, er det benyttet en kalkulasjonsrente på 4,5 % i de samfunnsøkonomiske analysene som inngår i denne utredningen. Dette er en realrente (før skatt), det vil si at alle kostnader skal regnes i fast kroneverdi. Det er benyttet en analyseperiode på 30 år. For enkelthets skyld er økonomisk levetid satt lik analyseperioden, det vil si 30 år for alle komponenttyper. For definisjon av begrepene vises det til NVEs håndbok Samfunnsøkonomisk analyse av energiprosjekter [5]. Områdepris Mange faktorer påvirker områdeprisen på elektrisk kraft, og det er vanskelig å forutsi hva den kan være på sikt. Prognoser over områdepris som utarbeides i produksjonsmiljøene er følsomme for ulike forutsetninger og har en tendens til å variere mye fra prognose til prognose. Vi har valgt å bruke en gjennomsnittlig områdepris i utredningsperioden på 33 øre/kwh. Dette ligger omtrent på samme nivå som gjennomsnittlig områdepris i år Investeringskostnader Investeringskostnadene er i hovedsak basert på erfaringstall fra tidligere utbygginger. Dersom det mangler tilstrekkelig erfaringstall, brukes tall fra kostnadskatalogene til NVE [6] og SEfAS [7]. Det tas hensyn til alle kostnader i forbindelse med en investering, herunder alle kostnader til administrasjon, renter i byggetid, og eventuelle kostnader til sanering av gamle anlegg. Drifts- og vedlikeholdskostnader Utgangspunktet for drifts- og vedlikeholdskostnadene er erfaringstall. Ved vurdering av konkrete nettforsterkninger brukes relevante drifts- og vedlikeholdskostnader for berørte anleggsdeler. Dersom erfaringstall mangler, brukes generelle drifts- og vedlikeholdskostnader i tabell 3.1. (Disse ble opprinnelig utarbeidet av Statnett og er oppjustert til 2010-nivå av BKK Nett.) 14 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

16 Stasjonsanlegg sats Dobbelt bryterfelt kv kr/felt Enkelt bryterfelt kv kr/felt Dobbelt bryterfelt 132 kv kr/felt Enkelt bryterfelt 132 kv kr/felt Transformering kv kr/mva 450 Transformering 132 kv kr/mva Reaktiv kompensering kr/mvar 563 Hjelpeanlegg pr/stasjon Bygninger pr/stasjon Teledrift pr/stasjon Nettstyring pr/stasjon Linjer og kabler kv kr/km Teledrift 300/420 kv kr/avgang Teledrift 132 kv kr/avgang Tabell 3.1: Årlige drifts- og vedlikeholdskostnader til planleggingsformål (ref. år 2010) Tapskostnader De samfunnsøkonomiske kostnadene for energitap er lik faktisk energitap (kwh) multiplisert med områdepris. SEFAS har tradisjonelt ment at effekttap også har en samfunnsøkonomisk verdi, representert ved utbyggingskostnaden for ny effekt. Det er ikke tatt hensyn til samfunnsøkonomiske kostnader for effekttap i denne kraftsystemutredningen. Avbruddskostnader KILE-satsene fra NVE er brukt for å representere de samfunnsøkonomiske kostnadene ved avbrudd. Nye satser og en ny metode for beregning er gjort gjeldende fra år Ut fra dette, er det beregnet en gjennomsnittlig kostnad pr ikke-levert MW for alminnelig forsyning i utredningsområdet og tilsvarende for industriforbruk. Resultatene er vist i figur 3.1. Disse kostnadene brukes i planleggingsformål for å representere kundenes avbruddskostnader. For industrikunder tilstrebes det å bruke kundens reelle avbruddskostnader i stedet for KILEkostnadene vist i figur 3.1. Pr i dag har vi innhentet reelle avbruddskostnader for industrianleggene på Mongstad, Kollsnes og Troll A. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

17 Kostnad kr/mw Industri (generell sats) Alminnelig forsyning Avbruddsvarighet (timer) Figur 3.1: Gjennomsnittlige KILE-satser i utredningsområdet per 2009 Forventet ikke-levert-energi for kundene beregnes ut fra forventet feilstatistikk og forventet varighet på utkoblingen. Utkoblingens varighet avhenger av den enkelte feiltype og vil være kortere enn reparasjonstiden dersom det finnes alternative måter å gjenopprette forsyningen på (bruk av beredskapsmateriell, oppstart av lokal produksjon, omkoblinger i nettet osv.) Det tilstrebes å bruke feilstatistikk for det enkelte anlegg. Men ofte er statistikkgrunnlaget mangelfullt på grunn av få historiske feil. I slike tilfeller brukes feilstatistikk på landsbasis for tilsvarende anleggsdeler fra de ti siste årene (kilde: Statnett). Flaskehalskostnader Flaskehalser oppstår i enkelte driftssituasjoner dersom overføringsbehovet er større enn overføringskapasiteten. I slike situasjoner må det iverksettes tiltak bak flaskehalsen. Er det et underskuddsområde må forbrukerne redusere forbruket, er det et overskuddsområde må produsentene redusere sin produksjon. I dette utredningsområdet vil flaskehalser normalt oppstå i svært avgrensede nettområder, hvor det kun er få aktører bak flaskehalsen. Det vil som oftest være gitt hvilken aktør som må agere dersom det oppstår en flaskehals. Dersom vi har et underskuddsområde bak flaskehalsen, vil flaskehalskostnaden være lik kundens reelle kostnader ved å redusere sitt forbruk i den perioden flaskehalsen varer. Dersom vi har et overskuddsområde bak flaskehalsen, vil flaskehalskostnaden være lik produsentens inntektstap med å redusere sin produksjon. For magasinkraftverk kan noe tapt produksjon tas igjen på tidspunkt med lavere pris, for eksempel om natten. Inntektstapet vil da være bestemt av prisforskjellen mellom områdepris dag og natt, normalt 2-4 øre/kwh. En større produksjonsreduksjon, samt produksjonsreduksjoner i elvekraftverk, vil medføre tapt vann. Inntektstapet for det tapte vannet vil være lik gjeldende områdepris. Ofte vil slike 16 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

18 produksjonsreduksjoner oppstå i perioder med mye snøsmelting eller nedbør, og følgelig vil områdeprisen være lav. Tapte inntekter ved ikke realisert produksjon I utredningsområdet finnes flere nettområder med begrenset innmatingskapasitet hvor det er innført restriksjoner på tilknytning av ny produksjon. I praksis gjelder dette tilknytning av småkraftverk og vindkraftverk. Dersom vi forutsetter at samfunnet har bruk for denne type ny energiproduksjon, vil slike restriksjoner fører til et samfunnsmessig tap ved at planlagte nye kraftverk ikke blir bygd. Det samfunnsmessige tapet er lik verdien på tapt kraftproduksjon i analyseperioden, fratrukket utbyggingskostnaden til kraftverkene, og fratrukket de løpende drifts- og vedlikeholdskostnadene til kraftverkene i analyseperioden. Nåverdien PRODTAP NV = (årsproduksjon*områdepris) NV utbyggingskostnad (drift- og vedlikehold) NV Følgende generelle kostnadstall kan brukes om man ikke har mer detaljert informasjon om de enkelte kraftverkene: Utbyggingskostnad småkraft: 2,5 kr/kwh [16]) Drifts- og vedlikeholdskostnader småkraft: 20 kr/mwh Utbyggingskostnad vindkraftverk: 13 mill. kr/mw [18] Dersom verdien på produksjonstapet blir negativ betyr det at det ikke er lønnsomt å bygge kraftverket. Ulønnsomme kraftverk inngår ikke i beregninger av kostnadene ved ikke realisert produksjon. 3.3 Forutsetninger for tekniske og miljømessige vurderinger Kriterier for kabling Kabling blir ofte trukket fram som et ønskelig miljøtiltak. Dessverre er det svært kostbart, spesielt på høyere spenningsnivå. Dessuten er kabling også et naturinngrep. Ot.prp. 62 ( ) Om lov om endringer i energiloven vedtatt av Stortinget i 2009, kapittel Avbøtende tiltak på det konkrete anlegg gir føringer for vurdering av kabel kontra luftledning. Kabling skal alltid vurderes når nye kraftledninger i regional- og sentralnettet skal bygges, men bruken skal være gradvis mer restriktiv med økende spenningsnivå. Kabling er mest aktuelt på begrensede strekninger med betydelige verneinteresser eller store estetiske ulemper på 66 kv og 132 kv, men kan også være aktuelt på strekninger der det gir særlige miljøgevinster på 300 kv og 420 kv. Med høyere spenningsnivå øker både omfanget av naturinngrepet, kostnadene og usikkerheten knyttet til teknologi og forsyningssikkerhet ved kabling: - Naturinngrep: Avhengig av terrengtype kan kabling på disse spenningsnivåene medføre store naturinngrep. Jordkabel krever en bred grøft og en kjørbar adkomst til bruk ved Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

19 vedlikehold og reparasjoner. Total trasébredde er ofte rundt meter. Sjøkabler medfører brede grøfter og arealkrevende koblingsstasjoner/muffestasjoner eller likeretterstasjoner. - Forsyningssikkerhet og teknologiske utfordringer: Skredutsatte, bratte skråninger og dype fjorder kan gjøre bruk av sjøkabel teknisk utfordrende eller umulig. Generelt er det internasjonalt begrenset erfaring med lange kabler på de høyeste spenningsnivåene. Dette medfører størrre usikkerhet knyttet til teknologi og forsyningssikkerhet. Jord- eller sjøkabel kan være mindre utsatt for avbrudd enn en luftledning i en del områder, men hvis en feil på ledningen først oppstår, er reparasjonstiden for kabelanlegg betydelig lenger enn for en luftledning. (.) - Kostnader: For 420 kv overføringsforbindelser koster kabel med dagens teknologi og etterspørsel rundt 10 ganger mer enn luftledning med noenlunde tilsvarende overføringskapasitet. (.) Punktene ovenfor utelukker likevel ikke at kabling kan være aktuelt på strekninger der det gir særlige miljøgevinster også i regional- og sentralnettet. Dette forutsetter imidlertid at kablingen er forenlig med hensynet til forsyningssikkerheten og formålet med kraftledningsforsterkningen. Hvorvidt kabling er et hensiktsmessig tiltak avhenger av både naturgitte og systemmessige faktorer, og må vurderes i konsesjonsbehandlingen av hver enkelt sak. Tekniske standarder BKK Nett som den dominerende aktøren innenfor utredningsområdet driver et utstrakt standardiseringsarbeid. Dette arbeidet er hovedsakelig rettet mot distribusjonsnettet, men noe standardisering søker en å få til på transmisjonsnettet også. Merkespenninger på materiell i utredningsområdet er i dag 52, 72, 145, 300 (315) og 420 kv. Det er et mål å redusere nettap, bl.a. ved at spenning forsøkes holdt opp mot merkespenning på utstyret. Kollsnes er pr i dag den eneste 300 kv-stasjonen hvor materiellet har merkespenning 315 kv. Dette fordi stasjonen kan risikere å få høy spenning i enkelte driftssituasjoner. Anlegg med 52 kv merkespenning er under avvikling. Mange av anleggene vil utgå eller erstattes av nye anlegg på andre spenningsnivå. På lengre sikt vil anlegg med 300 kv merkespenning i BKKområdet erstattes av anlegg med 420 kv merkespenning. Alle nye anlegg i utredningsområdet bør bygges med følgende merkespenninger: 145 kv og 420 kv. Unntaket er nye anlegg i Jondal (tilknyttet Mauranger) og i Odda (tilknyttet Røldal). Her kan nye anlegg bygges med 300 kv og 72 kv merkespenning som i dag. Årsaken er at disse regionalnettene er separate øyer langt fra det øvrige 132 kv nettet. Nye ledninger vil bli bygget for 80 grader linetemperatur. 145 kv ledninger vil normalt bli bygget med minimum overføringsevne på 230MVA (FeAl240 eller tilsvarende) og 420 kv ledninger med minimum overføringsevne 1500 MVA. Standard kortslutningsytelser for kv utstyr i BKK-området er 31,5 ka termisk og 79 ka dynamisk [8]. For kv anleggene henvises til Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) [10]. 18 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

20 Alle dagens anlegg er vekselspenningsanlegg, men overføringsanlegg på likespenning, da spesielt sjøkabelanlegg, kan bli aktuelt i framtiden. Teknologiutvikling av HVDC-kabelanlegg pågår, og BKK Nett følger med på denne utviklingen. Termisk overføringsevne for kraftledninger og kabler Termisk overføringsevne for kraftledninger er beregnet ut fra formelverk i EFIs AN Dynamiske termiske grenser for luftledninger. Termisk overføringsevne er beregnet for ulike lufttemperaturer (fra -20 til +30 grader C), under forutsetning av vindstille luft og solinnstråling. Tillatt linetemperatur er satt til den temperatur kraftledningen er dimensjonert for med hensyn på nedheng. For de fleste ledningene vil dette si 50 grader C. De nyeste ledningene er dimensjonert for 80 grader. Termisk overføringsevne for kabler er beregnet ut fra IEC-norm 287 Electric cables Calculation of the current rating. Jordsmonnets midlere termiske ledningsevne er satt til 1,0 K*m/W i Norge. For kabler lagt i bakken er termisk grenselast referert en omgivelsestemperatur på 5 C om vinteren og 15 C om sommeren. For innendørs kabler benyttes omgivelsestemperatur 25 C. Nærføring med andre kabler eller fjernvarmerør reduserer kablenes termiske grenselast på grunn av varmeavgivelse fra disse. Termisk grenselast under disse forholdene må beregnes og oppgis for det enkelte anlegg. Kortvarig (rundt 15 minutter) kan vi generelt si at alle luftledninger, kabler og endekomponenter kan belastes 120 %. Termisk overføringsevne for transformatorer Merkeytelsen for transformatorer er som oftest oppgitt som tillatt kontinuerlig belastning ved en omgivelsestemperatur på +20 C eller +30 C. Ved lavere temperaturer, eller ved syklisk last over døgnet, kan transformatorer belastes høyere. Dette er illustrert i tabell 3.2, der tillatt belastning, garantert uten tap av levetid, er oppgitt i henhold til IEC-norm 354 Loading Guide for oil-immersed power transformers Alle transformatorer i utredningsområdet som vi er kjent med, er dimensjonert etter IEC-normen, eller etter en tilsvarende norsk norm. I nødlast kan transformatorer belastes langt høyere, men da med risiko for redusert levetid. For tabeller med nødlast, henvises til IEC-normen. -10 o C 0 o C 10 o C 20 o C Varighet < 100 MVA > 100 MVA < 100 MVA > 100 MVA < 100 MVA > 100 MVA < 100 MVA > 100 MVA 24 timer - kontinuerlig 122 % 122 % 115 % 115 % 108 % 108 % 100 % 100 % 8 timer *) 135 % 130 % 125 % 125 % 120 % 120 % 112 % 112 % 4 timer *) 147 % 130 % 140 % 130 % 132 % 130 % 122 % 122 % 2 timer *) 150 % 130 % 150 % 130 % 147 % 130 % 136 % 130 % *) Utenom topplasten, må lasten være redusert til under 80% av grensen for kontinuerlig belastning. Tabell 3.2: Tillatt belastning på transformatorer som funksjon av omgivelsestemperatur og varighet på overlasten. IEC-norm 354. Det sikreste er i alle tilfeller å forholde seg til toppoljetemperaturen på transformatorene framfor belastningsgraden. Spesielt for høyt belastede transformatorer bør det innføres temperaturovervåking. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

21 I tillegg må det selvsagt kontrolleres at øvrig utstyr på transformatoren som lisser, gjennomføringer og trinnkobler, samt kabelføringene, ikke er en begrensende faktor når det gjelder utnyttelse av transformatoren. Temperaturkorrigering av forbruk I nettplanleggingen er det vanlig praksis å temperaturkorrigere forbruket mot en felles referanse for å gjøre det lettere å sammenligne forbruksutviklingen år for år. Anvendt metodikk er å temperaturkorrigere såkalt alminnelig forsyning, det vil si alt forbruk med unntak av storindustri som er direkte tilkoblet regionalnettet. Den alminnelige forsyningens årlige maksimaleffekt temperaturkorrigeres mot såkalt ekstrem tunglast, det vil si en temperaturkorrigering mot laveste tredøgnsmiddeltemperatur med ti års returtid. Det tas utgangspunkt i målt tredøgnsmiddeltemperatur i målestasjonen Florida (Bergen), to døgn forut og døgnet under maksimallasttidspunktet. Denne temperaturen sammenlignes med laveste tredøgnsmiddel med ti års returtid for den samme målestasjonen, som er -10,6 o C. Det benyttes en temperaturfølsomhet på 1,0 % lastøkning pr grad reduksjon i temperatur. 3.4 Nettilknytning for produksjonsanlegg, vilkår og krav til nettkapasitet Nettselskapene ønsker å bidra til at fremtidige kraftverk og aktuelle nettiltak får konsesjon fra NVE på et riktig og realistisk grunnlag og kan realiseres innenfor ansvarlige økonomiske rammer. Kostnad til nettiltak må inngå i økonomisk vurdering av planer for kraftverk. Før en utbygger av produksjonsanlegg kan inngå avtale om nettilknytning må det blant annet sikres at kraftnettet har kapasitet til å håndtere anleggets kraftproduksjon. Nettkapasitet for nye produksjonsanlegg skal vurderes i henhold til NVEs føringer. Eventuell ledig nettkapasitet tilbys utbygger i tråd med de rutiner hver enkelt nettanleggseier har. For håndtering av ledig nettkapasitet og tildeling av ny nettkapasitet er førstemann til møllen gjeldende hovedprinsipp. Fremtidige produksjonsanlegg skal ikke forårsake produksjonsbegrensninger for eksisterende produksjonsanlegg. For store deler av utredningsområdet er det ikke ledig nettkapasitet i regionalnettet og/eller transformering mellom distribusjonsnett og regionalnett til ny lokal produksjon. Installert generatorytelse legges til grunn for vurdering av produksjonsanleggs behov for nettkapasitet. Dimensjonerende generatorytelse er installert ytelse i kva. Det må forutsettes margin for reaktiv effekt (kvar) i tillegg til generatorens aktive effekt (kw). For store deler av utredningsområdet kan det ikke tillates spenningsendring over 2 % i distribusjonsnettet som følge av produksjonsinnmating. Nettleievilkårenes generelle krav om at nettkunders bruk at nettet ikke kan virke forstyrrende for andre nettkunder eller den tekniske driften av nettet gjelder også nettkunder som leverer kraft inn på nettet, uavhengig av hvilken nettkapasitet og dimensjonerende generatorytelse som legges til grunn for en avtale om tilknytning av produksjonsanlegg. Dersom det ikke er ledig nettkapasitet for planlagt produksjonsanlegg må det inngås avtale om anleggsbidragsfinansierte nettiltak før avtale om nettilknytning kan inngås. Den enkelte netteier følger NVEs regelverk for anleggsbidrag, se eventuelt for informasjon. Kostnader relatert til produksjonsanlegg skal ikke dekkes av nettleien som forbrukerne (uttakskundene) betaler. For de fleste netteiere i BKK Netts utredningsområde medfører dette at utbyggere av kraftproduksjonsanlegg bekoster alle nødvendige nettiltak forårsaket av produksjonsanleggets tilknytning, uavhengig av om nettiltakene er i sentralnett, regionalnett eller distribusjonsnett. 20 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

