Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland Hovedrapport. Lyse Elnett

Transkript

1 Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland Hovedrapport 1. juni Lyse Elnett Odd Håland Øksnevad Kari Magndal

2 INNHOLDSFORTEGNELSE 1 Innledning Beskrivelse av utredningsprosessen Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Forutsetninger i utredningsarbeidet Mål for det framtidige kraftsystemet Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger Beskrivelse av dagens kraftsystem Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring Statistikk for elektrisitetsproduksjon Statistikk for elektrisitetsforbruk Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet Framtidige overføringsforhold Alternativer for utvikling i fremtidige overføringsforhold Scenario 1: Pessimismen rår Scenario 2: Fornybar energi Scenario 3: Bånn gass Kommunevis vurdering av nettkapasitet til småkrafttilknytning Tiltak og investeringsbehov Sanering av bestående anlegg Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg Litteraturreferanse...20 Side 2 av 20

3 1 INNLEDNING NVE etablerte i samarbeid med norsk elforsyning ordningen med fylkesvis kraftsystemplanlegging Alt fra starten av ble Rogaland og Hordaland delt opp i 3 utredningsområder: Sør-Rogaland Sunnhordland og Nord-Rogaland Nord-Hordland Denne ordningen har blitt kalt for regional kraftsystemplanlegging og fikk sin forankring i energiloven fra I Sør-Rogaland ble den første regionale kraftsystemplanen utarbeidet i Kraftsystemutredninger er en videreføring av det som tidligere ble kalt for regional kraftsystemplanlegging, men ved å unngå begrepet plan forebygges misforståelser om et formelt vedtatt og bindende resultat. Nye overføringsanlegg for energi må tilpasses stadig skiftende forutsetninger, og det må derfor aksepteres noe avvik mellom en langsiktig utredning og hva som faktisk realiseres. Utredningen kan likevel være et viktig grunnlag for beslutninger. Kraftsystemutredningen består av en hovedrapport og en grunnlagsrapport. Grunnlagsrapporten er den mest omfattende og er underlagt taushetsplikt etter BfK 6-2, jf offentleglova 13. Hovedrapporten er offentlig tilgjengelig og er et sammendrag av grunnlagsrapporten. Til sammen bor det personer i Sør-Rogaland pr , en økning på 2,0 % fra året før. De tettest befolkede områdene er byene Stavanger, Sandnes, Egersund, Bryne og Jørpeland med omkringliggende områder. Prosentvis befolkningsøkning siste år er størst i kommunene Klepp, Rennesøy, Sola og Hå. Nettet utbygges for å redusere elektriske tap og forbedre eller opprettholde tilfredsstillende leveringssikkerhet etter hvert som forbruket øker. Ulike alternativer sammenlignes samfunnsøkonomisk. Side 3 av 20

4 2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Utredningsområdet Sør-Rogaland omfatter som navnet sier den sørlige delen av Rogaland fylke. Området strekker seg opp til Boknafjorden og Jøsenfjorden i nord, og til fylkesgrensen mot Aust- og Vest-Agder i øst og sør. Kart over utredningsområdet er vist i Figur 1. Kraftsystemutredningen omtaler regionalnettet i disse kommunene. Figur 1 Kart over utredningsområdet Følgende energi- og industriselskap eier elektriske anlegg som skal være med i kraftsystemutredningen: Lyse Elnett Lyse Produksjon Dalane Energi Jæren Everk Klepp Energi Bane Energi Scana Steel Stavanger Statnett Titania Sira-Kvina kraftselskap Lyse Neo har fjernvarmekonsesjon. De fleste av de forannevnte selskapene eier en forholdsvis liten del av nettet. Lyse Elnett er av NVE pålagt utredningsansvar for området. Sentralt i dette arbeidet er også kraftsystemutvalget. Kraftsystemutvalget ble valgt Side 4 av 20

5 på kraftsystemmøtet I tillegg til Odd Håland Øksnevad som utredningsansvarlig, ble følgende personer valgt inn i kraftsystemutvalget: Åshild Helland Frank Boholm Arne Aamodt Alf Idsø Håvard Tamburstuen Arne Tore Stene Bård Iver Ek Lyse Elnett Lyse Infra Lyse Produksjon Lyse Neo Dalane Energi Titania Statnett Kraftsystemutvalget har rådgivende mandat og blir valgt av kraftsystemmøtet bestående av anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærene hvert annet år. 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Det meste av overføringen mellom utredningsområdene går via sentralnettet. Derfor er det naturlig at samordningen mellom områdene stort sett har gått gjennom Statnett. Vi har i varierende grad fått være med i utredningsprosessen når Statnett har utredet nettutbygginger i vårt utredningsområde. Statnett og Lyse Nett (Lyse Elnett) har flere ganger samarbeidet om et prosjekt for å analysere nettforsterkninger til og i Sør-Rogaland. Det ble igjen gjennomført en slik utredning 2008/2009. Dette er rapportert i US-notatet Lyse Stølaheia Vurdering av behov og lønnsomhet pr Konklusjonen i denne rapporten er at linja Lyse Stølaheia bør bygges. I Åna-Sira er det uttak på 60 kv både til vårt utredningsområde og til Agder Energi Nett's utredningsområde. Det har derfor vært et samarbeid mellom disse utredningsområdene i forbindelse med utredning av 60 kv nettet og fremtidig 110/132 kv nett nær Åna-Sira. 2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Store deler av samordningen mot kommunene foregår gjennom ordningen med lokale energiutredninger. Spesielt ved prognosearbeidet har vi brukt kommuneplanene for å vurdere hvor i kommunen de store utbyggingsområdene kan komme. Når det gjelder befolkningsutvikling, har vi hentet tall direkte fra Statistisk sentralbyrås folketallsframskrivinger selv om det ikke stemmer helt med kommuneplanene og fylkesdelplanene. Dette må gjøres for å få tallene i kraftsystemutredningen konsekvente. Kommuneplanene kan ha hentet tall for befolkningsutviklingen fra ny eller gammel folketallframskriving fra Statistisk sentralbyrå, eller for eksempel fra Fylkesdelplan for langsiktig byutvikling på Jæren. Vi har deltatt på møter om Fylkesdelplan for langsiktig byutvikling på Jæren og Fylkesdelplan for vindkraft i Rogaland. 3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet I Soria Moria erklæringen gikk regjeringspartiene inn for å innføre et pliktig grønt sertifikatmarked for ny fornybar energi. Forhandlinger med svenske myndigheter vinteren om et felles sertifikatmarked førte imidlertid ikke fram, og regjeringen fremmet derfor høsten 2006 forslag om en egen støtteordning for fornybar elektrisitetsproduksjon. Følgende nasjonale mål er beskrevet i stortingsproposisjon nr. 11 ( ) om støtteordningen for elektrisitetsproduksjon fra fornybare energikilder: Regjeringens visjon er at Norge skal være en miljøvennlig energinasjon, og være ledende innenfor utviklingen av miljøvennlig produksjon og bruk av energi Side 5 av 20

