Kraftsystemutredning. for. Vestfold og Telemark. Hovedrapport

Transkript

1 Tønsberg, Kraftsystemutredning for Vestfold og Telemark Hovedrapport

2 2 1 SAMMENDRAG Skagerak Nett AS (heretter kalt SN) har utarbeidet 10. versjon av kraftsystemutredning for Regionalnettene i Vestfold og Telemark. Utredningen bygger på kraftsystemutredning , forskrift om energiutredninger, dagens rammebetingelser og forventede endringer. Utredningen viser hvilke målsettinger og forutsetninger som legges til grunn for utviklingen av Regionalnettene i Vestfold og Telemark, og hvilke investeringer som dermed kan bli nødvendige. Det er utarbeidet to rapporter. En grunnlagsrapport som er underlagt taushetsplikt og som kun er tilgjengelig for de som har et tjenstlig behov (Denne rapporten). I tillegg er det laget en hovedrapport(denne rapporten) som er et sammendrag av grunnlagsrapporten. Hovedrapporten er en offentlig rapport som er gjort tilgjengelig på Skagerak Energis hjemmeside og den blir oversendt alle som er varslet om oppstart av utredningsarbeidet. Utredningen dekker perioden Utredningen er å betrakte som et tidsbilde i en kontinuerlig prosess. Nettutbygginger som ikke er nevnt i utredningen vil derfor også kunne komme på tale. I enkelte tilfeller presenteres prosjekter som er alternativer til hverandre, og det presiseres at valg av en løsning derfor vil ekskludere andre løsninger. Kraftsystemutredningen innebærer ingen nye vedtak om investeringer i Regionalnettene i Vestfold og Telemark. Alle investeringsvedtak gjøres av de respektive eiernes styrende organer. Pålegg om kraftsystemutredninger er hjemlet i energiloven 5B-1 om energiplanlegging. Tilsvarende men utfyllende bestemmelser er inntatt i energilovforskriften. Ytterligere utfyllende bestemmelser om dette er fastsatt av Norges vassdrag- og energidirektorat i forskrift om energiutredninger gjeldende fra Målet for regionalnettene i Vestfold og Telemark er at de under normale forhold skal ha kapasitet for alle prioriterte overføringsavtaler. Samfunnsmessige lønnsomme investeringer for å bedre tilgjengeligheten vil bli gjennomført, dersom de er bedriftsøkonomisk forsvarlige. Nettbygginger blir normalt utført som luftledninger og åpne koplingsanlegg for spenninger over 22 kv. De viktigste forutsetningene for utviklingen av regionalnettene er lastutvikling, nettdimensjoneringskriterier og kost/nyttevurderinger. Investeringene i nettet framover er stort sett forårsaket av behovet for å fornye gamle transformatorstasjoner og ledninger. Det er også behov for nettutbygginger på grunn av forventet økt forbruk i industrien og planlagt kraftutbygging.

3 3 2 INNHOLDSFORTEGNELSE 1 SAMMENDRAG INNHOLDSFORTEGNELSE BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN BAKGRUNN UTREDNINGSOMRÅDET OG DELTAKERNE I UTREDNINGSPROSESSEN SAMORDNING MOT TILGRENSENDE UTREDNINGSOMRÅDER SAMORDNING MOT LOKALE ENERGIUTREDNINGER SAMORDNING MOT KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET MÅL FOR DET FRAMTIDIGE NETTSYSTEM NASJONALE MÅL FOR UTVIKLING AV ENERGISYSTEMET UTREDNINGENS AMBISJONSNIVÅ OG TIDSHORISONT PLANLEGGINGSKRITERIER MILJØSTRATEGI ØKONOMISKE OG TEKNISKE FORUTSETNINGER Økonomiske forhold Tekniske forutsetninger SÆREGNE FORHOLD INNEN UTREDNINGSOMRÅDET BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM ENERGISAMMENSETNING I UTREDNINGSOMRÅDET GENERELL BESKRIVELSE AV OVERFØRINGSNETTET Utnyttelsesgrad for ledninger og transformatorer Overføringsnettet PRODUKSJONSDATA Tilgjengelig vintereffekt i vannkraftverk Middelproduksjon i kraftverk tilknyttet regional- og sentralnettet Middelproduksjon i kraftverk tilknyttet distribusjonsnettet Middelproduksjon fordelt på andre energikilder BELASTNINGSDATA Effekt Energi Tap Utkoplbart Brukstid EFFEKT- OG ENERGIBALANSE NETTKAPASITET FOR NY PRODUKSJON LEVERINGSKVALITET OG FORSYNINGSSIKKERHET TILKNYTNINGSPUNKTER I REGIONALNETTET SOM IKKE HAR N -1 FORSYNING GJENNOMFØRTE ENDRINGER I ANLEGG FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD ALTERNATIVER FOR UTVIKLING I FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD Scenarioer for nettutviklingen FORBRUKETS TEMPERATUR- OG PRISFØLSOMHET... 39

4 4 6.3 BEFOLKNINGSUTVIKLING FRAMTIDGE PRODUKSJONS OG BELASTNINGSFORHOLD Energi og effekttilgang Belastningsutvikling Effekt- og energibalanse PRODUKSJON OG LASTFORHOLD FOR DE VURDERTE SCENARIOENE NETTANALYSER OVER FRAMTIDIG UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET KOST NYTTE AV ALTERNATIVE PROSJEKTER SCENARIOER OG FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD OVERGANG FRA 66 KV TIL 132 KV TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV I NETTSYSTEMET VESTFOLD TELEMARK Vest-Telemark (VTK/RK) Midt-Telemark Grenland Kragerø (KEV) Hjartdal og Notodden Rjukan INVESTERINGSOMFANG FOR ANALYSERTE SCENARIOER ANLEGG SOM ER PLANLAGT SANERT I PERIODEN BARRIERER FOR REALISERING AV SAMFUNNSØKONOMISKE LØNNSOMME PROSJEKTER KOSTNADER VED LANGSIKTIG UTVIKLING AV NETTSYSTEMET REVISJON AV UTREDNINGEN... 77