22 Uavhengig av behov for tiltak i eksisterende nett bekoster og eier utbygger av produksjonsanlegg nett fra produksjonsanlegg til tilknytningspunkt til eksisterende nett. Rettighetshaver som ønsker nettilknytning for innmating av Distribuert Generering (DG) skal kontakte netteier nærmest til ønsket produksjonssted. Netteier er oftest nærmeste nettselskap med områdekonsesjon, men andre anleggseiere med anleggskonsesjon har samme plikt til å motta søknad om nettilknytning. Netteier som mottar søknad om nettilknytning for DG har plikt til å behandle søknaden, herunder undersøke og informere søker om nettkapasitet i eget og overliggende nett. Netteiere har plikt til å tilknytte innmating til kraftnettet tilnærmet tilsvarende som for uttak fra kraftnettet, se for ytterligere informasjon. Firmaet REN (Rasjonell Elektrisk Nettvirksomhet) har i 2011 utviklet en ny serie dokumenter, småkraftserien, som omhandler nettilknytning for kraftverk. BKK Nett og ca. 50 andre nettselskaper i Norge (pr. mars 2011) har valgt å benytte denne nye serien, som per i dag er det nærmeste vi kommer en bransjestandard for nettilknytning av kraftverk. Småkraftserien inkluderer Tilknytnings- og nettleieavtale for innmatingskunder i distribusjonsnettet (REB blad 3005). Se for ytterligere informasjon. 3.5 Særegne forhold innen utredningsområdet Generell beskrivelse Regionalnettet strekker seg fra høyfjellet til havgapet. Utfordringene ved kraftoverføring i området er derfor store og mange. Mye vind, salt og forurenset nedbør er forhold som fører til ekstra påkjenninger på ledningsnett og stasjoner. Mange øyer, samt mange og lange fjorder i regionen, medfører utstrakt bruk av fjordspenn og sjøkabler. Den største befolkningskonsentrasjonen finnes i Bergen, mens de største vannkraftressursene ligger lenger nord og øst i utredningsområdet. Dette har medført at kraftledningene fra gammelt av er bygget fra nord og øst og inn mot Bergen by. De senere årene har olje- og gassindustrien gitt flere store lastpunkter med behov for sikker strømforsyning langs kysten. De to største er oljeraffineriet på Mongstad som kom på slutten av 1970-tallet, og gassbehandlingsanlegget på Kollsnes, inklusiv elektrifisering av Troll-plattformen, som ble satt i drift på midten av 1990-tallet. I Tyssedal, Odda og Ålvik ble det på begynnelsen av 1900-tallet bygd opp kraftkrevende industri knyttet opp til nærliggende store vannkraftressurser. I dag er fremdeles strømforsyningen til kraftverk, industrianlegg og alminnelig forsyning nært knyttet sammen i disse lokalsamfunnene. Systemjording Det galvanisk sammenkoblede 132 kv nettet som forsynes fra Fana, Arna og Dale ble direktejordet i Bakgrunnen var den økende ladestrømmen i nettet etter hvert som 132 kv nettet økte i utstrekning, og dårlige driftserfaringer med uønsket utløsning av vern på jordfeil. Ulempen med direktejording er at nærførte svakstrømsanlegg må vernes mot induserte spenninger fra jordslutningsstrømmene fra et direktejordet nett. I forbindelse med direktejordingen ble det utført et omfattende arbeid med Telenor for å kartlegge og verne utsatte teleanlegg. I tillegg ble det utført tiltak i 132 kv nettet, blant annet innføring av raskere vern for å sikre kort varighet på jordslutningsstrømmene. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

23 Ved videre utbygging av kv nettet, eller ved forhold som medfører økte kortslutningsstrømmer i nettet, må det tas kontakt med Telenor for å sikre at de induserte spenningene i teleanleggene oppfyller gjeldende forskriftskrav. De øvrige kv nettene i utredningsområdet er enten isolerte eller spolejordete. Vurderingene rundt spolejordet/isolert har historisk vært basert på selvslukking av jordfeil. Ny kunnskap tilsier at spolejording er å foretrekke uavhengig av om nettet er selvslukkende, fordi en spole vil dempe de transiente overspenningene som oppstår ved tenning og slukking av jordfeil. Utfordringer i dagens nett Utredningsområdet er normalt et underskuddsområde om vinteren med stort behov for import av kraft og et overskuddsområde om sommeren med behov for eksport av kraft. I tillegg har vi lokale overskuddsområder (for eksempel Matre-området og Samnanger-området) og lokale underskuddsområder (Bergen og Kollsnes). Disse særtrekkene vil forsterke seg i årene framover: overskuddsområdene får høyere produksjon og underskuddsområdene høyere forbruk. Dette medfører behov for økt overføringskapasitet mellom de ulike områdene og inn og ut av utredningsområdet. 22 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

24 Foto: David Zadig 4 Dagens kraftsystem 4.1 Dagens kraftnett og statistikk for overføring Generelt Fremføring av elektrisitet er basert på energibehov i endepunkt. Økende energibehov tilsier økt spenning, da økt strøm medfører økte tap (varme i ledningene). Sammenhengen er vist i formelen P=1,73*U*I hvor U = spenning, I = Strøm. Valg av spenningsnivå er hovedsakelig standardisert, og standardiserte spenningsnivåer i utredningsområdet er beskrevet i kapittel 3.3. Transformator 420/300 kv 132/66/45 kv 22/11/7,5 kv 0,4/0,23kV Generator Sentralnett samt noe regionalnett Regionalnett Distribusjon Høyspent Distribusjon Lavspent Figur 4.1: Skisse over bruk av nett. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

25 Nøkkeltall Tabell 4.1 viser antall km luftledning, kabel og antall transformatorer i utredningsområdet. 420 kv 300 kv 132 kv 66 kv 45 kv Nøkkeldata Luftledninger 0 Kabler 0 Transformatorer 4 Luftledninger 376 km Kabler 20 km Transformatorer 24 Luftledninger 566 km Kabler 91 km Transformatorer 101 Luftledninger 46 km Kabler 14 km Transformatorer 17 Luftledninger 193 km Kabler 13 km Transformatorer Offshore kabler kv km Tabell 4.1: Nøkkeldata for utredningsområdet pr Utvekslingspunkter Utredningsområdet har følgende utvekslingspunkter mot omkringliggende nett: fra Modalen mot Refsdal (300 kv) fra Samnanger mot Mauranger (300 kv) i Sima stasjon (420 kv) fra Røldal mot Nesflaten (300 kv) fra Jondal mot Mauranger (66 kv) På distribusjonsnettnivå er det følgende utvekslingspunkter mellom utredningsområdet og omkringliggende nett: i Ortnevik mot Vik kommune (Sogn og Fjordane Energis utredningsområde) Fra Kvam mot Fusa kommune (Sunnhordland Kraftlags utredningsområde) Fra Finse mot Hol kommune (EB Netts utredningsområde) Fra Hallingskeid mot Aurland kommune (Sogn og Fjordane Energis utredningsområde) Fra Voss mot Aurland kommune (Sogn og Fjordane Energis utredningsområde) 4 Kabler offshore består av vekselstrømskablene ut til Troll A- og Gjøa-plattformene. Likestrømskablene til Troll A-plattformen er ikke tatt med. 24 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

26 Elektriske delområder Regional- og sentralnettet i utredningsområdet er delt i tre adskilte elektriske delområder: BKK-området inkludert Sima: består av luftledninger, sjøkabler og jordkabler på spenningsnivåene kv. Nettet eies hovedsakelig av BKK Nett, men også andre energiverk, industrikunder og kraftprodusenter eier anlegg på disse spenningsnivåene. Odda-området: består av luftledninger, sjøkabler og jordkabler på spenningsnivå 66 kv. Nettet eies hovedsakelig av Aktieselskabet Tyssefaldene. Jondal-området: består av en luftledning på spenningsnivå 66 kv. Nettet eies av Statnett. Disse delområdene er kun knyttet sammen på distribusjonsnivå med svært liten kapasitet på utvekslingene. Av denne grunn er det hensiktsmessig å presentere forbruks-, produksjons- og kraftbalansedata separat for hvert delområde. Da Jondal er et svært lite område har vi for enkelhetsskyld valgt å slå det sammen med BKK-området. Dermed er utredningsområdet, til en del statistikkformål, inndelt i følgende to elektriske delområder: BKK-området inklusiv Jondal og Odda-området. Delingspunkt i nettet ved normaldrift Dale vinterstid o 300 kv er delt: Linje Evanger mater mot Arna via ssk A. G1 mater mot T11 via ssk B. o 132 kv er sammenmasket. Dale sommerstid o 300 kv er sammenmasket. o 132 kv er delt: Linje Myster og Ravneberget 1+2 mot ssk A1. T2, T3, T4 og T11 mot ssk A kv Matre o sommerstid: Drift er delt. Linje Frøyset og Osterøy/Seim tilknyttet ssk A, linje Vemundsbotn/Myster tilknyttet ssk B. Øvrige felt fordeles på de to driftene ut fra ledig overføringskapasitet. I spesielle tilfeller med høy uregulert produksjon i Myster/Hellandsfoss er drift i Matre samlet med utkoblet bryter i Myster mot Vemundsbotn/Matre. o vinterstid: normalt sammenmasket 132 kv ledningen mellom Seim og Padøy er normalt delt i Seim mot Padøy. 132 kv ledningen mellom Kollsnes og Merkesvik er normalt delt i Kollsnes mot Merkesvik. 132 kv i Solheim: Avgangene Dokken og Strømgaten mot ssk A. Avgangene Helldal, Fyllingsdalen, T1 og T2 mot ssk B. Koblebryter mellom ssk A og B ligger ute. 132 kv i Ravneberget: Avgangene Fana og Strømgaten mot ssk B. Resten mot ssk A. 45 kv nettet mellom Loddefjord og Simonsvik er normalt delt i Loddefjord på bryter mot Simonsvik. 45 kv nettet mellom Jordal og Ravneberget er normalt delt i Sandviken på bryter mot Ravneberget. 45 kv linje Jordal-Hellen/Sandviken 1 ligger med brudd i Hellen. 45 kv nettet mellom Dale og Voss er normalt delt på koblebryter i Kaldestad. G1 mater mot Fosse via ssk A, ssk B er spenningssatt fra Hodnaberg. 45 kv nettet mellom Voss og Sima, er normalt delt i Granvin på bryter mot Bu. 66 kv nettet i Odda området er delt i 2 nett, under hhv. Oksla 300 kv og Åsen 300 kv. Oksla og Mågeli G1/2 forsyner Sengjanes ssk. A, samt T5, og TTI-T1. Brudd er mellom samleskinner i Sengjanes, delt samleskinne i TTI, delt samleskinne i Mågeli og brudd i Odda smelteverk på bryter mot Mågeli. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

27 Systemvern Systemvern er en vernløsning som de senere årene er tatt i bruk i utredningsområdet. Årsaken er at nettet stadig oftere drives opp mot kapasitetsgrensene. Hensikten med systemvernet er en styrt frakobling av noe forbruk for å opprettholde forsyningen i resten av systemet dersom det oppstår en kritisk feil i nettet. Alternativet er en ukontrollert utkobling av ledninger og generatorer og mørklegging av hele forsyningsområdet. I dag har utredningsområdet den høyeste konsentrasjonen av systemvernløsninger i det norske kraftsystemet. Systemvern ansees som en midlertidig løsning inntil nødvendige nettforsterkninger for å øke systemets kapasitet har kommet i drift. Nedenfor følger en beskrivelse av de ulike typene systemvern som er i drift i utredningsområdet. 1. Belastningsfrakobling (BFK) for BKK-snittet og Bergenssnittet BKK-området har et underfrekvensbasert belastningsfrakoblingssystem. Inntil 70 % av vinterbelastningen innenfor Bergenssnittet er knyttet opp mot dette, fordelt på 6 utløsenivå (mellom 48,7 Hz og 47,7 Hz). Belastningsfrakoblingssystemet trer i kraft ved deteksjon av frekvensfall som følge av separatdrift av hele eller deler av BKK-området. BKK-området har et underspenningsvern som trer i kraft ved deteksjon av lav spenning på 300 kv samleskinnen i Fana som følge av utfall som medfører ensidig forsyning av BKK-området. Første steg i underspenningsvernet er å koble ut reaktoren i Litlesotra, noe som tilfører systemet 112 MVAr hvis den på forhånd har vært innkoblet. Er spenningen fremdeles for lav kobles forbruket ut i hele Os kommune, Sund kommune, deler av Fjell kommune. I tillegg kobles det ut én kompressor på Kollsnes og én kompressor på Troll A. BKK-snittet har et overstrømsvern som trer i kraft ved deteksjon av overlast på 300 kv ledningene Mauranger-Samnanger eller Modalen-Evanger. Ved deteksjon av overlast kobles forbruket ut i hele Os kommune, Sund kommune, deler av Fjell kommune, Ytrebygda bydel og store deler av Fana bydel i Bergen kommune. I tillegg kobles det ut én kompressor på Kollsnes og én kompressor på Troll A. Bergenssnittet har et overstrømsvern som trer i kraft ved deteksjon av overlast på 300 kv Dale- Arna som følge av utfall av 300 kv Fana-Samnanger. Overlastvernet har tre tidsforsinkede trinn. Trinn 1 kobler ut forbruket i hele Os kommune, Sund kommune og deler av Fjell kommune. Trinn 2 kobler ut èn kompressor på Kollsnes og og èn kompressor på Troll A. Trinn 3 kobler ut Ytrebygda bydel og store deler av Fana bydel i Bergen kommune. 2. Produksjonsfrakobling (PFK) I Matre- og Mongstadområdet I Matre- og Mongstadområdet er det installert et overstrømsbasert produksjonsfrakoblingssystem. Ved deteksjon av overlast på en av 132 kv-ledningene ut fra Mongstad (Mongstad-Seim eller Frøyset-Mongstad) blir èn stor generator i Energiverk Mongstad koblet ut. Ved deteksjon av overlast på 132 kv Matre-Padøy blir generatorer i Matre koblet ut. 26 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

28 3. Lokal belastningsfrakobling BFK på Kollsnes Det er installert et lokalt lastbortkoblingssystem på Kollsnes som er i bruk når Kollsnes inngår i et masket nett (det vil si når 132 kv ledningen Merkesvik-Kollsnes er innkoblet). For tiden er dette lastbortkoblingssystemet utilgjengelig på grunn av ombygging av vern og kontrollanlegg på Kollsnes. Alderssammensetning og tilstand Alderssammensetningen av luftledninger, kabler og krafttransformatorer i utredningsområdet er vist i figurene Alle landbaserte anlegg, inklusiv alle industri- og produksjonsanlegg, er tatt med. Figurene viser at hovedtyngden av kv-ledningene er ca. 50 år gamle, mens hovedtyngden av 132 kv-ledningene er år gamle. Figurene viser også at trenden går mot mindre bygging av luftledninger, og økt utbygging av kabelnett. Levetiden for kraftledninger er vurdert til å være opp mot 60 år ved normalt vedlikehold (inkl. utskifting av for eksempel råtne stolper). Kabler med oljetrykksanlegg, som er de eldste kablene i utredningsområdet, kan også ha levetid opp mot 60 år dersom de får ligge urørt. Transformatorer produsert før 80-tallet har normalt en del ekstra reservemarginer innebygd, og bør kunne ha en levetid på opp mot 50 år. Endring i driftsmønster, spesielt for aggregattransformatorer (mye mer start/stopp), kan redusere levetiden. Enkelte av de eldste kraftledningene begynner å bli krevende vedlikeholdsmessig. Skader på fundamenter, korrosjon av stålmaster, råteskader på tremaster og korrosjon av faseliner og toppliner er problemer som går igjen. Kraftledninger og kabler som har dårlig tilstand eller krever vedlikehold utover det normale er presentert i en systematisk oversikt i vedlegg 6. Disse ledningene vil trenge omfattende rehabilitering eller fornying i årene som kommer. Luftledning Ant. km Linje 300kV Linje 132kV Linje 45-66kV Alder (år) Figur 4.2: Aldersfordeling på luftledninger i utredningsområdet ref. år 2011 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

29 Jord- og sjøkabel 100 Kabel 300kV Kabel 132kV Kabel 45-66kV 80 Ant. km Alder (år) Figur 4.3: Aldersfordeling på kabler i utredningsområdet ref. år 2011 Transformatorytelse 2000 Trafo 300kV Trafo 132kV Trafo 45-66kV 1500 MVA Alder (år) Figur 4.4: Aldersfordeling på transformatorer i utredningsområdet ref. år 2011 Kraftledninger bygget for høyere spenning I utredningsområdet er en del forbindelser klargjort for høyere spenning. Dette gjelder: Arna-Jordal, hvor det henger to parallelle 132 kv linjer på en masterekke, som kan ombygges til 300 kv duplex. 45 kv Ravneberget-Sandviken er bygget for 132 kv. 45 kv Haukeland-Ravneberget 1 og 2 er bygget for 132 kv. 45 kv Loddefjord-Simonsvik er bygget for 132 kv, drives på 45 kv for å ha tosidig 45 kv forsyning av stasjonen i Simonsvik inntil denne ombygges til 132 kv. 45 kv Hammersland-Litlesotra er bygget for 132 kv 22 kv Hylkje-Salhusvegen er bygget for 132 kv med bakgrunn i planer for overgang til 132 kv i Hylkje. 22 kv Kjønnagard-Urdland er bygget for 132 kv med bakgrunn i gamle planer om fremtidig spenning i området. Linjen ble bygget så kraftig med tanke på et mulig steinknuseanlegg som har vært vurdert flere ganger på Sundsvål. 22 kv Førde-Hestfossen er bygget for 132 kv med bakgrunn i gamle planer for området. 28 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

30 Kraftledninger som ikke er i drift Alle kraftledninger i utredningsområdet er spenningssatt i en normal driftssituasjon. Ingen kraftledninger er tatt ut av drift siste år. Det gjenstår enkelte kraftledninger som ble tatt ut av drift for noen år tilbake, der rivingen ennå ikke er avsluttet. Det gjelder disse ledningene: - 66 kv Kaldestad Ålvik (BKK Nett AS) - 45 kv Dale Herlandsfossen (BKK Nett AS) - 45 kv Bjørkelid Vethe (Voss Energi AS) 4.2 Kritiske feilsituasjoner Dette kapittelet er unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2). Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

31 4.3 Statistikk for elektrisitetsproduksjon Utredningsområdet har ca. 25 kraftstasjoner tilknyttet regional- og sentralnettet. Alle unntatt Energiverk Mongstad er vannkraftverk. Energiverk Mongstad, som kom i drift i 2010, bruker gass som brensel og produserer både elektrisk strøm og varme. Varmen brukes i prosessanlegget på Mongstad. De senere årene har småkraftverk i distribusjonsnettet fått stort omfang. Per i dag finnes det rundt 100 kraftverk som mater kraft inn i distribusjonsnettet i vårt utredningsområde. En oversikt over disse er vist i vedlegg 4. De aller fleste småkraftverkene er vannkraftverk, mens noen få bruker gass eller avfallsprodukter som brensel. De største termiske kraftverkene er Bjølvefossen varmekraft (12 MW) som produserer elektrisk strøm fra damp fra avgassene og Fana kraftvarmeverk (21 MW) som produserer strøm og fjernvarme av avfall. Utviklingen i årlig produksjon i utredningsområdet de siste 11 årene er vist i figur 4.5 for BKKområdet og figur 4.6 for Odda-området. Som figurene viser varierer vannkraftproduksjonen fra år til år som følge av tilsigsvariasjoner. I BKK-området er de aller fleste vannkraftmagasinene relativt små. Produksjonen i et tørrår kan derfor være nede i nesten det halve av produksjonen i et vått år. Produksjon tilknyttet 420 kv-anlegget i Sima er holdt utenfor statistikker og prognoser i denne kraftsystemutredningen Årlig kraftproduksjon i BKK-området inkl. Jondal, Eidfjord (ekskl. Sima) og Ullensvang GWh Termisk kraftprod. Vannkraft Figur 4.5: Årlig elektrisitetsproduksjon i utredningsområdet siste 11 år. Kilde: BKK Produksjon, BKK Nett og andre områdekonsesjonærer År 30 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

32 Årlig kraftproduksjon i Odda GWh Vannkraft Figur 4.6: Årlig elektrisitetsproduksjon i utredningsområdet siste 11 år. Kilde: Odda Energi, middelproduksjon for Hydros kraftverk År 4.4 Statistikk for elektrisitetsforbruk Definisjoner Sett fra et regionalt perspektiv kan elektrisitetsforbruket deles inn i følgende forbruksgrupper: Kraftkrevende industri. I utredningsområdet har vi i dag industribedriftene Boliden og TTI i Odda kommune og Bjølvefossen i Kvam kommune. Petroleumsindustri. I utredningsområdet har vi forbruket på Kollsnes gassbehandlingsanlegg, Stureterminalen og Mongstad oljeraffineri på land, og forbruket på Troll A-plattformen og Gjøaplattformen offshore. Alminnelig forsyning. Dette omfatter alt øvrig elektrisitetsforbruk i utredningsområdet. Det meste går til husholdninger, resten til småindustri, næringsvirksomhet og jordbruk. Figur 4.7 viser hvordan alminnelig forsyning fordeler seg på de ulike kundegruppene i BKK-området ut fra årsforbruk. Noen få prosent av den alminnelige forsyningen er definert som uprioritert forbruk eller såkalt kjelkraft. Dette er kunder som kan koble forbruket sitt over på alternativ forsyning, som oftest oljefyring. Fordeling av "alminnelig forsyning" på ulike kundegrupper ut fra årsforbruk 15 % 8 % 1 % Husholdning Handel og Tjenester Offentlig virksomhet 22 % 54 % Industri Jordbruk Figur 4.7: Fordeling av alminnelig forsyning på ulike kundegrupper i BKK-området ekskl. Kvam, Voss, Askøy, Jondal, Ullensvang og Eidfjord. Kilde: BKK Nett AS Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