6 Regjeringen har fastsatt et samlet mål på 30 TWh økt fornybar energiproduksjon og energieffektivisering fra 2001 til 2016 Det opprettes et Grunnfond for fornybar energi og energieffektivisering med innskudd på 10 milliarder kroner 1. januar 2007 og ytterligere 10 milliarder kroner i 2009 Enova forvalter avkastningen fra grunnfondet og påslag på nettleien til støteordning til fornybar elektrisitet Olje- og energidepartementet legger opp til følgende støttesatser: - 4 øre/kwh for vannkraft inntil 3 MW - 8 øre/kwh for vindkraft - 10 øre/kwh for biokraft og umodne teknologier I januar 2008 inngikk Arbeiderpartiet, Sosialistisk Venstreparti, Senterpartiet, Høyre, Kristelig Folkeparti og Venstre et klimaforlik [21] hvor partene blant annet er enige om å gjenoppta drøftingene med Sverige om grønne sertifikater. De er også enige om at dersom det ikke lykkes å komme fram til et resultat innen 1. juli 2008, vil regjeringen komme med et nytt forslag til omlegging av ordningen for fornybar elektrisitet til behandling i Stortinget. Hvis en slik alternativ ordning blir aktuell, er det enighet om at den må innrettes slik at den over tid legger til rette for økt utbygging av fornybar kraft i samme størrelsesorden som en ordning med grønne sertifikater ville gjort. Videre meldes det også om at fram til et grønt sertifikatmarked er på plass, vil en åpne for at investeringsstøtten til fornybar kraft økes. Høg-Jæren vindpark har fått investeringsstøtte fra Enova, og byggingen er startet. I Sør-Rogaland satses det sterkt på å oppfylle de nasjonale målene. Det er omfattende planer om bruk av nye fornybare energikilder, både vindkraft, vannkraft og kanskje også litt bølgekraft. Det er gitt konsesjon til 1,7 GWh (554 MW) vindkraft i Sør-Rogaland. I tillegg er det meldt og/eller konsesjonssøkt 4,3 TWh (1.444 MW) ny vindkraft i Sør-Rogaland. Det er også planer om utbygging av vannkraft og litt bølgekraft. Det er usikkert om støttesatsene er omfattende nok til å initiere kraftutbygginger. Ulike aktører kan vurdere dette forskjellig, slik at det er sannsynlig at noen av prosjektene blir utbygd, og noen skrinlagt eller utsatt. Dette stiller store krav til samordning av nettilknytning med stor usikkerhet om hvor mye som skal tilknyttes nettet helt fram til endelig investeringsbeslutning. En viktig målsetning med kraftsystemutredningen er å se sammenhengen mellom ulike energibærere, som elektrisitet, gass, fjernvarme etc. Et av hovedmålene med kraftsystemutredningen er å bygge ut nettet slik at leveringssikkerheten blir god, men likevel slik at det ikke blir for dyrt. Det blir lagt stor vekt på samfunnsøkonomisk lønnsomhet ved sammenligning av ulike alternativer. Summen av nåverdien av samfunnsøkonomiske kostnader bør være minst mulig. Avbruddskostnadene er et uttrykk for leveringssikkerhet. Utover dette må det også stilles visse minimumskrav om spenningskvalitet, og at det ikke blir for mange avbrudd i enkelte områder. Ved utbygging av nettet blir det i størst mulig grad prøvd å ta miljøhensyn, f.eks. ved å velge gunstige traséer for nye linjer, slik at linjene i stor grad skjules av terrenget. Ofte kommer det krav om å legge kabel i stedet for å bygge luftlinjer. Kabel blir normalt et for kostbart alternativ der det er mulig å komme fram med luftlinje, og prisforskjellen er større jo høyere spenningen er. Enkelte steder må det likevel legges kabel fordi området er så tettbebygd eller geografien slik at det er umulig eller svært vanskelig å komme fram med luftlinje. En del av de som bor nær kraftlinjer, føler seg usikre på om linjene kan medføre noen helserisiko. Det har spesielt vært fokusert på magnetfelt fra linjene. I og med at magnetfeltet fra linjene er forholdsvis lavt, og det er stor usikkerhet om det i det hele tatt er noen helserisiko ved å oppholde seg i magnetfelt på dette nivået, kan vi ikke se at det kan ha noen konsekvenser for eksisterende linjer. Ved nybygging kreves utredninger dersom avstanden fra linjer og kabler til skoler, barnehager og hus er så liten at gjennomsnittlig magnetfelt i disse bygningene overstiger 0,4 µt. Dette skyldes en "føre-var"-strategi, der det gjennomføres tiltak som ikke gir store merkostnader for å unngå en mulig helsefare som ennå ikke er klarlagt. For nærmere informasjon henvises til Statens Strålevern ( Det har også vist seg at det i de byggene som står nærmest linjene, kan være problemer med flimring på billedrørskjermer (PC og fjernsyn). Også dette er et godt argument for å holde litt ekstra avstand utover kravene. På Nord-Jæren har man de siste årene i tillegg opplevd et stadig økende press fra eksterne grunneiere i forbindelse med kabling av eksisterende linjer. Grunneiere, utbyggere og kommunene går sammen om å ta kostnadene med å få lagt kabel til erstatning av deler av en luftlinje, særlig i tettbygde strøk og industriområder. Hvordan den fremtidige utviklingen vil bli er vanskelig å si, men det er lite sannsynlig at presset på Side 6 av 20

