Regional kraftsystemutredning for utredningsområde 4 Hedmark og Oppland 2010 Hovedrapport

Transkript

1 Regional kraftsystemutredning for utredningsområde 4 Hedmark og Oppland 21 Hovedrapport KSU Hedmark og Oppland 21

2 INNHOLD 1. INNLEDNING 4 2. BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet Utredningsområdet Deltakere i utredningsprosessen organisering Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning mot lokale energiutredninger Samordning mot fylkeskommunale planer Korrektur møte i kraftsystemutvalget Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon 6 3. UTREDNINGSFORUTSETNINGER Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Mål for det framtidige nettsystemet Leveringskvalitet Miljøhensyn Vernede vassdrag i Hedmark og Oppland Verneplaner landskap Miljøhensyn ved prosjektering av luftledninger og kabelanlegg Elektromagnetiske felt eksempel fra rettssak Kostnader Økonomiske og tekniske forutsetninger Kostnader for ikke-levert energi Samfunnsøkonomiske beregninger Særegne forhold innen utredningsområdet 13 4 DAGENS KRAFTSYSTEM Energisammensetningen i utredningsområdet Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet Generelt Regionale overføringsforhold Forbruksdata FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland Planer for utbygging av alternativ energi Effektprognoser Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystemet Kost/nytte av alternative prosjekter Kongsvinger kraftverk ny 132 kv-tilknytning Beito transformatorstasjon Ny transformatorstasjon ved Fagernes (Skrautvål) 34 KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 2 2

3 5.5.4 Raufoss industripark Nedre Vinstra ny transformator 3/66 kv kv-linje Rena Koppang reinvestering kv-linje Bjørke Bekkelaget Strømforsyning til Gjøvik by Kabling/flytting av 66 kv-ledninger i Brumunddal, Kongsvinger og Hamar Elverum transformatorstasjon rehabilitering eller ny stasjon Nye Einunna kraftverk: Nettilknytning 66 kv Rehabilitering av 66 kv dobbeltledning Fåberg-Hunderfossen Ny Fåvang transformatorstasjon (Kvitfjell) Rybakken transformatorstasjon økning av transformatorkapasitet 4 6. TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV I NETTSYSTEMET Oversikt over planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg Tiltak i senere revisjoner som ikke er ferdig analysert Alternativer for utviklingen av kraftsystemet i området økonomiske konsekvenser 44 KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 3 3

4 1. Innledning Dette dokumentet er den åpne delen av kraftsystemutredningen for område Hedmark og Oppland, utgave 21, og betegnes som hovedrapport som skal være et sammendrag av den komplette grunnlagsrapporten. Denne inneholder informasjon som i henhold til gjeldende lover og forskrifter skal være underlagt taushetsplikt og kun være tilgjengelig for personer med tjenstlig behov. 2. Beskrivelse av utredningsprosessen 2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet Dokumentet er basert på Veileder nr 1/27 Veileder for kraftsystemutredninger (på dokumentets omslagsside benevnt som veileder 2 27) utgitt av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i januar 27. Det formelle grunnlaget i energiloven, energilovforskriften og forskrift om energiutredninger framgår her. I brev fra NVE til Eidsiva energi Nett AS datert er det formulert et vedtak som ble omgjort i nytt brev datert der det ble presisert en justering av den geografiske utstrekningen av utredningsområdet for å bli i tråd med den avgrensingen som er praktisert. Gjeldende vedtak er: 1. Eidsiva energinett AS pålegges å koordinere arbeidet med kraftsystemutredninger for regionalnettet i fylkene Hedmark og Oppland, unntatt nordre del av Tynset kommune i Hedmark fylke, avgrenset av områdekonsesjonsgrensen til Kvikne-Rennebu Kraftlag A/L, jf. forskrift om energiutredninger Første kraftsystemutredning skal offentliggjøres og oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat innen 1. mai 24. Utredningen skal deretter oppdateres hvert år innen 1. mai. Presiseringen av områdeavgrensningen gjennom Tynset kommune ble gjentatt i brev fra NVE til Eidsiva Nett AS datert 14. mai 28. Som korreksjon til veiledningsdokumentet er det utsendt en e-postmelding fra NVE til KSU-ansvarlige selskap den med en del korrigeringer av krav til effekt- og energistatistikk. Ytterligere tillegg er formulert i nye e-postmeldinger fra NVE den 4. mars 29 og Utredningsområdet Baksiden av dette dokumentet viser kart over de to aktuelle fylkene der områdekonsesjonsoppdelingen er angitt. Vedlegg 7.4 viser kart over utredningsområdet med geografisk inndeling av konsesjonsområder (områdekonsesjonærer) der de elektriske anleggene i regionalnettet (samt de fleste småkraftverkene i distribusjonsnettet) som krever anleggskonsesjon er inntegnet. Utenfor det formelle utredningsområdet har Røros Elektrisitetsverk en spesiell status på grunn av at forsyningsområdet er avhengig av overføring fra regionalnettet i Nord-Østerdalen i hele tunglastperioden. Dette forbruket er dermed, på grunn av den fysiske kraftflyten i nettet, tatt med som en belastning på nettet i Hedmark sjøl om Røros er definert inn under utredningsområde Sør-Trøndelag. I Hedmark er Eidsiva Nett AS (EN) dominerende regionalnettseier og tariffansvarlig anleggskonsesjonær. Fylket er arealmessig delt mellom fire områdekonsesjonærer (inklusive EN). I Oppland er eierforholdene mer komplekse. I Gudbrandsdalen (nord for Lillehammer og Gausdal) og på Hadeland er hovedregel at områdekonsesjonær også er regionalnettseier, mens i Vest-Oppland (nord for Hadeland det vil si Valdres og Gjøvik/Toten) er EN regionalnettseier. Lengst nordvest i Gudbrandsdalen (Skjåk) er Opplandskraft formell eier av regionalnettet som forsyner Skjåk Energi fra 132 kv-nettet som er bygd og dimensjonert for overføring av produksjonen fra kraftverkene i Øvre Otta til sentralnettspunktet Vågåmo. Med et samlet landareal på km 2 og en folkemengde pr på knapt 376 er innlandsfylkene relativt tynt befolket (7,5 innbyggere/ km 2 ). Oppland og Hedmark er to av de tre fylkene i landet som ikke har kraftintensiv industri (i henhold til Statnetts og NVEs definisjon). KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 4 4

5 2.3 Deltakere i utredningsprosessen organisering Utredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland har hatt uendret representasjon av netteierselskaper i forhold til forrige utredningsperiode bortsett fra at utvalget ble utvidet med en representant fra VOKKS Nett AS på kraftsystemmøtet som ble avholdt 15. mai 27. Anleggskonsesjonærer (med kortform av selskapsnavnene i parentes) og representanter i utvalget er: A/S Eidefoss (EF) Arne Kaldhusdal, Gudbrandsdal Energi AS (GE) Ivar Nerhus, avløst av Stein Kotheim fra 29 VOKKS Nett AS Olav Stensli Eidsiva Vannkraft AS (EV) Henning Jakobsen, Statnett SF (SN) Ole Petter Janset, Eidsiva Nett AS (EN) Per H. Nistad og Tore Løvlien (KSU-kontakt og sekretær). Utredningsutvalget er satt sammen av de største regionalnettseierne, systemansvarlig og utredningsansvarlig. Den har fungert som styringsgruppe ledet og administrert av utredningsansvarlig. Utvalget har tidligere vedtatt vedtekter som fastsetter oppgavefordeling og arbeidsform. Virksomhet og kontakt i utvalget knyttet til årets revisjon har vært muntlig via telefon og skriftlig via elektronisk meldingsutveksling. Møtet i det utvidede kraftsystemutvalget ble også avholdt den 25. mai 21 som et ledd i korrekturprosessen av utredningen før offentliggjøring. Øvrige kombinasjoner mellom navn på eiere/konsesjonærer (nett- og kraftverkseiere) i utredningsområdet og benyttede kortformbenevnelser som er benyttet i dette utredningsdokumentet er: A/L Nord Østerdal Kraftlag (NØK), Bagn kraftverk (BKV), EB Nett AS (EBN), Elverum Nett AS (EEV), Hadeland EnergiNett AS (HEN), Eidsiva Bioenergi AS (EB) Jernbaneverket, Bane Energi (JBV), Kraftverkene i Orkla (KVO), Oppland Energi (OE), Opplandskraft (OK), Skagerak Kraft AS (SK), Skjåk Energi (SE), Stange Energi AS (SEAS), Statnett (SN), Sør Aurdal Energi BA (SAE), Valdres Energiverk AS (VEAS), Vang Energiverk KF (VE), Vinstra Kraftselskap DA (VK), Østerdalen Kraftproduksjon AS (ØK), Øvre Otta DA (ØO), Åbjøra Kraftverk (ÅK). I forbindelse med tidligere utredningsrevisjoner er det definert fire regionale arbeidsgrupper, men da det i denne revisjonen ikke er avdekket behov for nye utbyggingsprosjekter, har det ikke vært behov for møtevirksomhet. Disse områdene er: Hedmark nord (Nord-Østerdalen): NØK, EN (og REV utenfor utredningsområdet), Hedmark sør (Sør-Østerdalen, Solør-Odalen/Glåmdalen og Hedmarken): EEV, SEAS og EN, Gudbrandsdalen: SE, EF, GE, EV (administrasjon for OK og VK) og EN, Vest-Oppland (Hadeland, Valdres og Gjøvik/Toten): VE, VEAS, SAE, VOKKS, HEN og EN. I tilknytning til arbeidet med meldinger og konsesjonssøknader for de planlagte kraftutbyggingsprosjektene i Otta og Lågen inngår den nettanalysen som er nevnt i 28-utgaven av KSU-dokumentet. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 5 5

