Regional Kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger

Transkript

1 Regional Kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger juni 2012 Hovedrapport, offentlig tilgjengelig

2 Innholdsfortegnelse SAMMENDRAG INNLEDNING HISTORIE FORSKRIFT OM ENERGIUTREDNINGER KRAFTSYSTEMUTREDNINGEN FOR BKK-OMRÅDET OG INDRE HARDANGER BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN UTREDNINGSOMRÅDET OG DELTAKERE I UTREDNINGSPROSESSEN SAMORDNING MED TILGRENSENDE UTREDNINGSOMRÅDER SAMORDNING MED KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET MÅL FOR DET FREMTIDIGE KRAFTSYSTEMET FORUTSETNINGER FOR ØKONOMISKE VURDERINGER FORUTSETNINGER FOR TEKNISKE OG MILJØMESSIGE VURDERINGER NETTILKNYTNING FOR PRODUKSJONSANLEGG, VILKÅR OG KRAV TIL NETTKAPASITET SÆREGNE FORHOLD INNEN UTREDNINGSOMRÅDET DAGENS KRAFTSYSTEM DAGENS KRAFTNETT OG STATISTIKK FOR OVERFØRING KRITISKE FEILSITUASJONER STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSPRODUKSJON STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSFORBRUK UTVEKSLING MELLOM SENTRAL- OG REGIONALNETT UTVEKSLING PÅ VIKTIGE SNITT MANGLENDE LEDIG NETTKAPASITET TIL NY PRODUKSJON ANDRE ENERGIBÆRERE OG PÅVIRKNINGEN PÅ KRAFTSYSTEMET FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD DRIVERE FOR SCENARIOUTVIKLINGEN UTARBEIDING AV SCENARIOER PROGNOSER FOR PERIODEN LASTFLYTANALYSER FRAMTIDIG FORSYNING AV BERGENSSNITTET SYSTEMUTREDNING AV SENTRALNETTET I VESTLANDSREGIONEN FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV TILTAKSLISTE OMTALE AV PLANLAGT «NORTH CONNECT»- SJØKABEL PLANLAGTE NYE KV LEDNINGSANLEGG TRANSFORMATORER MELLOM 420 KV OG 300 KV NETTET TRANSFORMERINGSTILTAK MELLOM KV OG KV NETTENE NYE TRANSFORMATORSTASJONER MOT DISTRIBUSJONSNETTET TRANSF.TILTAK MOT DISTRIBUSJONSNETTET I EKSISTERENDE TRANSFORMATORSTASJONER NYE GENERATORTRANSFORMATORER OG INDUSTRITRANSFORMATORER LITTERATURREFERANSER VEDLEGGSLISTE

3 Forsidebilde: Samnanger transformatorstasjon, desember Støping av fundamenter til 420 kv anlegget og støping av betongceller til autotransformator og 420 kv reaktor. Anlegget må være ferdig før 420 kv ledningen Sima-Samnanger kan settes på drift. 2

4 Sammendrag Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger skal bidra til en samfunnsmessig rasjonell utvikling av strømnettet i regionen. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har tildelt BKK rollen som utredningsansvarlig. I samarbeid med andre nettselskaper og anleggskonsesjonærer i regionen utarbeider vi en årlig rapport som beskriver dagens nett, fremtidige behov, aktuelle investeringer og andre tiltak. Kraftsystemutredningen lages i to utgaver: 1. En hovedrapport, som er tilgjengelig for alle 2. En grunnlagsrapport med begrenset tilgjengelighet, beregnet på NVE og andre fagmiljøer BKK-området og indre Hardanger omfatter området mellom Sognefjorden og Hardangerfjorden (eksklusivt Fusa), i tillegg til kommunene Jondal, Ullensvang og Eidfjord (se kart i avsnitt 2.1). Forbruket i denne regionen har sitt tyngdepunkt i Bergen og omegn, mens kraftproduksjonen skjer lenger inne i landet; hovedsakelig i Masfjorden, Modalen, Samnanger, Vaksdal, Voss og Ulvik. Nettet må derfor ha kapasitet til å transportere store mengder kraft gjennom området og frem til forbrukerne. Tilgangen på kraft i området varierer mye gjennom året, og mellom våte og tørre år. Kalde vintre gir langt høyere forbruk enn produksjon, og det er stort behov for import. I sommerhalvåret er det derimot ofte kraftoverskudd fordi forbruket er lavt samtidig som snøsmelting og nedbør gir høy produksjon. De fleste kraftverkene i området har begrenset magasinkapasitet og må produsere store deler av året for å utnytte vannet. Internt i regionen finnes lokale overskuddsområder (som Nordhordland, Samnanger og Hardanger) og underskuddsområder (som Bergen og Kollsnes). I årene fremover vil ubalansen forsterkes ved at produksjonen øker i overskuddsområdene, mens forbruket øker i underskuddsområdene. Det trengs derfor større overføringskapasitet i nettet for å transportere kraft både inn og ut av utredningsområdet, og internt i området. Rundt 20 kraftstasjoner er tilknyttet regional- og sentralnettet i området. I tillegg finnes det om lag 100 småkraftverk som mater kraft inn i distribusjonsnettet. I et tørrår kan kraftproduksjonen være nede i nesten det halve av produksjonen i et vått år. Statistikk for kraftproduksjon finnes i avsnitt 4.3. Kraftforbruket i regionen øker jevnt og trutt. Dette gjelder både energi- og effektforbruket (maksimalbelastningen i nettet). Statistikk fra de siste 15 årene viser at forbruksøkningen har skjedd både i olje- og gassvirksomhet og i alminnelig forsyning. Forbruket per innbygger har vært relativt stabilt, men en befolkningsøkning i Bergensområdet har bidratt til en økning totalt. (Se figurer i avsnitt 4.4.) Forsyningssikkerhet: Kraftsystemet i vår region har i dag flere kritiske snitt, det vil si områder hvor kapasiteten i nettet utgjør en flaskehals. I avsnitt 4.6 finnes en beskrivelse av dagens situasjon for Kollsnes-snittet og Bergenssnittet. Økende effektforbruk gjør at nettet drives opp mot kapasitetsgrensene i stadig flere av årets timer. Dette innebærer at det ikke er nok kapasitet til å forsyne alle kundene ved en feil i hovednettet. For eksempel vil feil på en av de to ledningene inn til Bergenssnittet (Bergen og omegn) på en kald vinterdag, føre til at deler av området må kobles ut inntil feilen er reparert. For å unngå total mørklegging av forsyningsområdet ved en slik feil er det installert systemvern, som gir en styrt utkobling av et definert område for å opprettholde forsyningen i resten av systemet (se avsnitt 4.1). 3

5 Nettets alder og tilstand er nærmere beskrevet i avsnitt 4.1. Enkelte av de eldste kraftledningene begynner å bli krevende å vedlikeholde og trenger omfattende rehabilitering eller fornying i årene som kommer. Nettselskapene i utredningsområdet har til sammen fått flere hundre henvendelser om planer for nye vannkraftverk og vindkraftverk. Disse kraftverkene er i hovedsak planlagt i områder med lavt forbruk og produksjonsoverskudd fra før. Totalt finnes det planer for ca GWh vannkraft og 1200 GWh vindkraft. Som følge av Norges klimaforpliktelser og planlagt innføring av el-sertifikater, er det sannsynlig at antall planer vil øke ytterligere. I dag er det ikke ledig kapasitet i nettet til å knytte til ny produksjon, med unntak av i de ytre kystkommunene. Nettet må forsterkes før en kan gi klarsignal for disse kraftverkene. Kart og oversikt over nødvendige tiltak finnes i avsnitt 4.7. Våre prognoser for fremtidig forbruk (kapittel 5) tilsier at forbruksøkningen vil fortsette. Prognosene baserer seg blant annet på kjente planer om utvidelser i olje- og gassindustrien, nye nærings- og industriområder og befolkningsprognoser fra Statistisk sentralbyrå. Forbruksøkningen vil komme både i olje- og gassindustrien (bl.a. økt offshoreforsyning til Troll A, ny offshoreforsyning til Hild-plattformen, nytt CO2-renseanlegg på Mongstad), og i alminnelig forsyning som følge av befolkningsøkning og utbygging av store nærings- og boligområder. Sentralnettet på Vestlandet: Med et stort potensial for ny fornybar energi på Vestlandet, sammen med nasjonale og internasjonale klimamål, venter vi en betydelig økning i ny produksjon de neste 10 årene. Selskapene i Vestlandsalliansen 1 har sammen med Statnett analysert hvordan sentralnettet er rustet til å håndtere en slik utvikling. En innledende studie viser at både økt produksjon og økt forbruk (industrivekst) vil møte flaskehalser i deler av nettet på Vestlandet. Utredningen gir et overblikk over hvor slike begrensninger vil oppstå, og alternative forslag til løsninger. I tiden som kommer ønsker vi en omfattende dialog med aktuelle kommuner, øvrige myndigheter og andre aktører om utfordringene og mulige løsninger. Etter vår vurdering må det investeres i flere konkrete tiltak i sentralnettet for å sikre lokal verdiskaping og legge til rette for at klimamålene kan oppfylles (avsnitt 5.6). En rekke nye nettforsterkninger er planlagt i utredningsområdet de neste 10 årene. Tiltakene begrunnes i ett eller flere av følgende hensyn: 1. Erstatte eldre nett som trenger fornying 2. Gi plass på nettet til ny produksjon 3. Sikre forsyningen i forbindelse med økt forbruk Statnetts 420 kv-ledning Sima-Samnanger, som er under bygging, vil styrke forsyningen inn til regionen som helhet. BKKs planlagte ledninger Mongstad-Kollsnes og Modalen- Mongstad, som begge er under konsesjonsbehandling, vil styrke forsyningssikkerheten til Bergenssnittet. Kapittel 6 inneholder en beskrivelse av disse og andre planlagte tiltak i regional- og sentralnettet frem mot år Totalt sett er det planlagt mer enn 30 nye ledningsanlegg i vår region. Dette inkluderer også oppgraderinger av eksisterende anlegg, blant annet omlegging fra 300 til 420 kilovolt i sentralnettet. 1 Tafjord Kraft, Sogn og Fjordane Energi, Sunnfjord Energi, Sognekraft, Sunnhordland kraftlag, Haugaland Kraft og BKK 4

6 1 Innledning 1.1 Historie NVE etablerte i 1988 ordningen med Kraftsystemplanlegging i fylkene. Ordningen var basert på samarbeid mellom regionalverkene og NVE. Formålet var å desentralisere planleggingsansvaret og å effektivisere NVEs konsesjonsbehandling. 1.2 Forskrift om energiutredninger I 2001 ble Energiloven endret slik at energiplanlegging nå er innført som et overordnet begrep for den planleggingen som skal utføres av alle konsesjonærene. I den forbindelse er det utarbeidet en ny forskrift til Energiloven; Forskrift om energiutredninger [1]. Begrepet kraftsystemplan er nå erstattet av begrepet kraftsystemutredning. Ved å bruke begrepet utredning, unngår man misforståelser om at resultatet er formelt bindende og vedtatt. Målet for utredningsarbeidet er å bidra til en samfunnsmessig rasjonell utbygging av regional- og sentralnettet hensyntatt aktuelle energibærere for stasjonær energibruk. Kraftsystemutredningen vil være et grunnlagsdokument i NVEs arbeid ved behandlingen av meldinger og søknader om konsesjon for nye anlegg. Arbeidet skal gi grunnlag for å løse eventuelle konflikter om utviklingen av nettet på et tidlig tidspunkt, og gi brukerne av nettet muligheter til å påvirke utformingen av de overføringsanleggene de er avhengige av. 5

7 1.3 Kraftsystemutredningen for BKK-området og Indre Hardanger er av NVE utpekt som utredningsansvarlig for BKK-området og Indre Hardanger og oppdaterer årlig kraftsystemutredningen for dette området. Kraftsystemutredningen tar utgangspunkt i NVEs Veileder for kraftsystemutredninger [2]. Kraftsystemutredningen lages i to utgaver: en hovedrapport som er tilgjengelig for alle, og en grunnlagsrapport beregnet på NVE og andre fagmiljøer. Grunnlagsrapporten er unntatt offentlighet jfr. Offentlighetsloven 13, og skal behandles i samsvar med Forskrift om beredskap i kraftforsyningen, 6-2 [3]. Vi minner om at kraftsystemutredningen er et overordnet systemdokument og ikke en bindende plan. Neste kraftsystemutredning blir trolig utgitt 1. juni

8 2 Beskrivelse av utredningsprosessen 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Utredningsområdet Vårt utredningsområde BKK-området og indre Hardanger er fastsatt av NVE og omfatter det fargelagte forsyningsområdet vist i figur 2.1. Området omfatter Hordaland Fylke med unntak av kommunene Austevoll, Fusa, Tysnes, Fitjar, Stord, Bømlo, Kvinnherad, Etne, Sveio og Odda. Videre omfatter utredningsområdet Ytre Sogn sør for Sognefjorden med kommunene Gulen og Høyanger sørside. 7

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

10 Som figur 2.1 viser, er det i alt 8 områdekonsesjonærer i utredningsområdet. Tabell 2.1 viser en oversikt over områdekonsesjonærene, kommunene de dekker og hvem som eier selskapene. I tillegg til de nevnte 8 områdekonsesjonærene har Statoil Kollsnes og Statoil Mongstad områdekonsesjon på eget område. AS eier det meste av regionalnettet i utredningsområdet. I tillegg har Voss Energi AS, Hardanger Energi AS og Statnett SF noe regionalnett på 45/66 kv nivå innenfor utredningsområdet. Deltakere i utredningsarbeidet Utredningsansvarlig () har ansvaret for å samordne planleggingen mellom de ulike anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærene i utredningsområdet. Forskrift om energiutredninger [1] stiller en rekke krav til utredningsprosessen: Utredningsansvarlig skal invitere alle anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærer innenfor sitt utredningsområde til et kraftsystemmøte. Møtet skal holdes minst hvert annet år og ledes av utredningsansvarlig. Kraftsystemmøtet velger representanter til kraftsystemutvalget. Kraftsystemutvalget skal bistå utredningsansvarlig ved utarbeidelse av kraftsystemutredningen og behandle kraftsystemutredningen før offentliggjøring. På minst et årlig møte i kraftsystemutvalget skal det inviteres til et utvidet møte hvor utredningen skal presenteres. Dette erstatter behovet for å sende kraftsystemutredningen på høring. har behandlet årets kraftsystemutredning i henhold til overnevnte beskrivelse. Kraftsystemutvalget for BKK-området og Indre Hardanger-området ledes av utredningsansvarlig og består i tillegg av følgende personer: Trond Sliper Dagfinn Åsen Rune Nesheim Øyvind Bergvoll Ole Kjell Solsvik Torkel Bugten John Ohma BKK Produksjon AS Askøy Energi AS Voss Energi AS Statoil felles Statoil Kollsnes Statnett SF Hardanger Energi AS Innhold og utforming av denne utredningen er tilpasset innspill og anbefalinger fra kraftsystemutvalget. 9

11 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning med tilgrensende regionalnett BKK-området og Indre Hardanger grenser mot utredningsområdet til Sogn og Fjordane Energiverk i nord, EB Nett i øst, og Sunnhordland Kraftlag i sør. Det er ingen forbindelser på regionalnettnivå mellom utredningsområdene 2. Men sentralnettet som binder områdene sammen er svakt og med begrenset kapasitet. Derfor er det viktig å se de nevnte utredningsområdene i sammenheng. BKK samarbeider med tilgrensende regionalnettseiere om mulige nettforsterkninger mellom regionene, der hvor det er aktuelt. For tiden pågår et samarbeid med SKL om en mulig nettforsterkning fra Fusa til BKKområdet for å kunne mate ut planlagt ny vannkraftproduksjon i SKL-området. BKK har et tilsvarende samarbeid med SFE i forbindelse med en mulig regionalnettsforsterkning over Sognefjorden for å kunne mate ut vindkraft nord for Sognefjorden mot BKK-området. Samordning med sentralnettet Statnett er utredningsansvarlig for sentralnettet i utredningsområdet. Vi har likevel valgt å inkludere deler av sentralnettet i kraftsystemutredningen både fordi eier deler av sentralnettet, og fordi sentral- og regionalnettet i utredningsområdet er nært sammenknyttet. For å få til de beste løsningene er det nødvendig å se sentral- og regionalnettet samlet. For tiden pågår et samarbeid mellom Statnett, SKL og vedrørende spenningsoppgradering av 300 kv Samnanger-Sauda til 420 kv. Samordning med distribusjonsnettene Alle områdekonsesjonærer er pålagt å sende konkrete utbyggingsplaner til utredningsansvarlig som orientering. s oppgave blir å sikre at de lokale planene tilpasses planene for regionalnettet og planene til de omkringliggende distribusjonsnettene. I henhold til Forskrift om Energiutredninger [1] er områdekonsesjonærene ansvarlige for å utarbeide lokale energiutredninger. Disse brukes i forbindelse med Kraftsystemutredningen der hvor det er relevant. Planer for nye små kraftverk i distribusjonsnettet er særlig aktuelt for tiden. Det foreligger mange produksjonsplaner, som til sammen kan utgjøre store energimengder som skal mates ut på regionalnettet. har løpende kontakt med distribusjonsnetteiere i utredningsområdet for å samle inn planer for ny produksjon. Disse planene danner grunnlaget for prognosene i kapittel 5. 2 Ser bort ifra 66 kv linje Eidesfoss-Jukla 10

12 2.3 Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer Hordaland fylkeskommune ga i 2004 ut en risiko- og sårbarhetsanalyse (ROS) for fylket. Denne omhandler også sannsynligheten for strømbrudd og konsekvensen av dette. BKK Nett og flere regionalnettskunder har vært med i dette arbeidet. Kommunale planer for forskjellige typer energibærere, og planer for bolig- og næringsutvikling er viktige opplysninger som danner et godt utgangspunkt for prognosearbeidet i kraftsystemutredningen. 11

13 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet Energipolitiske føringer for energisystemet Stortingsmelding nr 14 Vi bygger Norge om utbygging av strømnettet [9] som ble offentliggjort i mars 2012, gir føringer for planlegging og utbygging av stømnettet. Vi har ikke rukket å lese igjennom den og innarbeide eventuelle endringer i energipolitiske føringer i denne utgaven av Kraftsystemutredningen. Våre mål for utredningsarbeidet Vårt overordnede mål for utviklingen av kraftsystemet er at det skal dekke fremtidige behov for overføring av kraft gjennom valg av samfunnsrasjonelle løsninger. Videre er det et mål å fremme en kostnadseffektiv utbygging og drift av overføringsanleggene. Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå Kraftsystemutredningen skal gi en oversikt over dagens kraftsystem og planer for den videre utviklingen av systemet i form av nye anlegg og reinvesteringer / modernisering av eksisterende anlegg. Utredningen omhandler alle anlegg i utredningsområdet på spenningsnivåene kv, inkludert sentralnettanlegg, industrianlegg, produksjonsanlegg og anlegg som inngår i områdekonsesjonen ( kv kabelnett i Bergen). 12

14 Ambisjonen er å gi en samlet fremstilling av hvordan overføringsbehovet for kraft i BKKområdet og Indre Hardanger antas å utvikle seg i årene fremover og hvilke tiltak som er nødvendige for å håndtere denne utviklingen. For å beskrive krav til det fremtidige kraftsystemet i utredningsområdet, er det utarbeidet ulike scenarier med hensyn på forbruks- og produksjonsutvikling (jfr. kapittel 5). Denne kraftsystemutredningen omfatter perioden frem til år Forutsetninger for økonomiske vurderinger Investeringer i kraftnettet skal baseres på en samfunnsøkonomisk rasjonell utbygging. I tråd med anbefalinger fra NVE [5] har vi valgt å tolke en samfunnsøkonomisk rasjonell utbygging som en minimering av følgende kostnader: Investeringskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader Avbruddskostnader for nettkundene Kostnader til elektriske tap Flaskehalskostnader Tapte samfunnsmessige inntekter ved ikke realisert produksjon Samfunnsmessige kostnader ved ikke realisert forbruk De to siste postene er et tillegg til NVEs opprinnelige liste. Tapte samfunnsøkonomiske inntekter ved ikke realisert produksjon er en aktuell problemstilling i vårt utredningsområde, da en rekke lønnsomme kraftprosjekter ikke kan realiseres før nettet blir styrket slik at kraften kan transporteres frem til forbrukerne eller ut av regionen. Dette punktet er derfor tatt med i de siste konsesjonssøknadene fra AS. Som motstykke har vi også ført opp samfunnsøkonomiske kostnader ved ikke realisert forbruk på listen. Dersom en planlagt etablering eller utvidelse av en industribedrift må utsettes eller skrinlegges som følge av manglende nettkapasitet, vil de samfunnøkonomiske kostnadene (de tapte inntektene) knyttet til dette inngå i denne posten. I utgangspunktet skal kun samfunnsøkonomisk lønnsomme tiltak iverksettes, men dette kan fravikes i tilfeller hvor tiltak er påkrevd for å tilfredsstille fastsatte minimumskrav til miljø, personsikkerhet og leveringskvalitet. Nettselskapene skal opptre forretningsmessig innenfor samfunnsøkonomiske rammer, og generere avkastning til sine eiere. Inntektsrammeregimet kan være en barriere for realisering av samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter. Dette har, sammen med den øvrige energibransjen, påpekt til NVE. Kalkulasjonsrente og analyseperiode (økonomisk levetid) I henhold til NVEs gjeldende anbefaling, er det benyttet en kalkulasjonsrente på 4,5 % i de samfunnsøkonomiske analysene som inngår i denne utredningen. Dette er en realrente (før skatt), det vil si at alle kostnader skal regnes i fast kroneverdi. Det er benyttet en analyseperiode på 30 år. For enkelthets skyld er økonomisk levetid satt lik analyseperioden, det vil si 30 år for alle komponenttyper. For definisjon av begrepene vises det til NVEs håndbok Samfunnsøkonomisk analyse av energiprosjekter [5]. 13

15 Områdepris (spotpris) Mange faktorer påvirker områdeprisen på elektrisk kraft, og det er vanskelig å forutsi hva den kan være på sikt. Prognoser over områdepris som utarbeides i produksjonsmiljøene er følsomme for ulike forutsetninger og har en tendens til å variere mye fra prognose til prognose. Vi antar, i denne kraftsystemutredningen, at gjennomsnittlig framtidig områdepris i utredningsområdet vil ligge på 33 øre/kwh. Til orientering viser figur 3.1 at den gjennomsnittlige årlige områdeprisen i Bergen har vært gjenstand for store svingninger. Det samme vil gjelde for den framtidige områdeprisen også. Gjennomsnittlig områdepris i Bergen 50,0 øre/kwh 40,0 30,0 20,0 10,0 0, År Figur 3.1 Utvikling i områdepris Bergen siste 16 år (kilde: Investeringskostnader Investeringskostnadene er i hovedsak basert på erfaringstall fra tidligere utbygginger. Dersom det mangler tilstrekkelig erfaringstall, brukes tall fra kostnadskatalogen til Sintef Energi AS [6]. Det tas hensyn til alle kostnader i forbindelse med en investering, herunder alle kostnader til administrasjon, renter i byggetid, og eventuelle kostnader til sanering av gamle anlegg. 14

16 Drifts- og vedlikeholdskostnader Utgangspunktet for drifts- og vedlikeholdskostnadene er erfaringstall. Ved vurdering av konkrete nettforsterkninger brukes relevante drifts- og vedlikeholdskostnader for berørte anleggsdeler. Dersom erfaringstall mangler, brukes generelle drifts- og vedlikeholdskostnader i tabell 3.1. (Disse ble opprinnelig utarbeidet av Statnett og er oppjustert til 2010-nivå av.) Stasjonsanlegg sats Dobbelt bryterfelt kv Enkelt bryterfelt kv Dobbelt bryterfelt 132 kv Enkelt bryterfelt 132 kv Transformering kv Transformering 132 kv Reaktiv kompensering Hjelpeanlegg Bygninger Teledrift Nettstyring kr/felt kr/felt kr/felt kr/felt kr/mva kr/mva kr/mvar kr/stasjon kr/stasjon kr/stasjon kr/stasjon Linjer og kabler sats kv Teledrift 300/420 kv Teledrift 132 kv Tabell 3.1: kr/km kr/avgang kr/avgang Årlige drifts- og vedlikeholdskostnader til planleggingsformål (ref. år 2010) Tapskostnader De samfunnsøkonomiske kostnadene for energitap er lik faktisk energitap (kwh) multiplisert med områdepris. SEFAS har tradisjonelt ment at effekttap også har en samfunnsøkonomisk verdi, representert ved utbyggingskostnaden for ny effekt. Det er ikke tatt hensyn til samfunnsøkonomiske kostnader for effekttap i denne kraftsystemutredningen. Avbruddskostnader Gjeldende KILE-satser fra NVE brukes for å representere de samfunnsøkonomiske kostnadene ved avbrudd. Disse er vist i figur 3.2, der kostnadene for alminnelig forsyning er basert på kundefordelingen i utredningsområdet vist i figur 4.5. Forventede avbruddskostnader beregnes ut fra KILE-satsene i tabell 3.2, forventet feilstatistikk og forventet varighet på utkoblingen. Utkoblingens varighet avhenger av den enkelte feiltype og vil være kortere enn reparasjonstiden dersom det finnes alternative måter å gjenopprette forsyningen på (bruk av beredskapsmateriell, oppstart av lokal produksjon, omkoblinger i nettet osv.) Det tilstrebes å bruke feilstatistikk for det enkelte anlegg. Men ofte er statistikkgrunnlaget mangelfullt på grunn av få historiske feil. I slike tilfeller brukes feilstatistikk på landsbasis for tilsvarende anleggsdeler fra de ti siste årene (kilde: Statnett). 15

17 Kostnad kr/mw Petroleumsindustri Alminnelig forsyning i utredningsområdet Kraftkrevende industri Avbruddsvarighet (timer) Figur 3.2 Gjennomsnittlige KILE-satser som funksjon av avbruddsvarighet Flaskehalskostnader Flaskehalser oppstår i enkelte driftssituasjoner dersom overføringsbehovet er større enn overføringskapasiteten. I slike situasjoner må det iverksettes tiltak bak flaskehalsen. Er det et underskuddsområde må forbrukerne redusere forbruket, er det et overskuddsområde må produsentene redusere sin produksjon. I dette utredningsområdet vil flaskehalser normalt oppstå i svært avgrensede nettområder, hvor det kun er få aktører bak flaskehalsen. Det vil som oftest være gitt hvilken aktør som må agere dersom det oppstår en flaskehals. Dersom vi har et underskuddsområde bak flaskehalsen, vil flaskehalskostnaden være lik kundens reelle kostnader ved å redusere sitt forbruk i den perioden flaskehalsen varer. Dersom vi har et overskuddsområde bak flaskehalsen, vil flaskehalskostnaden være lik produsentens inntektstap med å redusere sin produksjon. For magasinkraftverk kan noe tapt produksjon tas igjen på tidspunkt med lavere pris, for eksempel om natten. Inntektstapet vil da være bestemt av prisforskjellen mellom områdepris dag og natt, normalt 2-4 øre/kwh. En større produksjonsreduksjon, samt produksjonsreduksjoner i elvekraftverk, vil medføre tapt vann. Inntektstapet for det tapte vannet vil være lik gjeldende områdepris. Ofte vil slike produksjonsreduksjoner oppstå i perioder med mye snøsmelting eller nedbør, og følgelig vil områdeprisen være lav. Tapte inntekter ved ikke realisert produksjon I utredningsområdet finnes flere nettområder med begrenset innmatingskapasitet hvor det er innført restriksjoner på tilknytning av ny produksjon. I praksis gjelder dette tilknytning av småkraftverk og vindkraftverk. Dersom vi forutsetter at samfunnet har bruk for denne type ny energiproduksjon, vil slike restriksjoner fører til et samfunnsmessig tap ved at planlagte nye kraftverk ikke blir bygd. 16

18 Det samfunnsmessige tapet er lik verdien på tapt kraftproduksjon i analyseperioden, fratrukket utbyggingskostnaden til kraftverkene, og fratrukket de løpende drifts- og vedlikeholdskostnadene til kraftverkene i analyseperioden. Nåverdien PRODTAPNV = (årsproduksjon*områdepris)nv utbyggingskostnad (drift- og vedlikehold)nv Følgende generelle kostnadstall kan brukes om man ikke har mer detaljert informasjon om de enkelte kraftverkene: Utbyggingskostnad småkraft: 2,5 kr/kwh [16]) Drifts- og vedlikeholdskostnader småkraft: 20 kr/mwh Utbyggingskostnad vindkraftverk: 13 mill kr/mw [18] Dersom verdien på produksjonstapet blir negativ betyr det at det ikke er lønnsomt å bygge kraftverket. Ulønnsomme kraftverk inngår ikke i beregninger av kostnadene ved ikke realisert produksjon. 3.3 Forutsetninger for tekniske og miljømessige vurderinger Kriterier for kabling Kabling blir ofte trukket fram som et ønskelig miljøtiltak. Dessverre er det svært kostbart, spesielt på høyere spenningsnivå. Dessuten er kabling også et naturinngrep. Stortingsmelding nr 14 Vi bygger Norge om utbygging av strømnettet [9] gir føringer for bruk av kabel kontra luftledning. Generelt skal man være mer restriktiv for bruk av kabel med økende spenningsnivå. Dette fordi med økende spenningsnivå øker både omfanget av naturinngrepet, kostnadene og usikkerheten knyttet til teknologi og forsyningssikkerhet ved kabling. Vi henviser til nevnte Stortingsmelding for flere detaljer. Tekniske standarder som den dominerende aktøren innenfor utredningsområdet driver et utstrakt standardiseringsarbeid. Dette arbeidet er hovedsakelig rettet mot distribusjonsnettet, men noe standardisering søker en å få til på transmisjonsnettet også. Merkespenninger på materiell i utredningsområdet er i dag 52, 72, 145, 300 (315) og 420 kv. Det er et mål å redusere nettap, bl.a. ved at spenning forsøkes holdt opp mot merkespenning på utstyret. Kollsnes er per i dag den eneste 300 kv-stasjonen hvor materiellet har merkespenning 315 kv. Dette fordi stasjonen kan risikere å få høy spenning i enkelte driftssituasjoner. Anlegg med 52 kv merkespenning er under avvikling. Mange av anleggene vil utgå eller erstattes av nye anlegg på andre spenningsnivå. På lengre sikt vil anlegg med 300 kv merkespenning i BKK-området erstattes av anlegg med 420 kv merkespenning. Alle nye anlegg i utredningsområdet bør bygges med følgende merkespenninger: 145 kv og 420 kv. For utforming av stasjonsanlegg henvises til Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) [10]. 17

19 Alle dagens anlegg er vekselspenningsanlegg, men overføringsanlegg på likespenning, da spesielt sjøkabelanlegg, kan bli aktuelt i framtiden. Teknologiutvikling av HVDCkabelanlegg pågår, og følger med på denne utviklingen. Temperaturkorrigering av forbruk I nettplanleggingen er det vanlig praksis å temperaturkorrigere forbruket mot en felles referanse for å gjøre det lettere å sammenligne forbruksutviklingen år for år. Anvendt metodikk er å temperaturkorrigere såkalt alminnelig forsyning, det vil si alt forbruk med unntak av storindustri som er direkte tilkoblet regionalnettet. Den alminnelige forsyningens årlige maksimaleffekt temperaturkorrigeres mot såkalt ekstrem tunglast, det vil si en temperaturkorrigering mot laveste tredøgnsmiddeltemperatur med ti års returtid. Det tas utgangspunkt i målt tredøgnsmiddeltemperatur i målestasjonen Florida (Bergen), to døgn forut og døgnet under maksimallasttidspunktet. Denne temperaturen sammenlignes med laveste tredøgnsmiddel med ti års returtid for den samme målestasjonen, som er -10,6 C. Det benyttes en temperaturfølsomhet på 1,0 % lastøkning per grad reduksjon i temperatur. Teknisk levetid for komponenter i kraftsystemet Aldringen av komponentene i kraftsystemet påvirkes blant annet av klimatiske og mekaniske påkjenner, av belastningsforhold og av vedlikeholdsrutiner. Forventet teknisk levetid for de enkelte anleggsdeler har derfor et stort utfallsrom, avhengig av de påkjenninger, eventuelt manglende vedlikehold, de har vært utsatt for. Til planleggingsformål kan generelle forventede tekniske levetider i tabell 3.3. brukes. Anslag teknisk levetid (år) Komponent Luftledning, stålmast Luftledning, tremast Jordkabler Sjøkabler Transformatorer Bryteranlegg og øvrige primæranlegg Bygg Kontrollanlegg og hjelpeanlegg Tabell 3.3: Nøkkeltall. Forventet teknisk levetid på anlegg i regional- og sentralnettet. Kilde: NVE [8], Statnett og

20 3.4 Nettilknytning for produksjonsanlegg, vilkår og krav til nettkapasitet Nettselskapene ønsker å bidra til at fremtidige kraftverk og aktuelle nettiltak får konsesjon fra NVE på et riktig og realistisk grunnlag og kan realiseres innenfor ansvarlige økonomiske rammer. Kostnad til nettiltak må inngå i økonomisk vurdering av planer for kraftverk. Før en utbygger av produksjonsanlegg kan inngå avtale om nettilknytning må det blant annet sikres at kraftnettet har kapasitet til å håndtere anleggets kraftproduksjon. Nettkapasitet for nye produksjonsanlegg skal vurderes i henhold til NVEs føringer. Eventuell ledig nettkapasitet tilbys utbygger i tråd med de rutiner hver enkelt nettanleggseier har. For håndtering av ledig nettkapasitet og tildeling av ny nettkapasitet er førstemann til møllen gjeldende hovedprinsipp. Fremtidige produksjonsanlegg skal ikke forårsake produksjonsbegrensninger for eksisterende produksjonsanlegg. For store deler av utredningsområdet er det ikke ledig nettkapasitet i regionalnettet og/eller transformering mellom distribusjonsnett og regionalnett til ny lokal produksjon. Installert generatorytelse legges til grunn for vurdering av produksjonsanleggs behov for nettkapasitet. Dimensjonerende generatorytelse er installert ytelse i kva. Det må forutsettes margin for reaktiv effekt (kvar) i tillegg til generatorens aktive effekt (kw). For store deler av utredningsområdet kan det ikke tillates spenningsendring over 2 % i distribusjonsnettet som følge av produksjonsinnmating. Nettleievilkårenes generelle krav om at nettkunders bruk at nettet ikke kan virke forstyrrende for andre nettkunder eller den tekniske driften av nettet gjelder også nettkunder som leverer kraft inn på nettet, uavhengig av hvilken nettkapasitet og dimensjonerende generatorytelse som legges til grunn for en avtale om tilknytning av produksjonsanlegg. Dersom det ikke er ledig nettkapasitet for planlagt produksjonsanlegg må det inngås avtale om anleggsbidragsfinansierte nettiltak før avtale om nettilknytning kan inngås. Den enkelte netteier følger NVEs regelverk for anleggsbidrag, se eventuelt for informasjon. Kostnader relatert til produksjonsanlegg skal ikke dekkes av nettleien som forbrukerne (uttakskundene) betaler. For de fleste netteiere i s utredningsområde medfører dette at utbyggere av kraftproduksjonsanlegg bekoster alle nødvendige nettiltak forårsaket av produksjonsanleggets tilknytning, uavhengig av om nettiltakene er i sentralnett, regionalnett eller distribusjonsnett. Uavhengig av behov for tiltak i eksisterende nett bekoster og eier utbygger av produksjonsanlegg nett fra produksjonsanlegg til tilknytningspunkt til eksisterende nett. Rettighetshaver som ønsker nettilknytning for innmating av Distribuert Generering (DG) skal kontakte netteier nærmest til ønsket produksjonssted. Netteier er oftest nærmeste nettselskap med områdekonsesjon, men andre anleggseiere med anleggskonsesjon har samme plikt til å motta søknad om nettilknytning. Netteier som mottar søknad om nettilknytning for DG har plikt til å behandle søknaden, herunder undersøke og informere søker om nettkapasitet i eget og overliggende nett. Netteiere har plikt til å tilknytte innmating til kraftnettet tilnærmet tilsvarende som for uttak fra kraftnettet, se for ytterligere informasjon. Firmaet REN (Rasjonell Elektrisk Nettvirksomhet) har i 2011 utviklet en ny serie dokumenter, småkraftserien, som omhandler nettilknytning for kraftverk. og ca. 50 andre nettselskaper i Norge (per mars 2011) har valgt å benytte denne nye serien, som per i dag er det nærmeste vi kommer en bransjestandard for nettilknytning av kraftverk. Småkraftserien inkluderer Tilknytnings- og nettleieavtale for innmatingskunder i distribusjonsnettet (REB blad 3005). Se for ytterligere informasjon. 19

21 3.5 Særegne forhold innen utredningsområdet Generell beskrivelse Regionalnettet strekker seg fra høyfjellet til havgapet. Utfordringene ved kraftoverføring i området er derfor store og mange. Mange øyer, samt mange og lange fjorder i regionen, medfører utstrakt bruk av fjordspenn og sjøkabler. Den største befolkningskonsentrasjonen finnes i Bergen, mens de største vannkraftressursene ligger lenger nord og øst i utredningsområdet. Dette har medført at kraftledningene fra gammelt av er bygget fra nord og øst og inn mot Bergen by. De senere årene har olje- og gassindustrien gitt flere store lastpunkter med behov for sikker strømforsyning langs kysten. De to største er oljeraffineriet på Mongstad som kom på slutten av 1970-tallet, og gassbehandlingsanlegget på Kollsnes, inklusiv elektrifisering av Troll-plattformen, som ble satt i drift på midten av 1990-tallet. Systemjording Det galvanisk sammenkoblede 132 kv nettet som forsynes fra Fana, Arna og Dale ble direktejordet i Bakgrunnen var den økende ladestrømmen i nettet etter hvert som 132 kv nettet økte i utstrekning, og dårlige driftserfaringer med uønsket utløsning av vern på jordfeil. Ulempen med direktejording er at nærførte svakstrømsanlegg må vernes mot induserte spenninger fra jordslutningsstrømmene fra et direktejordet nett. I forbindelse med direktejordingen ble det utført et omfattende arbeid med Telenor for å kartlegge og verne utsatte teleanlegg. I tillegg ble det utført tiltak i 132 kv nettet, blant annet innføring av raskere vern for å sikre kort varighet på jordslutningsstrømmene. Ved videre utbygging av kv nettet, eller ved forhold som medfører økte kortslutningsstrømmer i nettet, må det tas kontakt med Telenor for å sikre at de induserte spenningene i teleanleggene oppfyller gjeldende forskriftskrav. De øvrige kv nettene i utredningsområdet er enten isolerte eller spolejordete. Vurderingene rundt spolejordet/isolert har historisk vært basert på selvslukking av jordfeil. Ny kunnskap tilsier at spolejording er å foretrekke uavhengig av om nettet er selvslukkende, fordi en spole vil dempe de transiente overspenningene som oppstår ved tenning og slukking av jordfeil. Utfordringer i dagens nett Utredningsområdet er normalt et underskuddsområde om vinteren med stort behov for import av kraft og et overskuddsområde om sommeren med behov for eksport av kraft. I tillegg har vi lokale overskuddsområder (for eksempel Matre-området og Samnangerområdet) og lokale underskuddsområder (Bergen og Kollsnes). Disse særtrekkene vil forsterke seg i årene framover: overskuddsområdene får høyere produksjon og underskuddsområdene får høyere forbruk. Dette medfører behov for økt overføringskapasitet mellom de ulike områdene og inn og ut av utredningsområdet. 20

22 Risikoforhold av betydning for kraftsystemet Naturgitte risikoforhold for kraftsystemet i vårt utredningsområde er erfaringsvis lyn/torden, kraftig vind, ising og ras. De fleste 300 kv ledningene har en eller flere fjelloverganger der mastene står værutsatt til. Kraftig vind, spesielt i kombinasjon med islast, kan føre til gjentatte fasesammenslag slik at ledningen må kobles ut til vinden har roet seg. Kraftig vind kan også føre til havari av enkeltkomponenter på masten, eller i verste fall mastehavari. Kraftig ising langs isolatorene kan føre til stående jordfeil. 132 kv luftledninger (og spesielt ledninger på lavere spenning) som går gjennom skogsterreng er utsatt for trefall ved kraftig vind. 50 kv ledningen mellom Bu og Sima (langs Hardangerfjorden) er svært utsatt for ras. Alle luftledninger, særlig de som går opp i høyden, er utsatt for lyn og torden. Konsekvensen er normalt liten da dette er en forbigående feil, men ved stor lynaktivitet som rammer flere ledninger samtidig, kan konsekvensen bli mer alvorlig. Lynnedslag i en transformatorstasjon er mer sjeldent, men dersom dette skjer er det stor risiko for havari av stasjonskomponenter. På lavere spenning er lynnedslag i 22 kv mastetransformatorer ikke uvanlig. Kraftig vind peker seg ut som den kanskje mest alvorlige naturgitte riskofaktoren i vårt utredningsområde. Ikke bare er det alvorlig for den enkelte kraftledning, men med økende vindstyrke er det økende sannsynlighet for at vinden forårsaker flere samtidige alvorlige feil. Konsekvensen, som følge av vindstyrken, er ikke lineær. Orkan er en svært alvorlig risikofaktor hvor det er stor sannsynlighet for flere samtidige langvarige feil. De varslede klimaforandringene vil gi økende forekomster av stormer og orkaner, og vi kan dermed forvente en tilsvarende økning i antall feilhendelser som skyldes kraftig vind. Vi har også andre risikoforhold som sabotasje (av enkeltmaster, av transformatorstasjoner eller av sentrale IT-anlegg) og brann (i stasjonsanlegg). Slike riskoforhold er ikke unike for kraftsystemet i vårt utredningsområde, men er et risikobilde som vi deler med de andre kraftsystemene i dette landet. Håndteringen og minimeringen av denne type risiko gjøres av de enkelte konsesjonærene ved hjelp av beredskapsplaner, ROS-analyser, osv. 21