7 energiselskapene om kabling av linjer vil avta. På bakgrunn av dette vil det høyst sannsynlig komme konsesjonssøknader til NVE som vi ikke har oversikt over i dag. Lyse Elnett krever normalt at de som ønsker et slikt kablingsprosjekt betaler alle kostnader utover nødvendig reinvestering. 3.2 Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå NVE ønsker langsiktige kraftsystemutredninger med minst 10 års tidshorisont. I Sør-Rogaland vurderer vi ombygging av 50 kv nettet til 132 kv. Dette må skje gjennom en periode på minst 30 år. Derfor vil denne kraftsystemutredningen dekke perioden. Enkelte av de prosjektene som er oppført i siste del av perioden er enda ikke godt nok analysert, men vi har likevel prøvd å nevne dem for å få dem med i oversikten. I og med at det skal lages ny kraftsystemutredning hvert år, vil analyser og utredninger bli mer nøyaktige etter hvert som vi nærmer oss investeringstidspunktet. Denne utredningen inneholder en oversikt over forsterkningsbehovet i nettet fram til. Det presiseres at utredningen ikke er bindende og ikke innebærer noe investeringsvedtak, men er å betrakte som et bilde av en kontinuerlig utredningsprosess. 3.3 Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger Følgende forutsetninger ligger til grunn: Kalkulasjonsrente: 4,5 % Investeringskostnadene er stort sett utregnet på grunnlag av priser i Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett. I investeringskostnadene tar vi ikke med byggetidsrenter. Tapspriser er hentet fra Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett. For å sammenligne med investeringskostnader blir det stort sett regnet ut en nåverdi for tap med 4,5 % kalkulasjonsrente og minst 30 års analyseperiode. Kostnadene for ikke levert energi ligger i større grad hos forbrukerne enn hos nettselskapene. Ordningen med KILE er innført for at også nettselskapene skal ha kostnader med ikke levert energi, og dermed et insentiv til å reinvestere før tilstanden til anleggene blir så dårlig at leveringssikkerheten blir for dårlig. Det er ennå en viss mangel på verktøy for å beregne avbruddskostnader i maskenett. Foreløpig bruker vi stort sett regneark. Vi har brukt priser på ikke levert energi (KILE-satser) gjengitt i tabell 1 og tabell 2. Disse KILE-satsene er hentet fra Forskrift om endring i forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer. Kundegruppe Kostnadsfunksjon for k P,ref (r = avbruddsvarighet angitt i timer) Alle varigheter Enhet Jordbruk 11,3 r + 4,3 kr/kw Husholdning 9,4 r + 1,1 kr/kw 0-4 timer > 4 timer Industri 59,2 r + 18,2 19,7 r + 177,3 kr/kw Handel og tjenester 104,1 r + 21,4 35,3 r + 299,0 kr/kw Offentlig virksomhet 15,6 r + 1,1 4,4 r + 47,0 kr/kw Treforedling og kraftintensiv industri 8,2 r + 6,4 3,3 r + 24,6 kr/kw Tabell 1 KILE-satser for ikke varslet avbrudd ref Side 7 av 20

8 Kundegruppe Jordbruk 0,8 Husholdning 0,9 Industri 0,8 Handel og tjenester 0,7 Offentlig virksomhet 0,7 Treforedling og kraftintensiv industri 0,9 Tabell 2 Kilesatser for varslet avbrudd Varslet avbrudd - spesifikk avbruddskostnad multipliseres med faktor: NVE skal årlig justere avbruddssatsene etter konsumprisindeksen. De oppgitte avbruddssatsene er justert til 2009 etter konsumprisindeksen. Gjennomsnittet for alle kundegrupper i Sør-Rogaland, vektet etter forbruket, er nå avhengig av varigheten av avbruddet. For et to timer langt avbrudd blir gjennomsnittet ca. 42 kr/kwh ikke levert energi. Dette kan variere en del fra sted til sted avhengig av kundesammensetningen og varigheten av avbruddet. Vi sammenligner alternative investeringer i nettet ved å summere nåverdien av investeringskostnader, tapskostnader, avbruddskostnader og drifts- og vedlikeholdskostnader. Det alternativet som har lavest sum av nåverdi kostnader er det samfunnsøkonomisk gunstigste. Ved effekt- og energiprognoser for forbruket tar vi utgangspunkt i Statistisk sentralbyrås folketallframskriving 2009 [11]. Dessuten antar vi en viss utvikling i botetthet og energiintensitet i de tre scenariene i prognosen. Denne utviklingen i botetthet og energiintensitet er endret siden forrige kraftsystemutredning for å ta bedre hensyn til at nye husholdningsapparat trolig vil være klassifisert i en bedre energiklasse enn de gamle som blir skiftet ut. Vi har også til en viss grad tatt hensyn til at en del av de nye boligene blir lavenergihus. Vi tar utgangspunkt i temperaturkorrigert maksimallast og årlig energiforbruk. Innføring av gass, og til en viss grad fjernvarme, fører til at vi er inne i en periode med forholdsvis stor usikkerhet om fordeling mellom ulike energibærere. Vi har antatt en viss overgang fra andre energibærere til gass og fjernvarme. Det er de siste årene etablert et distribusjonsnett for naturgass i Sør-Rogaland. Naturgass erstatter forbruk av elektrisitet, olje og propan. I 2009 leverte Lyse Neo AS 658 GWh naturgass blandet med biogass fra kloakkrenseanlegget i Mekjarvik. Det arbeides med å øke andelen biogass, slik at gassen kan framstå som mer miljøvennlig. Dette gjelder både gass brukt til oppvarming og til drivstoff på busser og biler. For kunder som ønsker et miljøvennlig alternativ markedsføres produktene biogass 100 og biogass 33 med 100 % og 33 % biogass. Nærheten til Nordsjøen og et flatt landskap med lite skog fører til at store deler av Sør-Rogaland (spesielt Jæren) er utsatt for saltråk. Dette fører til at nettanleggene er mer utsatt for korrosjon enn tilsvarende anlegg i innlandet, og det er viktig at isolatorene har lang krypestrømsvei. Det kan også være kraftig vind på Jæren. Mange vintrer er forholdsvis milde, slik at det stort sett er mulig å grave året rundt. Men vinteren 2009/ er et eksempel på at snøen kan bli liggende mesteparten av vinteren også på Jæren, og at det kan være så mye tele i jorda at det er umulig eller svært krevende å grave om vinteren. Side 8 av 20