33 Elektrisitetsforbruk siste 15 år Figur 4.8 viser utviklingen i elektrisitetsforbruk i BKK-området fordelt på petroleumsindustrien, kraftkrevende industri, og alminnelig forsyning. Elektrisitetsforbruket har økt betydelig de siste 15 årene. I perioden som helhet er det elektrisitetsforbruk i petroleumsindustrien som har økt mest. De siste fem årene har også alminnelig forsyning vist en markant vekst. Antall innbyggere i BKK-området har i perioden økt med ca. 1,0 prosent per år (kilde: Statistisk sentralbyrå). Dette forklarer i all hovedsak økningen i elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning i samme periode. Figur 4.9 viser utviklingen i elektrisitetsforbruk i Odda kommune. Forbruket i kraftkrevende industri gikk ned i 2003 som følge av nedleggingen av Odda smelteverk. Den øvrige kraftkrevende industrien har trolig konjunkturavhengige variasjoner. Figur 4.10 viser utviklingen av elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning per innbygger i BKKområdet. Figuren viser at det årlige elektrisitetsforbruket har holdt seg noenlunde stabilt på kwh per innbygger de siste 15 årene. Det høye forbruket per innbygger i 2010 skyldes trolig at året var uvanlig kaldt Målt elektrisitetsforbruk i BKK-området inkl. Jondal, Ullensvang og Eidfjord GWh År Alminnelig forsyning Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Figur 4.8: Årlig elektrisitetsforbruk i BKK-området siste 16 år. Kilde: BKK Nett AS, og energiutredningene/områdekonsesjonærene 32 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

34 Målt elektrisitetsforbruk i Odda-området GWh År Alminnelig forsyning Kraftkrevende industri Figur 4.9: Årlig elektrisitetsforbruk i Odda kommune siste 11 år. Kilde: Odda Energi, energiutredningen for Odda Elektrisitetsforbruk per innbygger i BKK-området inkl. Jondal, Ullensvang og Eidfjord kwh pr innbygger År Figur 4.10: Elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning i BKK-området fordelt per innbygger. Kilde for befolkningsutvikling: Statistisk sentralbyrå Effektbelastning siste 15 år Figur 4.11 og figur 4.12 viser utviklingen av henholdsvis målt og temperaturkorrigert maksimallast i BKK-området. (Temperaturkorrigeringen er utført i henhold til metoden beskrevet i kapittel 3.3.) Både målt og temperaturkorrigert maksimallast har vist en tydelig økning de siste 15 årene. Veksten har skjedd i både petroleumsindustri og alminnelig forsyning. Alminnelig forsyning økte i perioden , for så å falle markant i 2002, trolig på grunn av kraftkrisen i 2001/2002. Deretter stagnerte veksten i flere år før belastningen igjen økte markant i 2009, 2010 og Utviklingen i temperaturkorrigert alminnelig forsyning fordelt per innbygger er vist i figur De samme forholdene som er beskrevet ovenfor gjør seg gjeldende her: sterk økning i effektforbruk per Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

35 innbygger i perioden , deretter kraftkrise og effektnedgang før forbruket per innbygger gradvis økte og nå er tilbake på samme nivå som i Målt maksimallast i BKK-området (ekskl. Jondal, Ullensvang og Eidfjord) MW År Alminnelig forsyning Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Figur 4.11: Målt maksimallast i BKK-området siste 17 år. Kilde: BKK Nett AS Temperaturkorrigert maksimallast i BKK-området (ekskl. Jondal, Ullensvang og Eidfjord) MW År Alminnelig forsyning Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Figur 4.12: Temperaturkorrigert maksimallast i BKK-området siste 17 år. Kilde: BKK Nett AS 34 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

36 5,0 Temperaturkorrigert maksimallast per innbygger i BKKområdet (ekskl. Jondal, Ullensvang og Eidfjord) kw pr innbygger 4,0 3,0 2,0 1,0 0, År Figur 4.13: Temperaturkorrigert maksimallast til alminnelig forsyning i BKK-området fordelt per innbygger. Kilde for befolkningsutvikling: Statistisk sentralbyrå Uprioritert forbruk Uprioritert forbruk (kjelkraft) betegner en kundegruppe som bruker elektrokjeler til å forsyne sentralvarmeanlegg i bedrifter, boligblokker, skoler og institusjoner. De har inngått avtale med nettselskapet om billigere nettleie mot at de kan koble inn alternativ oppvarming ved behov, i all hovedsak oljefyring. Denne kundegruppen står for en svært liten andel av forbruket i utredningsområdet. Innkoblet kjelkraft i maksimallasten 2010 bak hvert regionalnettpunkt er vist i vedlegg 7. Kjelkraften utgjorde ca 4 % av alminnelig forsyning i maksimallast. 4.5 Utveksling mellom sentral- og regionalnett På figurene under presenteres varighetskurver for utvekslingspunkter mellom sentral- og regionalnettet. Disse viser hvor stor effekt (målt i megawatt) som ble overført i ulike punkt i nettet, fordelt på årets 8760 timer. Per i dag er kapasiteten i Samnanger, Åsen, Dale og Evanger fullt utnyttet eller nesten fullt utnyttet. Planer for å skifte ut disse transformatorene er omtalt i kapittel MW Timer Figur 4.14: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Arna transformatorstasjon. Kilde: BKK Nett AS Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

37 MW Timer Figur 4.15: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Dale transformatorstasjon. Kilde: BKK Nett AS MW Timer Figur 4.16: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Evanger transformatorstasjon. Kilde: BKK Nett AS MW Timer Figur 4.17: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Fana transformatorstasjon. Kilde: BKK Nett AS 36 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

38 MW Timer Figur 4.18: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Sima mot Eidfjord. Kilde: Statnett MW Timer Figur 4.19: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Samnanger tr.stasjon. Kilde: BKK Nett AS MW Timer Figur 4.20: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Oksla transformatorstasjon. Kilde: Odda Energi Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

39 MW Timer Figur 4.21: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Åsen transformatorstasjon. Kilde: Odda Energi Figur viser varighetskurver for utvekslingspunktene mellom regional- og sentralnettet i årene 2008, 2009 og Uttak fra sentralnettet er angitt som positive verdier; innlevering til sentralnettet som negative verdier. Kurvene viser at det har vært en betydelig økning i uttaket fra sentralnettet i løpet av disse tre årene. Dette skyldes både forbruksøkning innenfor utredningsområdet og noe lavere tilsig i 2010 i forhold til normalt. Arna, Fana og Dale forsyner det såkalte Bergenssnittet som utgjør det største forbrukstyngdepunktet i utredningsområdet. Her har det skjedd en betydelig økning i uttak fra sentralnettet, spesielt i de timene hvor uttaket allerede er høyt (tunglasttimene). Transformatorkapasiteten i Arna (400 MVA) og Dale (125 MVA) er nå fullt utnyttet. Sentralnettpunktet Fana forsyner transformatorer i Fana, Litlesotra og Kollsnes. Her er det fremdeles noe ledig transformatorkapasitet. Transformatorkapasiteten i Dale (125 MVA) er fullt utnyttet i både uttaks- og i innmatingssituasjoner. Planer for utskifting av denne transformatoren er omtalt i kapittel 6. Transformatoren i Evanger forsyner kommunene Voss, Granvin og Ulvik. Også her har uttaket fra sentralnettet økt i løpet av de siste tre årene. Også innmatingen til sentralnettet har økt i perioder med produksjonsoverskudd. Transformatoren i Evanger (50 MVA) nærmer seg nå fullast i både uttaks- og i innmatingssituasjoner. Planer for utskifting av transformatoren er omtalt i kapittel 6. Linje Eidfjord i Sima hadde en større innlevering til sentralnettet i år 2009 enn normalt. Dette skyldes noen perioder med endret delingspunkt i 50 kv-nettet mot Voss. Deler av produksjonen som vanligvis går mot Evanger, har i stedet gått til Sima. Samnanger T1 (150 MVA) går fullastet i innleveringssituasjoner mot sentralnettet. I år 2010 sett under ett var innmatingen mot sentralnettet lavere enn normalt på grunn av mindre tilsig og større forbruk i Elkem Bjølvefossen enn årene før. På grunn av planer om ny produksjon i nettet under Samnanger er det planlagt å øke transformeringskapasiteten i Samnanger (se kapittel 6). Åsen T1 (150 MVA) går fullastet i eksportsituasjoner og nesten fullastet i importsituasjoner. Planer for økning av transformatorkapasiteten er omtalt i kapittel 6. I desember 2010 havarerte den ene fasen på Åsen T1. (Dette vises i varighetskurven hvor det er mange timer med null utveksling.) Den er fremdeles ute av drift (ref. mars 2011) mens den er inne hos leverandør til reparasjon. 38 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

40 4.6 Utveksling på viktige snitt Begrepet snitt brukes for å omtale et sett ledninger/transformatorer inn til et område, hvor kapasiteten på ledningene kan være en begrensende faktor. N-1 kriteriet (N minus 1) betyr at utfall av en vilkårlig komponent ikke skal medføre overlast eller svikt i det øvrige nettet. Dette er et planleggings- og driftskriterium som man tilstreber å overholde, i hvert fall i nett med de høyeste spenningene, og spesielt i nett som forsyner forbruk. Dersom N-1 kriteriet ikke blir overholdt til forbruksområder, medfører det svekket forsyningssikkerhet og risiko for avbrudd dersom det skulle oppstå feil i nettet. Vårt utredningsområde har to viktige forbrukssnitt hvor det ikke er full N-1 reserve: Bergenssnittet og Kollsnessnittet. Varighetskurver for disse snittene er vist på figurene 4.22 og 4.23, hvor grensen for N-1 for de respektive snittene er markert med en vannrett linje. Matresnittet er et produksjonssnitt som begynner å bli fullt utnyttet. Varighetskurve for dette snittet er vist på figur Videre er kapasiteten på 132/45 kv transformatoren Voss T3 fullt utnyttet. Varighetskurve for utvekslingen på Voss T3 er vist på figur MW N-1 grense Timer Figur 4.22: Varighetskurve for Bergenssnittet (300 kv Dale-Arna kv Samnanger-Fana). Kilde: BKK Nett AS Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

41 N-1 grense vinter MW Timer Figur 4.23: Varighetskurve for Kollsnessnittet (300 kv Litlesotra-Kollsnes kv Merkesvik-Kollsnes) Kilde: BKK Nett AS N-1 grense sommer MW Timer Figur 4.24: Varighetskurve for Matre-snittet (Osterøy-Jordal + Seim-Meland + Myster-Dale). Kilde: BKK Nett AS MW Timer Figur 4.25: Varighetskurve for utveksling på Voss T3 (fra 132 til 45 kv). Kilde: BKK Nett AS 40 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

42 Hovedtyngden av forbruket i utredningsområdet ligger innenfor Bergenssnittet, et område som importerer kraft hele året. Som vist på figur 4.22 har importen til Bergenssnittet økt dramatisk de siste fem årene. Det spesielle er at importen har økt i de timene hvor den allerede var høy (typisk på kalde vinterdager), mens importen ikke har økt i de timene hvor den var lav (typisk nattestid og midt på sommeren). Dette betyr at perioden med anstrengt nettdrift har økt betydelig de siste fem årene. Nå overstiges N-1 grensen 5 i over 3000 timer per år. Skjer det en feil på en av de to innmatingsledningene i løpet av disse timene blir forbruk innenfor Bergenssnittet automatisk koblet ut var et spesielt år med en kald vinter både tidlig og sent på året. Men som vist i figur 4.22 har importen økt betydelig hvert år, ikke bare i Energiverk Mongstad kom i drift i 2010, noe som reduserte importbehovet i forhold til om det ikke hadde vært i drift. I årene framover vil Energiverk Mongstad øke sin kraftproduksjon, men ikke nok til å kompensere for prognosert forbruksøkning innenfor snittet. (Mer om prognoser i kapittel 5.) For å styrke snittet og igjen oppfylle N-1-kriteriet har BKK søkt konsesjon på en ny 300 (420) kv-ledning Modalen-Mongstad-Kollsnes. Denne er nærmere omtalt i kapittel 6. Matre-snittet er et produksjonssnitt som begynner å bli fullastet. Energiverk Mongstad kom i drift innenfor dette snittet i 2010, med økende produksjon til 280 MW på sikt. Uten nye nettforsterkninger vil det oppstå permanente flaskehalser knyttet til produksjon i dette snittet. I perioder med høy produksjon vil vi få innestengt kraft i området som ikke når frem til forbrukerne. Planlagt nettforsterkning (300 kv Mongstad-Kollsnes) er beskrevet i kapittel 6. Transformator T3 i Voss med ytelse på 30 MVA går fullastet i både eksport- og importsituasjoner. Forventet forbruksvekst i området innebærer en ytterligere belastning på transformatoren i importsituasjoner. I tillegg er det planer om ny kraftproduksjon i området, som utløser investeringer i økt nettkapasitet i eksportsituasjoner. Løsningen som er valgt, er å bygge om 45 kvledningen Granvin-Voss til 132 kv og å øke 300/132 kv transformatorkapasiteten i Evanger. (Se kapittel 6 for mer informasjon). Forsyningen til Kollsnes-snittet overstiger N-1 grensen 6 i over halvparten av årets timer. I årene framover ventes en ytterligere forbruksøkning på Kollsnes på grunn av økt forbruk på Troll A- plattformen som forsynes med landstrøm fra Kollsnes. BKK Nett har søkt konsesjon på ny kraftledning fra Mongstad til Kollsnes, blant annet for å styrke forsyningen til Kollsnes (se kapittel 6). 5 N-1 grensen på figur 4.22 er forutsatt at temperaturoppgradering av 300 kv Evanger-Dale-Arna skjer i år 2011 som planlagt. Dersom temperaturoppgradering ikke utføres må snittgrensen reduseres til tidligere nivå på 700 MW. 6 N-1 grensen til Kollsnes er kun 200 MW vinterstid på grunn av stort spenningsfall gjennom 132 kv nettet mot Kollsnes. Stort reaktivt uttak på Kollsnes er hovedårsaken til spenningsfallet. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

43 4.7 Manglende ledig nettkapasitet til ny produksjon De ulike nettselskapene som har områdekonsesjon i vårt utredningsområde har til sammen fått flere hundre henvendelser om nettilknytning for nye mindre vannkraftverk og noen vindkraftverk. Til sammen utgjør disse en meget stor effektinstallasjon. Disse kraftverkene er i hovedsak planlagt i områder med lavt forbruk og med et produksjonsoverskudd fra før. Et annet kjennetegn er at de i all hovedsak er uregulerte (uten vannmagasin) slik at de må produsere når det er vannføring i elvene eller vind tilgjengelig. De er dermed avhengige av tilgang til et nett som har tilstrekkelig kapasitet til å frakte kraft ut av området og til et marked, i de periodene hvor de kan produsere. I det meste av utredningsområdet er det ikke ledig nettkapasitet for ny kraftproduksjon. Kun i de ytre kystkommunene, inkludert Bergen, er det ledig kapasitet for å øke installasjonen uten at nettet må forsterkes. I de fleste områdene for øvrig må alle henvendelser fra potensielle utbyggere avvises som følge av at regionalnettet eller transformeringen mot sentralnettet ikke har ledig kapasitet. Vi oppfordrer likevel rettighetshavere som har planer om nye kraftverk, til å kontakte nærmeste netteier. På den måten får vi oversikt over hvilke planer som foreligger, og kan ta hensyn til dem i det pågående arbeidet med å etablere eller øke nettkapasitet for ny kraftproduksjon. Figur 4.26: Ledig nettkapasitet til ny produksjon: Rødt (ingen ledig kapasitet), gult (litt ledig kapasitet), grønt (god kapasitet) 42 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

44 Figur 4.26 inneholder oppdatert informasjon om ledig nettkapasitet for ny produksjon. NVE bruker disse opplysningene aktivt i sin prioritering av konsesjonsbehandling av ny produksjon, der konsesjonssøknader for ny produksjon i grønne områder blir prioritert framfor røde områder. Sentralnettet utenfor utredningsområdet har også begrenset nettkapasitet. Statnett opplyser at det er ledig kapasitet per dags dato, men det er bare plass til en brøkdel av all planlagt ny produksjon. Dette er årsaken til at det som tidligere var markert med grønn fargekode i figur 4.26 nå er markert med gult (med unntak av Finse). Som følge av alle henvendelsene om nettilknytning for ny produksjon, er det satt i gang et arbeid for å vurdere og komme fram til en helhetlig løsning for hvordan nettet skal forsterkes for å kunne ta i mot all den planlagte kraftproduksjonen. Aktuelle tiltak er identifisert og konsesjonsbehandlingen har begynt. Tabell 4.2 viser hvilket nettiltak 7 som kreves for at det skal bli rom for ny produksjon i hver enkelt kommune. Vi gjør oppmerksom på at nettdelinger ikke alltid føler kommunegrensene, slik at for enkelte kraftverk kan det være tiltakene i nabokommunen som gjelder. For å vite mer eksakt hvilket nettiltak som kreves for det enkelte kraftverk må det tas kontakt med den lokale netteieren eller med BKK Nett AS. Videre gjør vi oppmerksom på at denne listen er foreløpig og basert på kjente planer per dags dato. Nye planlagte kraftverk kan gjøre det nødvendig å supplere listen med flere tiltak. Alle tiltakene omhandles nærmere i kapittel 6. Kommune Øygarden, Fjell, Sund, Askøy, Bergen, Os Nødvendige nettiltak 420 kv Sima-Samnanger (*) Meland, Radøy, Fedje og Austrheim kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Mongstad-Kollsnes eller 300 (420) kv Modalen-Mongstad Lindås For produksjon i den nordøstlige delen (Romarheimsdalen): kv Sima-Samnanger (*) kv Hellandsfoss-Modalen - ny 132/22 kv transformator i Myster For resten av kommunen: kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Mongstad-Kollsnes eller 300 (420) kv Modalen-Mongstad Gulen kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - nye 132/22 kv transformatorer i Frøyset, Matre og Stordal 7 I tillegg kreves det forsterkninger i distribusjonsnettet. For informasjon om distribusjonsnettet må det tas kontakt med den enkelte områdekonsesjonær. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

45 Masfjorden kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - nye 132/22 kv transformatorer i Frøyset, Matre og Stordal Høyanger sør for Sognefjorden For produksjon i den vestlige delen (ca vest for Førde) kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Ny 132/22 kv transformator i Stordal - Oppgradert 132 kv ledning Matre-Stordal (***) For produksjon øst for Førde kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad kv Stordal-Østerbø - Oppgradert 132 kv ledning Matre-Stordal (***) - 132/22 kv transformering i Østerbø Modalen For produksjon i den nordlige delen: kv Sima-Samnanger (*) - En ny 300/22 kv transformator i Steinsland For resten av kommunen: kv Sima-Samnanger (*) kv Hellandsfoss-Modalen (****) - nye 132/22 kv transformatorer i Hellandsfoss og Myster Osterøy kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad Vaksdal øst (Bergsdalen): kv Sima-Samnanger (*) - Ny 45(132)/22 kv transformator i Kaldestad Vaksdal Vaksdal nord (Eksingedalen): kv Sima-Samnanger (*) kv Hellandsfoss-Modalen (****) kv Myster-Eksingedalen (****) - 132/22 kv transformering i Myster og i Eksingedalen Resten av Vaksdal: kv Sima-Samnanger (*) Samnanger kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon (**) - Ny 132/22 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon 44 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

46 Kvam kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon (**) - Ny 132 kv ledning Samnanger-Norheimsund-Øystese (**) Den vestlige delen (fram til et punkt mellom Evanger og Bulken) inklusiv Teigdalen: kv Sima-Samnanger (*) - Ny 300/22 kv transformator i Evanger transformatorstasjon Voss Resten av kommunen: kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger transformatorstasjon. - Økt 132/45 kv transformatorkapasitet i Voss transformatorstasjon kv ledning Voss-Urdland - Ny 45(132)/22 kv transformator i Kjønnagard Granvin kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger kv Voss-Granvin - 132/22 kv transformering i Granvin Ulvik Vest for Hallingskeid: kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger kv Voss-Granvin - 132/22 kv transformering i Ulvik Nord og øst for Hallingskeid: det er ledig nettkapasitet mot Aurland og mot Hol Eidfjord - 420/66 kv transformator i Sima Odda Sørlige Odda: - Ny 300/22 kv transformator i Røldal Nordlige Odda: - Ny 300/66 kv transformator i Åsen/Tyssedal Jondal kv Sima-Samnanger (*) - 66 kv Mauranger-Jukla-Eidesfossen - ny 66/22 kv transformator i Eidesfossen Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