5 5 3 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN Vestfold Kraft laget sin første kraftsystemplan høsten 1989 for Vestfold. Tilsvarende ble den første planen for Telemark utarbeidet i 1990 av Telekraft og Skiensfjordens Kommunale Kraftselskap. For begge fylker er planene blitt revidert diverse ganger. Planen har nå skiftet navn til kraftsystemutredning og er oppdatert på bakgrunn av dagens situasjon og dagens prognoser. Utredningen er ikke bindende og innebærer ikke noen nye investeringsvedtak, men er å betrakte som et tidsbilde i en kontinuerlig utredningsprosess. 3.1 Bakgrunn NVE tok i 1987 initiativet til en ordning med fylkesvis planlegging i kraftsystemet. Begrunnelsen for dette var delvis ønsket om mer ensartede planleggingsrutiner i de forskjellige fylker og delvis at det ville frembringe underlag som vil være til nytte under NVEs behandling av konsesjonssøknader. Ordningen ble satt i gang og første kraftsystemplan fra hvert fylke skulle foreligge Ordningen med kraftsystemutredning er hjemlet i energilovforskriften. Forskriften forutsetter at det som grunnlag for forhåndsmelding og senere søknad om konsesjon for elektriske anlegg, skal utarbeides langsiktige oversiktsplaner for utviklingen av kraftsystemet innen et avgrenset område. Utarbeidelsen av utredningen er foretatt med utgangspunkt i forskrift om energiutredninger, NVEs veileder for kraftsystemutredninger og kraftsystemutredning for Vestfold og Telemark samt NVEs tilbakemelding på gjeldende kraftsystemutredning. 3.2 Utredningsområdet og deltakerne i utredningsprosessen Utredningsområdet omfatter Regionalnettet i Vestfold og Telemark. Det vil si 132 og 66 kv nettet i Vestfold og Telemark inkludert tilknytninger til innmatningspunkter i nabofylkene. Regionalnettet i området har flere eiere. Skagerak Nett eier nesten hele regionalnettet i Vestfold med unntak av noen 66 kv ledninger som eies av EB Nett I Telemark er det mange regionalnettseiere med Skagerak Nett som den største netteieren. Skagerak Nett er eid av Statkraft og av kommunene i Grenland. De øvrige regionalnettseierne i området er i hovedsak eid av

6 6 kommunene. Enkelte større industrier eier anleggsdeler som inngår i regionalnettet. Tilsvarende eier enkelte kraftverk anleggsdeler som inngår i regionalnettet. Skagerak Nett har områdekonsesjon i 18 kommuner i Vestfold og Telemark. I tillegg finnes det 9 områdekonsesjonærer i Telemark. Tabell viser en oversikt over selskaper med områdekonsesjon og hvilke kommuner de har konsesjon i. Enkelte bedrifter har egen konsesjon for sitt næringsområde. Tabell Områdekonsesjonærer. Selskap Områdekonsesjon i kommune Drangedal Everk SF Drangedal og Kviteseid Hjartdal Elverk AS Hjartdal Kragerø Energi AS Kragerø Midt-Telemark Energi AS Nome, Sauherad og Bø Løvenskiold - Fossum Deler av Skien Notodden Energi AS Notodden Rauland Kraftforsyningslag Vinje Skagerak Nett AS Andebu, Bamble, Hof, Holmestrand, Horten, Lardal, Larvik, Nøtterøy, Re, Porsgrunn, Sande, Sandefjord, Siljan, Skien, Stokke, Svelvik, Tjøme og Tønsberg. Tinn Energi AS Tinn Vest-Telemark Kraftlag AS Fyresdal, Kviteseid, Nissedal, Seljord, Tokke og Vinje. NVE har utpekt Skagerak Nett AS som utredningsansvarlig selskap for Vestfold og Telemark. Skagerak Nett arrangerte regionalt kraftsystemmøte 26. september Regionalt kraftsystemmøte valgte følgende kraftsystemutvalg: - Aslak Ofte Skafså Kraftverk - Jørgen Mykløy INEOS Norge - Per Eskeland Kragerø Energi - Arvid Juve Midt-Telemark Energi - Ingeborg Buchalik Statnett - Tor Eriksen Skagerak Nett Kraftsystemutredningen er utarbeidet av Skagerak Nett (SN) og med bistand fra kraftsystemutvalget. Alle anleggseiere er forespurt om planer og anleggsdata. Planansvarlig i SN er ansvarlig for nettplanleggingsarbeidet. Planleggingen blir utført i samarbeid med de øvrige eierne av regionalnett i området. 3.3 Samordning mot tilgrensende utredningsområder Det er opprettet et samarbeidsutvalg med deltakere fra Statnett, EB Nett, Hafslund Nett og Skagerak Nett for å samordne kraftsystemet i tilgrensende områder. Ved utarbeidelse av nettutredninger dannes det normalt en prosjektgruppe hvor berørte parter deltar. Dette gjelder normalt berørte kunder, nabonett og Statnett. Ved planer som kun gjelder fornyelse av anlegg utarbeider anleggseier planen og sender den til høring hos berørte kunder.

7 7 3.4 Samordning mot lokale energiutredninger. Det er utarbeidet lokale energiutredninger for alle kommuner i utredningsområdet. Utredningsansvarlige har gjennomgått utredningene for å vurdere eventuelle utviklingstrekk som kan påvirke utviklingen av regionalnettet. 3.5 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer. Kommunale og fylkeskommunale planer blir kommentert av energiforsyningen med tanke på behov for arealer til ledninger og transformatorstasjoner. Ordningen med lokale energiutredninger har medført en tettere dialog med kommunene

8 8 4 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET 4.1 Mål for det framtidige nettsystem Nettet skal under normale forhold ha kapasitet for alle prioriterte overføringsavtaler. Samfunnsmessig lønnsomme investeringer for å bedre tilgjengeligheten gjennomføres under forutsetning av at rammebetingelsene gir positiv bedriftsøkonomi. Det samme gjelder driftsmessige forholdsregler. Det kan om nødvendig gis anleggsbidrag for å få gjennomført samfunnsmessig lønnsomme tiltak i tilgrensende nett. Det skal velges kostnadseffektive løsninger mht. drift, vedlikehold, utbygging og finansiering slik at nettets spesifikke kostnader og nettapene er på nivå med eller under sammenlignbare nett. Med kostnader menes de samfunnsmessige kostnadene. Nettet skal utformes optimalt uavhengig av eierstruktur og kostnadsdeling mellom netteiere. Nettets leveringspålitelighet og kostnadene til nettet må ses i sammenheng. Hva som er riktig nivå for leveringspålitelighet, vil variere fra kunde til kunde. Selv om nettet er tilgjengelig for krafttransport vil anvendeligheten kunne begrenses av følgende faktorer: Forvrengt kurveform på spenning og strøm Avvik fra ønsket spenning Kortvarige spenningsspisser Kortvarige spenningsfall Feil frekvens Store jordstrømmer Høy kortslutningsytelse. Anvendeligheten kan påvirkes av kraftprodusenter, netteiere og kundene. Kartlegging av nettets anvendelighet pågår kontinuerlig. Kundene skal gis tilfredsstillende informasjon om forholdene der de er tilkoplet. Problemer forbundet med anvendelighet skal undersøkes og utbedres hvis det er påkrevet av sikkerhetsgrunner eller samfunnsmessig lønnsomt. Kravene i forskrift om leveringskvalitet følges opp. Netteierne skal opprettholde tilstrekkelig beredskap for sine anlegg. Dette gjelder både materiell - og mannskapsmessig. Hvilket nivå som er tilstrekkelig, blir løpende vurdert. Det er etablert vaktordninger med kvalifisert personell. Økt bruk av fjernkontroll gir bedre muligheter for omkoplinger i nettet uten utrykning til stasjonene. Det er et mål å sitte inne med et tilstrekkelig lager av nødvendig reservemateriell. Oversikt over tilgjengelig reservemateriell blir kontinuerlig oppdatert med hensyn på type og lagerplass. I tillegg finnes det oversikter over reservemateriell på landsbasis.