9 4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM 4.1 Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring Aldersfordeling på sentral- og regionalnettstransformatorer i Sør-Rogaland viser en markert topp i perioden % av transformatorytelsen er fra denne 5 års perioden. 72 % av transformatorytelsen er fra 25 års perioden (21 45 år gamle). 6 % av transformatorytelsen er fra før 1965 (eldre enn 45 år) og 22 % av transformatorytelsen er fra etter 1989 (nyere enn 21 år). Figur 2 viser estimert restlevetid for transformatorene i sentral- og regionalnettet i Sør-Rogaland. Dette er estimert restlevetid hvis det ikke blir utført regenerering av transformatoroljen og/eller tørking av transformatorene, men med unntak av transformatorene i Bærheim, Stølaheia, Stokkeland og Kjelland hvor dette arbeidet enten er utført eller planlagt. Med disse forutsetningene viser også denne figuren at en stor andel av transformatorene må byttes ut i løpet av analyseperioden. 74 % av transformatorene har en estimert restlevetid som er kortere en utredningsperiodens lengde. Restlevetid for transformatorer Antall transformatorer Restlevetid [år] Figur 2 Estimert restlevetid for sentral- og regionalnettstransformatorer i Sør-Rogaland Aldersfordeling for linjer og kabler i regional- og sentralnettet i Sør-Rogaland er viser at en stor del av linjene og kablene er forholdsvis gamle. 30 % av linjer og kabler er fra før 1965 (eldre enn 45 år). 50 % av linjer og kabler er fra perioden (21 45 år gamle), og 20 % er fra etter 1989 (nyere enn 21 år). 4.2 Statistikk for elektrisitetsproduksjon Tilgjengelig vinterproduksjon i kraftverk tilknyttet sentralnett, regionalnett og distribusjonsnett i Sør-Rogaland vinteren 2009/ var 640 MW. lig middelproduksjon er GWh. Av dette er 238 MW (713 GWh) tilknyttet sentralnettet, 324 MW (1.651 GWh) tilknyttet regionalnettet og 78 MW (394 GWh) tilknyttet distribusjonsnettet. Av den totale produksjonen er GWh (99,6 %) vannkraft, 0,0 GWh (0,00 %) vindkraft og 12 GWh (0,4 %) søppelforbrenningskraft. Vannkraftverkene er stort sett tilknyttet nettet i områder med lite forbruk. Side 9 av 20

10 4.3 Statistikk for elektrisitetsforbruk Figur 3 viser utviklingen av elektrisk energiforbruk mellom 2000 og Totalforbruk [GWh] Målt prioritert forbruk [GWh] Temperaturkorrigert prioritert forbruk [GWh] Figur 3 Statistikk over årlig elektrisk energiforbruk fra 2000 til 2009 Figur 4 viser utviklingen av elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2000/2001 og vinteren 2009/ , , , ,0 900,0 Målt maksimallast [MW] Prioritert makslast [MW] Temp.korr. prior. makslast [MW] 800,0 00/01 01/02 02/03 03/04 04/05 05/06 06/07 07/08 08/09 09/10 Figur 4 Statistikk over elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom 2000/2001 og 2009/ Side 10 av 20

11 4.4 Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet Elektrisitet er i utgangspunktet den dominerende energibærer i området, men det blir også brukt ved, olje- og parafin, fjernvarme og gass. Det har de siste årene vært en utbygging av fjernvarmenett ut fra søppelforbrenningsanlegget på Bærheim. Det er lagt gassrør fra Kårstø til Risavika, med en avgrening til Rennesøy og Finnøy. Dermed har Lyse Gass (nå Lyse Neo) kunnet levere naturgass i rør fra våren I og med at vi har vært inne i en periode med høy elektrisitetspris samtidig med markedsføring av naturgass som energibærer, har salget av naturgass vært høyere enn antatt. Det ble i 2009 levert 658 GWh naturgass. Bare elektrisk oppvarming 0,5 % 0,6 % 6,3 % 6,3 % Bare vannbåren oppvarming Bare fast brensel Bare flytende brensel 43,6 % Ett system, annet 38,1 % 2,5 % 0,9 % 1,1 % 0,1 % To eller flere systemer, elektrisk oppvarming og fast brensel To eller flere systemer, elektrisk oppvarming og flytende brensel To eller flere systemer, elektriske oppvarming og fast og flytende brensel To eller flere systemer, vannbåren varme og et eller flere andre systemer To eller flere systemer, andre kombinasjoner Figur 5 Oppvarmingssystem for eneboliger i Sør-Rogaland i 2001 Energiforbruk [GWh] 7 000, , , , , , , , , , , , ,0 500,0 0, Annet Avfall Biobrensel Olje/parafin Gass Uprioritert elektrisitet Prioritert elektrisitet Figur 6 Oversikt over årlig energiforbruk fordelt mellom energibærerne i perioden Figur 7 Kart over konsesjonsområdet for fjernvarme Side 11 av 20

