Regional kraftsystemutredning for utredningsområde 4 Hedmark og Oppland 2009 Hovedrapport

Transkript

1 Regional kraftsystemutredning for utredningsområde 4 Hedmark og Oppland 29 Hovedrapport KSU Hedmark og Oppland 29

2 1. Innledning Dette dokumentet er den åpne delen av kraftsystemutredningen for område Hedmark og Oppland, utgave 29, og betegnes som hovedrapport som skal være et sammendrag av den komplette grunnlagsrapporten. Denne inneholder informasjon som i henhold til gjeldende lover og forskrifter skal være underlagt taushetsplikt og kun være tilgjengelig for personer med tjenstlig behov. INNHOLD 1. INNLEDNING 2 2. BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet Utredningsområdet Deltakere i utredningsprosessen organisering Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning mot lokale energiutredninger Samordning mot fylkeskommunale planer Korrektur møte i kraftsystemutvalget Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon 6 3. UTREDNINGSFORUTSETNINGER Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Mål for det framtidige nettsystemet Leveringskvalitet Standard spenningsnivå og standardisering av materiell Beredskapsplaner Miljøhensyn Vernede vassdrag i Hedmark og Oppland Verneplaner landskap Miljøhensyn ved prosjektering av luftledninger og kabelanlegg Elektromagnetiske felt eksempel fra rettssak Kostnader Økonomiske og tekniske forutsetninger Særegne forhold innen utredningsområdet 13 4 DAGENS KRAFTSYSTEM Energisammensetningen i utredningsområdet Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet Generelt FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland Effektprognoser Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystemet 27 KSU Hedmark og Oppland 29 2

3 5.5 Kost/nytte av alternative prosjekter Kongsvinger kraftverk ny 132 kv-tilknytning Beitostølen transformatorstasjon Ny transformatorstasjon ved Fagernes (Skrautvål) Raufoss industripark Nedre Vinstra ny transformator 3/66 kv kv-linje Rena Koppang reinvestering kv-linje Bjørke Bekkelaget Strømforsyning til Gjøvik by Kabling av 66 kv-ledninger i Gjøvik, Brumunddal, Kongsvinger og Hamar Transformatorkapasitet i Stange Elverum transformatorstasjon rehabilitering eller ny stasjon TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV I NETTSYSTEMET Oversikt over planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg Tiltak i senere revisjoner som ikke er ferdig analysert LITTERATURREFERANSER Beskrivelse av utredningsprosessen 2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet De to aktuelle dokumentene er basert på Veileder nr 1/27 Veileder for kraftsystemutredninger (på dokumentets omslagsside benevnt som veileder 2 27) utgitt av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i januar 27. Det formelle grunnlaget i energiloven, energilovforskriften og forskrift om energiutredninger framgår her. I brev fra NVE til Eidsiva energi Nett AS datert er det formulert et vedtak som ble omgjort i nytt brev datert der det ble presisert en justering av den geografiske utstrekningen av utredningsområdet for å bli i tråd med den avgrensingen som er praktisert. Gjeldende vedtak er: 1. Eidsiva energinett AS pålegges å koordinere arbeidet med kraftsystemutredninger for regionalnettet i fylkene Hedmark og Oppland, unntatt nordre del av Tynset kommune i Hedmark fylke, avgrenset av områdekonsesjonsgrensen til Kvikne-Rennebu Kraftlag A/L, jf. forskrift om energiutredninger Første kraftsystemutredning skal offentliggjøres og oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat innen 1. mai 24. Utredningen skal deretter oppdateres hvert år innen 1. mai. Presiseringen av områdeavgrensningen gjennom Tynset kommune ble gjentatt i brev fra NVE til Eidsiva Nett AS datert 14. mai Utredningsområdet Baksiden av dette dokumentet viser kart over de to aktuelle fylkene der områdekonsesjonsoppdelingen er angitt. Utenfor det formelle utredningsområdet har Røros Elektrisitetsverk en spesiell status på grunn av at forsyningsområdet er avhengig av overføring fra regionalnettet i Nord-Østerdalen i hele tunglastperioden. Dette forbruket er dermed, på grunn av den fysiske kraftflyten i nettet, tatt med som en belastning på nettet i Hedmark sjøl om Røros er definert inn under utredningsområde Sør- Trøndelag. KSU Hedmark og Oppland 29 3