9 9 4.2 Nasjonale mål for utvikling av energisystemet Nettmeldingen sier følgende om mål for nettutviklingen: - Sikker strømforsyning er avgjørende for et moderne samfunn. I næringsliv, offentlig tjenesteyting og husholdninger regnes sikker tilgang på strøm som en selvfølge. - Tilstrekkelig kapasitet i strømnettet er helt avgjørende for strømforsyningen, ved siden av en sikker og effektiv drift av hele systemet fra produsent til forbruker. - Et velutviklet strømnett er en forutsetning for verdiskapning, både innen virksomheter som bruker strøm og innen kraftproduksjonen selv. - Nettinvesteringer må vurderes i et langsiktig perspektiv. Overordnet er målet at planlegging og utbygging av nettet skal være samfunnsmessig rasjonell, jf. energiloven. Regjeringen har følgende mål som har konsekvenser for modernisering og utbygging av strømnettet: Sikker tilgang på strøm i alle deler av landet. Høy fornybar elektrisitetsproduksjon. Legge til rette for næringsutvikling som krever økt krafttilgang, som kraft fra land til petroleumsvirksomhet og industrivirksomhet. Tilstrekkelig overføringskapasitet mellom regioner, slik at det blant annet ikke blir langvarige store forskjeller i strømpris mellom områder Et klimavennlig energisystem som tar hensyn til naturmangfold, lokalsamfunn og andre samfunnsinteresser. Utviklingen av kraftsystemet i utredningsområdet vil på lang sikt bli påvirket av de nasjonale mål. En begrenset vekst vil redusere utbyggingsbehovet dersom dette også medfører en begrensning i effektveksten. Fleksibilitet, fornybare energikilder og økt bruk av gass vil redusere lastveksten, men volum og størrelse er ikke mulig å anslå nå. Vi registrer at det er en økt aktivitet i utredningsområdet når det gjelder utbygging av fjernvarme og gass. I første omgang ser dette ut til å redusere forbruket av olje. Det er registrert løselige planer om noe vindkraft i utredningsområdet. Det er aktivitet rundt småkraftverk Det er et stort potensiale for småkraftverk i deler av Telemark. 4.3 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Ambisjonsnivået med utredningen er å vise sammenhengen mellom de målsettinger og forutsetninger som legges til grunn for utviklingen av Regionalnettet i Vestfold og Telemark. Utredningsarbeidet er en kontinuerlig prosess der endrede forutsetninger kan påvirke både tidspunkt for og omfang av nødvendige tiltak. Planleggingen tar utgangspunkt i samfunnsøkonomiske betraktninger. Dersom et prosjekt har flere utbyggingsalternativer, benyttes nåverdimetoden til en innbyrdes rangering. Normalt vil det alternativet med lavest nåverdi/totalkostnad bli valgt. Det legges imidlertid en helhetsvurdering til grunn, slik at i enkelte tilfeller kan forhold av ikke-økonomisk art være med på å avgjøre hvilket alternativ som velges. I en slik vurdering vektlegges bl.a. forhold som personsikkerhet, miljøkonsekvenser, beredskapshensyn, standardisering og fleksibilitet.

10 10 Utredningen dekker perioden Utviklingen er sikrest de første årene og usikkerheten øker gradvis utover i perioden. 4.4 Planleggingskriterier Regionalnettet planlegges og bygges ut etter samfunnsøkonomiske kriterier. Ved planlegging tas det hensyn til følgende faktorer: Investeringskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader Tap Avbrudd (leveringssikkerhet) Fleksible løsninger Miljø Personsikkerhet og forskrifter Ved planlegging sees hele nettsystemet i sammenheng. Det vil si at mulige løsninger i Regionalnettet blir vurdert mot mulige løsninger i sentralnettet, nabonettene og underliggende nett. Ved valg av løsning skal kostnadene i alle nettnivå tas med i betraktningen. Ved prosjekter som berører regionalnettet og et eller flere distribusjonsnett finnes beste løsning uavhengig av eiergrenser. Kostnadsfordelingen ved etablering av løsningen følger normalt eiergrensene. Dette vil være utgangspunktet også i fremtiden, men alternative former for finansiering og delfinansiering vil også kunne være aktuelt. 4.5 Miljøstrategi Hensynet til miljø i form av krav til arealutnyttelse, estetisk utforming, krav om tiltak grunnet frykt for helserisiko hos mennesker og negativ innvirkning på f eks fuglebestand blir stadig mer fokusert ved planer om tiltak i overføringsnettet. Energitransport og nettutbygging skal utføres i pakt med gjeldende lover og krav til miljøloven. Nettutbygging skal primært utføres i henhold til følgende standard: Bruk av luftledninger og åpne koplingsanlegg for spenninger over 22 kv. Energitransport vil imidlertid kunne medføre miljøkonflikter vedrørende blant annet arealbruk, estetiske forhold, støy, utslipp, feltstråling og dyreliv. Der miljøkonflikter kan forventes skal konsekvensanalyser presenteres for aktuelle politiske organer og andre berørte. Der det ligger til rette for det, skal alternative løsninger utredes. Ved store variasjoner i kostnadene for de forskjellige alternativene skal valg av løsning forelegges og behandles av aktuelle organer. Ledningstraseer og stasjonspunkter velges slik at de blir mest mulig avstemt mot samfunnets infrastruktur. Valg mellom luftledning og kabelanlegg skal skje på samfunnsøkonomisk grunnlag. Samarbeid med berørte parter, grunneiere, beboere