23 Foto: David Zadig 4 Dagens kraftsystem 4.1 Dagens kraftnett og statistikk for overføring Nøkkeltall Tabell 4.1 viser antall km luftledning, kabel og antall transformatorer i utredningsområdet, sortert på nominell driftsspenning. Nøkkeldata Luftledninger 420 kv Kabler Transformatorer Luftledninger 300 kv Kabler Transformatorer Luftledninger 132 kv Kabler Transformatorer Luftledninger Kabler kv Transformatorer Offshore kabler kv Tabell 4.1: km 20 km km 91 km km 13 km km Nøkkeldata for utredningsområdet per Kabler offshore består av vekselstrømskablene ut til Troll A- og Gjøa-plattformene. Likestrømskablene til Troll A-plattformen er ikke tatt med. 22

24 Utvekslingspunkter Utredningsområdet har følgende utvekslingspunkter mot omkringliggende nett: På regional- og sentralnettsnivå: fra Modalen mot Refsdal (300 kv) fra Samnanger mot Mauranger (300 kv) i Sima stasjon (420 kv) fra Jondal mot Mauranger (66 kv) På distribusjonsnettsnivå: Fra Kvam mot Fusa kommune (Sunnhordland Kraftlags utredningsområde) Fra Jondal mot Mauranger (Sunnhordland Kraftlags utredningsområde) I Ortnevik mot Vik kommune (Sogn og Fjordane Energis utredningsområde) Fra Hallingskeid mot Aurland kommune (Sogn og Fjordane Energis utredningsområde) Fra Voss mot Aurland kommune (Sogn og Fjordane Energis utredningsområde) Fra Finse mot Hol kommune (EB Netts utredningsområde) Mellom Ullensvang og Odda kommune (Sunnhordland Kraftlags utredningsområde) Delingspunkt i nettet ved normaldrift 132 kv Dale o Sommerstid er drift delt: Linje Myster og Ravneberget 1+2 mot ssk A1. T2, T3, T4 og T11 mot ssk A2. o Vinterstid er drift sammenmasket. 132 kv Matre o sommerstid: Drift er delt. Linje Frøyset, Stordal og Osterøy/Seim tilknyttet ssk A, linje Vemundsbotn/Myster tilknyttet ssk B. Aggregatene fordeles på de to driftene ut fra ledig overføringskapasitet. I tilfeller med høy uregulert produksjon i Myster/Hellandsfoss er drift i Matre samlet med utkoblet bryter i Myster mot Vemundsbotn/Matre. o vinterstid: normalt sammenmasket 132 kv ledningen mellom Seim og Padøy er normalt delt i Seim mot Padøy. 132 kv ledningen mellom Kollsnes og Merkesvik er normalt delt i Kollsnes mot Merkesvik. 132 kv i Ravneberget: Avgangene Fana og Strømgaten mot ssk B. Resten mot ssk A. 45 kv nettet mellom Loddefjord og Simonsvik er normalt delt i Loddefjord på bryter mot Simonsvik. 45 kv nettet mellom Jordal og Ravneberget er normalt delt i Sandviken på bryter mot Ravneberget. 45 kv linje Jordal-Hellen/Sandviken 1 ligger med brudd i Hellen. 45 kv nettet mellom Dale og Voss er normalt delt på koblebryter i Kaldestad. G1 mater mot Fosse via ssk A, ssk B er spenningssatt fra Hodnaberg. 45 kv nettet mellom Voss og Sima, er normalt delt i Granvin på bryter mot Bu. 23

25 Systemvern Systemvern er en vernløsning som de senere årene er tatt i bruk i utredningsområdet. Årsaken er at nettet stadig oftere drives opp mot kapasitetsgrensene. Hensikten med systemvernet er en styrt frakobling av noe forbruk for å opprettholde forsyningen i resten av systemet dersom det oppstår en kritisk feil i nettet. Alternativet er en ukontrollert utkobling av ledninger og generatorer og mørklegging av hele forsyningsområdet. I dag har utredningsområdet den høyeste konsentrasjonen av systemvernløsninger i det norske kraftsystemet. Systemvern ansees som en midlertidig løsning inntil nødvendige nettforsterkninger for å øke systemets kapasitet har kommet i drift. Nedenfor følger en beskrivelse av de ulike typene systemvern som er i drift i utredningsområdet. 1. Belastningsfrakobling (BFK) for BKK-snittet og Bergenssnittet BKK-området har et underfrekvensbasert belastningsfrakoblingssystem. Inntil 70 % av vinterbelastningen innenfor Bergenssnittet er knyttet opp mot dette, fordelt på 6 utløsenivå (mellom 48,7 Hz og 47,7 Hz). Belastningsfrakoblingssystemet trer i kraft ved deteksjon av frekvensfall som følge av separatdrift av hele eller deler av BKK-området. BKK-området har underspenningsvern som trer i kraft ved deteksjon av lav spenning i 300 kv nettet. Første steg er å koble ut reaktoren i Litlesotra, noe som tilfører systemet 112 MVAr hvis den på forhånd har vært innkoblet. Er spenningen fremdeles for lav kobles forbruket ut i hele Os kommune, Sund kommune, deler av Fjell kommune. I tillegg kobles det ut én kompressor på Kollsnes og én kompressor på Troll A. BKK-snittet har et overstrømsvern som trer i kraft ved deteksjon av overlast på 300 kv ledningene Mauranger-Samnanger eller Modalen-Evanger. Ved deteksjon av overlast kobles forbruket ut i hele Os kommune, Sund kommune og deler av Fjell kommune. I tillegg kobles det ut én kompressor på Kollsnes og én kompressor på Troll A. Bergenssnittet har et overstrømsvern som trer i kraft ved deteksjon av overlast på 300 kv Dale-Arna som følge av utfall av 300 kv Fana-Samnanger. Overlastvernet har tre tidsforsinkede trinn. Trinn 1 kobler ut forbruket i hele Os kommune, Sund kommune og deler av Fjell kommune. Trinn 2 kobler ut èn kompressor på Kollsnes og og èn kompressor på Troll A. Trinn 3 kobler ut Ytrebygda bydel og store deler av Fana bydel i Bergen kommune. 2. Produksjonsfrakobling (PFK) I Matre- og Mongstadområdet På Matresnittet er det installert et overstrømsbasert produksjonsfrakoblingssystem. Ved deteksjon av overlast blir produksjonen i Matre redusert. 3. Lokal belastningsfrakobling BFK på Kollsnes Det er installert et lokalt lastbortkoblingssystem på Kollsnes som er i bruk når Kollsnes inngår i et masket nett (det vil si når 132 kv ledningen Merkesvik-Kollsnes er innkoblet). 24

26 Alderssammensetning og tilstand Alderssammensetningen av luftledninger, kabler og krafttransformatorer i utredningsområdet er vist i figurene Alle landbaserte anlegg, inklusiv alle industriog produksjonsanlegg, er tatt med. (Offshore-kabler er ikke inkludert.) Vi erfarer at enkelte av de eldste kraftledningene begynner å bli krevende vedlikeholdsmessig. Skader på fundamenter, korrosjon av stålmaster, råteskader på tremaster og korrosjon av faseliner og toppliner er problemer som går igjen. Alderen på anlegg med «svekket» tilstand stemmer godt overens med forventet teknisk levetid presentert i kapittel 3.3. Aldersfordeling på luftledninger kv Ant. km kv kv Alder (år) Figur 4.1: Aldersfordeling på luftledninger i utredningsområdet ref. år Kilde: AS Aldersfordeling på jord- og sjøkabler kv Ant. km kv kv Alder (år) Figur 4.2: Aldersfordeling på kabler i utredningsområdet ref. år Kilde: AS 25

27 Aldersfordeling på transformatorer (ref. spenning primærside) kv Antall kv kv Alder (år) Figur 4.3: Aldersfordeling på transformatorer i utredningsområdet ref. år Kilde: AS Kraftledninger bygget for høyere spenning I utredningsområdet er en del forbindelser klargjort for høyere spenning. Dette gjelder: Arna-Jordal, hvor det henger to parallelle 132 kv linjer på en masterekke, som kan ombygges til 300 kv duplex. 45 kv Ravneberget-Sandviken er bygget for 132 kv. 45 kv Haukeland-Ravneberget 1 og 2 er bygget for 132 kv. 45 kv Loddefjord-Simonsvik er bygget for 132 kv 45 kv Hammersland-Litlesotra er bygget for 132 kv 22 kv Hylkje-Salhusvegen er bygget for 132 kv 22 kv Kjønnagard-Urdland er bygget for 132 kv 22 kv Førde-Hestfossen er bygget for 132 kv Kraftledninger som ikke er i drift Alle kraftledninger i utredningsområdet er spenningssatt i en normal driftssituasjon. Ingen kraftledninger er tatt ut av drift siste år. Det gjenstår enkelte kraftledninger som ble tatt ut av drift for noen år tilbake, hvor rivingen ennå ikke er avsluttet. Det gjelder disse ledningene: 45 kv Dale Herlandsfossen ( AS) 45 kv Bjørkelid Vethe (Voss Energi AS) 4.2 Kritiske feilsituasjoner Dette kapittelet er unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2). 26

28 4.3 Statistikk for elektrisitetsproduksjon Utredningsområdet har ca 20 kraftstasjoner tilknyttet regional- og sentralnettet. Alle unntatt Energiverk Mongstad er vannkraftverk. Energiverk Mongstad bruker gass som brensel og produserer både elektrisk strøm og varme. Varmen brukes i prosessanlegget på Mongstad. De senere årene har småkraftverk i distribusjonsnettet fått stort omfang. Per i dag finnes det rundt 95 kraftverk som mater kraft inn i distribusjonsnettet i vårt utredningsområde. En oversikt over disse er vist i vedlegg 4. De aller fleste småkraftverkene er vannkraftverk. Noen få er termiske kraftverk som bruker gass eller avfallsprodukter som brensel. Ingen vindkraftverk er i drift per i dag. Utviklingen i årlig produksjon i utredningsområdet er vist i figur 4.4. Figuren viser at vannkraftproduksjonen har store variasjoner fra år til år som følge av tilsigsvariasjoner. I utredningsområdet er vannkraftmagasinene relativt små. Produksjonen i et tørrår kan være nærmere halvparten av produksjonen i et vått år. Produksjon tilknyttet 420 kv-anlegget i Sima er holdt utenfor statistikker og prognoser i denne kraftsystemutredningen. Årlig el.produksjon i BKK-området og indre Hardanger ekskl. Sima kraftverk Termisk kraftprod. GWh Vannkraft År Figur 4.4: Årlig elektrisitetsproduksjon i utredningsområdet. Kilde: BKK Produksjon og områdekonsesjonærene. 27

29 4.4 Statistikk for elektrisitetsforbruk Definisjoner Sett fra et regionalt perspektiv kan elektrisitetsforbruket deles inn i følgende forbruksgrupper: Kraftkrevende industri. I utredningsområdet har vi i dag kun industribedriften Bjølvefossen i Kvam kommune. Petroleumsindustri. I utredningsområdet har vi forbruket på Kollsnes gassbehandlingsanlegg, Stureterminalen og Mongstad oljeraffineri på land, og forbruket på Troll A-plattformen og Gjøa-plattformen offshore. Alminnelig forsyning. Dette omfatter alt øvrig elektrisitetsforbruk i utredningsområdet. Det meste går til husholdninger, resten til småindustri, næringsvirksomhet og jordbruk. Figur 4.6 viser hvordan alminnelig forsyning fordeler seg på de ulike kundegruppene i utredningsområdet ut fra årsforbruk. Noen få prosent av den alminnelige forsyningen er definert som uprioritert forbruk eller såkalt kjelkraft. Dette er kunder som kan koble forbruket sitt over på alternativ forsyning, som oftest oljefyring. Fordeling av "alminnelig forsyning" på ulike kundegrupper iht. årsforbruk. (BKK-området og indre Hardanger.) 8% 1% Husholdning 15% Handel og Tjenester 54% Offentlig virksomhet Industri 22% Jordbruk Figur 4.5: 28 Fordeling av alminnelig forsyning på ulike kundegrupper i utredningsområdet. Kilde: områdekonsesjonærene

30 Elektrisitetsforbruk siste 12 år Figur 4.6 viser utviklingen i elektrisitetsforbruk i BKK-området fordelt på petroleumsindustrien, kraftkrevende industri, og alminnelig forsyning. Elektrisitetsforbruket har økt betydelig de siste 12 årene. Veksten har skjedd innenfor både petroleumsindustrien og alminnelig forsyning. Antall innbyggere i utredningsområdet har i perioden økt med ca 1,1% per år (kilde: Statistisk sentralbyrå). Dette forklarer i all hovedsak økningen i elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning i samme periode. Figur 4.7 viser utviklingen i elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning per innbygger i utredningsområdet. Figuren viser at det årlige elektrisitetsforbruket har holdt seg noenlunde stabilt på kwh per innbygger. Det høye forbruket per innbygger i 2010 skyldes trolig at året var uvanlig kaldt. Målt elektrisitetsforbruk i BKK-området og indre Hardanger GWh Alminnelig forsyning Figur 4.6: År Kraftkrevende industri 2010 Petroleumsindustri Årlig elektrisitetsforbruk i utredningsområdet. Kilde: AS, og energiutredningene/områdekonsesjonærene El.forbruk per innbygger i BKK-området og indre Hardanger kwh pr innbygger År Figur 4.7: Elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning per innbygger. Kilde for befolkningsutvikling: Statistisk sentralbyrå 29

31 Effektbelastning siste 13 år Figur 4.8 og figur 4.9 viser utviklingen av henholdsvis målt og temperaturkorrigert maksimallast i utredningsområdet. Temperaturkorrigeringen er utført i henhold til metoden beskrevet i kapittel 3.3. Både målt og temperaturkorrigert maksimallast har vist en tydelig økning de siste 10 årene. Veksten har skjedd i både petroleumsindustri og alminnelig forsyning. Figur 4.10 viser utviklingen i temperaturkorrigert alminnelig forsyning fordelt per innbygger i utredningsområdet. Figuren viser at temperaturkorrigert maksimaleffekt per innbygger over tid er noenlunde konstant. Målt maksimallast i BKK-området og indre Hardanger MW År Alminnelig forsyning Figur 4.8: Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Målt maksimallast i utredningsområdet. Kilde: AS Temp.korrigert maksimallast i BKK-området og indre Hardanger MW År Alminnelig forsyning Figur 4.9: 30 Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Temperaturkorrigert maksimallast i utredningsområdet. Kilde: AS

32 Temp.korr. maks.last per innbygger i BKK-området og indre Hardanger kw pr innbygger 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0, År Figur 4.10: Temperaturkorrigert maksimallast til alminnelig forsyning per innbygger. Kilde for befolkningsutvikling: Statistisk sentralbyrå Brukstid Figur 4.11 viser utviklingen i brukstid4 for forbruket i utredningsområdet. Figuren viser at trenden går mot redusert brukstid. Dette kan også leses av figurene 4.6 og 4.9, som viser at maksimallasten har en sterkere vekst enn elektrisitetsforbruket. Redusert brukstid er en uheldig utvikling da dette impliserer en redusert utnyttelsesgrad av nettet. Brukstid for forbruk i BKK-området og indre Hardanger ref. uttak fra regionalnettet timer År Figur 4.11: Utvikling i brukstid for forbruket i BKK-området og indre Hardanger. Kilde: AS Uprioritert forbruk Uprioritert forbruk (kjelkraft) betegner en kundegruppe som bruker elektrokjeler til å forsyne sentralvarmeanlegg i bedrifter, boligblokker, skoler og institusjoner. De har inngått avtale 4 Brukstid er her definert som elektrisitetsforbruket (figur 4.6) dividert på temperaturkorrigert maksimallast (figur 4.9) 31

33 med nettselskapet om billigere nettleie mot at de kan koble inn alternativ oppvarming ved behov, i all hovedsak oljefyring. Denne kundegruppen står for en svært liten andel av forbruket i utredningsområdet. Innkoblet kjelkraft i maksimallasten 2012 under hvert regionalnettpunkt er vist i vedlegg 5. Kjelkraften utgjorde ca 3% av effektuttaket i maksimallasttimen. 4.5 Utveksling mellom sentral- og regionalnett På figurene under presenteres varighetskurver for utvekslingspunkter mellom sentral- og regionalnettet. Disse viser hvor stor effekt (målt i megawatt) som ble overført i ulike punkt i nettet, fordelt på årets 8760 timer. Per i dag er kapasiteten i Samnanger, Dale og Evanger fullt utnyttet eller nesten fullt utnyttet. Planer for å skifte ut disse transformatorene er omtalt i kapittel MW Timer Figur 4.12: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Arna transformatorstasjon. Kilde: BKK Nett AS MW Timer Figur 4.13: 32 Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Dale transformatorstasjon. Kilde: BKK Nett AS

34 MW Timer Figur 4.14: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Evanger transformatorstasjon. Kilde: AS MW Timer Figur 4.15: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Fana transformatorstasjon. Kilde: BKK Nett AS MW Timer Figur 4.16: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Sima mot Eidfjord. Kilde: Statnett 33

35 MW Timer Figur 4.17: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Samnanger tr.stasjon. Kilde: AS Figur viser varighetskurver for utvekslingspunktene mellom regional- og sentralnettet i årene 2009, 2010 og Uttak fra sentralnettet er angitt som positive verdier; innlevering til sentralnettet som negative verdier. Arna, Fana og Dale forsyner det såkalte Bergenssnittet som utgjør det største forbrukstyngdepunktet i utredningsområdet. I 2010 var uttaket fra sentralnettet ekstra stort. Dette skyldes høyt forbruk og lav produksjon i underliggende regionalnettet dette året. Transformatorkapasiteten i Dale (125 MVA) er til tider fullt utnyttet i både uttaks- og i innmatingssituasjoner. Planer for utskifting av denne transformatoren er omtalt i kapittel 6. Transformatoren i Evanger forsyner kommunene Voss, Granvin og Ulvik. Transformatoren (50 MVA) nærmer seg nå fullast i både uttaks- og i innmatingssituasjoner. Planer for utskifting av transformatoren er omtalt i kapittel 6. Linje Eidfjord i Sima har uttak fra sentralnettet ca halvparten av året, og innlevering den andre halvparten. Samnanger T1 (150 MVA) går fullastet i innleveringssituasjoner mot sentralnettet. På grunn av planer om ny produksjon i nettet under Samnanger er det planlagt å øke transformeringskapasiteten i Samnanger (se kapittel 6). 4.6 Utveksling på viktige snitt Begrepet snitt brukes for å omtale et sett ledninger/transformatorer inn til et område, hvor kapasiteten på ledningene kan være en begrensende faktor. N-1 kriteriet (N minus 1) betyr at utfall av en vilkårlig komponent ikke skal medføre overlast eller svikt i det øvrige nettet. Dette er et planleggings- og driftskriterium som man tilstreber å overholde, i hvert fall i nett med de høyeste spenningene, og spesielt i nett som forsyner forbruk. Dersom N-1 kriteriet ikke blir overholdt til forbruksområder, medfører det svekket forsyningssikkerhet og risiko for avbrudd dersom det skulle oppstå feil i nettet. 34

36 Vårt utredningsområde har to viktige forbrukssnitt hvor det ikke er full N-1 reserve: Bergenssnittet og Kollsnessnittet. Varighetskurver for disse snittene er vist på figurene 4.18 og 4.19, hvor grensen for N-1 for de respektive snittene er markert med en vannrett linje. Matresnittet er et produksjonssnitt som begynner å bli fullt utnyttet. Varighetskurve for dette snittet er vist på figur Videre er kapasiteten på 132/45 kv transformatoren Voss T3 fullt utnyttet. Varighetskurve for utvekslingen på Voss T3 er vist på figur N-1 grense vinter MW Timer Figur 4.18: Varighetskurve for Bergenssnittet (300 kv Dale-Arna kv Samnanger-Fana). Kilde: AS N-1 grense 500 MW Timer Figur 4.19: Varighetskurve for Kollsnessnittet (300 kv Litlesotra-Kollsnes kv MerkesvikKollsnes) Kilde: AS 35

37 N-1 grense sommer MW Timer Figur 4.20: Varighetskurve for Matre-snittet (Osterøy-Jordal + Seim-Meland + Myster-Dale). Kilde: AS MW Timer Figur 4.21: Varighetskurve for utveksling på Voss T3 (fra 132 til 45 kv). Kilde: AS Hovedtyngden av forbruket i utredningsområdet ligger innenfor Bergenssnittet, et område som importerer kraft hele året. Som vist på figur 4.18 overstiger importen til Bergenssnittet N-1 grensen til snittet. Perioden med anstrengt nettdrift var i 2011 i overkant av 1000 timer. Dersom det oppstår en feil på en av de to innmatingsledningene i løpet av disse timene blir forbruk innenfor Bergenssnittet automatisk koblet ut. I 2010 ble Energiverk Mongstad satt i drift, noe som medførte en importreduksjon i år 2011 i forhold til årene før. Imidlertid planlegges en betydelig forbruksøkning innenfor snittet de kommende årene, slik at importen og perioden med anstrengt nettdrift igjen vil øke. (Mer om prognoser i kapittel 5.) For å styrke snittet og oppfylle N-1-kriteriet har BKK søkt konsesjon på en ny 300 (420) kv-ledning Modalen-Mongstad-Kollsnes. Denne er nærmere omtalt i kapittel 6. Forsyningen til Kollsnes-snittet overstiger N-1 grensen5 i over halvparten av årets timer. I årene framover ventes en forbruksøkning på Kollsnes på grunn av økt elektrifisering i Nordsjøen (Troll A-plattformen og Hild-plattformen) som blir forsynt med kraft fra land fra 5 N-1 grensen til Kollsnes er kun 200 MW vinterstid på grunn av stort spenningsfall gjennom 132 kv nettet mot Kollsnes. Stort reaktivt uttak på Kollsnes er hovedårsaken til spenningsfallet. 36

38 Kollsnes. har søkt konsesjon på ny kraftledning fra Mongstad til Kollsnes, blant annet for å styrke forsyningen til Kollsnes (se kapittel 6). Matre-snittet er et produksjonssnitt som begynner å bli fullastet. Energiverk Mongstad kom i drift innenfor dette snittet i 2010, noe som medførte en betydelig økning i eksport i år Det planlegges mer ny produksjon i årene framover. Uten nye nettforsterkninger vil det oppstå permanente flaskehalser knyttet til produksjon i dette snittet. I perioder med høy produksjon vil vi få innestengt kraft i området som ikke når frem til forbrukerne. Planlagt nettforsterkning (300 kv Modalen-Mongstad-Kollsnes) er beskrevet i kapittel 6. Transformator T3 i Voss med ytelse på 30 MVA går fullastet i både eksport- og importsituasjoner. Forventet forbruksvekst i området innebærer en ytterligere belastning på transformatoren i importsituasjoner. I tillegg er det planer om ny kraftproduksjon i området, som utløser investeringer i økt nettkapasitet i eksportsituasjoner. Løsningen som er valgt, er å bygge om 45 kv-ledningen Granvin-Voss til 132 kv og å øke 300/132 kv transformatorkapasiteten i Evanger. (Se kapittel 6 for mer informasjon). 4.7 Manglende ledig nettkapasitet til ny produksjon Nettselskapene som har områdekonsesjon i vårt utredningsområde har til sammen fått flere hundre henvendelser om nettilknytning for nye mindre vannkraftverk og noen vindkraftverk. Til sammen utgjør disse en meget stor effektinstallasjon. Disse kraftverkene er i hovedsak planlagt i områder med lavt forbruk og med et produksjonsoverskudd fra før. Et annet kjennetegn er at de i all hovedsak er uregulerte (uten vannmagasin) slik at de må produsere når det er vannføring i elvene eller vind tilgjengelig. De er dermed avhengige av tilgang til et nett som har tilstrekkelig kapasitet til å frakte kraft ut av området og til et marked, i de periodene hvor de kan produsere. I det meste av utredningsområdet er det ikke ledig nettkapasitet for ny kraftproduksjon. Kun i de ytre kystkommunene, inkludert Bergen, er det ledig kapasitet for å øke installasjonen uten at nettet må forsterkes. I de fleste områdene for øvrig må alle henvendelser fra potensielle utbyggere avvises som følge av at regionalnettet eller transformeringen mot sentralnettet ikke har ledig kapasitet. Vi oppfordrer likevel rettighetshavere som har planer om nye kraftverk, til å kontakte nærmeste netteier. På den måten får vi oversikt over hvilke planer som foreligger, og kan ta hensyn til dem i det pågående arbeidet med å etablere eller øke nettkapasitet for ny kraftproduksjon. Figur 4.22 inneholder oppdatert informasjon om ledig nettkapasitet for ny produksjon. NVE bruker disse opplysningene aktivt i sin prioritering av konsesjonsbehandling av ny produksjon, der konsesjonssøknader for ny produksjon i grønne områder blir prioritert framfor røde områder. Sentralnettet utenfor utredningsområdet har også begrenset nettkapasitet. Statnett opplyser at det er ledig kapasitet per dags dato, men det er bare plass til en brøkdel av all planlagt ny produksjon. Dette er årsaken til at det som tidligere var markert med grønn fargekode i figur 4.22 nå er markert med gult (med unntak av Finse). 37

39 Figur 4.22: Ledig nettkapasitet til ny produksjon: Rødt (ingen ledig kapasitet), gult (litt ledig kapasitet), grønt (god kapasitet) Som følge av alle henvendelsene om nettilknytning for ny produksjon, er det satt i gang et arbeid for å vurdere og komme fram til en helhetlig løsning for hvordan nettet skal forsterkes for å kunne ta i mot all den planlagte kraftproduksjonen. Aktuelle tiltak er identifisert og konsesjonsbehandlingen har begynt. Tabell 4.2 viser hvilket nettiltak6 som kreves for at det skal bli rom for ny produksjon i hver enkelt kommune. Vi gjør oppmerksom på at nettdelinger ikke alltid føler kommunegrensene, slik at for enkelte kraftverk kan det være tiltakene i nabokommunen som gjelder. For å vite mer eksakt hvilket nettiltak som kreves for det enkelte kraftverk må det tas kontakt med den lokale netteieren eller med AS. Videre gjør vi oppmerksom på at denne listen er foreløpig og basert på kjente planer per dags dato. Nye planlagte kraftverk kan gjøre det nødvendig å supplere listen med flere tiltak. Alle tiltakene omhandles nærmere i kapittel 6. 6 I tillegg kreves det forsterkninger i distribusjonsnettet. For informasjon om distribusjonsnettet må det tas kontakt med den enkelte områdekonsesjonær. 38

40 Kommune Nødvendige nettiltak Øygarden, Fjell, Sund, Askøy, Bergen, Os 420 kv Sima-Samnanger (*) Meland, Radøy, Fedje og Austrheim kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Mongstad-Kollsnes Lindås For produksjon i den nordøstlige delen (Romarheimsdalen): kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Ny 132/22 kv transformatorstasjon på Romarheim For resten av kommunen: kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Mongstad-Kollsnes Gulen kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - nye 132/22 kv transformatorer i Frøyset, Matre og Stordal Masfjorden kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - nye 132/22 kv transformatorer i Frøyset, Matre og Stordal For produksjon i den vestlige delen (ca vest for Førde) kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Ny 132/22 kv transformator i Stordal - Oppgradert 132 kv ledning Matre-Stordal (**) Høyanger sør for Sognefjorden For produksjon øst for Førde kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad kv Stordal-Østerbø - Oppgradert 132 kv ledning Matre-Stordal (**) - 132/22 kv transformering i Østerbø For produksjon i den nordlige delen: kv Sima-Samnanger (*) - En ny 300/22 kv transformator i Steinsland For produksjon helt i sør: - Se beskrivelse for Romarheimsdalen i Lindås kommune Modalen For resten av kommunen: kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Temperaturoppgradering av 132 kv Myster-Dale + ny 300/132 kv transformator på Dale - Ny 132/22 kv transformator i Hellandsfoss 39

41 Osterøy kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad Vaksdal øst (Bergsdalen, øst for Fosse): kv Sima-Samnanger (*) - Ny 45(132)/22 kv transformator i Kaldestad Nedre Eksingedalen (vest for Vetlejord): kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Temperaturoppgradering av 132 kv Myster-Dale + ny 300/132 kv transformator på Dale - 132/22 kv transformering i Myster Vaksdal Øvre Eksingedalen (øst for Vetlejord): kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Temperaturoppgradering av 132 kv Myster-Dale + ny 300/132 kv transformator på Dale kv Myster-Lavik - 132/22 kv transformering i Lavik Resten av Vaksdal: kv Sima-Samnanger (*) Samnanger kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon - Ny 132/22 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon - Ny 132 kv ledning Samnanger-Norheimsund-Øystese Kvam Den vestlige delen (fram til et punkt mellom Evanger og Bulken) inklusiv Teigdalen: kv Sima-Samnanger (*) - Ny 300/22 kv transformator i Evanger transformatorstasjon Den nordøstlige delen (Myrkdalen og Raundalen): kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger transformatorstasjon kv ledning Voss-Urdland - Ny 45(132)/22 kv transformator i Kjønnagard Voss Resten av kommunen: kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger transformatorstasjon Granvin kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger kv Voss-Granvin - 132/22 kv transformering i Granvin

42 Ulvik Vest for Hallingskeid: kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger kv Voss-Granvin - 132/22 kv transformering i Ulvik Nord og øst for Hallingskeid: det er ledig nettkapasitet mot Aurland og mot Hol Eidfjord - 420/132(66) kv transformator i Sima - Nye 132(66)/22 kv transformatorer i Bu, Klyve og Sima Jondal kv Sima-Samnanger (*) kv Mauranger- Eidesfossen-Herand - 132(66)/22 kv transformatorer i Eidesfossen og på Herand Vest for Sørfjorden: kv Sima-Samnanger (*) kv Mauranger- Eidesfossen-Herand - 132/22 kv transformator på Herand Øst for Sørfjorden, nordlig del: - 420/132(66) kv transformator i Sima - Ny 132(66)/22 kv transformator i Bu Ullensvang Øst for Sørfjorden, sørlig del: - Ny 300/66 kv transformator i Åsen/Tyssedal - Ny 66/22 kv transformator i Stanavegen Nord for Hardangerfjorden: kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger kv Voss-Granvin (*) Sima-Samnanger er nødvendig for alle nye produksjonsplaner og for de fleste av de eksisterende produksjonsplanene. I tillegg er det behov for rask etablering av 420 kv ledningen Samnanger-Mauranger-Sauda. (**) Opprustning av 132 kv-ledningen Matre-Stordal er nødvendig for alle nye produksjonsplaner og for mange av de eksisterende produksjonsplanene. Tabell 4.2: Nettiltak som trengs for å åpne for mer kraftproduksjon i hver enkelt kommune 41

43 4.8 Andre energibærere og påvirkningen på kraftsystemet Elektrisitet Infrastrukturen består av hovedsakelig kabel i bynære/tettbebygde områder på lavere spenninger, og luftledningsnett i øvrige deler. Varmepumper har blitt populære de senere årene og er en måte å utnytte elektrisiteten på slik at den gir mer varme. Luft-til-luft-varmepumper er den vanligste typen som er i bruk. Ulempen er at virkningsgraden går betydelig ned med fallende utetemperatur. På kalde dager er det lite energi å spare på å bruke varmepumpe istedenfor tradisjonell elektrisk oppvarming. Væske-/vann-varmepumper henter som oftest varmen fra berggrunnen (grunn jordvarme / energibrønn) og disse vil ha tilnærmet samme virkningsgrad året rundt. Ifølge Norsk Varmepumpeforening er det nå solgt over varmepumper på landsbasis (ref. år 2010). Det er grunn til å tro at en stor andel av disse varmepumpene er i vårt utredningsområde. Vårt utredningsområde med relativt milde vintre har et ideelt klima for luft-/luft-varmepumper. Fjernvarme/nærvarme Fjernvarme er et satsingsområde i Norge og er et ledd i myndighetenes ønske om energiomlegging. Fjernvarmenettet til BKK Varme i Bergen strekker seg fra avfallsforbrenningsanlegget i Rådalen til Torget i Bergen sentrum. Det går også en avgreining mot Kokstad og Sandsli. På veien ned mot sentrum går det avgreininger mot Landås, Haukeland Universitetssykehus og Damsgård. I årene som kommer vil fjernvarmenettet bli utvidet til Nordnes, Laksevåg og Bergen Lufthavn. Figur 4.23 viser levert varme fra fjernvarmenettet i perioden , samt prognosert leveranse i årene Hovedvarmekilden til fjernvarmenettet i Bergen er BIRs avfallsforbrenningsanlegg i Rådalen. (Anlegget leverer også damp til elektrisitetsproduksjon.) På kalde dager kan ikke avfallsforbrenningsanlegget levere nok effekt til fjernvarmen. Da benyttes i tillegg to gasskjeler i varmesentralen til Haukeland sykehus. I denne sentralen er det også installert en elektrokjel som kan benyttes i fjernvarmenettet. I tillegg er det installert fire oljekjeler i Rådalen for å sikre levering ved eventuelle utfall (effektsikring). Utvidelse av fjernvarmenettet i Bergen vil kreve mer spisslast, blant annet en stor elektrisk spisslast i Bergen sentrum. Prognosert elektrisk effektbehov til denne spisslasten er vist i vedlegg 5. 42

44 Energimiks fjernvarme Elektrisitet GWh 250 Olje 200 Gass 150 Bio div 100 Avfall År Figur 4.23: Varmeleveranse fra fjernvarmenettet i Bergen fordelt på de ulike varmekildene. Kilde: BKK Varme AS, februar 2011 I mars 2007 satt BKK Varme i drift et nærvarmeanlegg på Rong i Øygarden kommune som årlig leverer 2,5 GWh. Varmen produseres av en sjøvannsbasert varmepumpe. BKK Varme har konsesjon for et fjernvarmeanlegg i Åsane i Bergen. Varmen skal produseres fra et biobrenselanlegg med utvidet rensing. Hovedkilden vil være fliset returtre. Det er anslått en årlig varmeleveranse på 25 GWh for det planlagte anlegget. Anlegget vil i første omgang forsyne eksisterende bebyggelse med hovedvekt på næringsbygg og borettslag med felles varmesentral. Bygging må avventes inntil nødvendig reguleringsplan er utarbeidet for tomten til varmesentralen. BKK Varme har også fått konsesjon for et fjernvarmeanlegg i Loddefjord i Bergen, men konsesjonen er påklaget og er under behandling i OED. Også her vil hovedkilden i biobrenselanlegget være fliset returtre. Det er beregnet en årlig varmeleveranse på 20 GWh. Anlegget vil hovedsakelig forsyne eksisterende bebyggelse med hovedvekt på borettslag og kjøpesenter. Plassering av varmesentral til et slikt fjernvarmeanlegg vil alltid være en utfordring. Det er behov for en tomt nær vei og relativt nær kundene. Varmesentralen til være høy og skorsteinen vil bli synlig i landskapet. Det er derfor å påregne at plassering uansett vil føre til reaksjoner, noe som gjør at realisering av slike prosjekt kan ta lang tid. Byggestart vil bli tidligst i år BKK Varme jobber med planer for et nærvarmeanlegg i Knarvik med en forventet varmeleveranse på 3 GWh. Auto 23 har fått konsesjon for å bygge og drive et fjernvarmenett i Fyllingsdalen i Bergen. Samlet oppvarmingsbehov innenfor konsesjonsområdet er estimert til 5,8 GWh. Andre aktører ser på muligheten for å utvikle nærvarmeanlegg i Voss og Granvin kommuner. Erfaringsvis erstatter fjernvarme hovedsakelig oljekjeler eller kombinerte olje- og elkjeler. Den planlagte utvidelsen av fjernvarmenettet i Bergen og innføring av nye fjernvarmenett 43

45 vil redusere oljeforbruket til oppvarming og redusere bruken av elkjeler (utkoblbart forbruk). Vi regner ikke med at fjernvarmen vil erstatte ordinært elektrisitetsforbruk i særlig grad. Fjernkjøling I indre Puddefjord i Bergen har GC Rieber eiendom bygget en energisentral «indre Puddefjord Energisentral» som henter vann på 100 meters dyp fra byfjorden. Her skal vann til kjøling distribueres videre til Marineholmen og næringslokaler i Solheimsviken. Energisentralen er dimensjonert for 20 MW kjøleeffekt. Naturgass Bortsett fra i områdene Mongstad-Sture-Kollsnes, som er tilkoblet et gassrørsystem, blir gass i større skala hovedsakelig benyttet av kunder innen industri og transport. Gass benyttes også ved Haukeland Universitetssykehus, hvor gass/varmen også benyttes mot fjernvarmesystemet. Gassen blir transportert med tankbil og båt. Naturgass distribueres i Bergensområdet av selskapet Gasnor (tidligere Naturgass Vest) som opererer med base på Kollsnes i Øygarden kommune. Herfra distribueres naturgass på to ulike måter til sluttbrukere. CNG (Compressed Natural Gas) komprimeres til 250 Bar og fraktes til Bergensområdet i trailere. I Bergen finnes det 10 mottaksanlegg for CNG spredt utover hele byen. I tillegg finnes en del mottakere langs kjøreruten fra Øygarden til Bergen. De største kundene er busselskaper som med 80 gassbusser bruker årlig 26 GWh, og Toro som bruker ca. 19 GWh til industrielle formål. Største brukere til boligformål er Spelhaugen mottaksstasjon i Fyllingsdalen som distribuerer gass til 1350 husstander, og Prestestien mottaksstasjon i Åsane som distribuerer gass til 650 husstander i Prestestien borettslag. CNG egner seg best til kort distanse og småskala distribusjon av naturgass. Det geografiske området for levering begrenser seg derfor til Sotra og Bergen. LNG (Liquefied Natural Gas) produksjon ble startet på Kollsnes i Naturgass renses og kjøles ned til -162 ºC. LNG distribueres over korte distanser med tankbil og over større distanser med tankbåt. For distribusjon ut fra mottaksanlegg til Bergen brukes tankbiler med kapasitet på 50 m3 (0,3 GWh). Det finnes 5 mottaksanlegg for LNG i Bergen hvorav de to siste ble etablert på Midttun hos Kaffehuset Friele og Kavli. Totalt distribueres det ca. 135 GWh naturgass innenfor Bergen kommune, inkludert 26 GWh til kjøretøydrift. Omtrent 310 GWh distribueres som drivstoff til gassferger på strekningene HalhjemSandvikvåg og Halhjem-Våge (fra 2010). Propangass Det er en viss bruk av propangass til boliger både til oppvarming og komfyr. Gass Service, Statoil og Shell er leverandører av propan. I tillegg brukes en del propan på storkjøkken. Olje/petroleum Det benyttes noe olje i industri og husholdninger i vårt område. I tråd med politiske målsetninger forsøker man å bytte ut olje til oppvarming med andre alternativer. I praksis foregår overgangen fra olje i all hovedsak til elektrisitet eller fjernvarme. 44

46 Forbruket av petroleumsprodukter blir for det meste distribuert av lokale forhandlere som kjører ut til kundene med tankbil på bestilling. I Bergensområdet henter de lokale forhandlerne sine forsyninger ved depot (Skarsholmen, Dolviken). Biobrensel Vestlandet har stor tilvekst av trær og skog. Vedfyring er mye brukt i husholdninger om vinteren, og bidrar til at effektuttaket fra regionalnettet på kalde dager er lavere enn den ville ha vært dersom husholdningene ikke hadde hatt denne fyringsmuligheten. Det er vanskelig å framskaffe statistikk på bruk av biobrensel (vedfyring) da det meste hogges og omsettes privat og ikke via vedutsalg. Solenergi Solenergi kan benyttes både til oppvarming (ved hjelp av solfangere) og å produsere strøm (ved hjelp av solceller). Det finnes eksempler på både solceller og solfangere i utredningsområdet, men energiproduksjonen i disse er relativt beskjeden. 45

