Oslo Akershus og Østfold. Kraftsystemutredning Hovedrapport

Transkript

1 Oslo Akershus og Østfold Kraftsystemutredning Hovedrapport

2 Forord Kraftsystemutredningen dekker det regionale kraftnettet i fylkene Oslo, Akershus og Østfold. Nettet mates fra det riksdekkende sentralnettet og lokale produksjonsanlegg og overfører strøm til de ulike distribusjonsnettene. Strømnettet dimensjoneres ut fra det høyeste forbruket som kan oppstå hvert tiende år. For å følge utviklingen fra år til år temperaturkorrigeres den målte maksimaleffekten mot en dimensjonerende utetemperatur. Basert på befolkningsutvikling, større utbygginger ol lages prognoser for maksimaleffekten de neste 20 årene. Samarbeid om utvikling av regionalnettet skjer ved direkte kontakt med de ulike anleggseierne og ved innspill på fellesmøter i ifbm utredningsarbeidet. I Oslo, Akershus og Østfold var det ved inngangen på 2014 et samlet innbyggertall på litt under 1,5 millioner mennesker. Området er den del av Norge hvor befolkningen øker raskest. I 2013 økte befolkningen med nesten mennesker, hvor av i Oslo. I flge SSBs prognoser vil befolkningen øke med 0,5 til 1,0 millioner menneske innen Dette skyldes både flyttestrøm fra andre deler av Norge og stor innvandring fra andre land. Det meste av strømmen i timene med høyest forbruk leveres fra sentralnettet. Det som produseres innen utredningsområdet kommer i hovedsak fra produksjonsanlegg i Glomma. Ved maksimalt forbruk, er egendekningen kun syv prosent. Dette skyldes at produksjonsanleggene, som er basert på uregulert tilsig, har sin maksimale produksjon ved snøsmeltingen på våren. Oppvarming er i stor grad basert på elektrisitet. De siste årene har innslag av fjernvarme økt betraktelig og i 2013 ble det i Oslo produsert i overkant av 1,7 TWh. Andelen fjernvarme vil i fremtiden øke. Energien vil i stor grad komme fra bioenergi og avfall. Spesielt i Oslo er satsingen stor med en levering som er mer enn doblet de siste 10 årene. Oslo 28. mai 2014 Side 2

3 1 INNLEDNING BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN PROSESSEN FRA PLAN TIL VEDTAK FYLKER, KOMMUNER OG BEFOLKNING I UTREDNINGSOMRÅDET DELTAGERE I UTREDNINGSPROSESSEN SAMORDNING MOT TILGRENSENDE OMRÅDER SAMORDNING MOT KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER FORUTSETNINGER I UTREDNINGSOMRÅDET UTREDNINGENS AMBISJONSNIVÅ OG TIDSHORISONT MÅL OG KRAV FOR DET FREMTIDIGE KRAFTSYSTEM ØKONOMISKE FORUTSETNINGER TEKNISKE FORUTSETNINGER TEKNISKE OG ØKONOMISKE KRAV NÅR EKSTERNE ØNSKER KABLING AV KRAFTLEDNINGER SÆREGNE FORHOLD I OSLO OG AKERSHUS SÆREGNE FORHOLD I ØSTFOLD BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM ENERGISAMMENSETNING I UTREDNINGSOMRÅDET DRIFTSFORHOLD AV BETYDNING FOR UTNYTTELSEN AV DAGENS KRAFTSYSTEM ASKER OG BÆRUM OSLO ROMERIKE FOLLO ØSTFOLD OVERFØRINGSTARIFFER I OSLO, AKERSHUS OG ØSTFOLD LEVERINGSKVALITET LEVERINGSPÅLITELIGHET FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD BELASTNINGSDATA UTVIKLING AV ENERGIFORBRUK PROGNOSER FOR EFFEKT- OG ENERGIBALANSE NY ENERGI OG EFFEKT UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET LANGSIKTIG MÅL FOR UTVIKLING AV REGIONALNETTET SCENARIOER FOR UTVIKLING AV NY PRODUKSJON OG EFFEKTFORBRUK I OSLO, AKERSHUS OG ØSTFOLD REINVESTERINGER I OSLO, AKERSHUS OG ØSTFOLD UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET I ASKER & BÆRUM UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET I FOLLO UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET I OSLO UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET PÅ ROMERIKE UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET I ØSTFOLD Side 3

4 1 INNLEDNING Hafslund Nett har gjennomført kraftsystemutredning for regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold. Hafslund eier og drifter nesten alt kV regionalnett i utredningsområdet. Unntatt er en 50kV kraftlinje ved Halden, noen koblingsanlegg og enkeltstående komponenter i industribedrifter i Østfold og mot Jernbaneverket samt koblingsanlegg ved kraftstasjoner i Glomma. I det meste av Østfold eier lokale distribusjonsnettseiere selv 11-22kV koblingsanlegg i transformatorstasjonene. I Resten av området står Hafslund også som eier av denne delen av anlegget. Utredningen er utarbeidet iht. energilovens forskrift 3-3. For utvikling av regionalnettet vil kraftsystemutredningen være det styrende dokumentet. Utredningen er ment å dekke informasjonsbehovet mot planansvarlige for tilgrensende utredningsområder. Den regionale kraftsystemutredningen for planområdet omfatter strømnettet fra og med innmating fra sentralnettet med spenning kV, innmating fra kraftstasjoner i regionalnettet og frem til levering på11-22kv kabler og linjer mot distribusjonsnett. Tidshorisont for planen er 20 år. Oslo, Akershus og Østfold er det området i Norge med størst befolkningstetthet. Det finnes 11 byer i området; Oslo, Fredrikstad, Sarpsborg, Moss, Halden, Askim, Sandvika, Lillestrøm, Ski, Mysen og Drøbak. I tillegg er det flere bylignende områder som, Asker, Kolbotn, Ås, Son, Ørje ol. Til sammen bor det nesten 1,5 millioner mennesker i de tre fylkene, dvs. nesten hver tredje person i Norge. Befolkningen i Oslo, Akershus og Østfold økte med i nesten mennesker i 2011, mens den 2013 økte med Halvparten av økningen skjer i Oslo. Dette er den største befolkningsøkningen på ett år noen gang. Økningen skyldes både tilflytting fra andre deler av landet og en stor innvandring fra andre land. Side 4

5 Veksten forventes å fortsette. Størst prosentvis vekst, innen utredningsområdet, forventes på Romerike, i Follo og i deler av Oslo. Bortsett fra i byene forventes en lavere vekst i Østfold en i Oslo og Akershus. Iht. NVEs regulering gir strømbrudd inntektstap for nettselskapene. Størrelsen på inntektstapet er bestemt ut fra hvilke type kunder som blir rammet. Dette gjør at nettselskapene gode insentiver for å bygge ut og drifte nettet med tilfredsstillende leveringskvalitet. Leveringskvaliteten i ulike områder kan bli differensiert med hensyn til hvilke type kunder som er knyttet til de ulike nettområdene. Regionalnettet er opprinnelig bygget av flere ulike selskaper og til ulik tid. Oslo-nettet, som ble påbegynt i 1892, er det eldste. Akershusnettet er det nyeste. Østfold-nettet er i gjennomsnitt nyere en Oslo-nettet, men har enkeltkomponenter som er eldre enn i de andre nettene. Dette nettet har i flere områder mindre reserver, dvs. omkoblingsmuligheter, enn i de andre nettene. Det er kun i Østfold at industrien har betydning for utvikling av regionalnettet. I byer og tettsteder er handel og tjenester en vesentlig del av forbruket. Oslo, Akershus og Østfold er et klart underskuddsområde med hensyn til elektrisk effekt og energi. Kun syv prosent av effekten i den timen som har høyest belastning, dekkes av produksjon som ligger innenfor utredningsområdet. Resten må hentes fra sentralnettet. Dette gjøres via 13 sentralnettstasjoner hvor kraften transformeres til regionalnettets ulike spenningsnivåer og via 168 transformatorstasjoner mot distribusjonsnett og industri og seks omformerstasjoner mot Jernbaneverket. Fra transformatorstasjoner i regionalnettet transformeres kraften ned til distribusjonsnettet. Om lag fire femtedel av distribusjonsnettet er eid av Hafslund Nett. De største av de andre eierne av distribusjonsnett er Fortum, Energi 1 og Fredrikstad Energi Nett (FEN). Det er maksimaleffekten, dvs. den energien som leveres i en time på den dagen i året med størst forbruk, som er dimensjonerende for nettet. Energiforbruket har med andre ord liten betydning for investeringer i strømnettet. Side 5

6 I 2011 startet Statnett, i samarbeid med Hafslund, opp et prosjekt som er kalt «Nettplan Stor- Oslo» for å lage planer for utviklingen av sentralnettet frem til SSBs prognoser viser at befolkningen kan øke opptil en million innbyggere i perioden frem til En underrapport i Nettplan Stor-Oslo, som var ferdig sommeren 2011, så på utvikling av effekt og energibehov som følge av befolkningsøkningen og teknologisk utvikling i samme periode. En klar konklusjon er at effekt og energiforbruket ikke vil øke proporsjonalt med befolkningsøkningen. Dette skyldes først og fremst at nye byggeforskrifter gir lavere energiforbruk pr. m 2 ved nybygging og ved rehabilitering. I prognosene tas det også hensyn til effektøkning ved større utbredelse av elbiler, større transportbehov ved tog, trikk og T-bane samt større utbredelse av fjernvarme. Prognosen er laget med tre ulike scenarier for befolkningsutvikling og endring av forbruksmønster. Basis scenariet viser et økt effektbehov de neste årene med en utflating i midten av denne utredningsperioden for hele utredningsområdet sett under et. Effektbehovet vil imidlertid variere fra området til området. Transformatorstasjoner som mater mot områder med stor befolkningsvekst vil trolig oppleve en stor etterspørsel etter effekt, mens andre områder trolig vil oppleve en effektnedgang. Prognosene for effektutviklingen under de enkelte transformatorstasjonene er basert på en antatt prosentvis vekst for de forskjellige geografiske områdene, innspill fra lokale energiutredninger og innspill fra bedrifter og større utbygginger. Prognosen for de neste fem til ti år sammen med lastflytberegninger, viser at det er nødvendig å øke transformatorkapasitet fra sentralnettet mot flere av regionalnettene. Tilsvarende gjelder fra regionalnettet mot distribusjonsnettet. Det er også behov for forsterkning og reinvestering av regionalnetts linjer og kab- Side 6

7 ler i flere områder. Mest aktuelt er kabelnettet i Oslo, samt linjenettet i Vestby / Mosseområdet og området rundt Fredrikstad. I nettet rundt Sarpsborg og Fredrikstad har det vært nedgang i forbruket til industribedrifter. Dette har frigjort elektrisk effekt i topplasttimen og gjør at tidligere planer for utvikling av nettet utsettes noe. I Halden har Norske Skog planer om økning i produksjonskapasiteten og med det behov for mer effekt. Dette tas direkte ut fra Statnetts innføringsstasjon i Halden. Det har de siste årene kommet flere henvendelser om store effektuttak til datasentre, dvs. effektkrevende serverparker. Disse har behov for effekt i størrelsesorden noen MW til over 100MW. Eksisterende regionalnettet har få steder ledig kapasitet til slike effektuttak. Dette sammen med krav om full reserve gjør at prosjektene vil utløse behov for nye kraftledninger, kabler og transformatorstasjoner i regionalnettet. I enkelte tilfeller kan det også utløse tiltak i sentralnettet. Tilsvarende gjelder tilkobling av ny produksjon. Det pågår utredning for flere vindkraftparker i Østfold. Det planlegges også for økning av produksjonskapasiteten i noen av de store elvekraftverkene i Glomma. Begge typer tiltak kan utløse behov for forsterkninger eller behov for nye regionalnettsanlegg. For å bedre leveringskvaliteten, blir det fortløpende investert i relevern, overvåkings- og styringssystemer. Det blir videre installert jordspoler på transformatorstasjonenes nedspenningsside. Det siste gjøres for å redusere antallet kortvarige avbrudd i distribusjonsnettet og for å øke personsikkerhet rundt anlegg ved jordfeil. Tilsvarende investeres det i kondensatorbatterier for å bedre spenningskvaliteten og for å redusere de elektriske tapene i nettet. For å unngå kortvarige spenningsforstyrrelser i nettet installeres effektbrytere med synkronisert innkobling. Side 7

8 2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 2.1 Prosessen fra plan til vedtak Hafslund Nett eier og har anleggskonsesjon for nesten alle anlegg i regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold. Det er sluttkunder innenfor de tre fylkene er knyttet til Hafslunds distribusjonsnett, mens Fortum distribusjon, Fredrikstad Energi Nett og Energi1 har hhv , og kunder. Trøgstad, Rakkestad og Høland og Setskog har til sammen under kunder i sine distribusjonsnett. I april 2014 ble det avtalt at Haflund Nett kjøper Fortum distribusjon. Med det vil 90 prosent av sluttkundene være forsynt fra Hafslund Nett. Kraftsystemutredningen omfatter alle nettanlegg som krever anleggskonsesjon med vurdering av behovet for kapasitetsøkning, moderniseringer og fornyelser. Kapasitetsøkning baseres bl.a. på registrert og prognosert effektutvikling. Utover kjente utbyggingsprosjekter, brukes statistisk sentralbyrås (SSB) prognoser for befolkningsutvikling som viktig informasjon. Tidlig i planprosessen undersøkes det hvordan ulike alternativer kan løses teknisk for å øke kapasiteten, bedre spenningsforhold og ivareta god leveringssikkerhet. En anslår kostnader ved ulike tiltak, sjekker at de er tilpasset en langsiktig strategi og at de er fleksible overfor endringer i forutsetningene. Forholdet til sentralnettet, tilgrensede regionalnett og distribusjonsnett ivaretas normalt ved direkte kontakt med utredningsansvarlige og kontaktpersoner i de ulike selskapene. På grunnlag av dette foretas en detaljert vurdering av ulike trase- og Figuren viser områdekonsesjonærer i Oslo, Akershus og Østfold Side 8