47 Ullensvang Vest for Sørfjorden: kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon (**) - Ny 132 kv ledning Samnanger-Norheimsund-Øystese (**) kv Ålvik-Alsåker - 132/22 kv transformator i Alsåker Øst for Sørfjorden, nordlig del: - 420/66 kv transformator i Sima Øst for Sørfjorden, sørlig del: - Ny 300/66 kv transformator i Åsen/Tyssedal (*) Sima-Samnanger er nødvendig for alle nye produksjonsplaner og for de fleste av de eksisterende produksjonsplanene. (**) Alternativt tiltak: 420/132 kv transformatorstasjon ved Norheimsund (***) Opprustning av 132 kv-ledningen Matre-Stordal er nødvendig for alle nye produksjonsplaner og for mange av de eksisterende produksjonsplanene. (****) Alternative tiltak er under vurdering Tabell 4.2: Nettiltak som trengs for å åpne for mer kraftproduksjon i hver enkelt kommune 46 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

48 4.8 Andre energibærere og påvirkningen på kraftsystemet Elektrisitet Infrastrukturen består av hovedsakelig kabel i bynære/tettbebygde områder og lavere spenninger, og luftledningsnett i øvrige deler. Varmepumper har blitt populære de senere årene og er en måte å utnytte elektrisiteten på slik at den gir mer varme. Luft-til-luft-varmepumper er den vanligste typen som er i bruk. Ulempen er at virkningsgraden går betydelig ned med fallende utetemperatur. På kalde dager er det lite energi å spare på å bruke varmepumpe istedenfor tradisjonell elektrisk oppvarming. Salget av varmepumper skjøt for alvor fart i 2002 og har siden økt betydelig. I 2008 ble det solgt varmepumper i Norge. Av disse var 90 % luft til luft, 5 % luft til vann, 4 % væske til væske og 1 % til ventilasjonsluft. Figur 4.27 viser varmepumpesalget fra 1992 til Det er grunn til å tro at en stor andel av disse varmepumpene er i vårt utredningsområde. BKK-området og indre Hardanger har et ideelt klima for luft-/luft-varmepumper med relativt milde vintre. Ifølge Norsk Varmepumpeforening er det nå solgt over varmepumper på landsbasis (ref. år 2010). Antall solgte varmepumper i Norge År luft/luft luft/vann væske/vann Figur 4.27 Varmepumpesalg på landsbasis. Kilde: Norsk varmepumpeforening Fjernvarme/nærvarme Fjernvarmenettet til BKK Varme i Bergen strekker seg fra Kokstad og Rådalen i sør til rådhuset i sentrum. I tillegg forsynes Haukeland Universitetssykehus og deler av Landås med fjernvarme. I 2010 ble det levert 225 GWh fjernvarme. I årene som kommer vil fjernvarmenettet bli utvidet til Nordnes, Laksevåg og Bergen Lufthavn. Beregnet varmeleveranse fra fjernvarmenettet i år 2020 er 365 GWh. Figur 4.28 viser levert varme fra fjernvarmenettet i perioden , samt prognosert leveranse i årene Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

49 Hovedvarmekilden til fjernvarmenettet i Bergen er BIRs avfallsforbrenningsanlegg i Rådalen. (Anlegget leverer også damp til elektrisitetsproduksjon.) På kalde dager kan ikke avfallsforbrenningsanlegget levere nok effekt til fjernvarmen. Da benyttes i tillegg to gasskjeler i varmesentralen til Haukeland sykehus. I denne sentralen er det også installert en elektrokjel som kan benyttes i fjernvarmenettet. I tillegg er det installert fire oljekjeler i Rådalen for å sikre levering ved eventuelle utfall (effektsikring). I 2008 ble det benyttet 38 GWh gass, 9 GWh elektrisitet og 8 GWh olje som tilleggsenergi i fjernvarmenettet. Utvidelse av fjernvarmenettet i Bergen vil kreve mer spisslast, blant annet en stor elektrisk spisslast i Bergen sentrum. Prognosert elektrisk effektbehov til denne spisslasten er vist i vedlegg 7. GWh Energimiks fjernvarme År Elektrisitet Olje Gass Bio div Figur 4.28 Varmeleveranse fra fjernvarmenettet i Bergen fordelt på de ulike varmekildene. Kilde: BKK Varme AS, februar 2011 Avfall I mars 2007 satt BKK Varme i drift et nærvarmeanlegg på Rong i Øygarden kommune som årlig leverer 2,5 GWh. Varmen produseres av en sjøvannsbasert varmepumpe. BKK Varme har konsesjon for et fjernvarmeanlegg i Åsane. Varmen skal produseres fra et biobrenselanlegg med utvidet rensing. Hovedkilden vil være fliset returtre. Det er anslått en varmeleveranse på 25 GWh for det planlagte anlegget. BKK Varme jobber også med fjernvarmeplaner i Loddefjord. Her er det beregnet en varmeleveranse på 20 GWh. I tillegg jobbes det med planer for et nærvarmeanlegg i Knarvik med en forventet varmeleveranse på 3 GWh. Andre aktører ser på muligheten for å utvikle nærvarmeanlegg på Voss, Granvin og Odda. Erfaringsvis erstatter fjernvarme hovedsakelig oljekjeler eller kombinerte olje- og elkjeler. Den planlagte utvidelsen av fjernvarmenettet i Bergen og innføring av nye fjernvarmenett vil redusere oljeforbruket til oppvarming og redusere bruken av elkjeler (utkoblbart forbruk). Vi regner ikke med at fjernvarmen vil erstatte ordinært elektrisitetsforbruk i særlig grad. 48 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

50 Gass Bortsett fra i områdene Mongstad-Sture-Kollsnes, som er tilkoblet et gassrørsystem, blir gass i større skala hovedsakelig benyttet av kunder innen industri og transport. Gass benyttes også ved Haukeland Universitetssykehus, hvor gass/varmen også benyttes mot fjernvarmesystemet. Gassen blir transportert med tankbil og båt. Naturgass distribueres i Bergensområdet av selskapet Gasnor (tidligere Naturgass Vest) som opererer med base på Kollsnes i Øygarden kommune. Herfra distribueres naturgass på to ulike måter til sluttbrukere. CNG (Compressed Natural Gas) komprimeres til 250 Bar og fraktes til Bergensområdet i trailere. I Bergen finnes det 10 mottaksanlegg for CNG spredt utover hele byen. I tillegg finnes en del mottakere langs kjøreruten fra Øygarden til Bergen. De største kundene er busselskaper som med 80 gassbusser bruker årlig 26 GWh, og Toro som bruker ca. 19 GWh til industrielle formål. Største brukere til boligformål er Spelhaugen mottaksstasjon i Fyllingsdalen som distribuerer gass til 1350 husstander, og Prestestien mottaksstasjon i Åsane som distribuerer gass til 650 husstander i Prestestien borettslag. CNG egner seg best til kort distanse og småskala distribusjon av naturgass. Det geografiske området for levering begrenser seg derfor til Sotra og Bergen. LNG (Liquefied Natural Gas) produksjon ble startet på Kollsnes i Naturgass renses og kjøles ned til -162 ºC. LNG distribueres over korte distanser med tankbil og over større distanser med tankbåt. For distribusjon ut fra mottaksanlegg til Bergen brukes tankbiler med kapasitet på 50 m 3 (0,3 GWh). Det finnes tre mottaksanlegg for LNG i Bergen hvorav de to siste ble etablert på Midttun hos Kaffehuset Friele og Kavli. Totalt distribueres det ca. 135 GWh naturgass innenfor Bergen kommune, inkludert 26 GWh til kjøretøydrift. Omtrent 310 GWh distribueres som drivstoff til gassferger på strekningene Halhjem-Sandvikvåg og Halhjem-Våge (fra 2010). Det er en viss bruk av propangass til boliger. Gass Service, Statoil og Shell er leverandører av propan. I tillegg brukes en del propan på storkjøkken. Olje/petroleum Det benyttes noe olje i industri og husholdninger i vårt område. I tråd med politiske målsetninger forsøker man å bytte ut olje til oppvarming med andre alternativer. I praksis foregår overgangen fra olje i all hovedsak til elektrisitet eller fjernvarme. Forbruket av petroleumsprodukter blir for det meste distribuert av lokale forhandlere som kjører ut til kundene med tankbil på bestilling. I Bergensområdet henter de lokale forhandlerne sine forsyninger ved depot (Skarsholmen, Dolviken). Biobrensel Vestlandet har stor tilvekst av trær og skog. Vedfyring er mye brukt i husholdninger om vinteren, og bidrar til at effektuttaket fra regionalnettet på kalde dager er lavere enn den ville ha vært dersom husholdningene ikke hadde hatt denne fyringsmuligheten. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

51 5 Fremtidige overføringsforhold 5.1 Drivere for scenarioutviklingen I arbeidet med å utvikle scenarioer er det viktig å først kartlegge hvilke drivkrefter som påvirker utviklingen av forbruk og produksjon. Vi har kartlagt en rekke drivere som vi mener har betydning for utvikling av forbruk og produksjon i årene framover i vårt utredningsområde. Klima Det er stor oppmerksomhet om klima og reduksjon av Co2-utslipp. Sterke føringer er gitt i EUs klimapakke, som med sitt tredelte mål sikter mot 20% økt fornybarandel, 20% energisparing og 20% reduserte CO2-utslipp innen EU, Norge og Sveits innen Selv om de norske kravene ikke er fastsatt ennå, er det helt klart at også Norge må arbeide målrettet langs alle de tre aksene. Ny fornybar produksjon I utredningsområdet er det stort potensial for vindkraft og små vannkraftverk. Utbygging av småkraftverk er allerede lønnsomt for utbyggerne, og det er mangel på nettkapasitet som i dag begrenser mulighetene for å realisere denne fornybare produksjonen. Per i dag kjenner vi til ca. 300 konkrete planer for småkraftverk i utredningsområdet. Vi registrerer at antall planer øker sterkt, og i tillegg øker de planlagte verkene i størrelse. Myndighetene i Norge og Sverige planlegger for tiden et felles marked for elsertifikater. Målet er å realisere 26,4 TWh ny fornybar produksjon i Norge og Sverige innen år Planen er å begynne markedet den , med varighet til Forslaget som for tiden er ute til høring går ut på å gi ny fornybar kraftproduksjon som settes i drift innen 2020 elsertifikater i 15 år. 50 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

52 På grunn av forslaget om elsertifikater ønsker produsentene å realisere sine planer for ny fornybar produksjonen innen Utfordringene er manglende nettkapasitet og lang konsesjonsbehandlingstid for både nett og produksjon. Energisparing Energisparing handler om å redusere energiforbruket som helhet. Klimamessig er det mest gunstig å få ned oljeforbruket, så politisk fokus blir trolig rettet mot dette fremfor å redusere elektrisitetsforbruket. Det kan komme nye byggeforskrifter som gjør at nye bygg blir mindre energikrevende enn eksisterende bygg. Ut fra ovenstående vil søkelyset på energisparing trolig påvirke elektrisitetsforbruket i eksisterende bygninger relativt lite. Derimot vil nye bygninger i årene som kommer trolig bruke mindre elektrisitet per m 2 enn eksisterende bygninger. Reduksjon av CO2-utslipp Gruppen Klimakur 2020, bestående av NVE, Statens Vegvesen, Statistisk sentralbyrå, Oljedirektoratet og Klima- og forurensningsdirektoratet, har utredet hvilke tiltak som monner når det gjelder å redusere Co2-utslippene i Norge. De viktigste tiltakene med tanke på vårt utredningsområde er elektrifisering av sokkelen, elektrifisering av transportsektoren, Co2- renseanlegg og utfasing av oljefyring. Oljeindustrien offshore har store CO2-utslipp. Rapporten Kraft fra land (Statnett, 2008) skisserer hvilke installasjoner det er mulig å forsyne fra land. I vårt utredningsområde kan en delelektrifisering av Oseberg-plattformen med kraftforsyning fra Mongstad være et mulig tiltak. Dette er imidlertid svært kostbart. Innenfor elektrifisering av transportsektoren er overgang til elbiler og videre utbygging av Bybanen i Bergen aktuelle tiltak. Strømbehovet til lading av elbiler er undersøkt, men konklusjonen er at det betyr svært lite på regionalt nivå. Heller ikke Bybanen trekker mye strøm regionalt sett. Som det første i landet, er et testanlegg for Co2-rensing under bygging på Mongstad. Ifølge planen skal testingen begynne ved årsskiftet 2011/2012. Testanlegget skal rense avgasser fra både Statoils raffineri og gasskraftverket på Mongstad. De to selskapene Aker Clean Carbon og franske Alstom bygger hvert sitt testanlegg. Når testingen starter skal de to konkurrere om hvem som kan utvikle de beste og billigste løsningene. Den som gjør det best, kan eventuelt få kontrakt på å bygge et fullskalaanlegg. Etter planen skal regjeringen i 2016 avgjøre om det skal bygges et fullskala testanlegg på Mongstad. Både testanlegg og fullskalaanlegg er strømkrevende. Det er i enkelte tilfeller innført offentlig støtte til utfasing av oljefyrer. Bergen kommune har for eksempel innført vrakpant på gamle oljekaminer. Husstander og bedrifter som skifter ut oljefyrene går som oftest over til fjernvarme, rentbrennende vedovner eller elektrisitet (varmepumper). Utslipp fra skipstrafikken Strømforsyning fra land til skip ved kai er et tema som har fått økt oppmerksomhet fra politiske grupperinger, myndigheter og miljøvernorganisasjoner. Skip som ligger til kai står for betydelige utslipp av klimagasser, og FNs sjøfartsorganisasjon International Maritime Organization (IMO) har foreslått at skip i havn bør få sin kraftforsyning fra land. Dette er fulgt opp av en EU-kommisjon som har anbefalt dette overfor sine medlemsland. Tilrettelegging av slik strømforsyning kan medføre behov for økt kapasitet og transformeringsbehov i kraftsystemet. Konkret har Bergen kommune utarbeidet planer for å forsyne både lasteskip og cruiseskip med strøm fra land. Førstnevnte har størst effektbehov om vinteren, cruiseskipene om sommeren. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

53 Utbygging av fjernvarmenett Det har vært et nasjonalt satsingsområde å bygge ut fjernvarmenett. Fjernvarme erstatter i hovedsak oljekjeler og betyr derfor lite for det eksisterende elektrisitetsforbruket. Men nye bolig- og næringsområder som tilknyttes fjernvarmenettet vil bruke mindre elektrisitet per m 2 enn eksisterende bygningsmasse. Planer for utbygging av fjernvarmenett i utredningsområdet er omtalt i kapittel 4.7. Fjernvarmenettet i Bergen bruker elektrisitet på kalde dager som tilleggsvarme (såkalt spisslast ). Vi venter at elektrisitetsbehovet vil øke etter hvert som fjernvarmenettet bygges videre ut. Befolkningsutviklingen Statistisk sentralbyrå har utarbeidet en rekke ulike prognoser for befolkningsutviklingen i Norge fra år 2010 til år 2030 fordelt på kommunenivå. Vi har tatt utgangspunkt i følgende tre prognoser fra SSB: HHMH: høy fruktbarhet, høy levealder, middels innenlands mobilitet og høy nettoinnvandring MMMM: mellomnivået for fruktbarhet, levealder, innenlands flytting og nettoinnvandring LLML: lav fruktbarhet, lav levealder, middels innenlands mobilitet og lav nettoinnvandring Disse er summert for kommunene i utredningsområdet og vist på figur 5.1. Ifølge disse prognosene vil antall innbyggere i utredningsområdet øke med i løpet av de neste 20 årene. Den prognoserte befolkningsveksten er en viktig driver for forbruksutviklingen i regionen. Som vist i kapittel 4.4 har veksten i energi- og effektforbruk de siste 15 år hatt noenlunde samme vekstrate som befolkningsutviklingen i samme periode. Befolkningsprognoser for BKK-området og indre Hardanger antall innbyggere HHMH MMMM LLML Figur 5.1 Ulike prognoser for befolkningsutviklingen i utredningsområdet. Kilde: SSB 52 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

54 Tabell 5.1 viser prognoserte årlige vekstrater for befolkningsutviklingen per kommune og per prognose. Prognosert vekstrate totalt i utredningsområdet er 0,7-1,3% per år avhengig av prognose. Internt i utredningsområdet er det store forskjeller i prognosert befolkningsutvikling. Kommunene med størst prognosert befolkningsvekst er Bergen og omegnskommunene til Bergen langs kysten og kommunene i Nordhordland. Kommunene i Hardanger og lengst i nord har lavest prognoserte vekst. I de fleste av disse er det prognosert en befolkningsnedgang. Kommune Vekstrate LLML Vekstrate MMMM Vekstrate HHMH Bergen 0,7 % 1,0 % 1,4 % Jondal -1,0 % -0,7 % -0,4 % Odda -0,5 % -0,2 % 0,1 % Ullensvang -0,7 % -0,4 % -0,1 % Eidfjord 0,5 % 0,8 % 1,2 % Ulvik -1,4 % -1,1 % -0,8 % Granvin -0,9 % -0,6 % -0,4 % Voss -0,3 % 0,0 % 0,3 % Kvam -0,2 % 0,1 % 0,4 % Samnanger 0,1 % 0,4 % 0,6 % Os 1,3 % 1,6 % 1,9 % Sund 1,0 % 1,3 % 1,6 % Fjell 1,0 % 1,3 % 1,6 % Askøy 1,5 % 1,8 % 2,1 % Vaksdal -0,3 % 0,0 % 0,3 % Modalen -1,5 % -0,9 % -0,4 % Osterøy 0,4 % 0,7 % 1,0 % Meland 1,5 % 1,8 % 2,0 % Øygarden 0,5 % 0,7 % 1,0 % Radøy 0,4 % 0,7 % 0,9 % Lindås 0,9 % 1,1 % 1,4 % Austrheim 1,0 % 1,3 % 1,6 % Fedje -1,7 % -1,5 % -1,3 % Masfjorden -0,9 % -0,6 % -0,3 % Gulen -0,7 % -0,4 % -0,1 % Høyanger -0,8 % -0,5 % -0,2 % Utredningsområdet 0,7 % 1,0 % 1,3 % Tabell 5.1 Prognoserte årlige vekstrater for befolkningsutviklingen i utredningsområdet. Kilde: SSB Rammebetingelser for kraftkrevende industri Generelt har nasjonale rammebetingelser stor betydning for den kraftkrevende industrien. Vi har ikke fått signaler som tyder på noen endring av rammebetingelser som vil påvirke industrien i dette utredningsområdet i den ene eller andre retning. Nasjonalt fokus på olje- og gassutvinning Det er et nasjonalt mål å fortsette olje- og gassutvinningen i Nordsjøen. Dette betyr fortsatt høy aktivitet i petroleumsindustrien og den tilhørende leverandørindustrien langs kysten. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

55 Realisering av nytt nett i regionen eller ikke? Manglende nettkapasitet er i dag en barriere for ny produksjon i utredningsområdet. Dette gjelder ledningsnett både internt i regionen, ut av regionen og til utlandet. Nye ledninger og transformatorer er derfor en viktig forutsetning for å realisere ny produksjon i utredningsområdet. Innføring av AMS (automatiske måle- og styringssystemer) I henhold til NVEs forslag Avanserte måle- og styringssystem (AMS) forslag til endring i forskrift 11. mars 1999 nr. 301 om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester, som for tiden er ute til høring, skal det installeres automatiske måleog styresystemer hos alle sluttbrukerkunder innen Noen har store forventninger til at innføring av AMS kan redusere effekttoppene hos kundene og dermed redusere belastningen i nettet. For å få ned den maksimale belastningen i regionalnettet (som nettet må dimensjoneres for) er det forbruket mellom klokken 8.00 og på kalde dager som må reduseres. For å oppnå dette må det sterke virkemidler til. Dette kan være en kraftig prisøkning i dette tidsrommet slik at kundene blir motivert til å redusere forbruket. Alternativt må nettselskapene ha mulighet til å koble ut forbruk hos kundene i dette tidsrommet. Innføring av AMS vil isolert sett ikke påvirke effektuttaket i regionalnettet. I så fall må AMS følges opp av andre tiltak - som foreløpig ikke er vedtatt. Framtidige strømpriser og brenselspriser Framtidig prisnivå på elektrisitet og olje, og prisdifferansen mellom disse, vil påvirke både tilgangen og forbruket av elektrisitet i utredningsområdet. Det samme gjelder prisdifferansen mellom Norge og kontinentet. Det er kompliserte og sammensatte mekanismer som styrer det framtidige prisnivået. I scenarioarbeidet har vi valgt å konsentrere oss om de øvrige nevnte driverne. 5.2 Utarbeiding av scenarioer Innledning Vi har et sterkt ønske om å samkjøre scenarioene for vårt utredningsområde med Statnetts scenarioer. Vi har flere felles prosjekter på gang på tvers av grensene for utredningsområdene (ref. studiene omtalt i kapittel 2.2), der vi ser at det er mest hensiktsmessig å bruke felles scenarioer. Dessverre er Statnett ikke klar med sine nye scenarioer enda. Ambisjonen vår er å bruke felles scenarioer med Statnett i Kraftsystemutredning I påvente av dette, har vi besluttet å legge lite arbeid ned i scenarioarbeidet i år. (Scenarioarbeid er ressurskrevende.) Vi bruker kun følgende to scenarioer i år: - Forventet utvikling (mest sannsynlig utvikling) - Eksport 54 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