6 2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder Sentralnettet: Utredningsområdet er tilknyttet sentralnettets 3 kv spenningsnivå i Vågåmo, Vardal, Hadeland, Minne, Vang, Fåberg og Balbergskaret; på 132 kv-nivå i Skarnes, Kongsvinger og Eidskog. I tillegg er Øvre Vinstra kraftverk direkte tilknyttet sentralnettet (uten regionalnettsforbindelse). Som nevnt i forrige avsnitt er Statnett medlem i utredningsutvalget både for å ivareta samordningsbehovet mot systemansvarlig/sentralnettsoperatør og som regionalnettseier (3 kv-ledningene Fåberg Nedre Vinstra/Harpefoss (med transformering) og Fåberg Rendalen samt 132 kv-linja Vågåmo Osbu). I forbindelse med planlegging av nytt aggregat i Rendalen kraftverk (nevnt i kapittel 5) med tilhørende generatortransformator og 3 kv bryterfelt er det avdekket behov for å samordne mot sentralnettet spenningsdimensjonering av 3 kv driftsspenning i stasjonen. Sjøl etter at reaktor i Fåberg er satt i drift ligger normalspenningen over den normerte øvre grensen for dette spenningsnivået. Sideordnede nett: Utredningsområdet grenser i nord til utredningsområdene Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal; i vest mot Sogn og Fjordane (uten elektrisk sammenknytning på regionalnettsnivå) og Buskerud; i sør mot Oslo og Akershus. I øst grenser området til de svenske nettselskapene Fortum Distribution (tidligere Birka Energi AB/Uddeholm/Värmlandsenergi) og Malungs Elverk AB. Det er mot Buskerud og Sør-Trøndelag utredningsområdet har den sterkeste nettmessige tilknytningen. Forbindelsen mot Trøndelag representeres ved ledningen mellom KVO-nettet og ved at Røros normalt er tilknyttet Hedmark og er avhengig av forbindelsen sørfra i tunglastperioden. I forbindelse med 24- revisjonen av utredningsdokumentet ble samordning mot Trøndelag ivaretatt ved at spørsmålet om forsterkning av regionalnettet mot Røros ble diskutert mellom de tre berørte nettselskapene TrønderEnergi Nett AS, Røros Elektrisitetsverk AS og EN. Fylkesgrensen Oppland Buskerud passeres av 132 kv-ledningen Hadeland( Aslaksrud) Follum som forsyner Jevnaker transformatorstasjon. For øvrig er det i 29 ikke registrert nye behov for å utrede andre samordningsprosjekter. I 26 var det noe informasjonsutveksling mot utredningsområde 1 i tilknytning til strømforsyning av et planlagt hyttefelt på grensen mellom Stange og Eidsvoll kommuner (angitt som prosjekt 15 i dette dokumentet). 2.5 Samordning mot lokale energiutredninger Det er i en viss grad hentet informasjon fra energiprognosene i lokale energiutredninger (LEU) ved oppsett av KSU-effektprognoser i områder der det ikke foreligger konkrete forsterkningsbehov som krever mer gjennomarbeidet prognosegrunnlag. For øvrig er samordningen ivaretatt ved at LEU-ansvarlig og KSUkontaktperson er samme person hos flere områdekonsesjonærer. I områder med fjernvarmenettutbygging er det i stor grad antatt at prognosert energiøkning vil bli dekket med fjernvarmeleveranse. 2.6 Samordning mot fylkeskommunale planer I Regionalt handlingsprogram 21 for Oppland fylkeskommune og Energi- og klimaplan for Hedmark fylke er det formulert som et mål å utnytte lokale bioenergiressurser fra landbruket som et bidrag til lokal verdiskaping og oppnå en miljøgevinst ved reduserte klimagassutslipp. For øvrig er det ikke registrert noen momenter i plandokumentene om næringsutvikling og endringer i bosettingsmønster som kan tenkes å påvirke regionalnettstrukturen. 2.7 Korrektur møte i kraftsystemutvalget Utvidet møte i kraftsystemutvalget ble avholdt den Referat er gjengitt i vedlegg kapittel 7.2. Det framkom i denne prosessen ingen kommentarer som påvirket hovedinnholdet av utredningsdokumentet. 2.8 Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon Nedenfor er beskrevet status med angivelse av hva som er skjedd med de anbefalte utbyggingstiltakene i forrige utredningsrevisjon i den rekkefølge og de nummereringer de er nevnt i forrige revisjon av utredningsdokumentet. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 6 6

7 1. Kongsvinger kraftverk: Ny 132 kv nettilknytning: Kraftutbyggingsprosjekt pågår. Framdriftsplanen innebærer igangkjøring av aggregat 2 våren 211 med tilhørende behov for nettilknytning innen senhøsten Beito transformatorstasjon: Prosjektet fikk konsesjon på et luftlinjealternativ høsten 28. Dette vedtaket ble påklaget. OED omgjorde NVEs konsesjon til alternativ med kabel over sjøen Øyangen og stasjonsplassering ved Beito renseanlegg den 1. september 29. Endelig konsesjonsdokument fra NVE forelå den 2. januar 21. Forventet idriftsettelse: senhøsten Fagernes (Skrautvål) transformatorstasjon: Ny transformatorstasjon er fortsatt under vurdering og er prioritert etter dekning av innmatingsbehovet i Beitostølområdet. 4. Raufoss industripark: Iverksetting av ombyggingsprosjektet (der blant annet regionalnettstrukturen endres fra 7 til 3 transformatorstasjoner) har startet, men aktiviteten har foreløpig hovedsakelig vært begrenset til distribusjonsnettet, bortsett fra at en 66/5 kv-stasjon (trafo Sporet) er nedlagt. 5. Nedre Vinstra ny transformering 3/66 kv (erstatning av gammel 15 MVA transformator uten regulering fra 1953): Behovet er tatt med som en del av gjennomført nettanalyse knyttet til kraftutbyggingsprosjekter i Otta og Lågen. 6. Rena-Koppang reinvestering: Arbeid med underlag for konsesjonsbehandling er igangsatt. 7. Ny 66 kv-ledning Bjørke Bekkelaget: Fortsatt avventes investeringsbeslutning inntil det foreligger en avklaring omkring effektbehov for sjukehusutbyggingsprosjektet ved Sanderud som ligger langs den påtenkte linjetraséen. 8. Forsyning av Gjøvik by: Det har vært liten aktivitet i prosjektet etter at nettanalysen ble fullført våren 27 med anbefaling om ny transformatorstasjon i Gjøvik sentrum. 9. Kabling av 66 kv-ledninger: Noe aktivitet det siste året med å forberede kabling av en strekning av dobbeltledningen (FeAl 24) nordover fra Brumunddal transformatorstasjon gjennom sentrumsbebyggelsen. Tilsvarende prosjekt er også gjennomført mellom Gjøvik transformatorstasjon og Bjugstadtangen koblingsstasjon (FeAl 15). I Kongsvinger mellom Norsenga og Kongsvinger transformatorstasjoner er kabling under planlegging. I Hamar vil sannsynligvis tilsvarende behov for å fjerne luftledningen nordover ut fra Børstad transformatorstasjon (dobbeltledning FeAl 95) bli gjennomført ved å flytte noen spenn av traseen. 1. Transformeringskapasitet i Stange: Tiltak med transformatorrokering og ny transformator til Bekkelaget er gjennomført. 11. Elverum transformatorstasjon reinvestering: Det har vært en del aktivitet med et forprosjekt for å avgjøre om den gamle stasjonen fra tidlig på 5-tallet skal benyttes (bygningsmessig vedlikehold og utvidelse av 11/22 kv-anlegget) eller det bør bygges nytt anlegg ved siden av den gamle stasjonen. Utredning viser at ny stasjon er det gunstigste alternativet. 12. Nye Einunna kraftverk - nettilknytning på 66 kv: Prosjektet er under konsesjonsbehandling. 13. Kvitfjell (Ringebu) transformatorstasjon: Tidspunkt for etablering av ny transformatorstasjon tilpasses utbyggingsaktiviteten for hoteller og fritidsbebyggelse. 14. Nettilknytning av planlagt kraftutbygging i Otta- og Lågenvassdraget: Arbeid med meldinger og konsesjonssøknader pågår. Det tidligere Åsårenprosjektet er innarbeidet i denne totalplanen. 15. Ny transformatorstasjon Stange syd: Fortsatt ingen utbyggingsbeslutning for hytteområdene. Nytt behov knyttet til utbygging av dobbelt jernbanespor og 4-felts E6 (tunneler) langs Mjøsa. 16. Spenningsheving kv Tynset Tolga Os med nye transformeringer: Som de to siste årene er status her at det avventes beslutning om utbygging av Tolga kraftverk. Det mest sannsynlige alternativet er da transformering 132/66 kv i Tolga. 17. Åbjøra-Gjøvik tverrsnittsøkning: Ingen aktivitet. 18. Reinvestering 66 kv-linje Sandvold-Lunde-Engjom: Liten aktivitet det siste året. 19. Diverse eldre 66 kv-ledninger reinvestering, riving: Liten aktivitet det siste året. Prosjekt 11 med eventuell ny stasjon i Elverum har tatt utgangspunkt i at stasjonen ikke behøver å planlegges med 66 kv bryterfelter for linjene mot Lutufallet og Rena. 2. Ny 66 kv kabel Fåberg-Mesna med avvikling av dobbeltledningen på den samme strekningen: Liten aktivitet det siste året. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 7 7

8 21. Rybakken utvidelse av transformatorkapasitet: Fortsatt avventes belastningsutviklingen. 22. Økning av transformatorkapasitet Nedre Tessa: Er knyttet til konsesjonsbehandling for Nedre Smådøla. 23. Krabyskogen transformatorstasjon økning av transformatorkapasiteten: Det er ikke tatt beslutning om eventuell transformatorrokering. 24. Eid kraftverk transformering 132/22 kv: Liten aktivitet det siste året 3. Utredningsforutsetninger 3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Som angitt i NVEs krav skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum 1 år med krav om detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. De utbyggingstiltakene som er ført opp i kapitlene 5.5 og 6 er ment å være en komplett oversikt over alle påtenkte prosjekter på alle utredningsstadier. 1 årshorisonten er benyttet direkte i oppstilling av effektprognoser (21 22) og lastflytberegninger (stadium 22). Et hovedmål med dette dokumentet er å bidra til å få en rasjonell utvikling av regionalnettet i utredningsområdet. Videre skal utredningen oppfylle NVEs krav til kraftsystemutredning for regionalnettet i utredningsområdet, danne et grunnlag for utarbeidelse av anleggskonsesjoner og øvrige investeringer og reinvesteringer, i en viss grad også være et dokument ("oppslagsverk") med opplysninger/data om regionalnettet i utredningsområdet som kan brukes i andre sammenhenger. 3.2 Mål for det framtidige nettsystemet Et overordnet mål ved utredningen av nettet i området er basert på NVEs generelle målformulering om kostnadseffektiv utforming og drift av kraftsystemet noe som innebærer å minimalisere summen av kostnadsfaktorene investering, nettap, avbrudd, drift og vedlikehold med analysemetoder og datagrunnlag som angitt i kapittel 3.3. Det synes som om de nasjonale mål om overgang til vannbåren varme og bruk av CO 2 -nøytrale fornybare energikilder påvirker elforbruket i de områder med utbygd fjernvarmenett på den måten at økningen i energiforbruket i betydelig grad tas opp av fjernvarme mens elforbruket stagnerer. Imidlertid er hovedtrenden den at fjernvarme erstatter uprioritert (elektrokjel-)forbruk. Informasjonskilden bak disse opplysningene er noen av de lokale energiutredningene. Øvrig bruk av elektrisk energi til boligoppvarming i bygg der det ikke er lagt til rette for alternative oppvarmingsmetoder, vil det åpenbart ta lang tid å få erstattet med mindre høyverdige energikilder. Blant de øvrige energipolitiske målformuleringene forventes vindkraft og gass å gi ubetydelige bidrag til områdets energibalanse. Det er ikke rapportert om konkrete prosjekter av betydning knyttet til denne type energikilder, men som nevnt i kapittel 4.7 er bruk av naturgass og noen vindkraftprosjekter under utredning. Uten økonomiske inngrep i markedsmekanismen vil graden av energiøkonomisering være svært avhengig av forholdet mellom det markedsbaserte prisnivået på elektrisk energi og kostnadene for å få gjennomført de mest aktuelle tiltakene. Med dagens kraftprisnivå synes det nødvendig med politiske vedtak om økonomiske støtteordninger for å oppnå raske resultater. Følgende generelle kriterier (opplistet som kapittel ) er aktuelle for et kraftsystem: Leveringskvalitet I denne sammenheng er kun avbruddskriteriet i kvalitetsbegrepet behandlet. Målet er at nye anlegg bygges ut fra samfunnsøkonomisk lønnsomhet i henhold til NVEs anbefaling. I utredningen er anbefalte tiltak forsøkt beregnet primært ut fra samfunnsøkonomiske kriterier. N-1-kriteriet ivaretas indirekte ved å ta med avbruddskostnadene som samfunnsøkonomisk parameter. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 8 8