9 transformeringsalternativer mht. kostnader og konsekvenser. Det foretas kostnads- og nyttevurderinger ut fra samfunnsøkonomiske og bedriftsøkonomiske kriterier. Som hovedregel velges det alternativ som gir høyest bedriftsøkonomisk lønnsomhet. 2.2 Fylker, kommuner og befolkning i utredningsområdet I utredningsområdet inngår de tre fylkene Oslo, Akershus og Østfold fylker med til sammen 40 kommuner og med en befolkning på i underkant av 1.5 millioner mennesker. Hafslund har sluttkundene i Oslo, Asker & Bærum og alle kommunene på Romerike. Unntatt er Høland i Aurskog-Høland kommune som er drevet av Høland og Setskog Elverk. I Follo har Hafslund kundene i fire av syv kommuner, og Energi 1 leverer til de øvrige tre kommunene. I Østfold er det flere lokale nettselskaper, dvs. Fortum Distribusjon, Fredrikstad Energi Nett, Rakkestad Elverk og Trøgstad Elverk. På kartet over vises geografisk hvor de ulike nettselskapene har sluttkunder. Fylke Befolkning Økning siste året Areal km 2 Kommuner Akershus 22 kommuner Oslo Oslo Østfold 17 kommuner Asker, Aurskog-Høland, Bærum, Eidsvoll, Enebakk, Fet, Frogn, Gjerdrum, Hurdal, Lørenskog, Nannestad, Nes, Nesodden, Nittedal, Oppegård, Rælingen, Skedsmo, Ski, Sørum, Ullensaker, Vestby, Ås Aremark, Askim, Eidsberg, Halden, Hobøl, Hvaler, Fredrikstad, Moss, Marker, Sarpsborg, Spydeberg, Trøgstad, Rakkestad, Rygge, Rømskog, Råde, Våler Sum kommuner Kommuner, befolkning og areal i Oslo, Akershus og Østfold pr. 1. januar 2014 (ref. SSB). 2.3 Deltagere i utredningsprosessen Fordi Hafslund er konsesjonær for nesten alt regionalnett i utredningsområdet, har det vært naturlig å organisere arbeidet som et internt prosjekt i Hafslund. Selskap Spenning [kv] Sted / anlegg Statnett 50 / 66/ 132/ 300/ 420 Norsk Skog (Saugbrugs) 50 Jernbaneverket 50/66 420/ 300kV ledningsanlegg i sentralnettet, 300kV anleggene i Sogn, Smestad, Ulven og Furuset og Tegneby.420/ 300/132/66/50kV anlegg i Røykås, Frogner, Follo, Hasle, Minne, Halden, Hamang, Bærum Overføringsanlegg fra Statnetts anlegg Halden og transformatorstasjoner inne på Norske Skogs fabrikkområde. Omformerstasjonene Navestad og Smørebekk i Østfold, Holmlia og Alnabru i Oslo og Lillestrøm og Jessheim på Romerike Fortum Distribusjon 50 Linje Brekke-Gyldenløve i Halden kommune + transformator Peterson Greåker 50 Greåker (koblingsanlegg) Denofa 50 Fredrikstad (koblingsanlegg) Hafslund Produksjon 50/132 Kraftverkene Sarpsborg, Vamma, FKF samt koblingsanlegg E-CO-vannkraft 66/132 Kraftverket Solbergfoss + koblingsanlegg Glomma kraftproduksjon 66 Kraftverkene Rånåsfoss, Bingsfoss og Funnefoss+ koblingsanlegg Borregaard 50 Kraftverk i Sarpsborg + fem krafttransformatorer i Borregård I og II Statkraft 50 Enfase kraftlinje for fremføring av strøm til omformerstasjon i Asker Eidsiva energinett 132 En 132kV linje gjennom Hurdal, Hurdal transformatorstasjon er knyttet til denne linjen Hafslund Nett 33/ 50/ 66/ Fire 300kV kabler gjennom Oslo. 132/ 300 Det meste av regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold Innføringsstasjonene i Oslo Smestad, Sogn Ulven og Furuset ble solgt fra Hafslund til Statnett ved årsskifte Salget omfattet 300kV anlegg og 300kV transformatorer. I 2011 gjennomførte Borregaard og HN en gjensidig overdragelse av anleggsdeler for å få et felles grensesjikt. Side 9

10 Anleggskonsesjonærer for elektriske anlegg i sentral- og regionalnett i Oslo, Akershus og Østfold På kraftsystemmøtet 20. september 2013, ble medlemmer til kraftsystemutvalget valgt. Utvalget består av konsesjonærer fra distribusjonsnett, industri og sentralnettet. Selskap Hovedmedlem Vararepresentant Fortum Distribusjon, Trøgstad og Rakkestad Lars Nordevall Vidar Martiniusen Fredrikstad Energi Nett AS og Energi 1 AS Bjørn Birkeland Anders Lie Hafslund Nett - distribusjonsnett Frode Mykleby Kim Ove Asklund Borregaard og Norsk Skog Saugbrugs Arne Grindheim Jostein Lunde Statnett SF Hafslund Nett - regionalnett Hafslund Nett- regionalnett Ingeborg Buchalik Vidar Solheim Hugo W Thøgersen Kraftsystemutvalget for Oslo, Akershus og Østfold ble valgt på kraftsystemmøtet i Fordi Hafslund eier det meste av regionalnettet, har Kraftsystemutvalget liten praktisk betydning for utredningsområdet Oslo, Akershus og Østfold. Det meste av samarbeidet foregår direkte mellom selskapene og gjelder enkeltsaker og prosjekter mellom berørte parter. Kraftsystemutvalget har en samordnende og rådgivende funksjon overfor de enkelte konsesjonærer og bidra i saker vedrørende nettutbygging som berører flere konsesjonærer. Utvalget kan også initiere utredninger om nettspørsmål, samt avgi uttalelser i prinsipielle nettspørsmål. 2.4 Samordning mot tilgrensende områder Anleggskonsesjonærer Samordning mot anleggskonsesjonærer blir normalt ivaretatt ved et tosidig samarbeid. Mot utredningsområdet er det tre tilgrensende anleggskonsesjonærer, Energiselskapet Buskerud Nett (EB-Nett), Eidsiva Nett og Statnett. Eidsiva levere mot Hurdal transformatorstasjon, men er ellers ikke tilknyttet nettet. EB-nett har to kraftlinjer inn mot Asker som normalt forsyner halve kommunen. Statnett, med sine 13 stasjoner, er av helt avgjørende betydning for strømforsyningen i hele utredningsområdet. I 2011 startet Statnett opp et ett nytt prosjekt «Nettplan Stor Oslo for å se på utvikling av sentralnettet frem til Her deltar Hafslund i styret og i flere undergrupper. Av mer kortsiktig arbeid har det de siste årene vært spesiell fokus på ombygging av Hasle i Østfold, ombygging av Hamang i Bærum, samt økt transformeringskapasitet i flere stasjoner. Det er også sett på reaktiv kompensering i sentralnettet. I Østfold har Hafslunds planer for en ny 132kV linje mellom Hasle og Råde og Statnetts planer for ny DC-forbindelse i samme trase har vært aktuelle problemstillinger. Det har vært omfattende samarbeid med Jernbaneverket ifbm etablering av en midlertidige 40 MVA transformatorstasjon og kabelanlegg for driving av en ny jernbanetunell fra Oslo til Ski (Follobanen). I tillegg har det vært jobbet med å utvide og forsterke eksisterende omformerstasjoner og å finne aktuelle plasseringer for nye anlegg. I Vamma har det vært utredet ulike muligheter for flytting av eksisterende 132kV anlegg for å kunne realisere en utbygging av kraftverket. Side 10

11 For å rydde opp i eierforhold i regionalnettet, gjennomførte Borregaard og Hafslund i 2011 en gjensidig overdragelse av anleggsdeler. Hafslund overtok 50kV koblingsanlegg i Borregaard 2, mens Borregaard overtok to krafttransformatorer i Borregaard 1. Med dette går skille mellom Hafslunds og Borregaards anlegg ved tilkobling på 50kV siden av transformatorene i begge Borregaard stasjonene. Områdekonsesjonærer Også mot områdets seks anleggskonsesjonærer blir samordning normalt ivaretatt ved et tosidig samarbeid. For å sikre forsyningen til Hvaler har Fredrikstad Energi Nett (FEN) og Hafslund samarbeidet om utredning av ny forsyning. I Follo har Energi1 og Hafslund sett på forsterkning av transformatorkapasiteten i flere stasjoner. I Rakkestad har Rakkestad Energi og Hafslund i felleskap etablert forbindelse mellom 11 og 22kV nettet og gjennomført ombygging av 50kV anlegget i Mellegaard. Aktuelle saker mot Fortum har vært økning i transformatorkapasiteten i flere transformatorstasjoner, samt utfordringer ved jordspoler mot transformatorens 0-punkt der det er behov for spole både i regional- og distribusjonsnettet. Det er videre vurdert alternative måter å sikre forsyningen for Våler kommune nord i Østfold. Det er startet en prosess med tanke på at Hafslund overtar Fortums 50kV kraftledning fra Gyldenløve i Halden til Brekke. Områdekonsesjonærene deltar ellers i utredningsprosessen ved at de samler inn måledata, utarbeider prognoser på effekt og energi og bidrar med detaljinformasjon og utredning av egne anlegg. 2.5 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Kommunale- og fylkeskommunale planer, dvs. regulerings- og arealplaner, verneplaner og beredskapsplaner benyttes både av lokale netteiere i distribusjonsnettene og i en viss grad ved utarbeiding av foreliggende kraftsystemutredningen. Ikke minst som supplement til SSBs befolkningsprognoser for befolknings- og effektutvikling og kommunenes anslag for næringsutvikling. Det har vært omfattende kommunikasjon med Fredrikstad og Hvaler kommuner rundt en ny kraftledning for forsyning av Hvaler. Side 11

12 3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSOMRÅDET 3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Tidshorisont Utredningen har en tidshorisont på 20 år. Hovedvekt er lagt på den første delen av utredningsperioden. Ambisjonsnivå Utredningens overordnede mål er å vise sammenhengen mellom effektutvikling, målsettinger og forutsetninger som legges til grunn for utviklingen av regionalnettet og nødvendige prosjekter med tilhørende investeringsbehov. Utredningen omfatter anlegg fra og med nedtransformering fra sentralnettet til regionalnettet og til og med nedtransformering mot distribusjonsnettet. I tillegg kommer produksjonsanlegg med levering på flere spenningsnivåer. Revisjon Utredningsarbeidet er en kontinuerlig prosess der endrede forutsetninger, mht. lastutvikling og fornyelsesbehov, kan påvirke tidspunkt for og omfang av tiltak. Utredningen oppdateres hvert annet år. Disposisjon Utredningen er basert på NVEs forslag til disposisjon og innhold for kraftsystemutredninger. 3.2 Mål og krav for det fremtidige kraftsystem Figuren viser hele utredningsområdet, delområder og tilgrensende utredningsområder Overordnet mål Overordnet mål for regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold er å videreføre en kostnadseffektiv utbygging og drift av overføringsanleggene. Utredningen konkretiserer de prosjektene Side 12

13 det må søkes konsesjon for i utredningsperioden. I tillegg kommer tiltak der Hafslund har områdekonsesjon, dvs. ombygging av regionalnettes stasjoner og kabling i Oslo. På lang sikt skal hele regionalnettet være bygget om fra dagens fire spenningsnivåer 33kV, 50kV, 66kV og 132kV til kun 132kV. Innen 2020 skal 33 kv nettet etter dagens planer være avviklet. Leveringskvalitet For kundene er leveringskvalitet i første rekke knyttet til leveringspålitelighet og spenningskvalitet. Stasjonær spenning Spenningsforholdene i utredningsområdet har de siste årene vært gjennomgående gode. Dette skyldes gjennomførte forsterkninger og omfattende reaktiv kompensering i nettet. Det er gunstig for utredningsområdet at det, med få unntak, er korte geografiske avstander mellom transformatorstasjonene. Det er en målsetning å opprettholde den gode spenningskvaliteten ved å forsterke nettet og ved å øke tilgangen til reaktiv effekt. Kortvarige over- og underspenninger Feil i nettet, kobling av brytere og atmosfæriske overspenninger kan medføre kortvarige overspenninger og spenningsdipper. Det er en målsetning å redusere disse til et minimum ved tiltak i eget nett og ved aktivt samarbeid med kunder som forurenser spenningen. Viktige tiltak her er å installere jordspoler mot 11-22kV luftlinjer og å bruke synkroniserende brytere ved innkobling av kondensatorbatterier. I tillegg stilles det krav til kunder som kan generere uharmonisk støy. Dvs. frekvensomformere, likeretteranlegg, omformerstasjoner, serverparker ol. Leveringspålitelighet Utredningsområdet sett under ett, har en god leveringspålitelighet. De indre deler av Oslo by har en større avhengighet av sikker strømforsyning enn resten av utredningsområdet. Det er et mål at leveringspåliteligheten i Oslo skal være meget høy. I hele området er det et mål å redusere ILE. Ett virkemiddel for å oppnå dette er å i større grad benytte AUS, dvs. Arbeid Under Spenning ved arbeid i nettet. Ved dette oppnår en å minimalisere planlagte utkoplinger ved arbeider i transformatorstasjoner og ved ledningsanlegg. Leveringskvaliteten vil i fremtiden bli noe ulik fra område til område. Dette er iht. myndighetenes (NVE) insentiver ved KILE- ordningen. Dette innebærer at bylignende områder med mye næring vil oppleve bedre leveringskvalitet enn landlige boområder. Tiltak For å få bedre kunnskap om den elektriske kvaliteten i nettet, har Hafslund installert systemer for overvåking av spenningskvaliteten. For å sikre en god leveringskvalitet i nettet, er det utarbeidet retningslinjer som regulerer tilknytning av ulineære laster og produksjonsenheter. Side 13

14 Nettkostnader og nettets leveringspålitelighet må sees i sammenheng. Hafslund vil i samarbeid med brukerne av nettet og NVE arbeide videre med å avklare hva som er riktig nivå for leveringspålitelighet i forskjellige deler av nettet og for ulike kundegrupper og geografiske områder. Beredskap Beredskapen skal opprettholdes med tilstrekkelig kapasitet til å takle feilsituasjoner innen rimelig tid. Områder hvor det er tilknyttet sykehus og andre samfunnskritiske kunder, skal prioriteres. Det er gjennomført ROS-analyse (Risiko Og Sårbarhetsanalyse) og utarbeidet beredskapsplaner for utredningsområdet. Disse oppdateres og videreutvikles årlig. Det holdes 2-6 beredskapsøvelser i nettet pr. år hvor minst en omfatter en transformatorstasjon. Hafslunds driftssentral overvåker og styrer brytere og komponenter i regionalnettet i hele utredningsområdet. Ved feilsituasjoner blir gjenoppretting ledet fra driftssentralen. Miljø Det ventes økt fokusering på miljø fra publikum, kunder og myndigheter. Dette gjelder estetikk, støy, utslipp i jordsmonn og emisjon av elektromagnetiske felter. Myndighetenes krav gjennom lover og forskrifter vil utgjøre et minimumskrav. Problemstillinger rundt elektromagnetiske felter er beskrevet i NOU-1995:20. Vedrørende eventuell helsefare ved elektromagnetiske felt fra elektriske anlegg, forholder en seg til Statens strålevern sine anbefalinger. Dvs. at det utredes alternative løsninger dersom et bygg eksponeres for magnetfelter over 0,4µT gjennomsnittlig over året. Ved reinvestering av eksisterende ledningsanlegg, vil en søke å konfigurere anlegget slik at magnetfeltene blir redusert til et minimum. Vedlikehold Hafslund vil fortsette overgangen fra et periodisert og mot et tilstands- og risikobasert vedlikehold. Overgangen muliggjøres gjennom utvikling av nye diagnoseteknikker. Målet er å forbedre påliteligheten samtidig som vedlikeholdskostnadene reduseres. Koordinering mot overliggende, underliggende og tilgrensende nett Innen utredningsområdets geografiske utstrekning har Statnett mange 300 og 400kV kraftlinjer, kabler og stasjoner. Det vil bli sørget for at utvikling av regionalnettet blir koordinert mot sentralnettet. Der det er samfunnsøkonomisk mer riktig å foreta forsterkning i sentralnettet enn i regionalnettet og omvendt, vil dette bli omtalt i utredningen. Spesielt gjelder det ny transformeringskapasitet eller nye transformeringspunkter fra 300 og 420kV nettet. Tilsvarende gjelder de to tilgrensende regionalnettene, Energiselskapet Buskerud Nett som har kraftlinjer mot Asker, og Eidsiva som har kraftlinjer mot Hurdal stasjon. I sterkere grad enn tidligere vil utbyggingen i regional- og distribusjonsnett samordnes. Dette for å gjøre nettet mer fleksibelt, for å utnytte ledig transformatorkapasitet og for å redusere sårbarheten i nettet. Spesiell fokus vil det være i de områdene hvor det er samme eier av re- Side 14