12 5 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 5.1 Alternativer for utvikling i fremtidige overføringsforhold Vi bruker nå scenarieteknikk for å beskrive usikkerhet i fremtidig overføringsbehov på en systematisk måte. Aktivitetsnivået i oljevirksomheten er svært betydningsfullt for sysselsettingen og befolkningsveksten i Stavanger-området, og dermed også for energibehovet. En annen viktig faktor for utviklingen i overføringsforholdene i området er rammebetingelsene for ny fornybar kraft. Som omtalt i kapittel er det omfattende planer om ny fornybar kraft i regionen. Hvor mye som blir bygget ut vil blant annet avhenge av støtteordninger fra myndighetene samt forventet framtidig kraftpris. Ut i fra disse driverene er det laget tre scenarier med ulike forutsetninger for både forbruk og produksjon. Alle scenariene er sannsynlige, men forutsetter ulik utvikling nevnte faktorer. De tre scenariene er: 1. Pessimismen rår 2. Fornybar energi 3. Bånn gass Scenario 1: Pessimismen rår Oljevirksomheten i Stavanger-området avtar gradvis. Dette fører til større arbeidsledighet, og tilflyttingen til området avtar. Det er forutsatt en befolkningsutvikling på færre personer hvert år fram til og færre personer hvert år 2021 enn i statistisk sentralbyrås folketallsfremskriving alternativ LLML. Folk flest er skeptiske til store investeringer etter et krakk i både bolig- og aksjemarked. Det er forutsatt at regjering og Storting holder fast på de rammebetingelsene regjeringen har foreslått når det gjelder støtte til fornybar energi, og at det heller ikke blir lønnsomt å bygge gasskraftverk. Dermed blir det bygd noen få vindparker der det er svært gode vindforhold og noen få vannkraftverk, men ikke noen massiv utbygging av noen typer kraftverk. Også i denne bransjen er det nemlig skepsis til investeringer. Etter hvert viser det seg at forbruksøkningen er så lav at det ikke kreves så mye mer energi. Det blir bygget en LNG-fabrikk i Risavika, men bare første byggetrinn ,0 Effektprognose scenario 1 Olje/parafin ,0 Energiprognose scenario 1 Olje/parafin Maksimaleffekt [MW] 4 000, , , , , , ,0 Bioenergi Uprioritert elektrisitet Sum fjernkjøling Sum fjernvarme Energiforbruk [GWh] , , , , , ,0 Bioenergi Uprioritert elektrisitet Fjernkjøling Fjernvarme 500,0 0,0 Figur 8 Effektprognose scenario 1: Pessimismen rår Sum gass Totalt prioritert elektrisitetsforbruk 2 000,0 0,0 Figur 9 Energiprognose scenario 1: Pessimismen rår Gass Prioritert elektrisitet

13 Tilgjengelig vintereffekt [MW] Effektproduksjon scenario 1 Figur 10 Produksjon av elektrisk effekt (tilgjengelig vintereffekt) i scenario 1: Pessimismen rår. Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft Elektrisk energi [GWh] Energiproduksjon scenario 1 Figur 11 Produksjon av elektrisk energi i scenario 1: Pessimismen rår. Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft Scenario 2: Fornybar energi Stort miljøengasjement blant folk flest, der det spesielt blir fokusert på tiltak for å redusere CO 2 -utslippet, fører til at myndighetene forbedrer rammebetingelsene for utbygging av vindkraft og vannkraft slik at mange både vindkraft- og vannkraftutbygginger blir lønnsomme med god margin. Lønnsomheten samt utsikter til et godt miljø-image, gjør at mange aktører ønsker å bygge ut både vannkraft og vindkraft. I tillegg legger også myndighetene forholdene til rette ved at det blir lettere å få konsesjon for utbygging av vindkraft og vannkraft. I Sør-Rogaland er det i utgangspunktet planlagt flere store vindparker, og nettilknytningen er enklere og rimeligere enn mange andre steder i landet. I løpet av 5 år blir det bygd ut 770 MW (2,3 TWh) vindkraft og 500 MW (790 GWh) vannkraft. Videre framover blir det bygd ut enda mer vindkraft og vannkraft, slik at det totalt blir bygget ut MW (5,4 TWh) vindkraft og 610 MW (1,2 TWh) vannkraft i analyseperioden. Når det gjelder forbruk, er aktivitetsnivået forårsaket av den store vindkraftutbyggingen så stort at folketallet øker som Statistisk Sentralbyrås folketallframskriving MMMM. Dessuten blir det populært med elbiler, og det blir satset massivt på et godt kollektivtransporttilbud med tog, bybane og elektriske busser. Høye CO 2 -avgifter fører til at forbruk av olje, parafin og naturgass blir redusert til fordel for elektrisitet, fjernvarme og bioenergi. All bygging av gasskraftverk blir stoppet. Det blir bygget en LNG-fabrikk i Risavika. Maksimaleffekt [MW] 4 000, , , , , , ,0 Effektprognose scenario 2 Olje/parafin Bioenergi Uprioritert elektrisitet Sum fjernkjøling Sum fjernvarme Energiforbruk [GWh] , , , , , , ,0 Energiprognose scenario 2 Olje/parafin Bioenergi Uprioritert elektrisitet Fjernkjøling Fjernvarme 500,0 0,0 Sum gass Figur 12 Effektprognose scenario 2: Fornybar energi Totalt prioritert elektrisitetsforbruk 2 000,0 0,0 Gass Figur 13 Energiprognose scenario 2: Fornybar energi Prioritert elektrisitet