4 I Hedmark er Eidsiva Nett AS (EN) dominerende regionalnettseier og tariffansvarlig anleggskonsesjonær. Fylket er arealmessig delt mellom fire områdekonsesjonærer (inklusive EN). I Oppland er eierforholdene mer komplekse. I Gudbrandsdalen (nord for Lillehammer og Gausdal) og på Hadeland er hovedregel at områdekonsesjonær også er regionalnettseier, mens i Vest-Oppland (nord for Hadeland det vil si Valdres og Gjøvik/Toten) er EN regionalnettseier. Lengst nordvest i Gudbrandsdalen (Skjåk) er Opplandskraft formell eier av regionalnettet som forsyner Skjåk Energi fra 132 kvnettet som er bygd og dimensjonert for overføring av produksjonen fra kraftverkene i Øvre Otta til sentralnettspunktet Vågåmo. Med et samlet landareal på km 2 og en folkemengde pr på knapt 372 er innlandsfylkene relativt tynt befolket (7,4 innbyggere/ km 2 ). Oppland og Hedmark er to av de tre fylkene i landet som ikke har kraftintensiv industri (i henhold til Statnetts og NVEs definisjon). 2.3 Deltakere i utredningsprosessen organisering Utredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland har hatt uendret representasjon av netteierselskaper i forhold til forrige utredningsperiode bortsett fra at utvalget ble utvidet med en representant fra VOKKS Nett AS på kraftsystemmøtet som ble avholdt 15. mai 27. Anleggskonsesjonærer (med kortform av selskapsnavnene i parentes) og representanter i utvalget er: A/S Eidefoss (EF) Arne Kaldhusdal, Gudbrandsdal Energi AS (GE) Ivar Nerhus, avløst av Stein Kotheim fra 29 VOKKS Nett AS Olav Stensli Eidsiva Vannkraft AS (EV, tidl. VKØ/OEN) Henning Jakobsen, Statnett SF (SN) Ole Petter Janset, Eidsiva Nett AS (EN) Per H. Nistad og Tore Løvlien (KSU-kontakt og sekretær). Utredningsutvalget er satt sammen av de største regionalnettseierne, systemansvarlig og utredningsansvarlig. Den har fungert som styringsgruppe ledet og administrert av utredningsansvarlig. Utvalget har tidligere vedtatt vedtekter som fastsetter oppgavefordeling og arbeidsform. Virksomhet og kontakt i utvalget knyttet til årets revisjon har vært muntlig via telefon og skriftlig via elektronisk meldingsutveksling. Møtet i det utvidede kraftsystemutvalget ble også avholdt den 19. mai 29 som et ledd i korrekturprosessen av utredningen før offentliggjøring. Øvrige kombinasjoner mellom navn på eiere/konsesjonærer (nett- og kraftverkseiere) i utredningsområdet og benyttede kortformbenevnelser som er benyttet i dette utredningsdokumentet er: A/L Nord Østerdal Kraftlag (NØK), Bagn kraftverk (BKV), EB Nett AS (EBN), Elverum Nett AS (EEV), Hadeland EnergiNett AS (HEN), Eidsiva Bioenergi AS (EB) Jernbaneverket, Bane Energi (JBV), Kraftverkene i Orkla (KVO), Oppland Energi (OE), Opplandskraft (OK), Skagerak Kraft AS (SK), Skjåk Energi (SE), Stange Energi AS (SEAS), KSU Hedmark og Oppland 29 4