9 Ingen av konsesjonærene har foreløpig rapportert om konkrete erfaringer av virkninger knyttet til gjeldende leveringskvalitetsforskrift etter iverksettelse av pålagte tiltak Miljøhensyn Grovt sett kan utredningsområdet befolkningsmessig karakteriseres som relativt tettbefolket i områdene rundt Mjøsbyene og på Hadeland (og til dels langs Glommadalføret i søndre del av Hedmark). Øvrige områder er hovedsakelig enten grisgrendt eller ubebodd. Denne distriktsmessig grove todelingen faller også sammen med skillet mellom jordbruksområder og skogs-/fjellområder Vernede vassdrag i Hedmark og Oppland Vern av vassdrag er ikke lovforankret og er skjedd gjennom enkeltvedtak i Stortinget. Formelt er vernet av vassdrag begrenset til vern mot kraftutbygging og som hovedregel knyttet til vannstrengene i nedbørsfeltet. Stortinget har ved sin behandling av hver av de fire verneplanene påpekt behovet for å beskytte vernede vassdrag mot andre former for vassdragsinngrep, dersom disse enkeltvis eller samlet er med på å undergrave verneverdiene som ligger til grunn for vernet. Totalt er det et beregnet utbyggingspotensial på vel 7 TWh i de vernede vassdragene Verneplaner landskap. For å sikre et representativt utvalg av norsk natur for framtida ved fredning, er det med utgangspunkt i St.meld. nr. 46 ( ) opprettet nasjonalparker, naturreservater, landskapsområder etc. I utredningsområdet er det gjennomført en rekke verneplaner for: våtmarksområder, fossile forekomster, kvartærgeologiske forekomster, barskog og edelløvskog. Beliggenhet og utstrekning framgår på kart som finnes i NVEs internettpresentasjon (oppslag Atlas ). De største enkeltsaker som har vært under behandling i 199-årene er: forslag til opprettelse av Forelhogna/Gauldalsvidda nasjonalpark med tilgrensende landskapsområder, planarbeid med sikte på utvidelse av Rondane og Dovrefjell nasjonalparker med tilgrensende landskapsområder Miljøhensyn ved prosjektering av luftledninger og kabelanlegg Ledningsmaster: I utredningsområdet finnes både betongmaster, stålmaster og tremaster (rundtømmer og limtremaster). Av kostnadsmessige og miljø-/utseendemessige grunner vil det så langt som mulig bli benyttet impregnerte tremaster i utredningsperioden spesielt i skogsområder. Denne mastetypen medfører begrensninger i spennlengde og mastehøyde. I dyrket mark kan det være ønskelig med færre mastepunkter. Her kan limtremaster brukes. Disse kan dimensjoneres for lengre spenn. De kan prismessig konkurrere med stolpelengder på over 19 m. Galvaniserte stålmaster vil bli brukt der tremaster av forskjellige årsaker ikke kan brukes. Eksempler på miljøhensyn for luftledninger: Ny 132 kv linje Framruste Øyberget Skjåk I Vågåmo ble bygd ut fra gitte miljøkrav: Tremastlinje av rundtømmer, eller limtre, farget ståltravers, komposittisolatorer på planoppheng og mattet faseledning. Generelt benyttes sjelden gjennomgående jordlinje; kun innføringsvern i begge ender. I Hamar by er det for noen år siden etablert ny transformering 66/11 kv i Furnes transformatorstasjon. Dette har gjort det mulig å rive gammel betongmastledningsrekke (33/11 kv) gjennom et boligområde. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 9 9

10 Et siste eksempel på miljømessige gevinster er riving av eldre 66 kv-ledninger i maskenett når teknisk levetid er utløpt. Dette gjelder i områder der verdien av bedret leveringssikkerhet ved tosidig forsyning er lavere enn kostnadene ved reinvestering. Kabling: Når det gjelder valg mellom luftline og kabling er det hovedsaklig i enkelte områder i Lillehammer, Hamar, Brumunddal og Elverum det er valgt kabelforbindelser for å komme fram i bysentre. I forbindelse med anleggsutbygging før OL i Lillehammer ble ca. en km av den doble 66 kv-ledningen Fåberg Brumunddal kablet. I 24 ble forbindelsen over Mjøsa mellom Biri og Bruvold tatt i bruk der hele strekningen på 7,5 km er kablet. Som eget samleprosjekt (nr. 9 i dette dokumentet) er det ført opp noen eksternt initierte (og finansierte) planer om kabling av eldre 66 kv-ledninger gjennom bebygde områder. Krav om kabling er også det viktigste utgangspunktet for klage og protest mot NVEs konsesjon for Beito transformatorstasjon med 132 kv luftlinjetilknytning (prosjekt nummer 2 i oversikten). Konsesjonen ble av OED i vedtaksbrev datert endret til et kabelalternativ Elektromagnetiske felt eksempel fra rettssak Ved nye anlegg følges generelt gjeldende anbefalinger med hensyn til grenseverdier for feltpåvirkning. I forbindelse med gjenoppbygging av den gamle 66 kv-linja mellom Vang og Elverum i framsatte en del grunneiere langs en parsell av traséen krav om spesiell erstatning på grunn av elektromagnetiske felt. Erstatningssaken ble behandlet i Sør-Østerdal herredsrett. Den nyoppbygde linja er i forhold til den gamle trukket noe lengre unna bolighusene og har, som forberedelse til spenningsheving til 132 kv, fått større faseavstand og høyde over bakken. Både beregninger og målinger viste at feltpåvirkningen med det nye mastebildet stort sett ble mindre enn med fortsatt drift på den gamle linja. Herredsretten avviste erstatningskravet. Denne saken ble behandlet i Kostnader Målet er lavest mulig kostnader innenfor det samfunnsøkonomiske kriteriet. Det er i stor grad den enkelte netteier som påvirker de konkrete, lokale kostnadene når beslutningen om nettiltak er tatt. Ved kalkulering av aktuelle byggekostnader for luftledninger i utredningsområdet kommer kostnadene hovedsaklig i kategorien "lette forhold" i henhold til NVEs publikasjon nr 1 "Kostnader for hovedkomponenter i kraftsystemet" for størstedelen av prosjektene. 3.3 Økonomiske og tekniske forutsetninger Tabell 1. Økonomiske og tekniske forutsetninger Parameter Verdi Kommentar Utredningsplanleggingskriterium Investeringskostnader Kalkulasjonsrente 4,5 %. Renter i byggetida Det samfunnsøkonomiske kriteriet. Summen av kostnadene for prosjektering, materiell og arbeidskraft. Er ikke med i kostnadsberegningene Minimalisere summen av kostnadene for investering, drift og vedlikehold, nettap og avbrudd. Standardsats i henhold til Finansdepartementets veileder for samfunnsøkonomiske analyser (og bekreftet av NVE 9.2.6). Eidsiva Nett krever avkastning før skatt på 8,3 % (lik NVE-rente) minus prognosert inflasjon på 2,5 % p.a. Merverdiavgift Skal ikke medtas. Finansdepartementets anbefaling. Drifts- og vedl.kostnader 1,5 % av investeringskostnadene pr. år KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 1 1

11 Parameter Verdi Kommentar Brukstid nettap Pris nettap Pris avbrudd 35 timer i regionalnettet; 3 timer i distribusjonsnettet. REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 2, tabell 2.1. NVEs avbruddskostnader i KILE-ordningen. Lokale avbruddskostnader nyttes der slike foreligger. Temperaturkorr. effekt Korreksjonsfaktor 1 % pr. C Lastutvikling Avskrivningstider Økonomisk levetid Teknisk levetid Gjennomsnittlig ca.,5 %/år NVEs avskrivningsregler. Settes lik antatt teknisk levetid: Luftledninger: 7 år, Jord- og sjøkabler: 5 år, Krafttransformatorer: 5 år. Så lenge anlegget kan opprettholde sin tiltenkte funksjon og personsikkerheten er ivaretatt. Pris nyanlegg REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 1. Dimensjonerende last Grenseverdier liner Maksimal last fratrukket utkoplbart forbruk. REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap Linetemperatur: Hovedsakelig 5 C Overbelastbarhet transformatorer (timer) overbelastning opp til 2 %. Normalt ikke kontinuerlig overlast. Kortvarig Tabell 1. Økonomiske og tekniske forutsetninger Hvis det ikke foreligger mer spesifikke data. I forbindelse med teknisk/økonomiske analyser vil en optimal systemløsning sjelden innebære komponentbelastninger som overskrider tekniske grenseverdier i normale driftssituasjoner. Imidlertid er det viktig at utfallsanalyser inneholder en kontroll av at ingen enkeltkomponenter utsettes for uforsvarlige termiske påkjenninger. Aktuelle dimensjoneringsnormer innebærer at strømtransformatorer og HF-sperrer (stadig mindre aktuell nettkomponent) ikke kan belastes utover merkestrøm, mens belastningsevnen for faseliner og krafttransformatorer er avhengig av omgivelsestemperaturen. Produsentene anbefaler en absolutt øvre lastgrense på 15 % for store transformatorer. Normalt aksepteres en grense på 12 % for krafttransformatorer utendørs under ekstreme kuldeperioder om vinteren og med typisk varighet og lastprofil som normalt opptrer i et kaldt vinterdøgn, sjøl om dette går på bekostning av levetid. Områdekonsesjonærenes effektprognoser er i en viss grad basert på energiprognoser fra de lokale energiutredningene der spesifikt årsforbruk pr. innbygger er holdt omtrent konstant i prognoseperioden dersom det ikke er registrert spesiell næringsutvikling. Det meste av næringsutviklingen i utredningsområdet dreier seg om vinterturisme i skiområder som Beitostølen, Bjorli, Skei, Kvitfjell, Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellet. Det er tatt hensyn til eventuell fjernvarmeutbygging. Som eksempel kan nevnes at det ikke er forventet noen elkraftøkning i Hamar sentrum da forbruksøkningen er forutsatt dekket av fjernvarme. Basis for prognosene er 29-data for temperaturkorrigert målt årsforbruk fratrukket utkoblbart. Ut fra det faktum at hele utredningsområdet har innlandsklima, er det benyttet kun ett observasjonspunkt for temperaturen som er Kise på Neshalvøya i Mjøsa. Dette punktet er dessuten sentralt i den delen av området som har størst befolkningstetthet, og måleverdier foreligger i tillegg som timeverdier (inkluderer også vindparameteren). Ut fra en enkel korrelasjonsanalyse er det benyttet en korreksjonsmetode mellom elforbruk (prioritert) og temperatur som utgjør 1,2 % / C i temperaturintervallet fra -7 til +1 C der temperaturfølsomheten er størst. Når målt temperatur er over +1 C eller under -17 C, korrigeres med,8 % / C i forhold til ukentlig normaltemperatur. I de to øvrige intervallene endres følsomheten lineært som angitt i følgende figur: KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 11 11