11 11 og off. myndigheter skal starte tidligst mulig for å sikre god utforming og plassering av anlegget. Det kan være behov for å benytte landskapsarkitekter, arkitekter, industridesignere og tilsvarende. Den praktiske gjennomføringen av anleggsfasen skal planlegges og utføres slik at belastningene på omgivelsene blir minst mulig (valg av veier for anleggstrafikk, bruk av helikopter til transport og montasje, arbeid på frossen/snødekket mark osv.). Riktig informasjon til riktig tid til riktig gruppe er viktig for å unngå uheldige konsekvenser i anleggsfasen. Uro knyttet til usikkerhet om hvorvidt elektromagnetiske felter kan medføre helsefare, skal tas på alvor. Alle tiltak som blir gjort for å minimalisere feltstyrken samt dokumentasjon som angir forventet feltstyrke ved anlegget vil bli gjort kjent for de som tar opp problemet. Det henvises for øvrig til NOU 1995 nr. 20 og veileder fra Statens Strålevern. Personsikkerhet høyeste prioritet. Det krever at alle utbyggingstiltak skal oppfylle myndighetenes krav til personsikkerhet og arbeidsmiljø. I prosjekteringsfasen skal det legges vekt på utforming og tiltak som skaper trygge arbeidsposisjoner og legger alt til rette for at arbeidet utføres i tråd med driftsforskrifter og instrukser. Dette omfatter også opplæring og trening ved innføring av ny teknologi og nye arbeidsprosedyrer. Brukerne deltar i utformingen av arbeidstiltak. Arbeidstakernes fysiske og psykiske helse ved arbeid på anlegget skal ivaretas gjennom riktig valg av utstyr og teknologi samt gjennom utarbeidelse av planer og prosedyrer som kan motvirke belastningsskader og stresspåkjenninger. 4.6 Økonomiske og tekniske forutsetninger De økonomiske og tekniske forutsetninger som ligger til grunn for nettplanleggingen er preget av varierende grad av påvirkbarhet og usikkerhet. I det følgende presenteres en del forutsetninger som påvirker overføringskostnadene og leveringskvaliteten i Regionalnettet Økonomiske forhold Anleggskostnader Anleggskostnader blir anslått i dagens kroneverdi for alle aktuelle utbyggingsalternativer. Trasemuligheter og stasjonsplassering blir grovt vurdert for mulighetene for realisering og mulige ekstra kostnader. Økonomisk levetid Vi bruker normalt 35 år som økonomisk levetid for de komponenter som inngår ved langtidsplanlegging. Kalkulasjonsrente Etter oppdateringer fra Finansdepartementet og fra NVE bruker vi nå 4,0 % kalkulasjonsrente. Tidligere ble det benyttet kalkulasjonsrente på 4,5 og 6 %. Ved vurdering av prosjekter som er nevnt i kapittel 7 er det benyttet kalkulasjonsrente på 4,0 % i utredninger gjennomført fra og med I eldre utredninger er det benyttet en kalkulasjonsrente på 4,5 % eller 6 %. Prosjekter som ikke er igangsatt vil bli vurdert på nytt før realisering med anbefalt kalkulasjonsrente. Ved vurdering av

12 12 utbyggingsalternativer blir også kalkulasjonsrenten variert for å se om høy eller lav kalkulasjonsrente påvirker valg av løsning. Tapskostnader Som tapskostnader brukes grunnlagsberegninger utført av Sintef Energiforsking Ved kortsiktige beregninger brukes antatt markedspris for kraft. Tapsbrukstid for regionalnettet varierer fra år til år avhengig av driftsforholdene i tunglast timen. Sintef Energiforskings planleggingsbok benytter en tapsbrukstid for nettnivåene som dekkes av regionalnettet på 2400 timer. Drifts- og vedlikeholdskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader påvirkes av vedlikeholdsrutiner, men også av klimatiske forhold, anleggenes alder, materialvalg og utførelse. SEFAS har anslått at disse kostnadene for luftledninger årlig utgjør ca. 1,5 % av anleggskostnadene.. Avbruddskostnader Ved vurdering av avbruddskostnader benyttes hovedsakelig de satsene som ble innført i forbindelse med KILE ordningen. I de tilfellene hvor standardsatsene for avbrudd forventes ikke å være representative hentes det inn egne tall fra de berørte kundene. Fra 1. januar 2015 vil det tre i kraft nye KILE satser. For å finne et anslag på KILE kostnader som kan benyttes ved beregning av framtidige avbruddskostnader er det gjort følgende forutsetninger: - Prisvekst : 4,5 % - Avbruddsvarighet: 1 time - Avbrudd en hverdag i mars i fra 9:00 10:00 Tabell Antatte KILE satser fra og med 2015 Sluttbrukergruppe Ikke varslede avbrudd kr/kwh Varslede avbrudd kr/kwh Handel og tjenester Industri Jordbruk Offentlig Industri med eldrevene prosesser Husholdning 10 9 KILE satsene er justert med forventet prisstigning til 2015 nivå og avrundet til hele kroner Det er fra og med 2009 innført nye beregningsmåte for KILE. Det tas nå hensyn til avbruddets varighet, når på året, ukedag og tid på døgnet. Alle avbrudd skal nå tas med også kortvarige avbrudd. Den nye ordningen medfører at korte avbrudd får en høyere avbruddskostnad enn tidligere og langvarige avbrudd får en lavere kostnad enn tidligere. Kostnaden (K j ) for et vilkårlig avbrudd på tidspunkt j, skal beregnes som: K j = k P,ref. f K,m. f K,d. f K,h. P ref

13 13 P ref = Avbrutt effekt i rapporteringspunktet dersom tilsvarende avbrudd hadde skjedd i referansetidspunktet (kwh/h) k P,ref = Spesifikk avbruddskostnad (i kr/kw) på referansetidspunktet for en gitt varighet f K,m = Korreksjonsfaktor for avbruddskostnad (i kr) i måned m f K,d = Korreksjonsfaktor for avbruddskostnad (i kr) på dag d f K,h = Korreksjonsfaktor for avbruddskostnad (i kr) i time h Alle korreksjonsfaktorer og avbruddskostnader er oppgitt i Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer. Spesifikke avbruddskostnader (k P,ref ) er angitt i 2012 kroner per kw for 6 kundegrupper. Siden avbruddskostnaden er oppgitt i 2012 kr må de justeres for den generelle pris- og kostnadsutvikling i samfunnet ved bruk av Statistisk sentralbyrå konsumprisindeks (KPI). For å anslå feilsannsynlighet benyttes feilstatistikk utarbeidet av Statnett og egne erfaringstall. Miljøkostnader Det er i de fleste tilfeller vanskelig å tallfeste de miljømessige konsekvensene av en utbygging. Det blir derfor gjort en skjønnsmessig vurdering av miljømessige forhold ved de forskjellige utbyggingsalternativer. Økonomisk analysemetode Ved beregning av samfunnsøkonomiske kostnader er nåverdi metoden benyttet. Det er normalt benyttet en analyseperiode på 40 år. Følgende kostnader er normalt med i vurderingen: - Investeringskostnader - Drifts - og vedlikeholdskostnader - Tapskostnader - Avbruddskostnader Tekniske forutsetninger I utgangspunktet dimensjoneres ikke nettet for annet enn prioritert kraft. Prognoseforutsetninger Dimensjonerende belastning tar utgangspunkt i sentralnettets oppgjørstime som normalt sammenfaller med regionalnettets maksimalbelastning. Denne vurderes med hensyn på temperatur, konjunkturforhold og prisforhold mellom elektrisitet og olje. Lastprognosen tar utgangspunkt i historisk effekt- og energiutvikling, forventet befolkningsvekst og framtidig utvikling i bolig og næringsutvikling. Gjeldende prognose tar utgangspunkt i maksimaleffekten som ble registret 23. Januar Effekten i time 10 den 5. februar 2001 er fortsatt den høyeste som er registrert. I 2001 var lasten på Herøya og på Klosterøya betydelig høyere enn i år. Temperaturen i området varierer mye og vi har valgt å bruke registreringen fra Melsom som et gjennomsnitt for området. Ved maksimaleffekten i 2013 var temperaturen på Melsom 18,4 C. Dimensjonerende utetemperatur med 2 års returtid for Melsom er 13 C tilsvarende med 10 års returtid er 20 C. Gvarv har