56 Scenario A: Forventet utvikling Dette scenarioet beskriver den utviklingen vi tror mest på. Petroleums- og kraftkrevende industri Prognosene for petroleumsindustrien og kraftkrevende industri er basert på hva de enkelte bedriftene selv anser som mest sannsynlig. På Mongstad venter Statoil en viss forbruksøkning i oljeraffineriet. Også på Gjøa-plattformen, som forsynes med kraft fra Mongstad, ventes en viss forbruksøkning. I tillegg ventes økt forbruk til det planlagte CO2-renseanlegget på Mongstad. Statoil planlegger å doble forbruket på Troll A når det skal installeres nye kompressorer på plattformen i år Troll A- plattformen forsynes med kraft fra Kollsnes. I Odda planlegger bedriftene TTI og Boliden en gradvis økning i forbruket. I den øvrige industrien i utredningsområdet ventes omtrent samme forbruk som i dag. Alminnelig forsyning Alminnelig forsyning omfatter husholdninger, næringsbygg og småindustri. Her registrerer vi at driverne drar i ulike retninger. Økt befolkningsvekst med tilhørende bolig- og næringsutbygging, elektrifisering av transportsektoren og landstrøm til skip taler for økt elektrisitetsforbruk. Økt oppmerksomhet om energisparing drar i motsatt retning. Alt sett under ett venter vi at elektrisitetsforbruket i de enkelte kommunene i hovedsak vil følge samme vekstrate som middelprognosen for befolkningsveksten (ref. tabell 5.1). Samme vekstrate benyttes for både effekt og energi. I tillegg har vi forutsatt at noen store nærings- og industriområder kommer i tillegg til den generelle veksten. Det gjelder følgende områder: Horsøy industriområde (Askøy kommune), store næringsområder i Ytrebygda bydel i Bergen kommune, nye industri- og næringsområder på Endelausmarka (Os kommune), utbygging på Straume (Fjell kommune), nye næringsområder ved Ågotnes (Fjell kommune), utvidelse av Åsane senter (Bergen kommune) og utbygging av Mongstad industriområde (Lindås kommune). Forventet elektrisitetsforbruk per m 2 er lavere i de områdene hvor det planlegges fjernvarme (i dette tilfellet næringsområdene i Ytrebygda bydel i Bergen), enn der hvor det ikke kommer fjernvarme. På den annen side planlegger BKK Varme at fjernvarmen trenger en ekstra spisslast i Bergen sentrum. Effektbehovet til denne spisslasten (25 MW) kommer i tillegg til den generelle vekstraten. Effektprognoser per transformatorstasjon er vist i vedlegg 7. Ny produksjon Med bakgrunn i EUs fornybardirektiv venter vi en betydelig økning i ny fornybar produksjon. En viktig forutsetning er at det bygges ut tilstrekkelig nett slik at manglende nettkapasitet ikke lengre er en barriere mot ny produksjon. I dette scenariet regner vi med at 70% av alle kjente vann- og vindkraftplaner realiseres innen Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

57 Scenario B: Eksport Dette scenarioet illustrerer konsekvensen av en stor satsing på ny fornybar produksjon. På produksjonssiden forutsetter vi at alle kjente planer for ny vind- og vannkraft realiseres innen Også her forutsettes det at det ikke er barrierer i form av manglende nettkapasitet. For enkelhets skyld er forbruket identisk som i scenario A. 5.3 Prognoser for perioden Basert på scenarioene i kapittel 5.2 er det utarbeidet forbruks- og produksjonsprognoser for perioden Forbruksprognoser Figur 5.2 og 5.3 viser forventet utvikling i elektrisitetsforbruk i henholdsvis BKK-området og Oddaområdet. Figur 5.4 og 5.5 viser forventet utvikling i maksimallast i henholdsvis BKK-området og Oddaområdet Energiprognose for BKK-området inkl. Jondal, Ullensvang og Eidfjord GWh År Alminnelig forsyning Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Figur 5.2: Prognose for utviklingen av elektrisitetsforbruk i BKK-området 56 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

58 Energiprognose for Odda-området GWh År Alminnelig forsyning Kraftkrevende industri Figur 5.3: Prognose for utviklingen av elektrisitetsforbruk i Odda-området Effektprognose for BKK-området inkl. Jondal, Ullensvang og Eidfjord MW År Alminnelig forsyning Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Figur 5.4: Effektprognose for BKK-området Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

59 500 Effektprognose for Odda-området 400 MW År Alminnelig forsyning Kraftkrevende industri Figur 5.5: Effektprognose for Odda-området Produksjonsprognoser Prognoser for ny elektrisitetsproduksjon er basert på kjente planer for nye produksjonsanlegg. Prognoser for utbygging av stor vannkraft og vindkraft er kun basert på meldte og konsesjonssøkte anlegg, mens prognoser for småkraftproduksjon også omfatter alle henvendelser netteierne i utredningsområdet har fått fra aktuelle utbyggere. For tiden foreligger det planer om å knytte produksjon i tilgrensende områder (vannkraft i Sunnhordland og vindkraft i Sogn og Fjordane) til regionalnettet i vårt utredningsområde. Denne produksjonen er ikke inkludert i prognosene nedenfor. På grunn av stor usikkerhet rundt realiseringstidspunktet for kraftverkene (blant annet kan en stor del av kraftverkene ikke realiseres før nettet blir forsterket), er det for enkelhets skyld valgt en lineær utbygging innenfor hvert scenario. Produksjonsprognosene for Energiverk Mongstad er basert på oppgitte prognoser av Statoil. Figur 5.6 og 5.7 viser framtidig elektrisitetsproduksjon i eksport -scenarioet i BKK-området og Odda-området for perioden Figur 5.8 og 5.9 viser framtidig installert produksjonskapasitet i eksport -scenarioet i BKK-området og Odda-området for perioden Sannsynligvis vil den reelle utbyggingen avvike fra figurene ved at tyngdepunktet i utbyggingen trolig vil komme i perioden , altså før elsertifikat-fristen i år Dette forutsetter at nødvendige nettforsterkninger blir realisert som planlagt. 58 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

60 Årlig kraftproduksjon i BKK-området i "Eksportscenarioet" inkl. Jondal, Ullensvang og Eidfjord Vindkraft GWh Termisk Vannkraft Figur 5.6: Framtidig elektrisitetsproduksjon i BKK-området i eksportscenarioet År Årlig kraftproduksjon i Odda-området i "Eksportscenarioet" GWh Vannkraft Figur 5.7: Framtidig elektrisitetsproduksjon i Odda-området i eksportscenarioet År Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

61 4 000 Installert produksjonskapasitet i BKK-området i "Eksportscenarioet" inkl. Jondal, Ullensvang og Eidfjord MW Vindkraft Termisk Vannkraft Figur 5.8: Framtidig installert effekt i BKK-området i eksportscenarioet År Installert produksjonskapasitet i Odda-området i "Eksportscenarioet" MW Vannkraft Figur 5.9: Framtidig installert effekt i Odda-området i eksportscenarioet År Prognoser over framtidig kraftbalanse Figur 5.10 og 5.11 viser årlig utvikling av kraftbalansen i BKK-området og i Odda-området i perioden Innad i utredningsområdet er det store lokale underskudds- og overskuddsområder. I tillegg har enkelte av delområdene store variasjoner gjennom året, med underskudd om vinteren og overskudd i produksjonstunge perioder vår og høst. Figur 5.10 og 5.11 synliggjør ikke slike geografiske og sesongmessige variasjoner, men gir en viss indikasjon på trender og utviklingstrekk over tid. 60 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

62 BKK-området er i dag et underskuddsområde i et normalår med netto behov for import av kraft. Etter hvert som ny produksjon bygges ut (forutsatt at nødvendige nettforsterkninger bygges ut som planlagt) vil kraftunderskuddet bli redusert. I eksport-scenarioet blir BKK-området etter hvert et overskuddsområde i et normalår. Odda-området er i dag et overskuddsområde, og overskuddet vil øke etter hvert som ny produksjon bygges ut Framtidig kraftbalanse i BKK-området inkl. Jondal, Ullensvang og Eidfjord GWh Forventet utvikling Eksport År Figur 5.10: Framtidig årlig kraftbalanse i BKK-området Framtidig kraftbalanse i Odda-området GWh Forventet utvikling Eksport År Figur 5.11: Framtidig årlig kraftbalanse i Odda-området Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

63 5.4 Lastflytanalyser av BKK-området Dette kapittelet er unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2). 5.5 Framtidig forsyning av Bergenssnittet Det mest kritiske forbrukssnittet i utredningsområdet er det såkalte Bergens-snittet avgrenset av 300 kv ledningene Evanger-Dale-Arna og Samnanger-Fana. Som vist på varighetskurvene i kapittel 4.6 drives snittet med manglende N-1 kapasitet i store deler av året. I årene framover venter vi en forbruksøkning innenfor Bergenssnittet, vist på figur 5.13 med mørkeblå søyler. Tilgjengelig vinterproduksjon innenfor snittet er vist med lyseblå søyler. Tilgjengelig vinterproduksjon ventes å øke når Energiverk Mongstad setter i drift aggregat nummer 2, trolig i år Men økningen i tilgjengelig vinterproduksjon er lavere enn forbruksøkningen. Dette gjør at importbehovet inn til Bergenssnittet i perioder med maksimal belastning (oransje søyler) øker år for år. Dersom det oppstår feil på 300 kv-ledningen Fana-Samnanger i maksimallast må forbruket som overstiger N-1 grensen kobles ut. Mengden forbruk som må kobles ut er markert med røde streker. Denne mengden må forbli utkoblet til ledningen er reparert. I tilfelle alvorlige feil som mastehavari, spesielt i kombinasjon med dårlig vær som gjør det vanskelig å få frem mannskap og vanskelig, kan en slik reparasjon ta over en uke. Store deler av traséen går i ulendt terreng på fjellet. For å styrke Bergenssnittet planlegger BKK nye 300 kv-ledninger mellom Modalen, Mongstad og Kollsnes (se kapittel 6). Når disse er på plass vil nettet ha fullgod kapasitet til å forsyne Bergenssnittet også på kalde vinterdager. Bergenssnittet. Forventet overføringsbehov i tunglast og mengde varig utkoblet forbruk hvis feil på 300 kv Fana-Samnanger Maksimalt forbruk MW Tilgjengelig vinterproduksjon Overføringsbehov Varig utkoblet forbruk N-1 kapasitet År Figur 5.13: Overføringsbehov inn til Bergenssnittet i maksimallast med dagens nett. Rød strek angir mengde varig utkoblet forbruk hvis feil på 300 kv Fana-Samnanger i maksimallast. 62 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

64 5.6 Lastflytanalyser av Odda-området Dette kapittelet er unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2). Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

65 5.7 Systemutredning av sentralnettet i Vestlandsregionen Bakgrunn De siste årene har vi sett en økende utbygging av små og mellomstore vannkraftverk på Vestlandet. Det er stort potensial for videre utbygging av både vann- og vindkraftverk, og det finnes planer om betydelige mengder ny kraftproduksjon i regionen. Dette, sammen med nasjonale og internasjonale klimamål, gjør at Vestlandsalliansen 8 og Statnett har utredet hvilke konsekvenser en betydelig økning av kraftproduksjonen vil ha for sentralnettet på Vestlandet de neste 20 årene. Resultatet fra denne studien er oppsummert i rapporten Systemutredning av sentralnettet i Vestlandsregionen [13]. Dette er en innledende systemutredning. Det vil kreves ytterligere analyser for å avklare alle nødvendige tiltak, og omfattende dialog med aktuelle kommuner og andre berørte parter for å komme frem til konkrete løsninger. Forutsetninger I utredningen fokuseres det på området mellom Fjordane/Åskåra i Sogn og Fjordane og Sauda i Rogaland. For å få et helhetlig bilde av utviklingen på Vestlandet er også produksjons- og forbruksdata fra Møre og Romsdal hentet inn, men nettkapasiteten og behov for utbedringer her er ikke vurdert. Analysen tar for seg to ulike scenarioer: produksjonsvekst og industrivekst, som kan sees som ytterpunkter på en skala. Den mest sannsynlige utviklingen ligger et sted mellom disse to, men fremtidens nett bør planlegges med tanke på å håndtere begge situasjonene. Med produksjonsvekstscenario vil årlig kraftbalanse på Vestlandet styrkes med ca. 10 TWh i 2025, mens med industrivekstscenario vil den svekkes med ca. 10 TWh. I et normalår er dagens kraftproduksjon og forbruk ca. 24 TWh i analyseområdet (ekskl. Møre og Romsdal). Forutsatt utvikling i produksjon og forbruk for produksjonsvekst- og industrivekstscenario er vist i figur Figur 5.14: Økning av årlig produksjon og forbruk i TWh/år for de to scenarioene i stadium Vestlandsalliansen er et samarbeid mellom Tafjord Kraft, Sogn og Fjordane Energi, Sunnfjord Energi, Sognekraft, Sunnhordland kraftlag, Haugaland Kraft og BKK. 64 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

66 I begge scenarioene er det forutsatt en videre utbygging av utenlandskabler fra Sørlandet, slik at total kapasitet blir på 4500 MW mot dagens 1700 MW. I tillegg er det sett på virkningen av ytterligere 1400 MW kapasitet til utlandet enten fra Kvilldal, BKK- eller SFE-området. På Vestlandet er en rekke nye forbindelser under konsesjonsbehandling eller bygging. Dette gjelder blant annet Sima-Samnanger (under bygging), Ørskog-Fardal (under bygging/konsesjonsbehandling), Sauda-Liastøl (under bygging) og Modalen-Mongstad-Kollsnes (under konsesjonsbehandling). I studien er det forutsatt at alle disse er bygget. Vurderte nettforsterkninger i indre Sogn Indre Sogn er i dag forsynt over kun én 300 kv ledning. I perioder med import til området vil feil på denne ledningen mørklegge området. Normalt vil strømforsyningen kunne gjenopprettes, men kun dersom det er tilstrekkelig med vann i kraftverkene i området. Industrivekstscenarioet vil ytterligere forsterke den sårbare situasjonen og behovet for en ledning nr. 2 inn til området. I dag er det ikke flaskehalser for å få ut kraft fra området, men i produksjonsvekstscenarioet vil flaskehalser oppstå. Det er sett på følgende nettforsterkningsalternativ for indre Sogn: A. Ny 420 kv ledning Leirdøla-Sogndal-Aurland1 og rive eksisterende 300 kv ledning på samme strekning. Temperaturoppgradering av 300 kv ledning Leirdøla-Fortun. B. Ny 420 kv ledning Fortun-Sogndal-Aurland1 og rive eksisterende 300 kv ledning Sogndal- Aurland1. C. Ny 420 kv ledning Sogndal-Leirdøla-Fortun-Øvre Årdal-Borgund-Hallingdal og rive eksisterende 300 ledninger Sogndal-Leirdøla-Fortun, Øljusjøen-Hemsil1 og de tre 132 kv ledningene Fortun-Øvre Årdal. Nye 420 kv transformatorstasjoner i Leirdøla, Øvre Årdal, Borgund og Hallingdal. Alle alternativene inkluderer ny transformatorstasjon med økt transformeringskapasitet i Fortun. Alle tiltakene vil legge til rette for planlagt økt produksjon i produksjonsvekstscenarioet. For å bedre forsyningssikkerheten vil alternativ B og C være mest robuste spesielt ved forbruksøkning som i industrivekstscenarioet. Alternativene har store forskjeller både når det gjelder potensielle arealbrukskonflikter og kostnader. Vurderte nettforsterkninger over Sognefjorden I produksjonsvekstscenarioet vil det bli stor kraftflyt i nord-sør retning på Vestlandet. Det vil i dette scenarioet være behov for to 420 kv forbindelser over Sognefjorden, mot to 300 kv forbindelser i dag. Dette ser også ut til å være tilfelle dersom det blir etablert ny utenlandskapasitet fra Kvilldal, BKK-området eller SFE-området. Dersom BKK-området brukes som utgangspunkt, vil det være behov for å føre en av de to 420 kv forbindelsene over Sognefjorden til BKK-området. En utenlandsforbindelse fra SFE-området vil redusere overføringsbehovet en del, men fortsatt synes det å være behov for to 420 kv ledninger. I industrivekstscenarioet ser det ut til å være tilstrekkelig med én 420 kv forbindelse over Sognefjorden. Det er vurdert å forsterke sentralnettet i følgende fire korridorer: Midtre: Sogndal-Aurland1 Østre: Sogndal-Leirdøla-Fortun-Øvre Årdal-Borgund-Hallingdal Vestre: Sogndal-Hove/Refsdal-Modalen-Evanger-Samnanger Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

67 Kyst: Grov-Frøyset-Modalen-Samnanger (Indre kyst) evt. Grov-Frøyset-Kollsnes-Fana- Samnanger (Ytre kyst) Det er store forskjeller mellom alternativene når det gjelder kostnader og potensielle arealbrukskonflikter. Vurderte nettforsterkninger sør for Samnanger I produksjonsvekstscenarioet vil det være behov for to 420 kv ledninger mellom Samnanger og Sauda. Dette ser også ut til å være tilfelle dersom det blir etablert ny utenlandskapasitet enten fra Kvilldal eller SFE-området. Med SFE-området som utgangspunkt reduseres overføringsbehovet, men ikke tilstrekkelig til at det trengs færre ledninger. Dersom utenlandsforbindelsen derimot etableres fra BKK-området, kan det synes tilstrekkelig med én 420 kv ledning mellom Samnanger og Sauda. I industrivekstscenarioet synes det å være behov for to 420 kv ledninger mellom Samnanger og Sauda. Det er da også behov for å styrke sentralnettet ut til Haugalandet (Håvik). For en 420 kv ledning nr 2 er det lagt vekt på å utnytte eksisterende traséer/korridorer. Det er vurdert å bygge en ny ledning mellom Samnanger og Sauda parallelt med ledning nr. 1 nevnt over. Alternativt kan det etableres en kystforbindelse fra BKK-området til SKL-området i kombinasjon med oppgradering av 300 kv nettet i SKL-ringen. Veien videre Utredningen anbefaler som hovedprinsipp å oppgradere eksisterende 300 kv ledninger. Dersom dette ikke lar seg gjøre, vil vi ut fra en faglig vurdering prioritere løsninger der en kan bygge ny 420 kv ledning i tilknytning til eksisterende trasé og deretter rive eksisterende 300 kv ledning. Der det er mulig å rive først og bygge nytt etterpå vil denne metoden bli prioritert. Figur 5.15 under viser et anbefalt første trinn som bør realiseres innen 2020, basert på prognosene for fremtidig produksjon og forbruk. Den skisserte løsningen for indre Sogn er foreløpig ikke å betrakte som en anbefaling. Her må det arbeides videre med å vurdere hvilket tiltak som er det beste. Tabell 5.4 under gir ytterligere opplysninger om trinn 1. Realiseringsperiode / trinn Tiltak / 1. Leirdøla/Fortun- Sogndal- Aurland / 1. Samnanger- Inv.kost (mrd.nok) 1,0-1,2 Kapasitet - økt produksjon (TWh) Netto ny trasé (km) / Potensiell arealbrukskonflikt 0-65 / Middels-Middels/stor 4 2,0 0 / Middels Netto nåverdi (mrd.nok) 5,5 Blåfalli-Sauda Tabell 5.4: Anbefalt nettutvikling (trinn 1) med mulig realiseringsperiode, investeringskostnader, økt produksjon, netto ny trasé, arealmessige konfliktpotensial og netto nåverdi. 66 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