12 Temperaturkorrigering av elkraftforbruk 1,4 1,2 Korreksjon % / C 1,8,6,4, C Figur 1. Temperaturkorrigering Dette gir en korreksjon for 29-forbruket på,2 % som da blir basis for årsforbruksprognosene. Effektprognosene, som er utgangspunkt for nettutviklingsbehovet, er, der det ikke foreligger separate prognoser, basert på energiprognosenes prosentverdier. Imidlertid er det noen områder der prognosert forbruksøkning er knyttet til forbrukskategorier som har en noe avvikende årsprofil i forhold til øvrig forbruk typisk hytter og høyfjellshoteller som har høysesong senere på vinteren enn normalt tidspunkt for topplast for hele regionen. Her vil normalt prosentvis energiprognose på grunn av sammenlagringseffekten ligge høyere enn effektprognosen. Temperaturkorrigeringen for effekt er basert på forskjellen mellom målt middeltemperatur en periode forut for topplasttimen for regionen og valgt returtemperatur for det samme målepunktet. Ideelt sett burde all temperaturkorrigering vært foretatt kun på den temperaturavhengige delen av energiforbruket. Da det er urealistisk å oppnå en slik målemessig separasjon (bortsett fra for sluttbrukermåling på timesnivå av industrielt prosessforbruk), er man avhengig av å benytte ulike metoder for korrelasjonsanalyser mellom totalt energiforbruk og værparametre (spesielt temperaturen) for å korrigere et målt forbruk til en værreferanseverdi. NVE-dokumentet EN-seksjonsnotat nr. 7/93 Bruk av temperaturdata i kraftsystemdrift og planlegging inneholder statistikkresultater fra perioden der døgnmiddeltemperaturer for de ulike statistiske returtider er interessant i denne forbindelsen. For nevnte målepunktet Kise er følgende temperaturer ført opp: Returtemperaturer [ C] 2 års retur 5 års retur 1 års retur 5 års retur Laveste døgnmiddel -19,7-25,1-28,6-36,5 Laveste 3-døgnsmiddel -17,8-23,2-26,8-34,8 Med utgangspunkt i perioden 6. 8 januar med en middeltemperatur på -21,5 C er dette 3,7 grader kaldere enn to års retur og 1,7 grader mildere enn 5 års retur. Med en antatt utvikling i retning av et mildere klima synes det tilstrekkelig å benytte 5 års returtemperatur som nettdimensjoneringsgrunnlag spesielt med utgangspunkt i at begynnelsen av januar (og resten av vinteren) subjektivt sett har blitt oppfattet som kaldere enn hva som kan forventes i en 5-årsperiode. Ved å velge en korreksjonsfaktor lik 1 %/ C betyr det at målte verdier i topplasttime 9 den 8. januar justeres opp med 1,7 % som basis for effektprognoser. 3.4 Kostnader for ikke-levert energi Da det foreløpig ikke kjent at det er utført detaljerte undersøkelser på avsavnskostnader for kundemassen i utredningsområdet, er det i de fleste beregninger benyttet de generelle KILE-satser for aktuelle kundegrupper. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 12 12

13 3.5 Samfunnsøkonomiske beregninger I presentasjonen av utbyggingsalternativenes økonomiske konsekvenser (investering, driftskostnader, nettap og leveringstap) er verdiene angitt som relative nytteverdier i forhold til "nullalternativet" det vil si å beholde dagens nett ut utredningsperioden. Plussverdier angir derfor positiv nytteverdi (forbedring). 3.6 Særegne forhold innen utredningsområdet Tabell 2 Kommunevis befolkningsoversikt og areal (kilde SSB) Fylke og Folkemengde Areal. km² kommune I alt 1) Landareal Innb. per km² landareal Folketilvekst i % Progn. bef.utv. til 23 i % 2) 42 Kongsvinger ,,8 % 5,4 % 43 Hamar ,9 1,6 % 12,8 % 412 Ringsaker ,9 1,7 % 11,1 % 415 Løten , -,3 % 3,7 % 417 Stange ,8 2,5 % 13,8 % 418 Nord-Odal ,8 1,2 % 8,4 % 419 Sør-Odal ,3,5 % 19,8 % 42 Eidskog ,5 -,9 % 6,4 % 423 Grue ,5-1,4 % -9,9 % 425 Åsnes ,6, % -5, % 426 Våler ,7 -,2 % -4,8 % 427 Elverum ,4 3, % 2,9 % 428 Trysil ,3 -,3 % -6,2 % 429 Åmot ,3, % 1,4 % 43 Stor-Elvdal ,3-1, % -8,7 % 432 Rendalen ,7-2,8 % -16,1 % 434 Engerdal ,7-1,8 % -9,1 % 436 Tolga ,5-2,1 % -9,8 % 437 Tynset , 2,2 % 2,7 % 438 Alvdal ,7,5 % -2,6 % 439 Folldal ,3-1,5 % -1, % 441 Os , -1,5 % -6,1 % 4 Hedmark ,3 1,1 % 7,9 % 51 Lillehammer , 3,3 % 15,8 % 52 Gjøvik ,7 3,1 % 2,1 % 511 Dovre ,1-1,3 % -9,6 % 512 Lesja , 1,1 % 3, % 513 Skjåk ,1-2,7 % -7, % 514 Lom ,3-1,1 % -3,9 % 515 Vågå ,9 -,1 % -1,8 % 516 Nord-Fron ,3,2 % -1,9 % 517 Sel ,7-1,6 % -2,5 % 519 Sør-Fron ,5 -,8 % -5,4 % 52 Ringebu ,7 -,4 % -,1 % 521 Øyer ,1 2,2 % 6,5 % 522 Gausdal ,3,5 % -3,6 % 528 Østre Toten ,3,9 %,3 % KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 13 13

14 Fylke og Folkemengde Areal. km² kommune I alt 1) Landareal Innb. per km² landareal Folketilvekst i % Progn. bef.utv. til 23 i % 2) 529 Vestre Toten ,4 1,3 % 5,2 % 532 Jevnaker ,1,5 % 6,5 % 533 Lunner ,5,9 % 1, % 534 Gran ,2 1,9 % 8,6 % 536 Søndre Land ,8-2, % -8,4 % 538 Nordre Land ,2 -,7 % -5,2 % 54 Sør-Aurdal , -,3 % 1,5 % 541 Etnedal ,1 -,4 % -3,9 % 542 Nord-Aurdal ,5,4 % 2,4 % 543 Vestre Slidre ,3,6 % -7,6 % 544 Øystre Slidre ,6 1,6 % 13,1 % 545 Vang ,2 -,1 % 3,3 % 5 Oppland ,8 1,2 % 6,4 % Hele fastlandet ,9 3,8 % 19,9 % 1) 2) Medregnet ferskvann (innsjøer). Prognose til 23 er ut fra midlere rammebetingelser. Tabell 2 Befolkningsoversikt Som det framgår av tabellen har bykommunene med omland samt Hadelandsområdet en viss befolkningsøkning. Resten av utredningsområdet er, med enkelte unntak, preget av stagnasjon og tilbakegang i befolkningsutviklingen. Da det meste av utredningsområdet er relativt grisgrendt befolket, blir gjennomsnittlig flatebelastning liten. Temperaturforholdene på vinterstid bærer preg av at fylkene er et typisk innlandsområde med lave temperaturer i perioder med klarvær og høy utstråling om vinteren. Imidlertid er tilgangen på fyringsved og øvrig biobrensel god slik at andelen av boliger med ren elektrisk oppvarming er mindre enn landsgjennomsnittet. I tillegg til befolkningsutviklingen er belastningsutviklingen i en del områder, spesielt i Trysil, Valdres og Gudbrandsdalen, preget av utviklingen innen turisme der SSBs prognoser viser befolkningsnedgang mens antall nettkunder kan ha en betydelig økning. Eksempelvis har folketallet i Midt-Gudbrandsdalen (GEs forsyningsområde) de senere årene gått noe ned mens antall nettkunder har økt merkbart en utvikling som ser ut til å fortsette i utredningsperioden. Den mest konsentrerte industrivirksomheten befinner seg i Raufoss-/Gjøvikområdet. Det er her lagt spesiell vekt på å gjøre forsyningen sikker (blant annet med spesielt bredt skogryddingsbelte og analyser av forsyningssikkerheten). For øvrig er de to fylkene relativt fattig på industri, men som nevnt i kapittel 3.3, er det en del områder som er utbygd for vinterturisme (spesielt områder i Valdres, Bjorli, Skei, Kvitfjell, Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellområdet). Dette er i stor grad hytter med høy standard, hoteller og snøproduksjonsanlegg som medfører betydelige nettinvesteringer. Områder med typisk produksjonsoverskudd er Valdres med produksjonsdimensjonert 132 kv-nett mot Gjøvik-/Totenområdet, Skjåk med kraftverkene i Øvre Otta, Vinstra med 3 kv regionalnettsledning til Fåberg og et noe mindre overskudd i Nord-Østerdalen med 3 kv regionalnettsledning til sentralnettspunkt Balbergskaret (like ved Fåberg). For øvrig er det i dette nettområdet registrert stabilitetsproblemer under spesielle driftsforhold. Dette fenomenet har oppstått i situasjoner med overføring av produksjonsoverskudd fra kraftverkene Rendalen og Savalen nordover gjennom KVO-nettet (132 kv) samtidig med høy produksjon i KVO-verkene. Systemansvarlig har derfor beregnet en grenseverdi for overføring fra Savalen til Ulset kraftverk. Sammenlignet med kystområdene er terrenget i innlandet regnet som relativt lett å bygge og drive luftnett i. Framkommeligheten er normalt god, lite rasproblemer og det er naturlig nok ingen problemer med saltbelegg på isolatorer. I skogstraseer er snølast og trefall under kraftig vind et så stort problem at det de siste årene er brukt betydelige ressurser på skogrydding både i regional- og distribusjonsnettet. Videre representerer hakkespettangrep på de stolpedimensjonene som benyttes i regionalnettet et visst problem i en del områder. Det brukes her også en god del ressurser på nettingkledning av stolper. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 14 14