14 14 lavere verdier for dimensjonerende utetemperatur, men hovedtyngden av lasten i Telemark ligger i kystnære områder. Effekt Vestfold Telemark Årlig vekst Årlig vekst ,5 % 2,2 % ,1 % 1,0 % Energi Vestfold Telemark Årlig vekst Årlig vekst ,0 % 1,7 % ,6 % 0,5 % Forventet lastutvikling i området gjelder for alminnelig forbruk. Større kunder har en mer sprangvis endring i forventet forbruk. Temperaturkorrigering av effekt og energi Temperaturfølsomhetene for alminnelig forsyning er størst om høsten før alternative oppvarmingskilder blir startet. Med en økende andel varmepumper registrer vi jevnere effektøkning om høsten. En stor usikkerhet er hva som skjer med effektutviklingen når temperaturen faller under -15 C og varmepumpene gir liten effekt, mens varmebehovet øker. Vind i kombinasjon med kulde gir også store utslag på effektutaket. Temperaturkorrigering av last for større områder gjøres ved å benytte en temperaturfølsomhet på 1 %/ C på alminnelig forbruk. (NVE rapport EN 7/93 antyder en følsomhet for temperatur i området fra 0,5 3 %/ C) I hele utredningsområdet vil denne verdien variere på grunn av ulike klimatiske forhold. Prosentandel er avhengig av hvor stor oppvarmingsdel som er basert på elektrisitet. I større utbyggingsprosjekter i området ser vi nå en tendens til å etablere vannbårne oppvarmingssystemer med varmepumper/fjernvarme eller gass som oppvarmingskilde. En slik utvikling vil på lang sikt gjøre forbruket mindre temperaturavhengig. Dimensjonerende utetemperatur (DUT) med 2 og 10 års returtid, samt DUT for årene 2000 til 2010 er innhentet fra Det Norske Metrologiske Institutt (DNMI). Temperaturdataene er hentet fra målestasjonene Melsom og Gvarv. Følgende verdier er lagt til grunn ved temperatur-korrigering av effekt: Tabell Dimensjonerende utetemperatur DUT DUT Stasjon Melsom -13,0-20,0-9,4-11,2-9,6-6,8-18,2-20,9-17,6-12,5-18,4-10,5 Gvarv -20,0-25,0-8,7-10,9-10,4-8,5-16,1-20,5-17,6-14,6-18,2-11,2 Temperaturkorrigeringen er utført med etter følgende formel: P DUT = P + Pδ(DUT DUTn) - P DUT er den temperaturkorrigerte maksimaleffekten for aktuelt år (MW) - P er den målte effekten for aktuelt år (MW) - δ er maksimallastens temperaturfølsomhet (%/ 0 C) - DUT er laveste 3 døgns minimumstemperatur for aktuelt år (0C) - DUT n er laveste 3 døgns minimumstemperatur med n års returtid (0C)

15 15 Ved planlegging brukes 2 års returtid for dimensjonerende utetemperatur, men nettløsninger blir også kontrollert mot 10 års returtid. Ved avbruddsberegninger og tapsberegninger er utkoplbart forbruk med i dimensjonerende belastning. Dette gjelder den andelen som normalt er med i effekten ved oppgjørstopp. Det vil si ca. 20 til 25 % av installert effekt. Eller i størrelsesorden 1 til 2 % av maksimaleffekten. Temperaturkorrigering av energiforbruket er mindre interessant for nettutviklingen, da nettet må dimensjoners for maksimal effekt. Ved behov for å temperatur korrigere energiforbruket benytter vi en temperaturfølsomhet på 0,012 %/graddag for andelen som går til alminnelig forsyning. DNMI har noen mangler i sine dataserier for stasjonene Melsom og Gvarv. Det er benyttet data fra nabostasjoner for å beregne gradagstallene for 2000 til Tabell Graddagstall Stasjon Normal Melsom Gvarv Temperaturkorrigeringen er utført med etter følgende formel: W GDT = W + Wδ(GDTn GDT) - W GDT er den temperaturkorrigerte energien for aktuelt år (MW) - W er den målte energien for aktuelt år (MW) - δ er energiforbrukets temperaturfølsomhet (%/ graddager) - GDT er graddagstall for aktuelt år (graddager) - GDT n er midlere graddagstall over n år (graddager) Termisk grenselast for linjer og kabler For å bestemme maksimal overføringskapasitet for ledninger og kabler brukes underlag fra leverandører og tabeller utarbeidet av SEFAS. Overføringsevne kan også være begrenset av endepunktskomponenter. De fleste av disse kan i en feilsituasjon overbelastes med inntil 20 %. Termisk grenselast for transformatorer De fleste transformatorer kan belastes mer enn merkeytelsen ved lav lufttemperatur eller forsert kjøling. Vi forutsetter at transformatoren kan overbelastes kortvarig (< 24 timer) med inntil 40 % i feilsituasjoner. En slik overbelastning forutsetter nøye overvåking av oljetemperaturen i transformatoren, jfr. IEC norm loading guide for oil immersed transformers. Målsettingen er at en ved feil på en transformator skal det være tilstrekkelig reserve i samme stasjon eller i underliggende nett.