68 Ålfoten Anbefalt 1.trinn Stadium 2020 Florø Fortun Sogndal Leirøla Ø.Årdal Kollsnes Modalen Evanger Aurland 1 Bergen Fana Samnanger Mauranger Sima Hallingdalen Stord Blåfalli Haugesund Sauda Saurdal Håvik Kårstø Stavanger Lyse Figur 5.15: Anbefalt/mulig 1.trinn i utviklingen av sentralnettet på Vestlandet. (svart=eksisterende/forutsatt nett, oransje=spenningsoppgradert nett, lilla=nytt nett med riving av eksisterende, rød=nytt nett uten riving av eksisterende anlegg). Trinn 1 er estimert å koste om lag 3 milliarder norske kroner. Det består av følgende nettforsterkningstiltak: Indre Sogn: Ny 300 (420) kv ledning enten til Fortun eller Leirdøla. I tillegg må det installeres en ny 300 MVA transformator i Fortun. For å legge til rette for den planlagte økningen i kraftproduksjon i Indre Sogn, holder det å bygge en ny 300 (420) kv ledning Sogndal-Leirdøla og rive eksisterende 300 kv ledning Fardal/Sogndal-Leirdøla. Det kan også bygges en 300 (420) kv ledning Sogndal-Fortun samtidig som dagens 300 kv ledning Fardal/Sogndal-Leirdøla-Fortun beholdes. Det må jobbes videre med å vurdere hvilket nettforsterkningstiltak som er gunstigst, samfunnsøkonomisk og ut fra en totalvurdering. Over Sognefjorden: Ny 420 kv ledning fra Aurland1 til Sogndal og riving av eksisterende 300 kv ledning Aurland1-Fardal/Sogndal. Sauda-Samnanger: Ny 420 kv ledning Sauda-Blåfalli og Mauranger-Samnanger/Kvamskogen, spenningsoppgradering av 300 kv ledningen Blåfalli-Mauranger til 420 kv. Eksisterende 300 kv ledning Sauda-Blåfalli og Mauranger-Samnanger/Kvamskogen kan rives. Trinn 1 (antydet realisering innen 2020) vil legge til rette for 4 TWh ny kraftproduksjon utover det de fire forutsatte tiltakene legger til rette for. I forhold til dagens nivå tilsvarer dette 9-10 TWh ny kraftproduksjon. Netto nåverdi som følge av realisering av 4 TWh ny kraftproduksjon er betydelig og beregnet til ca. 5,5 milliarder kroner. Trinn 2 som er antydet realisert i vil gi ytterligere rom for 4-5 TWh kraftproduksjon. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

69 . 6 Forventede tiltak og investeringsbehov 6.1 Tiltaksliste Frem mot 2025 planlegges en rekke investeringer i strømnettet i vårt område. Hvert enkelt tiltak kan begrunnes ut fra en eller flere av følgende tre faktorer: - Erstatte eldre nett med dårlig tilstand - Realisere ny planlagt produksjon - Forbruksvekst I tabell 6.1 presenterer vi alle planlagte tiltak (per dags dato) i utredningsområdet i perioden Detaljer om de enkelte tiltakene presenteres i kapitlene Mengden av planlagte tiltak er svært omfattende. Tiltakslisten er nøktern i den forstand at kun realistiske og sannsynlige tiltak er omtalt. Listen er basert på den mest sannsynlige utviklingen av nettet pr dags dato. Alternative nettutviklingstiltak står ikke på listen, men er nevnt i den påfølgende teksten i kapitlene Tiltakslisten er relativt robust med hensyn til de to scenarioene beskrevet i kapittel 5. (Scenario A = forventet, scenario B = eksport.) Kun et fåtall tiltak avhenger av hvilket scenario som viser seg å slå til. Vi gjør likevel oppmerksom på at andre lokale variabler kan påvirke tiltakenes realisering. Et eksempel på dette er det siste tiltaket på listen, kabling av Breivik-Litlesotra, som avhenger av hvilken løsning som blir valgt for nytt Sotrasamband. 68 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

70 Prosjekt Eier Status Scenario NYE KV LEDNINGSANLEGG Ferdigstilles Mill kr (ca.) 420 kv Sima-Samnanger Statnett Under bygging A, B kv Mongstad-Kollsnes BKK Nett 420 kv Modalen-Mongstad BKK Nett Konsesjonssøknad sendt i Konsesjonssøknad sendt i A, B A, B kv Evanger-Samnanger BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca kv Evanger-Dale BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca kv Dale-Arna BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca kv Arna-Fana BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca kv Modalen-Evanger BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca kv Fana-Samnanger BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca kv Mauranger-Samnanger Statnett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca NYE 132 KV LEDNINGSANLEGG 132 kv Granvin-Voss BKK Nett 132 kv Samnanger-Øystese BKK Nett 132 kv Stordal-Østerbø SFE Prod 132 kv Granvin-Bu BKK Nett 132 kv Askøy-Horsøy BKK Nett 132 kv Dale-Fosse-Kaldestad- Hodnaberg-Voss BKK Nett / Voss Energi Konsesjon under ankebehandling Konsesjonssøknad sendt des 2008 Konsesjonssøknad sendt i 2007/2009 Konsesjonssøknad sendes i 2011 Konsesjonssøknad sendt i 2010 Konsesjonssøknad forberedes A, B Ca A, B Ca A, B Ca A, B Ca A, B Ca A, B kv Dokken-Koengen BKK Nett Planlegging pågår A, B Ca kv Jordal-Koengen BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca kv Aldal-Frøland BKK Prod. Konsesjonssøkt i 2010 A, B Ca kv Setenesfjellet-Frøyset Fred. Olsen Renewable s Konsesjonssøknad sendt i 2006 (A), B 132 kv Brosviksåta-Frøyset SAE Vind Forhåndsmeldt (A), B 132 kv Dalsbotnfjellet-Frøyset Zephyr AS Forhåndsmeldt A), B 132 kv Sandøya-Frøyset/Mongstad SAE Vind Forhåndsmeldt (A), B 132 kv Ålvik/Kvam-Alsåker/Jondal BKK Nett Planlegging ikke påbegynt (A), B Tidligst 2016 Tidligst 2016 Tidligst 2016 Tidligst 2016 Ca Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

71 132 kv Hellandsfoss-Steinsland (Modalen) BKK Nett Planlegging pågår A, B Ca kv Myster/Hellandsfoss-Lavik BKK Nett Planlegging pågår (A), B 132 kv Fusa-Os BKK Nett / SKL Nett Planlegging ikke påbegynt Ikke sjekket med SKL Ca kv ledning til Tokagjelet? Planlegging ikke påbegynt (A), B kv Voss-Urdland EB Nett Planlegging ikke påbegynt A, B kv Granvin-Ulvik BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca kv Matre-Stordal BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca NYE KV LEDNINGSANLEGG 66 kv Stanavegen-Eitrheimsneset Odda Energi 66 kv Ringedalen-Åsen Statkraft Konsesjon gitt. Bygging ikke igangsatt. Avventer lastøkning på Boliden. Konsesjonssøknad sendt okt 2008 (A), (B)? (A), B kv Eidesfoss-Jukla-Mauranger Statnett Planlegging pågår A, B Ca kv Holmen-Kjønnagard 66 (60) kv Kollsnes/Mongstad- Troll A Holmen Kraft AS? Statoil? (A), B Kosesjonssøknad sendt i 2010 A, B Ca TRANSF.TILTAK MELLOM SENTRALNETT ( KV) OG REGIONALNETT ( KV) Økt 300 (420)/132 kv transf.kapasitet i Dale BKK Nett Planlegging pågår A, B Ca Planlegging pågår. Økt 300 (420)/132 kv BKK Nett Konsesjonssøknad sendt des. transf.kapasitet i Samnanger 2008 A, B Ca Økt 300/132 kv transf.kapasitet i Planlegging pågår. Konsesjon BKK Nett Evanger gitt i A, B Ca Ny 420(300)/132 kv transformering i Steinsland BKK Nett Planlegging pågår A, B Ca Ny 420/132 kv stasjon i Matre BKK Nett Planlegging pågår. Konsesjonssøknad sendt med A, B Ca Modalen-Mongstad Ny 420/132 kv stasjon i Frøyset BKK Nett Planlegging pågår. Konsesjonssøknad sendt med Modalen-Mongstad A, B Ca Ny 300 (420) / 132 kv stasjon i Mongstad Økt 300/66 kv transf.kapasitet Åsen/Tyssedal BKK Nett Odda Energi Planlegging pågår. Konsesjonssøkt sammen med Mongstad-Kollsnes Planlegging pågår. Løsning ikke valgt. A, B Ca A, B - - Ny 420/66 kv transf. i Sima Statnett Planlegging ikke påbegynt A, B - - Ny 300/132 kv transformering i Dolvik BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

72 TRANSF.TILTAK MELLOM 132 OG 50 KV Økt ytelse T3 (132/50 kv) Voss Voss Energi Planlegging ikke påbegynt A, B - 15 tr.st. TILTAK I INDUSTRI- OG PRODUKSJONSANLEGG Rehabilitering av Matre H BKK Prod. Planlegging pågår A, B 132/22 kv transf. i Vemundsbotn BKK Prod. Planlegging pågår A, B Ny 45/10 kv transformator T1 i Fosse BKK Prod. Planlegging pågår A, B TRANSFORMERINGSTILTAK MOT DISTRIBUSJONSNETTET Ny 132/11 kv transf.stasjon på Espehaugen/Liland BKK Nett Planlegging pågår A, B Ca Ny Hammersland transf.stasjon 132/22 kv BKK Nett Planlegging pågår A, B Ca /22 kv transformering i Røldal Statnett Planlegging pågår A, B - - Ny 132/22 kv transf. i Samnanger BKK Nett Planlegging pågår A, B Ca Ny 132/50/22 kv trafo Kjønnagard Ny 132/22 kv transf.stasjon i Knarvik/Flatøy området Ny 132/22 kv transf.stasjon på Ostereidet/Tøsse Ny 132/22 kv transf.stasjon i Os kommune Ny 132/11 kv forsyning av Haukeland 132/22(11) kv transformering i Hylkje Ny 132/11 kv transformator i Salhusvegen Ny 132/11 kv transformering i Simonsvik Voss Energi Planlegging påbegynnes 2010 A, B - - BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B BKK Nett Planlegging pågår A, B Ca BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca Ny 132/11 kv transf. Dokken BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca Ny 132/50/11 kv transf. Bjørkelid Voss Energi Planlegging ikke påbegynt A, B - - Ny 132/50/22 kv transf. Bjørkelid Voss Energi Planlegging ikke påbegynt A, B Ny 132/22 kv transformator i Stordal Ny 132/22 kv transformator i Frøyset Ny 132/22 kv transformator T6 på Mongstad Ny 132/22 kv transformator T2 på Ågotnes Økt 132/22 kv transf.kapasitet i Lille Sotra BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

73 Ny 45/22 kv transformator på Kaldestad BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca Ny 300/22 kv transformering i Steinsland BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca Ny 132/22 kv transformator T2 i Askøy Ravnanger Energi Planlegging ikke påbegynt A, B Ca Ny 300/22 kv transformering i Lavik BKK Nett Planlegging ikke påbegynt A, B Ca ØVRIGE TILTAK 132/300 kv kabling av Breivik- Litlesotra BKK Nett Planlegging pågår A, B Usikkert Tabell 6.1: Tiltaksliste for utredningsområdet år Samfunnsøkonomiske beregninger Det er utført samfunnsøkonomiske beregninger for anlegg som kommer i den kategorien som må konsekvensutredes i forbindelse med en eventuell konsesjonssøknad. I praksis dreier dette seg om kraftledninger med driftsspenning over 132 kv eller kraftledninger med lengde over 20 km. Samfunnsøkonomien i de aktuelle prosjektene er omtalt i de respektive avsnittene i kapittel 6. Det er ikke beskrevet noe om samfunnsøkonomi i anlegg som allerede er konsesjonssøkt, her henvises det til aktuell konsesjonssøknad. Selv om dette er en utredning for regionalnettet i utredningsområde, er tiltak i sentralnettet også omtalt. Her der det imidlertid ikke utført samfunnsøkonomiske analyser da dette naturlig hører hjemme i utredningen for sentralnettet. Det er kun to tiltak i årets Kraftsystemutredning som kommer innenfor de nevnte kriteriene for beregning av samfunnsøkonomi: kv Dale-Voss - 66 kv Mauranger-Jukla-Eidesfossen 6.3 Nye kv ledningsanlegg I praksis bygges kun 420 kv ledninger i utredningsområdet (unntaket er Odda kommune) da konsesjonærene (BKK Nett og Statnett) har en langsiktig strategi å oppgradere hele 300 kv nettet til 420 kv. Det bygges derfor ingen flere anlegg med 300 kv merkespenning. For nye luftledninger er det ingen visuell forskjell og heller ingen kostnadsforskjell mellom 300 kv og 420 kv master. For kabler og stasjonsanlegg vil 420 kv materiell ha kraftigere dimensjoner og en noe høyere kostnad. Figur 6.1 viser alle planlagte nye 420 kv ledninger i utredningsområdet. (Lyseblått angir nye traséer, mørkeblått betyr ombygging i eksisterende 300 kv traséer.) Vi gjør oppmerksom på at de nye ledningstraséene ikke er nøyaktig inntegnet. For noen av anleggene er heller ikke endelig trasé fastlagt. Vi henviser til meldinger og konsesjonssøknader for mer nøyaktige trasébeskrivelser. Hvert ledningsanlegg er nærmere omtalt i teksten nedenfor. 72 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

74 3 2 1 Figur 6.1: Planlagte nye 420 kv ledninger i utredningsområdet. Lyseblått = nybygg. Mørkeblått = bruk av eksisterende 300 kv trasèer. 420 kv Sima-Samnanger (1) Denne er under bygging og ferdigstilles i kv Mongstad-Kollsnes (2) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Forbindelsen består av både luftledning og sjøkabel. Det legges i første omgang ett sett sjøkabler med overføringsevne 1500 A, men alt tilrettelegges for en framtidig utvidelse til dobbelt sett sjøkabler slik at total overføringsevne på sikt vil være 3000 A. Det bygges en ny 300 kv transformatorstasjon på Mongstad med en 300 MVA 300/132 kv transformator. Alle anleggene bygges for 420 kv. Transformatoren bestilles omkoblbar kv. 300 kv Modalen-Mongstad (3) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny forbindelse, hovedsakelig luftledning, fra Modalen via Matre og Frøyset til Mongstad. Mellom Matre og Frøyset benyttes dagens 132 kv trasé, mens Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

75 resten av ledningen går i ny trasé. Det etableres 300/132 kv transformering i Matre og i Frøyset. Alle anleggene bygges for 420 kv. Transformatorene bestilles omkoblbare kv. Dagens 132 kv ledning Matre-Frøyset-Mongstad blir revet som følge av dette tiltaket. Rehabilitering av 300 kv ledninger Begrunnelse: Alder og tilstand tilsier behov for fornying av en rekke 300 kv ledninger. I tillegg er det ønskelig å øke overføringskapasiteten, samt å tilrettelegge for overgang til 420 kv. Beskrivelse av tiltaket: Følgende 300 kv ledninger må ombygges/oppgraderes: kv Modalen-Evanger oppgraderes kv Evanger-Samnanger ombygges kv Evanger-Dale ombygges kv Dale-Arna ombygges kv Arna-Fana oppgraderes kv Fana-Samnanger oppgraderes kv Mauranger-Samnanger ombygges kv Fana-Dolvik oppgraderes Planen er å dimensjonere de nye ledningene for 420 kv driftsspenning og med større overføringsevne (tverrsnitt) enn dagens ledninger. De ombygde ledningene bygges i eksisterende traséer, og på grunn av lange byggetider vil dette medføre store utfordringer for nettdriften. Tidsplanen for ombygging må nøye koordineres, og det er nærmest påkrevd at nye nettforsterkninger (420 kv Sima-Samnanger og 300 kv Modalen- Mongstad-Kollsnes) er på plass før alle 300 kv ledningene kan bygges om. 74 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

76 6.4 Nye 132 kv ledningsanlegg Konsesjonærene har til sammen 17 planlagte 132 kv ledningstiltak i utredningsområdet. Disse er vist på kart på figur 6.2 og nærmere omtalt nedenfor Figur 6.2: Planlagte nye 132 kv ledninger i utredningsområdet 132 kv Granvin Voss (1) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen bygges om til 132 kv ledning med tverrsnitt FeAl 240, fortrinnsvis i samme trasé som i dag. 132 kv bryteranlegget i Voss må utvides. I Granvin må det etableres en 132/45 kv transformator. 132 kv Samnanger-Øystese (2) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 132 kv ledning Samnanger Norheimsund Øystese med tverrsnitt FeAl 240. I forbindelse med byggingen av 420 kv Sima-Samnanger, er Statnett bedt om å søke konsesjon for en 420/132 kv transformatorstasjon i Øysteseområdet. Hvis denne stasjonen Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

77 bygges vil fornying av Samnanger Øystese blir overflødig og eksisterende luftledning Samnanger - Norheimsund kan rives. 132 kv kraftledning Stordal-Østerbø (3) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en 132 kv ledning fra Østerbø til Stordal, hvor den kobles til eksisterende 132 kv anlegg. I forbindelse med dette tiltaket bygges det en 132/22 kv transformator i Østerbø mot det lokale distribusjonsnettet, dette for å kunne mate ut produksjon fra planlagte småkraftenheter langs Sognefjorden. 132 kv Granvin Bu (4) Begrunnelse: Alder og tilstand på kraftledningen. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen bygges om til 132 kv ledning med tverrsnitt FeAl 240, fortrinnsvis i samme trasé som i dag. Ledningen drives på 50 kv inntil videre. 132 kv Askøy-Horsøy (5) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en 132 kv luftledning/kabelforbindelse fra Askøy transformatorstasjon til Horsøy, hvor det bygges en 132/22 kv transformatorstasjon. 132 kv Dale-Fosse-Kaldestad-Hodnaberg-Voss (6) Begrunnelse: Alder og tilstand tilsier behov for rehabilitering av 50 kv ledningene Dale-Fosse, Fosse-Kaldestad, Kaldestad-Hodnaberg og Hodnaberg-Voss Beskrivelse av tiltaket: Forsterkning/ombygging av 50 kv ledningene mellom Dale og Voss. Ledningene bygges for 132 kv, men driftes inntil videre med 50 kv. Før ledningene kan driftes på 132 kv må følgende tiltak utføres: - utskifting av aggregattransformator i Fosse - utskifting av apparatanlegg og aggregattransformator i Kaldestad - utskifting av apparatanlegg og transformatorer i Hodnaberg - vurdere økt 132/50 kv transformatorkapasitet i Voss. Samfunnsøkonomi: Utbyggingen har en stor positiv nåverdi grunnet verdien av nåværende kraftproduksjon i Bergsdalen hvor store deler antas å bli innestengt ved ledningsfeil/-havari dersom dagens nett skal beholdes. Nåverdi Mill kr Investeringskostnader -130,0 Drift- og vedlikeholdskostnader 16,3 Nettap 0,0 Innestengt produksjon 729,7 SUM 616,0 Tabell 6.2: Samfunnsøkonomisk beregning av 132 kv kraftledning Dale-Voss 76 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

78 132 kv Jordal-Koengen-Dokken (7) Begrunnelse: Dagens 45 kv anlegg som forsynes fra Jordal begynner å bli modne for utskifting. Som en helhetlig løsning på forsyningen til Bergen er det ønskelig å erstatte 45 kv nettet under Jordal med en ny gjennomgående 132 kv forbindelse mellom Jordal og Dokken. Dette gir en ny sterk innmating inn til sentrale Bergen, noe som er ønskelig med hensyn på framtidig forbruksøkning i området. Beskrivelse av tiltaket: Første byggetrinn er å legge en kabel Dokken Koengen. Usikker tilstand på dagens 45 kv kabler til Koengen, begrenset transformatorkapasitet i Koengen, og planlagt forbruksøkning under Koengen, blant annet landstrøm til skip, gjør det ønskelig å komme i gang med dette byggetrinnet. Det planlegges 2 nye 132 kv bryterfelt i Dokken, og en ny 132/11 kv 25 MVA transformator i Koengen. Tiltaket omfatter også nytt 11kV-bryteranlegg hvor det tas høyde for behovet for nye 11kV-avganger for fremføring av kabler til omformeranlegg for landstrøm til skip. Andre byggetrinn blir å bygge forbindelsen videre mellom Jordal og Koengen, trolig som luftledning mellom Jordal og Sandviken (bruke eksisterende 45 kv trasé) og kabel mellom Sandviken og Koengen. Det må etableres nok 132/11 kv transformeringskapasitet i Jordal/Eidsvåg og i Koengen og tilstrekkelig forsterkning av 11 kv nettet. Dersom disse tiltakene utføres, er det ikke behov for en 132/11 kv transformatorstasjon i Sandviken-området. Dagens 45 kv anlegg i Jordal, Eidsvåg, Hellen og Sandviken og Koengen kan saneres som følge av dette tiltaket. Det samme gjelder 45 kv ledningene Ravneberget-Sandviken, Jordal-Hellen og Jordal- Sandviken. (Sistnevnte trasé blir trolig brukt til 132 kv ledningen.) 132 kv Aldal Frøland (8) Begrunnelse: Se konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: 132 kv kraftledning bygges fra Aldal til Frøland og tilkobles eksisterende T- avgrening i Frøland. Eksisterende luftledning Frøland-Samnanger må oppgraderes til større tverrsnitt. Dagens 45 kv anlegg i Frøland legges ned, inklusivt nedtransformering til 22 kv nettet. Dersom dette tiltaket gjennomføres må det etableres ny 132/22 kv transformering i Samnanger transformatorstasjon. 132 kv luftledninger til Frøyset i forbindelse med vindkraftverk i Gulen (9) Begrunnelse: Fire store vindparker er planlagt i Gulen kommune med installert effekt på til sammen 455 MW. Disse er vist i tabellen nedenfor og plottet inn på kartet på figur 6.2. Frøyset er det naturlige nettilknytningspunktet for vindparkene, men det er mulig at Sandøya vindpark kan knyttes mot Mongstad på eksisterende 132 kv luftledning/sjøkabler som får ledig kapasitet dersom 420 kv ledningen Modalen-Mongstad bygges. Sted for vindpark Tiltakshaver Nettilknytning Inst. effekt Merknad / Status (MW) Setenesfjellet Fred Olsen Frøyset 50 Konsesjonssøkt i 2006 Renewables AS Brosviksåta Statkraft Agder Frøyset 105 Meldt i Kons.søkes i Energi Vind Dalsbotnfjellet Zephyr AS Frøyset 150 Meldt i april 2011 Sandøya Statkraft Agder Energi Vind Frøyset/ Mongstad Tabell 6.3: planlagte vindparker i Gulen kommune 150 Meldt i april 2011 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