15 Normalt er både 132 og 66 kv-nettet spolekompensert. Unntaket er kun noen mindre galvanisk separate nettområder. På grunn av økning av kabelnettet på 66 kv i de senere år har kompenseringsbehovet økt tilsvarende. 4 Dagens kraftsystem 4.1 Energisammensetningen i utredningsområdet De to fylkene har et registrert elforbruk på ca. 7,2 TWh med en topplast på rundt 175 MW som angitt i figurer i kapittel 4.4. Med referanse til kildeinformasjon i de lokale energiutredningene utgjør ledningsbasert elektrisk energi rundt 7 % av det stasjonære energiforbruket. Tilsvarende andel for bioenergi (dominert av ved- og flisfyring) er anslått til vel 2 %. Resten er forskjellige typer fossile energiformer. Av infrastruktur for andre energibærere enn ledningsbasert elektrisk energi og salgs-/distribusjonsapparat for ved og flytende fossil energi, er det i noen områder utbygd fjernvarmenett. Noen fjernvarmekonsesjonsområder: Eidsiva Bioenergi har i dag fem fjernvarmeanlegg i drift: Eidsiva Bioenergi Hamar AS, Eidsiva Bioenergi Kongsvinger AS, Eidsiva Bioenergi Brumunddal AS, Trysil Fjernvarme AS (65 prosent) og Lena Fjernvarme AS (51 prosent). Selskapet har for øvrig flere prosjekter under utvikling i Oppland og Hedmark. De største anleggene planlegges eller er under utbygging i Lillehammer, Gjøvik og på Trehørningen industriområde i Hamar (produksjon av fjernvarme, damp og strøm). Eidsiva Bioenergi har vedtatt som målformulering å nå en produksjon på 1 TWh bioenergi i løpet av de nærmeste årene. Elverum Fjernvarme AS leverer på årsbasis ca. 28 GWh til området Leiret/Vestad (Elverum sentrum) fra forbrenningssentral, beliggende i Industrigata på Vestad. Det er beregnet et fjernvarmepotensial i løpet av en 5-års periode i sentrum og i Terningmoen militærleir på totalt 6 7 GWh. Produksjonen er basert på biobrensel (hovedsakelig rivingsvirke, 2 x 4 MW) med oljebrennnere (2 x 3 MW) for topplastproduksjon. Otta Biovarme AS startet fjernvarmeleveranse i Otta sentrum i mars 27 (konsesjon fra ) med et rørnett på rundt 1,5 km med en estimert leveranse på rundt 1,5 GWh fra en fjernvarmesentral med en fliskjel på 3 MW samt en 3 MW oljekjel og,5 MW elektrokjel for topplast- og reserveproduksjon. Planlagt byggetrinn 2 vil øke varmeleveransen til GWh i 21. Øvrige områder: Et mindre nær-/fjernvarmenett i Os (1,9 MW og 3,5 GWh kapasitet 5 GWh), Rena Leir, Rena sentrum, Kirkenær (forbrenning av impregneringsvirke og elproduksjon), Eidskog, Skarnes og Gran. Fjernvarmeutbyggingen er i stor grad basert på utnyttelse av lokalt produsert og CO 2 -nøytral bioenergi fra pellets, flis, rivingsvirke og øvrig skogsavfall samt noe avfallsforbrenning. Informasjon om tilgjengelig effekt fra øvrige energikilder for lokale nærvarmeanlegg og oppvarming av enkeltbygg (oljebrennere, vedovner med mer) er ikke tilgjengelig og har dessuten liten relevans i denne sammenheng. 4.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet Generelt Innlandsfylkene ligger geografisk sentralt i Sør-Norge. De vestlige og nordlige deler av området nær vannskillet når opp i stor høyde med betydelig nedbør. Nedbøren fra Jotunheimområdet dreneres gjennom hoveddalførene Gudbrandsdalen og Valdres. Øvrige dalfører i Oppland er langs elvene Etna og Dokka. I Hedmark danner Glomma hoveddalføret fra vannskillet på Trøndelagssiden. Det er nedbøren i stor høyde sammen med fall inn mot hoveddalførene som gir det største tilskuddet av elektrisk energi i Oppland. I tillegg kommer tilskudd som følge av fall i selve hovedvassdragene. Totalt er det i Oppland og Hedmark ved utgangen av 28 (nyeste tilgjengelige offisielle data) bygd ut henholdsvis 7,57 og 2,46 TWh noe som utgjør omlag 5,3 og 1,7 % av landets samlede vannkraftproduksjon (kilde: NVE). Kraftproduksjonen innenfor området sett under ett er normalt noe høyere enn forbruket, mens produksjonen hovedsakelig er lokalisert til de tynnest befolkede områdene slik at det er overføringsbehov øst- KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 15 15

16 og sørover. Imidlertid er reguleringsgraden av produksjonssystemet totalt sett relativt dårlig, slik at området periodevis har et effektoverskudd om sommeren og et relativt betydelig behov for effekttilskudd om vinteren. Hedmark er for øvrig det eneste fylket som har høyere vernet årsproduksjonspotensial enn det som er utbygd. Andel vernet i forhold til totalt nyttbart er henholdsvis 48 og 32 % for Hedmark og Oppland mot 22 % på landsbasis. Oppland sammen med Sogn og Fjordane og Nordland er de fylkene som har størst gjenværende utbyggbart vannkraftpotensial. I takt med de store kraftutbyggingene i Oppland og Nord-Østerdalen er det bygget tre 3 kv ledninger med utspring i N. Vinstra/Harpefossen, Ø. Vinstra og Rendalen via Lillehammerområdet til Oslo-området to ledninger på vestsida av Mjøsa og en på østsida. 3 kv-ledningen fra Øvre Vinstra er senere bygget nordover med transformering i Vågåmo og videre forbindelse til Aura og Trøndelag og utgjør dermed foreløpig den eneste sentralnettsforbindelsen på 3 kv-nivå mellom Sør- og Midt-Norge. 3 kv-nettet gjennom Gudbrandsdalen gir det lokale regionalnettet på 66 kv en solid nettmessig forankring i Fåberg, N. Vinstra/Harpefossen og Vågåmo. Ledningsforbindelser på 3, 132 og 66 kv som krysser grensene til utredningsområdet: 3 kv Vågåmo Aura 3 kv Vang Minne 3 kv Fåberg Røykås 3 kv Fåberg Vardal Hadeland Ulven 132 kv Hadeland Follum 132 kv Kongsengen Minne 132 kv Vågåmo Osbu 132 kv Brattset Litjfossen Ulset Savalen 132 kv Höljes Lutufallet 132 kv Charlottenberg Eidskog 66 kv Minne Hjellum 66 kv Minne Nord-Odal Kvisler 66 kv Tynset Tolga Os Røros. Mellomriksforbindelsen Charlottenberg Eidskog (132 kv) ble etablert i 1986 for å oppnå tosidig forsyning for Eidskog (og Charlottenberg), samt for å kunne foreta systematisk kraftutveksling ved å utnytte forskjellen i kraftpris mellom Sverige og Norge (flaskehalsinntekter). I den forbindelse ble det utarbeidet trekantavtaler mellom NVE Statskraftverkene (senere SN), Uddeholm (senere Gullspång, Birka og Fortum) og Hedmark Energiverk (senere HEAS og Eidsiva Nett). Med virkning fra ble 132 kv-forbindelsen Minne riksgrensen utleid til Sentralnettet. Den andre mellomriksforbindelsen i utredningsområdet er Höljes Lutufallet. Overføringsevnen her er begrenset av 132/66 kv transformator i Lutufallet (5 MVA) samt 66 kv linjene Lutufallet Nybergsund (FeAl 12) og Lutufallet Elverum (FeAl 7). Imidlertid er dette en verdifull reserveinnmating til regionalnettet i Sør-Østerdalen og Trysil. Den har også vært benyttet i feil- og vedlikeholdssituasjoner for å få ut produksjonen på begge sider av grensen. Enlinjeskjema for utredningsområdets regionalnett med påførte transformator- og generatorytelser, noen overføringskapasiteter og påregnelig vinterproduksjon i kraftverk er gjengitt bakerst i kapittel 7.4. I lastflyt- og tapsberegningene er reaktivdelen av produksjons- og lastverdiene, i mangel av reelle registreringer, lagt inn med generelle effektfaktorer (cos φ omkring,98 for last og reaktivproduksjon i kraftverk regulert for å oppnå mest mulig realistiske spenningsforhold). Regionalnettet i Vest-Oppland er bygget opp som et "produksjonsdimensjonert" nett med tre paralleltgående ledninger fra Valdres til Gjøvik/Toten. Opprinnelsen til dette nettet var utbyggingen av Åbjøra kraftverk og det generelle kraftbehovet i distriktet. 132 kv spenning ble valgt ut fra overføringsbehovet. Enda eldre er det opprinnelige 132 kv-nettet gjennom Hadeland (som nå er revet på strekningen fra Minne til Hadeland transformatorstasjon). I dag er nettet (direkte eller indirekte) knyttet til 3 kv i Hadeland, Vang, Minne og Vardal (egentlig definert som et provisorisk anlegg, men nylig fullført rehabilitert med fjernstyring). KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 16 16

17 På bakgrunn av områdets tilknytninger til 3 kv-nettet og for å få et mer detaljert bilde av lastforholdene i regionalnettet er det i denne utredningen valgt å dele utredningsområdet i 5 delområder: Østerdalen, Solør-Odal/Glåmdalen, Hedemarken, Gudbrandsdalen og Vest-Oppland. Neste figur viser Statnetts marginaltapsberegninger (fortegn referert uttak) for et utvalg av sentralnettspunktene fram til våren 21. Sesongvariasjonene viser at området har effektunderskudd under høylast. Videre viser tallverdiene for de fleste utvekslingspunkter at forbrukets systembelastning på sentralnettet er relativt moderat bortsett fra 132 kv-strengen østover fra Minne mot riksgrensen der marginaltapsøkningen fram til Eidskog er nærmere 5 %-enheter i vinterperioden (grønn kurve viser perioder med maksimal avregningsverdi på 12 %). Et uttrykk for dette framgår også av forrige figur der verdiene for Vågåmo viser at innmating det meste av året er tapsmessig ugunstig til tross for at punktet er definert innenfor område Midt-Norge med redusert fastledd for (såkalt innfasingstariff ) for å gi insitament til kraftutbygging. Sentralnett - marginaltap virkedag % 2 jan. 98 jan. 99 jan. des. des. 1 des. 2 des. 3 des. 4 des. 5 des. 6 des. 7 des. 8 des Vågåmo Vang Eidskog Figur 2. Marginaltap i sentralnettet De neste figurene viser varighetskurver med hovedvekt på sentralnettsutveksling. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 17 17

18 S-nettutveksling Fåberg 66 kv, Rendalen 3 kv og Vang 66 og 132 kv MW timer i 29 Fåberg T1+2 Balbergskaret utv. H11 Vang sum Figur 3. Varighetskurve sentralnettsutveksling Fåberg, Rendalen og Vang Varighetskurve T2 Rendalen MW timer i 29 RendalenT2 3kV RendalenT2 132kV Rendalen T2 66 kv Figur 4. Varighetskurve treviklingstransformator T2 i Rendalen Varighetskurven over er valgt da den aktuelle transformatoren er en relativt kritisk komponent i det aktuelle området samtidig som den utgjør en driftsmessig utfordring med manglende spenningsreguleringsmulighet spesielt når spenningsnivået i 3 kv-nettet etter planen blir senket (jf. beskrivelse av samordning med sentralnettet i kapittel 2.4 og avsnitt om spenningsforhold senere i dette underkapitlet) KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 18 18