47 5 Fremtidige overføringsforhold 5.1 Drivere for scenarioutviklingen I arbeidet med å utvikle scenarioer er det viktig å kartlegge hvilke drivkrefter som påvirker utviklingen av forbruk og produksjon. Vi har kartlagt en rekke drivere som vi mener har betydning for utvikling av forbruk og produksjon i årene framover i vårt utredningsområde. Klimafokus Det er stor oppmerksomhet om klima og reduksjon av Co2-utslipp. Sterke føringer er gitt i EUs klimapakke, som med sitt tredelte mål sikter mot 20% økt fornybarandel, 20% energisparing og 20% reduserte CO2-utslipp innen EU, Norge og Sveits innen Stortingsmelding nr 21 «Klimameldingen» [12] inneholder virkemidler som støtter opp om disse målsetningene. Ny fornybar produksjon I utredningsområdet er det stort potensial for vindkraft og små vannkraftverk. Utbygging av småkraftverk er allerede lønnsomt for utbyggerne, og det er mangel på nettkapasitet som i dag begrenser mulighetene for å realisere denne fornybare produksjonen. Per i dag kjenner vi til ca 300 konkrete planer for nye kraftverk i utredningsområdet. Vi registrerer at antall planer er økende, og i tillegg øker de planlagte verkene i størrelse. Myndighetene i Norge og Sverige har innført et felles marked for elsertifikater, gjeldende fra Målet er å realisere 26,4 TWh ny fornybar produksjon i Norge og Sverige innen år Ordningen går ut på å gi ny fornybar kraftproduksjon som settes i drift innen 2020 elsertifikater i 15 år. På grunn av dette, forventer vi et sterkt press fra kraftutbyggerne 46

48 for å få satt i drift sine planlagte produksjonsanlegg innen år Utfordringene er manglende nettkapasitet og lang konsesjonsbehandlingstid for både nett og produksjon. Energisparing Energisparing handler om å redusere energiforbruket som helhet. Klimamessig er det mest gunstig å få ned oljeforbruket, så politisk fokus blir trolig rettet mot dette fremfor å redusere elektrisitetsforbruket. Det kan komme nye byggeforskrifter som gjør at nye bygg blir mindre energikrevende enn eksisterende bygg. Ut fra ovenstående vil søkelyset på energisparing trolig påvirke elektrisitetsforbruket i eksisterende bygninger relativt lite. Derimot vil nye bygninger i årene som kommer trolig bruke mindre elektrisitet per m2 enn eksisterende bygninger. Reduksjon av CO2-utslipp Gruppen Klimakur 2020, bestående av NVE, Statens Vegvesen, Statistisk sentralbyrå, Oljedirektoratet og Klima- og forurensningsdirektoratet, har utredet hvilke tiltak som monner når det gjelder å redusere Co2-utslippene i Norge. (Gruppens arbeid er videreført i Stortingsmelding nr 21 «Klimameldingen» [12].) De viktigste tiltakene med tanke på vårt utredningsområde er økt elektrifisering av sokkelen, elektrifisering av transportsektoren, Co2-renseanlegg og utfasing av oljefyring. De fleste tiltakene med det formål å redusere Co2-utslippene vil øke elektrisitetsforbruket. Olje- og gassplattformer som forsynes med gassturbiner offshore har store CO2-utslipp. Noen installasjoner er allerede elektrifisert med kraftforsyning fra land. I vårt utredningsområde forsynes Troll A plattformen og Gjøa-plattformen med kraft fra land. De nærmeste årene planlegges en ytterligere elektrifisering av Troll A plattformen med kraft fra land (Kollsnes). Videre planlegger Total å forsyne den nye planlagte Hild-plattformen i Nordsjøen med kraft fra land, også fra Kollsnes. Elektrifisering av eksisterende installasjoner er kostbart, men mulig. Rapporten Kraft fra land (Statnett, 2008) skisserer hvilke installasjoner det er mulig å forsyne fra land. I vårt utredningsområde kan en delelektrifisering av Oseberg-plattformen med kraftforsyning fra Mongstad være et mulig tiltak. Men det foreligger ingen konkrete planer om dette per i dag. LNG Norway er i en planleggingsfase for bygging av et LNG-anlegg i Øygarden kommune. «Base case» er å forsyne de store motordriftene med gassturbiner, men for å få ned Co2utslippene, vurderes det å erstatte deler av gassturbinene med elektrisk drevne motorer. Innenfor elektrifisering av transportsektoren er overgang til elbiler og videre utbygging av Bybanen i Bergen aktuelle tiltak. Strømbehovet til lading av elbiler er undersøkt, men konklusjonen er at det betyr svært lite på regionalt nivå. Heller ikke Bybanen trekker mye strøm regionalt sett. Veidirektoratet vurderer - som et av flere tiltak - å gå over fra diesel- til elektrisk drevne ferger, hvor fergene lades med strøm mens de ligger til kai. I vårt utredningsområde er det fergestrekningen Oppedal-Lavik (over Sognefjorden) som er under vurdering for overgang til elektrisk drevne ferger. Effektbehovet vil være lite på regionalt nivå. Som det første i landet, er det bygd et testanlegg for Co2-rensing på Mongstad. Testanlegget ble startet opp i år Formålet med testanlegget er å teste ut to ulike teknologier for Co2-fangst fra røykgassen fra gasskraftverket og fra raffineriet på Mongstad. Etter planen skal regjeringen i 2016 avgjøre om det skal bygges et fullskala testanlegg på Mongstad. Både testanlegg og fullskalaanlegg er strømkrevende. 47

49 Det er i enkelte tilfeller innført offentlig støtte til utfasing av oljefyrer. Bergen kommune har for eksempel innført vrakpant på gamle oljekaminer. Husstander og bedrifter som skifter ut oljefyrene går som oftest over til fjernvarme, rentbrennende vedovner eller elektrisitet (varmepumper). Utslipp fra skipstrafikken Strømforsyning fra land til skip ved kai er et tema som har fått økt oppmerksomhet fra politiske grupperinger, myndigheter og miljøvernorganisasjoner. Skip som ligger til kai står for betydelige utslipp av klimagasser, og FNs sjøfartsorganisasjon International Maritime Organization (IMO) har foreslått at skip i havn bør få sin kraftforsyning fra land. Dette er fulgt opp av en EU-kommisjon som har anbefalt dette overfor sine medlemsland. Tilrettelegging av slik strømforsyning kan medføre behov for økt kapasitet og transformeringsbehov i kraftsystemet. Konkret har Bergen kommune utarbeidet planer for å forsyne både lasteskip og cruiseskip med strøm fra land. Førstnevnte har størst effektbehov om vinteren, cruiseskipene om sommeren. Det gjenstår er å få vedtatt og finansiert disse tiltakene. Utbygging av fjernvarmenett Det har vært et nasjonalt satsingsområde å bygge ut fjernvarmenett. Fjernvarme erstatter i hovedsak oljekjeler og betyr derfor lite for det eksisterende elektrisitetsforbruket. Men nye bolig- og næringsområder som tilknyttes fjernvarmenettet vil bruke mindre elektrisitet per m2 enn eksisterende bygningsmasse. Planer for utbygging av fjernvarmenett i utredningsområdet er omtalt i kapittel 4.7. Fjernvarmenettet i Bergen bruker elektrisitet på kalde dager som tilleggsvarme (såkalt spisslast ). Vi forventer at elektrisitetsbehovet til fjernvarmenettet vil øke etter hvert som fjernvarmenettet bygges videre ut. Befolkningsutvikling Statistisk sentralbyrå har utarbeidet en rekke ulike prognoser for befolkningsutviklingen i Norge fra år 2010 til år 2030 fordelt på kommunenivå. Vi har tatt utgangspunkt i følgende tre prognoser fra SSB: HHMH: høy fruktbarhet, høy levealder, middels innenlands mobilitet og høy nettoinnvandring MMMM: mellomnivået for fruktbarhet, levealder, innenlands flytting og nettoinnvandring LLML: lav fruktbarhet, lav levealder, middels innenlands mobilitet og lav nettoinnvandring Disse er summert for kommunene i utredningsområdet og vist på figur 5.1. Ifølge disse prognosene vil antall innbyggere i utredningsområdet øke med mellom og i løpet av de neste 20 årene. Den prognoserte befolkningsveksten er en viktig driver for forbruksutviklingen i regionen. Som vist i kapittel 4.4 har veksten i elektrisitetsforbruk de siste 10 årene hatt noenlunde samme vekstrate som befolkningsutviklingen i samme periode. Tabell 5.1 viser prognoserte årlige vekstrater for befolkningsutviklingen per kommune og per prognose. Prognosert vekstrate totalt i utredningsområdet er 0,7-1,3% per år avhengig av prognose. 48

50 Internt i utredningsområdet er det store forskjeller i prognosert befolkningsutvikling. Kommunene med størst prognosert befolkningsvekst er Bergen og omegnskommunene til Bergen langs kysten og kommunene i Nordhordland. Kommunene i Hardanger og lengst i nord har lavest prognoserte vekst. I disse kommunene er det prognosert en befolkningsnedgang. Befolkningsutviklingen og ulike befolkningsprognoser for BKK-området og indre Hardanger antall innbyggere År MMMM Figur 5.1 LLML Historisk befolkningsutvikling og ulike prognoser for befolkningsutviklingen i utredningsområdet. Kilde: SSB Kommune Bergen Jondal Ullensvang Eidfjord Ulvik Granvin Voss Kvam Samnanger Os Sund Fjell Askøy Vaksdal Modalen Osterøy Meland Øygarden Radøy Lindås Austrheim Fedje Masfjorden Gulen Utredningsområdet Tabell 5.1 HHMH Vekstrate LLML Vekstrate MMMM Vekstrate HHMH 0,7 % -1,0 % -0,7 % 0,5 % -1,4 % -0,9 % -0,3 % -0,2 % 0,1 % 1,3 % 1,0 % 1,0 % 1,5 % -0,3 % -1,5 % 0,4 % 1,5 % 0,5 % 0,4 % 0,9 % 1,0 % -1,7 % -0,9 % -0,7 % 0,7 % 1,0 % -0,7 % -0,4 % 0,8 % -1,1 % -0,6 % 0,0 % 0,1 % 0,4 % 1,6 % 1,3 % 1,3 % 1,8 % 0,0 % -0,9 % 0,7 % 1,8 % 0,7 % 0,7 % 1,1 % 1,3 % -1,5 % -0,6 % -0,4 % 1,0 % 1,4 % -0,4 % -0,1 % 1,2 % -0,8 % -0,4 % 0,3 % 0,4 % 0,6 % 1,9 % 1,6 % 1,6 % 2,1 % 0,3 % -0,4 % 1,0 % 2,0 % 1,0 % 0,9 % 1,4 % 1,6 % -1,3 % -0,3 % -0,1 % 1,3 % Prognosert årlig vekstrate for befolkningsutviklingen per kommune i perioden Kilde: SSB 49

51 Nasjonalt fokus på olje- og gassutvinning Det er et nasjonalt mål å ha en rask utvinningstakt av olje- og gass i Nordsjøen. Dette betyr fortsatt høy, eventuelt økende, aktivitet i petroleumsindustrien og i den tilhørende leverandørindustrien langs kysten. Realisering av nytt nett i regionen eller ikke? Manglende nettkapasitet er i dag en barriere for ny produksjon i utredningsområdet. Dette gjelder ledningsnett både internt i regionen, ut av regionen og til utlandet. Nye ledninger og transformatorer er derfor en viktig forutsetning for å kunne realisere ny produksjon i utredningsområdet. Innføring av AMS (automatiske måle- og styringssystemer) I henhold til Forskrift om endring i forskrift 11. mars 1999 nr. 301 om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester, juni 2011, skal det installeres automatiske måle- og styresystemer hos alle sluttbrukerkunder innen Noen har store forventninger til at innføring av AMS kan redusere effekttoppene hos kundene og dermed redusere belastningen i nettet. For å få ned den maksimale belastningen i regionalnettet (som nettet må dimensjoneres for) er det forbruket mellom klokken 8.00 og på kalde dager som må reduseres. For å oppnå dette må det sterke virkemidler til. Det kan være en kraftig prisøkning i dette tidsrommet slik at kundene blir motivert til å redusere forbruket. Alternativt må nettselskapene ha mulighet til å koble ut forbruk hos kundene i dette tidsrommet. Innføring av AMS vil isolert sett ikke påvirke effektuttaket i regionalnettet. I så fall må AMS følges opp av andre tiltak - som foreløpig ikke er vedtatt. Framtidige strømpriser og brenselspriser Framtidig prisnivå på elektrisitet og olje, og prisdifferansen mellom disse, vil påvirke både tilgangen og forbruket av elektrisitet i utredningsområdet. Det samme gjelder prisdifferansen mellom Norge og kontinentet. Det er kompliserte og sammensatte mekanismer som styrer det framtidige prisnivået. I scenarioarbeidet har vi valgt å konsentrere oss om de øvrige nevnte driverne. 50

52 5.2 Utarbeiding av scenarioer Innledning Vi har et ønske om å samkjøre scenarioene for vårt utredningsområde med Statnetts scenarioer. Vi har flere felles prosjekter på gang på tvers av grensene for utredningsområdene (ref. studiene omtalt i kapittel 2.2), der vi ser at det er mest hensiktsmessig å bruke felles scenarioer. Dessverre ser vi at Statnetts scenarioer i Kraftsystemutredning for sentralnettet [11] ikke er helt egnet til å beskrive utfordringene vi står ovenfor i BKK-området og indre Hardanger. Spesielt gjelder dette store mengder planlagt vannkraft i kombinasjon med planlagt vindkraft. Derfor viderefører vi de to scenarioene fra i fjor: Forventet utvikling (mest sannsynlig utvikling) Eksport Scenario A: Forventet utvikling Dette scenarioet beskriver den utviklingen vi tror mest på. Petroleums- og kraftkrevende industri Prognosene for petroleumsindustrien og kraftkrevende industri er basert på hva de enkelte bedriftene selv anser som mest sannsynlig. På Mongstad venter Statoil en viss forbruksøkning i oljeraffineriet. I tillegg ventes økt forbruk til det planlagte Co2-renseanlegget på Mongstad. Statoil planlegger å doble forbruket på Troll A når det skal installeres nye kompressorer på plattformen i år Troll A- plattformen forsynes med kraft fra Kollsnes. Total E&P Norge AS planlegger å forsyne en ny oljeplattform i Nordsjøen, Hild, med kraft fra Kollsnes fra år Stureterminalen, Gjøa og Bjølvefossen forventes å ha omtrent samme forbruk som i dag. Videre kjenner vi til at LNG Norway AS vurderer å forsyne deler av et LNG-anlegg i Øygarden kommune med elektrisk drevne motorer, men planene er foreløpig for lite konkrete til at vi har tatt de med med i prognosene for «forventet utvikling». Forventet effektbehov vinter dag for hvert industrianlegg er vist i vedlegg 5. Alminnelig forsyning Alminnelig forsyning omfatter husholdninger, næringsbygg og småindustri. Her registrerer vi at driverne drar i ulike retninger. Økt befolkningsvekst med tilhørende bolig- og næringsutbygging, elektrifisering av transportsektoren og landstrøm til skip taler for økt elektrisitetsforbruk. Økt oppmerksomhet om energisparing drar i motsatt retning. Alt sett under ett venter vi at elektrisitetsforbruket i de enkelte kommunene i hovedsak vil følge samme vekstrate som middelprognosen for befolkningsveksten (ref. tabell 5.1). Samme vekstrate benyttes for både effekt og energi. I tillegg har vi forutsatt at noen store nærings- og industriområder kommer i tillegg til den generelle veksten. Det gjelder følgende områder: Horsøy industriområde (Askøy kommune), store næringsområder i Ytrebygda bydel i Bergen kommune, nye industri- og 51

53 næringsområder på Endelausmarka (Os kommune), utbygging på Straume (Fjell kommune), nye næringsområder ved Ågotnes (Fjell kommune), utvidelse av Åsane senter (Bergen kommune) og utbygging av Mongstad industriområde (Lindås kommune). Forventet elektrisitetsforbruk per m2 er lavere i de områdene hvor det planlegges fjernvarme (i dette tilfellet næringsområdene i Ytrebygda bydel i Bergen), enn der hvor det ikke kommer fjernvarme. På den annen side planlegger BKK Varme at fjernvarmen trenger en ekstra spisslast i Bergen sentrum. Effektbehovet til denne spisslasten (25 MW) kommer i tillegg til den generelle vekstraten. Effektprognoser per transformatorstasjon er vist i vedlegg 5. Ny produksjon Med bakgrunn i EUs fornybardirektiv og i den innførte elsertifikatordningen venter vi en betydelig økning i ny fornybar produksjon. En viktig forutsetning er at det bygges ut tilstrekkelig nett slik at manglende nettkapasitet ikke lengre er en barriere mot ny produksjon. I dette scenarioet regner vi med at 80% av alle kjente vannkraftplaner og 50% av alle kjente vindkraftplaner realiseres innen år Scenario B: Eksport Dette scenarioet illustrerer konsekvensen av en stor satsing på ny fornybar produksjon. På produksjonssiden forutsetter vi at alle kjente planer for ny vind- og vannkraft realiseres innen år Også her forutsetter vi at det ikke er barrierer i form av manglende nettkapasitet. For enkelhets skyld er forbruket identisk som i scenario A. 5.3 Prognoser for perioden Basert på scenarioene i kapittel 5.2 er det utarbeidet konkrete forbruks- og produksjonsprognoser for utedningsområdet. Forbruksprognoser Figur 5.2 og figur 5.3 viser forventet utvikling i henholdsvis elektrisitetsforbruk og maksimaleffekt i utredningsområdet. Det ventes en økning innenfor både petroleumsindustrien og innenfor alminnelig forsyning. 52

54 Forbruksprognose for elektrisitet i BKK-området og indre Hardanger GWh År Alminnelig forsyning Figur 5.2: Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Prognose for utvikling av elektrisitetsforbruk i utredningsområdet Effektprognose for BKK-området og indre Hardanger MW År Alminnelig forsyning Figur 5.3: Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Effektprognose for utredningsområdet Produksjonsprognoser Prognoser for ny elektrisitetsproduksjon er basert på kjente planer for nye produksjonsanlegg. Prognoser for utbygging av stor vannkraft og vindkraft er kun basert på meldte og konsesjonssøkte anlegg, mens prognoser for småkraftproduksjon også omfatter alle henvendelser netteierne i utredningsområdet har fått fra aktuelle utbyggere. På grunn av stor usikkerhet rundt realiseringstidspunktet for kraftverkene (blant annet kan en stor del av kraftverkene ikke realiseres før nettet blir forsterket), er det for enkelhets skyld valgt en lineær utbygging fram til år (År 2020 er valgt da dette er 53

55 idriftsettelsesfristen for å kunne motta grønne sertifikater.) Produksjonsprognosene for Energiverk Mongstad er basert på oppgitte prognoser av Statoil. Figur 5.4 og 5.5 viser henholdsvis framtidig elektrisitetsproduksjon og framtidig installert produksjonskapasitet i utredningsområdet i eksport -scenarioet. Årlig kraftproduksjon i BKK-området og indre Hardanger "Eksportscenarioet" Vindkraft GWh Termisk Vannkraft År Figur 5.4: Framtidig elektrisitetsproduksjon i utredningsområdet i eksportscenarioet Installert produksjonskapasitet i BKK-området og i. Hardanger "Eksportscenarioet" Vindkraft MW Termisk Vannkraft År Figur 5.5: 54 Framtidig installert effekt i BKK-området i eksportscenarioet

56 Framtidig kraftbalanse Figur 5.6 viser årlig utvikling av kraftbalansen i utredningsområdet fram til år Innad i utredningsområdet er det store lokale underskudds- og overskuddsområder. I tillegg har enkelte av delområdene store variasjoner gjennom året, med underskudd om vinteren og overskudd i produksjonstunge perioder vår og høst. Figur 5.6 synliggjør ikke slike geografiske og sesongmessige variasjoner, men gir en viss indikasjon på trender og utviklingstrekk over tid. Utredningsområdet er i dag et underskuddsområde i et normalår med netto behov for import av kraft. Etter hvert som ny produksjon bygges ut fram mot år 2020 vil utredningsområdet gå over til å bli et overskuddsområde på kraft i et normalår. Overskuddet blir størst i «eksport»-scenarioet. Framtidig kraftbalanse i BKK-området og indre Hardanger GWh Forventet utvikling Eksport År Figur 5.6: Framtidig årlig kraftbalanse i utredningsområdet 55

57 5.4 Lastflytanalyser Dette kapittelet er unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2). 5.5 Framtidig forsyning av Bergenssnittet Det mest kritiske forbrukssnittet i utredningsområdet er det såkalte Bergens-snittet avgrenset av 300 kv ledningene Evanger-Dale-Arna og Samnanger-Fana. Som vist på varighetskurvene i kapittel 4.6 drives snittet med manglende N-1 kapasitet i store deler av året. I årene framover venter vi en forbruksøkning innenfor Bergenssnittet, vist på figur 5.7 med lyseblå søyler. Tilgjengelig vinterproduksjon innenfor snittet er vist med mørkeblå søyler. Tilgjengelig vinterproduksjon ventes å øke når Energiverk Mongstad setter i drift aggregat nummer to i år Men økningen i tilgjengelig vinterproduksjon er lavere enn forbruksøkningen. Dette gjør at importbehovet inn til Bergenssnittet (grønne søyler) øker år for år. Bergenssnittet. Forventet importbehov i maksimallast. Maksimalt forbruk MW Tilgjengelig vinterproduksjon Importbehov N-1 kapasitet År Figur 5.7: Importbehov (grønne søyler) inn til Bergenssnittet i maksimallast med dagens nett. Dersom det oppstår feil på 300 kv-ledningen Fana-Samnanger i maksimallast må forbruket som overstiger N-1 grensen kobles ut (det vil si den delen av de grønne søylene som overstiger den oransje streken). Denne mengden må forbli utkoblet inntil ledningen er reparert. I tilfelle alvorlige feil som mastehavari, spesielt i kombinasjon med dårlig vær som gjør det vanskelig å få fram mannskap og utstyr, kan en slik reparasjon ta over en uke. Store deler av traséen går i ulendt terreng på fjellet. For å styrke Bergenssnittet planlegger nye 300 kv ledninger mellom Modalen, Mongstad og Kollsnes (se kapittel 6). Når disse er på plass vil nettet ha fullgod kapasitet til å forsyne Bergenssnittet selv i feilsituasjoner. 56

58 5.6 Systemutredning av sentralnettet i Vestlandsregionen Bakgrunn De siste årene har vi sett en økende utbygging av små og mellomstore vannkraftverk på Vestlandet. Det er stort potensial for videre utbygging av både vann- og vindkraftverk, og det finnes planer om betydelige mengder ny kraftproduksjon i regionen. Dette, sammen med nasjonale og internasjonale klimamål, gjør at Vestlandsalliansen7 og Statnett har utredet hvilke konsekvenser en betydelig økning av kraftproduksjonen vil ha for sentralnettet på Vestlandet de neste 20 årene. Resultatet fra denne studien er oppsummert i rapporten Systemutredning av sentralnettet i Vestlandsregionen [13]. Dette er en innledende systemutredning. Det vil kreves ytterligere analyser for å avklare alle nødvendige tiltak, og omfattende dialog med aktuelle kommuner og andre berørte parter for å komme frem til konkrete løsninger. Forutsetninger I utredningen fokuseres det på området mellom Fjordane/Åskåra i Sogn og Fjordane og Sauda i Rogaland. For å få et helhetlig bilde av utviklingen på Vestlandet er også produksjons- og forbruksdata fra Møre og Romsdal hentet inn, men nettkapasiteten og behov for utbedringer her er ikke vurdert. Analysen tar for seg to ulike scenarioer: produksjonsvekst og industrivekst, som kan sees som ytterpunkter på en skala. Den mest sannsynlige utviklingen ligger et sted mellom disse to, men fremtidens nett bør planlegges med tanke på å håndtere begge situasjonene. Med produksjonsvekstscenario vil årlig kraftbalanse på Vestlandet styrkes med ca. 10 TWh i 2025, mens med industrivekstscenario vil den svekkes med ca. 10 TWh. I et normalår er dagens kraftproduksjon og forbruk ca. 24 TWh i analyseområdet (ekskl. Møre og Romsdal). Forutsatt utvikling i produksjon og forbruk for produksjonsvekst- og industrivekstscenario er vist i figur 5.8. Figur 5.8: Økning av årlig produksjon og forbruk i TWh/år for de to scenarioene i stadium Vestlandsalliansen er et samarbeid mellom Tafjord Kraft, Sogn og Fjordane Energi, Sunnfjord Energi, Sognekraft, Sunnhordland kraftlag, Haugaland Kraft og BKK. 57

59 I begge scenarioene er det forutsatt en videre utbygging av utenlandskabler fra Sørlandet, slik at total kapasitet blir på 4500 MW mot dagens 1700 MW. I tillegg er det sett på virkningen av ytterligere 1400 MW kapasitet til utlandet enten fra Kvilldal, BKK- eller SFEområdet. På Vestlandet er en rekke nye forbindelser under konsesjonsbehandling eller bygging. Dette gjelder blant annet Sima-Samnanger (under bygging), Ørskog-Fardal (under bygging/konsesjonsbehandling), Sauda-Liastøl (under bygging) og Modalen-MongstadKollsnes (under konsesjonsbehandling). I studien er det forutsatt at alle disse er bygget. Vurderte nettforsterkninger i indre Sogn Indre Sogn er i dag forsynt over kun én 300 kv ledning. I perioder med import til området vil feil på denne ledningen mørklegge området. Normalt vil strømforsyningen kunne gjenopprettes, men kun dersom det er tilstrekkelig med vann i kraftverkene i området. Industrivekstscenarioet vil ytterligere forsterke den sårbare situasjonen og behovet for en ledning nr. 2 inn til området. I dag er det ikke flaskehalser for å få ut kraft fra området, men i produksjonsvekstscenarioet vil flaskehalser oppstå. Det er sett på følgende nettforsterkningsalternativ for indre Sogn: A. Ny 420 kv ledning Leirdøla-Sogndal-Aurland1 og rive eksisterende 300 kv ledning på samme strekning. Temperaturoppgradering av 300 kv ledning Leirdøla-Fortun. B. Ny 420 kv ledning Fortun-Sogndal-Aurland1 og rive eksisterende 300 kv ledning Sogndal-Aurland1. C. Ny 420 kv ledning Sogndal-Leirdøla-Fortun-Øvre Årdal-Borgund-Hallingdal og rive eksisterende 300 ledninger Sogndal-Leirdøla-Fortun, Øljusjøen-Hemsil1 og de tre 132 kv ledningene Fortun-Øvre Årdal. Nye 420 kv transformatorstasjoner i Leirdøla, Øvre Årdal, Borgund og Hallingdal. Alle alternativene inkluderer ny transformatorstasjon med økt transformeringskapasitet i Fortun. Alle tiltakene vil legge til rette for planlagt økt produksjon i produksjonsvekstscenarioet. For å bedre forsyningssikkerheten vil alternativ B og C være mest robuste spesielt ved forbruksøkning som i industrivekstscenarioet. Alternativene har store forskjeller både når det gjelder potensielle arealbrukskonflikter og kostnader. Vurderte nettforsterkninger over Sognefjorden I produksjonsvekstscenarioet vil det bli stor kraftflyt i nord-sør retning på Vestlandet. Det vil i dette scenarioet være behov for to 420 kv forbindelser over Sognefjorden, mot to 300 kv forbindelser i dag. Dette ser også ut til å være tilfelle dersom det blir etablert ny utenlandskapasitet fra Kvilldal, BKK-området eller SFE-området. Dersom BKK-området brukes som utgangspunkt, vil det være behov for å føre en av de to 420 kv forbindelsene over Sognefjorden til BKK-området. En utenlandsforbindelse fra SFE-området vil redusere overføringsbehovet en del, men fortsatt synes det å være behov for to 420 kv ledninger. I industrivekstscenarioet ser det ut til å være tilstrekkelig med én 420 kv forbindelse over Sognefjorden. Det er vurdert å forsterke sentralnettet i følgende fire korridorer: Midtre: Sogndal-Aurland1 Østre: Sogndal-Leirdøla-Fortun-Øvre Årdal-Borgund-Hallingdal Vestre: Sogndal-Hove/Refsdal-Modalen-Evanger-Samnanger 58

60 Kyst: Grov-Frøyset-Modalen-Samnanger (Indre kyst) evt. Grov-Frøyset-KollsnesFana-Samnanger (Ytre kyst) Det er store forskjeller mellom alternativene når det gjelder kostnader og potensielle arealbrukskonflikter. Vurderte nettforsterkninger sør for Samnanger I produksjonsvekstscenarioet vil det være behov for to 420 kv ledninger mellom Samnanger og Sauda. Dette ser også ut til å være tilfelle dersom det blir etablert ny utenlandskapasitet enten fra Kvilldal eller SFE-området. Med SFE-området som utgangspunkt reduseres overføringsbehovet, men ikke tilstrekkelig til at det trengs færre ledninger. Dersom utenlandsforbindelsen derimot etableres fra BKK-området, kan det synes tilstrekkelig med én 420 kv ledning mellom Samnanger og Sauda. I industrivekstscenarioet synes det å være behov for to 420 kv ledninger mellom Samnanger og Sauda. Det er da også behov for å styrke sentralnettet ut til Haugalandet (Håvik). For en 420 kv ledning nr 2 er det lagt vekt på å utnytte eksisterende traséer/korridorer. Det er vurdert å bygge en ny ledning mellom Samnanger og Sauda parallelt med ledning nr. 1 nevnt over. Alternativt kan det etableres en kystforbindelse fra BKK-området til SKLområdet i kombinasjon med oppgradering av 300 kv nettet i SKL-ringen. Veien videre Utredningen anbefaler som hovedprinsipp å oppgradere eksisterende 300 kv ledninger. Dersom dette ikke lar seg gjøre, vil vi ut fra en faglig vurdering prioritere løsninger der en kan bygge ny 420 kv ledning i tilknytning til eksisterende trasé og deretter rive eksisterende 300 kv ledning. Der det er mulig å rive først og bygge nytt etterpå vil denne metoden bli prioritert. Figur 5.9 viser et anbefalt første trinn som bør realiseres innen 2020, basert på prognosene for fremtidig produksjon og forbruk. Den skisserte løsningen for indre Sogn er foreløpig ikke å betrakte som en anbefaling. Her må det arbeides videre med å vurdere hvilket tiltak som er det beste. Tabell 5.3 gir ytterligere opplysninger om trinn 1. Realiseringsperiode / trinn / / 1. Tabell 5.3: Tiltak Leirdøla/FortunSogndalAurland1 SamnangerBlåfalli-Sauda Inv.kost (mrd.nok) Kapasitet økt produksjon (TWh) 1,0-1,2 4 2,0 Netto ny trasé (km) / Potensiell arealbrukskonflikt Netto nåverdi (mrd.nok) 0-65 / MiddelsMiddels/stor 5,5 0 / Middels Anbefalt nettutvikling (trinn 1) med mulig realiseringsperiode, investeringskostnader, økt produksjon, netto ny trasé, arealmessige konfliktpotensial og netto nåverdi. 59

61 Figur 5.9: Anbefalt/mulig 1.trinn i utviklingen av sentralnettet på Vestlandet. (svart=eksisterende/forutsatt nett, oransje=spenningsoppgradert nett, lilla=nytt nett med riving av eksisterende, rød=nytt nett uten riving av eksisterende anlegg). Trinn 1 er estimert å koste om lag 3 milliarder norske kroner. Det består av følgende nettforsterkningstiltak: Indre Sogn: Ny 300 (420) kv ledning enten til Fortun eller Leirdøla. I tillegg må det installeres en ny 300 MVA transformator i Fortun. For å legge til rette for den planlagte økningen i kraftproduksjon i Indre Sogn, holder det å bygge en ny 300 (420) kv ledning Sogndal-Leirdøla og rive eksisterende 300 kv ledning Fardal/Sogndal-Leirdøla. Det kan også bygges en 300 (420) kv ledning SogndalFortun samtidig som dagens 300 kv ledning Fardal/Sogndal-Leirdøla-Fortun beholdes. Det må jobbes videre med å vurdere hvilket nettforsterkningstiltak som er gunstigst, samfunnsøkonomisk og ut fra en totalvurdering. Over Sognefjorden: Ny 420 kv ledning fra Aurland1 til Sogndal og riving av eksisterende 300 kv ledning Aurland1-Fardal/Sogndal. Sauda-Samnanger: Ny 420 kv ledning Sauda-Blåfalli og MaurangerSamnanger/Kvamskogen, spenningsoppgradering av 300 kv ledningen BlåfalliMauranger til 420 kv. Eksisterende 300 kv ledning Sauda-Blåfalli og MaurangerSamnanger/Kvamskogen kan rives. Statnett har tatt konseptbeslutning om å bygge ny 420 kv ledning mellom Sogndal og Aurland samt rive eksisterende 300 kv ledning. Konsesjonssøknad planlegges i løpet av Løsningen mellom Samnanger og Sauda utredes nå av Statnett i samarbeid med BKK og SKL. Trinn 2 er antydet realisert i Anbefalt nettforsterkningstiltak er spenningsoppgradering (eventuelt ny 420 kv ledning i samme trasé) SogndalHove/Refsdal-Modalen-Evanger-Samnanger. Det anbefales også en 420 kv ledning nr 2 fra Samnanger til Sauda. 60

62 6 Forventede tiltak og investeringsbehov 6.1 Tiltaksliste Frem mot 2025 planlegges en rekke investeringer i strømnettet i vårt område. Hvert enkelt tiltak kan begrunnes ut fra en eller flere av følgende tre faktorer: Erstatte eldre nett med dårlig tilstand Realisere ny planlagt produksjon Forbruksvekst I tabell 6.1 presenterer vi alle planlagte tiltak (per dags dato) i utredningsområdet de neste årene. Detaljer om de enkelte tiltakene presenteres i kapitlene Mengden av planlagte tiltak er svært omfattende. Tiltakslisten er nøktern i den forstand at kun realistiske og sannsynlige tiltak er omtalt. Listen er basert på den mest sannsynlige utviklingen av nettet per dags dato. Alternative nettutviklingstiltak står ikke på listen, men er nevnt i den påfølgende teksten i kapitlene Tiltakslisten er relativ robust med hensyn til de to scenarioene beskrevet i kapittel 5. (Scenario A = forventet, scenario B = eksport.) Kun et fåtall tiltak avhenger av hvilket scenario som viser seg å slå til. Vi gjør likevel oppmerksom på at andre lokale variable kan påvirke tiltakenes realisering. Et eksempel på dette er tiltaket kabling av Breivik-Litlesotra ( kv), et tiltak som avhenger av hvilken løsning som blir valgt for nytt Sotrasamband. 61

63 Anlegg Tiltakshaver Status Scenario Ferdigstilles NYE LEDNINGSANLEGG > 420 KV 500 kv DC Sima/SamnangerPeterhead (Skottland) Northconnect Konsesjonssøknad forberedes 2020 NYE KV LEDNINGSANLEGG 420 kv Sima-Samnanger Statnett Under bygging kv Mongstad-Kollsnes Konsesjonssøkt i kv Modalen-Mongstad Konsesjonssøkt i kv Breivik-Litlesotra (kabling) Planlegging pågår Etter kv Mauranger-Samnanger Statnett Planlegging pågår kv Evanger-Samnanger Planlegging pågår (A), B 420 kv Modalen-Evanger Planlegging ikke påbegynt (A), B 420 kv Modalen-Refsdal Statnett Planlegging ikke påbegynt (A), B Etter 2020 Etter 2020 Etter 2020 NYE 132 KV LEDNINGSANLEGG 132 kv Granvin-Voss Fått konsesjon kv Samnanger-Øystese Konsesjonssøkt i kv Stordal-Østerbø SFE Prod Konsesjonssøkt i 2007/ kv Aldal-Frøland BKK Prod. Konsesjonssøkt i 2010 (A), B kv Frøland-Samnanger (forsterkning) BKK Prod.? (A), B kv Askøy-Horsøy Fått konsesjon kv NorheimsundTokagjelet Fjellkraft AS Konsesjonssøkt i 2010 (A), B? 132 kv Dale-Fosse Konsesjonssøkes i 2012 Etter kv Fosse-Kaldestad Konsesjonssøkes i kv Kaldestad-Hodnaberg Konsesjonssøkes i kv Breivik-Litlesotra (kabling) Planlegging pågår 132 kv Granvin-Bu Konsesjonssøknad forberedes 132 kv Setenesfjellet-Frøyset 132 kv Brosviksåta-Frøyset 62 Fred. Olsen Renewabl. SAE Vind AS Etter 2017 Etter 2017 Etter 2017 Konse sjonssøkt i 2006 (A), B Tidligst 2016 Konsesjonssøkt i 2011 (A), B Tidligst 2016

64 132 kv DalsbotnfjelletBrosviksåta Zephyr AS Konsesjonssøkt i 2011 (A), B Tidligst kv Dokken-Koengen Planlegging pågår kv Jordal-Koengen Planlegging ikke påbegynt Etter kv EidesfossenMauranger Statnett Planlegging pågår? 132 kv Herand-Eidesfossen Statnett Planlegging pågår? 132 kv Myster -Lavik Planlegging pågår? 132 kv Fusa-Os / SKL Nett Planlegging ikke påbegynt (A), B? 132 kv Voss-Urdland EB Nett Planlegging ikke påbegynt (A), B? Planlegging ikke påbegynt? BKK Prod. Planlegging ikke påbegynt (A), B?? Planlegging ikke påbegynt? 132 kv HylkjeArnavågen/Knarvik Planlegging ikke påbegynt? 132 kv Ågotnes-Hammersland Planlegging ikke påbegynt? 2015 Temperaturoppgradering av 132 kv Myster-Dale 132 kv Matre-Stordal (forsterkning) 132 kv Bu-Sima NYE KV LEDNINGSANLEGG 72 kv Kollsnes-Troll A Statoil Fått konsesjon 52 kv Holmen-Kjønnagard Holmen Kraft AS Konsesjonssøkt i 2011 (A), B kv Kollsnes «Martin Linge» Total Konsesjonssøkt i Tabell 6.1: Stasjon Planlagte nye ledningsanlegg i utredningsområdet år Anlegg Tiltakshaver Status Scenario Ferdigstilles TRANSFORMATORER MELLOM 420 KV OG 300 KV Samnanger Samnanger Kollsnes Evanger eller Dale 420/300 kv autotransformator nr 1 420/300 kv autotransformator nr 2 420/300 kv autotransformator 420/300 kv autotransformator Under bygging Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Etter 2020 Etter 2020 TRANSFORMATORER MELLOM KV-NETTET OG KV-NETTET Evanger Økt 300(420)/132/22 kv kapasitet Fått konsesjon

65 Samnanger Lindås (Mongstad) Haugsværdalen (Matre) Frøyset Dale Sima Dolvik Kollsnes Økt 300 (420)/132 kv kapasitet Ny 300(420)/132 kv transf.stasjon Ny 300(420)/132 kv transf.stasjon Ny 300(420)/132 kv transf.stasjon Økt 300 (420)/132 kv kapasitet Ny 420/66(132) kv transformator Ny 300(420)/132 kv transformator 300/132 kv transformator T3 Statnett Konsesjonssøkt i 2008 Konsesjonssøkt sammen med Mongstad-Kollsnes Konsesjonssøknad sendt med Modalen-Mongstad Konsesjonssøknad sendt med Modalen-Mongstad Planlegging pågår Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Etter 2017? Etter 2017 Etter 2017 NYE TRANSFORMATORSTASJONER MOT DISTRIBUSJONSNETTET Kjønnagard (Voss) Hammersland Hylkje (Bergen) Ulvik Eksingedalen (Lavik) Espehaugen/ Liland Blomøy (Øygarden) Knarvik Romarheim Os kommune Herand (Jondal) Ny 132/50/22 kv transf.stasjon Ny transf.stasjon 132/22 kv Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/11 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Voss Energi Konsesjonssøkt i / 2013 Konsesjonssøkt i Planlegging pågår 2014 Planlegging pågår 2016 Planlegging pågår 2016 Planlegging pågår Etter 2017? Statnett Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Etter 2017 Etter 2017 Etter 2017? Utvidelser i transformeringskapasitet mot distribusjonsnettet i eksisterende transformatorstasjoner presenteres i tabell 6.3. NYE GENERATORTRANSFORMATORER OG INDUSTRITRANSFORMATORER Fosse Kollsnes Matre Ulvik 64 Ny 50(132)/10 kv gen.transformator 132/66 kv transformator Nye gen.transformatorer Matre H Ny 132/10 kv gen.transformator BKK Prod. Transformator er bestilt 2012 Statoil Fått konsesjon 2015 BKK Prod. Planlegging pågår 2015 BKK Prod.? 2016