15 gionalnettet og distribusjonsnettet. Der det er andre distribusjonsnettseiere, vil regionalnettseier kunne betale tiltak i distribusjonsnettet der dette gir klare fordeler i regionalnettet. Ved planlegging av regionalnettet må det tas hensyn til usikkerheter i forutsetningene. Løsningene må derfor være fleksible, samtidig som de må være tilpasset en langsiktig strategi for det fremtidige kraftsystemet. Selv om den langsiktige strategien kan gi kortsiktige merkostnader, skal løsninger i den langsiktige strategien velges. Eksempel på dette er overgang fra 33kV og 50kV til 132kV nett og anlegg i Oslo. Strategi for overgang til 132 kv Den langsiktige strategien for Oslo, Akershus og Østfold er et regionalnett basert på 132kV spenningsnivå. Raskest vil overgangen være i sentrum av Oslo hvor hele 33kV nettet og deler av 50kV nettet skal bygges om til 132kV innen For å forberede for overgangen til 132kV, skal alle nye kabelanlegg i regionalnettet isoleres for 132kV. Merkostnaden ved å isolere et kabelanlegg for 132 kv, der det kunne vært isolert for 50 kv, er i størrelse 3-7 prosent. Dersom et kabelanlegg må skiftes ut før det er gått år, vil det være bedriftsøkonomisk lønnsomt å etablere kabelanlegget for 132 kv allerede i dag. I strategien ligger også miljø- og omdømmevurderinger ved i fremtiden å skulle reetablere et kabelanlegg. Bl.a. av beredskapshensyn, skal kun kabler med tverrsnitt 1600 mm 2 milliken og 1200 mm 2 med isolasjonstykkelse 17 mm benyttes. (I et kabelanlegg utgjør kabelen normalt kun en fjerdedel av totalkostnadene, mens grøfte og montasje kostnadene utgjør tre fjerdedeler). Den samme kabelen vil kunne overføre i nesten tre ganger mer effekt ved overgang fra 50kV til 132kV driftsspenning. Strategien legger derfor til rette for fremtidige behov for kapasitetsøkning. For kraftlinjer, transformatorer og koblingsanlegg vil det for hvert enkelt prosjekt bli vurdert å bygge eller å forberede anlegget for 132kV. Dette fordi senere oppgradering av denne type anlegg er enklere og fordi komponenter som for eksempel transformatorer kan gjenbrukes. 3.3 Økonomiske forutsetninger For de fleste investeringer i regionalnettet må det foreligge anleggskonsesjon. I tillegg til tekniske og miljømessige forhold blir samfunnsøkonomiske forhold til lagt avgjørende vekt i behandlingen av en søknad. Internt i Hafslund Nett skal investeringsbeslutninger av en viss størrelse tas av bedriftens styre både før en konsesjonssøknad sendes og før investeringen foretas. Det foretas bedriftsøkonomiske vurderinger der investeringskostnader vurderes opp mot leveringspålitelighet, omdømme, fremtidig inntjening og mindre vedlikehold. Bedriftsøkonomisk inntjening av investeringer er knyttet til anleggsbidrag, KILE-risiko og inntektsramme fastsatt av NVE. Side 15

16 Anleggsbidrag Det kreves anleggsbidrag for å dempe kostnadsutslag som følge av enkeltkunders virksomhet eller krav som det er urimelig at fellesskapet skal bære. Kunder som initierer investeringen, skal bære sin relative andel av den kapasitetsøkningen som foretas i nettet. Investeringskostnader og beslutninger Anleggs- og komponentkostnader er først og fremst avhengig av spenningsvalg og kapasitetskrav. Kostnadene påvirkes også av terrengmessige, klimatiske og markedsmessige forhold, samt av konsesjonskrav, forskrifter og normer for dimensjonering av anlegg. I hht NVEs retningslinjer søkes det normalt for kraftledninger når nye forbindelser skal etableres. NVE kan gi pålegg om å utrede et kabelalternativ. Grunnen til at kabler normalt ikke søkes som det primære alternativet er at kostnaden for slike anlegg er 3-7 ganger høyere enn for luftledningsanlegg. I tillegg kommer lange reparasjonstider ved feil. Investeringskostnadene i utredningen er oppgitt i 2014 kroner. Kostnadene er basert på priser erfart fra inngåtte kontrakter de siste årene. Dette gjelder bl.a. innkjøp av transformatorer, kabelprosjekter og koblingsanlegg i perioden Da det ikke er foretatt detaljprosjektering, er prisanslagene usikre. Endelig teknisk løsning er ikke avklart og det er usikkerheter med hensyn til kostnadsutvikling for både materiell og arbeid. Rekkefølgen og nødvendigheten av tiltakene i utredningen vil bli revurdert hvert år. Den endelige investeringsbeslutningen vil være basert på faktisk lastutvikling og eventuelt nye tilstandsopplysninger. Detaljert teknisk løsning og kostnader fremkommer normalt ved detaljplanlegging 1-3 år før tiltaket skal realiseres. Det er kun ved tiltak som krever konsesjon hvor dette er klart tidligere, for eksempel ved nye kraftlinjer og kabler utenfor Oslo. Drifts- og vedlikeholdskostnader Kostnadene påvirkes av vedlikeholdsrutiner, klimatiske forhold, belastning, bruk, alder, materialtype og utførelse. Ved sammenligning av utbyggingsalternativer er det valgt å benytte drifts- og vedlikeholdskostnader på 1,5 prosent av anleggskostnadene. Da det foretas kontinuerlig omlegging av vedlikeholdsrutinene fra tidsstyrt til tilstandsbasert vedlikehold, kan historiske kostnader sjelden brukes. Ved sammenlikning av ulike utbyggingsalternativer, ved detaljbearbeidingen av prosjekter og før det fattes vedtak om investeringen, sees det nøyere på kostnadene for det enkelte anlegg. Både elektro- og byggetekniske kostnader er inkludert i beregningene. Kostnader ved feil Avbruddskostnader er summen av kundens økonomiske tap, de såkalt KILE- kostnadene (Kvalitetsjusterte Inntektsrammer ved ikke Levert Energi) og reparasjonskostnader. I beregningene legges begge kostnadselementene inn. Side 16

17 Kilde: Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomhet og tariffer. Pga. gode omkoblingsmuligheter, fører planlagte utkoblinger i regionalnettet vanligvis ikke til avbrudd for kundene i Oslo, Akershus og store deler av Østfold. Ved hjelp av utvidet bruk av AUS (Arbeid Under Spenning) og endringer av nettstrukturen er det et mål at planlagte jobber i minst mulig grad skal føre til avbrudd. Frem til utgangen av 2008 differensierte avbruddskostnadene kun for ulike type sluttbrukere som var berørt og med avbruddstype. Fra 1. januar 2009 vedtok NVE å utvide KILE- ordningen slik at også kortvarige avbrudd ble inkludert, dvs. også avbrudd under 3 minutter. Kostnadene for et avbrudd, etter ordningen fra 2008, varierer i forhold til om det er planlagt, hvilke kunder som er berørt, tidspunktet det foregår og lengden på avbruddet. Utover kostnader representert ved KILE og reparasjoner, vektlegges kunders samlede eksponering for feil, medieomtale, liv og helse og lignende når utbedringer av nettet skal foretas. Spesielt gjelder det der strakstiltak iverksettes. For mer detaljert informasjon om Inntektsrammer og KILE-ordningen, vises det til og Tekniske forutsetninger Forskrifter, normer og anbefalinger Gjeldende forskrifter, normer og anbefalinger innen bransjen følges for å oppnå tilfredsstillende personsikkerhet, leveringssikkerhet og kvalitet. I det etterfølgende gjennomgås en del tekniske forutsetninger som er benyttet ved kraftsystemutredningen. Side 17

18 Dimensjoneringskriterium Regionalnettet bygges slik at en hovedkomponent kan svikte uten at dette får alvorlige konsekvenser for strømforsyningen til sluttkundene, det såkalte N-1 kriteriet. Strømforsyningen skal kunne gjenopprettes etter at uprioritert forsyning, for eksempel elektrokjeler, er koblet ut, og etter omkoblinger i regionalnettet. Som reserve inngår også forbindelser i distribusjonsnettet der disse raskt kan tas i bruk, og der disse har stor overføringskapasitet. Regionalnettet er i dag bygget etter dette kriteriet i hele Oslo, Akershus og de sentrale deler av Østfold. Det gjøres de neste årene betydelige investeringer for å øke leveringssikkerheten i sentrum av Oslo. Dette fordi kostnadene og konsekvensene for kundene og for samfunnet er svært store ved leveringsavbrudd. I Oslo rettes investeringene spesielt inn mot å erstatte 33kV nettet som i dag leverer strøm til sentrum av Oslo. Dette består bl.a. av gamle oljetrykkskabler hvor teknisk levetid er i ferd med å gå ut. En ønsker å unngå nye investeringer i dette nettet og vil heller gå over til et nytt nett basert på 132kV. Inntil dette er gjennomført, etableres ekstra reserver ved å bygge sterke 11kV forbindelser mellom dagens 33kV og 132kV transformatorstasjoner. Ved tiltaket tåles utfall av to av fire transformatorer eller to av fire kabler i 33kV transformatorstasjonene. Summen av flere sterke 11kV forbindelser vil i tillegg gi reserve for havari av 300/33kV transformatorer i innføringsstasjonene. Tiltaket gir også økt reserve ved feil i de nye 132kV transformatorstasjonene. Dimensjonerende effektbelastning Dimensjonerende effektbelastning er definert som forbruk som forventes ved laveste tre døgns middeltemperatur som statistisk inntreffer i ett av 10 år. Forbruk som kan kobles ut, for eksempel elektrokjeler, holdes utenfor. Den store andelen av elektrisk oppvarming i alminnelig forsyning gjør at belastningstoppene vanligvis inntreffer etter en kuldeperiode av noen dagers varighet. Områder Målepkt Dimensjonerende temperatur referert til 3 døgn middel returtid 2 år ( C) returtid 10 år ( C) Oslo, Asker og Bærum ( Blindern ) Romerike (Gardermoen ) Østfold, Follo ( Rygge ) Statistisk forekommende temperaturer i utredningsområdet (Kilde DNMI) Det elektriske effektforbruket er følsomt for temperatur, pris, forbruk og tilgang til andre energibærere for oppvarming. Følsomhet for temperatur varierer fra område til område avhengig av forbrukets sammensetning. De siste årenes store utbredelse av luft til luft varmepumper har gitt en usikkerhet om effektforbruket ved lave temperaturer. Trolig vil den effekten som ikke kan leveres ved synkende virkningsgrad bli erstattet av økende strømforbruk. Tre døgns middeltemperatur ved effekttoppen i nettet registreres hvert år og maksimaleffekten temperaturkorrigeres til dimensjonerende tre døgns middeltemperatur. Det antas en lineær sammenheng mellom effekt og temperatur i området mellom målt- og dimensjonerende temperatur. I denne utredningen er det brukt 1,5 prosent pr. grad. Industrilast temperaturkorrigeres ikke. Beregninger er foretatt for alle leveringspunkter mellom regionalnettet og distribusjonsnettet. Side 18

19 Prognose for effekt og energi Prognoser er basert på svært mange usikkerheter. Det kan nevnes befolkningsøkning, pris i forhold til andre energibærere, informasjons- og sparekampanjer, konjunkturer, politiske beslutninger og lignende. I denne utredningen er prognosen basert på: SSBs fremskrivning av befolkning på kommune nivå Informasjon fra kommuner Informasjon fra distribusjonsnett dvs. fra Fortum, FEN, Rakkestad, Energi1, Trøgstad og Høland og Setskog Informasjon som kommer fra arbeidet med lokale energiutredninger Informasjon om større konkrete utbygginger og prosjekter Der ikke annen informasjon er gitt, er det antatt en organisk vekst basert på historisk økning av belastningen, befolkningsøkning, samt politiske signaler og mål om lavere effekt- og energivekst i årene fremover Reaktiv effekt Installering av reaktiv effekt gjøres for å oppnå tilfredsstillende spenningsforhold og for å redusere elektriske tap i transformatorer, kabler og linjer. Reaktiv kompensering vil bli plassert så nærme kunden som mulig. Dette gjøres ved å gi insentiver gjennom nett-tariffene og ved å installere kondensatorbatterier i 11-22kV anlegg i transformatorstasjonene. Bortsett fra i Follo og Oslo, er det i dag tilstrekkelig reaktiv ytelse til at det ikke er behov for uttak fra sentralnettet. Overføringskapasitet på kraftlinjer Det har gjennom årene vært benyttet ulike verdier på tillatt maksimalstrøm for kraftlinjer med tanke på omgivelsestemperatur, for eksempel minus 10, 0, 20 grader osv. Det samme gjelder tillatt ledertemperatur som har variert fra 40 grader til 110 grader. Dimensjonerende parameter for kraftlinjer er normalt pilhøyden, dvs. avstanden fra faseleder og til bakken ved dimensjonerende ledertemperatur. Som termisk grenselast på kraftlinjer er det, for de aller fleste kraftlinjene, valgt å legge til grunn en omgivelsestemperatur på minus 10 grader. Dette fordi dimensjonerende last normalt vil opptre ved lufttemperaturer lavere enn minus 10 grader. De fleste av anlegg i Oslo og Akershus er dimensjonert for 50 grader ledertemperatur. Ved behov for økt kapasitet kan tillatt ledertemperatur økes til 80 grader. Pilhøyden må da beregnes ved den nye temperaturen. Der pilhøyden ikke tilfredsstiller forskriftene, blir faselederne strammet opp eller master blir hevet slik at minimums avstand til bakken opprettholdes ved full belastning på linjen. Overføringskapasitet på kabler Tillatt maksimalstrøm vil være avhengig av forlegningsmåte, dvs. trekant eller flat forlegning, forlegning i jord, i kanal eller i rør, måten kabelens skjerm jordes på, nærføring med andre kabler og med fjernvarmerør, samt hvilke omgivelsestemperaturer dvs. 0, 5, 15 grader osv. som legges til grunn. Side 19

20 For beregning av termisk grenselast har Hafslund valgt å legge til grunn overføringskapasitet ved omgivelsestemperatur 5 grader. Dette fordi dimensjonerende last vil opptre ved jordtemperaturer lik eller lavere enn 5 grader. Tillatt overføringsgrense beregnes for hvert enkelt kabelanlegg. Beregning av kablers overføringsevne er basert på tillatt ledertemperatur på 85 grader på oljekabler og 90 grader for plastisolerte kabler (PEX). En kabelforbindelse mellom to transformatorstasjoner er ofte sammensatt av flere serielle eller parallelle delforbindelser. Dette kan skyldes at et kabelstrekk er skiftet ut ved havari, ved omlegginger av traser eller ved at flere opprinnelige kabelanlegg er skjøtet sammen. I driften av kabelnettet er Hafslund forsiktig med å overskride de beregnede maksimale strømverdiene selv over kort tid. Dette gjelder spesielt for eldre kabler. I nye kabler i regionalnettet blir det lagt inn optiskfiber i skjermen. Dette gir i fremtiden mulighet for å måle temperatureturen over hele kabelens lengde mens kabelen er i drift. Utnyttelse av krafttransformatorer Transformatorer kan belastes kontinuerlig med mer enn merkeytelsen. Dette forutsetter lave lufttemperaturer eller forsert kjøling. For transformatorer som er nyere enn år regnes som en tommelfingerregel at enheter kan overlastes med en prosent kontinuerlig for hver grad under 30 grader, inntil 30 prosent over merkelast. Kortvarig kan enhetene belastes enda høyere, men begrenset til kapasiteten for strømførende komponenter som lastkobler, gjennomføringer og strømtransformatorer. Disse komponentene har en begrensning på normalt minimum 40 prosent av transformatorens merkeytelse. Ved kjøp av transformatorer til Oslo, de siste år, har en fra leverandørene fått oppgaver over transformatorers både kortvarige (15 min. 1, 2 og 4 timer) overlastbarhet med forhåndslast lik merkelast, og varig belastning ved ulike lufttemperaturer. Kravet om 15 min. overlastbarhet har vært de 10 siste år. For eldre transformatorer må dette avklares med leverandøren i hvert enkelt tilfelle. Levetid for krafttransformatorer Det er vanskelig å avgjøre når den tekniske levetiden for en transformator er brukt opp. Papiret (isolasjonen) i en transformator vil, når det er nytt, vil ha en depolariseringsverdi (DP) på Når papiret har fått redusert sin DP-verdier til 200, regnes papiret for å være ødelagt. Det finnes i dag ikke metoder for å fastslå DP på enheter i drift. En kan kun fastslå aldringstakten. Dette kan gjøres vha. olje- og gassanalyser av oljen. Basert på prøver som Hafslund har gjort på eldre kondemnerte transformatorer, antas DP-verdier for transformatorer eldre enn 50 år å være lav. Dette betyr at disse blir vurdert til å ha redusert kortslutningssikkerhet og dermed redusert pålitelighet. I perioden gikk produsentene av transformatorer over til å bruke orientert blikk. Dette reduserte de elektriske tomgangstapene vesentlig. Basert på ovenstående har Hafslund laget en strategi for at transformatorer eldre enn 50 år skal skrotes. Transformatorer produsert før 1965 år skal normalt ikke flyttes og settes inn på nye steder i nettet. Side 20