79 Beskrivelse av tiltaket: Det må bygges 132 kv ledninger fra vindparkene til Frøyset. En samlet plan som tar hensyn til alle vindparkene er under utarbeiding. I dette arbeidet utelukkes ikke 420 kv luftledninger som et mulig alternativ. Flere store vindparker er også planlagt på nordsiden av Sognefjorden, i utredningsområdet til Sogn og Fjordane Energiverk. Det er mulig at nettilknytning for noen av disse blir mot Frøyset. I arbeidet med å lage en samlet nettilknytningsplan inngår også en vurdering av om disse bør mates mot Frøyset eller nordover mot Moskog eller Grov. En konsulent utfører arbeidet med å lage en samlet nettplan, men BKK Nett, SFE Nett og flere av vindparkutbyggerne deltar i dette arbeidet. 132 kv Ålvik/Kvam Alsåker/Jondal (10) Begrunnelse: Nettilknytning for småkraftverk i deler av Ullensvang og Jondal kommune. Det er mange planer og stort potensial for småkraftverk men liten nettkapasitet i området. Beskrivelse av tiltaket: Anlegget er tenkt bygget som sjøkabel over Hardangerfjorden og med luftledning i begge ender. I tillegg må det etableres en 132/22 kv transformatorstasjon i Alsåker/Jondal. 132 kv Hellandsfoss - Steinsland (Modalen) (11) Begrunnelse: Øke nettkapasiteten ut fra Myster og Hellandsfoss med tanke på realisering av planlagte småkraftprosjekter i Vaksdal Nord og Modalen. Dagens 132 kv ledning Myster-Dale har ikke nok kapasitet til de nye småkraftprosjektene i tillegg til dagens vannkraftproduksjon. Dessuten begynner dagens 132 kv ledning Myster-Dale å bli moden for utskifting. Det er noe kortere og billigere å bygge en ny 132 kv ledning fra Hellandsfoss til Steinsland eller Modalen enn å bygge en ny ledning fra Myster til Dale. Beskrivelse av tiltaket: Det planlegges en ny 132 kv ledning fra Hellandsfoss til Steinsland eller Modalen. I Steinsland eller Modalen må det etableres 300/132 kv transformering. I tillegg planlegges det å etablere 132/22 kv transformering i Myster, Hellandsfoss og i Steinsland/Modalen for å kunne knytte til seg planlagte småkraftverk. 132 kv Myster/Helandsfoss-Lavik (12) Begrunnelse: Dersom all planlagt kraftproduksjon i Eksingedalen realiseres, er det for mye til å kunne overføres på 22 kv nettet mot Myster. En mulig løsning er å bygge en T-avgrening fra 132 kv ledningen Myster-Hellandsfoss til Lavik i Eksingedalen med nedtransformering til 22 kv i Lavikområdet. En annen mulighet er å etablere 300/22 kv transformering i Lavik, se kapittel 6.8. Det pågår utredningsarbeid for nettløsning i Eksingedalen og endelig løsning er ennå ikke valgt. Beskrivelse av tiltaket: 132 kv ledning Myster/Hellandsfoss-Lavik med 132/22 kv transformering i Lavik. 132 kv Fusa - Os (13) Begrunnelse: Det er planlagt stor mengder småkraftproduksjon i Fusa. SKL vurderer å føre denne produksjonen ut til Os. Alternative løsninger er å forsterke 66 kv nettet til Stord, eller å bygge en 78 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

80 66 kv eller 132 kv forbindelse til Samnanger. Den billigste og systemteknisk beste løsningen er å bygge en 132 kv forbindelse fra Fusa til Os. Beskrivelse av tiltaket: 132 kv sjøkabel/luftledning fra Fusa transformatorstasjon til Os transformatorstasjon. Det må etableres en 132/66 kv transformator i Fusa. 132 kv ledning til Tokagjelet kraftverk (14) Begrunnelse: Nettilknytning til Tokagjelet kraftverk (Kvam kommune) Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Det bør bygges en 132 kv ledning til Norheimsund, alternativt kan kraftverket tilknyttes 132 kv ledningen Samnanger-Norheimsund dersom det ikke etableres 420/132 kv transformering i Øystese. 132 kv Voss tr.st Urdland (15) Begrunnelse: Alder på ledning + nettilknytning til Holmen kraftverk i Voss kommune. Beskrivelse av tiltaket: Eksisterende 50 kv ledning erstattes med 132 kv ledning. 132 kv Granvin Ulvik (16) Begrunnelse: Det er stort potensial og mange planer om ny kraftproduksjon som medfører behov for oppgradering av transformeringen i Ulvik. I den forbindelse bør luftledningen drives med 132 kv som den er bygget for i dag. Beskrivelse av tiltaket: Det må etableres en ny 132/22 kv transformator i Ulvik, samt 132 kv koblingsanlegg for ledningen i begge stasjonene. 132 kv Matre Stordal (17) Begrunnelse: Det er stort potensial og mange planer om ny kraftproduksjon som medfører økt overføringsbehov på denne forbindelsen. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen må enten temperaturoppgraderes til 80 grader linetemperatur eller strømførende liner må byttes til FeAl 240. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

81 6.5 Nye kv ledningsanlegg Planlagte kv ledningsanlegg i utredningsområdet er vist på kart på figur 6.3 og nærmere omtalt nedenfor. NVE ønsker at man omtaler konsekvensen av å bygge planlagte kv ledningsanlegg med 145 kv merkespenning. Dette blir gjort for de enkelte anleggene nedenfor Figur 6.3: Planlagte nye kv ledninger i utredningsområdet 66 kv Stanavegen-Eitrheimsneset (1) Begrunnelse: En økning i forbruket ved industribedriften Boliden Odda AS vil gjøre det nødvendig å styrke forsyningen til området. Beskrivelse av tiltaket: En 66 kv sjøkabel legges mellom Eitrheimsneset og Stanavegen. Tyssefaldene har konsesjon for utbyggingen, og tiltaket vil bli gjennomført dersom den signaliserte forbruksøkningen ved Boliden blir realisert. Konsekvens av å bygge med 145 kv merkespenning: Det øvrige regionalnettet i Odda driftes på 66 kv og det synes lite sannsynlig, per i dag, å knytte dette nettet opp mot et 145 kv nett. 80 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

82 66 kv Ringedalen-Åsen (2) Begrunnelse: Nettilknytning for Statkrafts planlagte Ringedalen kraftverk. Beskrivelse av tiltaket: En 66 kv kabel planlegges lagt i vei fra Ringedalen kraftverk til Åsen transformatorstasjon. Det må bygges et 66 kv koblingsanlegg i Åsen. Konsekvens av å bygge med 145 kv merkespenning: Det øvrige regionalnettet i Odda driftes på 66 kv og det synes lite sannsynlig, per i dag, å knytte dette nettet opp mot et 145 kv nett. 66 kv Eidefoss-Jukla-Mauranger (3) Begrunnelse: For å kunne ta imot innmeldt/planlagt ny lokal kraftproduksjon tilkoblet distribusjonsnettet. Beskrivelse av tiltaket: Det må installeres ny transformator 66/22 kv i Eidefoss på ca. 70 MVA. 66 kv linjen mellom Eidefoss og Jukla (eies av Statnett) må oppgraderes fra FeAl 50 til FeAl 150. Den videre linjen til Mauranger må oppgraderes fra FeAl 95 til FeAl 240. Tiltaket forutsetter at eksisterende 70 MVA 300/66/22 kv transformatoren i Mauranger skiftes ut til en 300/66 kv transformator på ca. 200 MVA og at det installeres en 66/22 kv transformator på 50 MVA. Samfunnsøkonomi: Tiltaket er beregnet å ha en positiv samfunnsøkonomi på ca. 200 mill. kr [14]. Det største bidraget kommer fra realisert lokal kraftproduksjon. Konsekvens av å bygge med 145 kv merkespenning: Ledningen Eidefoss-Jukla-Mauranger er en radial og ikke koblet opp mot øvrig 66 kv nett. Det vil være tilleggskostnader knyttet til bygging for 145 kv, men tilleggskostnadene vil være relativt små i dette tilfellet da det ikke omfatter andre nett (kun transformatorer og apparatanlegg i Jukla). Men gevinstene i form av økt overføringskapasitet og lavere nettap er trolig ikke nok til å forsvare tilleggskostnadene med bygging for 145 kv. Bygging for 145 kv må eventuelt forsvares av standardiseringsårsaker. 50 kv Holmen Kjønnagard (4) Begrunnelse: Nettilknytning til Holmen kraftverk i Voss kommune. Beskrivelse av tiltaket: Det må bygges en ny 50 kv ledning fra Holmen til Kjønnagard, samt drifte 22 kv ledningen fra Kjønnagard til Urdland på 50 kv (den er bygget for 132 kv). Konsekvens av å bygge med 145 kv merkespenning: Utredningsansvarlig ønsker at denne ledningen bygges med 145 kv merkespenning (ref. de tekniske forutsetningene i kapittel 3.3). Kostnadene til ledning og transformatorstasjon blir litt høyere, men til gjengjeld kan man på sikt drive hele ledningen Voss-Urdland-Kjønnagard-Holmen på 132 kv, og med økt overføringskapasitet og lavere nettap i forhold til med drift på 50 kv. På sikt vil man også redusere/fjerne kostnadene knyttet til 132/45 kv transformering i denne regionen. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

83 66 (60) kv Kollsnes/(Mongstad)- Troll A (5) Begrunnelse: Se konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det legges en 66 kv AC kabel fra enten Kollsnes eller Mongstad og ut til Troll A plattformen. Det må også installeres en ny 132/66 kv transformator på Kollsnes eller Mongstad. Kapasitet 30 MW. I tillegg legges det to 60 kv DC kabler hver med kapasitet 56 MW fra Kollsnes eller Mongstad og ut til Troll A plattformen. Det må også etableres et nytt likeretteranlegg på land. Konsekvens av å bygge med 145 kv merkespenning: AC-kabelen er en radial ut til en offshoreinstallasjon, som ikke vil bli tilkoblet øvrig landnett. 66 kv er valgt som et kostnadsoptimalt spenningsnivå på denne aktuelle offshorekabelen. 6.6 Transformeringstiltak mellom sentralnett og regionalnett Noen 300/132 kv transformeringstiltak er omtalt i kapittel Her omtales kun de transformeringstiltakene som ikke allerede har blitt omtalt. Økt 300/132 kv transformatorkapasitet i Dale Begrunnelse: Alder og tilstand på dagens 300/132 kv transformator tilsier behov for utskifting. Beskrivelse av tiltaket: Transformatoren byttes ut til en ny. Den nye transformatoren blir omkoblbar til 420 kv. Økt 300/132 kv transformatorkapasitet i Samnanger Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Dagens 150 MVA transformator skiftes ut til en 300 MVA transformator. Transformatoren blir omkoblbar til 420 kv. 150 MVA transformatoren flyttes muligens til Evanger. Økt 300/132 kv transformatorkapasitet i Evanger Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Dagens 50 MVA transformator skiftes ut. Man bruker muligens den frigjorte 150 MVA transformator fra Samnanger. I tillegg kjøpes en ny 300/22 kv transformator (ca 100 MVA, omkoblbar til 420 kv). Økt 300/66 kv transformatorkapasitet i Åsen/Tyssedal Begrunnelse: Planlagt ny småkraftproduksjon, samt planlagt bygging av Ringedalen kraftverk, gjør at dagens transformatorkapasitet i Åsen blir for liten. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke bestemt. 82 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

84 Ny 420/66 kv transformator i Sima Begrunnelse: På grunn av planlagt ny småproduksjon under 66 kv nettet tilknyttet Sima, er det nødvendig å øke transformatorkapasiteten ut fra 66 kv nettet. Beskrivelse av tiltaket: Dagens 66/13 kv transformator (30 MVA) erstattes av en ny 420/66 kv transformator. Transformatoren bør være omkoblbar kv slik at man tilrettelegger for framtidig fornying av nettet mellom Bu og Sima til 132 kv. Ny 300/132 kv transformering i Dolvik Begrunnelse: Planlagt økning i forbruket i Fanaringen (stasjonene Rå, Dolvik og Skjold) gjør at N-1 grensen på 132 kv kablene ut fra Fana vil bli overskredet. Løsningen er å etablere en ny 132 kv innmating til området. Den beste og billigste løsningen ser ut til å være å etablere en 300/132 kv transformering ved Dolvik transformatorstasjon. Beskrivelse av tiltaket: Det etableres en 300/132 kv transformering under 300 kv ledningen Fana- Litlesotra ved Dolvik, tilknyttet ledningen som en T-avgrening. Det legges en 132 kv kabel fra transformatoren og inn til Dolvik transformatorstasjon (noen hundre meter). 6.7 Transformeringstiltak mellom 132 kv og 50 kv Økt ytelse T3 (132/50 kv) Voss tr.st. Begrunnelse: Omlegging av linje Granvin Voss til fra 50 kv til 132 kv gir mindre innmating på 50 kv nivå. Likedan for innmating fra Hodnaberg. T3 vil da mate Bjørkelid tr.st. og Voss-Urdland- Mjølfjell uten innmating på 50 kv nivå. Beskrivelse av tiltaket: Ny transformator med større ytelse enn dagens 30 MVA. Løsning ikke avklart. 6.8 Tiltak i industri- og produksjonsanlegg Rehabilitering av Matre H Begrunnelse: Alder og tilstand Beskrivelse av tiltaket: Dagens tre aggregat erstattes av ett stort aggregat (ca 120 MVA) og ett lite (ca 35 MVA). 132/22 kv transformering i Vemundsbotn Begrunnelse: Til forsyning av BKK Produksjons planlagte 10 MW pumpe ved Storavatnet. Beskrivelse av tiltaket: Planen er å installere en 10 MVA 132/22 kv transformator i Vemundsbotn, med en 132/22 kv ledning videre til pumpen. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

85 Ny 45/10 kv transformator T1 i Fosse Begrunnelse: Alder og tilstand på eksisterende transformator T1. Beskrivelse av tiltaket: Eksisterende transformator T1 skiftes ut med ny. Transformatoren bør bestilles omkoblbar kv pga. fremtidig overgang til 132 kv i Bergsdalen. 6.9 Transformeringstiltak mot distribusjonsnettet Her omtales kun rene transformeringstiltak mot distribusjonsnettet som ikke allerede har blitt omtalt i tidligere kapitler. Ny 132/11 kv transformatorstasjon på Espehaugen/Liland Begrunnelse: Planlagt utbygging av store nærings- og boligarealer gjør det nødvendig å bygge en ny transformatorstasjon på Espehaugen eller Liland. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny transformatorstasjon (valg av egnet beliggenhet pågår), som tilknyttes dagens 132 kv kabler mellom Fana og Dolvik ved å sløyfe ett av kabelsettene innom den nye stasjonen. Ny 132/22 kv Hammersland transformatorstasjon Begrunnelse: Alder og tilstand på utstyr tilsier at stasjonen må fornyes. Planlagt utbygging i området gjør det ønskelig å flytte stasjonen til en ny tomt. Beskrivelse av tiltaket: Dagens 45 kv kraftledning Litlesotra-Hammersland er bygget for 132 kv. Det bygges en ny enkel 132/22 kv transformatorstasjon ved siden av eksisterende stasjon. Ny 300/22 kv transformering i Røldal Begrunnelse: Som følge av ønske om tilknytning av ny produksjon i distribusjonsnettet, er det nødvendig å etablere transformatorkapasitet mot 300 kv nettet for å kunne mate ut den nye kraften. Beskrivelse av tiltaket: 110 MVA 300/22kV transformator på Lynghammar, samt utviding av 22kV koblingsanlegg i Lynghammar (inne i eksisterende anlegg). I tillegg må det utføres en del investeringer i 22 kv nettet fra Lynghammar mot Novle, Valldalen og Nesflaten. Ny 132/22 kv transformering i Samnanger Begrunnelse: For å styrke forsyningen til Vaksdal planlegges det å bygge en 22 kv ledning fra Samnanger kommune over til Vaksdal. Beskrivelse av tiltaket: Det etableres en ny 132/22 kv transformator i Samnanger. 132/50/11 kv transformatorstasjon Kjønnagard Begrunnelse: Økt lastuttak som følge av utbygging i Myrkdalen. Transformator i Urdland er fullastet og må avlastes med ny transformator nærmere Myrkdalen. 84 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

86 Beskrivelse av tiltaket: Driftsspenningen på ledningen Urdland-Kjønnagard økes til 50 kv. Ledningen er bygget for 132 kv, men driftes i dag på 22 kv. Videre planlegges det å bygge en 132/50/22 kv transformator i Kjønnagard. Treviklingstrafo eller trafo som er omkoblbar mellom 50 og 132 kv må vurderes da ledningen Urdland-Kjønnagard må driftes på 50 kv i første omgang. Har plass ved dagens Kjønnagard koplingsstasjon. Løsning ikke avklart. Ny 132/22 kv transformatorstasjon i Knarvik/Flatøy området Begrunnelse: Økning i forbruket gjør det nødvendig å styrke forsyningen til området. Beskrivelse av tiltaket: Det vurderes å etablere transformering (eks. kan Os T2 brukes) ved Hagelsundet bru, for å dekke behov til industribedriften Frank Mohn Flatøy AS. Dette vil evt. fristille kapasitet fra Meland til bruk i Knarvik området. Alternativet er å bygge ny stasjon nær Knarvik. Ny 132/22 kv transformatorstasjon på Ostereidet eller Tøsse Begrunnelse: To sett 22 kv ledninger mellom Seim og Tøsse (tilsammen nesten 50 km) er gamle og modne for utskifting. Det er ønskelig å bygge en ny transformatorstasjon i stedet for å bygge opp igjen de gamle ledningene. Dette gir bedre spenningsforhold i nettet, samt at det tilrettelegges for økt nettkapasitet slik at planlagt ny småkraftproduksjon kan realiseres. Beskrivelse av tiltaket: Tøsse og Ostereidet er pekt ut som to alternative plasseringer for en ny transformatorstasjon. Transformatorstasjonen blir bygd på en enkel og billig måte, tilknyttet overliggende 132 kv ledning som en T-avgrening. Ny 132/22 kv transformatorstasjon i Os kommune Begrunnelse: Lastøkning og forsyningssikkerhet i Os kommune. Beskrivelse av tiltaket: Det planlegges å etablere en 132/22 kv transformatorstasjon på Endelausmarka eller på Hamre, med tilknytning til den ene 132 kv ledningen Fana-Os som en T- avgrening. Ny 132/11 kv forsyning av Haukeland Begrunnelse: Alder og tilstand på 45 kv anlegget i Ravneberget gjør det ønskelig å legge ned hele anlegget. Ny forsyning av Haukeland må etableres. Beskrivelse av tiltaket: Valg av løsning er ikke avklart. Det kan enten plasseres 132/11 kv transformatorer i Haukeland eller i Ravneberget. Ny 132/22 kv transformering i Hylkje Begrunnelse: Økning i forbruket gjør det nødvendig å styrke forsyningen til området. Beskrivelse av tiltaket: Det planlegges å etablere transformering i Hylkje ved å legge 22 kv kraftledning til Salhusvegen om til 132 kv (som den er bygget for), samt å etablere 132/22 kv transformering i tilknytning til Hylkje koblingsstasjon. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