66 Kollsnes (Til Martin Linge) 2 stk 300/100 kv transformatorer Ny omformerstasjon 2/3 132/? kv (50/16 Hz) Arna Total Konsesjonssøkt i Jernbaneverket Planlegging pågår 2017 Under bygging REAKTIV KOMPENSERING Samnanger 420 kv reaktor Statnett Lindås (Mongstad) 420 kv reaktor Kollsnes 420 kv reaktor Kollsnes 132 kv SVC-anlegg Statoil/ Utredning pågår? Kollsnes (Til Martin Linge) Ravneberget og/eller Jordal 100 kv reaktorer og SVC-anlegg Økt kondensatorbatteriytelse Total Konsesjonssøkt i Planlegging ikke påbegynt? Northconnect Konsesjonssøknad forberedes 2020 Konsesjonssøkt sammen med Mongstad-Kollsnes Konsesjonssøknad forberedes ANDRE TILTAK Samnanger eller Sima Tabell 6.2: 420 kv omformerstasjon Planlagte tiltak i eksisterende og nye transformatorstasjoner i perioden Omtale av planlagt «North Connect»- sjøkabel «North Connect» er et halvt norsk, halvt britisk selskap som planlegger en sjøkabelforbindelse mellom Peterhead i Skottland og Sima/Samnanger i Norge. Sjøkabelen har planlagt spenningsnivå ca 500 kv DC. Kapasiteten blir ca 1400 MW. Den blir tilknyttet enten 420 kv anlegget i Sima eller 420 kv anlegget i Samnanger via en omformerstasjon. Utredninger pågår om tilknytningspunktet i Norge blir Sima eller Samnanger. Tiltaket ble forhåndsmeldt i 2011, men da med planlagt tilknytningspunkt i Sauda eller Kvilldal. Planlagt tilknytningspunkt er nå endret til Sima eller Samnanger. Konsesjonssøknad er under utarbeiding. Planlagt idriftssettelsestidspunkt er år Planlagte nye kv ledningsanlegg 420 kv Sima-Samnanger (1) Denne er under bygging og ferdigstilles i kv Mongstad-Kollsnes (2) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Forbindelsen består av både luftledning og sjøkabel. Det legges i første omgang ett sett sjøkabler med overføringsevne 1500 A, men alt tilrettelegges for en 65

67 framtidig utvidelse til dobbelt sett sjøkabler slik at total overføringsevne på sikt vil være 3000 A. Det bygges en ny 420 kv transformatorstasjon på Mongstad med en 300 MVA 420/132 kv transformator. Alle anleggene bygges for 420 kv, men driftes inntil videre på 300 kv. Transformatoren bestilles omkoblbar kv. 420 kv Modalen-Mongstad (3) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny forbindelse, hovedsakelig luftledning, fra Modalen via Matre og Frøyset til Mongstad. Mellom Matre og Frøyset benyttes dagens 132 kv trasé, mens resten av ledningen går i ny trasé. Det etableres 420/132 kv transformering i Matre og i Frøyset. Alle anleggene bygges for 420 kv, men driftes inntil videre på 300 kv. Transformatorene bestilles omkoblbare kv. 420 kv kv kabling av Breivik-Litlesotra (4) Begrunnelse: Statens vegvesen planlegger at den nye Sotra-bruen skal bygges i eksisterende ledningstrasè. Før broen bygges, må eksisterende dobbelkursledning flyttes eller kables. Beskrivelse av tiltaket: har etter henvendelse fra Statnes vegvesen utredet kabling av dagens 132/300 kv luftledning mellom Breivik og Litlesotra. Systemmessig vil dette si at hele 132 kv Breivik-Litlesotra og 300 kv Fana-Litlesotra mellom Breivik og Litlesotra kables. 300 kv kabelen dimensjoneres for 420 kv. For å sikre tilstrekkelig kapasitet til Kollsnes i byggeperioden bør 300 kv ledningene Modalen-Mongstad-Kollsnes være i drift før dette kablingstiltaket påbegynnes. 420 kv Mauranger-Samnanger (5) Begrunnelse: I forbindelse med etablering av planlagt ny produksjon i BKK-området og i SFE-området er det nødvendig å oppgradere dagens 300 kv Mauranger-Samnanger til betydelig større kapasitet enn i dag (ref. kapittel 5.6). 420 kv spenning og større tverrsnitt er nødvendig. Samtidig må eksisterende 300 kv nett sørover helt til Sauda oppgraderes til 420 kv. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Planlegging pågår. 420 kv Evanger-Samnanger (6) 420 kv Modalen-Evanger (7) 420 kv Modalen-Refsdal (8) Begrunnelse: Dersom det kommer mye ny produksjon i BKK-området og i SFE-området er det behov for at 300 kv ledningene Sogndal-Refsdal-Modalen-Evanger-Samnanger oppgraderes til 420 kv (ref. kapittel 5.6). Beskrivelse av tiltaket: Det pågår nå et forprosjekt for å se om deler av eksisterende master kan bygges om til 420 kv. 66

68 132 kv Granvin Voss (9) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen bygges om til 132 kv ledning med tverrsnitt FeAl 240, fortrinnsvis i samme trasé som i dag. 132 kv bryteranlegget i Voss må utvides. I Granvin må det etableres en 132/45 kv transformator. Planen er å flytte en transformator fra Jordal. 132 kv Samnanger-Øystese (10) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad.8 Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 132 kv ledning Samnanger Norheimsund Øystese med tverrsnitt FeAl kv Stordal-Østerbø (11) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Bygges i forbindelse med Østerbø kraftverk. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en 132 kv ledning fra Østerbø til Stordal, hvor den kobles til eksisterende 132 kv anlegg. I forbindelse med dette tiltaket bygges det en 132/22 kv transformator i Østerbø mot det lokale distribusjonsnettet, dette for å kunne mate ut produksjon fra planlagte småkraftenheter langs Sognefjorden. 132 kv Aldal Frøland (12) Oppgradering av 132 kv Frøland-Samnanger (13) Begrunnelse: Se konsesjonssøknad. Bygges i forbindelse med Aldal kraftverk. Beskrivelse av tiltaket: 132 kv kraftledning bygges fra Aldal til Frøland og tilkobles eksisterende T-avgrening i Frøland. Eksisterende luftledning Frøland-Samnanger må oppgraderes til større tverrsnitt. Dagens 45 kv anlegg i Frøland legges ned, inklusivt nedtransformering til 22 kv nettet. I forkant av dette prosjektet blir nedtransformeringen til 22 kv nettet erstattet av en ny 132/22 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon. 132 kv Askøy-Horsøy (14) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Bygges i forbindelse med etablering av et industriområde på Horsøy. Beskrivelse av tiltaket: Det legges en 132 kv jordkabel fra Askøy transformatorstasjon til Horsøy (ca 2,9 km). På Horsøy bygges en ny 132/22 kv transformatorstasjon. 132 kv Norheimsund - Tokagjelet (15) Begrunnelse: Nettilknytning til Tokagjelet kraftverk. 8 I forbindelse med byggingen av 420 kv Sima-Samnanger, er Statnett bedt om å søke konsesjon for en 420/132 kv transformatorstasjon i Øysteseområdet. Hvis denne stasjonen bygges vil fornying av Samnanger Øystese bli overflødig og eksisterende luftledning Samnanger - Norheimsund kan rives. 67

69 Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Det bør bygges en 132 kv ledning til Norheimsund, alternativt kan kraftverket tilknyttes 132 kv ledningen SamnangerNorheimsund. 132 kv Dale-Fosse (16) Begrunnelse: Alder og tilstand tilsier behov for fornying. Beskrivelse av tiltaket: Bygging av ny 132 kv ledning som erstatter dagens 50 kv ledning. Ledningen driftes inntil videre på 50 kv. 132 kv Fosse-Kaldestad (17) Begrunnelse: Alder og tilstand tilsier behov for fornying. Beskrivelse av tiltaket: Bygging av ny 132 kv ledning som erstatter dagens 50 kv ledning. Ledningen driftes inntil videre på 50 kv. 132 kv Kaldestad-Hodnaberg (18) Begrunnelse: Alder og tilstand tilsier behov for fornying. Beskrivelse av tiltaket: Bygging av ny 132 kv ledning som erstatter dagens 50 kv ledning. Ledningen driftes inntil videre på 50 kv. 132 kv Granvin Bu (19) Begrunnelse: Alder og tilstand på kraftledningen tilsier behov for fornying. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen bygges om til en 132 kv ledning med tverrsnitt FeAl 240, fortrinnsvis i samme trasé som i dag. Ledningen drives på 50 kv inntil videre. 132 kv Setenesfjellet - Frøyset (20) 132 kv Brosviksåta - Frøyset (21) 132 kv Dalsbotnfjellet Brosviksåta (22) Begrunnelse: Fire store vindparker er planlagt i Gulen kommune med installert effekt på til sammen 380 MW. Disse er vist i tabell 6.3. Sted for vindpark Setenesfjellet Brosviksåta Tiltakshaver Fred Olsen Renewables AS Statkraft Agder Energi Vind Nettilknytning Inst. effekt Merknad / Status (MW) Frøyset 50 Konsesjonssøkt i 2006 Frøyset 105 Konsesjonssøkt i 2011 Dalsbotnfjellet Zephyr AS Frøyset 150 Sandøya Statkraft Agder Energi Vind Frøyset/ Mongstad 75 Tabell 6.3: 68 Konsesjonssøkt i 2011 Konsesjonssøkt i 2011 Planlagte vindparker i Gulen kommune

70 Dessuten er flere store vindparker planlagt på nordsiden av Sognefjorden i Solund kommune. Av disse kan vi nevne Ulvegreina kraftverk (138 MW) og Ytre Sula kraftverk (140 MW). Primært har begge tiltakshaverne konsesjonssøkt nettilknytning nordover, men begge har konsesjonssøkt nettilknytning sørover mot Frøyset via Brosviksåta som en sekundær løsning. Beskrivelse av tiltaket: Det er ikke ledig kapasitet i nettet til denne vindkraftproduksjonen før 420 kv ledningen Modalen-Mongstad er i drift. Når denne kommer på drift, blir eksisterende 132 kv ledning Frøyset-Mongstad overflødig og kan benyttes til vindkraftproduksjon. Planen er å knytte både Setenesfjellet og Sandøya til denne ledningen. Fra Setenesfjellet må det bygges en lengre 132 kv avgrening, fra Sandøya en kort 132 kv avgrening. Det er planlagt en felles 132 kv ledning fra Dalsbotnfjellet og Brosviksåta til Frøyset. Dersom kraftverk på nordsiden av Sognefjorden tilknyttes Brosviksåta, må kraftledningen videre til Frøyset dimensjoneres deretter. 132 kv Dokken - Koengen (23) 132 kv Jordal - Koengen (24) Begrunnelse: Dagens 45 kv anlegg som forsynes fra Jordal begynner å bli modne for utskifting. Som en helhetlig løsning på forsyningen til sentrale Bergen er det ønskelig å erstatte 45 kv nettet under Jordal med en ny gjennomgående 132 kv forbindelse mellom Jordal og Dokken. Dette gir en ny sterk innmating inn til sentrale Bergen, noe som er ønskelig med hensyn på framtidig forbruksøkning i området. Beskrivelse av tiltaket: Første byggetrinn er å legge en kabel Dokken Koengen. Usikker tilstand på dagens 45 kv kabler til Koengen, begrenset transformatorkapasitet i Koengen, og planlagt forbruksøkning under Koengen, blant annet landstrøm til skip, gjør det ønskelig å komme i gang med dette byggetrinnet. Det planlegges 2 nye 132 kv bryterfelt i Dokken, og en ny 132/11 kv 25 MVA transformator i Koengen. Andre byggetrinn blir å bygge forbindelsen videre mellom Jordal og Koengen, trolig som luftledning mellom Jordal og Sandviken (bruke eksisterende 45 kv trasé) og kabel mellom Sandviken og Koengen. Det må etableres 132/11 kv transformering i Jordal/Eidsvåg og tilstrekkelig forsterkning av 11 kv nettet i området. Dersom disse tiltakene utføres, er det ikke behov for en 132/11 kv transformatorstasjon i Sandviken-området. Dagens 45 kv anlegg i Jordal, Eidsvåg, Hellen og Sandviken og Koengen kan saneres som følge av dette tiltaket. 132 kv Eidesfossen Mauranger (25) 132 kv Herand Eidesfossen (26) Begrunnelse: Nettilknytning for småkraftverk i Jondal kommune og i vestre Ullensvang. Det er mange planer og stort potensial for småkraftverk men liten nettkapasitet i området. En ny transformatorstasjon i Herand/Alsåker-området er også positivt med hensyn på økt reserve og bedre leveringskvalitet i distribusjonsnettet. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 66 eller 132 kv kraftledning fra Eidesfossen til Mauranger. (Statnett har ikke besluttet ennå hvilket spenningsnivå ledningen skal bygges for.) Denne erstatter eksisterende 66 kv ledning på strekningen mellom Eidesfossen og Jukla. Videre bygges en ny kraftledning fra Eidesfossen til Herand-området. Det etableres 69

71 en ny 132(66)/22 kv transformatorstasjon i Eidesfossen-området og en ny 132(66)/22 kv transformatorstasjon i Herand-området. Tiltaket forutsetter økt transformeringskapasitet i Mauranger mot 300 kv nettet. Statnett har søkt konsesjon for en ny 300(420)/66(132) kv transformator i Mauranger. 132 kv Myster - Lavik (27) Begrunnelse: Det er planlagt mye ny småskala vannkraftproduksjon i Eksingedalen, totalt ca 50 MW. Dette er for mye til at det er rasjonelt/mulig å overføre det på 22 kv nivå. Den mest optimale løsningen er vurdert å være å bygge en ny 132 kv ledning fra Myster til Lavik i Eksingedalen med nedtransformering til 22 kv i Lavik-området. Beskrivelse av tiltaket: 132 kv ledning Myster - Lavik med tilhørende 132/22 kv transformering i Lavik. 132 kv Fusa - Os (28) Begrunnelse: Det er planlagt stor mengder småkraftproduksjon i Fusa. SKL vurderer å føre denne produksjonen ut til Os. Alternative løsninger er å forsterke 66 kv nettet til Stord, eller å bygge en 66 kv eller 132 kv forbindelse til Samnanger. Den billigste og systemteknisk beste løsningen er å bygge en 132 kv forbindelse fra Fusa til Os. Beskrivelse av tiltaket: 132 kv sjøkabel/luftledning fra Fusa transformatorstasjon til Os transformatorstasjon. Det må etableres en 132/66 kv transformator i Fusa. 132 kv Voss Urdland (29) Begrunnelse: Alder på ledning + behov for økt utmatingskapasitet i forbindelse med bygging av Holmen kraftverk i Voss kommune. Beskrivelse av tiltaket: Eksisterende 50 kv ledning erstattes av en ny 132 kv ledning. Temperaturoppgradering av 132 kv Myster - Dale (30) Begrunnelse: Mange planer om ny kraftproduksjon i Modalen og Eksingedalen medfører økt overføringsbehov på denne forbindelsen. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen temperaturoppgraderes til 80 grader linetemperatur. Oppgradering av 132 kv Matre Stordal (31) Begrunnelse: Dersom alle planer for ny produksjon i tilknytning til Stordal og Østerbø realiseres, må kapasiteten på eksisterende ledning økes. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen må enten temperaturoppgraderes til 80 grader linetemperatur eller strømførende liner må byttes til FeAl

72 132 kv Bu - Sima (32) Begrunnelse: For å sikre tilstrekkelig reserve til Voss kommune er det ønskelig å oppgradere ledningen Bu-Klyve-Sima fra 50 kv til 132 kv. En slik oppgradering vil også gjøre det mulig å realisere alle nye produksjonsplaner tilknyttet Bu og Klyve. På sikt vil dette tiltaket medføre at 50 kv ledningen Hodnaberg-Voss blir overflødig og kan rives (forutsatt at ledningene fra Hodnaberg til Dale blir oppgradert til 132 kv som planlagt). Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 132 kv ledning fra Bu til Sima med tilhørende ny 132/22 kv transformering i Bu, Klyve og Sima. Tiltaket forutsetter at det blir etablert en ny 420/132 kv transformator i Sima. 132 kv Hylkje Arnavågen/Knarvik (33) Begrunnelse: Forbruket i 22 kv nettet som forsynes fra Salhusvegen og Hylkje er i praksis ensidig forsynt fra Midtbygda via en dobbelkursledning på samme masterekke. Denne masterekken går i et lite værutsatt terreng og det har ikke vært feil på den så langt, men det er alltid til stede en viss risiko for feil/mastehavari. Planlagte utkoblinger av ledningen er også en utfordring. Det er minimalt med reservemuligheter via distribusjonsnettet da omkringliggende nett har 11 kv spenning. Det er derfor ønskelig å etablere en tosidig 132 kv forsyning til Hylkje. Beskrivelse av tiltaket: Det enkleste og billigste er trolig å bygge en 132 kv ledning/kabel fra Hylkje i retning Arnavågen og koble seg inn på eksisterende ledning fra Arnavågen mot Midtbygda. Eksisterende ledning fra tilkoblingspunktet til Midtbygda kan saneres. Alternativt kan det etableres en sjøkabelforbindelse over til en ny planlagt transformatorstasjon i Knarvik. En sjøkabelforbindelse til Osterøy er en tredje mulighet. 132 kv Ågotnes - Hammersland (34) Begrunnelse: Gi tosidig reserve til Ågotnes og Hammersland. Begge transformatorstasjonene blir i dag ensidig forsynt fra hver sin 132 kv radial. Det er noen reservemuligheter i underliggende distribusjonsnett, men ikke nok til å forsyne alt forbruket i maksimallast. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Trolig luftledningsforbindelse med litt innslag av jordkabel. 72 kv Kollsnes - Troll A (35) Begrunnelse: Forbruksøkning på Troll A plattformen. Se for øvrig konsesjonssøknaden. Beskrivelse av tiltaket: Det legges en 72 kv AC kabel fra Kollsnes til Troll A plattformen. Det må også installeres en ny 132/66 kv transformator på Kollsnes. Kapasitet 30 MVA. I tillegg legges det to par 80 kv DC kabler hver med kapasitet 56 MW fra Kollsnes til Troll A plattformen. Det må også etableres to nye likeretteranlegg på land. 71

73 52 kv Holmen Kjønnagard (36) Begrunnelse: Nettilknytning til Holmen kraftverk i Voss kommune. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 52 kv forbindelse bestående av kraftledning og jordkabel fra nye Kjønnagard transformatorstasjon til Holmen kraftverk. Se for øvrig konsesjonssøknaden. Konsekvens av å bygge med 145 kv merkespenning: Utredningsansvarlig ønsker av standardiseringshensyn at den nevnte lednings- og kabelforbindelsen med tilhørende transformatorstasjon i Holmen bygges med 145 kv merkespenning (ref. de tekniske forutsetningene i kapittel 3.3). Kostnadene blir imidlertid betydelig høyere og vanskelig å forsvare samfunnsøkonomisk. 100 kv Kollsnes «Martin Linge» (37) Begrunnelse: Ny offshoreplattform «Martin Linge» i Nordsjøen er under planlegging. Operatøren Total planlegger å forsyne plattformen med kraft fra land. Se for øvrig konsesjonssøknaden. Beskrivelse av tiltaket: Det legges en 145 kv AC kabel fra Kollsnes til Martin Lingeplattformen, en lengde på ca 170 km. For å unngå uheldige påvirkninger (spenningsvariasjoner og lignende) på eksisterende forbruk tilknyttet 132 kv anlegget på Kollsnes, blir denne sjøkabelen tilknyttet 300 kv anlegget på Kollsnes via 2 stk 300/100 kv transformatorer. Det blir også tilknyttet reaktiv kompensering (shuntreaktorer og SVC-anlegg) til 100 kv samleskinnen på land. 6.4 Transformatorer mellom 420 kv og 300 kv nettet Nå som et 420 kv nett er på vei inn i utredningsområdet, blir det behov for å innføre autotransformatorer mellom 300 kv og 420 kv nettet inntil hele 300 kv nettet er ferdig ombygd til 420 kv. Denne ombyggingsprosessen vil ta mange tiår. De tre første stegene er følgende: 1. I forbindelse med bygging av 420 kv ledningen Sima-Samnanger blir autotransformator nr 1 (1000 MVA) plassert i Samnanger 2. Når 300 kv Mauranger-Samnanger er ferdig ombygd til 420 kv blir det behov for en autotransformator nr 2 (1000 MVA) i Samnanger. Spesielt i utmatingssituasjoner med høy kraftproduksjon i BKK-området blir det behov for økt 300/420 kv transformatorkapasitet. 3. Når driftsspenningen på Fardal - Refsdal - Modalen - Evanger - Samnanger økes til 420 kv (ref. systemstudie i kapittel 5.6) blir det behov for ytterligere autotransformatorer. Plassering av disse er ikke endelig bestemt, men sannsynlig løsning er: 72 1 stk (1000 MVA) på Kollsnes mot avgang Mongstad. Løsningen forutsetter at Modalen-Mongstad-Kollsnes-ledningen driftes på 420 kv. Dette er trolig mer hensiktsmessig enn å ha en autotransformator i Modalen.

74 1 stk (1000 MVA) i Evanger mot avgang Dale. Av praktiske grunner blir muligens transformatoren istedenfor plassert i Dale mot avgang Evanger. Utredninger omkring valg av løsning pågår. 6.5 Transformeringstiltak mellom kv og kv nettene Økt 300(420)/132/22 kv transformatorkapasitet i Evanger Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Det må etableres en løsning som sørger for økt transformeringskapasitet mellom 300 kv spenningsnivå og henholdsvis 132 kv og 22 kv spenningsnivå. Økt 300(420)/132 kv transformatorkapasitet i Samnanger Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Dagens 150 MVA transformator skiftes ut til en 300 MVA transformator. Transformatoren blir omkoblbar til 420 kv. Ny 300(420)/132 kv transformatorstasjon på Lindås (Mongstad) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 420 kv transformatorstasjon, i første omgang med en 420/132 kv transformator (300 MVA), med mulighet for en senere utvidelse med en transformator nr 2. Det blir også installert en 420 kv shuntreaktor for å kompensere for sjøkabelanleggene mot Kollsnes og mot Matre. Det må etableres 2 stk 132 kv ledninger/kabler fra Lindås til Mongstad transformatorstasjon. Ny 300(420)/132 kv transformatorstasjon i Haugsværdalen (Matre) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 420 kv transformatorstasjon, i første omgang med en 420/132 kv transformator (300 MVA), med mulighet for en senere utvidelse med en transformator nr 2. Det må etableres en kraftig 132 kv ledning fra Haugsværdalen til Matre kraftstasjon. Ny 300(420)/132 kv transformatorstasjon på Frøyset Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 420 kv transformatorstasjon ved siden av eksisterende Frøyset transformatorstasjon. Det planlegges 1 stk 420/132 kv transformator. 73

75 Økt 300(420)/132 kv transformatorkapasitet i Dale Begrunnelse: Alder og tilstand på dagens 300/132 kv transformator tilsier behov for utskifting. Beskrivelse av tiltaket: Transformatoren byttes ut til en ny med økt ytelse. Den nye transformatoren blir omkoblbar til 420 kv. Ny 420/66(132) kv transformator i Sima Begrunnelse: På grunn av planlagt ny småproduksjon tilknyttet 66 kv nettet fra Sima, er det planlagt å øke transformatorkapasiteten i Sima. Dagens transformatorløsning i Sima via generatorspenning har ikke nok kapasitet. Beskrivelse av tiltaket: Dagens 66/13 kv transformator (30 MVA) erstattes av en ny 420/66 kv transformator. Transformatoren bør være omkoblbar kv slik at man tilrettelegger for framtidig fornying av nettet mellom Bu og Sima til 132 kv. Ny 300(420)/132 kv transformering i Dolvik Begrunnelse: Planlagt økning i forbruket i Fanaringen (stasjonene Rå, Dolvik og Skjold) gjør at N-1 grensen på 132 kv kablene ut fra Fana vil bli overskredet. Løsningen er å etablere en ny 132 kv innmating til området. Den beste og billigste løsningen ser ut til å være å etablere en 300/132 kv transformering ved Dolvik transformatorstasjon. Beskrivelse av tiltaket: Det etableres en 300/132 kv transformering under 300 kv ledningen Fana-Litlesotra ved Dolvik, tilknyttet ledningen som en T-avgrening. Det legges en 132 kv kabel fra transformatoren og inn til Dolvik transformatorstasjon (noen hundre meter). 300 kv anlegget bygges for 420 kv, og transformatoren bestilles omkoblbar til 420 kv. 300/132 kv transformator T3 på Kollsnes Begrunnelse: Forbruksøkning på Kollsnes kan gjøre det nødvendig med økt 300/132 kv transformatorkapasitet på Kollsnes. Beskrivelse av tiltaket: Utvide Kollsnes transformatorstasjon med en tredje 300/132 kv transformator. 74

76 6.6 Nye transformatorstasjoner mot distribusjonsnettet 132/50/11 kv transformatorstasjon Kjønnagard (Voss kommune) Begrunnelse: Økt lastuttak som følge av utbygging i Myrkdalen. Transformator i Urdland er fullastet og må avlastes med ny transformator nærmere Myrkdalen. Beskrivelse av tiltaket: Driftsspenningen på ledningen Urdland-Kjønnagard økes til 50 kv. Ledningen er bygget for 145 kv, men driftes i dag på 22 kv. I tillegg bygges det en 132/50/22 kv treviklingstransformator i Kjønnagard i tilknytning til dagens 22 kv koblingsanlegg. I første omgang driftes ledningen på 50 kv, men med overgang til 132 kv driftsspenning på sikt. Når ledningen blir driftet på 132 kv, skal 50 kv viklingen brukes til den nye 50 kv radialen til Holmen kraftverk (beskrevet i kapittel 6.3). Ny 132/22 kv Hammersland transformatorstasjon (Sund kommune) Begrunnelse: Alder og tilstand på dagens 45/22 kv Hammersland transformatorstasjon tilsier behov for fornying. Beskrivelse av tiltaket: Dagens 45 kv kraftledning Litlesotra-Hammersland er bygget for 132 kv. Det bygges en ny 132/22 kv transformatorstasjon ved siden av eksisterende stasjon. Den siste delen av luftledningen kables inn til stasjonen. Ny 132/22 kv transformering i Hylkje (Bergen kommune) Begrunnelse: Økning i forbruket gjør det nødvendig å styrke forsyningen til området. Beskrivelse av tiltaket: Det planlegges å etablere transformering i Hylkje ved å øke driftsspenningen på 22 kv kraftledning til Salhusvegen til 132 kv (som den er bygget for), samt å etablere 132/22 kv transformering i tilknytning til Hylkje koblingsstasjon. Ny 132/22 kv transformatorstasjon i Ulvik Begrunnelse: Tilknytning av ny småkraftproduksjon i Ulvik kommune. Dagens transformatorløsning i Ulvik kraftstasjon har ikke nok kapasitet til å ta i mot mer produksjon. Beskrivelse av tiltaket: Det planlegges å etablere en ny 132/22 kv transformatorstasjon i Ulvik. Løsning ikke avklart. Samtidig er det planlagt å øke driftsspenningen på kraftledningen Granvin-Ulvik fra 45 kv til 132 kv. (Ledningen er bygget for 132 kv.) Ny 132/11 kv transformatorstasjon på Espehaugen/Liland Begrunnelse: Planlagt utbygging av store nærings- og boligarealer gjør det nødvendig å bygge en ny transformatorstasjon på Espehaugen eller Liland. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny transformatorstasjon (valg av egnet beliggenhet pågår), som tilknyttes dagens 132 kv kabler mellom Fana og Dolvik ved å sløyfe ett av kabelsettene innom den nye stasjonen. 75

77 Ny 132/22 kv transformatorstasjon på Blomøy (Øygarden kommune) Begrunnelse: Forbruksvekst og forsyningssikkerhet i distribusjonsnettet i Øygarden (som i dag forsynes fra Kollsnes transformatorstasjon). Det er dårlig plass og vanskelig å etablere en ny 132/22 kv transformator i Kollsnes transformatorstasjon med tilhørende forsterkning av 22 kv kablene til Blomøy koblingsstasjon. Det er vurdert som en bedre løsning å etablere en ny 132/22 kv transformatorstasjon på Blomøy i tilknytning til 132 kv ledningen Merkesvik-Kollsnes. Beskrivelse av tiltaket: Ny 132/22 kv transformatorstasjon på Blomøy. Løsning ikke avklart. Ny 132/22 kv transformatorstasjon i Knarvik/Flatøy området Begrunnelse: Økning i forbruket gjør det nødvendig å styrke forsyningen til området. Beskrivelse av tiltaket: Det vurderes å etablere transformering ved Hagelsundet bru, for å dekke behov til industribedriften Frank Mohn Flatøy AS. Dette vil evt. fristille kapasitet fra Meland til bruk i Knarvik området. Alternativet er å bygge ny stasjon nær Knarvik. Ny 132/22 kv transformatorstasjon på Romarheim Begrunnelse: Tilknytning av ny fornybar produksjon. Beskrivelse av tiltaket: Transformatorstasjonen blir bygd på en enkel og billig måte, tilknyttet overliggende 132 kv ledning Matre-Padøy som en T-avgrening. Ny 132/22 kv transformatorstasjon i Os kommune Begrunnelse: Lastøkning og forsyningssikkerhet i Os kommune. Beskrivelse av tiltaket: Det planlegges å etablere en 132/22 kv transformatorstasjon på Endelausmarka eller på Hamre, med tilknytning til den ene 132 kv ledningen Fana-Os. Ny 132/22 kv transformatorstasjon ved Herand (Jondal kommune) Begrunnelse: Tilknytning av ny produksjon, og bedring av spenningskvalitet i eksisterende nett. Dagens 22 kv nett i området forsynes fra Bu (ca 40 km unna), noe som erfaringsvis har gitt problemer med spenningskvaliteten. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart, men det anbefales å bygge en ny 132/22 kv transformatorstasjon i Herandområdet. 76

78 6.7 Transf.tiltak mot distribusjonsnettet i eksisterende transformatorstasjoner I forhold til bygging av nye ledninger og transformatorstasjoner, er økning/endring i transformeringskapasitet mot distribusjonsnettet i eksisterende transformatorstasjoner relativt beskjedne tiltak, både i arbeidsomfang og økonomi. Men i noen tilfeller vil disse tiltakene omfatte økning av eksisterende stasjonsareal. Tabellen under presenterer de planlagte tiltakene vi kjenner til i kommende 10-årsperiode. Stasjon Spenning (kv) Eier Beskrivelse Begrunnelse Idrift Ravnanger 132/22 Askøy Energi Ny transformator Forbruksvekst 2013 Samnanger 132/22 Ny transformator Ny fornybar prod. Erstatte 45 kv anlegg i Frøland 2013 Salhusvegen 132/11 Ny transformator Forbruksvekst 2013 Granvin 132/22 Erstatte dagens transformator Ny fornybar produksjon 2014 Litlesotra 132/22 Ny transformator Forbruksvekst 2014 Koengen 132/11 Erstatte dagens transformatorer Kaldestad 45(132)/22 Ny transformator Mongstad / Lindås 132/22 Nye transformatorer Forbruksvekst 2014 Dokken 132/11 Ny transformator Forbruksvekst 2014 Eidesfossen 132(66)/22 Statnett Erstatte dagens transformator Ny fornybar produksjon? Ågotnes 132/22 Ny transformator Forbruksvekst 2015 Stordal 132/22 Ny transformator Hellandsfoss 132/22 Ny transformator Myster 132/22 Ny transformator Frøyset 132/22 Ny transformator Simonsvik 132/11 Jordal 132/11 Bu 132(66)/22 Klyve 132(66)/22 Sima 132(66)/22 Hardanger Energi Hardanger Energi? Erstatte dagens transformatorer Nye transformatorer Erstatte dagens transformator Erstatte dagens transformator Erstatte dagens transformator Forbruksvekst. Erstatte 45 kv anlegg Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Erstatte 45 kv anlegg Erstatte 45 kv anlegg Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Etter 2017 Etter 2017??? 77

79 Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Matre 132/22 Ny transformator Steinsland 300/22 / BKK Prod Ny transformator Osterøy 132/22 Ny transformator Forsyningssikkerhet Haukeland 132/11 Erstatte dagens transformatorer Erstatte 45 kv anlegg Etter 2017 Etter 2017 Etter 2017 Etter 2017 Tabell 6.4: Planlagte nye transformatorer mot distribusjonsnettet i eksisterende transformatorstasjoner 6.8 Nye generatortransformatorer og industritransformatorer Ny 45(132)/10 kv transformator T1 i Fosse Begrunnelse: Alder og tilstand på eksisterende transformator T1. Beskrivelse av tiltaket: Eksisterende transformator T1 skiftes ut med ny på 35 MVA. Transformatoren bestilles omkoblbar kv pga. fremtidig overgang til 132 kv i Bergsdalen. Ny 132/66 kv transformator på Kollsnes Begrunnelse: For å forsyne den nye vekselstrømskabelen til Troll A plattformen. Se for øvrig konsesjonssøknaden. Beskrivelse av tiltaket: Etablering av ny 132/66 kv transformator på Kollsnes, 30 MVA. Rehabilitering av Matre H Begrunnelse: Alder og tilstand Beskrivelse av tiltaket: Dagens tre aggregat erstattes av to store aggregat (2x105 MVA), med tilhørende aggregattransformatorer, plassert i en ny kraftstasjon i fjellet. Det legges to nye 132 kv kabler fra fjellanlegget og til eksisterende 132 kv utendørsanlegg. Ny 132/10 kv transformator i Ulvik Begrunnelse: I forbindelse med planlagt spenningsøkning på ledningen Granvin-Ulvik fra 45 til 132 kv, må aggregattransformatoren i Ulvik skiftes ut til en ny med 132 kv primærspenning. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Ny 300/100 kv transformering på Kollsnes Begrunnelse: I forbindelse med strømforsyning til «Martin Linge» - feltet i Nordsjøen, må det opprettes transformering på land mellom 300 kv anlegget og spenningsnivået til sjøkabelanlegget som er 100 kv. 78

80 Beskrivelse av tiltaket: Det installeres 2 stk 300/100 kv transformatorer à 80 MVA. Det blir også tilknyttet reaktive kompenseringsanlegg til 100 kv samleskinnen for å sikre stabil spenning på plattformen og minimere reaktive effektvariasjoner mot nettet på land. Arna omformerstasjon Begrunnelse: Styrke forsyningen til Bergensbanen. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. 79

81 7 Litteraturreferanser [1] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Forskrift om energiutredninger [2] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Veileder for kraftsystemutredninger. NVE rapport nr [3] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Forskrift om beredskap i kraftforsyningen [4] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet [5] Norges Vassdrags- og energidirektorat Samfunnsøkonomisk analyse av energiprosjekter. Håndbok, [6] Sintef Energi AS Planleggingsbok for Kraftnett. Kostnadskatalog regionalnett. Sist oppdatert [7] Miljøverndepartementet Forskrift om konsekvensutredninger [8] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) NVE rapport : Aldersfordeling for komponenter i kraftsystemet [9] Olje- og energidepartementet Stortingsmelding nr Vi bygger Norge om utbygging av strømnettet [10] Statnett Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) [11] Statnett Kraftsystemutredning for Sentralnettet Oktober [12] Miljøverndepartementet Stortingsmelding nr Norsk klimapolitikk. [13] AS, SKL Nett AS, SFE Nett AS, Tafjord Kraftnett AS, Statnett SF Systemutredning av sentralnettet i Vestlandsregionen. Arbeidsgrupperapport, juni [16] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Beregning av potensial for små kraftverk i Norge. NVE rapport nr [18] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Mulighetsstudie for landbasert vindkraft 2015 og NVE rapport nr

82 8 Vedleggsliste Vedlegg 1 Kart over utredningsområdet Vedlegg 2 Enlinjeskjema kv nett Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Vedlegg 3 Data for luftledning, kabler, transformatorer, generatorer, kompenseringsanlegg Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Vedlegg 4 Kraftverk tilknyttet distribusjonsnettet Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Vedlegg 5 Forbruksprognoser Vedlegg 6 Prognoser ny kraftproduksjon Vedlegg 7 Lastflytskjemaer Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Vedlegg 8 Forsyningspunkter i regionalnettet med manglende N-1 reserve Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Vedlegg 9 Forenklet enlinjeskjema stadium 2020 Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) 81

83 Vedlegg 1 Kart over utredningsområdet På grunn av Beredskapsforskriften 6.2 kan de enkelte spenningsnivåer ikke vises i offentlig materiale.

84 Vedlegg 5 Forbruksprognoser

85 Vedlegg 6 Prognoser ny kraftproduksjon

86

87 Effektprognose. Uttak fra regionalnettet i BKK-området og indre Hardanger. Prognose Herav uprioritert Transformatorstasjon kv MW MW MW MW MW (MW) * Alminnelig forsyning Askøy 22 45,2 47,7 52,1 57,0 62,3 0,5 Arnavågen 11 22,0 22,7 23,8 25,1 26,3 1,8 Bjørkelid 11 kv 11 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 inkl. i Voss Bjørkelid 22 kv 22 13,8 13,8 13,8 13,8 13,8 inkl. i Voss Breivik - alm. forsyning 11 25,9 26,7 28,0 29,5 31,0 2,4 Breivik - avgang Mathopen 22 12,2 12,6 13,2 13,9 14,6 - Bu 22 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 - Dale 22 11,2 11,2 11,2 11,2 11,2 0,8 Dale omformerstasjon 45 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 - Dokken 11 22,3 23,0 24,2 25,4 26,7 0,9 Dolvik 11 59,2 61,0 64,1 67,4 70,9 0,9 Eidesfossen 22 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 - Eidsvåg 11 12,9 13,3 14,0 14,7 15,5 0,3 Evanger 22 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 - Frøland 22 4,5 4,6 4,7 4,8 4,9 - Frøyset 22 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 0,1 Fyllingsdalen 11 57,2 58,9 61,9 65,1 68,4 3,6 Granvin 22 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 0,1 Hammersland 22 19,4 20,2 21,5 23,0 24,5 - Haukeland 11 45,0 46,4 48,7 51,2 53,8 8,4 Helldal 11 56,5 58,3 61,2 64,3 67,6 2,5 Hellen 11 13,3 13,7 14,4 15,1 15,9 2,1 Hodnaberg 22 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 - Kartveit 22 23,8 24,4 25,2 26,1 27,0 - Klyve 22 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 - Koengen 11 41,1 42,4 44,5 46,8 49,2 2,9 Kollsnes - alm. forsyning 22 12,9 13,2 13,7 14,2 14,7 - Litlesotra 22 44,2 46,0 49,1 52,3 55,8 1,5 Loddefjord 11 34,7 35,8 37,6 39,5 41,6 3,5 Matre 22 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 - Meland 22 20,3 21,4 23,4 25,6 28,0 - Merkesvik 22 3,2 3,4 3,7 4,1 4,5 - Midtbygda 11 65,8 67,8 71,3 74,9 78,7 1,8 Mjølfjell omformerstasjon 45 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 - Mongstad - alm. forsyning 22 30,3 31,3 33,1 35,0 36,9 - Myster 22 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 - Norheimsund 22 14,0 14,1 14,1 14,2 14,3 1,7 Os 7,5 kv 7,5 15,4 16,2 17,5 19,0 20,5 1,8 Os 22 kv 22 38,2 40,1 43,4 47,0 50,8 inkl. Osterøy 22 10,8 11,0 11,4 11,8 12,2 0,1 Ravnanger 22 17,3 18,2 19,9 21,8 23,8 - Rå 11 54,6 56,3 59,1 62,1 65,3 0,4 Salhusvegen 22 34,0 35,0 36,8 38,7 40,7 2,1 Sandviken 11 21,6 22,2 23,4 24,6 25,8 0,3 Seim 22 24,4 25,2 26,6 28,1 29,7 0,1 Sima 22 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 - Simonsvik 11 21,6 22,2 23,4 24,6 25,8 0,8 Simonsvik (tidl. Corus) 45 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 - Skjold 11 24,8 25,6 26,9 28,2 29,7 - Solheim 11 64,7 66,7 70,1 73,7 77,4 1,3 Steinsland Stordal Storetveit 11 45,6 47,0 49,4 51,9 54,6 0,8 Strømgaten 11 65,2 67,1 70,6 74,2 78,0 1,4 Tangeland 11 11,9 12,2 12,9 13,5 14,2 - Ulvik 22 4,9 4,9 4,9 4,9 4,9 0,5 Urdland 22 8,1 8,1 8,1 8,1 8,1 - Voss 22 22,3 22,3 22,3 22,3 22,3 3,9 Øystese 22 8,4 8,4 8,5 8,5 8,6 1,7 Ågotnes 22 24,8 25,8 27,5 29,4 31,3 -

88 Prognose Herav uprioritert Transformatorstasjon kv MW MW MW MW MW (MW) * Ekstra næringsutvikling Horsøy (Frank Mohn Askøy) ,0 14,0 18,0 18,0 Dokken (Spisslast fjernvarme) 11-25,0 25,0 25,0 25,0 Dolvik (Kokstad vest/espehaugen/lønn 11-11,6 17,8 19,1 20,4 Midtbygda (v/ Åsane senter) 11-10,5 22,9 22,9 22,9 Mongstad industriområde 22-9,6 25,6 41,6 57,6 Os - Endelausmarka 22-6,8 17,1 27,3 27,3 Os - Ådnadalen/Ådnamarka 22-5,7 11,5 11,5 11,5 Litlesotra (Straume) 22-2,0 4,6 4,6 4,6 Ågotnes 22-9,8 9,8 9,8 9,8 Petroleumsindustri Stureterminalen ,0 27,0 27,0 27,0 27,0 Kollsnes - gassbeh.terminalen ,0 278,1 259,8 233,5 160,2 Kollsnes - uttak til Troll A ,0 142,0 190,0 190,0 190,0 Kollsnes - uttak til "Martin Linge" ,0 33,0 28,0 Mongstad - raffineri ,0 81,0 86,0 86,0 86,0 Mongstad - uttak til Gjøa ,0 30,0 25,0 25,0 25,0 Mongstad - Co2-rens ,0 35,0 35,0 Kraftkrevende industri Ålvik - Bjølvefossen ,0 50,0 50,0 50,0 50,0 SUM *) Målt uprioritert i maks.lasttimen 2012: den kl 0900.