21 3.5 Tekniske og økonomiske krav når eksterne ønsker kabling av kraftledninger Bestående kraftlinjer vil bli beholdt så lenge det er behov for ledningene eller inntil; omlegging/utvidelse av veier eller annen byggevirksomhet gjør omlegging til jordkabel nødvendig. Hafslund krever da full kompensasjon for utgiftene ved kabling grunneiere/utbyggere ønsker omlegging til jordkabelanlegg. Hafslund krever full kompensasjon for utgiftene ved kabling. Av tekniske grunner stiller Hafslund krav til minimumslengde ved kabling av eksisterende kraftlinjer. Kravet er at dersom det fra tiltaksområdet er; mindre enn 1500 meter frem til nærmeste transformatorstasjon, skal det kables helt inn til transformatorstasjonen. Det skal minimum kables 500 meter. mer enn 1500 meter frem til transformatorstasjon, skal det kables minst 1000 meter. Når et eksisterende kabelanlegg skal forlenges, dvs. erstatte deler av en kraftledning, kreves det at minimum 500 meter skal kables. Ved kabling av luftledninger skal eksisterende rettigheter til traseen sikres. Iht. til Hafslunds langsiktige strategi om overgang til 132kV, skal kabler alltid isoleres for 132kV. Dette gjelder også i områder der nettet i dag driftes med 50kV eller 66kV. Kraftledningens overføringsevne ved -20 grader temperatur, 1 m/s vindhastighet og 80 grader ledertemperatur skal opprettholdes i hele kabelanleggets lengde. Kabelanlegget skal ha denne overføringskapasiteten beregnet ved 5 grader jordtemperatur. Dersom ikke annet er avtalt skal ledertverrsnitt på 1600m 2 - milliken benyttes. Hafslund skal godkjenne løsningen og kan stille ytterligere tekniske krav dersom stedlige forhold tilsier det. Hafslund Nett dekker eventuelle tilleggskostnader for å øke overføringskapasiteten. Side 21

22 3.6 Særegne forhold i Oslo og Akershus Indre deler av Oslo er det mest sårbare området for strømbrudd i hele Norge. Bl.a. stopper trikk, T-bane og tog opp. Også fjernvarmeleveringen stopper opp pga. avhengighet til sirkulasjonspumper. Selv relativt korte strømbrudd får ofte riksdekkende oppmerksomhet i media. Oslo har landets største fjernvarmenett og det området hvor veksten er størst. Det meste av regionalnett i Norge består av kraftlinjer. Nettet i Oslo, Asker og Bærum skiller seg ut med at en høy andel er lagt i kabel. På Romerike og i Follo består det meste av regionalnettet av kraftlinjer. Det aller meste av distribusjonsnettet er eid av Hafslund. Unntatt er nettet i tre kommuner i Follo som eies av Energi1 og Høland som eies av Høland Setskog. Hele området har enten 22 eller 11kV spenning, unntatt er Hurdal som har 17kV. Området har et stort elektrisk energiforbruk, mens produksjonen er meget beskjeden. Produksjon av noe omfang er lokalisert til Glomma nord for Øyeren. Området er derfor helt avhengig av uttak fra sentralnettet. Etter at smelteverket Christiania Spigerverk ble nedlagt i 1990, er det ikke lenger det man kan kalle kraftkrevende industri innenfor området. Andelen annen industri (næringsmiddel, verksted og annet) utgjør bare en mindre del av det totale elektrisitetsforbruket. 3.7 Særegne forhold i Østfold I Østfold er det relativt mye industri, spesielt rundt Sarpsborg og Halden. Bortsett fra en 132kV forbindelse mellom Vamma, Sarpsborg og Fredrikstad er hele regionalnettet drevet med 50kV spenning. I Østfold består det meste av regionalnettet av kraft- Side 22

23 linjer. Kabler er begrenset til i og rundt byer. I Østfold er det, i motsetning til i Oslo og Akershus, mange eiere av distribusjonsnettet, dvs. Fortum, Trøgstad, Rakkestad, Fredrikstad Energi Nett og industribedrifter. Spenningen levert mot distribusjonsnettet kan variere fra kommune til kommune, dvs.11, 17,18, 22 og noe 5kV. Dette gir begrensede muligheter for reserveforsyning mellom ulike kommuner og ulike distribusjonsnett. Østfold har mer elektrisk produksjon enn i Oslo og Akershus, men også Østfold er et klart underskuddsområde mht. effekt. Spesielt gjelder dette i vinterhalvåret hvor vannføringen er liten i Glomma. Også Østfold er derfor helt avhengig av uttak fra sentralnettet. Produksjonen er av stor betydning for å unngå overbelastning på overføringsanlegg, for å unngå stort uttak av reaktiv effekt fra sentralnettet og for å unngå store elektriske tap i nettet. Spesielt gjelder dette under tunglastperioden på vinteren. I kraftsystemutredningen er det lagt til grunn produksjonen ved en vannføring i Glomma på 350 m³/s, dvs. den gjennomsnittlige minimumsvannføring i perioden januar-februar de siste 15 år. Men minste vannføring enkelte dager kan komme ned i m³/s. Problemer med is kan forekomme på kraftverksinntakene ved ulike vannføringer og temperaturer ved noen av kraftverkene i Glomma. Dette kan begrense kraftproduksjonen ytterligere. Reguleringsmulighetene for vannet i Glomma er svært begrenset. Ved prekære forhold vil det være mulig med en viss regulering av Mjøsa. Endring i vannføring vil imidlertid ta 8-10 timer fra Mjøsa og ned til Vamma - Sarpefossen. Side 23

24 4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM Dagens kraftsystem er resultat av en over 120 år lang utvikling. 12. desember 1892 ble de første 32 kullbuelampene tent på Karl Johansgate i Oslo. Anlegget ble matet fra et dampfyrt kraftverk som lå i Rosenkrantzgata i sentrum av Oslo. I de samme lokalene ligger i dag en av de nyeste transformatorstasjonene og et fjernvarmeanlegg for energitilførsel til sentrum av Oslo. Tilsvarende utvikling oppsto flere andre steder i området. Lokale kraftverk ble bygget for å forsyne lokalt forbruk eller industri. Eksempler er kraftverkene Hammeren i Oslo, Rånåsfoss i Akershus og Kykkelsrud i Østfold. Etter hvert som forbruket økte, teknologien for å overføre elektrisk kraft ble utviklet og energikilder i nærområdet var utnyttet, ble kraftverk bygget lengre unna forbrukssentrene. Spesielt etter den andre verdenskrigen ble store anlegg bygget bl.a. i Hallingdal, Lærdal, Numedal, Aurland og Gudbrandsdalen for å forsyne Oslo, Akershus og Østfold. Asker& Bærum Asker Oslo Romerike Det meste av dagens strømproduksjon, innenfor utredningsområdet, ligger som elvekraftverk i Glomma. Follo Follo Oppvarming har i stor grad vært basert på elektrisitet. De siste årene har innslag av fjernvarme økt betraktelig og utgjør i dag underkant av 9 prosent av forbruket av strøm. Energien til fjernvarme kommer i stigende grad fra bioenergi og avfall. Installasjon av luft til luft varmepumper er blitt svært vanlig som varmekilde i privat hus. Det kan synes som om dette sammen med andre energikilder og nye byggeforskrifter vil bremse elektrisitetsforbruket til boligoppvarming. Østfold Hafslund Nett eier og drifter alle 11-22kV koblingsanlegg mot distribusjonsnettet i samtlige transformatorstasjoner i Oslo, Akershus og Rygge og Råde i Østfold. I resten av Østfold går skillet mellom Hafslund Netts regionalnett og distribusjonsnettene ved tilkoblingsklemmene på sekundærsiden av krafttransformatorene. Dvs. at eierne av distribusjonsnettet selv eier 11-22kV anleggene. Statnett har 12 stasjoner med primærspenning 420kV eller 300kV innenfor utredningsområdet. Det er ni koblingsanlegg ved kraftverk som er knyttet til 66 og 50kV nettet. Regionalnettet er knyttet til Energiselskapet Buskeruds 132kV nett i Asker og stasjonen Hurdal er knyttet til Eidsivas 132kV nett. Side 24

25 Regionalnettet har fire ulike spenningsnivåer, dvs. 33kV, 50kV, 66kV og 132kV. Til sammen er det 168 transformatorstasjoner mot distribusjonsnettet med nedtransformering til 5, 11, 17 og 22kV. Åtte av transformatorstasjonene i Østfold leverer strøm direkte mot industrien. Det er seks omformerstasjoner mot Jernbaneverket som er knyttet til 66kV og 50kV nettet. Jernbaneverket har i tillegg en egen kraftlinje fra Buskerud og inn i Asker kommune. Totalt er det i drift 523 krafttransformatorer som står mellom regionalnettet og distribusjonsnett, industribedrifter, kraftverk og jernbaneverket i de tre fylkene. I tillegg kommer 12 systemtransformatorer mellom 132kV, 66kV og 50kV nettene. Av praktiske og historiske grunner er det valgt å dele utredningsområdet i fem delområder som delvis behandles hver for seg, dvs. Asker og Bærum, Follo, Oslo, Romerike og Østfold. 4.1 Energisammensetning i utredningsområdet Det er i utarbeidet lokale energiutredninger (LEU) og avholdt presentasjonsmøter i alle 40 kommunene i utredningsområdet. Lokale energiutredninger er lagt ut på hjemmesiden til det nettselskapet som har områdekonsesjon for distribusjonsnettet i den aktuelle kommunen. Hafslund: Fortum: Trøgstad: Fredrikstad: Rakkestad: Høland: Energi1: Figuren viser utviklingen av energiforbruket (uten transport) fordelt på ulike energibærere i Oslo. Tilsvarende oversikter finnes for alle 40 kommunene i utredningsområdet Side 25

26 4.2 Driftsforhold av betydning for utnyttelsen av dagens kraftsystem En høy utnyttelse av kraftsystemet er ønskelig for å redusere overføringskostnadene. Det er antatt og det har vist seg at mange komponenter har svært lang levetid. Forhold som har betydning for utnyttelsen av dagens kraftsystem kan være: Nettets alder og tekniske tilstand Overføringsforhold i ulike driftssituasjoner Tapsforhold Beredskapsforhold Spennings- og kompenseringsforhold Jordingsforhold Kortslutningsforhold Isolasjonsforhold Driftssentraler, fjernstyring og kommunikasjon Vedlikehold Siden midten av 90-tallet er det gjennomført en omfattende overgang fra tidsstyrt til tilstandsstyrt vedlikehold. I det ligger bl.a. bruk av olje og gassanalyser, termografering, akustiske metoder, funksjonsprøving, ulike elektrotekniske prøver ol. I regionalnettet foretas det i liten grad vedlikehold som medfører at kundene får leveringsstans. Dette skyldes at de fleste komponenter kan gjøres spenningsløse ved å legge om driften når belastningen er lav og at flere jobber kan gjøres med drift på anlegget. Det vil i fremtiden bli vurdert overgang til et mer risikobasert vedlikehold. Det er i dag utarbeidet vedlikeholdsanvisninger for de ulike komponentene i regionalnettet. Som illustrasjon kan nevnes kraftledninger og transformatorer som er to av de viktigste komponentene i nettet. En kraftledning kan bestå av master i tre, betong, kompositt eller stål, fundamenter, isolatorer, barduner, overspenningsbeskyttelse, jordingsanlegg og liner. Anlegget båndlegger et Side 26

27 areal, dvs. ledningsbelte, hvor vegetasjon skal holdes i sjakk og hvor en skal ha kontroll med aktivitet innenfor fareområdet. For alle kraftledninger gjennomføres det minst en årlig linjebefaring fra bakken og fra helikopter hvor feil og mangler registreres og utbedres. Hvert tiende år gjennomføres utvidet ettersyn som blant annet omfatter toppkontroll, jordmotstandsmåling og råtekontroll. Når det gjelder transformatorer, så blir disse visuelt kontrollert og rengjort hvert annet år. Samtidig blir det foretatt olje- og gassanalyser. På grunnlag av verdiene på prøvene kan det bli satt i gang behandling av oljen. Større revisjoner av transformatorer blir foretatt hvert 6. år. Da blir bl.a. trinnkobleren, dvs. den eneste bevegelige del i en transformator, revidert. Tidspunkt for revisjon av trinnkobler, vil i fremtiden bli endret fra tidsstyrt til kriteriestyrt, dvs. basert på antall koblinger enheten har utført. Mer avanserte tilstandskontrollmetoder som viklingsrespons, dvs. en metode for å kontrollere at transformatoren kan motstå en kortslutning, er ennå ikke kommersielt tilgjengelig. Heller ikke enkle metoder for å måle DP verdier, dvs. papirets kvalitet, finnes i dag. For å måle denne må en åpne transformatoren for deretter å ta en papirprøve fra viklingen. Dette gjøres normalt kun ved skroting eller ved større arbeider som krever åpning av transformatoren. Nettets tilstand Nettets alder kan være en indikator på nettets tilstand. Oslo har hatt det eldste nettet i utredningsområdet med flere transformatorstasjoner og mange komponenter fra 50 tallet. Den størst utbyggingen i Oslo var på tallet. Nettet på Romerike og i Follo er yngst hvor de største investeringene ble gjort 10 år senere en i Oslo. I Østfold er enkelte av ledningsanleggene bygget før andre verdenskrig. Grunnen til dette var stor vannkraftutbygging og industrietablering i denne perioden. Pga. behov for mer kapasitet og pga. tilstanden på kabelnettet i sentrum av Oslo startet utbygging av et nytt regionalnett i slutten av 1980-tallet. Det nye nettet, som drives med 132kV spenningsnivå, vil på lang sikt erstatte både dagens 33kV og 50kV nettet. Innen 2020 vil det eldste regionalnettet, dvs. 33kV nettet være lagt ned. Da vil 18 av totalt 50 stasjoner i Oslo være drevet med 132kV spenningsnivå. Opprinnelig samlet lengde på 250km oljetrykkskabler i Oslo er da redusert til 50km. Kraftlinjer Til tross for høy alder på kraftledningene, ansees tilstanden som god. Mest rehabilitering og Figuren viser aldersfordeling på 132, 66 og 50 kv kraftlinjer i Oslo, Akershus og Østfold. Side 27

28 fornying vil bli foretatt i Østfold, som har de eldste kraftledningene. Det er bygget to nye kraftledninger i Østfold de siste årene, anlegg i Halden i 2010 og et anlegg i Marker som sto ferdig i mars Det er søkt konsesjon på tre nye kraftledninger. Et anlegg sør i Follo, ett mot Hvaler og ett fra Hasle ved Sarpsborg og mot Råde. Kraftkabler Flest km kraftkabler er det i Oslo der to tredjedeler av regionalnettet er kablet. I perioden var oljetrykkskabler nærmest enerådende. Det er indikasjoner på at mange oljetrykkskabler er i ferd med å utgå på tekniske levetid. Ved ombygging av regionalnettet i Oslo, til 132kV, vil mange av 33kV og 50kV kablene bli tatt ut av drift. En ny 132kV kabel Figuren viser aldersfordeling på 132, 66, 50 og 33 kv kabler i Oslo, Akershus og Østfold har kapasitet tilsvarende åtte 33kV kabler. Etter nåværende planer, vil 90 prosent av de opprinnelige oljetrykkskablene være skrotet i løpet av 10 år. Krafttransformatorer I 2005 ble det iverksatte et reinvesteringsprosjekt hvor målet var å kombinere skroting av Figuren viser aldersfordeling på krafttransformatorene i regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold gamle transformatorer med å etablere bedre reserveforhold i transformatorstasjonene. Frem Side 28