14 Tilgjengelig vintereffekt [MW] Effektproduksjon scenario 2 Figur 14 Effektproduksjon (tilgjengelig vintereffekt) scenario 2: Fornybar energi. Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft Elektrisk energi [GWh] Energiproduksjon scenario 2 Figur 15 Energiproduksjon scenario 2: Fornybar energi Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft Scenario 3: Bånn gass Oljeutvinningen i Nordsjøen tar av etter en teknologiutvikling som fører til at man kan få mer olje og gass ut av gamle felt, og det blir også gjort nye funn. Næringslivet er konkurransedyktig i Sør-Rogaland, som er det området i Norge med best oljekompetanse og god omstillingsevne. Befolkningsutviklingen blir dermed som Statistisk Sentralbyrås folketallframskriving alternativ HHMH. Folk flest har god råd, og omgir seg med stadig flere elektriske gjenstander. Det blir bygget en LNG-fabrikk i Risavika. Et lite oljefelt forsynes med strøm fra land. Det blir ikke bygget noe stort gasskraftverk, men noen gassfyrte cogenereringsanlegg i tillegg til en del vindkraftverk og vannkraftverk. Kraftverksutbyggingen greier likevel ikke å holde tritt med forbruksutviklingen, bl.a. fordi myndighetene ikke i stor nok grad sørger for at rammebetingelsene er gode nok til at spesielt mange investorer tar sjansen på å bygge nye kraftverk. Lønnsomheten i kraftverksutbygging vurderes som temmelig usikker bl.a. fordi byggekostnadene er høye. Maksim aleffekt [MW ] 4 000, , , , , , ,0 500,0 0,0 Effektprognose scenario Olje/parafin Bioenergi Uprioritert elektrisitet Sum fjernkjøling Sum fjernvarme Sum gass Totalt prioritert elektrisitetsforbruk Figur 16 Effektprognose scenario 3: Bånn gass Energiforbruk [GWh] , , , , , , , ,0 0,0 Energiprognose scenario 3 Olje/parafin Bioenergi Uprioritert elektrisitet Fjernkjøling Fjernvarme Gass Prioritert elektrisitet Figur 17 Energiprognose scenario 3: Bånn gass Side 14 av 20

15 Effektproduksjon scenario 3 Energiproduksjon scenario 3 Tilgjengelig vintereffekt [MW] Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft Figur 18 Effektproduksjon scenario 3: Bånn gass. Elektrisk energi [GWh] Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft Figur 19 Energiproduksjon scenario 3: Bånn gass 5.2 Kommunevis vurdering av nettkapasitet til småkrafttilknytning Det er ganske typisk at nettet er svakt og forbruket lavt i områder med stort småkraftpotensial. Det er store variasjoner fra kommune til kommune og internt i kommunene. Vi konsentrerer oss her først og fremst om regionalnett og sentralnett. Selv om det går greit å tilknytte småkraft til regionalnettet, kan det ofte by på store utfordringer i distribusjonsnettet. I tabell 5 vises en kommunevis oversikt. Fargekoder for status: Regionalnettet eller sentralnettet fullastet med tanke på produksjon, kan ikke knytte til mer småkraft Litt småkraft kan tilknyttes, men ikke alt småkraftpotensialet Det er kapasitet i regionalnett og sentralnett for tilknytning av småkraftpotensialet Kommune Småkraftpotensial [MW] Eigersund 24,1 Sandnes 0,4 Stavanger 0 Sokndal 4,1 Lund 22,1 Bjerkreim 14,2 Hå 0,9 Klepp 0 Time 0 Gjesdal 28 Sola 0 Randaberg 0 Forsand 61,5 Strand 6,6 Hjelmeland 50,8 Finnøy 0 Rennesøy 0 Kvitsøy 0 Status