16 16 Spenningsgrenser Under forutsetning av at tillatt systemspenning ikke overskrides, er det ingen direkte krav til spenningsnivået i regionalnettet. Det er imidlertid et krav at 11 og 22 kv samleskinner til enhver tid skal ha riktig spenningsnivå. I praksis betyr det at reguleringsområdet til transformatorene avgjør hvilket spenningsnivå en kan tillate i regionalnettet. Når det gjelder spenningsvariasjoner legges forskrift om leveringskvalitet og EN til grunn. Spenningsnivå, transformatorstørrelser og ledertverrsnitt Spenningsnivå er historisk betinget. Regionalnettet i utredningsområdet er bygd for 66 og 132 kv og drives med spenninger i disse områdene. På bakgrunn av NVEs notat ESN 32/88 som sier at det på sikt er et mål å ha følgende spenningsnivåer 420, 132 og 22 kv blir normalt 66 kv linjer som blir fornyet, bygd for 132 kv for dermed på sikt å kunne gå over til 132 kv. Transformatorstørrelse velges ut fra forventet lastutvikling, mål om standardisering av størrelser og reservebehov. Ledertverrsnitt velges ut fra forventet maksimallast, mekanisk styrke og ønske om standardisering på noen tverrsnitt. 4.7 Særegne forhold innen utredningsområdet Miljømessige restriksjoner Det er ingen miljømessige restriksjoner utover de krav som lover og forskrifter setter til virksomheten til netteiere. I enkelte områder er det ønske om kabling av eksisterende linjer. Dette gjøres dersom kostnadene dekkes med anleggsbidrag av de som ønsker kabling og at det anses som teknisk akseptabelt av netteier. Folketall, areal og befolkningstetthet Utredningsområdet har et samlet areal på km 2 og en befolkning på personer per Dette gir en befolkningstetthet på 23,5 personer/ km 2. Befolkningstettheten varier kraftig i området. Byområdene langs kysten har stor befolkningstetthet.. Overordnet beskrivelse av risiko for, og konsekvenser av naturgitte forhold i utredningsområdet. Det er gjennomført en screening av naturgitte risikoforhold for stasjoner og ledninger. Følgende hendelser er vurdert: - Jord- eller kvikkleireskred som rammer anlegg - Steinsprang eller steinskred - Snøskred. - Ekstrem vannstand (flom/stormflo) - Flodbølge - Lynnedslag og kraftsystemet - Saltholdig luft som gir overslag på isolatorer - Geomagnetisk storm induserer en likestrøm i kraftledningene som påvirker kraftsystemet.

17 17 - Snø gjør det enklere for utenforstående og dyr å passere sikringsgjerder rundt stasjonene. - Dyp snø reduserer høyden fra bakken til strømførende leder på ledningene slik at menisker og dyr kan skades. - Ising på ledninger og master - Kraftig nedbør eller flom vasker vekk masse slik at sikringsgjerder blir undergravd. - Trær gjør det enklere for utenforstående å passere sikringsgjerdet rundt stasjonene - Trefall inn på stasjonsområdet - Trefall på ledning på grunn av vind eller snø. For alle hendelser er det vurdert hvilke områder som er utsatt, mulige årsaker, barrierer, sårbarhet og risiko. Tiltak som kan redusere risikoen er vurdert. Hendelser med høyest risiko er Geomagnetisk storm og mye nedbør enten som snø eller regn. Det finnes barrierer og handlingsplaner for alle vurderte hendelser.

18 18 5 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM Dagens kraftsystem er resultatet av en kontinuerlig utvikling i over 100 år. Avgjørelser og investeringer som er gjort tidligere vil i lang tid påvirke nettets utforming og kostnadsnivå. 5.1 Energisammensetning i utredningsområdet Infrastruktur for ulike energibærer Kraftnettet i utredningsområdet består av Sentralnett, regionalnett og distribusjonsnett. Alle områder med fast bosetning er dekket av kraftnettet. Regionalnettsdelen er nærmere beskrevet i kapitel 5.2 Infrastrukturen for fjernvarme/nærvarme er bygget ut eller er under utbygging i de fleste større byområder i utredningsområdet. NVEs nettsider gir oppdatert informasjon om søknader og status for alle fjernvarmeprosjektene som har fått konsesjon eller er under behandling hos NVE. I Grenland er det 4 LNG anlegg og et propan anlegg samt ca. 35 kunder og ca. 16 km rørledninger. I Tønsberg er det etablert en lagertank for naturgass. Det er lagt ca. 14 km gassrør og 11 kunder er tilknyttet anlegget. I Sandefjord er det et LNG anlegg og et propananlegg. Her er det ca. 1,5 km rørledning og 4 kunder. I Larvik er det et LNG anlegg og en kunde. Det finnes også enkelte små røranlegg for gasstransport på enkelte søppelfyllinger. Her blir gassen brukt lokalt til varme og strømproduksjon. Deponigassen går foreløpig ikke til annet forbruk. Oppsummering av lokale energiutredninger Områdekonsesjonærene i alle 32 kommunene i utredningsområdet har utarbeidet lokale energiutredninger. Mange utredninger ble oppdatert i Noen utredninger er eldre enn 2 år Utredningene er utarbeidet av Skagerak Nett med hjelp av konsulentfirmaet Norsk Enøk og Energi AS for de kommunene hvor de har områdekonsesjon. I de øvrige kommunene er utredningene utarbeidet av områdekonsesjonær på egen hånd eller i samarbeid med konsulentfirmaet Norsk Enøk og Energi AS. Utredningene er forholdsvis like og det er enkelt å finne de samme opplysningene Utredningene gir en grei oversikt over historisk utvikling av det stasjonære energiforbruket, men det er stor usikkerhet i forventet framtid utvikling i energiforbruket. Viljen i kommunene til å styre utviklingen mot bruk av alternative energikilder er varierende. De lokale energiutredningene er fokusert på energi og ikke effekt. 5.2 Generell beskrivelse av overføringsnettet Regionalnettet er bygd ut for å binde samen distribusjonsnettene, kraftverkene og sentralnettet i området.

19 Utnyttelsesgrad for ledninger og transformatorer Ledningsnett i utredningsområdet blir i de fleste områder drevet masket. Det medfører at enkelte ledninger har høy belastning, mens andre ligger i balansepunkter med minimal belastning. Dette varierer med koplingsbilde og driftsforholdene. I praksis vil det si at enkeltseksjoner i ledningsnettet i utredningsområdet er belastet med fra noen få % og opptil % ved tunglast. Transformatorparken er dimensjonert for å tåle feil på enkelt komponenter. Enten ved at det er nødvendig transformatorreserve i stasjonen eller at det er reserve i det underliggende 11/22 kv nett og nødvendig transformatorkapasitet i nabostasjoner. I tunglast har derfor transformatorparken for uttak en belastningsgrad på i underkant av 60 % av merkeytelse Overføringsnettet Regionalnettet i området består av: - 85 transformatorstasjoner fra 132/66 kv til 22/11/6,6 kv. Dette er stasjoner som forsyner alminnelig forbruk. (Rene kraftverk og industristasjoner er holdt utenfor) ,7 km med 132 kv og 66 kv ledninger og kabler transformatorer med en samlet ytelse på MVA Tabell 5.2.2: Ledninger og kabler i utredningsområdet Spennings Ledninger (km) Kabler (km) -nivå (kv) Vestfold Telemark Sum Vestfold Telemark Sum 132 kv 387,9 923, ,5 6,5 9,0 15,5 66 kv 108,5 170,2 278,7 Sum 496, , ,2 6,5 9,0 15,5 Veid gjennomsnittsalder for 132 og 66 kv ledningene i området er i ,7 år. Kabelnettet i utredningsområdet er betydelig mindre i utstrekning og har en veid gjennomsnittsalder på 22,1 år i 2014.