29 til 2014 er det skrotet 68 enheter med en samlet effekt på 900 MVA, mens det i samme periode er kjøpt inn 86 nye enheter med en samlet effekt på MVA. Det står i dag 536 krafttransformatorer i regionalnettet hvor av 75 enheter er eid av industri, kraftverkseiere, Jernbaneverket ol. Figuren viser aldersfordeling på kapasitet [MVA] på krafttransformatorer i regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold Generelt Regionalnettet som helhet vil være noe yngre en alder på krafttransformatorer. Dette skyldes at komponenter som relevern, kontrollanlegg, kondensatorbatterier, hjelpestrømsanlegg ol ofte er skiftet ut. Dette bl.a. fordi de har lavere teknisk levetid (15-30 år) enn andre komponenter i anleggene. Pga. økte kortslutningsytelser og utvidelse av anleggene, vil enkeltkomponenter som effektbrytere kunne være skiftet ut eller være kommet til på et senere tidspunkt. Beredskap Beredskapen i regionalnettet er bygget opp rundt Hafslunds driftssentral som styrer hele regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold. Ved hendelser utover det «normale» trekkes Operativ leder/ beredskapsleder inn og etablerer eventuelt krisestab ved driftssentralen. Det er utarbeidet beredskapsplan for hele utredningsområdet. Denne er basert på risiko og sårbarhetsanalyse. Det er i tillegg tatt hensyn til innspill fra fylker, kommuner og andre relevante parter. De samme partene vil være aktive samarbeidsparter ved ulike hendelser i nettet. Det blir arrangert to til seks beredskapsøvelser hvert år i samarbeid med brann og redningsetater, anleggseiere, beredskapsleverandører, politi, andre netteiere ol. Side 29

30 Fylkesmannen Oslo/Akershus og Østfold KraftforsyningensBeredskapsorganisasjon (KBO) Beredskapsrådet Asker og Bærum Oslo kommune Beredskapsetaten Kommunene i Romerike, Follo, Rygge og Råde Kraftforsyningens distriktssjef (KDS) Lokal Redningssentral - LRS (Politi, sivilforsvar) Informasjonsleder Krisestab Operativ leder/ Beredskapsleder Ressursleder, EDB-vakt, stabstøtte,hms, ol Driftssentralen Ressurser Driftssentralen Våren 2004 ble driftssentralen i Sarpsborg, som styrte produksjon og nettet i Østfold, flyttet til Hafslund Netts driftssentral på Smestad. I 2003 ble tilsvarende prosess gjennomført for driftssentralen på Rånåsfoss i Sørum, som styrte Romerike og Follo-nettet. Driftssentralen for Asker & Bærum ble inkludert i den samme sentralen i Med dette er hele regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold overvåket og styrt fra ett sted. Hafslund Nett har fjernstyring og overvåking til og med 11-22kV linje- og kabelfelter i alle områder hvor Hafslund Nett eier distribusjonsnettet. I tillegg fjernstyres Hafslund Produksjons kraftstasjoner i Østfold, samt et antall på over 200 brytere ute i distribusjonsnett. Bryterstillinger, måleverdier, grenseverdier, relevernsignaler og lignende blir kontinuerlig presentert på driftssentralen. All operativ feilretting og gjenoppretting av nettet fra kV, ledes fra driftssentralen. Driftssentralen er betjent 24 timer i døgnet. Fortum og Fredrikstad Energi Nett/Energi1 har etablert felles driftssentral for sine distribusjonsnett i Østfold og Follo ved Sarpsborg. Rakkestad Energi kjøper tjenester fra denne driftssentralen. All operativ feilretting og gjenoppretting av nettet fra kV, ledes fra denne driftssentralen. Driftssentralen er betjent 24 timer i døgnet. Reaktiveffekt Det brukes kondensatorbatterier, kabler og generatorer i kraftstasjoner for å oppnå tilfredsstillende spenningsforhold og for å redusere elektriske tap i nettet. Tidligere ble alle kondensatorbatterier i Oslo satt inn i innføringsstasjonene. Denne strategien er nå endret, slik at det i fremtiden vil bli installert kondensatorbatterier i 11kV anleggene i transformatorstasjonene. Dette for å kompensere reaktivt forbruk nærmere kundene. På Romerike, i Follo og i Asker & Bærum er det kun installert kondensatorbatterier i 11-22kV anleggene i transformatorstasjonene. I Østfold er det installert kondensatorbatterier både på 50kV og på 11-22kV siden i Side 30

31 transformatorstasjonene. Aggregater i produksjonsanleggene i Glomma brukes aktivt i den reaktive effektbalansen på Romerike og i Østfold. Forbruk Prioritert forbruk omfatter forbruket i husholdninger og jordbruk, privat og offentlig tjenesteyting, treforedlingsindustri, annen industri og bergverk, transport, inkl. Jernbaneverkets omformerstasjoner og anleggskraft. Uprioritert last, normalt elektrokjeler, er ikke med. For hele utredningsområdet, bortsett fra Østfold, er alminnelig forsyning den dominerende belastningen. Den store andelen av elektrisk oppvarming gjør at maksimallasten er svært følsom for utetemperaturene. Side 31

32 4.3 Asker og Bærum Asker og Bærum forsynes fra Statnetts stasjoner Bærum og Hamang i Bærum kommune, Smestad i Oslo, samt Sylling i Lier (over EB-Netts 132kV nett). Det er til sammen 14 transformatorstasjoner og en koblingsstasjon i Asker og Bærum. Valg av 50kV spenningsnivå ble trolig gjort fordi dette var et mye benyttet spenningsnivå i Oslo, Akershus og Østfold. På begynnelsen av1980-tallet valgte Asker å starte ombygge om nettet til 132kV. Grunnen var at dette var teknisk og økonomisk gunstig. Ved å gå fra 50kV til 132kV kunne fremtidig kabelmengden reduseres med neste tre ganger. I tillegg var det mulighet for forsyning på dette spenningsnivået fra EB-Netts regionalnett i Kjenner ved Liertoppen i Buskerud. Første fase sto ferdig i Asker Follo I dag er tre av fire transformatorstasjoner i Asker forsynt fra 132kV nettet. Den siste stasjonen i Asker (Berger) og alle ti stasjonene i Bærum forsynes med 50kV. I Berger er det installert en 100 MVA transformator for utveksling mellom 132 og 50kV nettene. Det er tilnærmet like mye kabler som kraftlinjer i regionalnettet i Asker og Bærum. 132kV nettet drives spolejordet med en spole som står plassert i Statnett stasjon Sylling i Buskerud. 50kV nettet er normalt delt i tre drifter, hhv. Hamang, Bærum og Smestad. Driften under Hamang og Smestad er spolejordet, mens driften under Statnetts stasjon Bærum er drevet isolert. Fakta om Asker og Bærum - Innbyggere Antall transformatorstasjoner 14 - Spenning 50 og 132kV - Maksimalt effektforbruk 624 MW - Maksimalt energiforbruk GWh - Oppdatert 1. januar 2014 I Asker drives distribusjonsnettet med 22kV spenning, mens distribusjonsnettet i Bærum drives med 11kV spenning. Det er omlag 2400 nettstasjoner i de to kommunene. Hafslund Nett har områdekonsesjon for hele distribusjonsnettet med unntak av et lite antall høyspennings elektrokjeler, koblingsanlegg i f.bm. fjernvarmeanlegg og noen spesialanlegg. Elektrisitetsproduksjon i Asker & Bærum Oppdatert 1. januar 2012 I Asker og Bærum er Spikerbruksfallet kraftverk med 360kW installert effekt det eneste elektriske produksjonsanlegget av noe betydning. Side 32

33 4.4 Oslo Oslo forsynes fra Statnetts stasjoner Smestad, Sogn, Ulven, Furuset i Oslo og Follo i Ås kommune. Det er noe innmating fra elvekraftverk ved Askim i Østfold (Solbergfoss og FKF) og det er utveksling i regionalnettet mot Follo, Romerike og Bærum. Frem til midten av 1980 tallet ble det, i sentrum av Oslo, bygd ut et 33kV kabelnett som opprinnelig matet 13 transformatorstasjoner. Etter dagens planer vil alle stasjonene være bygd om til 132kV innen I de ytre delene av Oslo ble det på tilsvarende måte bygd ut et 50kV kabel- og luftledningsnett. Det er i dag 32 transformatorstasjoner og to omformerstasjoner (Jernbaneverket) i 50kV nettet. Skillet mellom utbredelsen av de to nettene, gikk ved det som var grensen mellom Oslo og Aker før kommunene ble slått sammen i Det ble på midten av 1980-tallet gjennomført en utredning som konkluderte med at det var riktig å innføre et nytt 132kV regionalnett i Oslo. Det nye nettet var i første fase tenkt å erstatte 33kV nettet i sentrum av Oslo. Dette fordi 33kV nettet nærmet seg systemets kapasitetsgrense og fordi kabelnettet i stor grad var basert på gamle kabler med oljetrykkteknologi som med økende alderen har problemer med lekkasje av olje. Fakta om Oslo - Innbyggere Antall transformatorstasjoner 50 - Spenning 33, 50 og 132kV - Maksimalt effektforbruk 624 MW - Maksimalt energiforbruk GWh Oppdatert 1. januar 2014 Overgang til 132kV gir økt overføringskapasitet, mindre graving og rask reduksjon av antall oljetrykkskabler. I 1990 ble første fase av et nytt 132kV kabelnett satt i drift. Fra transformatorstasjonene fordeles kraften over et 11kV distribusjonsnett (90 prosent kabelnett) til omlag 5000 nettstasjoner. Hafslund Nett har områdekonsesjon for hele distribusjonsnettet, med unntak av et 40-talls høyspenningselektrokjeler og noen få spesialanlegg. 33kV nettet 33kV nettet ble påbegynt før andre verdenskrig og ble utviklet for å forsyne sentrum av Oslo (Oslo kommune før 1948) og er det eldste av de tre regionalnettene i Oslo og er ett rent kabelnett. Valg av spenning ble trolig gjort ut fra en teknisk og økonomisk vurdering, hvor hensyn til korte avstander og rådende kabelteknologi ble vektlagt. Nettet drives med isolert nullpunkt. For å begrense kortslutningsstrømmene, er det installert strømbegrensende seriereaktansspoler i alle avgangene fra Statnetts stasjoner. Tilsvarende er gjort på alle avganger i transformatorstasjonene og mot det underliggende11kv nettet. Side 33

34 Av de 13 opprinnelige stasjonene, er det ved inngangen til 2014, kun fire stasjoner som ikke er bygget om til 132kV. To er under ombygging, mens en er vedtatt bygd om. Dvs. at hele 33kV systemet med kabler, transformatorer i Statnetts og Hafslund Netts stasjoner kan avvikles innen kV nettet 50kV nettet ble opprinnelig bygget og drevet av Aker Elektrisitetsverk. Det forsyner de ytre byområdene, dvs. tidligere Aker kommune. Etter sammenslåingen av de to kommunene i 1948, har nettet blitt bygget videre og modernisert. Nettet var opprinnelig bygget med kraftlinjer og ble begynt på før 2. verdenskrig. Valg av spenning ble trolig gjort ut fra en teknisk økonomisk vurdering og for lett å kunne utveksle kraft med tilstøtende regionalnett. Nettet er i dag en blanding av kabler og kraftlinjer. Det forsyner i dag 32 transformatorstasjoner. På det meste var det 40 stasjoner. Åtte er lagt ned eller bygd om til 132kV siden midten av1990-tallet. Nettet er bygget slik at mange transformatorstasjoner kan forsynes fra flere av Statnetts stasjoner. For å kunne drifte nettet med enpolt jordfeil er nettet spolejordet med jordslutningspoler montert i nullpunktet i utvalgte transformatorer. Nettet driftes oppdelt, dvs. at det ikke drives sammenkoblet mellom Statnetts stasjoner. I øst har Høybråten og Stubberud forbindelse med Statnetts stasjon Røykås i Lørenskog kommune. I syd (Holmlia, Klemetsrud og Prinsdal) er det forbindelse til Statnetts stasjon Follo i Ås kommune. I vest er det forbindelser fra Statnetts stasjon Smestad til Jar, Nordli og Haslum i Bærum kommune. For å begrense kortslutningsstrømmene, er det installert strømbegrensende seriereaktansspoler i alle avgangene fra Statnetts stasjoner i Oslo. 132kV nettet 132kV nettet er det nyeste regionalnettet i Oslo. Nettet ble påbegynt i 1990 og skal på sikt erstatte de to gamle 33 og 50kV nettene. Valget ble gjort i 1987 ut fra en teknisk og økonomisk totalvurdering. Videreføring av 33kV nettet ville bl.a. medført en betydelig gravebelastning for Oslo sentrum. Som eksempel kan nevnes at en 132kV kabel kan overføre åtte ganger mer elektriskenergi enn en gammel 33kV kabel. I første omgang skal det nye nettet erstatte det eldste nettet i sentrum av Oslo som er matet med oljetrykkskabler. Ved inngangen til 2014 er det satt i drift 15 stasjoner i det nye 132 kv nettet. De siste stasjonene som er bygd om til 132kV er; Majorstua i 2008,Ulven, Jordal og Abildsø i , Montebello i 2011, Solli i 2012 og Torshov i Grønland ble delvis bygd om i 2010 og vil bli driftet med både 33kV og 132kV inntil det er etablert kabel mot Akersberget. Kabelen er forsinket pga. samordning av gravearbeider med Oslo kommune og blir satt i drift i Samme år blir Ullevål ferdig bygd om til 132kV. Frem til 2009 ble det nye 132kV nettet drevet med direkte jording over transformatorenes nøytralpunkter i Statnetts stasjoner. I 2009 ble det installert lavohmig reaktans mellom nøytralpunkter og jord i matende transformatorer. Dette for at maksimal jordfeilstrøm i nettet Side 34

35 ved enpolt kortslutning skal begrenses. Konsekvenser for nærførte telenett, samt vann- og avløpsnett begrenses med dette tiltaket til et akseptabelt nivå. 132kV kraftlinjen fra Solbergfoss er bygget som en dobbeltkurslinje frem til grensen mot Oslo kommune. Ved grensen er trådsettende koblet sammen og går videre som en enkeltkurslinje frem til Abildsø. Det er etablert en kabelavgrening mot Lambertseter 2km sør for Abildsø. I stasjonene Abildsø og Lambertseter står det mellomtransformatorer for innmating i 50kV nettet i Oslo syd. Elektrisitetsproduksjon i Oslo Det er i dag tre anlegg av noe størrelse for produksjon av elektrisitet i Oslo. Hammeren kraftstasjon, et vannkraftverk i Maridalen på 5,6MW og to kraftvarmeverk Klemetsrud I og II som er basert på avfall, med en samlet effekt på 25MW. Kraftverkene er knyttet til 11kV nettet. Ingen av de tre kraftverkene kan regnes med som tilgjengelig vinterkraft. Produksjonen dekker under en prosent av prosent av det elektriske energiforbruket i Oslo. Kraften fra Solbergfoss kraftverk i Glomma ved Askim i Østfold mates normalt inn i Oslo. Da dette er et elvekraftverk, er produksjonen lavest på vinteren når forbruket er størst. Innmatingen i et normalår utgjør 850GWh med bestemmende vinter produksjon i tunglastperioden (des. mars.) på 63MW. I tillegg kan opptil 90MW av produksjonen i Østfold leveres mot Oslo over en 132/50kV transformator i FKF. Side 35