16 6 TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV 6.1 Sanering av bestående anlegg Når anlegg er så gamle at de må tas ut av drift, bør de rives. I stor grad rives linjer og transformatorstasjoner når de blir erstattet av nye anlegg. 50 kv linja Flørli Oltesvik er nå revet med unntak av fjordspennet over Høgsfjorden. 6.2 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg I Tabell 3 og Tabell 4 er det satt opp en oversikt over tekniske data for aktuelle anlegg. En del av anleggene er foreløpig ikke planlagt i detalj, ettersom det ennå er lenge til de skal bygges. Data for transformatorer og transformatorstasjoner er oppgitt i Tabell 3, og for nye linjer og kabler i Tabell 4. Hovedprosjekt Transformatorstasjon Scenario Spenning [kv] Ytelse [MVA] Eier Idrifts.år Reserve ytre ring Ryfylke Hjelmeland transf.st. 1, 2, 3 50/22/11 10 Lyse Tilknytning småkraft Hjelmeland kraftst. 1, 2, 3 50/11 (22) 12 Lyse P UFNS Skeiane 1, 2, 3 132/22 2x50 Lyse Mosvatnet 1, 2, 3 132/10 (22) 2x50 Lyse - Vindkraft Bjerkreim 2, 3 300/132/ Lyse Åna-Sira 1, 2, 3 300/ Sira- Kvina 2011 Vindkraft Åna-Sira 2 300/132/ Statoil - Åna-Sira nytt tr.bryterfelt 1, 3 11 kv Lyse Eigersund (ny Slettebø) 1, 2, 3 50/15 (132/22) Dalane kv Stavanger Ullandhaug 1, 2, 3 132/22 50 Lyse 132 kv Stavanger Ullandhaug 1, 2, 3 132/22 (10) 50 Lyse kv Stavanger Dusavik 1, 2, 3 132/10 (22) 2x50 Lyse kv Stavanger Alsteinsgata 1, 2, 3 132/10 (22) 2x50 Lyse kv Stavanger Haugesundsgata 1, 2, 3 132/10 (22) 2x50 Lyse kv Stavanger Jåttå 1, 2, 3 132/22 (10) 2(4)x50 Lyse kv Sør-Jæren Hatteland 1, 2, 3 132/22 2x50 Klepp kv Sør-Jæren Håland 1, 2, 3 132/22 2x50 Lyse kv Sør-Jæren Opstad 1, 2, 3 132/22 2x50 Jæren kv Sør-Jæren Bø 1, 2, 3 132/22 50 Jæren kv Sør-Jæren Ny transformator Kjelland 1 300/ Lyse kv Sør-Jæren Ny transformator Kjelland 2, 3 300/ Lyse kv Sør-Jæren Flytting av gamle transf. 1, 2, kv Vatne Riska Vatne 1, 2, 3 132/22 2x50 Lyse kv Vatne Riska Ålgård 1, 2, 3 132/22 50 Lyse kv Vatne - Riska Seldal 1, 2, 3 132/ Lyse kv Vatne - Riska Riska 1, 2, 3 132/22 50 Lyse kv Sola Sande 1, 2, 3 132/22 2x50 Lyse kv Sola Risavika 1, 2, 3 132/22 2x50 Lyse kv Sola Båtstad 1, 2, 3 132/22 50 Lyse kv Sola/Jåttå Bærheim 1, 2, 3 300/ Lyse kv Sola Stølaheia 1, 2, 3 300/ Lyse Ny prod. Ryfylke Nes 2,3 132/22 50 Lyse Ny prod. Ryfylke Helmikstøl 2, 3 132/ Lyse Jåttå 3 132/22 50 Lyse Forus 1, 2, 3 50/10 (22) 25 Lyse Transformatorflytting Hillevåg 1, 2, 3 50/10 15 Lyse Buøy 1, 2, 3 50/10 (22) 25 Lyse Nordbø 1, 2, 3 50/22 25 Lyse Tabell 3 Nye transformatorer og transformatorstasjoner Side 16 av 20

17 Hoved- Spen Strekning Scenario Lengd Tverrsnitt Mast Eier Idrifts.år prosj. [kv] [km] Isol. Overordnet nett 300 (420) Lyse Stølaheia 1, 2, 3 73 AAl 474 dup Stål Lyse UFNS 132 Kabler til Skeiane 1, 2, 3 5,2 3x1x1200/ PEX Lyse 1600 Al 132 kv Stavanger (132) kv kabler Ullandhaug - Mosvatnet 1, 2, 3 3x2,2 3x1x1200 Al PEX Lyse kv Sør- Jæren kv linje Stokkeland Hatteland (spenn.oppgr.) 1, 2, 3 7 FeAl 240 Stål Lyse kv Sør- Jæren kv linje/kabel Hatteland Håland 1, 2, 3 7 FeAl 240/ 3x1x1200 Stål/ PEX Lyse (spenn.oppgr. linjestrekn.) Al 132 kv Sør kv linje Kjelland 1, 2, 3 35 Al 59 Stål/ Lyse -26 Jæren Opstad (spenningsoppgr.) tre 132 kv Sør kv linje Håland - 1, 2, 3 11 Al 59 Tre Lyse Jæren Opstad 132 kv Stavanger kv kabler Bærheim Jåttå 1, 2, 3 2x2,6 3x1x1600 PEX Lyse kv Stavanger kv kablar Jåttå Ullandhaug 1, 2, 3 0,9 3x1x1600 PEX Lyse kv Stavanger 132 Stølaheia Dusavik Alsteinsgate - Mosvatnet 1, 2, x1x1600 Al Pex Lyse Vindkraft 132 Bjerkreim 2, 3 8 Dobbel Al Stål SAE Moi/Laksesvelafjellet Vindkraft 132 Kjelland Egersund vindpark 132 Oksafjellet/ Skakksiå Åmot kraftstasjon 59 Vind 2 9 Al 59 Tre Norsk Vind Energi 2 4 Al 59 Tre Dalane Vind/ Prod Vindkraft Hellelandsvassdraget Hellelands vassdraget 132 kv Vatne Riska Prod. Ryfylke 132 Kjelland Åmot Gya 2, 3 21 Al 59 Tre Dalane Prod. 132 Maudal Seldal 1, 2, 3 25 Al 59 Tre Lyse Helmikstøl - Nes 2, 3 15 FeAl 120 Tre Lyse Åna-Sira 132 Åna-Sira Tellenes 2 4 FeAl 240 duplex Stål Statoil - Åna-Sira 132 Tellenes Sandbekk Hovsherad 2 33 FeAl 240 Tre Dalane Åna-Sira 60 Konstali Øverland 1, 3 6,2 FeAl 95 Tre Dalane Åna-Sira 60 Åna-Sira Logsmyr 1, 3 2,8 FeAl 240 Tre Titania Åna-Sira 60 Tellnes Kalvaknuten 1, 3 1,8 FeAl 95 Tre Titania -20 UFNS 50 (132) 50 Vagle Kalberg Holen Vagle Holen (temperaturoppgrad.) Linje/kabel Vagle Kleivane (Vagle Vatne og Vagle Ålgård/Vatne) 1, 2, 3 9,2 2 x FeAl 120 1, 2, 3 10,2 Al 59/ 3x1x1200 Al Stål Lyse Tre/ PEX Lyse Linje Stokkeland - Vagle 1, 2, 3 Al 59 duplex Lyse (132) Hovland - Gjermestad 1, 2, 3 9 FeAl 95 Tre Dalane -30 Side 17 av 20