20 Både gjennomsnittsalder og aldersfordeling viser at de store utbyggingsprosjektene i ledningsnettet ble gjennomført perioden Kabelnettet er minimalt i utstrekning i forhold til ledningsnettet. Hovedtyngden av kablene er lagt i perioden

21 21 Tabell 5.2.3: Transformatorer i utredningsområdet Spenningsnivå Vestfold Telemark Utredningsområdet kv Antall MVA Antall MVA Antall MVA 132/ , ,0 132/ , , ,5 66/ , , ,5 66/22/5 1 15,0 1 15,0 132/66/ ,0 1 40,0 132/22/ , ,5 132/11/ , ,0 132/11/6, , ,0 Sum , , ,5 Transformatorene er produsert i perioden 1958 til Gjennomsnittsalderen for transformatorene er 30,6 år. Diagrammet viser aldersfordelingen for transformatorene i utredningsområdet.

22 22 Nettets tilstand Regionalnettet i utredningsområdet er for det meste i god teknisk tilstand. Hovedfordelingsnettet i utredningsområdet er bygget opp over mange tiår grunnet tidlig industrireising og byer langt unna kraftkildene. De eldste anleggene som fortsatt er i drift ble bygget så tidlig som i slutten av 30-årene. Tilstanden på disse anleggene er naturlig nok preget av alderen. I tillegg betyr hvilke materialer som er brukt til master mye for tilstanden. Tremaster er utsatt for råte og hakkespettangrep, og må skiftes etter år. Betongmaster oppnår noe høyere levetid, og kan i enkelte tilfeller rehabiliteres dersom forvitring og rustangrep på armeringsjernet ikke er kommet for langt. Galvaniserte stålmaster som er bygd de siste 50 år har vist seg meget holdbare. Til tross for at deler av nettet i utredningsområdet befinner seg nær kysten er det ikke problemer av betydning med saltbelegg på ledninger og koplingsanlegg. I enkelte områder er vi plaget med hakkespettangrep på tremaster. Forurensing fra tungindustrien kunne tidligere være et problem i nærområdene. Forurensningene førte til nedsatt holdfasthet over isolatorene. De siste årene har industriens miljøtiltak eliminert dette problemet. Noen av stasjonenes 132/66 kv utendørsanlegg begynner å bli gamle og vil gradvis bli fornyet for å opprettholde en akseptabel teknisk tilstand. Tilsvarende gjelder for en del av 132 og 66 kv ledningene i Regionalnettet. Beslutning om rehabilitering eller sanering og nybygging tas etter en grundig tilstandsvurdering av det enkelte anlegg, samt en vurdering av det fremtidige behovet for anlegget. 5.3 Produksjonsdata I utredningsområdet er det tilknyttet mye produksjon til sentral- og regionalnettet. Det er også noe produksjon tilknyttet distribusjonsnettene i området. Så godt som all produksjonen er i Telemark. Tabell viser samlet produksjon i utredningsområdet. Tabellen inkluderer også deler av Brokke kraftverk i Aust-Agder samt Vittingfoss og Skollenborg i Buskerud fordi disse kraftverkene mater inn på regionalnettet i området. Brokke kraftverk ble tilknyttet sentralnettet i 2009 og er derfor ikke med i tallene fra og med Produksjon i kraftverkene rundt Høgefoss er ikke med i tallene fordi disse er tilknyttet regionalnettet i Agder.

23 23 Tabell Samlet produksjon i utredningsområdet. Nettnivå Middel- Faktisk produksjon (GWh) produk. GWh Sentralnett 5 779, , , , , , , , , , ,2 Regionalnett 6 806, , ,9 7016,5 7412, , ,3 6102, , , ,4 Distribusjonsnett 320,2 307,3 292,5 349,7 359,2 359,1 341,7 341, ,2 Sum , , , , , , , , , , ,8 Reduksjon for distribusjonsnett fra 2011 til 2012 skyldes at Byrte kraftverk ble flyttet over til regionalnettet i 2012 Tabell Produksjon i oppgjørstimen Tilgj. Faktisk produksjon (MW) Vinteref Nettnivå. MW Sentralnett 1 146,4 977, , , , , ,7 990, , , ,6 Regionalnett 1 344, , , ,5 992, ,4 944,1 965, , , ,4 Distribusjons -nett 77,2 42,0 44,9 42,4 36,7 40,2 41,0 39,9 23,3 23,8 29,1 Sum 2 568, , , , , , , , , , ,1 Reduksjon for distribusjonsnett fra 2011 til 2012 skyldes at Byrte Kraftverk ble flyttet over til regionalnettet i Tilgjengelig vintereffekt i vannkraftverk Tilgjengelig vintereffekt er definert som den høyeste effekt som kan produseres i en sammenhengende 6- timers periode under høyeste vinterforbruk. Det regnes med normal vannføring for elvekraftverk og normalt magasinnivå for magasinverk, begge referert uke 3. I 2009 ble Brokke kraftverk tilknyttet sentralnettet og dermed fjernet fra oversikten selv om kraftverket fortsatt kan kobles mot regionalnettet i Telemark. Kraftverk tilknyttet sentralnettet har ikke hatt endring i tilgjengelig vintereffekt, mens det har blitt etablert noen mindre kraftverk til distribusjonsnettet. Tilgjengelig effekt fra andre energikilder

24 24 I utredningsområdet er det ingen kraftproduksjon av betydning fra andre energikilder. På enkelte fyllplasser blir det produsert noe kraft i mikroanlegg med deponigass som energikilde Middelproduksjon i kraftverk tilknyttet regional- og sentralnettet Middelproduksjonen i kraftverker tilknyttet regionalnettet har endret seg lite de siste årene. Enkelte kraftverk i Buskerud er med i oversikten fordi disse er tilknyttet regionalnettet i området. Kraftverkene rundt Høgefoss er ikke med i oversikten fordi disse er tilknyttet regionalnettet i Agder. Utviklingen i middelproduksjon og faktisk produksjon vises i diagrammet. Faktisk produksjon har de siste årene svingt betydelig i forhold til middelproduksjonen. Dette henger sammen med tilsigsforholdene. I Telemark er det i tillegg til kraftproduksjon tilknyttet regionalnettet også kraftverk som er tilknyttet direkte til sentralnettet. Faktisk produksjon har de siste årene svingt betydelig i forhold til middelproduksjonen. Dette henger sammen med tilsigsforholdene. Utviklingen i middelproduksjon og faktisk produksjon vises i diagrammet. Brokke kraftverk var tilknyttet nettet i Telemark ca. halve Denne produksjon og middelproduksjon er med i diagrammet.