87 Ny 132/11 kv transformator i Salhusvegen Begrunnelse: Forbruksøkning i ytre deler av 11 kv nettet tilknyttet Midtbygda. Det er kostbart å utvide Midtbygda transformatorstasjon. Det er en bedre og billigere løsning å etablere en ny 132/11 kv transformator i Salhusvegen, som ligger geografisk nær den planlagte forbruksøkningen, og derfra legge en rekke 11 kv kabler tilbake i retning Midtbygda. En slik løsning vil også styrke 11 kv reserveforsyningen til Midtbygda og 22 kv reserveforsyningen til Salhusvegen (via 11/132/22 kv transformeringen i Salhusvegen). Beskrivelse av tiltaket: Det installeres en 50/25/25 MVA 132/22/11 kv transformator i Salhusvegen, alternativt bytte ut en av de eksisterende med en ny 132/22/11 kv transformator. Ny 132/11 kv transformering i Simonsvik Begrunnelse: Alder på utstyr gjør at 45 kv anleggene i Simonsvik bør legges ned. 45 kv kablene til Corus har allerede blitt tatt ut av drift som følge av nedleggelse av bedriften. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke endelig klar. Ny 132/11 kv transformering med 2 stk transformatorer må etableres. Når tiltaket er utført kan alle gjenværende 45 kv anlegg i Simonsvik og Loddefjord fjernes. Det kan være aktuelt å flytte Loddefjord T2 (132/45 kv) til Granvin. Ny 132/11 kv transformator i Dokken Begrunnelse: Økning i forbruket, blant annet spisslast til fjernvarme og eventuell landstrøm til skip, gjør det nødvendig å styrke forsyningen til området. Beskrivelse av tiltaket: Ny 132/11 kv transformator. Utvidelse av 132 kv bryteranlegg må koordineres med bygging av ny 132 kv kabel til Koengen. Ny 132/50/11 kv og ny 132/50/22 kv transformator i Bjørkelid Begrunnelse: Økning i forbruket gjør det nødvendig å styrke forsyningen til området. Ny småkraftproduksjon i nettet endrer ikke på denne konklusjonen. Beskrivelse av tiltaket: Bjørkelid er i dag forsynt med 50 kv. 50 kv nettet kan på sikt bli erstattet med 132 kv. Må vurdere treviklingstrafo eller trafo som kan omkobles fra 50 til 132 kv. Løsning ikke avklart. Ny 132/22 kv transformator i Stordal Begrunnelse: For å kunne realisere nye produksjonsenheter i området. Dagens transformator fra generatorspenning til 22 kv nettet er for liten. Beskrivelse av tiltaket: En 132/22 kv transformator tilknyttes eksisterende 132 og 22 kv anlegg. Ny 132/22 kv transformator i Frøyset Begrunnelse: For å kunne realisere planer om ny kraftproduksjon i området er det behov for økt transformatorkapasitet i stasjonen. Beskrivelse av tiltaket: En ny 132/22 kv transformator med tilhørende koblingsanlegg må installeres. 86 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

88 Ny 132/22 kv transformator T6 på Mongstad Begrunnelse: Forbruksøkning i Lindås kommune gjør det nødvendig å øke transformatorkapasiteten. Beskrivelse av tiltaket: Mongstad T6 skiftes ut til en ny 31,5 MVA transformator. Ny 132/22 kv transformator T2 på Ågotnes Begrunnelse: Forbruksøkning i Fjell kommune gjør det nødvendig å øke transformatorkapasiteten på Ågotnes. Beskrivelse av tiltaket: Det etableres en ny 132/22 kv transformator T2 med tilhørende koblingsanlegg. Økt 132/22 kv transformatorkapasitet i Lille Sotra Begrunnelse: Forbruksøkning i Fjell kommune gjør det nødvendig å øke transformatorkapasiteten i Lille Sotra. Beskrivelse av tiltaket: Eksisterende transformator T2 (132/45 kv) kobles om til 132/22 kv. Dette må gjøres etter at Lille Sotra Hammersland har fått driftsspenning 132 kv. Ny 45/22 kv transformator på Kaldestad Begrunnelse: Det er stort potensiale for småkraftverk i området. I tillegg er det behov for å styrke distribusjonsnettet i Bergsdalen som i dag forsynes fra Dale. Beskrivelse av tiltaket: Etablere en ny 45/22 kv transformator med tilhørende koblingsanlegg i Kaldestad. Transformatoren bør bestilles omkoblbar 132/45 kv på grunn av fremtidig overgang til 132 kv i Bergsdalen. Ny 300/22 kv transformering i Steinsland Begrunnelse: Det er stort potensiale og mange planer for nye vannkraftverk i området. Disse vil mate inn i distribusjonssnettet og det er planlagt videre opptransformering i Steinsland. Beskrivelse av tiltaket: Det etableres en 300/22 kv transformator med tilhørende koblingsanlegg i Steinsland. På grunn av framtidig overgang til 420 kv bør transformatoren bestilles omkoblbar 420/300 kv. Ny 132/22 kv transformator T2 i Ravnanger Begrunnelse: Forbruksøkning i Askøy kommune gjør det nødvendig å øke transformatorkapasiteten i Ravnanger. Beskrivelse av tiltaket: Det etableres en ny 132/22 kv transformator T2 med tilhørende koblingsanlegg. Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

89 Ny 300/22 kv transformering i Lavik/Eksingedalen Begrunnelse: Dersom all planlagt kraftproduksjon i Eksingedalen realiseres, er det for mye til å kunne overføres på 22 kv nettet mot Myster. En mulig løsning er å etablere 300/22 kv transformering med nødvendig koblingsanlegg i Lavik-området. Dette vil eventuelt medføre behov for en mindre omlegging av 300 kv Modalen-Evanger som da må sløyfes innom den nye stasjonen. En annen mulighet er å etablere 132/22 kv transformering i Lavik og bygge en 132 kv luftledning som tilkobles 132 kv Myster-Hellandsfoss, se kapittel 6.3. Det pågår utredningsarbeid for nettløsning i Eksingedalen og endelig løsning er ennå ikke valgt. Beskrivelse av tiltaket: Det etableres en 300/22 kv transformator med tilhørende koblingsanlegg i Steinsland. På grunn av framtidig overgang til 420 kv bør transformatoren bestilles omkoblbar 420/300 kv Øvrige tiltak Kabling av 132 og 300 kv ledninger Breivik - Litlesotra Begrunnelse: Dersom det vedtas at ny Sotrabru skal bygges i ledningstrasèen for eksisterende ledning, må dobbelføringen med 132 kv og 300 kv luftledning over fjorden flyttes eller kables. Beskrivelse av tiltaket: BKK Nett har etter henvendelse fra Statnes vegvesen utredet kabling av dagens 132/300 kv luftledning mellom Breivik og Litlesotra. Systemmessig vil dette si at hele 132 kv Breivik-Litlesotra og 300 kv Fana-Litlesotra mellom Breivik og Litlesotra kables. 300 kv kabelen dimensjoneres for 420 kv Sanering av bestående anlegg Enkelte nyinvesteringer vil føre til at andre eksisterende anlegg blir overflødige og kan fjernes. Vanlig praksis er å fjerne visuelt synlige anlegg (kraftledninger) dersom disse blir overflødige. I utredningsperioden er det det mulig at følgende kraftledninger kan saneres, forutsatt at tiltakene beskrevet i kapitlene gjennomføres: 132 kv luftledning Dale-Ravneberget 132 kv luftledning Mongstad-Seim 45 kv luftledning Ravneberget-Sandviken 45 kv luftledning Jordal-Eidsvåg 45 kv luftledning Jordal-Hellen 132 kv luftledning Samnanger Norheimsund (avhengig av 420/132 kv transformering i Øystese) kv luftledning Breivik-Litlesotra I tillegg vil en rekke eldre ledninger erstattes av nye kraftledninger i omtrent samme trasé. Disse ble omtalt under de respektive tiltakene i kapittel Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

90 7 Litteraturreferanser [1] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Forskrift om energiutredninger [2] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Veileder for kraftsystemutredninger. NVE rapport nr [3] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Forskrift om beredskap i kraftforsyningen [4] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet [5] Norges Vassdrags- og energidirektorat Samfunnsøkonomisk analyse av energiprosjekter. Håndbok, [6] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat): NVE rapport : Utbyggingskostnader i hovedfordelings- og fordelingsnettet. Kostnadsnivå januar 1998 [8] BKK Nett AS Kraft- og transformatorstasjoner i BKK-området. Kortslutningsytelse på nytt 132 og 300 kv utstyr. Notat, [10] Statnett Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) [11] BKK Nett AS Belastning av transformatorer [12] Jøsok Prosjekt AS Fagrapport: Nettvurderinger Tyssefaldene. 2. rev [13] BKK Nett AS, SKL Nett AS, SFE Nett AS, Tafjord Kraftnett AS, Statnett SF Systemutredning av sentralnettet i Vestlandsregionen. Arbeidsgrupperapport, juni [14] Statnett SF US-notat Tilrettelegging for fornybar produksjon. Systemløsning Mauranger (Jondal og Kvinnherad). Forslag til forsterkningstiltak med samfunnsøkonomisk lønnsomhetsvurdering, november [16] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Beregning av potensial for små kraftverk i Norge. NVE rapport nr [18] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Mulighetsstudie for landbasert vindkraft 2015 og NVE rapport nr Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

91 8 Vedleggsliste Vedlegg 1 Vedlegg 2 Vedlegg 3 Vedlegg 4 Vedlegg 5 Vedlegg 6 Vedlegg 7 Vedlegg 8 Vedlegg 9 Kart over utredningsområdet Enlinjeskjema over kv nett i utredningsområdet Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Data for luftledning, kabler, transformatorer, generatorer, kompenseringsanlegg Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Småkraftverk i dagens nett Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Tilgjengelig produksjon i tunglast Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Kraftledninger og kabler med dårlig tilstand Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Forbruksprognoser Prognoser ny produksjonskapasitet Lastflytskjemaer Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) 90 Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger 2011

92 Vedlegg 1 Kart over utredningsområdet

93

94 Vedlegg 7 Forbruksprognoser

95 Effektprognose for BKK-området: Scenario forventet utvikling Målt Herav Prognose uprioritert Årlig Transformatorstasjon kv kl 09 (MW) (MW) vekst MW MW MW MW MW Alminnelig forsyning Askøy 22 41,2 0,5 1,8 % 42,3 45,5 49,7 54,3 59,4 Arnavågen 11 25,1 1,8 1,0 % 25,6 26,6 28,0 29,4 30,9 Bjørkelid 11 kv 11 11,8 0,3 0,0 % 11,9 11,9 11,9 11,9 11,9 Bjørkelid 22 kv 22 13,3 0,2 0,0 % 13,4 13,4 13,4 13,4 13,4 Breivik - alm. forsyning 11 25,9 1,1 1,0 % 26,4 27,5 28,9 30,4 31,9 Breivik - avgang Mathopen 22 13,8-1,0 % 14,1 14,6 15,4 16,2 17,0 Bu 22 8,7-0,0 % 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 Dale 22 18,9 0,8 0,0 % 19,1 19,1 19,1 19,1 19,1 Dale omformerstasjon 45 2,0-0,0 % 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 Dokken 11 42,5 1,0 1,0 % 43,4 45,1 47,4 49,8 52,4 Dolvik 11 65,8 2,4 1,0 % 67,1 69,8 73,4 77,2 81,1 Eidesfossen 22 4,7? 0,0 % 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 Eidsvåg 11 14,0 0,3 1,0 % 14,3 14,9 15,6 16,4 17,3 Evanger ,0 % Frøland 22 6,2-0,4 % 6,3 6,4 6,5 6,6 6,8 Frøyset 22 10,1 0,1 0,0 % 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 Fyllingsdalen 11 41,5 3,5 1,0 % 42,3 44,1 46,3 48,7 51,1 Granvin 22 4,0 0,1 0,0 % 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 Hammersland 22 20,0-1,3 % 20,5 21,5 23,0 24,5 26,2 Haukeland 11 47,3 13,0 1,0 % 48,3 50,2 52,8 55,5 58,3 Helldal 11 50,7 2,5 1,0 % 51,7 53,8 56,6 59,4 62,5 Hellen 11 14,9 2,3 1,0 % 15,2 15,8 16,6 17,5 18,4 Hodnaberg 22 0,8-0,0 % 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 Kartveit 22 20,0-0,7 % 20,3 20,9 21,7 22,4 23,2 Klyve 22 5,9-0,0 % 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 Koengen 11 34,1 3,2 1,0 % 34,8 36,2 38,0 40,0 42,0 Kollsnes - alm. forsyning 22 14,7-0,7 % 15,0 15,4 15,9 16,5 17,1 Litlesotra 22 47,0 1,8 1,3 % 48,1 50,6 54,0 57,6 61,5 Loddefjord 11 37,2 3,5 1,0 % 37,9 39,5 41,5 43,6 45,8 Matre 22 5,3-0,0 % 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 Meland 22 22,0-1,8 % 22,6 24,3 26,6 29,0 31,7 Merkesvik 22 6,0-1,8 % 6,2 6,6 7,2 7,9 8,7 Midtbygda 11 70,5 1,8 1,0 % 71,9 74,8 78,7 82,7 86,9 Mjølfjell omformerstasjon 45 1,6-0,0 % 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 Mongstad - alm. forsyning 22 30,0-1,1 % 30,6 32,0 33,8 35,7 37,7 Myster 22 1,3-0,0 % 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 Norheimsund 22 18,0 1,7 0,1 % 18,2 18,3 18,4 18,5 18,5 Os 7,5 kv 7,5 14,3 1,2 1,6 % 14,7 15,6 16,9 18,3 19,8 Os 22 kv 22 37,4 inkl. 1,6 % 38,4 40,9 44,3 47,9 51,9 Osterøy 22 17,0 0,2 0,7 % 17,3 17,8 18,4 19,1 19,7 Ravnanger 22 21,0-1,8 % 21,6 23,2 25,4 27,7 30,3 Rå 11 42,1 0,5 1,0 % 42,9 44,7 47,0 49,4 51,9 Salhusvegen 22 33,0 2,0 1,0 % 33,7 35,0 36,8 38,7 40,7 Sandviken 11 19,2 0,4 1,0 % 19,6 20,4 21,4 22,5 23,7 Seim 22 31,0 1,2 1,1 % 31,7 33,1 34,9 36,9 39,0 Sima 22 2,0? 0,0 % 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 Simonsvik 11 23,2 0,9 1,0 % 23,7 24,6 25,9 27,2 28,6 Simonsvik (tidl. Corus) 45 0,2-0,0 % 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 Skjold 11 30,1-1,0 % 30,7 32,0 33,6 35,3 37,1 Solheim 11 62,0 1,6 1,0 % 63,2 65,8 69,2 72,7 76,4 Steinsland 22 1,8-0,0 % 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 Stordal ,0 % Storetveit 11 55,3 0,8 1,0 % 56,4 58,7 61,7 64,8 68,2 Strømgaten 11 57,3 2,1 1,0 % 58,5 60,8 63,9 67,2 70,6 Tangeland 11 13,2-1,0 % 13,5 14,0 14,7 15,5 16,3 Ulvik 22 5,5 0,3 0,0 % 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 Urdland 22 10,2-0,0 % 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 Voss 22 21,6 0,8 0,0 % 21,8 21,8 21,8 21,8 21,8 Øystese 22 9,4 1,7 0,1 % 9,5 9,5 9,6 9,6 9,7 Ågotnes 22 20,0-1,3 % 20,5 21,5 23,0 24,5 26,2

96 Målt Herav Prognose uprioritert Årlig Transformatorstasjon kv kl 09 (MW) (MW) vekst MW MW MW MW MW Ekstra næringsutvikling Horsøy (Frank Mohn Askøy) ,0 14,0 18,0 18,0 Dokken (Spisslast fjernvarme) 11-25,0 25,0 25,0 25,0 Dolvik (Kokstad vest/espehaugen/lønn 11-11,6 17,8 19,1 20,4 Midtbygda (v/ Åsane senter) 11-10,5 22,9 22,9 22,9 Mongstad industriområde 22-9,6 25,6 41,6 57,6 Os - Endelausmarka 22-6,8 17,1 27,3 27,3 Os - Ådnadalen/Ådnamarka 22-5,7 11,5 11,5 11,5 Litlesotra (Straume) 22-2,0 4,6 4,6 4,6 Ågotnes 22-9,8 9,8 9,8 9,8 Petroleumsindustri Stureterminalen ,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 Kollsnes - gassbeh.terminalen ,3 278,0 278,0 255,0 239,0 241,0 Kollsnes - uttak til Troll A inkl. 90,0 142,0 190,0 190,0 190,0 Mongstad - raffineri ,0 71,0 81,0 86,0 86,0 86,0 Mongstad - Gjøa ,0 30,0 25,0 25,0 25,0 Mongstad - Co2-rens ,0 35,0 35,0 Kraftkrevende industri Bjølvefossen - Ålvik 132 4,9 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 SUM 1 702,8 55, , , , , ,4

97 Effektprognose for Odda-området: Scenario forventet utvikling Målt Herav Prognose uprioritert Årlig Transformatorstasjon kv kl 09 (MW) (MW) vekst MW MW MW MW MW Alminnelig forsyning Mågeli 22? 0,0 % 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 Boliden (Til Odda Energi) 12 3,2 0,0 % Odda 12 17,5 0,0 % 20,9 20,9 20,9 20,9 20,9 Odda, Næringsutvikl. tidl. Odda smve Sengjanes 12 2,6 0,0 % 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 Stanavegen (Til Skjeggedal pumpest 22A 2,6 0,0 % 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 Stanavegen (Til Hardanger Energi) 22B 5,4 0,0 % 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 Novle (Røldal) 22? 0,0 % 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 Kraftkrevende industri Boliden 12 87,8 95,2 107,6 107,6 107,6 107,6 Tinfoss Titan Iron 22 42,9 45,0 50,0 55,0 60,0 60,0 SUM 162,0 176,5 193,8 198,8 203,8 203,8

98 Vedlegg 8 Prognoser ny produksjonskapasitet

99 Nye produksjonsplaner i distribusjonsnettet Nye produksjonsplaner Sum eksisterende* prod. og nye planer Transformeringspunkt Inst. effekt (MW) Energi (GWh) Inst. effekt (MW) Energi (GWh) BKK-området: Alsåker Arnavågen Bjørkelid Bu Dale Eidesfossen Eksingedalen Evanger Frøyset Granvin Haugastøl Hellandsfoss Helldal Hodnaberg Kaldestad Kartveit Kjønnagard Klyve Kollsnes Matre Myster Norheimsund Ostereide Osterøy Rå Samnanger Sima Steinsland Stordal Ulvik Urdland Voss Østerbø Øystese Ågotnes SUM BKK-området Odda: Odda Mågeli Røldal Stanavegen SUM Odda-området SUM utredningsområdet *) All produksjon er referert framtidige transformeringspunkt i nettet

100 Vindkraftprosjekter. Kun meldte og søkte planer. *) Sted for vindpark Tiltakshaver Nettilknytning Inst. effekt (MW) Årlig prod. GWh Merknad / Status Ljøsøyna (Øygarden) SWAY Kollsnes Konsesjon gitt i 2009 Setenesfjellet (Gulen) Fred Olsen Renewables AS Frøyset Konsesjonssøkt i 2006 Brosviksåta (Gulen) Statkraft Agder Energi Vind Frøyset Meldt i Kons.søkes i Mjøs (Radøy) Mjøs vindpark AS Kartveit/Mongstad Meldt i 2009 Dalsbotnfjellet (Gulen Zephyr AS Frøyset Meldes i 2011 Sandøya (Gulen) Statkraft Agder Energi Vind Frøyset Meldes i 2011 SUM Ny stor vannkraft ( > 10 MW). Kun meldte og søkte planer. Navn Tiltakshaver Nettilknytning Inst. effekt (MW) Årlig prod. GWh Merknad / Status Ringedalen Statkraft Tyssedal Konsesjonssøkt i 2008 Østerbø BKK Produksjon Stordalen Konsesjonssøkt i 2007/2009/ Tillegg sendt Randalen BKK Produksjon Stordalen Konsesjonssøkt i 2007/2009 Tokagjel Fjellkraft AS Norheimsund Konsesjonssøkt i 2010 Herand /Trå Herand Kraft AS Jondal Konsesjonssøkt i 2010 Tverrelva/Muggåselva/ Skorve BKK Produksjon Evanger Meldt i alternativer. Holmen Holmen kraft AS Urdland Meldt i 2010 Øystese kraftverk Øystese Kraft AS Øystese Meldt i 2010 SUM BKK-området + Jondal Odda-området Rehabilitering eksisterende vannkraft Stasjon Tiltakshaver Nettilknytning Effektøkning (MW) Energiøkning (GWh) Merknad / Status Matre BKK Produksjon Matre Ferdigstilles innen Steinsland BKK Produksjon Modalen 20 - Planlegging pågår. Utføres i 2012/2013? Alt 1: Ny Frøland kraftverk. Alt 2: Aldal Frøland/Aldal BKK Produksjon Samnanger erstatter Frøland. Kons.søkt i SUM *) Avslåtte søknader og søknader trukket av tiltakshaver er fjernet fra listen.

101