18 Hovedprosj. Spen [kv] Strekning Scenario Lengd [km] Tverrsnitt Mast Isol. Eier Idrifts.år 50 Ullandhaug Tjensvoll 1, 2, 3 1,6 Al 59 Tre Lyse -40 (132) 132 Mosvatnet Haugesundsg (Hillevåg) Ullandh. 1, 2, 3 6 3x1x1200 Al PEX Lyse kv Vatne-Riska kv innsløyfing Vatne 1, 2, 3 3 Al 59 dobbeltlinje Stål Lyse kv Vatne Riska 132 Innsløyfing Ålgård 1, 2, 3 7 Al 59 dobbeltlinje Stål Lyse kv Vatne-Riska 50 (132) Vatne - Riska 1, 2, 3 7,5 Al 59 Tre Lyse kv Sola 132 Sande Risav. Båtst. 1, 2, 3 9,5 3x1x1200 PEX Lyse Stølah. Al 50 Hillevåg tr.st. Bane 1, 2, 3 0,5 3x1x1200 PEX Bane 2011 Energi sin omformarstasj. Al Energi Reserve ytre ring Ryfylke 22 Finnøy Hjelmeland 22 kv reserve for 50 kv 1, 2, 3 12 Al 59/ 3x1x400 Al Tre/ PEX Lyse Tabell 4 Nye linjer og kabler I tillegg til anlegg nevnt i tabellene, bør det installeres ca MVAr kondensatorbatteri. Behovet for disse kondensatorbatteriene er avhengig av om og når det blir bygget ny 300 kv linje til Stølaheia. Lyse Elnett vil også flytte noen gamle kondensatorbatterier for å kunne utnytte dem i løpet av. I Bærheim transformatorstasjon vurderes det å sette inn 105 MVAr kondensatorbatteri i perioden I Stokkeland transformatorstasjon vurderes å sette inn MVAr nye kondensatorbatterier i tillegg til en eventuell utskiftning av dem som alt står der i perioden. I Stølaheia transformatorstasjon skal det også settes inn 100 MVAr reaktor i 2011 tilknyttet samme 300 kv bryterfelt som kondensatorbatteriet vi nettopp har satt i drift. Det presiseres at utredningen ikke er bindende og ikke innebærer noe investeringsvedtak, men er å betrakte som et bilde av en kontinuerlig utredningsprosess. I Figur 20-Figur 22 er totale investeringskostnader for hvert enkelt år ført opp for hvert av de tre scenariene. Kostnadene er ført opp i antatt idriftsettelsesår. Gjennomsnittlig investeringskostnad i regionalnettet pr. år for hele utredningsperioden vil være 58 mill. kr i scenario 1, i scenario 2 blir det 65 mill. kr og 64 mill. kr i scenario 3. Med unntak av Lyse Stølaheia fordeler investeringene seg forholdsvis jevnt i scenario 1, men i scenario 2 og 3 kommer en forholdsvis stor andel av investeringene tidlig i utredningsperioden. Dette skyldes tidspress for å knytte til nye kraftverk i scenario 2 og stor vekst i forbruket i scenario 3. Side 18 av 20

19 Investering scenario 1 Investeringskostnad [mill. kr] Sentralnett Regionalnett Figur 20 Totale investeringskostnader for hvert enkelt år i scenario 1: Pessimismen rår Investeringer scenario 2 Investeringskostnader [mill. kr] Sentralnett Regionalnett Figur 21 Totale investeringskostnader for hvert enkelt år i scenario 2 : Fornybar energi Investering scenario 3 Investeringskostnader [mill. kr] Sentralnett Regionalnett Figur 22 Totale investeringskostnader for hvert enkelt år i scenario 3: Bånn gass. Side 19 av 20

20 7 LITTERATURREFERANSE 1. Kraftsystemplanlegging i fylkene, referansebok, NVE 2. Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland Veileder for kraftsystemutredninger, NVE publikasjon nr. 2/ Veileder for utforming av konsesjonssøknader og forhåndsmeldinger for elektriske anlegg og fjernvarmeanlegg, NVE publikasjon nr. 21/ Nettforsterkninger i Sør-Rogaland. En vurdering av alternative tiltak for å styrke forsyningen av Sør- Rogaland og øke overføringskapasiteten for nye utenlandsforbindelser. Fellesutredning Lyse Nett og Statnett Brev fra Lyse Nett AS til NVE om 300 (420) kv forbindelse Lyse Stølaheia Sluttrapport for Statnetts pålitelighetsprosjekt (STAR), Statnett desember Konsesjonssøknad for 300 kv forbindelse Lyse Stølaheia. Lyse Nett Jærnettet Behov for nettforsterkninger. Vedlikehold/nyinvesteringer av linje Slettebø Opstad. Lyse Kraft PM nr. ID , Hovedforsyning Jørpeland, Ingeniør Reidar Jøsok Framskriving av folkemengden 2008, Statistisk sentralbyrå 12. SINTEF TR A4450 Prognoser for etterspørsel etter elektrisk energi og effekt på lands- og fylkesnivå fram til år. Bjørn Grinden, Robert Lillefloth. 13. SINTEF TR A5663 Veileder for håndtering av leveringspålitelighet i kraftnett. Oddbjørn Gjerde, Jørn Heggset juli Lyse Nett notat K/614/OHØ Samfunnsøkonomisk lønsemd av 300/132 kv transformator i Lysebotn 15. Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet, NVE publikasjon nr. 13/ Stortingsproposisjon nr. 1 ( ) 17. Lokale energiutredninger for kommunene i Sør-Rogaland 18. Tilleggsrapport 420 kv ledning Skåreheia Holen, Statnett mars Den økonomiske reguleringen av nettvirksomheten fra 2007, NVE dokument nr Stortingsmelding nr. 11 ( ): Om støtteordningen for elektrisitetsproduksjon fra fornybare energikilder 21. Avtale om Klimameldingen. Pressemelding 18. januar Side 20 av 20