25 Middelproduksjon i kraftverk tilknyttet distribusjonsnettet Det har i alle år vært tilknyttet små og mellomstore kraftverk til distribusjonsnettet i området. I tillegg til disse kraftverkene finnes det også enkelte små anlegg på fyllinger og i kloakkanlegg som produserer små mengder kraft og hvor alt eller nesten alt blir benyttet til drift av prosesser på anlegget. Diagrammet viser utviklingen og fordelingen av middelproduksjonen tilknyttet distribusjonsnettene i utredningsområdet. I 2013 var middelproduksjonen i vannkraftverk tilknyttet distribusjonsnettene i utredningsområdet 227 GWh. Reduksjonen fra 2011 til 2012 skylds at Byrte kraftverk ble tilknyttet 66 kv nettet.

26 Middelproduksjon fordelt på andre energikilder Det er ikke utbygd vindkraft i området. Det foregår noe produksjon av strøm med gass fra enkelte fyllinger i området i mikrokraftverk. 5.4 Belastningsdata Effekt Utredningsområdet hadde sin høyeste registrerte effekt i februar For 2014 er det er valgt å benytte belastningen i sentralnettets topplasttime. Effekttoppen i 2014 var noe lavere enn i Dette skyldes høyere temperatur i 2014 og lavere last hos kraftkrevende industri. Tabell Effektutvikling i utredningsområdet Vestfold Telemark Utredningsområdet Kunder Kunder År Alm. i Sum Alm. i Sum Alm. Kunder i Sum Temp. DUT forsyning reg.nett forsyning reg.nett forsyning reg.nett korrigert MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW C ,6 47,4 838,0 520,3 532, , ,9 579, , ,0-11, ,0 85,2 966,2 595,8 579, , ,8 664, , ,7-16, ,7 61,2 830,9 396,2 467,6 863, ,9 528, , ,2-13, ,0 45,2 851,2 524,5 350,7 875, ,5 395, , ,8-17, ,6 45,1 798,7 511,3 376,3 887, ,9 421, , ,4-8, ,0 57,5 797,5 479,7 446,2 925, ,7 503, , ,0-7, ,1 54,6 800,7 479,9 493,5 973, ,0 548, , ,8-8, ,8 44,4 817,2 501,3 357,7 859, ,1 402, , ,8-8, ,8 45,5 854,3 574,3 406,4 980, ,1 451, , ,6-11, ,4 30,4 846,8 546,9 408,9 955, ,3 439, , ,6-10, ,6 38,9 992,5 643,2 440, , ,8 478, , ,9-19, ,0 36,5 904,5 612,2 393, , ,2 429, , ,7-11, ,5 37,7 876,2 573,0 379,5 952, ,5 417, , ,8-12, ,4 29,1 962,5 630,8 381, , ,2 410, , ,1-18, ,2 15,9 874,1 580,7 352,5 933, ,9 368, , ,3-10,5 Maksimaleffekten er temperaturkorrigert i henhold til beskrivelsen i kapitel Det er kun uttaket til alminnelig forsyning (andre distribusjonsnett) som er temperaturkorrigert. Forbruket hos sluttbrukere tilknyttet direkte til regionalnettet er lite følsomme for svingninger i temperaturen. Diagrammet viser sammenhengen mellom maksimaleffekt og temperatur.

27 27 Reduksjonen i maksimaluttaket fra 2001 til 2002 skyldes i hovedsak reduksjoner i forbruket på Herøya Energi Det er et stort innslag av industri direkte tilknyttet regionalnettet i området. Ca.31 % av energiforbruket går til sluttbrukere direkte tilknyttet regionalnettet. Tabell viser energiforbruket i området. Tabell Energiutvikling i utredningsområdet Vestfold Telemark Utredningsområdet År Alm Kunder i Sum Alm Kunder i Sum Alm Kunder i Sum Temp. Gradagsforsyning reg.nett forsyning reg.nett forsyning reg.nett korrigert tall GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh

28 Tap Tapene i regionalnettet i Vestfold varierer forholdsvis lite fra år til år. I Telemark er tapene større og det er store variasjoner fra år til år på grunn av mye produksjon tilknyttet regionalnettet. Tabell Tap i regionalnettene i utredningsområdet. Energitap Tap i sentralnettets oppgjørstime År Vestfold Telemark Sum Vestfold Telemark Sum GWh GWh GWh MW MW MW ,0 202,6 260,6 12,3 30,3 42, ,4 212,8 259,2 9,8 43,9 53, ,5 207,4 272,9 10,6 44,0 54, ,2 287,9 353,1 8,7 40,1 48, ,0 334,8 401,8 15,0 55,4 70, ,4 279,6 355,0 16,3 50,1 66, ,6 282,4 364,0 14,7 54,0 68, ,4 264,2 337,6 13,4 45,4 58, ,5 272,1 347,6 11,3 41,8 53, ,1 277,6 354,7 11,9 45,4 57, ,2 41,3 52,5 Diagrammene viser historisk utvikling av effekt og energiforbruket i utredningsområdet fordelt på andre nett, sluttbrukere i regionalnettet og tap.

29 Utkoplbart Forbruket av utkoplbart forbruk varierer i takt med prisforholdet mellom olje og elektrisitet samt med temperaturforholdene. Utkoplbar last gjelder for kunder tilknyttet direkte til regionalnettet og kunder tilknyttet distribusjonsnettet. Tabell viser utviklingen i utkoplbart forbruk i utredningsområdet. Tabell Utkoplbart forbruk Energi Effekt i oppgjørstimen År Vestfold Telemark Sum Vestfold Telemark Sum GWh GWh GWh MW MW MW ,6 17,6 62, ,5 17,9 68, ,4 19,0 66, ,8 19,5 68, ,7 13,3 59, ,5 12,3 51, ,2 13,5 30, ,6 12,8 38, ,5 9,3 35, ,3 6,5 22, Brukstid Brukstiden i området er høy på grunn av mye industri. Tabell viser utviklingen i brukstid.

30 30 Tabell Brukstider Brukstider År Alm. Kunder i Samlet forsyning reg.nett Effekt- og energibalanse Energi- og effektbalansen framkommer som differansen mellom produksjon og forbruk i området. Tabell Energibalanse for utredningsområdet GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh Produksjon , Forbruk Balanse