89 Planer for ny vannkraftproduksjon i distribusjonsnettet Nye produksjonsplaner Sum eksisterende prod.* og nye planer Transformeringspunkt Inst. effekt (MW) Energi (GWh) Inst. effekt (MW) Energi (GWh) Alsåker / Herand Arnavågen Bjørkelid Bu Dale Eidesfossen Eksingedalen (Lavik) Evanger Frøyset Granvin Haugastøl Hellandsfoss Helldal Hodnaberg Kaldestad Kartveit Kjønnagard Klyve Kollsnes Matre Myster Nygard Norheimsund Romarheimsdalen Osterøy Rå Samnanger Seim Sima Stanavegen Steinsland Stordal Tangeland Ulvik Urdland Voss Østerbø Øystese Ågotnes **) SUM utredningsområdet *) All produksjon er referert framtidige transformeringspunkt i nettet **) Nye produksjonsplaner under Kollsnes og Ågotnes er vindkraft

90 Planer for ny vindkraftproduksjon direkte tilknyttet regional- og sentralnett. Sted for vindpark Tiltakshaver Nettilknytning Inst. effekt (MW) Årlig prod. GWh Merknad / Status Ljøsøyna (Øygarden) SWAY (testanlegg) Kollsnes Konsesjon gitt. Planlagt idrifts. år Setenesfjellet (Gulen) Fred Olsen Renewables AS Frøyset Konsesjonssøkt i 2006 Brosviksåta (Gulen) Statkraft Agder Energi Vind Frøyset Konsesjonssøkt i 2011 Mjøs (Radøy) Mjøs vindpark AS Kartveit/Mongstad Meldt i 2009 Dalsbotnfjellet (Gulen) Zephyr AS Frøyset Konsesjonssøkt i 2011 Sandøya (Gulen) Statkraft Agder Energi Vind Frøyset/Mongstad Konsesjonssøkt i 2011 SUM Planer for ny vannkraftproduksjon direkte tilknyttet regional- og sentralnett. Navn Tiltakshaver Nettilknytning Inst. effekt (MW) Årlig prod. GWh Merknad / Status Østerbø BKK Produksjon Stordal Konsesjonssøkt i 2007/2009/ Tillegg sendt Randalen BKK Produksjon Stordal Konsesjonssøkt i 2007/2009 Tokagjel Fjellkraft AS Norheimsund Konsesjonssøkt i 2010 Holmen Holmen kraft AS Urdland Konsesjonssøkt i 2011 Raundalen I + II? Voss Anbefalt løsning fra Styringsgruppa for Raundalen, jmf. Pressemelding SUM Rehabilitering eksisterende vannkraft Stasjon Tiltakshaver Nettilknytning Effektøkning (MW) Energiøkning (GWh) Merknad / Status Matre BKK Produksjon Matre Ferdigstilles innen Steinsland BKK Produksjon Modalen 20 - Utføres i 2012/2013 Alt 1: Ny Frøland kraftverk. Alt 2: Aldal Frøland/Aldal BKK Produksjon Samnanger erstatter Frøland. Kons.søkt i SUM

91 Innholdsfortegnelse SAMMENDRAG INNLEDNING HISTORIE FORSKRIFT OM ENERGIUTREDNINGER KRAFTSYSTEMUTREDNINGEN FOR BKK-OMRÅDET OG INDRE HARDANGER BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN UTREDNINGSOMRÅDET OG DELTAKERE I UTREDNINGSPROSESSEN SAMORDNING MED TILGRENSENDE UTREDNINGSOMRÅDER SAMORDNING MED KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET MÅL FOR DET FREMTIDIGE KRAFTSYSTEMET FORUTSETNINGER FOR ØKONOMISKE VURDERINGER FORUTSETNINGER FOR TEKNISKE OG MILJØMESSIGE VURDERINGER NETTILKNYTNING FOR PRODUKSJONSANLEGG, VILKÅR OG KRAV TIL NETTKAPASITET SÆREGNE FORHOLD INNEN UTREDNINGSOMRÅDET DAGENS KRAFTSYSTEM DAGENS KRAFTNETT OG STATISTIKK FOR OVERFØRING KRITISKE FEILSITUASJONER STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSPRODUKSJON STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSFORBRUK UTVEKSLING MELLOM SENTRAL- OG REGIONALNETT UTVEKSLING PÅ VIKTIGE SNITT MANGLENDE LEDIG NETTKAPASITET TIL NY PRODUKSJON ANDRE ENERGIBÆRERE OG PÅVIRKNINGEN PÅ KRAFTSYSTEMET FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD DRIVERE FOR SCENARIOUTVIKLINGEN UTARBEIDING AV SCENARIOER PROGNOSER FOR PERIODEN LASTFLYTANALYSER FRAMTIDIG FORSYNING AV BERGENSSNITTET SYSTEMUTREDNING AV SENTRALNETTET I VESTLANDSREGIONEN FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV TILTAKSLISTE OMTALE AV PLANLAGT «NORTH CONNECT»- SJØKABEL PLANLAGTE NYE KV LEDNINGSANLEGG TRANSFORMATORER MELLOM 420 KV OG 300 KV NETTET TRANSFORMERINGSTILTAK MELLOM KV OG KV NETTENE NYE TRANSFORMATORSTASJONER MOT DISTRIBUSJONSNETTET TRANSF.TILTAK MOT DISTRIBUSJONSNETTET I EKSISTERENDE TRANSFORMATORSTASJONER NYE GENERATORTRANSFORMATORER OG INDUSTRITRANSFORMATORER LITTERATURREFERANSER VEDLEGGSLISTE

92 Forsidebilde: Samnanger transformatorstasjon, desember Støping av fundamenter til 420 kv anlegget og støping av betongceller til autotransformator og 420 kv reaktor. Anlegget må være ferdig før 420 kv ledningen Sima-Samnanger kan settes på drift. 2

93 Sammendrag Regional kraftsystemutredning for BKK-området og indre Hardanger skal bidra til en samfunnsmessig rasjonell utvikling av strømnettet i regionen. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har tildelt BKK rollen som utredningsansvarlig. I samarbeid med andre nettselskaper og anleggskonsesjonærer i regionen utarbeider vi en årlig rapport som beskriver dagens nett, fremtidige behov, aktuelle investeringer og andre tiltak. Kraftsystemutredningen lages i to utgaver: 1. En hovedrapport, som er tilgjengelig for alle 2. En grunnlagsrapport med begrenset tilgjengelighet, beregnet på NVE og andre fagmiljøer BKK-området og indre Hardanger omfatter området mellom Sognefjorden og Hardangerfjorden (eksklusivt Fusa), i tillegg til kommunene Jondal, Ullensvang og Eidfjord (se kart i avsnitt 2.1). Forbruket i denne regionen har sitt tyngdepunkt i Bergen og omegn, mens kraftproduksjonen skjer lenger inne i landet; hovedsakelig i Masfjorden, Modalen, Samnanger, Vaksdal, Voss og Ulvik. Nettet må derfor ha kapasitet til å transportere store mengder kraft gjennom området og frem til forbrukerne. Tilgangen på kraft i området varierer mye gjennom året, og mellom våte og tørre år. Kalde vintre gir langt høyere forbruk enn produksjon, og det er stort behov for import. I sommerhalvåret er det derimot ofte kraftoverskudd fordi forbruket er lavt samtidig som snøsmelting og nedbør gir høy produksjon. De fleste kraftverkene i området har begrenset magasinkapasitet og må produsere store deler av året for å utnytte vannet. Internt i regionen finnes lokale overskuddsområder (som Nordhordland, Samnanger og Hardanger) og underskuddsområder (som Bergen og Kollsnes). I årene fremover vil ubalansen forsterkes ved at produksjonen øker i overskuddsområdene, mens forbruket øker i underskuddsområdene. Det trengs derfor større overføringskapasitet i nettet for å transportere kraft både inn og ut av utredningsområdet, og internt i området. Rundt 20 kraftstasjoner er tilknyttet regional- og sentralnettet i området. I tillegg finnes det om lag 100 småkraftverk som mater kraft inn i distribusjonsnettet. I et tørrår kan kraftproduksjonen være nede i nesten det halve av produksjonen i et vått år. Statistikk for kraftproduksjon finnes i avsnitt 4.3. Kraftforbruket i regionen øker jevnt og trutt. Dette gjelder både energi- og effektforbruket (maksimalbelastningen i nettet). Statistikk fra de siste 15 årene viser at forbruksøkningen har skjedd både i olje- og gassvirksomhet og i alminnelig forsyning. Forbruket per innbygger har vært relativt stabilt, men en befolkningsøkning i Bergensområdet har bidratt til en økning totalt. (Se figurer i avsnitt 4.4.) Forsyningssikkerhet: Kraftsystemet i vår region har i dag flere kritiske snitt, det vil si områder hvor kapasiteten i nettet utgjør en flaskehals. I avsnitt 4.6 finnes en beskrivelse av dagens situasjon for Kollsnes-snittet og Bergenssnittet. Økende effektforbruk gjør at nettet drives opp mot kapasitetsgrensene i stadig flere av årets timer. Dette innebærer at det ikke er nok kapasitet til å forsyne alle kundene ved en feil i hovednettet. For eksempel vil feil på en av de to ledningene inn til Bergenssnittet (Bergen og omegn) på en kald vinterdag, føre til at deler av området må kobles ut inntil feilen er reparert. For å unngå total mørklegging av forsyningsområdet ved en slik feil er det installert systemvern, som gir en styrt utkobling av et definert område for å opprettholde forsyningen i resten av systemet (se avsnitt 4.1). 3

94 Nettets alder og tilstand er nærmere beskrevet i avsnitt 4.1. Enkelte av de eldste kraftledningene begynner å bli krevende å vedlikeholde og trenger omfattende rehabilitering eller fornying i årene som kommer. Nettselskapene i utredningsområdet har til sammen fått flere hundre henvendelser om planer for nye vannkraftverk og vindkraftverk. Disse kraftverkene er i hovedsak planlagt i områder med lavt forbruk og produksjonsoverskudd fra før. Totalt finnes det planer for ca GWh vannkraft og 1200 GWh vindkraft. Som følge av Norges klimaforpliktelser og planlagt innføring av el-sertifikater, er det sannsynlig at antall planer vil øke ytterligere. I dag er det ikke ledig kapasitet i nettet til å knytte til ny produksjon, med unntak av i de ytre kystkommunene. Nettet må forsterkes før en kan gi klarsignal for disse kraftverkene. Kart og oversikt over nødvendige tiltak finnes i avsnitt 4.7. Våre prognoser for fremtidig forbruk (kapittel 5) tilsier at forbruksøkningen vil fortsette. Prognosene baserer seg blant annet på kjente planer om utvidelser i olje- og gassindustrien, nye nærings- og industriområder og befolkningsprognoser fra Statistisk sentralbyrå. Forbruksøkningen vil komme både i olje- og gassindustrien (bl.a. økt offshoreforsyning til Troll A, ny offshoreforsyning til Hild-plattformen, nytt CO2-renseanlegg på Mongstad), og i alminnelig forsyning som følge av befolkningsøkning og utbygging av store nærings- og boligområder. Sentralnettet på Vestlandet: Med et stort potensial for ny fornybar energi på Vestlandet, sammen med nasjonale og internasjonale klimamål, venter vi en betydelig økning i ny produksjon de neste 10 årene. Selskapene i Vestlandsalliansen 1 har sammen med Statnett analysert hvordan sentralnettet er rustet til å håndtere en slik utvikling. En innledende studie viser at både økt produksjon og økt forbruk (industrivekst) vil møte flaskehalser i deler av nettet på Vestlandet. Utredningen gir et overblikk over hvor slike begrensninger vil oppstå, og alternative forslag til løsninger. I tiden som kommer ønsker vi en omfattende dialog med aktuelle kommuner, øvrige myndigheter og andre aktører om utfordringene og mulige løsninger. Etter vår vurdering må det investeres i flere konkrete tiltak i sentralnettet for å sikre lokal verdiskaping og legge til rette for at klimamålene kan oppfylles (avsnitt 5.6). En rekke nye nettforsterkninger er planlagt i utredningsområdet de neste 10 årene. Tiltakene begrunnes i ett eller flere av følgende hensyn: 1. Erstatte eldre nett som trenger fornying 2. Gi plass på nettet til ny produksjon 3. Sikre forsyningen i forbindelse med økt forbruk Statnetts 420 kv-ledning Sima-Samnanger, som er under bygging, vil styrke forsyningen inn til regionen som helhet. BKKs planlagte ledninger Mongstad-Kollsnes og Modalen- Mongstad, som begge er under konsesjonsbehandling, vil styrke forsyningssikkerheten til Bergenssnittet. Kapittel 6 inneholder en beskrivelse av disse og andre planlagte tiltak i regional- og sentralnettet frem mot år Totalt sett er det planlagt mer enn 30 nye ledningsanlegg i vår region. Dette inkluderer også oppgraderinger av eksisterende anlegg, blant annet omlegging fra 300 til 420 kilovolt i sentralnettet. 1 Tafjord Kraft, Sogn og Fjordane Energi, Sunnfjord Energi, Sognekraft, Sunnhordland kraftlag, Haugaland Kraft og BKK 4

95 1 Innledning 1.1 Historie NVE etablerte i 1988 ordningen med Kraftsystemplanlegging i fylkene. Ordningen var basert på samarbeid mellom regionalverkene og NVE. Formålet var å desentralisere planleggingsansvaret og å effektivisere NVEs konsesjonsbehandling. 1.2 Forskrift om energiutredninger I 2001 ble Energiloven endret slik at energiplanlegging nå er innført som et overordnet begrep for den planleggingen som skal utføres av alle konsesjonærene. I den forbindelse er det utarbeidet en ny forskrift til Energiloven; Forskrift om energiutredninger [1]. Begrepet kraftsystemplan er nå erstattet av begrepet kraftsystemutredning. Ved å bruke begrepet utredning, unngår man misforståelser om at resultatet er formelt bindende og vedtatt. Målet for utredningsarbeidet er å bidra til en samfunnsmessig rasjonell utbygging av regional- og sentralnettet hensyntatt aktuelle energibærere for stasjonær energibruk. Kraftsystemutredningen vil være et grunnlagsdokument i NVEs arbeid ved behandlingen av meldinger og søknader om konsesjon for nye anlegg. Arbeidet skal gi grunnlag for å løse eventuelle konflikter om utviklingen av nettet på et tidlig tidspunkt, og gi brukerne av nettet muligheter til å påvirke utformingen av de overføringsanleggene de er avhengige av. 5

96 1.3 Kraftsystemutredningen for BKK-området og Indre Hardanger er av NVE utpekt som utredningsansvarlig for BKK-området og Indre Hardanger og oppdaterer årlig kraftsystemutredningen for dette området. Kraftsystemutredningen tar utgangspunkt i NVEs Veileder for kraftsystemutredninger [2]. Kraftsystemutredningen lages i to utgaver: en hovedrapport som er tilgjengelig for alle, og en grunnlagsrapport beregnet på NVE og andre fagmiljøer. Grunnlagsrapporten er unntatt offentlighet jfr. Offentlighetsloven 13, og skal behandles i samsvar med Forskrift om beredskap i kraftforsyningen, 6-2 [3]. Vi minner om at kraftsystemutredningen er et overordnet systemdokument og ikke en bindende plan. Neste kraftsystemutredning blir trolig utgitt 1. juni

97 2 Beskrivelse av utredningsprosessen 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Utredningsområdet Vårt utredningsområde BKK-området og indre Hardanger er fastsatt av NVE og omfatter det fargelagte forsyningsområdet vist i figur 2.1. Området omfatter Hordaland Fylke med unntak av kommunene Austevoll, Fusa, Tysnes, Fitjar, Stord, Bømlo, Kvinnherad, Etne, Sveio og Odda. Videre omfatter utredningsområdet Ytre Sogn sør for Sognefjorden med kommunene Gulen og Høyanger sørside. 7

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

99 Som figur 2.1 viser, er det i alt 8 områdekonsesjonærer i utredningsområdet. Tabell 2.1 viser en oversikt over områdekonsesjonærene, kommunene de dekker og hvem som eier selskapene. I tillegg til de nevnte 8 områdekonsesjonærene har Statoil Kollsnes og Statoil Mongstad områdekonsesjon på eget område. AS eier det meste av regionalnettet i utredningsområdet. I tillegg har Voss Energi AS, Hardanger Energi AS og Statnett SF noe regionalnett på 45/66 kv nivå innenfor utredningsområdet. Deltakere i utredningsarbeidet Utredningsansvarlig () har ansvaret for å samordne planleggingen mellom de ulike anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærene i utredningsområdet. Forskrift om energiutredninger [1] stiller en rekke krav til utredningsprosessen: Utredningsansvarlig skal invitere alle anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærer innenfor sitt utredningsområde til et kraftsystemmøte. Møtet skal holdes minst hvert annet år og ledes av utredningsansvarlig. Kraftsystemmøtet velger representanter til kraftsystemutvalget. Kraftsystemutvalget skal bistå utredningsansvarlig ved utarbeidelse av kraftsystemutredningen og behandle kraftsystemutredningen før offentliggjøring. På minst et årlig møte i kraftsystemutvalget skal det inviteres til et utvidet møte hvor utredningen skal presenteres. Dette erstatter behovet for å sende kraftsystemutredningen på høring. har behandlet årets kraftsystemutredning i henhold til overnevnte beskrivelse. Kraftsystemutvalget for BKK-området og Indre Hardanger-området ledes av utredningsansvarlig og består i tillegg av følgende personer: Trond Sliper Dagfinn Åsen Rune Nesheim Øyvind Bergvoll Ole Kjell Solsvik Torkel Bugten John Ohma BKK Produksjon AS Askøy Energi AS Voss Energi AS Statoil felles Statoil Kollsnes Statnett SF Hardanger Energi AS Innhold og utforming av denne utredningen er tilpasset innspill og anbefalinger fra kraftsystemutvalget. 9

100 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning med tilgrensende regionalnett BKK-området og Indre Hardanger grenser mot utredningsområdet til Sogn og Fjordane Energiverk i nord, EB Nett i øst, og Sunnhordland Kraftlag i sør. Det er ingen forbindelser på regionalnettnivå mellom utredningsområdene 2. Men sentralnettet som binder områdene sammen er svakt og med begrenset kapasitet. Derfor er det viktig å se de nevnte utredningsområdene i sammenheng. BKK samarbeider med tilgrensende regionalnettseiere om mulige nettforsterkninger mellom regionene, der hvor det er aktuelt. For tiden pågår et samarbeid med SKL om en mulig nettforsterkning fra Fusa til BKKområdet for å kunne mate ut planlagt ny vannkraftproduksjon i SKL-området. BKK har et tilsvarende samarbeid med SFE i forbindelse med en mulig regionalnettsforsterkning over Sognefjorden for å kunne mate ut vindkraft nord for Sognefjorden mot BKK-området. Samordning med sentralnettet Statnett er utredningsansvarlig for sentralnettet i utredningsområdet. Vi har likevel valgt å inkludere deler av sentralnettet i kraftsystemutredningen både fordi eier deler av sentralnettet, og fordi sentral- og regionalnettet i utredningsområdet er nært sammenknyttet. For å få til de beste løsningene er det nødvendig å se sentral- og regionalnettet samlet. For tiden pågår et samarbeid mellom Statnett, SKL og vedrørende spenningsoppgradering av 300 kv Samnanger-Sauda til 420 kv. Samordning med distribusjonsnettene Alle områdekonsesjonærer er pålagt å sende konkrete utbyggingsplaner til utredningsansvarlig som orientering. s oppgave blir å sikre at de lokale planene tilpasses planene for regionalnettet og planene til de omkringliggende distribusjonsnettene. I henhold til Forskrift om Energiutredninger [1] er områdekonsesjonærene ansvarlige for å utarbeide lokale energiutredninger. Disse brukes i forbindelse med Kraftsystemutredningen der hvor det er relevant. Planer for nye små kraftverk i distribusjonsnettet er særlig aktuelt for tiden. Det foreligger mange produksjonsplaner, som til sammen kan utgjøre store energimengder som skal mates ut på regionalnettet. har løpende kontakt med distribusjonsnetteiere i utredningsområdet for å samle inn planer for ny produksjon. Disse planene danner grunnlaget for prognosene i kapittel 5. 2 Ser bort ifra 66 kv linje Eidesfoss-Jukla 10

101 2.3 Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer Hordaland fylkeskommune ga i 2004 ut en risiko- og sårbarhetsanalyse (ROS) for fylket. Denne omhandler også sannsynligheten for strømbrudd og konsekvensen av dette. BKK Nett og flere regionalnettskunder har vært med i dette arbeidet. Kommunale planer for forskjellige typer energibærere, og planer for bolig- og næringsutvikling er viktige opplysninger som danner et godt utgangspunkt for prognosearbeidet i kraftsystemutredningen. 11

102 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet 3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet Energipolitiske føringer for energisystemet Stortingsmelding nr 14 Vi bygger Norge om utbygging av strømnettet [9] som ble offentliggjort i mars 2012, gir føringer for planlegging og utbygging av stømnettet. Vi har ikke rukket å lese igjennom den og innarbeide eventuelle endringer i energipolitiske føringer i denne utgaven av Kraftsystemutredningen. Våre mål for utredningsarbeidet Vårt overordnede mål for utviklingen av kraftsystemet er at det skal dekke fremtidige behov for overføring av kraft gjennom valg av samfunnsrasjonelle løsninger. Videre er det et mål å fremme en kostnadseffektiv utbygging og drift av overføringsanleggene. Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå Kraftsystemutredningen skal gi en oversikt over dagens kraftsystem og planer for den videre utviklingen av systemet i form av nye anlegg og reinvesteringer / modernisering av eksisterende anlegg. Utredningen omhandler alle anlegg i utredningsområdet på spenningsnivåene kv, inkludert sentralnettanlegg, industrianlegg, produksjonsanlegg og anlegg som inngår i områdekonsesjonen ( kv kabelnett i Bergen). 12

103 Ambisjonen er å gi en samlet fremstilling av hvordan overføringsbehovet for kraft i BKKområdet og Indre Hardanger antas å utvikle seg i årene fremover og hvilke tiltak som er nødvendige for å håndtere denne utviklingen. For å beskrive krav til det fremtidige kraftsystemet i utredningsområdet, er det utarbeidet ulike scenarier med hensyn på forbruks- og produksjonsutvikling (jfr. kapittel 5). Denne kraftsystemutredningen omfatter perioden frem til år Forutsetninger for økonomiske vurderinger Investeringer i kraftnettet skal baseres på en samfunnsøkonomisk rasjonell utbygging. I tråd med anbefalinger fra NVE [5] har vi valgt å tolke en samfunnsøkonomisk rasjonell utbygging som en minimering av følgende kostnader: Investeringskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader Avbruddskostnader for nettkundene Kostnader til elektriske tap Flaskehalskostnader Tapte samfunnsmessige inntekter ved ikke realisert produksjon Samfunnsmessige kostnader ved ikke realisert forbruk De to siste postene er et tillegg til NVEs opprinnelige liste. Tapte samfunnsøkonomiske inntekter ved ikke realisert produksjon er en aktuell problemstilling i vårt utredningsområde, da en rekke lønnsomme kraftprosjekter ikke kan realiseres før nettet blir styrket slik at kraften kan transporteres frem til forbrukerne eller ut av regionen. Dette punktet er derfor tatt med i de siste konsesjonssøknadene fra AS. Som motstykke har vi også ført opp samfunnsøkonomiske kostnader ved ikke realisert forbruk på listen. Dersom en planlagt etablering eller utvidelse av en industribedrift må utsettes eller skrinlegges som følge av manglende nettkapasitet, vil de samfunnøkonomiske kostnadene (de tapte inntektene) knyttet til dette inngå i denne posten. I utgangspunktet skal kun samfunnsøkonomisk lønnsomme tiltak iverksettes, men dette kan fravikes i tilfeller hvor tiltak er påkrevd for å tilfredsstille fastsatte minimumskrav til miljø, personsikkerhet og leveringskvalitet. Nettselskapene skal opptre forretningsmessig innenfor samfunnsøkonomiske rammer, og generere avkastning til sine eiere. Inntektsrammeregimet kan være en barriere for realisering av samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter. Dette har, sammen med den øvrige energibransjen, påpekt til NVE. Kalkulasjonsrente og analyseperiode (økonomisk levetid) I henhold til NVEs gjeldende anbefaling, er det benyttet en kalkulasjonsrente på 4,5 % i de samfunnsøkonomiske analysene som inngår i denne utredningen. Dette er en realrente (før skatt), det vil si at alle kostnader skal regnes i fast kroneverdi. Det er benyttet en analyseperiode på 30 år. For enkelthets skyld er økonomisk levetid satt lik analyseperioden, det vil si 30 år for alle komponenttyper. For definisjon av begrepene vises det til NVEs håndbok Samfunnsøkonomisk analyse av energiprosjekter [5]. 13

104 Områdepris (spotpris) Mange faktorer påvirker områdeprisen på elektrisk kraft, og det er vanskelig å forutsi hva den kan være på sikt. Prognoser over områdepris som utarbeides i produksjonsmiljøene er følsomme for ulike forutsetninger og har en tendens til å variere mye fra prognose til prognose. Vi antar, i denne kraftsystemutredningen, at gjennomsnittlig framtidig områdepris i utredningsområdet vil ligge på 33 øre/kwh. Til orientering viser figur 3.1 at den gjennomsnittlige årlige områdeprisen i Bergen har vært gjenstand for store svingninger. Det samme vil gjelde for den framtidige områdeprisen også. Gjennomsnittlig områdepris i Bergen 50,0 øre/kwh 40,0 30,0 20,0 10,0 0, År Figur 3.1 Utvikling i områdepris Bergen siste 16 år (kilde: Investeringskostnader Investeringskostnadene er i hovedsak basert på erfaringstall fra tidligere utbygginger. Dersom det mangler tilstrekkelig erfaringstall, brukes tall fra kostnadskatalogen til Sintef Energi AS [6]. Det tas hensyn til alle kostnader i forbindelse med en investering, herunder alle kostnader til administrasjon, renter i byggetid, og eventuelle kostnader til sanering av gamle anlegg. 14

105 Drifts- og vedlikeholdskostnader Utgangspunktet for drifts- og vedlikeholdskostnadene er erfaringstall. Ved vurdering av konkrete nettforsterkninger brukes relevante drifts- og vedlikeholdskostnader for berørte anleggsdeler. Dersom erfaringstall mangler, brukes generelle drifts- og vedlikeholdskostnader i tabell 3.1. (Disse ble opprinnelig utarbeidet av Statnett og er oppjustert til 2010-nivå av.) Stasjonsanlegg sats Dobbelt bryterfelt kv Enkelt bryterfelt kv Dobbelt bryterfelt 132 kv Enkelt bryterfelt 132 kv Transformering kv Transformering 132 kv Reaktiv kompensering Hjelpeanlegg Bygninger Teledrift Nettstyring kr/felt kr/felt kr/felt kr/felt kr/mva kr/mva kr/mvar kr/stasjon kr/stasjon kr/stasjon kr/stasjon Linjer og kabler sats kv Teledrift 300/420 kv Teledrift 132 kv Tabell 3.1: kr/km kr/avgang kr/avgang Årlige drifts- og vedlikeholdskostnader til planleggingsformål (ref. år 2010) Tapskostnader De samfunnsøkonomiske kostnadene for energitap er lik faktisk energitap (kwh) multiplisert med områdepris. SEFAS har tradisjonelt ment at effekttap også har en samfunnsøkonomisk verdi, representert ved utbyggingskostnaden for ny effekt. Det er ikke tatt hensyn til samfunnsøkonomiske kostnader for effekttap i denne kraftsystemutredningen. Avbruddskostnader Gjeldende KILE-satser fra NVE brukes for å representere de samfunnsøkonomiske kostnadene ved avbrudd. Disse er vist i figur 3.2, der kostnadene for alminnelig forsyning er basert på kundefordelingen i utredningsområdet vist i figur 4.5. Forventede avbruddskostnader beregnes ut fra KILE-satsene i tabell 3.2, forventet feilstatistikk og forventet varighet på utkoblingen. Utkoblingens varighet avhenger av den enkelte feiltype og vil være kortere enn reparasjonstiden dersom det finnes alternative måter å gjenopprette forsyningen på (bruk av beredskapsmateriell, oppstart av lokal produksjon, omkoblinger i nettet osv.) Det tilstrebes å bruke feilstatistikk for det enkelte anlegg. Men ofte er statistikkgrunnlaget mangelfullt på grunn av få historiske feil. I slike tilfeller brukes feilstatistikk på landsbasis for tilsvarende anleggsdeler fra de ti siste årene (kilde: Statnett). 15

106 Kostnad kr/mw Petroleumsindustri Alminnelig forsyning i utredningsområdet Kraftkrevende industri Avbruddsvarighet (timer) Figur 3.2 Gjennomsnittlige KILE-satser som funksjon av avbruddsvarighet Flaskehalskostnader Flaskehalser oppstår i enkelte driftssituasjoner dersom overføringsbehovet er større enn overføringskapasiteten. I slike situasjoner må det iverksettes tiltak bak flaskehalsen. Er det et underskuddsområde må forbrukerne redusere forbruket, er det et overskuddsområde må produsentene redusere sin produksjon. I dette utredningsområdet vil flaskehalser normalt oppstå i svært avgrensede nettområder, hvor det kun er få aktører bak flaskehalsen. Det vil som oftest være gitt hvilken aktør som må agere dersom det oppstår en flaskehals. Dersom vi har et underskuddsområde bak flaskehalsen, vil flaskehalskostnaden være lik kundens reelle kostnader ved å redusere sitt forbruk i den perioden flaskehalsen varer. Dersom vi har et overskuddsområde bak flaskehalsen, vil flaskehalskostnaden være lik produsentens inntektstap med å redusere sin produksjon. For magasinkraftverk kan noe tapt produksjon tas igjen på tidspunkt med lavere pris, for eksempel om natten. Inntektstapet vil da være bestemt av prisforskjellen mellom områdepris dag og natt, normalt 2-4 øre/kwh. En større produksjonsreduksjon, samt produksjonsreduksjoner i elvekraftverk, vil medføre tapt vann. Inntektstapet for det tapte vannet vil være lik gjeldende områdepris. Ofte vil slike produksjonsreduksjoner oppstå i perioder med mye snøsmelting eller nedbør, og følgelig vil områdeprisen være lav. Tapte inntekter ved ikke realisert produksjon I utredningsområdet finnes flere nettområder med begrenset innmatingskapasitet hvor det er innført restriksjoner på tilknytning av ny produksjon. I praksis gjelder dette tilknytning av småkraftverk og vindkraftverk. Dersom vi forutsetter at samfunnet har bruk for denne type ny energiproduksjon, vil slike restriksjoner fører til et samfunnsmessig tap ved at planlagte nye kraftverk ikke blir bygd. 16

107 Det samfunnsmessige tapet er lik verdien på tapt kraftproduksjon i analyseperioden, fratrukket utbyggingskostnaden til kraftverkene, og fratrukket de løpende drifts- og vedlikeholdskostnadene til kraftverkene i analyseperioden. Nåverdien PRODTAPNV = (årsproduksjon*områdepris)nv utbyggingskostnad (drift- og vedlikehold)nv Følgende generelle kostnadstall kan brukes om man ikke har mer detaljert informasjon om de enkelte kraftverkene: Utbyggingskostnad småkraft: 2,5 kr/kwh [16]) Drifts- og vedlikeholdskostnader småkraft: 20 kr/mwh Utbyggingskostnad vindkraftverk: 13 mill kr/mw [18] Dersom verdien på produksjonstapet blir negativ betyr det at det ikke er lønnsomt å bygge kraftverket. Ulønnsomme kraftverk inngår ikke i beregninger av kostnadene ved ikke realisert produksjon. 3.3 Forutsetninger for tekniske og miljømessige vurderinger Kriterier for kabling Kabling blir ofte trukket fram som et ønskelig miljøtiltak. Dessverre er det svært kostbart, spesielt på høyere spenningsnivå. Dessuten er kabling også et naturinngrep. Stortingsmelding nr 14 Vi bygger Norge om utbygging av strømnettet [9] gir føringer for bruk av kabel kontra luftledning. Generelt skal man være mer restriktiv for bruk av kabel med økende spenningsnivå. Dette fordi med økende spenningsnivå øker både omfanget av naturinngrepet, kostnadene og usikkerheten knyttet til teknologi og forsyningssikkerhet ved kabling. Vi henviser til nevnte Stortingsmelding for flere detaljer. Tekniske standarder som den dominerende aktøren innenfor utredningsområdet driver et utstrakt standardiseringsarbeid. Dette arbeidet er hovedsakelig rettet mot distribusjonsnettet, men noe standardisering søker en å få til på transmisjonsnettet også. Merkespenninger på materiell i utredningsområdet er i dag 52, 72, 145, 300 (315) og 420 kv. Det er et mål å redusere nettap, bl.a. ved at spenning forsøkes holdt opp mot merkespenning på utstyret. Kollsnes er per i dag den eneste 300 kv-stasjonen hvor materiellet har merkespenning 315 kv. Dette fordi stasjonen kan risikere å få høy spenning i enkelte driftssituasjoner. Anlegg med 52 kv merkespenning er under avvikling. Mange av anleggene vil utgå eller erstattes av nye anlegg på andre spenningsnivå. På lengre sikt vil anlegg med 300 kv merkespenning i BKK-området erstattes av anlegg med 420 kv merkespenning. Alle nye anlegg i utredningsområdet bør bygges med følgende merkespenninger: 145 kv og 420 kv. For utforming av stasjonsanlegg henvises til Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) [10]. 17

108 Alle dagens anlegg er vekselspenningsanlegg, men overføringsanlegg på likespenning, da spesielt sjøkabelanlegg, kan bli aktuelt i framtiden. Teknologiutvikling av HVDCkabelanlegg pågår, og følger med på denne utviklingen. Temperaturkorrigering av forbruk I nettplanleggingen er det vanlig praksis å temperaturkorrigere forbruket mot en felles referanse for å gjøre det lettere å sammenligne forbruksutviklingen år for år. Anvendt metodikk er å temperaturkorrigere såkalt alminnelig forsyning, det vil si alt forbruk med unntak av storindustri som er direkte tilkoblet regionalnettet. Den alminnelige forsyningens årlige maksimaleffekt temperaturkorrigeres mot såkalt ekstrem tunglast, det vil si en temperaturkorrigering mot laveste tredøgnsmiddeltemperatur med ti års returtid. Det tas utgangspunkt i målt tredøgnsmiddeltemperatur i målestasjonen Florida (Bergen), to døgn forut og døgnet under maksimallasttidspunktet. Denne temperaturen sammenlignes med laveste tredøgnsmiddel med ti års returtid for den samme målestasjonen, som er -10,6 C. Det benyttes en temperaturfølsomhet på 1,0 % lastøkning per grad reduksjon i temperatur. Teknisk levetid for komponenter i kraftsystemet Aldringen av komponentene i kraftsystemet påvirkes blant annet av klimatiske og mekaniske påkjenner, av belastningsforhold og av vedlikeholdsrutiner. Forventet teknisk levetid for de enkelte anleggsdeler har derfor et stort utfallsrom, avhengig av de påkjenninger, eventuelt manglende vedlikehold, de har vært utsatt for. Til planleggingsformål kan generelle forventede tekniske levetider i tabell 3.3. brukes. Anslag teknisk levetid (år) Komponent Luftledning, stålmast Luftledning, tremast Jordkabler Sjøkabler Transformatorer Bryteranlegg og øvrige primæranlegg Bygg Kontrollanlegg og hjelpeanlegg Tabell 3.3: Nøkkeltall. Forventet teknisk levetid på anlegg i regional- og sentralnettet. Kilde: NVE [8], Statnett og

109 3.4 Nettilknytning for produksjonsanlegg, vilkår og krav til nettkapasitet Nettselskapene ønsker å bidra til at fremtidige kraftverk og aktuelle nettiltak får konsesjon fra NVE på et riktig og realistisk grunnlag og kan realiseres innenfor ansvarlige økonomiske rammer. Kostnad til nettiltak må inngå i økonomisk vurdering av planer for kraftverk. Før en utbygger av produksjonsanlegg kan inngå avtale om nettilknytning må det blant annet sikres at kraftnettet har kapasitet til å håndtere anleggets kraftproduksjon. Nettkapasitet for nye produksjonsanlegg skal vurderes i henhold til NVEs føringer. Eventuell ledig nettkapasitet tilbys utbygger i tråd med de rutiner hver enkelt nettanleggseier har. For håndtering av ledig nettkapasitet og tildeling av ny nettkapasitet er førstemann til møllen gjeldende hovedprinsipp. Fremtidige produksjonsanlegg skal ikke forårsake produksjonsbegrensninger for eksisterende produksjonsanlegg. For store deler av utredningsområdet er det ikke ledig nettkapasitet i regionalnettet og/eller transformering mellom distribusjonsnett og regionalnett til ny lokal produksjon. Installert generatorytelse legges til grunn for vurdering av produksjonsanleggs behov for nettkapasitet. Dimensjonerende generatorytelse er installert ytelse i kva. Det må forutsettes margin for reaktiv effekt (kvar) i tillegg til generatorens aktive effekt (kw). For store deler av utredningsområdet kan det ikke tillates spenningsendring over 2 % i distribusjonsnettet som følge av produksjonsinnmating. Nettleievilkårenes generelle krav om at nettkunders bruk at nettet ikke kan virke forstyrrende for andre nettkunder eller den tekniske driften av nettet gjelder også nettkunder som leverer kraft inn på nettet, uavhengig av hvilken nettkapasitet og dimensjonerende generatorytelse som legges til grunn for en avtale om tilknytning av produksjonsanlegg. Dersom det ikke er ledig nettkapasitet for planlagt produksjonsanlegg må det inngås avtale om anleggsbidragsfinansierte nettiltak før avtale om nettilknytning kan inngås. Den enkelte netteier følger NVEs regelverk for anleggsbidrag, se eventuelt for informasjon. Kostnader relatert til produksjonsanlegg skal ikke dekkes av nettleien som forbrukerne (uttakskundene) betaler. For de fleste netteiere i s utredningsområde medfører dette at utbyggere av kraftproduksjonsanlegg bekoster alle nødvendige nettiltak forårsaket av produksjonsanleggets tilknytning, uavhengig av om nettiltakene er i sentralnett, regionalnett eller distribusjonsnett. Uavhengig av behov for tiltak i eksisterende nett bekoster og eier utbygger av produksjonsanlegg nett fra produksjonsanlegg til tilknytningspunkt til eksisterende nett. Rettighetshaver som ønsker nettilknytning for innmating av Distribuert Generering (DG) skal kontakte netteier nærmest til ønsket produksjonssted. Netteier er oftest nærmeste nettselskap med områdekonsesjon, men andre anleggseiere med anleggskonsesjon har samme plikt til å motta søknad om nettilknytning. Netteier som mottar søknad om nettilknytning for DG har plikt til å behandle søknaden, herunder undersøke og informere søker om nettkapasitet i eget og overliggende nett. Netteiere har plikt til å tilknytte innmating til kraftnettet tilnærmet tilsvarende som for uttak fra kraftnettet, se for ytterligere informasjon. Firmaet REN (Rasjonell Elektrisk Nettvirksomhet) har i 2011 utviklet en ny serie dokumenter, småkraftserien, som omhandler nettilknytning for kraftverk. og ca. 50 andre nettselskaper i Norge (per mars 2011) har valgt å benytte denne nye serien, som per i dag er det nærmeste vi kommer en bransjestandard for nettilknytning av kraftverk. Småkraftserien inkluderer Tilknytnings- og nettleieavtale for innmatingskunder i distribusjonsnettet (REB blad 3005). Se for ytterligere informasjon. 19