36 4.5 Romerike Romerike forsynes fra Statnetts stasjoner Minne i Eidsvoll kommune, Frogner i Sørum kommune og Røykås i Lørenskog kommune. Det er i tillegg innmating fra kraftstasjonene Funnefoss, Rånåsfoss I og II og Bingsfoss i Glomma og kraftverk i Andelva i Eidsvoll kommune. Det er 50kV forbindelser til Oslo via. Røykås. Lengst nord ligger stasjonen Hurdal som forsynes fra Eidsivas 132kV kraftlinjen Minne - Kongsengen. Det er to ulike regionalnettet på Romerike. Et 66kV nett som dekker øvre Romerike, deler av nedre Romerike og Nittedal. Det andre nettet drives med 50kV spenningsnivå og dekker det meste av nedre Romerike. Begge nettene består av kraftlinjer med noen få kabelanlegg i de mest tettbebygde områdene. As- Fol- Distribusjonsnettet i nedre Romerike drives med 11kV, mens det er 22kV spenningsnivå på øvre Romerike. Unntatt er deler av Hurdal som drives med 17kV. Skillet mellom 22 og 11kV nettet går gjennom Lillestrømsområdet. I distribusjonsnettet er det om lag 4200 nettstasjoner. Hafslund Nett har områdekonsesjon for hele distribusjonsnettet med unntak av området Høland i Aurskog & Høland kommune, noen få høyspenningselektrokjeler og noen få spesialanlegg. Høland og Setskog Elverk har områdekonsesjon for Høland. 50kV nettet Fakta om Romerike - Innbyggere Antall transformatorstasjoner 37 - Spenninger 50, 66 og 132kV - Maksimalt effektforbruk 902 MW - Maksimalt energiforbruk GWh Oppdatert 1. januar kV nettet forsyner åtte stasjoner i Lørenskog- Lillestrømsområdet. Nettet mates fra Statnetts stasjon Røykås (300/50kV). Røykås har 50kV forbindelser til Oslo mot Høybråten og mot Stubberud. Nettet, karakteriseres av korte avstander mellom transformatorstasjonene og drives spolejordet. Kabler og kraftlinjer er isolert for 72,5 kv og er med det forberedt for drift med 66kV spenningsnivå. 66kV nettet 66kV nettet består av 27 stasjoner og forsynes fra Statnetts stasjoner Frogner (420, 300/66kV) og Minne (300/66kV). Nettet karakteriseres av store avstand mellom stasjonene. Nettet, som i hovedsak består av kraftlinjer, er spolejordet. For å øke leveringssikkerheten er det installert en 40MVA transformator i Lillestrøm mellom 50- og 66kV nettene. Side 36

37 50kV nettet ble utviklet før krigen bl.a. for å overføre kraft fra Rånåsfoss kraftstasjon (1918) til forbrukere på Romerike, i Oslo og Asker & Bærum. Valg av spenningsnivå ble trolig gjort etter teknisk økonomiske vurderinger og fordi dette var en alminnelig spenning som ble valgt bl.a. i Aker kommune. Nettet var så rikelig dimensjonert at det tilfredsstilte kapasitetsbehovet i en årrekke. Fra 1960 har det foregått en stadig utbygging av nettet med mange nye transformatorstasjoner. Spesielt rundt 1980 ble det gjennomført store investeringer. En rekke nye stasjoner ble bygget og mange av de gamle stasjonene ble bygd om. På Romerike er det i dag 35 transformatorstasjoner. Fra 1960 og utover ble en rekke transformatorstasjoner bygd om fra 50kV til 66kV. Heving av spenningsnivået ble gjort fordi dette var en billig måte å øke kapasiteten på. Alt på et tidlig tidspunkt, ble det montert utstyr for 72,5kV i 50kV nettet. Dette gjorde at mye av bryter- og linjemateriellet, bortsett fra transformatorer, kunne brukes videre. Overgangen fra 50kV til 66kV hovedfordelingsspenning på Romerike er foreløpig avsluttet. Det er nå 66kV på Øvre Romerike, mens 50kV er beholdt som spenningsnivå i deler av nedre Romerike. Elektrisitetsproduksjon på Romerike På Romerike er det i underkant av 900 GWh produksjon. Det meste av dette kommer fra kraftverk i Glomma. Kraftverkene har liten produksjon i desember- mars, dvs. når belastningen i nettet er høyest. Bestemmende vinterproduksjon er 80MW. Det er kraftstasjoner i Glomma (Rånåsfoss, Bingsfoss og Funnefoss) og i Andelva i Eidsvoll (Mago A, B, C og D) som har betydning for nettet. Anleggene er eid av hhv. Glomma Kraftproduksjon (Glomma og Andelva) og Hafslund Produksjon (Andelva). Figuren viser produksjonen i de største kraftverkene i Akershus C. Side 37

38 4.6 Follo Regionalnettet i Follo forsynes fra Statnetts stasjon Follo. Det er forbindelser mot Oslo-nettet via Tårnlia - Prinsdal, Gjersjøen - Holmlia og Bru - Klemetsrud og mot Østfold-nettet via. Skiseng - Melleby og Dyrløkke - Tegneby. Normalt mates Oslo syd via Follo- nettet I regionalnettet er det 17 transformatorstasjoner og en 50kV koblingsstasjon (Skiseng). Nettet er spolejordet og drives med 50kV spenningsnivå. Alle stasjonene er eid av Hafslund Nett. Nettet driftes med to separate drifter ut fra Statnetts stasjon. For å kunne drifte nettet med enpolt jordfeil er nettet, også i Follo, spolejordet med jordslutningspoler montert i nullpunktet i utvalgte transformatorer. Elektrifiseringen i Follo startet noe senere enn i Østfold. Først i 1917 ble Follo tilknyttet en 20kV linjen fra Kykkelsrud kraftstasjonen ved Askim. Linjen gikk videre til Oslo, gjennom Asker og Bærum før den endte i Slemmestad i Røyken. Før den tid var det kun spredt forsyning vha. 110V DC, bl.a. på landbrukshøgskolen i Ås og i Drøbak. 50kV nett ble først innført etter Hafslund Nett har områdekonsesjon for distribusjonsnettet i Oppegård, Frogn, Vestby og Ås kommuner, dvs. fire av syv kommuner i Follo. Det er omlag nettstasjoner i de kommunene hvor Hafslund Nett har områdekonsesjon. Fakta om Follo Energi1 har områdekonsesjon for Enebakk, Ski og Nesodden kommuner. Elektrisitetsproduksjon i Follo Det er helt ubetydelig kraftproduksjon i et fåtall minikraftverk i Enebakk kommune. - Innbyggere Transformatorstasjoner 17 - Spenning 50kV - Maksimalt effektforbruk 431 MW - Maksimalt energiforbruk GWh Oppdatert 1. januar 2014 Side 38

39 4.7 Østfold De første elektrisitetsverkene i Østfold ble etablert på slutten av 1890-årene. Dette var samtidig med at de første aggregatene i Sarpefossen ble satt i drift. 10 år senere ble de første 50kV kraftlinjene i fylket bygget. Historisk drives regionalnettet i Østfold med 50kV spenningsnivå. 110kV spenning, som senere ble oppgradert til 132kV, ble først innført i en mindre del av nettet på 1970-tallet. Regionalnettet i Østfold er matet fra Statnetts stasjoner Tegneby, Hasle og Halden. I tillegg er det innmating fra flere kraftverk i Glomma. Det er 52 transformatorstasjoner i regionalnettet hvorav fire kun leverer mot industrien. I tillegg er det to 50kV koblingsstasjoner (Kolstad og Strupe), fire 50kV koblingsanlegg ved kraftstasjoner og to omformerstasjoner mot jernbaneverket. Nettet er knyttet mot Follo via Melleby, mot Dyrløkke fra Tegneby og mot Oslo via en 132kV forbindelsen fra Solbergfoss. Hafslund Nett eier primærspenningsanleggene i de fleste transformatorstasjonene, mens 11-22kV delen av stasjonene eies av det selskapet som har områdekonsesjon. Tomt og bygninger eies de fleste steder av det selskapet som har områdekonsesjon på distribusjonsnettet. Av 183 krafttransformatorer er 62 eid av andre enn Hafslund Nett, dvs. industribedrifter, kraftverk osv. Både 132kV og 50kV nettet drives spolejordet. Fakta om Østfold Fra stasjonene i regionalnettet fordeles kraften over distribusjonsnettet med, 10, 17, 18 eller 22kV spenning. I tillegg kommer noen mindre 5kV områder rundt kraftstasjonene. - Innbyggere Transformatorstasjoner 52 - Spenning 132 og 50kV - Maksimalt effektforbruk MW - Maksimalt energiforbruk GWh Oppdatert 1. januar 2014 Hafslund Nett har områdekonsesjon i to kommuner i Østfold (Rygge og Råde). I kommunene Rakkestad og Trøgstad har hhv. Rakkestad Energi og Trøgstad EV områdekonsesjon i sine kommuner. Fredrikstad Energi Nett har konsesjon for Fredrikstad kommune (bortsett fra Onsøy) og Hvaler kommune. I resten av fylket har Fortum Distribution områdekonsesjon. Elektrisitetsproduksjon i Østfold Østfold er det området med størst elektrisk produksjon innen Oslo, Akershus og Østfold. Totalt produseres det i underkant av 4500 GWh i et normalår. De største produsentene er Hafslund Produksjon som har kraftstasjoner i FKF, Vamma ved Askim og i Sarpefossen i Sarpsborg, Borregaard Ind. Ltd har kraftverk i Sarpefossen og ECO-vannkraft / Statkraft som har kraftverket Solbergfoss ved Askim. Side 39

40 Fordi produksjonen er basert på uregulert tilsig, er produksjonen i kraftverkene i Glomma størst på våren, sommeren og høsten. Forbruket er derimot størst på vinteren når produksjonen er lavest. Dette betyr at det meste av effekten i maksimal effekttimen på vinteren, må tas ut fra sentralnettet. Bestemmende vinterproduksjon finner sted ved en vannføring på 350m 3 /s. Tilgjengelig vintereffekt er 296MW. Vannføringen i Glomma kan variere fra under 200m 3 /s til nesten 4000m 3 /s. Det meste av det som produseres i kraftverkene i Glomma går inn i regionalnettet i Østfold og er en viktig og integrert del av nettet. Unntatt fra dette er produksjonen i Solbergfoss som normalt leveres inn mot Oslo. Slukeevnen ved kraftstasjonene FKF er 1040 m³/s, Vamma 950 m³/s og Sarpsfossen 945 m³/s, mens Solbergfoss har en slukeevne på 1200 m³/s. Figuren viser produksjonen i de største kraftverkene i Østfold Figuren viser produksjonen i Østfold i Glomma ved ulike vannføringer. Dimensjonerende vinterproduksjon er ved 350 m3/s I tillegg kommer små- og minikraftverk med minimal vintereffekt. 132/50kV transformeringen i Vamma, som ble etablert i 2005, har bedret fleksibiliteten i nettet, bl.a. kan hele produksjonen i Vamma kjøres både nordover i Tegnebynettet og sydover i Hasle-nettet. Dette er gunstig for å redusere de elektriske tapene og bidrar til å redusere belastningen på Statnetts transformatorer i Tegneby. Forholdene blir ytterligere bedret når det Side 40

41 i 2015 settes i drift en 132/50kV enhet nummer på samme sted. Enheten sto tidligere i Raa ved Fredrikstad og ble ledig da det ble satt inn en større enhet i I lastflytanalyser ved vinterlast og normalt oppdeling av nettet, er effektproduksjon ved 350 m³/s vannføring lagt til grunn. Produksjonen fra G11 i Vamma, sammen med deler av 50kV lasten under Vamma, er lagt sydover på 132kV nettet mot Hasle. Produksjonen i Solbergfoss er lagt utenom nettet i Østfold/Follo og direkte inn i Oslo-nettet. For ytterligere å minimalisere tap og redusere belastningen på transformatorene i Tegneby vurderes muligheten for å legge denne produksjonen mot Østfold. Dette må sees i sammenheng med tiltak i nettet i Oslo syd, f.eks. Statnetts planer om å bygge en ny 420/132kV stasjon kalt Liåsen ved Klemetsrud. Side 41

42 4.9 Overføringstariffer i Oslo, Akershus og Østfold I tarifferingen av regionalnettene i Oslo, Akershus og Østfold benyttes en såkalt k- faktormodell. Dette er det samme tarifferingsprinsipp som Statnett benytter i sentralnettet. De siste fem år har tariffene i regionalnettet hatt følgende prisutvikling: Nettnivå Tariff fra 1/1-10 Tariff fra 1/1-11 Tariff fra 1/1-12 Tariff fra 1/1-13 Tariff fra 1/1-14 Kommentar kr/kw kr/kw kr/kw Fastledd kr kr/kw Fastledd kr kr/kw Fastledd kr Prioritert overføring nivå marginaltap + enova 1) Prioritert overføring nivå marginaltap + enova 1) Prioritert overføring nivå marginaltap + enova 1) Utkoblbar overføring, katg. A ) ) ) marginaltap + enova 1) Utkoblbar overføring, katg. M ) ) ) marginaltap + enova 1) øre/kwh øre/kwh øre/kwh øre/kwh øre/kwh Innmating av produksjon 0,80 0,80 0,80 0,80 1,20 + marginaltap øre/kvarh øre/kvarh øre/kvarh øre/kvarh øre/kvarh Reaktivt overforbruk 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 Tariffer eks. MVA i regionalnettet for Oslo, Akershus og Østfold 1 ) Fram til 1. januar 2013 har alle sluttkunder direkte tilknyttet nedspenningssiden av transformatorene i regionalnett svart for et påslag på 1,00 øre/kwh eks. MVA på nettleien for innbetaling til energifondet. Dette påslaget kommer i tillegg til marginaltapsleddet i denne perioden. Med virkning fra 1. januar 2013 er forskrift om Energifondet endret slik at alle sluttbrukere på alle nettnivå som ikke er husholdning etter dette skal svare et påslag på 800 kr/år eks. MVA per målepunkt-id. Dette beløpet kommer i tillegg til oppgitt fastledd på alle nettnivå. 2) For utkoblbar overføring er avregningsgrunnlaget basert på abonnert effekt fra og med For prioritert overføring avregnes effektleddet (residualleddet) etter det løpende gjennomsnittet av kundens effektuttak i områdets maksimallasttimer de siste fem årene, fratrukket utkoblbart forbruk. Dette prinsippet er ment å stimulere kundene til å redusere sine effektuttak i de perioder regionalnettet er hardt belastet. Samtidig vil ordningen med bruk av 5-års gjennomsnitt dempe tariffmessige virkninger og risiko for kunder og nettselskap, som følge av årlige tilfeldigheter. Det tarifferes også ulike typer utkoblbar overføring Leveringskvalitet Det er utplassert elleve målere for kontinuerlig å måle spenningskvaliteten levert fra regionalnettet. I starten på 2014 ble det satt i drift ytterligere åtte måleenheter. I tillegg brukes mobile enheter på lavere spenningsnivå, for analyse av spesielle tilfeller. Målingene gjøres for å overvåke og dokumentere tilstanden i hele nettet iht Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet, FOR og EN Bl.a. for å bedre spennings- og leveringskvaliteten er det monterte en rekke jordslutningspoler og kondensatorbatterier i nettet. For flere kondensatorbatteri benyttes synkron innkobling av effektbryter for å unngå transiente spenningsforløp ved innkobling. I Statnetts stasjon Sogn er det montert 300kV spoler og kondensatorbatterier for å bedre spenningsprofilen i sentralnettet. Side 42