19 Minne sum 132 og 66 kv og utveksling 132 kv Vardal MW timer i 29 Minne sum Vardal utveksling sentralnett Figur 5. Varighetskurve sentralnettsutveksling Minne og Vardal (125 MVA transf.ytelse) Etterfølgende figur over viser effekten av bruk av regionalnettet for utveksling med Sverige over 132 kvforbindelsen Eidskog-Charlottenberg. Det framgår her at det har vært beskjeden utveksling med Sverige i 29 (med tilhørende liten regionalnettstransitt på strekningen Vang-Heradsbygd-Åsnes-Kongsvinger): Varighetskurve 132 kv-utveksling mot Sverige, linje Heradsbygd-Åsnes samt s-nettutveksling i Kongsvinger MW timer i 29 Kongsvinger sun utv. Netto utv. Eidskog-Ch.berg Heradsbygd-Åsnes Figur 6. Varighetskurve s-nettsutveksling Kongsvinger med Sverige-utveksling og H.bygd-Åsnes KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 19 19

20 Aldersfordeling Neste to figurer viser aldersfordelingen for ledninger og transformatorer. Den høye andelen ledninger som er mer enn 4 år gamle tilsier et relativt høyt reinvesteringsbehov i løpet av de nærmeste årene. Aldersfordeling linjer km kv 66 kv > < 1 Alder antall år Figur 7. Aldersfordeling luftlinjer Aldersfordeling transformatorytelse ekskl. generatortransformatorer ref. primær reg.nettnettspenning MVA kv 66 kv 4 2 > < 1 År Figur 8. Aldersfordeling for transformatorer fordelt på 132 og 66 kv primærspenning KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 2 2

21 Lengde kabel og luftledning I tabellen under er også kraftverksanlegg tatt med (blant annet de oppførte 5 km med 3 kv kabel). Antall km 66 kv 132 kv 3 kv Luftledning Kabel Tabell 3. Nettstatistikk linjer og kabler Transformeringskapasitet mellom spenningsnivåer i reg.nettet og fra reg.nett mot distr.nett Generatortransformatorer er ikke medtatt. Treviklingstransformatorer der den ene viklinga er mot generator eller har liten systembetydning (for eksempel lokalforsyning til stasjonen) er kun tatt med som toviklingsenhet. Systemspenning MVA Antall 3/132/66 145/1/ /66/11 26/26/ /66/22 132/11/7 3 (den ene i reserve) 132/ ,436 (norsk andel) 132/ / / / / Tabell 4. Nettstatistikk transformatorer Spenningsforhold/reaktiv effekt: Sentralnettet i området har problemer med periodevis høyt spenningsnivå. Det er derfor installert en 3 kv reaktor på 1 MVAr i Fåberg. Statnett har besluttet at spenningsnivået i 3 kv-nettet generelt skal begrenses til normert øvre materiellgrense på 3 kv. I Rendalen har normalnivået ligget på nærmere 31 kv helt siden anlegget ble bygd og omsetningsforhold på transformatorene er tilpasset dette (treviklingstransformator T2: 31/132/65 kv dessverre uten reguleringsmulighet). En eventuell senking av 3 kv-nivået vil gi et spenningsnivå i underliggende 132 og 66 kv-nettet som både gir høyere nettap (beregnet til ca.,3 MW som årsgjennomsnitt) og gir problemer ved sammenknytning mot nabonett (132 kv KVO-nettet nordover og 66 kv Koppang Rena sørover). Spenningsforskjellen vil forhindre sammenkobling slik at flytting av delingspunkt vil innebære koblingsblunk (med strømstans for kunder i 66 kv-nettet). Den reaktive effekten i regionalnettet søkes regulert slik at summen av reaktiv effektutveksling mot sentralnettet blir null under tunglast. Ideelt sett bør reaktivforbruket produseres nærmest mulig forbruksstedene. Her benyttes kondensatorbatterier og aggregatmagnetisering i lokale kraftstasjoner. Da regionalnettet i stor grad drives parallelt med sentralnettet, er riktig trinning av transformatorene viktig for å unngå transitt av reaktiv effekt mellom sentralnettspunktene spesielt i Vardal, Vang og Minne. På grunn av parallelldriften kan det allikevel være vanskelig å oppnå balanse i hvert enkelt utvekslingspunkt. Nettet ønskes drevet med så høy spenning som mulig. I 132 kv Østnettet er det en begrensning øverst i Valdres på ca. 142 kv med nåværende 22 kv spenningsnivå. På grunn av omsetningsforholdet på en del transformatorer ned til 11/22 kv distribusjonsnettsspenning lenger øst blir maksimal utgangsspenning fra Vang og Minne rundt 135 kv. I 66 kv-nettet er det også en del problemer med uheldig omsetningsforhold (6 kv i midtstilling samt lavt utgangsspenningsnivå i distribusjonsnettet) som begrenser muligheten for å heve dette spenningsnivået over en utgangsspenning fra sentralnettet på kv. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 21 21

22 4.2.2 Regionale overføringsforhold Figur 9. Kart I forskjellige sammenhenger er det vanlig å dele de to fylkene i utredningsområdet i naturlige topografiske områder eller regioner: Vest-Oppland bestående av Hadeland, Valdres og Gjøvik/Toten, Gudbrandsdalen fra Lillehammer og nordover, Østerdalen fra Elverum og nordover (ofte delt i Nord- og Sør-Østerdalen), Sør-Hedmark (Solør-Odalen/Glåmdalen), Hedmarken (tidligere skrivemåte Hedemarken ) om flatbygdene på østsida av Mjøsa. I de følgende underkapitlene er denne oppdelingen benyttet. Figuren under viser utviklingen av lokal vannkraftutbygging der oppgangen helt til høyre angir tilskuddet fra Otta-utbyggingen: KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 22 22

23 Utvikling av middelprodusjon og tilgj. vintereffekt GWh År MW Akkumulert årsprod. GWh Akkumulert vintereffekt MW Figur 1. Historisk produksjonstilgang Av total årsproduksjon utgjør bidraget fra de kraftverkene som er definert som magasinverk omkring 54 %. Den eneste registrerte kilde for elkraftproduksjon utenom vannkraft er fire produksjonsanlegg fra forbrenning av gass fra avfallsplasser litt sør i Lillehammer sentrum (GLØR), på grensen mellom Hamar og Løten (Heggvin), i Gjøvik og på Hadeland. Registrert effekt på i størrelsesorden,2-,6 MW. I tillegg finnes et privat vindkraftverk (gardsmølle Lusæter) på 225 kw (,5 GWh) i Heidal i Sel kommune idriftssatt i november 24. Områdekonsesjonær GWh EEV Nett 134 Eidsiva energi Nett AS 58 A/S Eidefoss 12 Gudbrandsdal Energi AS 75 Hadeland EnergiNett AS 74 Nord-Østerdal Kraftlag AL 61 Sør Aurdal Energi 58 Valdres Energiverk AS 12 Vang Energiverk 22 VOKKS Nett AS 18 Neste tabell angir hvor mye produksjon som er elektrisk tilkoblet de respektive distribusjonsnett (angitt ved midlere årsproduksjon) ved siden av totalt forbruk i de respektive områder. Energi GWh Effekt MW Område Målt Målt Netto Østerdalen Solør-Odal Hedemarken Gudbr.dalen Tabell 5. Lokal produksjon og områdevis forbruk Vest-Oppland Sum Som kriterium for å tilordne kraftverk til distribusjonsnettet er det benyttet en definisjon av nettnivåtilknytning som inkluderer kraftverk der høyeste spenningsnivå ikke er over 22 kv i det nettanlegget som er direkte tilknyttet kraftverket. Ovenfor er det en tabell som angir områdevis energi- og effektsum for totalforbruk og registrert utkoblbart forbruk. Nettoverdi til høyre er i tillegg temperaturkorrigert (prognosegrunnlag) slik at denne nettoverdien dermed ikke er lik målt pluss utkoblbart uprioritert). KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 23 23

24 4.3 Forbruksdata Neste to søylediagrammer framstiller effekt- og energiutviklingen for områdets totale elforbruk. Til tross for at det er flere områder med en markert forbruksøkning (gjelder spesielt hytteområdene), viser områdesummen en stagnasjon. Målt effektforbruk områdevis M W t t t t t t t t t t Vest-Oppland Gudbr.dalen Hedemarken Solør-Odal Østerdalen Sum Figur 11. Forbruksstatistikk effekt Målt energiforbruk områdevis G W h Vest-Oppland Gudbr.dalen Hedemarken Solør-Odal Østerdalen Sum Figur 12. Forbruksstatistikk energi KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 24 24

25 5. FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD En vurdering av framtidig kapasitetsbehov i elnettet er todelt: 1. Scenarier: Hva er mulige framtidige utviklingstrekk (politiske beslutninger og næringsutvikling) og hvor sannsynlige er de forskjellige framtidsbilder. 2. Konsekvenser av de enkelte scenarier i punkt 1: Analyse av scenariepåvirkningen på enkeltprosjekter og hvilken betydning usikkerheten har for nettstrukturen? Kraftsystemutredningen for sentralnettet inneholder en del formuleringer av mulige utviklingstrekk og tilhørende nettkonsekvenser. Ingen av disse berører i vesentlig grad innlandsfylkene Hedmark og Oppland (som ligger i oljeskyggen og relativt langt unna de store utenlandsforbindelsene). Til en viss grad kan enkelte framtidsbilder påvirke overføringsbehovet mellom Trøndelag og Østlandet der den mest sannsynlige traséen går gjennom Gudbrandsdalen, men gjeldende sentralnettsutredning har ikke med dette som noe konkrete prosjekt. Lokalt i Hedmark og Oppland er det lansert to strategiske satsingsområder som begge er direkte energirelatert: Utnyttelse av gjenværende ikke utbygd vannkraftpotensial. Utnyttelse av lokale bioenergiressurser fra landbruket. Mulig generell utvikling: Storstilt overgang til varmepumper som oppvarmingsmetode i boliger: Der dette erstatter panelovner, bør det medføre et redusert elforbruk (sjøl om enkelte undersøkelser tyder på at energigevinsten i fyringsperioden helt eller delvis oppveies av kjøleforbruket om sommeren). Ved varmepumpeerstatning av andre oppvarmingsmetoder, vil elforbruket rimeligvis øke. Betydelig overgang til elektrisk drift av bilparken med tilhørende ledebehov. Krav om kabling: Dette vil åpenbart medføre betydelige investeringer med tilhørende samfunnsøkonomiske kostnader tilsvarende prisdifferansen mellom luftnett og kabel (som øker med spenningsnivået). Sannsynligheten for at miljøkrav på grunn av estetiske forhold, elektromagnetiske felt eller frigjøring av arealer skal resultere i slike forskrifts- eller lovbestemmelser i løpet av få år, må anses som moderat. Utenom energisektoren er scenariespekteret i hovedsak begrenset til tanker rundt den generelle konjunkturutviklingen og momenter som påvirker markedsprisnivået på de andre energiformene noe distriktet har felles med i hver fall resten av det nordiske elspotområdet. Dette gjelder også den generelle klimautviklingen som innebærer økt vannkrafttilsig og reduksjon av energiforbruk til oppvarming. Spesielt kan en redusert snøleggingsperiode få stor betydning for utviklingen av vinteraktivitetsområdene som er bakgrunnen for flere av de nettforsterkningsprosjektene som er nevnt i dette dokumentet og de som tidligere er gjennomført. En klimautvikling med mer såkalt ekstremvær (vind og bløtsnø) vil dessuten kunne medføre høyere nettfeilhyppighet og tilhørende avbruddskostnader. I følge informasjon fra meteorologisk fagkompetanse vil det for innlandsområdet spesielt måtte forventes økt hyppighet av nedbørsperioder med bløt og tung snø. Konsekvensen av de to nevnte lokale momentene er, med det som foreligger av konkrete planer, ansett å ha liten innvirkning på de investeringstiltakene som er nevnt i denne utredningen. Generelt vil bioenergi brukt som varmekilde i lokale fjernvarmenett (eventuelt supplert med noe elproduksjon) erstatte elektrokjeler (og oljebrennere) og dermed avlaste elnettet med uprioritert forbruk i byer og tettbygde områder. Videre vil dette redusere behovet for ny nettkapasitet til utbyggingsområder. 5.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland Neste tabell angir noen av prosjektene som er under vurdering: KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 25 25