110 3.5 Særegne forhold innen utredningsområdet Generell beskrivelse Regionalnettet strekker seg fra høyfjellet til havgapet. Utfordringene ved kraftoverføring i området er derfor store og mange. Mange øyer, samt mange og lange fjorder i regionen, medfører utstrakt bruk av fjordspenn og sjøkabler. Den største befolkningskonsentrasjonen finnes i Bergen, mens de største vannkraftressursene ligger lenger nord og øst i utredningsområdet. Dette har medført at kraftledningene fra gammelt av er bygget fra nord og øst og inn mot Bergen by. De senere årene har olje- og gassindustrien gitt flere store lastpunkter med behov for sikker strømforsyning langs kysten. De to største er oljeraffineriet på Mongstad som kom på slutten av 1970-tallet, og gassbehandlingsanlegget på Kollsnes, inklusiv elektrifisering av Troll-plattformen, som ble satt i drift på midten av 1990-tallet. Systemjording Det galvanisk sammenkoblede 132 kv nettet som forsynes fra Fana, Arna og Dale ble direktejordet i Bakgrunnen var den økende ladestrømmen i nettet etter hvert som 132 kv nettet økte i utstrekning, og dårlige driftserfaringer med uønsket utløsning av vern på jordfeil. Ulempen med direktejording er at nærførte svakstrømsanlegg må vernes mot induserte spenninger fra jordslutningsstrømmene fra et direktejordet nett. I forbindelse med direktejordingen ble det utført et omfattende arbeid med Telenor for å kartlegge og verne utsatte teleanlegg. I tillegg ble det utført tiltak i 132 kv nettet, blant annet innføring av raskere vern for å sikre kort varighet på jordslutningsstrømmene. Ved videre utbygging av kv nettet, eller ved forhold som medfører økte kortslutningsstrømmer i nettet, må det tas kontakt med Telenor for å sikre at de induserte spenningene i teleanleggene oppfyller gjeldende forskriftskrav. De øvrige kv nettene i utredningsområdet er enten isolerte eller spolejordete. Vurderingene rundt spolejordet/isolert har historisk vært basert på selvslukking av jordfeil. Ny kunnskap tilsier at spolejording er å foretrekke uavhengig av om nettet er selvslukkende, fordi en spole vil dempe de transiente overspenningene som oppstår ved tenning og slukking av jordfeil. Utfordringer i dagens nett Utredningsområdet er normalt et underskuddsområde om vinteren med stort behov for import av kraft og et overskuddsområde om sommeren med behov for eksport av kraft. I tillegg har vi lokale overskuddsområder (for eksempel Matre-området og Samnangerområdet) og lokale underskuddsområder (Bergen og Kollsnes). Disse særtrekkene vil forsterke seg i årene framover: overskuddsområdene får høyere produksjon og underskuddsområdene får høyere forbruk. Dette medfører behov for økt overføringskapasitet mellom de ulike områdene og inn og ut av utredningsområdet. 20

111 Risikoforhold av betydning for kraftsystemet Naturgitte risikoforhold for kraftsystemet i vårt utredningsområde er erfaringsvis lyn/torden, kraftig vind, ising og ras. De fleste 300 kv ledningene har en eller flere fjelloverganger der mastene står værutsatt til. Kraftig vind, spesielt i kombinasjon med islast, kan føre til gjentatte fasesammenslag slik at ledningen må kobles ut til vinden har roet seg. Kraftig vind kan også føre til havari av enkeltkomponenter på masten, eller i verste fall mastehavari. Kraftig ising langs isolatorene kan føre til stående jordfeil. 132 kv luftledninger (og spesielt ledninger på lavere spenning) som går gjennom skogsterreng er utsatt for trefall ved kraftig vind. 50 kv ledningen mellom Bu og Sima (langs Hardangerfjorden) er svært utsatt for ras. Alle luftledninger, særlig de som går opp i høyden, er utsatt for lyn og torden. Konsekvensen er normalt liten da dette er en forbigående feil, men ved stor lynaktivitet som rammer flere ledninger samtidig, kan konsekvensen bli mer alvorlig. Lynnedslag i en transformatorstasjon er mer sjeldent, men dersom dette skjer er det stor risiko for havari av stasjonskomponenter. På lavere spenning er lynnedslag i 22 kv mastetransformatorer ikke uvanlig. Kraftig vind peker seg ut som den kanskje mest alvorlige naturgitte riskofaktoren i vårt utredningsområde. Ikke bare er det alvorlig for den enkelte kraftledning, men med økende vindstyrke er det økende sannsynlighet for at vinden forårsaker flere samtidige alvorlige feil. Konsekvensen, som følge av vindstyrken, er ikke lineær. Orkan er en svært alvorlig risikofaktor hvor det er stor sannsynlighet for flere samtidige langvarige feil. De varslede klimaforandringene vil gi økende forekomster av stormer og orkaner, og vi kan dermed forvente en tilsvarende økning i antall feilhendelser som skyldes kraftig vind. Vi har også andre risikoforhold som sabotasje (av enkeltmaster, av transformatorstasjoner eller av sentrale IT-anlegg) og brann (i stasjonsanlegg). Slike riskoforhold er ikke unike for kraftsystemet i vårt utredningsområde, men er et risikobilde som vi deler med de andre kraftsystemene i dette landet. Håndteringen og minimeringen av denne type risiko gjøres av de enkelte konsesjonærene ved hjelp av beredskapsplaner, ROS-analyser, osv. 21

112 Foto: David Zadig 4 Dagens kraftsystem 4.1 Dagens kraftnett og statistikk for overføring Nøkkeltall Tabell 4.1 viser antall km luftledning, kabel og antall transformatorer i utredningsområdet, sortert på nominell driftsspenning. Nøkkeldata Luftledninger 420 kv Kabler Transformatorer Luftledninger 300 kv Kabler Transformatorer Luftledninger 132 kv Kabler Transformatorer Luftledninger Kabler kv Transformatorer Offshore kabler kv Tabell 4.1: km 20 km km 91 km km 13 km km Nøkkeldata for utredningsområdet per Kabler offshore består av vekselstrømskablene ut til Troll A- og Gjøa-plattformene. Likestrømskablene til Troll A-plattformen er ikke tatt med. 22

113 Utvekslingspunkter Utredningsområdet har følgende utvekslingspunkter mot omkringliggende nett: På regional- og sentralnettsnivå: fra Modalen mot Refsdal (300 kv) fra Samnanger mot Mauranger (300 kv) i Sima stasjon (420 kv) fra Jondal mot Mauranger (66 kv) På distribusjonsnettsnivå: Fra Kvam mot Fusa kommune (Sunnhordland Kraftlags utredningsområde) Fra Jondal mot Mauranger (Sunnhordland Kraftlags utredningsområde) I Ortnevik mot Vik kommune (Sogn og Fjordane Energis utredningsområde) Fra Hallingskeid mot Aurland kommune (Sogn og Fjordane Energis utredningsområde) Fra Voss mot Aurland kommune (Sogn og Fjordane Energis utredningsområde) Fra Finse mot Hol kommune (EB Netts utredningsområde) Mellom Ullensvang og Odda kommune (Sunnhordland Kraftlags utredningsområde) Delingspunkt i nettet ved normaldrift 132 kv Dale o Sommerstid er drift delt: Linje Myster og Ravneberget 1+2 mot ssk A1. T2, T3, T4 og T11 mot ssk A2. o Vinterstid er drift sammenmasket. 132 kv Matre o sommerstid: Drift er delt. Linje Frøyset, Stordal og Osterøy/Seim tilknyttet ssk A, linje Vemundsbotn/Myster tilknyttet ssk B. Aggregatene fordeles på de to driftene ut fra ledig overføringskapasitet. I tilfeller med høy uregulert produksjon i Myster/Hellandsfoss er drift i Matre samlet med utkoblet bryter i Myster mot Vemundsbotn/Matre. o vinterstid: normalt sammenmasket 132 kv ledningen mellom Seim og Padøy er normalt delt i Seim mot Padøy. 132 kv ledningen mellom Kollsnes og Merkesvik er normalt delt i Kollsnes mot Merkesvik. 132 kv i Ravneberget: Avgangene Fana og Strømgaten mot ssk B. Resten mot ssk A. 45 kv nettet mellom Loddefjord og Simonsvik er normalt delt i Loddefjord på bryter mot Simonsvik. 45 kv nettet mellom Jordal og Ravneberget er normalt delt i Sandviken på bryter mot Ravneberget. 45 kv linje Jordal-Hellen/Sandviken 1 ligger med brudd i Hellen. 45 kv nettet mellom Dale og Voss er normalt delt på koblebryter i Kaldestad. G1 mater mot Fosse via ssk A, ssk B er spenningssatt fra Hodnaberg. 45 kv nettet mellom Voss og Sima, er normalt delt i Granvin på bryter mot Bu. 23

114 Systemvern Systemvern er en vernløsning som de senere årene er tatt i bruk i utredningsområdet. Årsaken er at nettet stadig oftere drives opp mot kapasitetsgrensene. Hensikten med systemvernet er en styrt frakobling av noe forbruk for å opprettholde forsyningen i resten av systemet dersom det oppstår en kritisk feil i nettet. Alternativet er en ukontrollert utkobling av ledninger og generatorer og mørklegging av hele forsyningsområdet. I dag har utredningsområdet den høyeste konsentrasjonen av systemvernløsninger i det norske kraftsystemet. Systemvern ansees som en midlertidig løsning inntil nødvendige nettforsterkninger for å øke systemets kapasitet har kommet i drift. Nedenfor følger en beskrivelse av de ulike typene systemvern som er i drift i utredningsområdet. 1. Belastningsfrakobling (BFK) for BKK-snittet og Bergenssnittet BKK-området har et underfrekvensbasert belastningsfrakoblingssystem. Inntil 70 % av vinterbelastningen innenfor Bergenssnittet er knyttet opp mot dette, fordelt på 6 utløsenivå (mellom 48,7 Hz og 47,7 Hz). Belastningsfrakoblingssystemet trer i kraft ved deteksjon av frekvensfall som følge av separatdrift av hele eller deler av BKK-området. BKK-området har underspenningsvern som trer i kraft ved deteksjon av lav spenning i 300 kv nettet. Første steg er å koble ut reaktoren i Litlesotra, noe som tilfører systemet 112 MVAr hvis den på forhånd har vært innkoblet. Er spenningen fremdeles for lav kobles forbruket ut i hele Os kommune, Sund kommune, deler av Fjell kommune. I tillegg kobles det ut én kompressor på Kollsnes og én kompressor på Troll A. BKK-snittet har et overstrømsvern som trer i kraft ved deteksjon av overlast på 300 kv ledningene Mauranger-Samnanger eller Modalen-Evanger. Ved deteksjon av overlast kobles forbruket ut i hele Os kommune, Sund kommune og deler av Fjell kommune. I tillegg kobles det ut én kompressor på Kollsnes og én kompressor på Troll A. Bergenssnittet har et overstrømsvern som trer i kraft ved deteksjon av overlast på 300 kv Dale-Arna som følge av utfall av 300 kv Fana-Samnanger. Overlastvernet har tre tidsforsinkede trinn. Trinn 1 kobler ut forbruket i hele Os kommune, Sund kommune og deler av Fjell kommune. Trinn 2 kobler ut èn kompressor på Kollsnes og og èn kompressor på Troll A. Trinn 3 kobler ut Ytrebygda bydel og store deler av Fana bydel i Bergen kommune. 2. Produksjonsfrakobling (PFK) I Matre- og Mongstadområdet På Matresnittet er det installert et overstrømsbasert produksjonsfrakoblingssystem. Ved deteksjon av overlast blir produksjonen i Matre redusert. 3. Lokal belastningsfrakobling BFK på Kollsnes Det er installert et lokalt lastbortkoblingssystem på Kollsnes som er i bruk når Kollsnes inngår i et masket nett (det vil si når 132 kv ledningen Merkesvik-Kollsnes er innkoblet). 24

115 Alderssammensetning og tilstand Alderssammensetningen av luftledninger, kabler og krafttransformatorer i utredningsområdet er vist i figurene Alle landbaserte anlegg, inklusiv alle industriog produksjonsanlegg, er tatt med. (Offshore-kabler er ikke inkludert.) Vi erfarer at enkelte av de eldste kraftledningene begynner å bli krevende vedlikeholdsmessig. Skader på fundamenter, korrosjon av stålmaster, råteskader på tremaster og korrosjon av faseliner og toppliner er problemer som går igjen. Alderen på anlegg med «svekket» tilstand stemmer godt overens med forventet teknisk levetid presentert i kapittel 3.3. Aldersfordeling på luftledninger kv Ant. km kv kv Alder (år) Figur 4.1: Aldersfordeling på luftledninger i utredningsområdet ref. år Kilde: AS Aldersfordeling på jord- og sjøkabler kv Ant. km kv kv Alder (år) Figur 4.2: Aldersfordeling på kabler i utredningsområdet ref. år Kilde: AS 25

116 Aldersfordeling på transformatorer (ref. spenning primærside) kv Antall kv kv Alder (år) Figur 4.3: Aldersfordeling på transformatorer i utredningsområdet ref. år Kilde: AS Kraftledninger bygget for høyere spenning I utredningsområdet er en del forbindelser klargjort for høyere spenning. Dette gjelder: Arna-Jordal, hvor det henger to parallelle 132 kv linjer på en masterekke, som kan ombygges til 300 kv duplex. 45 kv Ravneberget-Sandviken er bygget for 132 kv. 45 kv Haukeland-Ravneberget 1 og 2 er bygget for 132 kv. 45 kv Loddefjord-Simonsvik er bygget for 132 kv 45 kv Hammersland-Litlesotra er bygget for 132 kv 22 kv Hylkje-Salhusvegen er bygget for 132 kv 22 kv Kjønnagard-Urdland er bygget for 132 kv 22 kv Førde-Hestfossen er bygget for 132 kv Kraftledninger som ikke er i drift Alle kraftledninger i utredningsområdet er spenningssatt i en normal driftssituasjon. Ingen kraftledninger er tatt ut av drift siste år. Det gjenstår enkelte kraftledninger som ble tatt ut av drift for noen år tilbake, hvor rivingen ennå ikke er avsluttet. Det gjelder disse ledningene: 45 kv Dale Herlandsfossen ( AS) 45 kv Bjørkelid Vethe (Voss Energi AS) 4.2 Kritiske feilsituasjoner Dette kapittelet er unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2). 26

117 4.3 Statistikk for elektrisitetsproduksjon Utredningsområdet har ca 20 kraftstasjoner tilknyttet regional- og sentralnettet. Alle unntatt Energiverk Mongstad er vannkraftverk. Energiverk Mongstad bruker gass som brensel og produserer både elektrisk strøm og varme. Varmen brukes i prosessanlegget på Mongstad. De senere årene har småkraftverk i distribusjonsnettet fått stort omfang. Per i dag finnes det rundt 95 kraftverk som mater kraft inn i distribusjonsnettet i vårt utredningsområde. En oversikt over disse er vist i vedlegg 4. De aller fleste småkraftverkene er vannkraftverk. Noen få er termiske kraftverk som bruker gass eller avfallsprodukter som brensel. Ingen vindkraftverk er i drift per i dag. Utviklingen i årlig produksjon i utredningsområdet er vist i figur 4.4. Figuren viser at vannkraftproduksjonen har store variasjoner fra år til år som følge av tilsigsvariasjoner. I utredningsområdet er vannkraftmagasinene relativt små. Produksjonen i et tørrår kan være nærmere halvparten av produksjonen i et vått år. Produksjon tilknyttet 420 kv-anlegget i Sima er holdt utenfor statistikker og prognoser i denne kraftsystemutredningen. Årlig el.produksjon i BKK-området og indre Hardanger ekskl. Sima kraftverk Termisk kraftprod. GWh Vannkraft År Figur 4.4: Årlig elektrisitetsproduksjon i utredningsområdet. Kilde: BKK Produksjon og områdekonsesjonærene. 27

118 4.4 Statistikk for elektrisitetsforbruk Definisjoner Sett fra et regionalt perspektiv kan elektrisitetsforbruket deles inn i følgende forbruksgrupper: Kraftkrevende industri. I utredningsområdet har vi i dag kun industribedriften Bjølvefossen i Kvam kommune. Petroleumsindustri. I utredningsområdet har vi forbruket på Kollsnes gassbehandlingsanlegg, Stureterminalen og Mongstad oljeraffineri på land, og forbruket på Troll A-plattformen og Gjøa-plattformen offshore. Alminnelig forsyning. Dette omfatter alt øvrig elektrisitetsforbruk i utredningsområdet. Det meste går til husholdninger, resten til småindustri, næringsvirksomhet og jordbruk. Figur 4.6 viser hvordan alminnelig forsyning fordeler seg på de ulike kundegruppene i utredningsområdet ut fra årsforbruk. Noen få prosent av den alminnelige forsyningen er definert som uprioritert forbruk eller såkalt kjelkraft. Dette er kunder som kan koble forbruket sitt over på alternativ forsyning, som oftest oljefyring. Fordeling av "alminnelig forsyning" på ulike kundegrupper iht. årsforbruk. (BKK-området og indre Hardanger.) 8% 1% Husholdning 15% Handel og Tjenester 54% Offentlig virksomhet Industri 22% Jordbruk Figur 4.5: 28 Fordeling av alminnelig forsyning på ulike kundegrupper i utredningsområdet. Kilde: områdekonsesjonærene

119 Elektrisitetsforbruk siste 12 år Figur 4.6 viser utviklingen i elektrisitetsforbruk i BKK-området fordelt på petroleumsindustrien, kraftkrevende industri, og alminnelig forsyning. Elektrisitetsforbruket har økt betydelig de siste 12 årene. Veksten har skjedd innenfor både petroleumsindustrien og alminnelig forsyning. Antall innbyggere i utredningsområdet har i perioden økt med ca 1,1% per år (kilde: Statistisk sentralbyrå). Dette forklarer i all hovedsak økningen i elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning i samme periode. Figur 4.7 viser utviklingen i elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning per innbygger i utredningsområdet. Figuren viser at det årlige elektrisitetsforbruket har holdt seg noenlunde stabilt på kwh per innbygger. Det høye forbruket per innbygger i 2010 skyldes trolig at året var uvanlig kaldt. Målt elektrisitetsforbruk i BKK-området og indre Hardanger GWh Alminnelig forsyning Figur 4.6: År Kraftkrevende industri 2010 Petroleumsindustri Årlig elektrisitetsforbruk i utredningsområdet. Kilde: AS, og energiutredningene/områdekonsesjonærene El.forbruk per innbygger i BKK-området og indre Hardanger kwh pr innbygger År Figur 4.7: Elektrisitetsforbruk til alminnelig forsyning per innbygger. Kilde for befolkningsutvikling: Statistisk sentralbyrå 29

120 Effektbelastning siste 13 år Figur 4.8 og figur 4.9 viser utviklingen av henholdsvis målt og temperaturkorrigert maksimallast i utredningsområdet. Temperaturkorrigeringen er utført i henhold til metoden beskrevet i kapittel 3.3. Både målt og temperaturkorrigert maksimallast har vist en tydelig økning de siste 10 årene. Veksten har skjedd i både petroleumsindustri og alminnelig forsyning. Figur 4.10 viser utviklingen i temperaturkorrigert alminnelig forsyning fordelt per innbygger i utredningsområdet. Figuren viser at temperaturkorrigert maksimaleffekt per innbygger over tid er noenlunde konstant. Målt maksimallast i BKK-området og indre Hardanger MW År Alminnelig forsyning Figur 4.8: Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Målt maksimallast i utredningsområdet. Kilde: AS Temp.korrigert maksimallast i BKK-området og indre Hardanger MW År Alminnelig forsyning Figur 4.9: 30 Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Temperaturkorrigert maksimallast i utredningsområdet. Kilde: AS

121 Temp.korr. maks.last per innbygger i BKK-området og indre Hardanger kw pr innbygger 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0, År Figur 4.10: Temperaturkorrigert maksimallast til alminnelig forsyning per innbygger. Kilde for befolkningsutvikling: Statistisk sentralbyrå Brukstid Figur 4.11 viser utviklingen i brukstid4 for forbruket i utredningsområdet. Figuren viser at trenden går mot redusert brukstid. Dette kan også leses av figurene 4.6 og 4.9, som viser at maksimallasten har en sterkere vekst enn elektrisitetsforbruket. Redusert brukstid er en uheldig utvikling da dette impliserer en redusert utnyttelsesgrad av nettet. Brukstid for forbruk i BKK-området og indre Hardanger ref. uttak fra regionalnettet timer År Figur 4.11: Utvikling i brukstid for forbruket i BKK-området og indre Hardanger. Kilde: AS Uprioritert forbruk Uprioritert forbruk (kjelkraft) betegner en kundegruppe som bruker elektrokjeler til å forsyne sentralvarmeanlegg i bedrifter, boligblokker, skoler og institusjoner. De har inngått avtale 4 Brukstid er her definert som elektrisitetsforbruket (figur 4.6) dividert på temperaturkorrigert maksimallast (figur 4.9) 31

122 med nettselskapet om billigere nettleie mot at de kan koble inn alternativ oppvarming ved behov, i all hovedsak oljefyring. Denne kundegruppen står for en svært liten andel av forbruket i utredningsområdet. Innkoblet kjelkraft i maksimallasten 2012 under hvert regionalnettpunkt er vist i vedlegg 5. Kjelkraften utgjorde ca 3% av effektuttaket i maksimallasttimen. 4.5 Utveksling mellom sentral- og regionalnett På figurene under presenteres varighetskurver for utvekslingspunkter mellom sentral- og regionalnettet. Disse viser hvor stor effekt (målt i megawatt) som ble overført i ulike punkt i nettet, fordelt på årets 8760 timer. Per i dag er kapasiteten i Samnanger, Dale og Evanger fullt utnyttet eller nesten fullt utnyttet. Planer for å skifte ut disse transformatorene er omtalt i kapittel MW Timer Figur 4.12: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Arna transformatorstasjon. Kilde: BKK Nett AS MW Timer Figur 4.13: 32 Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Dale transformatorstasjon. Kilde: BKK Nett AS

123 MW Timer Figur 4.14: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Evanger transformatorstasjon. Kilde: AS MW Timer Figur 4.15: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Fana transformatorstasjon. Kilde: BKK Nett AS MW Timer Figur 4.16: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Sima mot Eidfjord. Kilde: Statnett 33

124 MW Timer Figur 4.17: Utveksling mellom sentral- og regionalnettet i Samnanger tr.stasjon. Kilde: AS Figur viser varighetskurver for utvekslingspunktene mellom regional- og sentralnettet i årene 2009, 2010 og Uttak fra sentralnettet er angitt som positive verdier; innlevering til sentralnettet som negative verdier. Arna, Fana og Dale forsyner det såkalte Bergenssnittet som utgjør det største forbrukstyngdepunktet i utredningsområdet. I 2010 var uttaket fra sentralnettet ekstra stort. Dette skyldes høyt forbruk og lav produksjon i underliggende regionalnettet dette året. Transformatorkapasiteten i Dale (125 MVA) er til tider fullt utnyttet i både uttaks- og i innmatingssituasjoner. Planer for utskifting av denne transformatoren er omtalt i kapittel 6. Transformatoren i Evanger forsyner kommunene Voss, Granvin og Ulvik. Transformatoren (50 MVA) nærmer seg nå fullast i både uttaks- og i innmatingssituasjoner. Planer for utskifting av transformatoren er omtalt i kapittel 6. Linje Eidfjord i Sima har uttak fra sentralnettet ca halvparten av året, og innlevering den andre halvparten. Samnanger T1 (150 MVA) går fullastet i innleveringssituasjoner mot sentralnettet. På grunn av planer om ny produksjon i nettet under Samnanger er det planlagt å øke transformeringskapasiteten i Samnanger (se kapittel 6). 4.6 Utveksling på viktige snitt Begrepet snitt brukes for å omtale et sett ledninger/transformatorer inn til et område, hvor kapasiteten på ledningene kan være en begrensende faktor. N-1 kriteriet (N minus 1) betyr at utfall av en vilkårlig komponent ikke skal medføre overlast eller svikt i det øvrige nettet. Dette er et planleggings- og driftskriterium som man tilstreber å overholde, i hvert fall i nett med de høyeste spenningene, og spesielt i nett som forsyner forbruk. Dersom N-1 kriteriet ikke blir overholdt til forbruksområder, medfører det svekket forsyningssikkerhet og risiko for avbrudd dersom det skulle oppstå feil i nettet. 34

125 Vårt utredningsområde har to viktige forbrukssnitt hvor det ikke er full N-1 reserve: Bergenssnittet og Kollsnessnittet. Varighetskurver for disse snittene er vist på figurene 4.18 og 4.19, hvor grensen for N-1 for de respektive snittene er markert med en vannrett linje. Matresnittet er et produksjonssnitt som begynner å bli fullt utnyttet. Varighetskurve for dette snittet er vist på figur Videre er kapasiteten på 132/45 kv transformatoren Voss T3 fullt utnyttet. Varighetskurve for utvekslingen på Voss T3 er vist på figur N-1 grense vinter MW Timer Figur 4.18: Varighetskurve for Bergenssnittet (300 kv Dale-Arna kv Samnanger-Fana). Kilde: AS N-1 grense 500 MW Timer Figur 4.19: Varighetskurve for Kollsnessnittet (300 kv Litlesotra-Kollsnes kv MerkesvikKollsnes) Kilde: AS 35

126 N-1 grense sommer MW Timer Figur 4.20: Varighetskurve for Matre-snittet (Osterøy-Jordal + Seim-Meland + Myster-Dale). Kilde: AS MW Timer Figur 4.21: Varighetskurve for utveksling på Voss T3 (fra 132 til 45 kv). Kilde: AS Hovedtyngden av forbruket i utredningsområdet ligger innenfor Bergenssnittet, et område som importerer kraft hele året. Som vist på figur 4.18 overstiger importen til Bergenssnittet N-1 grensen til snittet. Perioden med anstrengt nettdrift var i 2011 i overkant av 1000 timer. Dersom det oppstår en feil på en av de to innmatingsledningene i løpet av disse timene blir forbruk innenfor Bergenssnittet automatisk koblet ut. I 2010 ble Energiverk Mongstad satt i drift, noe som medførte en importreduksjon i år 2011 i forhold til årene før. Imidlertid planlegges en betydelig forbruksøkning innenfor snittet de kommende årene, slik at importen og perioden med anstrengt nettdrift igjen vil øke. (Mer om prognoser i kapittel 5.) For å styrke snittet og oppfylle N-1-kriteriet har BKK søkt konsesjon på en ny 300 (420) kv-ledning Modalen-Mongstad-Kollsnes. Denne er nærmere omtalt i kapittel 6. Forsyningen til Kollsnes-snittet overstiger N-1 grensen5 i over halvparten av årets timer. I årene framover ventes en forbruksøkning på Kollsnes på grunn av økt elektrifisering i Nordsjøen (Troll A-plattformen og Hild-plattformen) som blir forsynt med kraft fra land fra 5 N-1 grensen til Kollsnes er kun 200 MW vinterstid på grunn av stort spenningsfall gjennom 132 kv nettet mot Kollsnes. Stort reaktivt uttak på Kollsnes er hovedårsaken til spenningsfallet. 36

127 Kollsnes. har søkt konsesjon på ny kraftledning fra Mongstad til Kollsnes, blant annet for å styrke forsyningen til Kollsnes (se kapittel 6). Matre-snittet er et produksjonssnitt som begynner å bli fullastet. Energiverk Mongstad kom i drift innenfor dette snittet i 2010, noe som medførte en betydelig økning i eksport i år Det planlegges mer ny produksjon i årene framover. Uten nye nettforsterkninger vil det oppstå permanente flaskehalser knyttet til produksjon i dette snittet. I perioder med høy produksjon vil vi få innestengt kraft i området som ikke når frem til forbrukerne. Planlagt nettforsterkning (300 kv Modalen-Mongstad-Kollsnes) er beskrevet i kapittel 6. Transformator T3 i Voss med ytelse på 30 MVA går fullastet i både eksport- og importsituasjoner. Forventet forbruksvekst i området innebærer en ytterligere belastning på transformatoren i importsituasjoner. I tillegg er det planer om ny kraftproduksjon i området, som utløser investeringer i økt nettkapasitet i eksportsituasjoner. Løsningen som er valgt, er å bygge om 45 kv-ledningen Granvin-Voss til 132 kv og å øke 300/132 kv transformatorkapasiteten i Evanger. (Se kapittel 6 for mer informasjon). 4.7 Manglende ledig nettkapasitet til ny produksjon Nettselskapene som har områdekonsesjon i vårt utredningsområde har til sammen fått flere hundre henvendelser om nettilknytning for nye mindre vannkraftverk og noen vindkraftverk. Til sammen utgjør disse en meget stor effektinstallasjon. Disse kraftverkene er i hovedsak planlagt i områder med lavt forbruk og med et produksjonsoverskudd fra før. Et annet kjennetegn er at de i all hovedsak er uregulerte (uten vannmagasin) slik at de må produsere når det er vannføring i elvene eller vind tilgjengelig. De er dermed avhengige av tilgang til et nett som har tilstrekkelig kapasitet til å frakte kraft ut av området og til et marked, i de periodene hvor de kan produsere. I det meste av utredningsområdet er det ikke ledig nettkapasitet for ny kraftproduksjon. Kun i de ytre kystkommunene, inkludert Bergen, er det ledig kapasitet for å øke installasjonen uten at nettet må forsterkes. I de fleste områdene for øvrig må alle henvendelser fra potensielle utbyggere avvises som følge av at regionalnettet eller transformeringen mot sentralnettet ikke har ledig kapasitet. Vi oppfordrer likevel rettighetshavere som har planer om nye kraftverk, til å kontakte nærmeste netteier. På den måten får vi oversikt over hvilke planer som foreligger, og kan ta hensyn til dem i det pågående arbeidet med å etablere eller øke nettkapasitet for ny kraftproduksjon. Figur 4.22 inneholder oppdatert informasjon om ledig nettkapasitet for ny produksjon. NVE bruker disse opplysningene aktivt i sin prioritering av konsesjonsbehandling av ny produksjon, der konsesjonssøknader for ny produksjon i grønne områder blir prioritert framfor røde områder. Sentralnettet utenfor utredningsområdet har også begrenset nettkapasitet. Statnett opplyser at det er ledig kapasitet per dags dato, men det er bare plass til en brøkdel av all planlagt ny produksjon. Dette er årsaken til at det som tidligere var markert med grønn fargekode i figur 4.22 nå er markert med gult (med unntak av Finse). 37

128 Figur 4.22: Ledig nettkapasitet til ny produksjon: Rødt (ingen ledig kapasitet), gult (litt ledig kapasitet), grønt (god kapasitet) Som følge av alle henvendelsene om nettilknytning for ny produksjon, er det satt i gang et arbeid for å vurdere og komme fram til en helhetlig løsning for hvordan nettet skal forsterkes for å kunne ta i mot all den planlagte kraftproduksjonen. Aktuelle tiltak er identifisert og konsesjonsbehandlingen har begynt. Tabell 4.2 viser hvilket nettiltak6 som kreves for at det skal bli rom for ny produksjon i hver enkelt kommune. Vi gjør oppmerksom på at nettdelinger ikke alltid føler kommunegrensene, slik at for enkelte kraftverk kan det være tiltakene i nabokommunen som gjelder. For å vite mer eksakt hvilket nettiltak som kreves for det enkelte kraftverk må det tas kontakt med den lokale netteieren eller med AS. Videre gjør vi oppmerksom på at denne listen er foreløpig og basert på kjente planer per dags dato. Nye planlagte kraftverk kan gjøre det nødvendig å supplere listen med flere tiltak. Alle tiltakene omhandles nærmere i kapittel 6. 6 I tillegg kreves det forsterkninger i distribusjonsnettet. For informasjon om distribusjonsnettet må det tas kontakt med den enkelte områdekonsesjonær. 38

129 Kommune Nødvendige nettiltak Øygarden, Fjell, Sund, Askøy, Bergen, Os 420 kv Sima-Samnanger (*) Meland, Radøy, Fedje og Austrheim kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Mongstad-Kollsnes Lindås For produksjon i den nordøstlige delen (Romarheimsdalen): kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Ny 132/22 kv transformatorstasjon på Romarheim For resten av kommunen: kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Mongstad-Kollsnes Gulen kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - nye 132/22 kv transformatorer i Frøyset, Matre og Stordal Masfjorden kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - nye 132/22 kv transformatorer i Frøyset, Matre og Stordal For produksjon i den vestlige delen (ca vest for Førde) kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Ny 132/22 kv transformator i Stordal - Oppgradert 132 kv ledning Matre-Stordal (**) Høyanger sør for Sognefjorden For produksjon øst for Førde kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad kv Stordal-Østerbø - Oppgradert 132 kv ledning Matre-Stordal (**) - 132/22 kv transformering i Østerbø For produksjon i den nordlige delen: kv Sima-Samnanger (*) - En ny 300/22 kv transformator i Steinsland For produksjon helt i sør: - Se beskrivelse for Romarheimsdalen i Lindås kommune Modalen For resten av kommunen: kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Temperaturoppgradering av 132 kv Myster-Dale + ny 300/132 kv transformator på Dale - Ny 132/22 kv transformator i Hellandsfoss 39

130 Osterøy kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad Vaksdal øst (Bergsdalen, øst for Fosse): kv Sima-Samnanger (*) - Ny 45(132)/22 kv transformator i Kaldestad Nedre Eksingedalen (vest for Vetlejord): kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Temperaturoppgradering av 132 kv Myster-Dale + ny 300/132 kv transformator på Dale - 132/22 kv transformering i Myster Vaksdal Øvre Eksingedalen (øst for Vetlejord): kv Sima-Samnanger (*) (420) kv Modalen-Mongstad - Temperaturoppgradering av 132 kv Myster-Dale + ny 300/132 kv transformator på Dale kv Myster-Lavik - 132/22 kv transformering i Lavik Resten av Vaksdal: kv Sima-Samnanger (*) Samnanger kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon - Ny 132/22 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon - Ny 132 kv ledning Samnanger-Norheimsund-Øystese Kvam Den vestlige delen (fram til et punkt mellom Evanger og Bulken) inklusiv Teigdalen: kv Sima-Samnanger (*) - Ny 300/22 kv transformator i Evanger transformatorstasjon Den nordøstlige delen (Myrkdalen og Raundalen): kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger transformatorstasjon kv ledning Voss-Urdland - Ny 45(132)/22 kv transformator i Kjønnagard Voss Resten av kommunen: kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger transformatorstasjon Granvin kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger kv Voss-Granvin - 132/22 kv transformering i Granvin

131 Ulvik Vest for Hallingskeid: kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger kv Voss-Granvin - 132/22 kv transformering i Ulvik Nord og øst for Hallingskeid: det er ledig nettkapasitet mot Aurland og mot Hol Eidfjord - 420/132(66) kv transformator i Sima - Nye 132(66)/22 kv transformatorer i Bu, Klyve og Sima Jondal kv Sima-Samnanger (*) kv Mauranger- Eidesfossen-Herand - 132(66)/22 kv transformatorer i Eidesfossen og på Herand Vest for Sørfjorden: kv Sima-Samnanger (*) kv Mauranger- Eidesfossen-Herand - 132/22 kv transformator på Herand Øst for Sørfjorden, nordlig del: - 420/132(66) kv transformator i Sima - Ny 132(66)/22 kv transformator i Bu Ullensvang Øst for Sørfjorden, sørlig del: - Ny 300/66 kv transformator i Åsen/Tyssedal - Ny 66/22 kv transformator i Stanavegen Nord for Hardangerfjorden: kv Sima-Samnanger (*) - Større 300/132 kv transformator i Evanger kv Voss-Granvin (*) Sima-Samnanger er nødvendig for alle nye produksjonsplaner og for de fleste av de eksisterende produksjonsplanene. I tillegg er det behov for rask etablering av 420 kv ledningen Samnanger-Mauranger-Sauda. (**) Opprustning av 132 kv-ledningen Matre-Stordal er nødvendig for alle nye produksjonsplaner og for mange av de eksisterende produksjonsplanene. Tabell 4.2: Nettiltak som trengs for å åpne for mer kraftproduksjon i hver enkelt kommune 41

132 4.8 Andre energibærere og påvirkningen på kraftsystemet Elektrisitet Infrastrukturen består av hovedsakelig kabel i bynære/tettbebygde områder på lavere spenninger, og luftledningsnett i øvrige deler. Varmepumper har blitt populære de senere årene og er en måte å utnytte elektrisiteten på slik at den gir mer varme. Luft-til-luft-varmepumper er den vanligste typen som er i bruk. Ulempen er at virkningsgraden går betydelig ned med fallende utetemperatur. På kalde dager er det lite energi å spare på å bruke varmepumpe istedenfor tradisjonell elektrisk oppvarming. Væske-/vann-varmepumper henter som oftest varmen fra berggrunnen (grunn jordvarme / energibrønn) og disse vil ha tilnærmet samme virkningsgrad året rundt. Ifølge Norsk Varmepumpeforening er det nå solgt over varmepumper på landsbasis (ref. år 2010). Det er grunn til å tro at en stor andel av disse varmepumpene er i vårt utredningsområde. Vårt utredningsområde med relativt milde vintre har et ideelt klima for luft-/luft-varmepumper. Fjernvarme/nærvarme Fjernvarme er et satsingsområde i Norge og er et ledd i myndighetenes ønske om energiomlegging. Fjernvarmenettet til BKK Varme i Bergen strekker seg fra avfallsforbrenningsanlegget i Rådalen til Torget i Bergen sentrum. Det går også en avgreining mot Kokstad og Sandsli. På veien ned mot sentrum går det avgreininger mot Landås, Haukeland Universitetssykehus og Damsgård. I årene som kommer vil fjernvarmenettet bli utvidet til Nordnes, Laksevåg og Bergen Lufthavn. Figur 4.23 viser levert varme fra fjernvarmenettet i perioden , samt prognosert leveranse i årene Hovedvarmekilden til fjernvarmenettet i Bergen er BIRs avfallsforbrenningsanlegg i Rådalen. (Anlegget leverer også damp til elektrisitetsproduksjon.) På kalde dager kan ikke avfallsforbrenningsanlegget levere nok effekt til fjernvarmen. Da benyttes i tillegg to gasskjeler i varmesentralen til Haukeland sykehus. I denne sentralen er det også installert en elektrokjel som kan benyttes i fjernvarmenettet. I tillegg er det installert fire oljekjeler i Rådalen for å sikre levering ved eventuelle utfall (effektsikring). Utvidelse av fjernvarmenettet i Bergen vil kreve mer spisslast, blant annet en stor elektrisk spisslast i Bergen sentrum. Prognosert elektrisk effektbehov til denne spisslasten er vist i vedlegg 5. 42

133 Energimiks fjernvarme Elektrisitet GWh 250 Olje 200 Gass 150 Bio div 100 Avfall År Figur 4.23: Varmeleveranse fra fjernvarmenettet i Bergen fordelt på de ulike varmekildene. Kilde: BKK Varme AS, februar 2011 I mars 2007 satt BKK Varme i drift et nærvarmeanlegg på Rong i Øygarden kommune som årlig leverer 2,5 GWh. Varmen produseres av en sjøvannsbasert varmepumpe. BKK Varme har konsesjon for et fjernvarmeanlegg i Åsane i Bergen. Varmen skal produseres fra et biobrenselanlegg med utvidet rensing. Hovedkilden vil være fliset returtre. Det er anslått en årlig varmeleveranse på 25 GWh for det planlagte anlegget. Anlegget vil i første omgang forsyne eksisterende bebyggelse med hovedvekt på næringsbygg og borettslag med felles varmesentral. Bygging må avventes inntil nødvendig reguleringsplan er utarbeidet for tomten til varmesentralen. BKK Varme har også fått konsesjon for et fjernvarmeanlegg i Loddefjord i Bergen, men konsesjonen er påklaget og er under behandling i OED. Også her vil hovedkilden i biobrenselanlegget være fliset returtre. Det er beregnet en årlig varmeleveranse på 20 GWh. Anlegget vil hovedsakelig forsyne eksisterende bebyggelse med hovedvekt på borettslag og kjøpesenter. Plassering av varmesentral til et slikt fjernvarmeanlegg vil alltid være en utfordring. Det er behov for en tomt nær vei og relativt nær kundene. Varmesentralen til være høy og skorsteinen vil bli synlig i landskapet. Det er derfor å påregne at plassering uansett vil føre til reaksjoner, noe som gjør at realisering av slike prosjekt kan ta lang tid. Byggestart vil bli tidligst i år BKK Varme jobber med planer for et nærvarmeanlegg i Knarvik med en forventet varmeleveranse på 3 GWh. Auto 23 har fått konsesjon for å bygge og drive et fjernvarmenett i Fyllingsdalen i Bergen. Samlet oppvarmingsbehov innenfor konsesjonsområdet er estimert til 5,8 GWh. Andre aktører ser på muligheten for å utvikle nærvarmeanlegg i Voss og Granvin kommuner. Erfaringsvis erstatter fjernvarme hovedsakelig oljekjeler eller kombinerte olje- og elkjeler. Den planlagte utvidelsen av fjernvarmenettet i Bergen og innføring av nye fjernvarmenett 43