43 4.11 Leveringspålitelighet Leveringspåliteligheten i regionalnettet måles ved to parametere. Antall feil som medfører at kunder blir strømløse og mengden elektrisk energi som ikke leveres kundene. Begge parameterne viser bedring de siste 15 årene. Det er i dag omlag 50 feil i året som berører kundene. Også mengden ikke levert energi har bedret seg vesentlig og ligger på i underkant av 300GWh. I begge parametrene inngår også avbrudd som skyldes feil i Statnetts 420/300kV nett. Nedgangen i antall feil skyldes i stor grad økte investeringer, bedre vedlikehold og bedre linjerydding. Når det gjelder mengden elektrisk energi som ikke leveres kundene, betyr trolig beredskapsapparatet mye. Både driftssentralens mulighet for raske fjernstyrte omkoblinger, gode beredskapsplaner, kvalifiserte mannskaper og nok utstyr for å utbedre feil er vesentlig faktorer. Pga. relativt få feil i regionalnettet vil enkelthendelser slå sterkt ut på statistikken. Dette ser en tydelig for årene 2005 og 2007 hvor feil i sentralnettet doblet ikke levert energi. Tilsvarende gjelder for 2011 hvor feil på to 420/66kV transformatorer i Frogner på Romerike utgjorde mer enn halvparten av ikke levert energi det året. Figuren viser antall feil som har medført at kunder er blitt strømløse Leveringspåliteligheten i regionalnettet påvirknings av været, dvs. snø, vind, lyn osv. Dette er medvirkende til at 50kV nettet har flere feil enn de andre nettene. Dette nettet har størst utstrekning og består av mye kraftlinjer. Minst feil har 33kV nettet som har liten utstrekning og som er et rent kabelnett. Generelt er graveskader, vind, snø og lyn den største årsaken til feilene på linje- og kabelnettet. I transformatorstasjonene er teknisk svikt den vanligste årsaken til feil. Figuren viser ikke levert energi til kundene pga. feil i regionalnettet Bidraget fra sentral- og regionalnettet på leveringspåliteligheten utgjør kun prosent av det som kundene opplever. De fleste feil oppstår i det kundenære distribusjonsnettet. Side 43

44 5 FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 5.1 Belastningsdata Det elektriske energi- og effektforbruket i Oslo, Akershus og Østfold beregnes ved å summere energi og effekt levert til regionalnettet fra sentralnettet, fra kraftverkene og det som utveksles i regionalnettet mot EB-nett og Eidsiva. Fordi tap i nettet er inkludert, er dette forbruket større enn det som blir levert mot kundene. Norske Skog, som har levering direkte fra sentralnettet i Halden innføringsstasjon, er holdt utenfor. Det høyeste effektforbruk som er målt i Oslo, Akershus og Østfold i en time oppsto 11. januar 2010 og ble målt til 5.344MW. Nettet dimensjoneres kun for prioritert forbruk. Dvs. at effektforbruket som har en nett-tariff som innebærer å kunne bli koblet ut, dvs. elektrokjeler, store varmepumper og lignende trekkes fra. Ved maksforbruket i 2010 var denne delen av forbruket på 265MW. Det prioriterte forbruket som ble målt var med dette på 5.079MW. I Norge er en stor del av oppvarmingsbehovet for boliger dekket av elektrisitet. Dette gjør at maksimalforbruket normalt er svært følsom for temperatur. Det målt prioriterte forbruket temperaturkorrigeres derfor opp mot den dimensjonerende temperaturen som i Oslo er -18,2 grader. I 2010 var temperaturen ved høyeste forbruk -17 grader. Korrigert til -18,2 grader gir dette MW som er den lasten som nettet dimensjoneres for. Figurene viser prioritert og temperaturkorrigert effektforbruk i Oslo, Akershus og Østfold i perioden 1996 til 2014 Den hittil høyeste temperaturkorrigerte prioriterte effektforbruket i Oslo, Akershus og Østfold er MW og oppsto 23. januar 2013 ved en temperatur på -11 grader. På samme måte, som for det totale effektforbruket for Oslo, Akershus og Østfold, beregnes det prioriterte forbruket for hver av de 168 transformatorstasjonene i utredningsområdet. Tilsvarende utarbeides effektprognoser for de neste 20 årene. Verdiene brukes i modeller for lastflytberegninger og dimensjonering av de ulike delene av regionalnettet. Dvs. som grunnlag for tiltak som økning av transformatorkapasiteten i stasjonene og forsterking av linjer og kabler. Side 44

45 De siste årene er usikkerheten ved korrigeringsformlene som brukes blitt større. Dette skyldes bl.a. stor utbredelse av luft til luft varmepumper som har en synkende virkningsgrad ved lavere temperaturer. I tillegg har andelen av last som ikke er følsom for temperatur endret seg. Dette skyldes bl.a. utbredelse av fjernvarme, flere elbiler ol. En rekke milde vintre gjør det i tillegg vanskelig å kalibrere modellen. Utviklingen av effektforbruket er svært ulikt fra område til område. I Østfold har det, pga. nedleggelse av industri og liten befolkningsøkning vært liten økning i effektforbruket. I Oslo, Figuren viser utviklingen av maksimaleffekt for Asker og Bærum, Follo, Oslo, Romerike og Østfold. I blå kurve vises målt prioritert effekt, mens rød kurve viser prioritert temperaturkorrigert forbruk. Follo og Asker og Bærum har vekst til tross for stor befolkningsøkning, vært moderat, mens det på Romerike har vært en stor økning. Den store veksten på Romerike skyldes trolig «Gardermo- effekten» som i tillegg til stor befolkningsøkning har tiltrukket seg mye næringsvirksomhet. Den lave økningen i effektforbruk i Oslo, til tross stor befolkningsvekst, skyldes tro- Side 45

46 lig stor satsing på fjernvarme, sanering av gamle bygg og at flere bor tettere enn i andre områder dvs. i leiligheter og i blokkbebyggelse. Størst prosentvis vekst i effektforbruk har det vært i kommunene Ullensaker, Skedsmo, Nittedal, Gjerdrum, Sørum og Nannestad på Romerike, og Frogn, Nesodden og Ås i Follo. Minst vekst har det vært i Hurdal på Romerike og noen kommuner i indre Østfold, for eksempel Aremark, Marker, Våler, Rakkestad, Trøgstad. De neste årene forventes det spesielt stor vekst i forbruket langs sjøkanten i Oslo fra Filipstad til Bekkelaget. Det forventes også vekst i områdene Ensjø, Groruddalen, Klemetsrudområdet, Gjelleråsen, langs E6 mot Gardermoen på Romerike og langs E6 mot Moss-Rygge i Follo og Østfold. SSB har i sine prognoser frem til 2040 anslått en befolkningsøkning på mellom og opptil innbyggere i Oslo, Akershus og Østfold. Basert på data for effektutvikling de siste 10 årene, nye byggeforskrifter og overgang til nye energiformer osv. antas det at det elektriske effektforbruket pr. innbygger vil avta i årene som kommer. Dette samsvarer med utredninger gjort i Statnetts prosjekt «Nettplan Stor Oslo». Sammenhengen mellom befolkningsøkning og øking av det maksimale effektforbruket vil i midlertid være forskjellig fra område til område. Bl.a. vil økningen i effekt- Effekt pr. innbygger forbruket være 4,5 lavere i Oslo enn 4,0 for eksempel på øvre Romerike. 3,5 Det skyldes bl.a. kw utbredelse av Akershus prognose 3,0 Østfold prognose fjernvarme, andel Oslo prognose blokker og eneboliger osv. Akershus 2,5 Østfold 2,0 Dersom SSBs prognose på befolkningsutvikling og antatt sammenheng mellom befolkningsutvikling og effektforbruk stemmer, vil effektforbruket stige med i underkant av 9 prosent dvs. 450MW de neste 10 årene. Oslo Side 46

47 5.2 Utvikling av energiforbruk Det elektriske strømnettet i Norge dimensjoneres og utvikles på grunnlag av maksimalforbruket i en time, dvs. effekt. Energi som transporteres i strømnettet brukes i liten grad i dette arbeidet. Maksimalt elektrisk energiforbruk i et år, i Oslo, Akershus og Østfold ble målt til 24TWh i Dette var et svært kaldt år med lave temperaturer i både i januar, februar og i desember. Historisk energiforbruk har svingt mye de siste 20 årene. I tillegg til forskjellen på «kalde» og «varme» år har prisen, medieoppslag om kraftkrise ol hatt betydning for forbruket det enkelte året. Det synes i tillegg som om forbruksfleksibiliteten, dvs. muligheten til å svitsje mellom ulike energibærere, blir mindre og mindre. Dette skyldes ikke minst at det er et politisk mål at offentlige og private oljefyringsanlegg skal fases ut. Luft til luft varmepumper har uten tvil redusert det totale energiforbruket i boliger. Varmepumpene oppleves av nettselskapene å være en usikkerhetsfaktor. Dette fordi energiutbytte avtar med synkende temperatur og fordi det er rimelig å tro at mye av den effekten som luft til luft varmepumper ikke kan levere når det er kaldt, i stor grad blir kompensert via øket strømforbruk. Det er knyttet stor usikkerhet til prognoser for fremtidig forbruk av elektrisk energi. I følge analyser gjort i Statnetts prosjekt «Nettplan Stor Oslo» betyr de nye boligforskriftene, med strenge krav til isolering, mest for energiforbruket. De nye kravene for nye bygg, rehabilitering og sanering av gamle bygg vil trolig, etter 2025, kompensere for den økende befolkningen i utredningsområdet. Figuren viser det totale energiforbruket i Oslo, Akershus og Østfold (eks. Norske skog) fra Da det ikke finnes måling i stasjoner i Oslo, Asker og Bærum er energien skjønnsmessig fordelt mellom stasjonen. Da oppdelingspunkt mellom ulike stasjoner i tillegg stadig endres, må en være forsiktig med å trekke kon- Energiforbruket for delområdene for perioden klusjoner om utviklingen av energiforbruket inn under den enkelte transformatorstasjon. Side 47

48 5.3 Prognoser for effekt- og energibalanse I Oslo, Akershus og Østfold blir det på vinteren produsert langt mindre elektrisk energi og effekt enn det som forbrukes. Det er kun elvekraftverkene på Romerike og i Østfold som gir elektrisk produksjon av noe betydning i den timen hvor effektbehovet er størst. Da vannføringen om vinteren er betydelig lavere enn om våren og sommeren, bidrar produksjonen til under 7 prosent av effektforbruket i høylasttimen. Nettet dimensjoneres ut fra påregnelig vinterkraft, dvs. den produksjonen en kan forvente ni av ti år. Selv om det i 2013 ble produsert 490MW er den påregnelige produksjonen innen utredningsområdet 375MW. Den elektriske energiproduksjonen i kraftverkene dekker 24 prosent av det elektriske energiforbruket i de tre fylkene. Det meste av potensialet for vannkraft innen utredningsområdet er allerede utnyttet. I noen anlegg er det fortsatt mulig å øke slukeevnen. Dette kan gi noe mer energiproduksjon i flomperioden, men vil ikke bedre effektsituasjonen på vinteren. Ny effekt og energi må derfor komme i form av kraftvarmeverk eller andre former for elektrisitetsproduksjon. Det foreligger i dag kun planer på skissestadiet om innføring av gass til Østlandet. Et gasskraftverk vil, dersom det kommer, trolig bli knyttet direkte til en av Statnetts stasjoner og vil med det ha liten betydning for utvikling av regionalnettet. Utover dette forventes det i utredningsperioden, kun tilkomst av noen uregulerte små-, miniog mikrokraftverk, dvs. produksjon i størrelse på noen få MW og nedover. I tillegg er det planer om å få bygge ut flere vindkraft parker. Fordi anleggene ikke nødvendigvis bidrar med effekt i makslasttimen vil de ikke bidra til å bedre effektbalansen i utredningsområdet. Det er planlagt noe elektrisk produksjon fra søppelforbrenning og bioanlegg. Normalt vil anleggene produsere varmt vann for fjernvarme. Elektrisitetsproduksjonen vil være et biprodukt når behovet for varmt vann er lite. 5.4 Ny energi og effekt Asker og Bærum Det er ingen kjente planer om nye elektriske produksjonsanlegg i Asker og Bærum i løpet av utredningsperioden. I dag har Fortum levering av fjernvarme i Sandvika, Fornebu og Lysaker. Det pågår utbygging av nye varmesentraler på Fornebu, som kommer i tillegg til varmesentralen som allerede er etablert i området. Det vil bl.a. bli produsert energi vha. varmepumper som utnytter sjøvann. I Sandvika ble konsesjonsområdet utvidet i 2013 til å omfatte Bærum sykehus. Det er de siste årene startet opp to mindre fjernvarmeanlegg i Asker. I 2012 var produksjonen av fjernvarme 8GWh i Asker og 140GWh i Bærum, mens det elektriske energiforbruket var på 2.600GWh i de to kommunene. Side 48

49 Follo Det er ingen kjente planer for bygging av nye elektriske produksjonsanlegg i Follo i løpet av utredningsperioden. Det er noen mindre fjernvarmeanlegg i tre områder i Vestby kommune, i sentrum av Ski, på Universitets området i Ås kommune, mens det er leveranse av fjernvarme fra Oslo inn i Oppegård kommune. Det elektriske energiforbruket i Follo var på 1.820GWh i 2012, mens fjernvarme leveransen er ukjent. Figuren er hentet fra NVE.no og viser gitte konsesjoner for fjernvarme i Akershus pr. 1. april 2014 Romerike Akershus kraft skal i perioden skifte ut seks gamle turbiner fra 1922 i Rånåsfoss De seks gamle 9MW aggregatene blir erstattet med nye på 13MW hver. Maksimaleffekten øker med 24MW ved en vannføring på 1150 m3/s. I dag oppnås maksimaleffekten ved 940 m3/s. Energiproduksjonen ved tiltaket er antatt å øke med 60 GWh pr år. Det er to større fjernvarmenett i sentrum av Lørenskog kommune, og til sentralsykehuset. Totalt ble det i 2012 levert 70GWh til kundene. Det er to mindre fjernvarmenett i Eidsvoll kommune, et i Nannestad sentrum, et i Årnes i Nes kommune, et i Rælingen kommune og et i Sørumsand i Sørum kommune Det er større fjernvarmenett Lillestrøm, Strømmen og Kjeller i Skedsmo kommune som i 2012 leverte 75 GWh, mens det i Ullensaker kommune er fjernvarmenett i tilknytning til Gardermoen flyplass som leverte 68 GWh i Konsesjonærer i Jessheim sentrum og Kløfta har frasagt seg sine konsesjoner. Side 49

50 Det elektriske energiforbruket på Romerike var på 3.929GWh i 2012, mens fjernvarmeleveransen er under 200GWh. Oslo Hafslund Varme er Norges største fjernvarmeleverandør og har konsesjon i Oslo. I tillegg leveres noe fjernvarme fra Oslo og inn i Oppegård. Hafslund Varme driver også et nett ved Gardermoen i Ullensaker kommune. Selskapet bruker egenprodusert energi og kjøper i tillegg energi fra Gjenvinningsetaten i Oslo kommune. På midten av 1980-tallet vedtok byrådet at fjernvarme skulle være et satsingsområde. Dette bl.a. fordi fjernvarme bidrar til bedring av luftkvaliteten ved å knytte til og erstatte lokale oljefyrte varmesentraler. Satsingen reduserer i liten grad det eksisterende elektrisitetsforbruket, men kan redusere behovet for elektrisk energi ved nybygging. Der det er fjernvarme, vil oppvarmings- og tappevann bli dekket av energi fra dette systemet. Det ble opprinnelig bygd ut fjernvarme i fire områder i Oslo, søndre Nordstrand, sentrum, Skøyen og Grorud. I dag er de fire områdene knyttet sammen til ett forsyningsområde. Det har de siste årene vært stor ekspansjon av fjernvarmenettet i Oslo. Produksjonen i 2000 var på 728GWh, mens den var på GWh i Dette omfatter også anlegget på Gardermoen som produserte 63 GWh. Veksten de neste årene vil ikke være like stor, men det forventes at nye utbyggingsområder som Bjørvika, Filipstad, Sørenga osv. vil bli varmet opp Figuren1 viser utviklingen av fjernvarmeproduksjonen i Oslo og på Gardermoen fordelt på ulike energibærere. Produksjonstoppen i 2010 skyldes bl.a. en spesielt kald vinter i januar-mars og november-desember med fjernvarme. Energien hentes fra avfall, næringsavfall, varmepumper, elektrisitet, biomasse, trepellets, gass, bioolje og fossil olje. Det er de siste årene satt i drift og planlagt tro nye varmekraftanlegg som vil produsere energi til fjernvarmenettet i kombinasjon med levering av strøm. Begge blir lokalisert på Klemets- Side 50