26 Prosjekt Kommune Utbygger Planl. eff. Prod. [MW] [GWh] Rosten Sel OE Søkn. i juni 29 Ula Sel OK 7,2 21 Vulu Skjåk ØO 9 25,4 Stamåe Skjåk ØO 2,8 7,8 Pillarguri Sel/Vågå OK/EF 8-95 N. Otta Pillarguri/ Åsåren Storrusten Sel OK 25 1 Smådøla Lom EF 13 Kons.søknad på 49 høring 29. Kåja Nord-Fron OK Bygdin Vang OK 5,4 19 Lagt på is Vinsteren Øystre Slidre OK 2,3 1 Lagt på is Øyangen Nord-Fron OK 8 32 Lagt på is Rendalen Rendalen OK Under bygging Kongsvinger Kongsvinger EVk 21 7 Under bygging Nytt Einunna kraftverk Folldal ØKAS/OK Tolga Tolga OK Sum Tabell 6. Større kraftutbyggingsprosjekter Analyse av nettilknytningsløsning for prosjektene i Otta og Lågen foreligger i form av en rapport datert november 27 og et oppsummeringsnotat fra mai 28 fra konsulentselskapet SWECO (vedlegg 7.3). Noen sentrale momenter fra rapporten: Analysen viser at med full utbygging vil gunstigste alternativ for de to største kraftverkene, Rosten og Pillarguri/ Åsåren (Nedre Otta), være tilknytning til Vågåmo via ny 132 kv-ledning. Et alternativ med 66 kv-tilknytning er beregnet å være 76 MNOK dyrere (høye nettap). Dette innebærer imidlertid at sum produksjonskapasitet i dette 132 kv-nettet (med Øvre Otta) overstiger transformeringskapasiteten 132/3 kv i Vågåmo på 3 MVA. Tilnærmet full produksjon i alle kraftverkene vil kunne inntreffe i korte perioder på ettersommeren/høsten med nedbør etter oppfylling av magasinene. For å unngå en kostbar utvidelse av transformeringskapasiteten må kapasiteten på 132 kv-forbindelsen Vågåmo-Osbu-Aura vurderes sammen med mulig transformering fra 132 til 66 kv i Vågåmo eller ett av kraftverkene for å unngå produksjonstap. Sårbarhet ved eventuelt transformatorhavari forutsettes tidsbegrenset til ca. en måned som er Statnetts anslag for å kunne transportere og tilkoble en erstatningsenhet (sannsynligvis noe mindre ytelse enn 3 MVA). Storrusten kraftverk forutsettes tilknyttet eksisterende 66 kv-linje mellom Heggerusten og Bolongen med normaldrift mot Vågåmo. Det forutsettes at kraftverket defineres innenfor det området i regionalnettet der Statnett vil praktisere den såkalte innfasingstariffen. Øyom kraftverk forutsettes tilknyttet 66 kv-nettet under Nedre Vinstra. Smådøla vil bli tilknyttet 22 kv-nettet under Nedre Tessa noe som krever økning av transformatorkapasiteten 22/66 kv til 2 MVA i denne stasjonen. I de forskjellige alternativene framkommer noe varierende behov også for å øke transformeringskapasiteten mellom 3 og 66 kv i de to 3 kv-tilknytningspunktene. For Nedre Vinstra er behovet for kapasitetsøkning beregnet til å ligge mellom 4 og 9 MVA. For alternativene med de to største kraftverkene tilknyttet 66 kv-nettet er kapasitetsbehovet 3/66 kv i Vågåmo beregnet til mellom 22 og 19 MVA. Nåværende enhet har en ytelse på 17 MVA. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 26 26

27 Figur 13. Plassering av planlagte kraftverk Øvrige kommentarer til noen av prosjektene i tabellen: Dersom prosjektene i Nord-Gudbrandsdalen blir realisert, forutsettes produksjonen å komme innenfor Statnetts nettavregningsprinsipper for innfasingstariff for det definerte området Midt-Norge (der grense mot sør i 66 kv-nettet er satt til Bolongen transformatorstasjon). I tillegg til Åsårenprosjektet har Eidefoss utarbeidet et forprosjekt for Nedre Smådøla kraftverk (hovedalternativ 48,5 GWh/13,1 MW). Smådøla har utløp i sjøen Tesse. Kraftverket vil utnytte den nedre del av fallet i dette vassdraget. Det er også sendt konsesjonssøknad for nytt Einunna kraftverk med en effektøkning fra dagens 9,3 til 2 MW (både økt fallhøyde og slukeevne). Dette innebærer at dagens 22 kv-tilknytning må suppleres med 66 kv-forbindelse til Alvdal transformatorstasjon. Arbeidet med ututvidelse av Kongsvinger kraftverk med et aggregat nummer to er i gang. Nåværende aggregat har en slukeevne på kun 24 m 3 /s (tilsvarende ca. 2 MW) som medfører vanntap i store deler av sommerhalvåret. Det nye aggregatet vil muligens bli på 21 MW. Nettilknytningen er planlagt supplert med en 132 kv-forbindelse til linje Kongsvinger-Skarnes i tillegg til nåværende 22 kv-tilknytning. Denne regionalnettstilknytningen vil medføre en nettapsgevinst og mer stabile driftsforhold for produksjonen. Dette er hovedbegrunnelsen for å anbefale dette alternativet i forhold til et vurdert alternativ med 22 kvforsterkning som er beregnet å medføre omtrent de samme investeringskostnadene. Planlagt idriftsettelse er årsskiftet 21/211. KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 27 27

28 Tilsvarende utvidelse med nytt aggregat i Rendalen kraftverk er også under bygging. Dette er beregnet å gi 37 GWh som produksjonsøkning. Fullført utbygging i Øvre Otta har gitt en tilgang på 99 MW/36 GWh i Øyberget kraftverk og 76 MW/165 GWh/år i Framruste kraftverk. Dette har økt med ca. 12 GWh etter nylig fullført overføringstunnel mellom de to hovedmagasinene (Breidals- og Raudalsvatnet). Småkraftverkspotensial Generelt er det en økende interesse for bygging av private mini- og mikrokraftverk. Noen prosjekter er allerede realisert. Fra NVEs småkraftverksoversikt er følgende to grafiske framstillinger hentet: Hedmark - Potensiale for småkraftverk 12, 1, kw mellom 3-5 kr 8, kw mellom 3-5 kr GWh 6, kw under 3 kr 16 4, 2,, kw under 3 kr Samlet Plan kw Kongsvinger Hamar Ringsaker Stange Nord-Odal Sør-Odal Eidskog Grue Åsnes Figur 14. Småkaftverkspotensial i Hedmark Elverum Trysil Åmot Stor-Elvdal Rendalen Tolga Tynset Alvdal Folldal Os Oppland - Potensiale for småkraftverk 16, 14, kw mellom 3-5 kr 12, kw mellom 3-5 kr 21 1, GWh 49 8, , 19 4, , , Figur 15. Småkraftverkspotensial i Oppland Lillehammer Gjøvik Dovre Lesja Skjåk Lom Vågå Nord-Fron Sel Sør-Fron Ringebu Øyer Østre Toten Vestre Toten Jevnaker Gran Søndre Land Nordre Land Sør-Aurdal Etnedal Nord-Aurdal Vestre Slidre Øystre Slidre Vang kw under 3 kr kw under 3 kr Samlet Plan kw KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 28 28

29 Kjente aktive prosjekter under konsesjonsbehandling eller bygging: Prosjektnavn Kommune/tilkn.pkt. Effekt Årspr./ vinterpr. [GWh] i reg.nettet [MW] Status/merknad Glesåa Åmot/Osa kraftverk 2,2 6,6 / 2,2 Idriftssatt januar 29 Fall Søndre Land/Fall 5 19 Erst. Skrankefoss fra mai 29 Islandsmoen Sør-Aurdal/Bagn,265 1, /,25 Kons.søknad sendt feb. 27 Kvennfossen Sør-Aurdal/Begna 3,7 8,7/21 Kons.søknad sendt mars 28 Veslefallet Stor-Elvdal/Koppang 4,8 16,5 / 6 Idriftssatt Landbekken Stor-Elvdal/Koppang,35 MVA 1,35 /,55 Kons.søknad sendt jan. 28 Hoel Åsnes-Grue/Åsnes,97 Syversætre foss Åsnes/Åsnes 2 8,8/2,1 Konsesjon Børjåa Eidskog/Eidskog ~,2 Nye Svatsum Gausdal/Roppa ~ 1,5 Øvre Kivfallet Rendalen,82 1,6/4,2 Konsesjonssøkt Måråe Skjåk,68 3,2 Konsesjonssøkt Lågen Lesja-Dovre 2,5 Konsesjonssøkt Skjerungsåa Sel/Otta 1,5 MVA 2,2 Konsesjonssøkt Øla Nord-Fron 1,7 7 Konsesjonssøkt Storefoss Øystre Slidre 1,4 6 Konsesjonssøkt Kvitvella Nord-Aurdal 1,4 5 Konsesjonssøkt Kvernum bruk Østre Toten/Kraby,64 2,4 /1,35 Konsesjon avslått høsten 28 Folla Folldal 2 Tabell 7. Småkraftprosjekter under realisering (summert: ca. 14 MW i hvert fylke) I tillegg er det søkt om opprusting og utvidelse av Holsfossen (under Lunde transformatorstasjon) med nytt aggregat på 2,3 MW og energiøkning fra 2,9 til 9,8 GWh. Prosjekter i vurderings- eller planleggingsfase: Prosjektnavn Kommune/tilkn.pkt. i Effekt Årspr./ vinterpr. [GWh] reg.nettet [MW] Merknad Hovda Stor-Elvdal/Rødsmoen ~ 7 Rogna Stor-Elvdal/Koppang 1,8 1,6/,5 Staibekken Stor-Elvdal/Koppang,28,3/,1 Trya Stor-Elvdal/Koppang 1,5 1,4/,4 Kålåsmyrfallet Stor-Elvdal/Koppang 4-5 Neta Stor-Elvdal/Koppang ~ 1,5 Abborsjøbekken Stor-Elvdal/Koppang ~,5 Eldåa Stor-Elvdal/Koppang ~ 1 5,2 Svestadbekken Stor-Elvdal/Koppang,4 Deia Åmot/Osa kraftverk 2,8 12,2 Åsta Åmot/Rena Rehabilitering av gammelt anl. Høvringåa Sel/Eidefossen 2,7 Ula Sel/Otta 4,2 12 Fra dam Øyangen Nord-Fron/Vinstra 8 Vinsteren Nord-Fron/Vinstra 2,5 Øla Nord-Fron/Vinstra 4 Mølmsåa Lesja 2,7 Svært usikker Grøna Lesja Svært usikker Nore Lesja 3,5 Lågen Lesja/Dovre 2,5 Gravåe Sel Senda Vågå,3 KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 29 29