134 vil redusere oljeforbruket til oppvarming og redusere bruken av elkjeler (utkoblbart forbruk). Vi regner ikke med at fjernvarmen vil erstatte ordinært elektrisitetsforbruk i særlig grad. Fjernkjøling I indre Puddefjord i Bergen har GC Rieber eiendom bygget en energisentral «indre Puddefjord Energisentral» som henter vann på 100 meters dyp fra byfjorden. Her skal vann til kjøling distribueres videre til Marineholmen og næringslokaler i Solheimsviken. Energisentralen er dimensjonert for 20 MW kjøleeffekt. Naturgass Bortsett fra i områdene Mongstad-Sture-Kollsnes, som er tilkoblet et gassrørsystem, blir gass i større skala hovedsakelig benyttet av kunder innen industri og transport. Gass benyttes også ved Haukeland Universitetssykehus, hvor gass/varmen også benyttes mot fjernvarmesystemet. Gassen blir transportert med tankbil og båt. Naturgass distribueres i Bergensområdet av selskapet Gasnor (tidligere Naturgass Vest) som opererer med base på Kollsnes i Øygarden kommune. Herfra distribueres naturgass på to ulike måter til sluttbrukere. CNG (Compressed Natural Gas) komprimeres til 250 Bar og fraktes til Bergensområdet i trailere. I Bergen finnes det 10 mottaksanlegg for CNG spredt utover hele byen. I tillegg finnes en del mottakere langs kjøreruten fra Øygarden til Bergen. De største kundene er busselskaper som med 80 gassbusser bruker årlig 26 GWh, og Toro som bruker ca. 19 GWh til industrielle formål. Største brukere til boligformål er Spelhaugen mottaksstasjon i Fyllingsdalen som distribuerer gass til 1350 husstander, og Prestestien mottaksstasjon i Åsane som distribuerer gass til 650 husstander i Prestestien borettslag. CNG egner seg best til kort distanse og småskala distribusjon av naturgass. Det geografiske området for levering begrenser seg derfor til Sotra og Bergen. LNG (Liquefied Natural Gas) produksjon ble startet på Kollsnes i Naturgass renses og kjøles ned til -162 ºC. LNG distribueres over korte distanser med tankbil og over større distanser med tankbåt. For distribusjon ut fra mottaksanlegg til Bergen brukes tankbiler med kapasitet på 50 m3 (0,3 GWh). Det finnes 5 mottaksanlegg for LNG i Bergen hvorav de to siste ble etablert på Midttun hos Kaffehuset Friele og Kavli. Totalt distribueres det ca. 135 GWh naturgass innenfor Bergen kommune, inkludert 26 GWh til kjøretøydrift. Omtrent 310 GWh distribueres som drivstoff til gassferger på strekningene HalhjemSandvikvåg og Halhjem-Våge (fra 2010). Propangass Det er en viss bruk av propangass til boliger både til oppvarming og komfyr. Gass Service, Statoil og Shell er leverandører av propan. I tillegg brukes en del propan på storkjøkken. Olje/petroleum Det benyttes noe olje i industri og husholdninger i vårt område. I tråd med politiske målsetninger forsøker man å bytte ut olje til oppvarming med andre alternativer. I praksis foregår overgangen fra olje i all hovedsak til elektrisitet eller fjernvarme. 44

135 Forbruket av petroleumsprodukter blir for det meste distribuert av lokale forhandlere som kjører ut til kundene med tankbil på bestilling. I Bergensområdet henter de lokale forhandlerne sine forsyninger ved depot (Skarsholmen, Dolviken). Biobrensel Vestlandet har stor tilvekst av trær og skog. Vedfyring er mye brukt i husholdninger om vinteren, og bidrar til at effektuttaket fra regionalnettet på kalde dager er lavere enn den ville ha vært dersom husholdningene ikke hadde hatt denne fyringsmuligheten. Det er vanskelig å framskaffe statistikk på bruk av biobrensel (vedfyring) da det meste hogges og omsettes privat og ikke via vedutsalg. Solenergi Solenergi kan benyttes både til oppvarming (ved hjelp av solfangere) og å produsere strøm (ved hjelp av solceller). Det finnes eksempler på både solceller og solfangere i utredningsområdet, men energiproduksjonen i disse er relativt beskjeden. 45

136 5 Fremtidige overføringsforhold 5.1 Drivere for scenarioutviklingen I arbeidet med å utvikle scenarioer er det viktig å kartlegge hvilke drivkrefter som påvirker utviklingen av forbruk og produksjon. Vi har kartlagt en rekke drivere som vi mener har betydning for utvikling av forbruk og produksjon i årene framover i vårt utredningsområde. Klimafokus Det er stor oppmerksomhet om klima og reduksjon av Co2-utslipp. Sterke føringer er gitt i EUs klimapakke, som med sitt tredelte mål sikter mot 20% økt fornybarandel, 20% energisparing og 20% reduserte CO2-utslipp innen EU, Norge og Sveits innen Stortingsmelding nr 21 «Klimameldingen» [12] inneholder virkemidler som støtter opp om disse målsetningene. Ny fornybar produksjon I utredningsområdet er det stort potensial for vindkraft og små vannkraftverk. Utbygging av småkraftverk er allerede lønnsomt for utbyggerne, og det er mangel på nettkapasitet som i dag begrenser mulighetene for å realisere denne fornybare produksjonen. Per i dag kjenner vi til ca 300 konkrete planer for nye kraftverk i utredningsområdet. Vi registrerer at antall planer er økende, og i tillegg øker de planlagte verkene i størrelse. Myndighetene i Norge og Sverige har innført et felles marked for elsertifikater, gjeldende fra Målet er å realisere 26,4 TWh ny fornybar produksjon i Norge og Sverige innen år Ordningen går ut på å gi ny fornybar kraftproduksjon som settes i drift innen 2020 elsertifikater i 15 år. På grunn av dette, forventer vi et sterkt press fra kraftutbyggerne 46

137 for å få satt i drift sine planlagte produksjonsanlegg innen år Utfordringene er manglende nettkapasitet og lang konsesjonsbehandlingstid for både nett og produksjon. Energisparing Energisparing handler om å redusere energiforbruket som helhet. Klimamessig er det mest gunstig å få ned oljeforbruket, så politisk fokus blir trolig rettet mot dette fremfor å redusere elektrisitetsforbruket. Det kan komme nye byggeforskrifter som gjør at nye bygg blir mindre energikrevende enn eksisterende bygg. Ut fra ovenstående vil søkelyset på energisparing trolig påvirke elektrisitetsforbruket i eksisterende bygninger relativt lite. Derimot vil nye bygninger i årene som kommer trolig bruke mindre elektrisitet per m2 enn eksisterende bygninger. Reduksjon av CO2-utslipp Gruppen Klimakur 2020, bestående av NVE, Statens Vegvesen, Statistisk sentralbyrå, Oljedirektoratet og Klima- og forurensningsdirektoratet, har utredet hvilke tiltak som monner når det gjelder å redusere Co2-utslippene i Norge. (Gruppens arbeid er videreført i Stortingsmelding nr 21 «Klimameldingen» [12].) De viktigste tiltakene med tanke på vårt utredningsområde er økt elektrifisering av sokkelen, elektrifisering av transportsektoren, Co2-renseanlegg og utfasing av oljefyring. De fleste tiltakene med det formål å redusere Co2-utslippene vil øke elektrisitetsforbruket. Olje- og gassplattformer som forsynes med gassturbiner offshore har store CO2-utslipp. Noen installasjoner er allerede elektrifisert med kraftforsyning fra land. I vårt utredningsområde forsynes Troll A plattformen og Gjøa-plattformen med kraft fra land. De nærmeste årene planlegges en ytterligere elektrifisering av Troll A plattformen med kraft fra land (Kollsnes). Videre planlegger Total å forsyne den nye planlagte Hild-plattformen i Nordsjøen med kraft fra land, også fra Kollsnes. Elektrifisering av eksisterende installasjoner er kostbart, men mulig. Rapporten Kraft fra land (Statnett, 2008) skisserer hvilke installasjoner det er mulig å forsyne fra land. I vårt utredningsområde kan en delelektrifisering av Oseberg-plattformen med kraftforsyning fra Mongstad være et mulig tiltak. Men det foreligger ingen konkrete planer om dette per i dag. LNG Norway er i en planleggingsfase for bygging av et LNG-anlegg i Øygarden kommune. «Base case» er å forsyne de store motordriftene med gassturbiner, men for å få ned Co2utslippene, vurderes det å erstatte deler av gassturbinene med elektrisk drevne motorer. Innenfor elektrifisering av transportsektoren er overgang til elbiler og videre utbygging av Bybanen i Bergen aktuelle tiltak. Strømbehovet til lading av elbiler er undersøkt, men konklusjonen er at det betyr svært lite på regionalt nivå. Heller ikke Bybanen trekker mye strøm regionalt sett. Veidirektoratet vurderer - som et av flere tiltak - å gå over fra diesel- til elektrisk drevne ferger, hvor fergene lades med strøm mens de ligger til kai. I vårt utredningsområde er det fergestrekningen Oppedal-Lavik (over Sognefjorden) som er under vurdering for overgang til elektrisk drevne ferger. Effektbehovet vil være lite på regionalt nivå. Som det første i landet, er det bygd et testanlegg for Co2-rensing på Mongstad. Testanlegget ble startet opp i år Formålet med testanlegget er å teste ut to ulike teknologier for Co2-fangst fra røykgassen fra gasskraftverket og fra raffineriet på Mongstad. Etter planen skal regjeringen i 2016 avgjøre om det skal bygges et fullskala testanlegg på Mongstad. Både testanlegg og fullskalaanlegg er strømkrevende. 47

138 Det er i enkelte tilfeller innført offentlig støtte til utfasing av oljefyrer. Bergen kommune har for eksempel innført vrakpant på gamle oljekaminer. Husstander og bedrifter som skifter ut oljefyrene går som oftest over til fjernvarme, rentbrennende vedovner eller elektrisitet (varmepumper). Utslipp fra skipstrafikken Strømforsyning fra land til skip ved kai er et tema som har fått økt oppmerksomhet fra politiske grupperinger, myndigheter og miljøvernorganisasjoner. Skip som ligger til kai står for betydelige utslipp av klimagasser, og FNs sjøfartsorganisasjon International Maritime Organization (IMO) har foreslått at skip i havn bør få sin kraftforsyning fra land. Dette er fulgt opp av en EU-kommisjon som har anbefalt dette overfor sine medlemsland. Tilrettelegging av slik strømforsyning kan medføre behov for økt kapasitet og transformeringsbehov i kraftsystemet. Konkret har Bergen kommune utarbeidet planer for å forsyne både lasteskip og cruiseskip med strøm fra land. Førstnevnte har størst effektbehov om vinteren, cruiseskipene om sommeren. Det gjenstår er å få vedtatt og finansiert disse tiltakene. Utbygging av fjernvarmenett Det har vært et nasjonalt satsingsområde å bygge ut fjernvarmenett. Fjernvarme erstatter i hovedsak oljekjeler og betyr derfor lite for det eksisterende elektrisitetsforbruket. Men nye bolig- og næringsområder som tilknyttes fjernvarmenettet vil bruke mindre elektrisitet per m2 enn eksisterende bygningsmasse. Planer for utbygging av fjernvarmenett i utredningsområdet er omtalt i kapittel 4.7. Fjernvarmenettet i Bergen bruker elektrisitet på kalde dager som tilleggsvarme (såkalt spisslast ). Vi forventer at elektrisitetsbehovet til fjernvarmenettet vil øke etter hvert som fjernvarmenettet bygges videre ut. Befolkningsutvikling Statistisk sentralbyrå har utarbeidet en rekke ulike prognoser for befolkningsutviklingen i Norge fra år 2010 til år 2030 fordelt på kommunenivå. Vi har tatt utgangspunkt i følgende tre prognoser fra SSB: HHMH: høy fruktbarhet, høy levealder, middels innenlands mobilitet og høy nettoinnvandring MMMM: mellomnivået for fruktbarhet, levealder, innenlands flytting og nettoinnvandring LLML: lav fruktbarhet, lav levealder, middels innenlands mobilitet og lav nettoinnvandring Disse er summert for kommunene i utredningsområdet og vist på figur 5.1. Ifølge disse prognosene vil antall innbyggere i utredningsområdet øke med mellom og i løpet av de neste 20 årene. Den prognoserte befolkningsveksten er en viktig driver for forbruksutviklingen i regionen. Som vist i kapittel 4.4 har veksten i elektrisitetsforbruk de siste 10 årene hatt noenlunde samme vekstrate som befolkningsutviklingen i samme periode. Tabell 5.1 viser prognoserte årlige vekstrater for befolkningsutviklingen per kommune og per prognose. Prognosert vekstrate totalt i utredningsområdet er 0,7-1,3% per år avhengig av prognose. 48

139 Internt i utredningsområdet er det store forskjeller i prognosert befolkningsutvikling. Kommunene med størst prognosert befolkningsvekst er Bergen og omegnskommunene til Bergen langs kysten og kommunene i Nordhordland. Kommunene i Hardanger og lengst i nord har lavest prognoserte vekst. I disse kommunene er det prognosert en befolkningsnedgang. Befolkningsutviklingen og ulike befolkningsprognoser for BKK-området og indre Hardanger antall innbyggere År MMMM Figur 5.1 LLML Historisk befolkningsutvikling og ulike prognoser for befolkningsutviklingen i utredningsområdet. Kilde: SSB Kommune Bergen Jondal Ullensvang Eidfjord Ulvik Granvin Voss Kvam Samnanger Os Sund Fjell Askøy Vaksdal Modalen Osterøy Meland Øygarden Radøy Lindås Austrheim Fedje Masfjorden Gulen Utredningsområdet Tabell 5.1 HHMH Vekstrate LLML Vekstrate MMMM Vekstrate HHMH 0,7 % -1,0 % -0,7 % 0,5 % -1,4 % -0,9 % -0,3 % -0,2 % 0,1 % 1,3 % 1,0 % 1,0 % 1,5 % -0,3 % -1,5 % 0,4 % 1,5 % 0,5 % 0,4 % 0,9 % 1,0 % -1,7 % -0,9 % -0,7 % 0,7 % 1,0 % -0,7 % -0,4 % 0,8 % -1,1 % -0,6 % 0,0 % 0,1 % 0,4 % 1,6 % 1,3 % 1,3 % 1,8 % 0,0 % -0,9 % 0,7 % 1,8 % 0,7 % 0,7 % 1,1 % 1,3 % -1,5 % -0,6 % -0,4 % 1,0 % 1,4 % -0,4 % -0,1 % 1,2 % -0,8 % -0,4 % 0,3 % 0,4 % 0,6 % 1,9 % 1,6 % 1,6 % 2,1 % 0,3 % -0,4 % 1,0 % 2,0 % 1,0 % 0,9 % 1,4 % 1,6 % -1,3 % -0,3 % -0,1 % 1,3 % Prognosert årlig vekstrate for befolkningsutviklingen per kommune i perioden Kilde: SSB 49

140 Nasjonalt fokus på olje- og gassutvinning Det er et nasjonalt mål å ha en rask utvinningstakt av olje- og gass i Nordsjøen. Dette betyr fortsatt høy, eventuelt økende, aktivitet i petroleumsindustrien og i den tilhørende leverandørindustrien langs kysten. Realisering av nytt nett i regionen eller ikke? Manglende nettkapasitet er i dag en barriere for ny produksjon i utredningsområdet. Dette gjelder ledningsnett både internt i regionen, ut av regionen og til utlandet. Nye ledninger og transformatorer er derfor en viktig forutsetning for å kunne realisere ny produksjon i utredningsområdet. Innføring av AMS (automatiske måle- og styringssystemer) I henhold til Forskrift om endring i forskrift 11. mars 1999 nr. 301 om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester, juni 2011, skal det installeres automatiske måle- og styresystemer hos alle sluttbrukerkunder innen Noen har store forventninger til at innføring av AMS kan redusere effekttoppene hos kundene og dermed redusere belastningen i nettet. For å få ned den maksimale belastningen i regionalnettet (som nettet må dimensjoneres for) er det forbruket mellom klokken 8.00 og på kalde dager som må reduseres. For å oppnå dette må det sterke virkemidler til. Det kan være en kraftig prisøkning i dette tidsrommet slik at kundene blir motivert til å redusere forbruket. Alternativt må nettselskapene ha mulighet til å koble ut forbruk hos kundene i dette tidsrommet. Innføring av AMS vil isolert sett ikke påvirke effektuttaket i regionalnettet. I så fall må AMS følges opp av andre tiltak - som foreløpig ikke er vedtatt. Framtidige strømpriser og brenselspriser Framtidig prisnivå på elektrisitet og olje, og prisdifferansen mellom disse, vil påvirke både tilgangen og forbruket av elektrisitet i utredningsområdet. Det samme gjelder prisdifferansen mellom Norge og kontinentet. Det er kompliserte og sammensatte mekanismer som styrer det framtidige prisnivået. I scenarioarbeidet har vi valgt å konsentrere oss om de øvrige nevnte driverne. 50

141 5.2 Utarbeiding av scenarioer Innledning Vi har et ønske om å samkjøre scenarioene for vårt utredningsområde med Statnetts scenarioer. Vi har flere felles prosjekter på gang på tvers av grensene for utredningsområdene (ref. studiene omtalt i kapittel 2.2), der vi ser at det er mest hensiktsmessig å bruke felles scenarioer. Dessverre ser vi at Statnetts scenarioer i Kraftsystemutredning for sentralnettet [11] ikke er helt egnet til å beskrive utfordringene vi står ovenfor i BKK-området og indre Hardanger. Spesielt gjelder dette store mengder planlagt vannkraft i kombinasjon med planlagt vindkraft. Derfor viderefører vi de to scenarioene fra i fjor: Forventet utvikling (mest sannsynlig utvikling) Eksport Scenario A: Forventet utvikling Dette scenarioet beskriver den utviklingen vi tror mest på. Petroleums- og kraftkrevende industri Prognosene for petroleumsindustrien og kraftkrevende industri er basert på hva de enkelte bedriftene selv anser som mest sannsynlig. På Mongstad venter Statoil en viss forbruksøkning i oljeraffineriet. I tillegg ventes økt forbruk til det planlagte Co2-renseanlegget på Mongstad. Statoil planlegger å doble forbruket på Troll A når det skal installeres nye kompressorer på plattformen i år Troll A- plattformen forsynes med kraft fra Kollsnes. Total E&P Norge AS planlegger å forsyne en ny oljeplattform i Nordsjøen, Hild, med kraft fra Kollsnes fra år Stureterminalen, Gjøa og Bjølvefossen forventes å ha omtrent samme forbruk som i dag. Videre kjenner vi til at LNG Norway AS vurderer å forsyne deler av et LNG-anlegg i Øygarden kommune med elektrisk drevne motorer, men planene er foreløpig for lite konkrete til at vi har tatt de med med i prognosene for «forventet utvikling». Forventet effektbehov vinter dag for hvert industrianlegg er vist i vedlegg 5. Alminnelig forsyning Alminnelig forsyning omfatter husholdninger, næringsbygg og småindustri. Her registrerer vi at driverne drar i ulike retninger. Økt befolkningsvekst med tilhørende bolig- og næringsutbygging, elektrifisering av transportsektoren og landstrøm til skip taler for økt elektrisitetsforbruk. Økt oppmerksomhet om energisparing drar i motsatt retning. Alt sett under ett venter vi at elektrisitetsforbruket i de enkelte kommunene i hovedsak vil følge samme vekstrate som middelprognosen for befolkningsveksten (ref. tabell 5.1). Samme vekstrate benyttes for både effekt og energi. I tillegg har vi forutsatt at noen store nærings- og industriområder kommer i tillegg til den generelle veksten. Det gjelder følgende områder: Horsøy industriområde (Askøy kommune), store næringsområder i Ytrebygda bydel i Bergen kommune, nye industri- og 51

142 næringsområder på Endelausmarka (Os kommune), utbygging på Straume (Fjell kommune), nye næringsområder ved Ågotnes (Fjell kommune), utvidelse av Åsane senter (Bergen kommune) og utbygging av Mongstad industriområde (Lindås kommune). Forventet elektrisitetsforbruk per m2 er lavere i de områdene hvor det planlegges fjernvarme (i dette tilfellet næringsområdene i Ytrebygda bydel i Bergen), enn der hvor det ikke kommer fjernvarme. På den annen side planlegger BKK Varme at fjernvarmen trenger en ekstra spisslast i Bergen sentrum. Effektbehovet til denne spisslasten (25 MW) kommer i tillegg til den generelle vekstraten. Effektprognoser per transformatorstasjon er vist i vedlegg 5. Ny produksjon Med bakgrunn i EUs fornybardirektiv og i den innførte elsertifikatordningen venter vi en betydelig økning i ny fornybar produksjon. En viktig forutsetning er at det bygges ut tilstrekkelig nett slik at manglende nettkapasitet ikke lengre er en barriere mot ny produksjon. I dette scenarioet regner vi med at 80% av alle kjente vannkraftplaner og 50% av alle kjente vindkraftplaner realiseres innen år Scenario B: Eksport Dette scenarioet illustrerer konsekvensen av en stor satsing på ny fornybar produksjon. På produksjonssiden forutsetter vi at alle kjente planer for ny vind- og vannkraft realiseres innen år Også her forutsetter vi at det ikke er barrierer i form av manglende nettkapasitet. For enkelhets skyld er forbruket identisk som i scenario A. 5.3 Prognoser for perioden Basert på scenarioene i kapittel 5.2 er det utarbeidet konkrete forbruks- og produksjonsprognoser for utedningsområdet. Forbruksprognoser Figur 5.2 og figur 5.3 viser forventet utvikling i henholdsvis elektrisitetsforbruk og maksimaleffekt i utredningsområdet. Det ventes en økning innenfor både petroleumsindustrien og innenfor alminnelig forsyning. 52

143 Forbruksprognose for elektrisitet i BKK-området og indre Hardanger GWh År Alminnelig forsyning Figur 5.2: Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Prognose for utvikling av elektrisitetsforbruk i utredningsområdet Effektprognose for BKK-området og indre Hardanger MW År Alminnelig forsyning Figur 5.3: Kraftkrevende industri Petroleumsindustri Effektprognose for utredningsområdet Produksjonsprognoser Prognoser for ny elektrisitetsproduksjon er basert på kjente planer for nye produksjonsanlegg. Prognoser for utbygging av stor vannkraft og vindkraft er kun basert på meldte og konsesjonssøkte anlegg, mens prognoser for småkraftproduksjon også omfatter alle henvendelser netteierne i utredningsområdet har fått fra aktuelle utbyggere. På grunn av stor usikkerhet rundt realiseringstidspunktet for kraftverkene (blant annet kan en stor del av kraftverkene ikke realiseres før nettet blir forsterket), er det for enkelhets skyld valgt en lineær utbygging fram til år (År 2020 er valgt da dette er 53

144 idriftsettelsesfristen for å kunne motta grønne sertifikater.) Produksjonsprognosene for Energiverk Mongstad er basert på oppgitte prognoser av Statoil. Figur 5.4 og 5.5 viser henholdsvis framtidig elektrisitetsproduksjon og framtidig installert produksjonskapasitet i utredningsområdet i eksport -scenarioet. Årlig kraftproduksjon i BKK-området og indre Hardanger "Eksportscenarioet" Vindkraft GWh Termisk Vannkraft År Figur 5.4: Framtidig elektrisitetsproduksjon i utredningsområdet i eksportscenarioet Installert produksjonskapasitet i BKK-området og i. Hardanger "Eksportscenarioet" Vindkraft MW Termisk Vannkraft År Figur 5.5: 54 Framtidig installert effekt i BKK-området i eksportscenarioet

145 Framtidig kraftbalanse Figur 5.6 viser årlig utvikling av kraftbalansen i utredningsområdet fram til år Innad i utredningsområdet er det store lokale underskudds- og overskuddsområder. I tillegg har enkelte av delområdene store variasjoner gjennom året, med underskudd om vinteren og overskudd i produksjonstunge perioder vår og høst. Figur 5.6 synliggjør ikke slike geografiske og sesongmessige variasjoner, men gir en viss indikasjon på trender og utviklingstrekk over tid. Utredningsområdet er i dag et underskuddsområde i et normalår med netto behov for import av kraft. Etter hvert som ny produksjon bygges ut fram mot år 2020 vil utredningsområdet gå over til å bli et overskuddsområde på kraft i et normalår. Overskuddet blir størst i «eksport»-scenarioet. Framtidig kraftbalanse i BKK-området og indre Hardanger GWh Forventet utvikling Eksport År Figur 5.6: Framtidig årlig kraftbalanse i utredningsområdet 55

146 5.4 Lastflytanalyser Dette kapittelet er unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2). 5.5 Framtidig forsyning av Bergenssnittet Det mest kritiske forbrukssnittet i utredningsområdet er det såkalte Bergens-snittet avgrenset av 300 kv ledningene Evanger-Dale-Arna og Samnanger-Fana. Som vist på varighetskurvene i kapittel 4.6 drives snittet med manglende N-1 kapasitet i store deler av året. I årene framover venter vi en forbruksøkning innenfor Bergenssnittet, vist på figur 5.7 med lyseblå søyler. Tilgjengelig vinterproduksjon innenfor snittet er vist med mørkeblå søyler. Tilgjengelig vinterproduksjon ventes å øke når Energiverk Mongstad setter i drift aggregat nummer to i år Men økningen i tilgjengelig vinterproduksjon er lavere enn forbruksøkningen. Dette gjør at importbehovet inn til Bergenssnittet (grønne søyler) øker år for år. Bergenssnittet. Forventet importbehov i maksimallast. Maksimalt forbruk MW Tilgjengelig vinterproduksjon Importbehov N-1 kapasitet År Figur 5.7: Importbehov (grønne søyler) inn til Bergenssnittet i maksimallast med dagens nett. Dersom det oppstår feil på 300 kv-ledningen Fana-Samnanger i maksimallast må forbruket som overstiger N-1 grensen kobles ut (det vil si den delen av de grønne søylene som overstiger den oransje streken). Denne mengden må forbli utkoblet inntil ledningen er reparert. I tilfelle alvorlige feil som mastehavari, spesielt i kombinasjon med dårlig vær som gjør det vanskelig å få fram mannskap og utstyr, kan en slik reparasjon ta over en uke. Store deler av traséen går i ulendt terreng på fjellet. For å styrke Bergenssnittet planlegger nye 300 kv ledninger mellom Modalen, Mongstad og Kollsnes (se kapittel 6). Når disse er på plass vil nettet ha fullgod kapasitet til å forsyne Bergenssnittet selv i feilsituasjoner. 56

147 5.6 Systemutredning av sentralnettet i Vestlandsregionen Bakgrunn De siste årene har vi sett en økende utbygging av små og mellomstore vannkraftverk på Vestlandet. Det er stort potensial for videre utbygging av både vann- og vindkraftverk, og det finnes planer om betydelige mengder ny kraftproduksjon i regionen. Dette, sammen med nasjonale og internasjonale klimamål, gjør at Vestlandsalliansen7 og Statnett har utredet hvilke konsekvenser en betydelig økning av kraftproduksjonen vil ha for sentralnettet på Vestlandet de neste 20 årene. Resultatet fra denne studien er oppsummert i rapporten Systemutredning av sentralnettet i Vestlandsregionen [13]. Dette er en innledende systemutredning. Det vil kreves ytterligere analyser for å avklare alle nødvendige tiltak, og omfattende dialog med aktuelle kommuner og andre berørte parter for å komme frem til konkrete løsninger. Forutsetninger I utredningen fokuseres det på området mellom Fjordane/Åskåra i Sogn og Fjordane og Sauda i Rogaland. For å få et helhetlig bilde av utviklingen på Vestlandet er også produksjons- og forbruksdata fra Møre og Romsdal hentet inn, men nettkapasiteten og behov for utbedringer her er ikke vurdert. Analysen tar for seg to ulike scenarioer: produksjonsvekst og industrivekst, som kan sees som ytterpunkter på en skala. Den mest sannsynlige utviklingen ligger et sted mellom disse to, men fremtidens nett bør planlegges med tanke på å håndtere begge situasjonene. Med produksjonsvekstscenario vil årlig kraftbalanse på Vestlandet styrkes med ca. 10 TWh i 2025, mens med industrivekstscenario vil den svekkes med ca. 10 TWh. I et normalår er dagens kraftproduksjon og forbruk ca. 24 TWh i analyseområdet (ekskl. Møre og Romsdal). Forutsatt utvikling i produksjon og forbruk for produksjonsvekst- og industrivekstscenario er vist i figur 5.8. Figur 5.8: Økning av årlig produksjon og forbruk i TWh/år for de to scenarioene i stadium Vestlandsalliansen er et samarbeid mellom Tafjord Kraft, Sogn og Fjordane Energi, Sunnfjord Energi, Sognekraft, Sunnhordland kraftlag, Haugaland Kraft og BKK. 57

148 I begge scenarioene er det forutsatt en videre utbygging av utenlandskabler fra Sørlandet, slik at total kapasitet blir på 4500 MW mot dagens 1700 MW. I tillegg er det sett på virkningen av ytterligere 1400 MW kapasitet til utlandet enten fra Kvilldal, BKK- eller SFEområdet. På Vestlandet er en rekke nye forbindelser under konsesjonsbehandling eller bygging. Dette gjelder blant annet Sima-Samnanger (under bygging), Ørskog-Fardal (under bygging/konsesjonsbehandling), Sauda-Liastøl (under bygging) og Modalen-MongstadKollsnes (under konsesjonsbehandling). I studien er det forutsatt at alle disse er bygget. Vurderte nettforsterkninger i indre Sogn Indre Sogn er i dag forsynt over kun én 300 kv ledning. I perioder med import til området vil feil på denne ledningen mørklegge området. Normalt vil strømforsyningen kunne gjenopprettes, men kun dersom det er tilstrekkelig med vann i kraftverkene i området. Industrivekstscenarioet vil ytterligere forsterke den sårbare situasjonen og behovet for en ledning nr. 2 inn til området. I dag er det ikke flaskehalser for å få ut kraft fra området, men i produksjonsvekstscenarioet vil flaskehalser oppstå. Det er sett på følgende nettforsterkningsalternativ for indre Sogn: A. Ny 420 kv ledning Leirdøla-Sogndal-Aurland1 og rive eksisterende 300 kv ledning på samme strekning. Temperaturoppgradering av 300 kv ledning Leirdøla-Fortun. B. Ny 420 kv ledning Fortun-Sogndal-Aurland1 og rive eksisterende 300 kv ledning Sogndal-Aurland1. C. Ny 420 kv ledning Sogndal-Leirdøla-Fortun-Øvre Årdal-Borgund-Hallingdal og rive eksisterende 300 ledninger Sogndal-Leirdøla-Fortun, Øljusjøen-Hemsil1 og de tre 132 kv ledningene Fortun-Øvre Årdal. Nye 420 kv transformatorstasjoner i Leirdøla, Øvre Årdal, Borgund og Hallingdal. Alle alternativene inkluderer ny transformatorstasjon med økt transformeringskapasitet i Fortun. Alle tiltakene vil legge til rette for planlagt økt produksjon i produksjonsvekstscenarioet. For å bedre forsyningssikkerheten vil alternativ B og C være mest robuste spesielt ved forbruksøkning som i industrivekstscenarioet. Alternativene har store forskjeller både når det gjelder potensielle arealbrukskonflikter og kostnader. Vurderte nettforsterkninger over Sognefjorden I produksjonsvekstscenarioet vil det bli stor kraftflyt i nord-sør retning på Vestlandet. Det vil i dette scenarioet være behov for to 420 kv forbindelser over Sognefjorden, mot to 300 kv forbindelser i dag. Dette ser også ut til å være tilfelle dersom det blir etablert ny utenlandskapasitet fra Kvilldal, BKK-området eller SFE-området. Dersom BKK-området brukes som utgangspunkt, vil det være behov for å føre en av de to 420 kv forbindelsene over Sognefjorden til BKK-området. En utenlandsforbindelse fra SFE-området vil redusere overføringsbehovet en del, men fortsatt synes det å være behov for to 420 kv ledninger. I industrivekstscenarioet ser det ut til å være tilstrekkelig med én 420 kv forbindelse over Sognefjorden. Det er vurdert å forsterke sentralnettet i følgende fire korridorer: Midtre: Sogndal-Aurland1 Østre: Sogndal-Leirdøla-Fortun-Øvre Årdal-Borgund-Hallingdal Vestre: Sogndal-Hove/Refsdal-Modalen-Evanger-Samnanger 58

149 Kyst: Grov-Frøyset-Modalen-Samnanger (Indre kyst) evt. Grov-Frøyset-KollsnesFana-Samnanger (Ytre kyst) Det er store forskjeller mellom alternativene når det gjelder kostnader og potensielle arealbrukskonflikter. Vurderte nettforsterkninger sør for Samnanger I produksjonsvekstscenarioet vil det være behov for to 420 kv ledninger mellom Samnanger og Sauda. Dette ser også ut til å være tilfelle dersom det blir etablert ny utenlandskapasitet enten fra Kvilldal eller SFE-området. Med SFE-området som utgangspunkt reduseres overføringsbehovet, men ikke tilstrekkelig til at det trengs færre ledninger. Dersom utenlandsforbindelsen derimot etableres fra BKK-området, kan det synes tilstrekkelig med én 420 kv ledning mellom Samnanger og Sauda. I industrivekstscenarioet synes det å være behov for to 420 kv ledninger mellom Samnanger og Sauda. Det er da også behov for å styrke sentralnettet ut til Haugalandet (Håvik). For en 420 kv ledning nr 2 er det lagt vekt på å utnytte eksisterende traséer/korridorer. Det er vurdert å bygge en ny ledning mellom Samnanger og Sauda parallelt med ledning nr. 1 nevnt over. Alternativt kan det etableres en kystforbindelse fra BKK-området til SKLområdet i kombinasjon med oppgradering av 300 kv nettet i SKL-ringen. Veien videre Utredningen anbefaler som hovedprinsipp å oppgradere eksisterende 300 kv ledninger. Dersom dette ikke lar seg gjøre, vil vi ut fra en faglig vurdering prioritere løsninger der en kan bygge ny 420 kv ledning i tilknytning til eksisterende trasé og deretter rive eksisterende 300 kv ledning. Der det er mulig å rive først og bygge nytt etterpå vil denne metoden bli prioritert. Figur 5.9 viser et anbefalt første trinn som bør realiseres innen 2020, basert på prognosene for fremtidig produksjon og forbruk. Den skisserte løsningen for indre Sogn er foreløpig ikke å betrakte som en anbefaling. Her må det arbeides videre med å vurdere hvilket tiltak som er det beste. Tabell 5.3 gir ytterligere opplysninger om trinn 1. Realiseringsperiode / trinn / / 1. Tabell 5.3: Tiltak Leirdøla/FortunSogndalAurland1 SamnangerBlåfalli-Sauda Inv.kost (mrd.nok) Kapasitet økt produksjon (TWh) 1,0-1,2 4 2,0 Netto ny trasé (km) / Potensiell arealbrukskonflikt Netto nåverdi (mrd.nok) 0-65 / MiddelsMiddels/stor 5,5 0 / Middels Anbefalt nettutvikling (trinn 1) med mulig realiseringsperiode, investeringskostnader, økt produksjon, netto ny trasé, arealmessige konfliktpotensial og netto nåverdi. 59

150 Figur 5.9: Anbefalt/mulig 1.trinn i utviklingen av sentralnettet på Vestlandet. (svart=eksisterende/forutsatt nett, oransje=spenningsoppgradert nett, lilla=nytt nett med riving av eksisterende, rød=nytt nett uten riving av eksisterende anlegg). Trinn 1 er estimert å koste om lag 3 milliarder norske kroner. Det består av følgende nettforsterkningstiltak: Indre Sogn: Ny 300 (420) kv ledning enten til Fortun eller Leirdøla. I tillegg må det installeres en ny 300 MVA transformator i Fortun. For å legge til rette for den planlagte økningen i kraftproduksjon i Indre Sogn, holder det å bygge en ny 300 (420) kv ledning Sogndal-Leirdøla og rive eksisterende 300 kv ledning Fardal/Sogndal-Leirdøla. Det kan også bygges en 300 (420) kv ledning SogndalFortun samtidig som dagens 300 kv ledning Fardal/Sogndal-Leirdøla-Fortun beholdes. Det må jobbes videre med å vurdere hvilket nettforsterkningstiltak som er gunstigst, samfunnsøkonomisk og ut fra en totalvurdering. Over Sognefjorden: Ny 420 kv ledning fra Aurland1 til Sogndal og riving av eksisterende 300 kv ledning Aurland1-Fardal/Sogndal. Sauda-Samnanger: Ny 420 kv ledning Sauda-Blåfalli og MaurangerSamnanger/Kvamskogen, spenningsoppgradering av 300 kv ledningen BlåfalliMauranger til 420 kv. Eksisterende 300 kv ledning Sauda-Blåfalli og MaurangerSamnanger/Kvamskogen kan rives. Statnett har tatt konseptbeslutning om å bygge ny 420 kv ledning mellom Sogndal og Aurland samt rive eksisterende 300 kv ledning. Konsesjonssøknad planlegges i løpet av Løsningen mellom Samnanger og Sauda utredes nå av Statnett i samarbeid med BKK og SKL. Trinn 2 er antydet realisert i Anbefalt nettforsterkningstiltak er spenningsoppgradering (eventuelt ny 420 kv ledning i samme trasé) SogndalHove/Refsdal-Modalen-Evanger-Samnanger. Det anbefales også en 420 kv ledning nr 2 fra Samnanger til Sauda. 60

151 6 Forventede tiltak og investeringsbehov 6.1 Tiltaksliste Frem mot 2025 planlegges en rekke investeringer i strømnettet i vårt område. Hvert enkelt tiltak kan begrunnes ut fra en eller flere av følgende tre faktorer: Erstatte eldre nett med dårlig tilstand Realisere ny planlagt produksjon Forbruksvekst I tabell 6.1 presenterer vi alle planlagte tiltak (per dags dato) i utredningsområdet de neste årene. Detaljer om de enkelte tiltakene presenteres i kapitlene Mengden av planlagte tiltak er svært omfattende. Tiltakslisten er nøktern i den forstand at kun realistiske og sannsynlige tiltak er omtalt. Listen er basert på den mest sannsynlige utviklingen av nettet per dags dato. Alternative nettutviklingstiltak står ikke på listen, men er nevnt i den påfølgende teksten i kapitlene Tiltakslisten er relativ robust med hensyn til de to scenarioene beskrevet i kapittel 5. (Scenario A = forventet, scenario B = eksport.) Kun et fåtall tiltak avhenger av hvilket scenario som viser seg å slå til. Vi gjør likevel oppmerksom på at andre lokale variable kan påvirke tiltakenes realisering. Et eksempel på dette er tiltaket kabling av Breivik-Litlesotra ( kv), et tiltak som avhenger av hvilken løsning som blir valgt for nytt Sotrasamband. 61

152 Anlegg Tiltakshaver Status Scenario Ferdigstilles NYE LEDNINGSANLEGG > 420 KV 500 kv DC Sima/SamnangerPeterhead (Skottland) Northconnect Konsesjonssøknad forberedes 2020 NYE KV LEDNINGSANLEGG 420 kv Sima-Samnanger Statnett Under bygging kv Mongstad-Kollsnes Konsesjonssøkt i kv Modalen-Mongstad Konsesjonssøkt i kv Breivik-Litlesotra (kabling) Planlegging pågår Etter kv Mauranger-Samnanger Statnett Planlegging pågår kv Evanger-Samnanger Planlegging pågår (A), B 420 kv Modalen-Evanger Planlegging ikke påbegynt (A), B 420 kv Modalen-Refsdal Statnett Planlegging ikke påbegynt (A), B Etter 2020 Etter 2020 Etter 2020 NYE 132 KV LEDNINGSANLEGG 132 kv Granvin-Voss Fått konsesjon kv Samnanger-Øystese Konsesjonssøkt i kv Stordal-Østerbø SFE Prod Konsesjonssøkt i 2007/ kv Aldal-Frøland BKK Prod. Konsesjonssøkt i 2010 (A), B kv Frøland-Samnanger (forsterkning) BKK Prod.? (A), B kv Askøy-Horsøy Fått konsesjon kv NorheimsundTokagjelet Fjellkraft AS Konsesjonssøkt i 2010 (A), B? 132 kv Dale-Fosse Konsesjonssøkes i 2012 Etter kv Fosse-Kaldestad Konsesjonssøkes i kv Kaldestad-Hodnaberg Konsesjonssøkes i kv Breivik-Litlesotra (kabling) Planlegging pågår 132 kv Granvin-Bu Konsesjonssøknad forberedes 132 kv Setenesfjellet-Frøyset 132 kv Brosviksåta-Frøyset 62 Fred. Olsen Renewabl. SAE Vind AS Etter 2017 Etter 2017 Etter 2017 Konse sjonssøkt i 2006 (A), B Tidligst 2016 Konsesjonssøkt i 2011 (A), B Tidligst 2016