51 rud. Det første ble satt i drift i 2011 og er bygget av Gjenvinningsetaten i Oslo kommunen, Det er planlagt å gi 12MW elektrisk effekt. Neste utbygging utføres av Haslund Varme og blir på i underkant av 40MW elektrisk effekt. Det ble i 2013 satt i drift et anlegg fyrt på pellets på 56 MW på Haraldrud og en biooljekjele på 100MW på Rodeløkka. I 2012 ble det produsert 1.756GWh fjernvarme i Oslo mens det elektriske energiforbruket var på 9.700GWh. Figuren er hentet fra NVE.no og viser gitte konsesjoner for fjernvarme i Oslo pr. 1. april 2014 Østfold EON ble i desember 2013 tildelt konsesjon på to vindmølleparker i Marker kommune. Konsesjonen ligger nå til ankebehandling hos OED. Det er planlagt opp til 70 MW samlet effektinstallasjon. Anlegget er tenkt knyttet til Ørje transformatorstasjon og 50kV nettet mot Vamma kraftstasjon. Havgul Clean energi AS sendte januar 2012 konsesjonssøknad på Kjølen vindpark i Aremark kommune. Parken er planlagt med installert effekt på opptil 130MW med turbiner på 2-5 MW. Konsesjonen ble avslått mars 2013, men er anket inn for OED av utbyggeren. EON har sendt forhåndsmelding på en vindkraftpark i Danserfjellene nordøst i Råde kommune. Foreløpige planer er en effektinstallasjon på opptil 110 MW. Grønnkraft søkte i slutten av 2011 konsesjon på et kraftverk i Spinnerifossen i Lekumelven ved Mysen sentrum i Eidsberg kommune. Anlegget er planlagt med en installert effekt på 0,8MW og med en årlig produksjon på i underkant av 3 GWh. I Kykkelsrud ble det medio 2011satt i drift et nytt kraftverk, FKF 4, med installert effekt på 40MW. Kraftverket, erstatter gamle Kykkelsrud og gir en merproduksjon på GWh i elvefallet. Slukevnen øker fra 840 m 3 /s til 1025 m 3 /s. For ytterligere å øke energiuttaket i elvefallene i Glomma, er det planer om nye kraftverk både i Sarpefossen og i Vamma. I Vamma ønskes slukevnen å økes fra dagens 900 m 3 /s til 1200 m 3 /s. Dette vil gi en effektøkning på over 100MW i flomperioden på våren. Tilsvarende gjelder i Sarpefossen hvor tiltaket vurderes kombinert med øket flomavrenning. Også her planlegges effektinstallasjon på over 100MW. Begge tiltakene sees i sammenheng med reinvesteringsbehov for aggregater i de samme elvefallene. Akershus Kraft har planer om å bygge nye aggregat i Tistedalsfossen ved Halden og Porsnes (inne på området til Norske Skog). Begge aggregatene blir på 1MW. Side 51

52 Frevar i Fredrikstad har en årlig energiproduksjon på 190GWh basert på avfallsforbrenning. Det meste av produksjonen blir levert som damp til industrien. Anlegget er lokalisert på Øra ved Fredrikstad. Hafslund har gått inn som eier av selskapet (Bio el Fredrikstad) som produserer energi basert på avfall. Anlegget er lokalisert nær Frevar på Øra og har en årlig energiproduksjon på 175GWh med en effekt på 25MW. Energien blir levert som damp til industrien, som varme til Fredrikstad Fjernvarme og som strøm. Strømproduksjonen er på om lag 22GWh med merkeeffekt på 5,7MW. Anlegget ble startet i 2008 Fredrikstad Fjernvarme AS startet bygging av fjernvarmenett i Fredrikstad i Leveringen var 40GWh i Energien blir i dag levert fra Frevar og Bio el Fredrikstad. Videre benyttes også olje og elektrisitet. Østfold Energi driver forbrenningsanlegg som leverer 185GWh med prosessdamp til Borregaard. Anlegget ble bygget i I 2010 satte Hafslund Miljøenergi i drift et forbrenningsanlegg i Sarpsborg. Anlegget, som er basert på avfall, levere 230 GWh til Borregaard. Hafslund Miljøenergi og Hafslund fjernvarme fusjonerte til Hafslund Varme i Det er større fjernvarmenett i Fredrikstad og på Borregaard i Sarpsborg kommune. Mens det er mindre anlegg i Rakkestad, Moss, Eidsberg, Halden og Våler kommuner. Det elektriske energiforbruket i Østfold var 4.854GWh i Figuren er hentet fra NVE.no og viser gitte konsesjoner for fjernvarme i Østfold pr. 1. april 2014 Side 52

53 6 Utvikling av kraftsystemet 6.1 Langsiktig mål for utvikling av regionalnettet Som resultat av en rekke fusjoner er regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold i dag nesten hundre prosent eiet av Hafslund Nett. De ulike delene av nettet har historisk vært bygget med ulike spenningsnivåer og etter ulike tekniske prinsipper. Regionalnettet drives i dag med 33, 50, 66 og 132kV spenningsnivåer. Størst utbredelse har 50kV nettet. Det langsiktige målet med utvikling av regionalnettet er å drive hele nettet med 132kV spenningsnivå. Da det ved samme lednings- eller kabeltykkelse kan overføres tre ganger mer effekt enn ved 50kV spenningsnivå, vil det ved denne strategien være behov for færre nye overføringsanlegg. 33kV nettet, i sentrum av Oslo, er det første nettet som i sin helhet blir erstattet av et nytt 132kV nett. Alle de opprinnelige 13 stasjonene i Oslo vil innen utgangen av 2021 være bygget om til 132kV. Ved inngangen til 2014 er 20 av 168 transformatorstasjoner i Oslo, Akershus og Østfold drevet med 132kV som primærspenning. I planperioden er det, i tillegg til de tre siste 33kV stasjonene, planlagt at flere 50kV stasjoner skal bygges om til 132kV. For å forberede for et fremtidig 132kV nett, blir alle nye kabelanlegg i Oslo, Akershus og Østfold isolert for 132kV spenningsnivå. Selv om kablene skal drives med 50kV eller 66kV spenning i mange år fremover, vil strategien være bedrifts- og samfunnsøkonomisk riktig. Dette skyldes at et kabelanlegg ikke kan oppgraderes til høyere spenning, men i sin helhet må graves opp og legges på nytt ved senere øking av spenningsnivå i nettet. Merkostnadene ved å isolere et kabelanlegg for 132kV i stedet for 50kV er beregnet til om lag fem prosent for et komplett kabelanlegg. Fordi det normalt er mulig å oppgradere spenningen på eksisterende kraftlinjer og bryteranlegg, vil det bli vurdert i hvert enkelt tilfelle, om nye anlegget skal bygges for 132kV spenning. Vurderingen baseres på sannsynligheten for når anlegget vil bli tatt i bruk på 132kV og hvilke kostnader som er forbundet med senere å bygge om anlegget. Som eksempel kan nevnes at de konsesjonssøkte kraftledningene Hvaler- Kråkerøy og Dyrløkke- Tegneby er planlagt isolert for 132kV, selv om de trolig vil driftes med 50kV spenningsnivå de neste 20 årene. Utbygging av regionalnettet vil bli koordinert med utbyggingen av distribusjonsnettet, som i Oslo, Akershus og Østfold, drives med 11-22kV spenningsnivå. Det vurderes i hvert enkelt tilfelle om forsterkning i distribusjonsnettet mellom transformatorstasjoner eller økning av transformatorkapasiteten i en transformatorstasjon er det beste tiltaket for å bedre leveringssikkerheten i et område. Med i vurderingen er at forbindelser mellom ulike transformatorstasjoner gir reservemuligheter. Tiltaket er enklest å gjennomføre der det er samme eier av regional- og distribusjonsnettet. Der det er ulike eiere, gir NVEs reguleringsmodell små økonomiske insentiver til denne type tiltak. Side 53

54 6.2 Scenarioer for utvikling av ny produksjon og effektforbruk i Oslo, Akershus og Østfold Oslo, Akershus og Østfold skiller seg fra mange andre utredningsområder i Norge ved at det er lite tungindustri og at det i området kun produseres syv prosent av behovet for effekt i høylasttimen. Det som produseres kommer i all hovedsak fra elvekraftverk i Glomma. De fleste vassdrag i utredningsområdet er i dag bygget ut. Potensialet for ny effekt ved bygging av mikro og småkraft er derfor lite. I Glomma er det noe potensiale for utbygging av ny vannkraft i eksisterende kraftverk. Dette er utbygging for å ta vare på vannet i flomperioder, men som ikke bidrar i nettet når effektbehovet er størst. Tilsvarende gjelder eventuell strømproduksjon som biprodukt til varmeproduksjon i termiske kraftverk basert på søppel, biomateriale, gass ol eller ved vindkraft. Store kraftverk basert på gass, kull, olje ol. må, dersom de blir bygget, knyttes direkte til sentralnettet og vil med det ikke påvirke utviklingen av regionalnettet. Statnett utarbeidet i sin KSU 2010 ulike scenarier for nettutvikling av sentralnettet. Scenariene var basert på gasskraftverk, økt utvekslingskapasitet mot utlandet og økt satsing på vindkraft. Ingen av disse scenariene er vesentlig for utviklingen av regionalnettet i Oslo, Akershus og Østfold. Dette skyldes at regionalnettet, i dette området ikke er et overføringsnett, men et distribusjonsnett for fordeling av elektrisk kraft fra sentralnettet og produksjonsanlegg frem til sluttbrukere. I Statnetts KSU 2013 har Statnett gått bort fra å bruke denne type scenarier fordi de mener dette ikke er tilstrekkelig ved vurdering av lokale prosjekter. Bla. er det svake koblinger mellom kabler til England og nettet i Finnmark. (ref. Statnett KSU 2013 kap.16.3) Statnett har i samarbeid med Hafslund Nett startet opp arbeidet med å utvikle planer for sentralnettet i Oslo og Akershus frem mot 2050, dvs. Nettplan Stor-Oslo. I arbeidet er det utarbeidet en rekke rapporter som bl.a. omfatter ulike scenarier for energi og effektutvikling frem til Basisscenario Høyt scenario Lavt scenario Betydelig befolkningsvekst i Oslo, Akershus Fokus på energieffektivisering Forsyningssikkerhet og langsiktig klimamål Følger EUs virkemidler og ambisjoner Implementerer motvillig lavenergi- og passivbygg Tidlig innføring av lavenergi- og passivbygg Befolkningsvekst Forsinkes 10 år Små avvik i faktisk bruk Befolkningsvekst i hh.t SSB middel Strøm til oppvarming Elbiler kommer, men lades smart Store avvik i faktisk bruk Høyere befolkningsvekst Økt strømoppvarming Elbiler med hurtiglading utbredt Effektforbruk øker til 4600 MW i Effektforbruk øker til 6800 MW i 2050 MW (8%) 2050 MW i 2050 (60%) Scenarier for effektutvikling for Oslo og Akershus frem til 2050 Kilde: Nettplan-Stor- Oslo Lavere befolkningsvekst Fjernvarme og bioenergi konkurransedyktig mot strøm til oppvarming Elbiler svært utbredt, lades smart Effektforbruk reduseres til 3700 MW i 2050 (-13%) I rapportene analyseres i detalj virkningen av bl.a. befolkningsøkning, mindre effektforbruk i boliger som følge av nye byggeforskrifter, virkning av fjernvarme, AMS, Smartnett og elbiler. Rapportene kan leses på Side 54

55 Selv om arbeidet med Nettplan Stor- Oslo ikke omfatter Østfold, gir scenarioene likevel en god indikasjon på utviklingen i hele utredningsområdet. Hafslund har derfor valgt å bruke de samme scenarioer. Kun ti prosent av den samlede befolkningsøkningen i utredningsområde vil iht. SSB komme i Østfold. Samlet vil befolkningen i utredningsområdet øke fra dagens 1.5 mill. mennesker til hhv. 2.0 og 2.3 millioner mennesker ved middels og høy prognose. Under er vist effektøkning ved ulike scenarioer hvor befolkningsøkning er en vesentlig parameter. Effektutvikling for Oslo og Akershus frem til 2050 Kilde: Nettplan Stor- Oslo De identifiserte scenariene vil fange opp langsiktige utviklingstrender og være spesielt viktig for planlegging av nettkomponenter som det kan ta lang tid å realisere. Spesielt gjelder dette kraftlinjer hvor konsesjonsprosessen omfatter en rekke utredninger og avklaringer og kommunikasjon med offentlige og private aktører. Ved anke til OED kan prosessen ta 5-10 år. De tre scenariene beskriver utviklingstrender for Virkning på effektbehovet i forhold Basisscenario ved endring av noen drivere Kilde: Nettplan Stor- Oslo hele utredningsområde Oslo, Akershus og Østfold. Det kan imidlertid være store variasjoner Side 55

56 mellom og innen hver av de 40 kommunene. Trolig er den beste indikatoren på utvikling innen hvert delområde SSBs kommunevise prognose for befolkningsøkning. Noe som uansett ikke fanges opp av scenarier kan være etablering av serverparker eller nye industribedrifter med stort effektbehov. Beslutningen treffes etter Hafslunds erfaring, uavhengig av nettkapasiteten i området. Mindre problematisk er det når effektkrevende bedrifter legges ned (kun aktuelt i Østfold). I så fall blir det frigjort effektkapasitet i nettet. De fleste analytikere mener at kraftprisene i Norge vil holde seg lave de neste 5-10 årene. Før 2020 kan utbyggere få del i de økonomiske støtteordningene som gis i den nordiske ordningen med «grønne sertifikater». Dette innebærer at vindkraftanlegg må være satt i drift innen 2020 for å få lønnsomhet. Pga. tiden det tar fra plan til ferdigstilt anlegg, med bl.a. en omfattende konsesjonsprosess, er trolig de fleste aktuelle prosjekter i dag allerede forhåndsmeldt/konsesjonssøkt. I Oslo, Akershus og Østfold er aktuelle prosjekter lokalisert langt fra eksisterende regionalnett. Dvs. at det må bygges egne overføringsanlegg for å frakte ut produksjonen. Dette sammen med at produksjonen ikke sammenfaller med topplasttimen for strømforbruket, gjør at vindkraftanleggene i liten grad har betydning for utvikling av det effektdimensjonerte regionalnettet. Fordi regionalnettsanlegg har svært lang levetid og høye investeringskostnader, er det viktig å bygge anleggene med en kapasitet som møter overføringsbehovet i mange år frem over. For å sikre dette målet, velges scenarioet for høyt effektforbruk ved dimensjoneringene av noen viktige anlegg. Spesielt gjelder dette kraftlinjer, kabelanlegg og nye transformatorstasjoner. Figuren viser befolkningsutvikling i kommune i utredningsområdet. Kilde: SSB For mange andre komponenter er denne strategien mindre viktig. Dette fordi kapasiteten i anleggene kan økes på «kort tid» ved å skifte ut enkeltkomponenter. For disse anleggene er det tatt utgangspunkt basisscenarioet. Dette er godt nok fordi virkningen av scenarioer for høyt eller lavt effektforbruk først og fremst vil være å forsere eller å utsette tidspunktet for realisering av tiltakene. Side 56