30 Prosjektnavn Kommune/tilkn.pkt. i Effekt Årspr./ vinterpr. [GWh] reg.nettet [MW] Merknad Div. prosjekter Vågå/Nedre Tessa 1 Div. prosjekter Lesja/Lora 1 Holongen Vågå,6 Bessa Vågå 2,5 Einbugga Dovre 2,2 Vulu Lom 2 8 Tverråa vest Lesja Rinda Vågå,5 Grøna Vågå,2 Øy Vågå,2 Bøvre Lom,16 1,1 Helga Lom,255 1, Bergdøla Sel (Heidal),2 1,4 Mosåa Øyer 1-2, Nedrefoss Øystre Slidre Ygna Øystre Slidre Geispa Nord-Aurdal Sum: 7 Bjørgoelva Nord-Aurdal (,4 1,4) Sum: 27 (1,5 6) Forprosjektering Leirelva Nord-Aurdal Jomesåne Vestre Slidre Trehørningen Hamar / Furnes 8 MVA Varmekraftverk Kvernbekken Alvdal,1 Storbekken Alvdal 1 Dagdylju Folldal,15 Kakella Folldal 1,5 Neka Rendalen,7 Nordre Haukåa Rendalen,1 Søndre Haukåa Rendalen,1 Renåa Rendalen 1 Anda Rendalen,25 Sandbekken Rendalen,25 Kverninga Rendalen 1 Lona Tolga,25 Møkkelbekken Tolga,25 Toljefossen Tolga,3 Staisbekken Tynset,25 Fossbekken Tynset Mølnarbekken Tynset,3 Riva Tynset 1 Tabell 8. Planlagte småkraftprosjekter (summert: ca. 35 MW i Hedmark og 38 MW i Oppland) 5.2 Planer for utbygging av alternativ energi Følgende informasjon om innlandsfylkene er mottatt fra Eidsiva Fjernvarme AS: Området har i følge offisiell statistikk en andel bioenergiforbruk på nærmere 2 % (1,9 TWh) av det stasjonære forbruket. Nasjonal andel er knapt 1 %. Med en andel avvirkning av rundtømmer på over 4 % av det norske kvantumet på vel 8 mill. m 3, gir skogsarealet i fylkene et fortsatt uutnyttet bioenergipotensial som er stipulert til rundt 1 TWh det vil si totalt omkring 3 TWh. En betydelig andel av dette potensialet er forutsatt knyttet til fjernvarmeprosjekter fordelt på følgende utbygginger: KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 3 3

31 2-3 GWh i Hedmark: Hamar, Kongsvinger, Trysil, Brumunddal, Rena og Kirkenær. 2 GWh i Oppland: Gjøvik, Raufoss, Lillehammer og Lena. Oversikt over eksisterende fjernvarmenett framgår i kapittel 4.1. Kommentar til noen av prosjektene: 1) På Lillehammer er det utredet flere alternative energiressurser for et fjernvarmesystem med utgangspunkt i varmepumpeløsninger eller bioenergi i størrelsesorden 4,4 til 8 MW og 1 2 GWh. Fjernvarmeutbyggingsprosjektet er igangsatt. Totalt potensial er anslått til ca. 6 GWh med første varmeleveranse (gassfyrt) høsten 21. 2) Gjøvik: Eidsiva Bioenergi har overtatt tildelt konsesjon fra et annet selskap. Her er potensialet beregnet til 15 GWh (inklusive 8 GWh damp). 3) Beitostølen: Et flisfyrt anlegg med ytelse på 2 MW og 1 GWh er planlagt. 4) Trysil: Trysil Fjernvarme AS har utvidet fjernvarmenettet fra Innbygda sentrum opp til turistsenteret i Trysilfjellet dimensjonert for en maksimaleffekt på 5,5 MW. Det vurderes et utviklingsprosjekt med gassifisering av flis med elektrisitetsproduksjon på ca. 1 MW. 5) Kirkenær: Her er det satt i drift et anlegg for mottak og forbrenning av impregnert treavfall. Dette gir dessuten tilstrekkelig overskuddsenergi til å drive en generator på ca. 2 MW. 6) Hamar: I området Trehørningen bygges nå en ny varmesentral med avfallsforbrenning kombinert med elproduksjon (8 MVA, 4 GWh/år). Planlagt varmeproduksjon med 3 MW termisk effekt: 5 GWh damp og 1 GWh fjernvarme. Anslått gjenværende potensial i Hamar: ca. 12 GWh. 7) Kongsvinger: Nåværende fjernvarmenett omfatter byområdet nord for Glomma (gjenværende potensial: ca. 2 GWh). Utbygging på sørsida av elva er under vurdering (ca. 3 GWh). Finansieringsmulighetene fra Energifondet, som forvaltes av Enova, har stor betydning for endelig vedtak om bygging og gjennomføring av tiltak innen energisparing og ny miljøvennlig energi. 5.3 Effektprognoser Med utgangspunkt i prognoser for effektutviklingen for forbruket under de enkelte regionalnettspunkter gir det følgende områdeverdier i kommende 1-årsperiode: Prognose prioritert forbruk områdevis, fra temp.korr. basis 29/1 MW Vest-Oppland Gudbr.dalen Hedemarken Solør-Odal Østerdalen Sum Figur 16. Prognosert effektforbruk (gjennomsnittlig årlig økning på ca.,5 %) KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 31 31

32 Tilsvarende lav prognose for utviklingen anses å være representert ved en stagnasjon i forbruksutviklingen det vil si siste vintersesongs effektregistreringer. En motsatt utvikling med høyt alternativ tilsvarende basisprognose pluss ca.,5 %/år i tillegg til de individuelle lastøkningene nevnt i neste kapittel gir: Prognose prioritert forbruk områdevis, høy prognose MW Vest-Oppland Gudbr.dalen Hedemarken Solør-Odal Østerdalen Sum Figur 17. Effektutvikling, høy prognose 5.4 Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystemet Når det gjelder konsekvenser av kraftutbyggingsplaner, er det senere i denne utredningen nevnt noen prosjekter som betinger ny regionalnettstilknytning. I tillegg vil planene om spenningsheving fra 66 til 132 kv nord for Tynset bli påvirket av om Tolga kraftverk blir bygd. Dette vil medføre en svært nyttig innmating i et underskuddsområde. Fordelene er økt leveringssikkerhet (på grunn av at kapasiteten nordfra i 66 kv-nettet til TrønderEnergi gir full forsyningsreserve i større deler av året), nettapsgevinst (spesielt om vinteren) og stabilisering av spenningen med økt kortslutningseffekt og stivere nett. Referert til scenarieformuleringen i innledningen til kapittel 5 er høy og lav prognose i lastflytberegningen for stadium 219 referert til følgende utviklingstrekk med følgende utbyggingsplaner: Høy prognose med følgende utbygging: o o Nytt sjukehus for Hamarområdet bygges ved Sanderud med økt belastning som krever gjennomført tiltak som angitt i kapittel inklusive ny transformatorstasjon (ekstralast 5 MW). Fortsatt utvikling i vinterturistområdene som innebærer gjennomføring av følgende tiltak referert kapittel 6.2: Nr. 13 (ny transformatorstasjon ved Kvitfjell), økning av transformatorkapasiteten i Trysil, tiltak 21 (økning av transformatorkapasiteten i Rybakken) samt ny transformatorstasjon ved Skei i Gausdal (nevnt i 28-versjonen av dette dokumentet). Videre hyttebygging som resulterer i tiltak mr. 15 (ny transformatorstasjon i Stange sør). KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 32 32

33 o Generell utvikling: Klimautvikling med overgang til gammeldags vintertemperatur med normal snøleggingsperiode (betydning for utviklingen i hytte- og fritidsområdene i fjellet), avtrappende bioenergisatsing, positiv konjunkturutvikling og lave kraftmarkedspriser (lave priser på olje/gass/kull). Videre kan en storstilt overgang til elektrisk framdrift av bilparken gi merkbar lastøkning for batterilading. Moderat utvikling: Utvikling blir slik at tiltak nevnt ovenfor ikke er nødvendig å gjennomføre. For øvrig iverksettes de øvrige tiltakene der forutsetningene i stor grad er oppfylt eller besluttet gjennomført. Som generell utvikling er det tatt utgangspunkt i følgende: Fortsatt milde vintre og redusert snøleggingsperiode, fortsatt betydelig bioenergiutbygging, negativ generell konjunkturutvikling og høye kraftpriser (økning av priser på fossil energi og dårlig kraftbalanse i prisområdet). Dette er antatt å innebære en utflating av effektutviklingen på nåværende nivå. Det er ingen hovedforbindelser som er i nærheten av kapasitetsgrensen. Utgangspunkt for nettforsterkninger vil oftest være driftssikkerhet/reserve og teknisk tilstand (først og fremst stolpekvaliteten) eventuelt kombinert med nettapsinnsparing. 5.5 Kost/nytte av alternative prosjekter I forhold til forrige revisjon av dette dokumentet er de prosjekter som ikke er fullført opprettholdt Kongsvinger kraftverk ny 132 kv-tilknytning Det er gitt konsesjon på utvidelse av kraftverket med et nytt aggregat og byggeprosess startet i 28. I den forbindelse er det foretatt en nettanalyse med alternativene forsterkning av eksisterende 22 kv-forbindelse mellom kraftverket og Kongsvinger transformatorstasjon og ny 132 kv-tilknytning til ledningen Kongsvinger-Skarnes som passerer en snau km fra kraftverket. Konklusjonen ble at sistnevnte alternativ er økonomisk og driftsteknisk gunstigst. Eksisterende transformering mellom maskinspenning og 22 kv vil bli opprettholdt av nettaps- og driftsmessige årsaker for å kunne benytte vinterproduksjonen direkte for lokalforsyning. Da dette er en del av kraftutbyggingsprosjektet, er ikke nettanlegget kalkulert separat Beito transformatorstasjon Beitostølen Skrautvål Figur 18. Linjekart Valdres Beito transformatorstasjon Behovet for å styrke forsyningen av Beitostølområdet med dekning av en rask belastningsutvikling er analysert av Valdres Energiverk. Optimal utbyggingsplan innebærer de tiltak med 22 kv-forsterkning som er gjennomført i de siste årene. På grunn av at lastøkningen har vært raskere enn tidligere forventet, tas det sikte på å få bygd stasjonen så snart det er praktisk mulig, opprinnelig planlagt til vintersesongen 21/211. De tre 22 kv-linjene fra henholdsvis Kalvedalen, Lomen og Heggenes som nå forsyner områ- KSU Hedmark og Oppland 21 - Hovedrapport 33 33