153 132 kv DalsbotnfjelletBrosviksåta Zephyr AS Konsesjonssøkt i 2011 (A), B Tidligst kv Dokken-Koengen Planlegging pågår kv Jordal-Koengen Planlegging ikke påbegynt Etter kv EidesfossenMauranger Statnett Planlegging pågår? 132 kv Herand-Eidesfossen Statnett Planlegging pågår? 132 kv Myster -Lavik Planlegging pågår? 132 kv Fusa-Os / SKL Nett Planlegging ikke påbegynt (A), B? 132 kv Voss-Urdland EB Nett Planlegging ikke påbegynt (A), B? Planlegging ikke påbegynt? BKK Prod. Planlegging ikke påbegynt (A), B?? Planlegging ikke påbegynt? 132 kv HylkjeArnavågen/Knarvik Planlegging ikke påbegynt? 132 kv Ågotnes-Hammersland Planlegging ikke påbegynt? 2015 Temperaturoppgradering av 132 kv Myster-Dale 132 kv Matre-Stordal (forsterkning) 132 kv Bu-Sima NYE KV LEDNINGSANLEGG 72 kv Kollsnes-Troll A Statoil Fått konsesjon 52 kv Holmen-Kjønnagard Holmen Kraft AS Konsesjonssøkt i 2011 (A), B kv Kollsnes «Martin Linge» Total Konsesjonssøkt i Tabell 6.1: Stasjon Planlagte nye ledningsanlegg i utredningsområdet år Anlegg Tiltakshaver Status Scenario Ferdigstilles TRANSFORMATORER MELLOM 420 KV OG 300 KV Samnanger Samnanger Kollsnes Evanger eller Dale 420/300 kv autotransformator nr 1 420/300 kv autotransformator nr 2 420/300 kv autotransformator 420/300 kv autotransformator Under bygging Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Etter 2020 Etter 2020 TRANSFORMATORER MELLOM KV-NETTET OG KV-NETTET Evanger Økt 300(420)/132/22 kv kapasitet Fått konsesjon

154 Samnanger Lindås (Mongstad) Haugsværdalen (Matre) Frøyset Dale Sima Dolvik Kollsnes Økt 300 (420)/132 kv kapasitet Ny 300(420)/132 kv transf.stasjon Ny 300(420)/132 kv transf.stasjon Ny 300(420)/132 kv transf.stasjon Økt 300 (420)/132 kv kapasitet Ny 420/66(132) kv transformator Ny 300(420)/132 kv transformator 300/132 kv transformator T3 Statnett Konsesjonssøkt i 2008 Konsesjonssøkt sammen med Mongstad-Kollsnes Konsesjonssøknad sendt med Modalen-Mongstad Konsesjonssøknad sendt med Modalen-Mongstad Planlegging pågår Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Etter 2017? Etter 2017 Etter 2017 NYE TRANSFORMATORSTASJONER MOT DISTRIBUSJONSNETTET Kjønnagard (Voss) Hammersland Hylkje (Bergen) Ulvik Eksingedalen (Lavik) Espehaugen/ Liland Blomøy (Øygarden) Knarvik Romarheim Os kommune Herand (Jondal) Ny 132/50/22 kv transf.stasjon Ny transf.stasjon 132/22 kv Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/11 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Ny 132/22 kv transf.stasjon Voss Energi Konsesjonssøkt i / 2013 Konsesjonssøkt i Planlegging pågår 2014 Planlegging pågår 2016 Planlegging pågår 2016 Planlegging pågår Etter 2017? Statnett Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Planlegging ikke påbegynt Etter 2017 Etter 2017 Etter 2017? Utvidelser i transformeringskapasitet mot distribusjonsnettet i eksisterende transformatorstasjoner presenteres i tabell 6.3. NYE GENERATORTRANSFORMATORER OG INDUSTRITRANSFORMATORER Fosse Kollsnes Matre Ulvik 64 Ny 50(132)/10 kv gen.transformator 132/66 kv transformator Nye gen.transformatorer Matre H Ny 132/10 kv gen.transformator BKK Prod. Transformator er bestilt 2012 Statoil Fått konsesjon 2015 BKK Prod. Planlegging pågår 2015 BKK Prod.? 2016

155 Kollsnes (Til Martin Linge) 2 stk 300/100 kv transformatorer Ny omformerstasjon 2/3 132/? kv (50/16 Hz) Arna Total Konsesjonssøkt i Jernbaneverket Planlegging pågår 2017 Under bygging REAKTIV KOMPENSERING Samnanger 420 kv reaktor Statnett Lindås (Mongstad) 420 kv reaktor Kollsnes 420 kv reaktor Kollsnes 132 kv SVC-anlegg Statoil/ Utredning pågår? Kollsnes (Til Martin Linge) Ravneberget og/eller Jordal 100 kv reaktorer og SVC-anlegg Økt kondensatorbatteriytelse Total Konsesjonssøkt i Planlegging ikke påbegynt? Northconnect Konsesjonssøknad forberedes 2020 Konsesjonssøkt sammen med Mongstad-Kollsnes Konsesjonssøknad forberedes ANDRE TILTAK Samnanger eller Sima Tabell 6.2: 420 kv omformerstasjon Planlagte tiltak i eksisterende og nye transformatorstasjoner i perioden Omtale av planlagt «North Connect»- sjøkabel «North Connect» er et halvt norsk, halvt britisk selskap som planlegger en sjøkabelforbindelse mellom Peterhead i Skottland og Sima/Samnanger i Norge. Sjøkabelen har planlagt spenningsnivå ca 500 kv DC. Kapasiteten blir ca 1400 MW. Den blir tilknyttet enten 420 kv anlegget i Sima eller 420 kv anlegget i Samnanger via en omformerstasjon. Utredninger pågår om tilknytningspunktet i Norge blir Sima eller Samnanger. Tiltaket ble forhåndsmeldt i 2011, men da med planlagt tilknytningspunkt i Sauda eller Kvilldal. Planlagt tilknytningspunkt er nå endret til Sima eller Samnanger. Konsesjonssøknad er under utarbeiding. Planlagt idriftssettelsestidspunkt er år Planlagte nye kv ledningsanlegg 420 kv Sima-Samnanger (1) Denne er under bygging og ferdigstilles i kv Mongstad-Kollsnes (2) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Forbindelsen består av både luftledning og sjøkabel. Det legges i første omgang ett sett sjøkabler med overføringsevne 1500 A, men alt tilrettelegges for en 65

156 framtidig utvidelse til dobbelt sett sjøkabler slik at total overføringsevne på sikt vil være 3000 A. Det bygges en ny 420 kv transformatorstasjon på Mongstad med en 300 MVA 420/132 kv transformator. Alle anleggene bygges for 420 kv, men driftes inntil videre på 300 kv. Transformatoren bestilles omkoblbar kv. 420 kv Modalen-Mongstad (3) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny forbindelse, hovedsakelig luftledning, fra Modalen via Matre og Frøyset til Mongstad. Mellom Matre og Frøyset benyttes dagens 132 kv trasé, mens resten av ledningen går i ny trasé. Det etableres 420/132 kv transformering i Matre og i Frøyset. Alle anleggene bygges for 420 kv, men driftes inntil videre på 300 kv. Transformatorene bestilles omkoblbare kv. 420 kv kv kabling av Breivik-Litlesotra (4) Begrunnelse: Statens vegvesen planlegger at den nye Sotra-bruen skal bygges i eksisterende ledningstrasè. Før broen bygges, må eksisterende dobbelkursledning flyttes eller kables. Beskrivelse av tiltaket: har etter henvendelse fra Statnes vegvesen utredet kabling av dagens 132/300 kv luftledning mellom Breivik og Litlesotra. Systemmessig vil dette si at hele 132 kv Breivik-Litlesotra og 300 kv Fana-Litlesotra mellom Breivik og Litlesotra kables. 300 kv kabelen dimensjoneres for 420 kv. For å sikre tilstrekkelig kapasitet til Kollsnes i byggeperioden bør 300 kv ledningene Modalen-Mongstad-Kollsnes være i drift før dette kablingstiltaket påbegynnes. 420 kv Mauranger-Samnanger (5) Begrunnelse: I forbindelse med etablering av planlagt ny produksjon i BKK-området og i SFE-området er det nødvendig å oppgradere dagens 300 kv Mauranger-Samnanger til betydelig større kapasitet enn i dag (ref. kapittel 5.6). 420 kv spenning og større tverrsnitt er nødvendig. Samtidig må eksisterende 300 kv nett sørover helt til Sauda oppgraderes til 420 kv. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Planlegging pågår. 420 kv Evanger-Samnanger (6) 420 kv Modalen-Evanger (7) 420 kv Modalen-Refsdal (8) Begrunnelse: Dersom det kommer mye ny produksjon i BKK-området og i SFE-området er det behov for at 300 kv ledningene Sogndal-Refsdal-Modalen-Evanger-Samnanger oppgraderes til 420 kv (ref. kapittel 5.6). Beskrivelse av tiltaket: Det pågår nå et forprosjekt for å se om deler av eksisterende master kan bygges om til 420 kv. 66

157 132 kv Granvin Voss (9) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen bygges om til 132 kv ledning med tverrsnitt FeAl 240, fortrinnsvis i samme trasé som i dag. 132 kv bryteranlegget i Voss må utvides. I Granvin må det etableres en 132/45 kv transformator. Planen er å flytte en transformator fra Jordal. 132 kv Samnanger-Øystese (10) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad.8 Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 132 kv ledning Samnanger Norheimsund Øystese med tverrsnitt FeAl kv Stordal-Østerbø (11) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Bygges i forbindelse med Østerbø kraftverk. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en 132 kv ledning fra Østerbø til Stordal, hvor den kobles til eksisterende 132 kv anlegg. I forbindelse med dette tiltaket bygges det en 132/22 kv transformator i Østerbø mot det lokale distribusjonsnettet, dette for å kunne mate ut produksjon fra planlagte småkraftenheter langs Sognefjorden. 132 kv Aldal Frøland (12) Oppgradering av 132 kv Frøland-Samnanger (13) Begrunnelse: Se konsesjonssøknad. Bygges i forbindelse med Aldal kraftverk. Beskrivelse av tiltaket: 132 kv kraftledning bygges fra Aldal til Frøland og tilkobles eksisterende T-avgrening i Frøland. Eksisterende luftledning Frøland-Samnanger må oppgraderes til større tverrsnitt. Dagens 45 kv anlegg i Frøland legges ned, inklusivt nedtransformering til 22 kv nettet. I forkant av dette prosjektet blir nedtransformeringen til 22 kv nettet erstattet av en ny 132/22 kv transformator i Samnanger transformatorstasjon. 132 kv Askøy-Horsøy (14) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Bygges i forbindelse med etablering av et industriområde på Horsøy. Beskrivelse av tiltaket: Det legges en 132 kv jordkabel fra Askøy transformatorstasjon til Horsøy (ca 2,9 km). På Horsøy bygges en ny 132/22 kv transformatorstasjon. 132 kv Norheimsund - Tokagjelet (15) Begrunnelse: Nettilknytning til Tokagjelet kraftverk. 8 I forbindelse med byggingen av 420 kv Sima-Samnanger, er Statnett bedt om å søke konsesjon for en 420/132 kv transformatorstasjon i Øysteseområdet. Hvis denne stasjonen bygges vil fornying av Samnanger Øystese bli overflødig og eksisterende luftledning Samnanger - Norheimsund kan rives. 67

158 Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Det bør bygges en 132 kv ledning til Norheimsund, alternativt kan kraftverket tilknyttes 132 kv ledningen SamnangerNorheimsund. 132 kv Dale-Fosse (16) Begrunnelse: Alder og tilstand tilsier behov for fornying. Beskrivelse av tiltaket: Bygging av ny 132 kv ledning som erstatter dagens 50 kv ledning. Ledningen driftes inntil videre på 50 kv. 132 kv Fosse-Kaldestad (17) Begrunnelse: Alder og tilstand tilsier behov for fornying. Beskrivelse av tiltaket: Bygging av ny 132 kv ledning som erstatter dagens 50 kv ledning. Ledningen driftes inntil videre på 50 kv. 132 kv Kaldestad-Hodnaberg (18) Begrunnelse: Alder og tilstand tilsier behov for fornying. Beskrivelse av tiltaket: Bygging av ny 132 kv ledning som erstatter dagens 50 kv ledning. Ledningen driftes inntil videre på 50 kv. 132 kv Granvin Bu (19) Begrunnelse: Alder og tilstand på kraftledningen tilsier behov for fornying. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen bygges om til en 132 kv ledning med tverrsnitt FeAl 240, fortrinnsvis i samme trasé som i dag. Ledningen drives på 50 kv inntil videre. 132 kv Setenesfjellet - Frøyset (20) 132 kv Brosviksåta - Frøyset (21) 132 kv Dalsbotnfjellet Brosviksåta (22) Begrunnelse: Fire store vindparker er planlagt i Gulen kommune med installert effekt på til sammen 380 MW. Disse er vist i tabell 6.3. Sted for vindpark Setenesfjellet Brosviksåta Tiltakshaver Fred Olsen Renewables AS Statkraft Agder Energi Vind Nettilknytning Inst. effekt Merknad / Status (MW) Frøyset 50 Konsesjonssøkt i 2006 Frøyset 105 Konsesjonssøkt i 2011 Dalsbotnfjellet Zephyr AS Frøyset 150 Sandøya Statkraft Agder Energi Vind Frøyset/ Mongstad 75 Tabell 6.3: 68 Konsesjonssøkt i 2011 Konsesjonssøkt i 2011 Planlagte vindparker i Gulen kommune

159 Dessuten er flere store vindparker planlagt på nordsiden av Sognefjorden i Solund kommune. Av disse kan vi nevne Ulvegreina kraftverk (138 MW) og Ytre Sula kraftverk (140 MW). Primært har begge tiltakshaverne konsesjonssøkt nettilknytning nordover, men begge har konsesjonssøkt nettilknytning sørover mot Frøyset via Brosviksåta som en sekundær løsning. Beskrivelse av tiltaket: Det er ikke ledig kapasitet i nettet til denne vindkraftproduksjonen før 420 kv ledningen Modalen-Mongstad er i drift. Når denne kommer på drift, blir eksisterende 132 kv ledning Frøyset-Mongstad overflødig og kan benyttes til vindkraftproduksjon. Planen er å knytte både Setenesfjellet og Sandøya til denne ledningen. Fra Setenesfjellet må det bygges en lengre 132 kv avgrening, fra Sandøya en kort 132 kv avgrening. Det er planlagt en felles 132 kv ledning fra Dalsbotnfjellet og Brosviksåta til Frøyset. Dersom kraftverk på nordsiden av Sognefjorden tilknyttes Brosviksåta, må kraftledningen videre til Frøyset dimensjoneres deretter. 132 kv Dokken - Koengen (23) 132 kv Jordal - Koengen (24) Begrunnelse: Dagens 45 kv anlegg som forsynes fra Jordal begynner å bli modne for utskifting. Som en helhetlig løsning på forsyningen til sentrale Bergen er det ønskelig å erstatte 45 kv nettet under Jordal med en ny gjennomgående 132 kv forbindelse mellom Jordal og Dokken. Dette gir en ny sterk innmating inn til sentrale Bergen, noe som er ønskelig med hensyn på framtidig forbruksøkning i området. Beskrivelse av tiltaket: Første byggetrinn er å legge en kabel Dokken Koengen. Usikker tilstand på dagens 45 kv kabler til Koengen, begrenset transformatorkapasitet i Koengen, og planlagt forbruksøkning under Koengen, blant annet landstrøm til skip, gjør det ønskelig å komme i gang med dette byggetrinnet. Det planlegges 2 nye 132 kv bryterfelt i Dokken, og en ny 132/11 kv 25 MVA transformator i Koengen. Andre byggetrinn blir å bygge forbindelsen videre mellom Jordal og Koengen, trolig som luftledning mellom Jordal og Sandviken (bruke eksisterende 45 kv trasé) og kabel mellom Sandviken og Koengen. Det må etableres 132/11 kv transformering i Jordal/Eidsvåg og tilstrekkelig forsterkning av 11 kv nettet i området. Dersom disse tiltakene utføres, er det ikke behov for en 132/11 kv transformatorstasjon i Sandviken-området. Dagens 45 kv anlegg i Jordal, Eidsvåg, Hellen og Sandviken og Koengen kan saneres som følge av dette tiltaket. 132 kv Eidesfossen Mauranger (25) 132 kv Herand Eidesfossen (26) Begrunnelse: Nettilknytning for småkraftverk i Jondal kommune og i vestre Ullensvang. Det er mange planer og stort potensial for småkraftverk men liten nettkapasitet i området. En ny transformatorstasjon i Herand/Alsåker-området er også positivt med hensyn på økt reserve og bedre leveringskvalitet i distribusjonsnettet. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 66 eller 132 kv kraftledning fra Eidesfossen til Mauranger. (Statnett har ikke besluttet ennå hvilket spenningsnivå ledningen skal bygges for.) Denne erstatter eksisterende 66 kv ledning på strekningen mellom Eidesfossen og Jukla. Videre bygges en ny kraftledning fra Eidesfossen til Herand-området. Det etableres 69

160 en ny 132(66)/22 kv transformatorstasjon i Eidesfossen-området og en ny 132(66)/22 kv transformatorstasjon i Herand-området. Tiltaket forutsetter økt transformeringskapasitet i Mauranger mot 300 kv nettet. Statnett har søkt konsesjon for en ny 300(420)/66(132) kv transformator i Mauranger. 132 kv Myster - Lavik (27) Begrunnelse: Det er planlagt mye ny småskala vannkraftproduksjon i Eksingedalen, totalt ca 50 MW. Dette er for mye til at det er rasjonelt/mulig å overføre det på 22 kv nivå. Den mest optimale løsningen er vurdert å være å bygge en ny 132 kv ledning fra Myster til Lavik i Eksingedalen med nedtransformering til 22 kv i Lavik-området. Beskrivelse av tiltaket: 132 kv ledning Myster - Lavik med tilhørende 132/22 kv transformering i Lavik. 132 kv Fusa - Os (28) Begrunnelse: Det er planlagt stor mengder småkraftproduksjon i Fusa. SKL vurderer å føre denne produksjonen ut til Os. Alternative løsninger er å forsterke 66 kv nettet til Stord, eller å bygge en 66 kv eller 132 kv forbindelse til Samnanger. Den billigste og systemteknisk beste løsningen er å bygge en 132 kv forbindelse fra Fusa til Os. Beskrivelse av tiltaket: 132 kv sjøkabel/luftledning fra Fusa transformatorstasjon til Os transformatorstasjon. Det må etableres en 132/66 kv transformator i Fusa. 132 kv Voss Urdland (29) Begrunnelse: Alder på ledning + behov for økt utmatingskapasitet i forbindelse med bygging av Holmen kraftverk i Voss kommune. Beskrivelse av tiltaket: Eksisterende 50 kv ledning erstattes av en ny 132 kv ledning. Temperaturoppgradering av 132 kv Myster - Dale (30) Begrunnelse: Mange planer om ny kraftproduksjon i Modalen og Eksingedalen medfører økt overføringsbehov på denne forbindelsen. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen temperaturoppgraderes til 80 grader linetemperatur. Oppgradering av 132 kv Matre Stordal (31) Begrunnelse: Dersom alle planer for ny produksjon i tilknytning til Stordal og Østerbø realiseres, må kapasiteten på eksisterende ledning økes. Beskrivelse av tiltaket: Ledningen må enten temperaturoppgraderes til 80 grader linetemperatur eller strømførende liner må byttes til FeAl

161 132 kv Bu - Sima (32) Begrunnelse: For å sikre tilstrekkelig reserve til Voss kommune er det ønskelig å oppgradere ledningen Bu-Klyve-Sima fra 50 kv til 132 kv. En slik oppgradering vil også gjøre det mulig å realisere alle nye produksjonsplaner tilknyttet Bu og Klyve. På sikt vil dette tiltaket medføre at 50 kv ledningen Hodnaberg-Voss blir overflødig og kan rives (forutsatt at ledningene fra Hodnaberg til Dale blir oppgradert til 132 kv som planlagt). Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 132 kv ledning fra Bu til Sima med tilhørende ny 132/22 kv transformering i Bu, Klyve og Sima. Tiltaket forutsetter at det blir etablert en ny 420/132 kv transformator i Sima. 132 kv Hylkje Arnavågen/Knarvik (33) Begrunnelse: Forbruket i 22 kv nettet som forsynes fra Salhusvegen og Hylkje er i praksis ensidig forsynt fra Midtbygda via en dobbelkursledning på samme masterekke. Denne masterekken går i et lite værutsatt terreng og det har ikke vært feil på den så langt, men det er alltid til stede en viss risiko for feil/mastehavari. Planlagte utkoblinger av ledningen er også en utfordring. Det er minimalt med reservemuligheter via distribusjonsnettet da omkringliggende nett har 11 kv spenning. Det er derfor ønskelig å etablere en tosidig 132 kv forsyning til Hylkje. Beskrivelse av tiltaket: Det enkleste og billigste er trolig å bygge en 132 kv ledning/kabel fra Hylkje i retning Arnavågen og koble seg inn på eksisterende ledning fra Arnavågen mot Midtbygda. Eksisterende ledning fra tilkoblingspunktet til Midtbygda kan saneres. Alternativt kan det etableres en sjøkabelforbindelse over til en ny planlagt transformatorstasjon i Knarvik. En sjøkabelforbindelse til Osterøy er en tredje mulighet. 132 kv Ågotnes - Hammersland (34) Begrunnelse: Gi tosidig reserve til Ågotnes og Hammersland. Begge transformatorstasjonene blir i dag ensidig forsynt fra hver sin 132 kv radial. Det er noen reservemuligheter i underliggende distribusjonsnett, men ikke nok til å forsyne alt forbruket i maksimallast. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Trolig luftledningsforbindelse med litt innslag av jordkabel. 72 kv Kollsnes - Troll A (35) Begrunnelse: Forbruksøkning på Troll A plattformen. Se for øvrig konsesjonssøknaden. Beskrivelse av tiltaket: Det legges en 72 kv AC kabel fra Kollsnes til Troll A plattformen. Det må også installeres en ny 132/66 kv transformator på Kollsnes. Kapasitet 30 MVA. I tillegg legges det to par 80 kv DC kabler hver med kapasitet 56 MW fra Kollsnes til Troll A plattformen. Det må også etableres to nye likeretteranlegg på land. 71

162 52 kv Holmen Kjønnagard (36) Begrunnelse: Nettilknytning til Holmen kraftverk i Voss kommune. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 52 kv forbindelse bestående av kraftledning og jordkabel fra nye Kjønnagard transformatorstasjon til Holmen kraftverk. Se for øvrig konsesjonssøknaden. Konsekvens av å bygge med 145 kv merkespenning: Utredningsansvarlig ønsker av standardiseringshensyn at den nevnte lednings- og kabelforbindelsen med tilhørende transformatorstasjon i Holmen bygges med 145 kv merkespenning (ref. de tekniske forutsetningene i kapittel 3.3). Kostnadene blir imidlertid betydelig høyere og vanskelig å forsvare samfunnsøkonomisk. 100 kv Kollsnes «Martin Linge» (37) Begrunnelse: Ny offshoreplattform «Martin Linge» i Nordsjøen er under planlegging. Operatøren Total planlegger å forsyne plattformen med kraft fra land. Se for øvrig konsesjonssøknaden. Beskrivelse av tiltaket: Det legges en 145 kv AC kabel fra Kollsnes til Martin Lingeplattformen, en lengde på ca 170 km. For å unngå uheldige påvirkninger (spenningsvariasjoner og lignende) på eksisterende forbruk tilknyttet 132 kv anlegget på Kollsnes, blir denne sjøkabelen tilknyttet 300 kv anlegget på Kollsnes via 2 stk 300/100 kv transformatorer. Det blir også tilknyttet reaktiv kompensering (shuntreaktorer og SVC-anlegg) til 100 kv samleskinnen på land. 6.4 Transformatorer mellom 420 kv og 300 kv nettet Nå som et 420 kv nett er på vei inn i utredningsområdet, blir det behov for å innføre autotransformatorer mellom 300 kv og 420 kv nettet inntil hele 300 kv nettet er ferdig ombygd til 420 kv. Denne ombyggingsprosessen vil ta mange tiår. De tre første stegene er følgende: 1. I forbindelse med bygging av 420 kv ledningen Sima-Samnanger blir autotransformator nr 1 (1000 MVA) plassert i Samnanger 2. Når 300 kv Mauranger-Samnanger er ferdig ombygd til 420 kv blir det behov for en autotransformator nr 2 (1000 MVA) i Samnanger. Spesielt i utmatingssituasjoner med høy kraftproduksjon i BKK-området blir det behov for økt 300/420 kv transformatorkapasitet. 3. Når driftsspenningen på Fardal - Refsdal - Modalen - Evanger - Samnanger økes til 420 kv (ref. systemstudie i kapittel 5.6) blir det behov for ytterligere autotransformatorer. Plassering av disse er ikke endelig bestemt, men sannsynlig løsning er: 72 1 stk (1000 MVA) på Kollsnes mot avgang Mongstad. Løsningen forutsetter at Modalen-Mongstad-Kollsnes-ledningen driftes på 420 kv. Dette er trolig mer hensiktsmessig enn å ha en autotransformator i Modalen.

163 1 stk (1000 MVA) i Evanger mot avgang Dale. Av praktiske grunner blir muligens transformatoren istedenfor plassert i Dale mot avgang Evanger. Utredninger omkring valg av løsning pågår. 6.5 Transformeringstiltak mellom kv og kv nettene Økt 300(420)/132/22 kv transformatorkapasitet i Evanger Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Det må etableres en løsning som sørger for økt transformeringskapasitet mellom 300 kv spenningsnivå og henholdsvis 132 kv og 22 kv spenningsnivå. Økt 300(420)/132 kv transformatorkapasitet i Samnanger Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Dagens 150 MVA transformator skiftes ut til en 300 MVA transformator. Transformatoren blir omkoblbar til 420 kv. Ny 300(420)/132 kv transformatorstasjon på Lindås (Mongstad) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 420 kv transformatorstasjon, i første omgang med en 420/132 kv transformator (300 MVA), med mulighet for en senere utvidelse med en transformator nr 2. Det blir også installert en 420 kv shuntreaktor for å kompensere for sjøkabelanleggene mot Kollsnes og mot Matre. Det må etableres 2 stk 132 kv ledninger/kabler fra Lindås til Mongstad transformatorstasjon. Ny 300(420)/132 kv transformatorstasjon i Haugsværdalen (Matre) Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 420 kv transformatorstasjon, i første omgang med en 420/132 kv transformator (300 MVA), med mulighet for en senere utvidelse med en transformator nr 2. Det må etableres en kraftig 132 kv ledning fra Haugsværdalen til Matre kraftstasjon. Ny 300(420)/132 kv transformatorstasjon på Frøyset Begrunnelse: Viser til konsesjonssøknad. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny 420 kv transformatorstasjon ved siden av eksisterende Frøyset transformatorstasjon. Det planlegges 1 stk 420/132 kv transformator. 73

164 Økt 300(420)/132 kv transformatorkapasitet i Dale Begrunnelse: Alder og tilstand på dagens 300/132 kv transformator tilsier behov for utskifting. Beskrivelse av tiltaket: Transformatoren byttes ut til en ny med økt ytelse. Den nye transformatoren blir omkoblbar til 420 kv. Ny 420/66(132) kv transformator i Sima Begrunnelse: På grunn av planlagt ny småproduksjon tilknyttet 66 kv nettet fra Sima, er det planlagt å øke transformatorkapasiteten i Sima. Dagens transformatorløsning i Sima via generatorspenning har ikke nok kapasitet. Beskrivelse av tiltaket: Dagens 66/13 kv transformator (30 MVA) erstattes av en ny 420/66 kv transformator. Transformatoren bør være omkoblbar kv slik at man tilrettelegger for framtidig fornying av nettet mellom Bu og Sima til 132 kv. Ny 300(420)/132 kv transformering i Dolvik Begrunnelse: Planlagt økning i forbruket i Fanaringen (stasjonene Rå, Dolvik og Skjold) gjør at N-1 grensen på 132 kv kablene ut fra Fana vil bli overskredet. Løsningen er å etablere en ny 132 kv innmating til området. Den beste og billigste løsningen ser ut til å være å etablere en 300/132 kv transformering ved Dolvik transformatorstasjon. Beskrivelse av tiltaket: Det etableres en 300/132 kv transformering under 300 kv ledningen Fana-Litlesotra ved Dolvik, tilknyttet ledningen som en T-avgrening. Det legges en 132 kv kabel fra transformatoren og inn til Dolvik transformatorstasjon (noen hundre meter). 300 kv anlegget bygges for 420 kv, og transformatoren bestilles omkoblbar til 420 kv. 300/132 kv transformator T3 på Kollsnes Begrunnelse: Forbruksøkning på Kollsnes kan gjøre det nødvendig med økt 300/132 kv transformatorkapasitet på Kollsnes. Beskrivelse av tiltaket: Utvide Kollsnes transformatorstasjon med en tredje 300/132 kv transformator. 74

165 6.6 Nye transformatorstasjoner mot distribusjonsnettet 132/50/11 kv transformatorstasjon Kjønnagard (Voss kommune) Begrunnelse: Økt lastuttak som følge av utbygging i Myrkdalen. Transformator i Urdland er fullastet og må avlastes med ny transformator nærmere Myrkdalen. Beskrivelse av tiltaket: Driftsspenningen på ledningen Urdland-Kjønnagard økes til 50 kv. Ledningen er bygget for 145 kv, men driftes i dag på 22 kv. I tillegg bygges det en 132/50/22 kv treviklingstransformator i Kjønnagard i tilknytning til dagens 22 kv koblingsanlegg. I første omgang driftes ledningen på 50 kv, men med overgang til 132 kv driftsspenning på sikt. Når ledningen blir driftet på 132 kv, skal 50 kv viklingen brukes til den nye 50 kv radialen til Holmen kraftverk (beskrevet i kapittel 6.3). Ny 132/22 kv Hammersland transformatorstasjon (Sund kommune) Begrunnelse: Alder og tilstand på dagens 45/22 kv Hammersland transformatorstasjon tilsier behov for fornying. Beskrivelse av tiltaket: Dagens 45 kv kraftledning Litlesotra-Hammersland er bygget for 132 kv. Det bygges en ny 132/22 kv transformatorstasjon ved siden av eksisterende stasjon. Den siste delen av luftledningen kables inn til stasjonen. Ny 132/22 kv transformering i Hylkje (Bergen kommune) Begrunnelse: Økning i forbruket gjør det nødvendig å styrke forsyningen til området. Beskrivelse av tiltaket: Det planlegges å etablere transformering i Hylkje ved å øke driftsspenningen på 22 kv kraftledning til Salhusvegen til 132 kv (som den er bygget for), samt å etablere 132/22 kv transformering i tilknytning til Hylkje koblingsstasjon. Ny 132/22 kv transformatorstasjon i Ulvik Begrunnelse: Tilknytning av ny småkraftproduksjon i Ulvik kommune. Dagens transformatorløsning i Ulvik kraftstasjon har ikke nok kapasitet til å ta i mot mer produksjon. Beskrivelse av tiltaket: Det planlegges å etablere en ny 132/22 kv transformatorstasjon i Ulvik. Løsning ikke avklart. Samtidig er det planlagt å øke driftsspenningen på kraftledningen Granvin-Ulvik fra 45 kv til 132 kv. (Ledningen er bygget for 132 kv.) Ny 132/11 kv transformatorstasjon på Espehaugen/Liland Begrunnelse: Planlagt utbygging av store nærings- og boligarealer gjør det nødvendig å bygge en ny transformatorstasjon på Espehaugen eller Liland. Beskrivelse av tiltaket: Det bygges en ny transformatorstasjon (valg av egnet beliggenhet pågår), som tilknyttes dagens 132 kv kabler mellom Fana og Dolvik ved å sløyfe ett av kabelsettene innom den nye stasjonen. 75

166 Ny 132/22 kv transformatorstasjon på Blomøy (Øygarden kommune) Begrunnelse: Forbruksvekst og forsyningssikkerhet i distribusjonsnettet i Øygarden (som i dag forsynes fra Kollsnes transformatorstasjon). Det er dårlig plass og vanskelig å etablere en ny 132/22 kv transformator i Kollsnes transformatorstasjon med tilhørende forsterkning av 22 kv kablene til Blomøy koblingsstasjon. Det er vurdert som en bedre løsning å etablere en ny 132/22 kv transformatorstasjon på Blomøy i tilknytning til 132 kv ledningen Merkesvik-Kollsnes. Beskrivelse av tiltaket: Ny 132/22 kv transformatorstasjon på Blomøy. Løsning ikke avklart. Ny 132/22 kv transformatorstasjon i Knarvik/Flatøy området Begrunnelse: Økning i forbruket gjør det nødvendig å styrke forsyningen til området. Beskrivelse av tiltaket: Det vurderes å etablere transformering ved Hagelsundet bru, for å dekke behov til industribedriften Frank Mohn Flatøy AS. Dette vil evt. fristille kapasitet fra Meland til bruk i Knarvik området. Alternativet er å bygge ny stasjon nær Knarvik. Ny 132/22 kv transformatorstasjon på Romarheim Begrunnelse: Tilknytning av ny fornybar produksjon. Beskrivelse av tiltaket: Transformatorstasjonen blir bygd på en enkel og billig måte, tilknyttet overliggende 132 kv ledning Matre-Padøy som en T-avgrening. Ny 132/22 kv transformatorstasjon i Os kommune Begrunnelse: Lastøkning og forsyningssikkerhet i Os kommune. Beskrivelse av tiltaket: Det planlegges å etablere en 132/22 kv transformatorstasjon på Endelausmarka eller på Hamre, med tilknytning til den ene 132 kv ledningen Fana-Os. Ny 132/22 kv transformatorstasjon ved Herand (Jondal kommune) Begrunnelse: Tilknytning av ny produksjon, og bedring av spenningskvalitet i eksisterende nett. Dagens 22 kv nett i området forsynes fra Bu (ca 40 km unna), noe som erfaringsvis har gitt problemer med spenningskvaliteten. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart, men det anbefales å bygge en ny 132/22 kv transformatorstasjon i Herandområdet. 76

167 6.7 Transf.tiltak mot distribusjonsnettet i eksisterende transformatorstasjoner I forhold til bygging av nye ledninger og transformatorstasjoner, er økning/endring i transformeringskapasitet mot distribusjonsnettet i eksisterende transformatorstasjoner relativt beskjedne tiltak, både i arbeidsomfang og økonomi. Men i noen tilfeller vil disse tiltakene omfatte økning av eksisterende stasjonsareal. Tabellen under presenterer de planlagte tiltakene vi kjenner til i kommende 10-årsperiode. Stasjon Spenning (kv) Eier Beskrivelse Begrunnelse Idrift Ravnanger 132/22 Askøy Energi Ny transformator Forbruksvekst 2013 Samnanger 132/22 Ny transformator Ny fornybar prod. Erstatte 45 kv anlegg i Frøland 2013 Salhusvegen 132/11 Ny transformator Forbruksvekst 2013 Granvin 132/22 Erstatte dagens transformator Ny fornybar produksjon 2014 Litlesotra 132/22 Ny transformator Forbruksvekst 2014 Koengen 132/11 Erstatte dagens transformatorer Kaldestad 45(132)/22 Ny transformator Mongstad / Lindås 132/22 Nye transformatorer Forbruksvekst 2014 Dokken 132/11 Ny transformator Forbruksvekst 2014 Eidesfossen 132(66)/22 Statnett Erstatte dagens transformator Ny fornybar produksjon? Ågotnes 132/22 Ny transformator Forbruksvekst 2015 Stordal 132/22 Ny transformator Hellandsfoss 132/22 Ny transformator Myster 132/22 Ny transformator Frøyset 132/22 Ny transformator Simonsvik 132/11 Jordal 132/11 Bu 132(66)/22 Klyve 132(66)/22 Sima 132(66)/22 Hardanger Energi Hardanger Energi? Erstatte dagens transformatorer Nye transformatorer Erstatte dagens transformator Erstatte dagens transformator Erstatte dagens transformator Forbruksvekst. Erstatte 45 kv anlegg Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Erstatte 45 kv anlegg Erstatte 45 kv anlegg Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Etter 2017 Etter 2017??? 77

168 Ny fornybar produksjon Ny fornybar produksjon Matre 132/22 Ny transformator Steinsland 300/22 / BKK Prod Ny transformator Osterøy 132/22 Ny transformator Forsyningssikkerhet Haukeland 132/11 Erstatte dagens transformatorer Erstatte 45 kv anlegg Etter 2017 Etter 2017 Etter 2017 Etter 2017 Tabell 6.4: Planlagte nye transformatorer mot distribusjonsnettet i eksisterende transformatorstasjoner 6.8 Nye generatortransformatorer og industritransformatorer Ny 45(132)/10 kv transformator T1 i Fosse Begrunnelse: Alder og tilstand på eksisterende transformator T1. Beskrivelse av tiltaket: Eksisterende transformator T1 skiftes ut med ny på 35 MVA. Transformatoren bestilles omkoblbar kv pga. fremtidig overgang til 132 kv i Bergsdalen. Ny 132/66 kv transformator på Kollsnes Begrunnelse: For å forsyne den nye vekselstrømskabelen til Troll A plattformen. Se for øvrig konsesjonssøknaden. Beskrivelse av tiltaket: Etablering av ny 132/66 kv transformator på Kollsnes, 30 MVA. Rehabilitering av Matre H Begrunnelse: Alder og tilstand Beskrivelse av tiltaket: Dagens tre aggregat erstattes av to store aggregat (2x105 MVA), med tilhørende aggregattransformatorer, plassert i en ny kraftstasjon i fjellet. Det legges to nye 132 kv kabler fra fjellanlegget og til eksisterende 132 kv utendørsanlegg. Ny 132/10 kv transformator i Ulvik Begrunnelse: I forbindelse med planlagt spenningsøkning på ledningen Granvin-Ulvik fra 45 til 132 kv, må aggregattransformatoren i Ulvik skiftes ut til en ny med 132 kv primærspenning. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. Ny 300/100 kv transformering på Kollsnes Begrunnelse: I forbindelse med strømforsyning til «Martin Linge» - feltet i Nordsjøen, må det opprettes transformering på land mellom 300 kv anlegget og spenningsnivået til sjøkabelanlegget som er 100 kv. 78

169 Beskrivelse av tiltaket: Det installeres 2 stk 300/100 kv transformatorer à 80 MVA. Det blir også tilknyttet reaktive kompenseringsanlegg til 100 kv samleskinnen for å sikre stabil spenning på plattformen og minimere reaktive effektvariasjoner mot nettet på land. Arna omformerstasjon Begrunnelse: Styrke forsyningen til Bergensbanen. Beskrivelse av tiltaket: Løsning ikke avklart. 79

170 7 Litteraturreferanser [1] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Forskrift om energiutredninger [2] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Veileder for kraftsystemutredninger. NVE rapport nr [3] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Forskrift om beredskap i kraftforsyningen [4] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet [5] Norges Vassdrags- og energidirektorat Samfunnsøkonomisk analyse av energiprosjekter. Håndbok, [6] Sintef Energi AS Planleggingsbok for Kraftnett. Kostnadskatalog regionalnett. Sist oppdatert [7] Miljøverndepartementet Forskrift om konsekvensutredninger [8] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) NVE rapport : Aldersfordeling for komponenter i kraftsystemet [9] Olje- og energidepartementet Stortingsmelding nr Vi bygger Norge om utbygging av strømnettet [10] Statnett Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS) [11] Statnett Kraftsystemutredning for Sentralnettet Oktober [12] Miljøverndepartementet Stortingsmelding nr Norsk klimapolitikk. [13] AS, SKL Nett AS, SFE Nett AS, Tafjord Kraftnett AS, Statnett SF Systemutredning av sentralnettet i Vestlandsregionen. Arbeidsgrupperapport, juni [16] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Beregning av potensial for små kraftverk i Norge. NVE rapport nr [18] NVE (Norges Vassdrags- og energidirektorat) Mulighetsstudie for landbasert vindkraft 2015 og NVE rapport nr

171 8 Vedleggsliste Vedlegg 1 Kart over utredningsområdet Vedlegg 2 Enlinjeskjema kv nett Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Vedlegg 3 Data for luftledning, kabler, transformatorer, generatorer, kompenseringsanlegg Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Vedlegg 4 Kraftverk tilknyttet distribusjonsnettet Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Vedlegg 5 Forbruksprognoser Vedlegg 6 Prognoser ny kraftproduksjon Vedlegg 7 Lastflytskjemaer Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Vedlegg 8 Forsyningspunkter i regionalnettet med manglende N-1 reserve Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) Vedlegg 9 Forenklet enlinjeskjema stadium 2020 Unntatt offentlighet etter offentlighetsloven 13 (jf Beredskapsforskriften 6-2) 81

172

173

174

175

176

177

178

179