5 Statnett (SN), Sør Aurdal Energi BA (SAE), Valdres Energiverk AS (VEAS), Vang Energiverk KF (VE), Vinstra Kraftselskap DA (VK), Østerdalen Kraftproduksjon AS (ØK), Øvre Otta DA (ØO), Åbjøra Kraftverk (ÅK). I forbindelse med tidligere utredningsrevisjoner er det definert fire regionale arbeidsgrupper, men da det i denne revisjonen ikke er avdekket behov for nye utbyggingsprosjekter, har det ikke vært behov for møtevirksomhet. Disse områdene er: Hedmark nord (Nord-Østerdalen): NØK, EN (og REV utenfor utredningsområdet), Hedmark sør (Sør-Østerdalen, Solør-Odalen/Glåmdalen og Hedmarken): EEV, SEAS og EN, Gudbrandsdalen: SE, EF, GE, EV (administrasjon for OK og VK) og EN, Vest-Oppland (Hadeland, Valdres og Gjøvik/Toten): VE, VEAS, SAE, VOKKS, HEN og EN. I tilknytning til arbeidet med meldinger og konsesjonssøknader for de planlagte kraftutbyggingsprosjektene i Otta og Lågen inngår den nettanalysen som er nevnt i 28-utgaven av KSU-dokumentet. 2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder Sentralnettet: Utredningsområdet er tilknyttet sentralnettets 3 kv spenningsnivå i Vågåmo, Vardal, Hadeland, Minne, Vang, Fåberg og Balbergskaret; på 132 kv-nivå i Skarnes, Kongsvinger og Eidskog. I tillegg er Øvre Vinstra kraftverk direkte tilknyttet sentralnettet (uten regionalnettsforbindelse). Som nevnt i forrige avsnitt er Statnett medlem i utredningsutvalget både for å ivareta samordningsbehovet mot systemansvarlig/sentralnettsoperatør og som regionalnettseier (3 kv-ledningene Fåberg Nedre Vinstra/Harpefoss (med transformering) og Fåberg Rendalen samt 132 kv-linja Vågåmo Osbu). I forbindelse med planlegging av nytt aggregat i Rendalen kraftverk (nevnt i kapittel 5) med tilhørende generatortransformator og 3 kv bryterfelt er det avdekket behov for å samordne mot sentralnettet spenningsdimensjonering av 3 kv driftsspenning i stasjonen. Sjøl etter at reaktor i Fåberg er satt i drift ligger normalspenningen over den normerte øvre grensen for dette spenningsnivået. Sideordnede nett: Utredningsområdet grenser i nord til utredningsområdene Sør- Trøndelag og Møre og Romsdal; i vest mot Sogn og Fjordane (uten elektrisk sammenknytning på regionalnettsnivå) og Buskerud; i sør mot Oslo og Akershus. I øst grenser området til de svenske nettselskapene Fortum Distribution (tidligere Birka Energi AB/Uddeholm/Värmlandsenergi) og Malungs Elverk AB. Det er mot Buskerud og Sør-Trøndelag utredningsområdet har den sterkeste nettmessige tilknytningen. Forbindelsen mot Trøndelag representeres ved ledningen mellom KVO-nettet og ved at Røros normalt er tilknyttet Hedmark og er avhengig av forbindelsen sørfra i tunglastperioden. I forbindelse med 24- revisjonen av utredningsdokumentet ble samordning mot Trøndelag ivaretatt ved at spørsmålet om forsterkning av regionalnettet mot Røros ble diskutert mellom de tre berørte nettselskapene TrønderEnergi Nett AS, Røros Elektrisitetsverk AS og EN. Fylkesgrensen Oppland Buskerud passeres av 132 kv-ledningen Hadeland( Aslaksrud) Follum som forsyner Jevnaker transformatorstasjon. KSU Hedmark og Oppland 29 5

6 For øvrig er det i 27 ikke registrert behov for å utrede andre samordningsprosjekter. I 26 var det noe informasjonsutveksling mot utredningsområde 1 i tilknytning til strømforsyning av et planlagt hyttefelt på grensen mellom Stange og Eidsvoll kommuner (angitt som prosjekt 15 i dette dokumentet). 2.5 Samordning mot lokale energiutredninger Det er i en viss grad hentet informasjon fra energiprognosene i lokale energiutredninger (LEU) ved oppsett av KSU-effektprognoser i områder der det ikke foreligger konkrete forsterkningsbehov som krever mer gjennomarbeidet prognosegrunnlag. For øvrig er samordningen ivaretatt ved at LEU-ansvarlig og KSU-kontaktperson er samme person hos flere områdekonsesjonærer. I områder med fjernvarmenettutbygging er det i stor grad antatt at prognosert energiøkning vil bli dekket med fjernvarmeleveranse. 2.6 Samordning mot fylkeskommunale planer I begge de respektive fylkesplaner for perioden (ikke oppdatert pr. april 29) er det formulert som et mål å utnytte lokale bioenergiressurser fra landbruket som et bidrag til lokal verdiskaping og oppnå en miljøgevinst ved reduserte klimagassutslipp. I Oppland er det gitt tilsagn fra Landbruksdepartementet om en konkret økonomisk bevilgning til opprettelse av et nasjonalt kompetansesenter for bioenergi på Hadeland. For øvrig er det ikke registrert noen momenter i plandokumentene om næringsutvikling og endringer i bosettingsmønster som kan tenkes å påvirke regionalnettstrukturen. 2.7 Korrektur møte i kraftsystemutvalget Utvidet møte i kraftsystemutvalget ble avholdt den Det framkom i denne prosessen ingen kommentarer som påvirket hovedinnholdet av utredningsdokumentet. 2.8 Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon Nedenfor er beskrevet status med angivelse av hva som er skjedd med de anbefalte utbyggingstiltakene i forrige utredningsrevisjon i den rekkefølge og de nummereringer de er nevnt i forrige revisjon av utredningsdokumentet. 1. Kongsvinger kraftverk: Ny 132 kv nettilknytning: Kraftutbyggingsprosjekt pågår. Framdriftsplanen innebærer igangkjøring av aggregat 2 rundt årsskiftet 21/211 med tilhørende behov for nettilknytning innen senhøsten Beitostølen transformatorstasjon: Prosjektet fikk konsesjon på luftlinjealternativet høsten 28. Dette vedtaket ble påklaget og er nå til klagebehandling i OeD. Endelig konsesjon forventes høsten Fagernes (Skrautvål) transformatorstasjon: Ny transformatorstasjon er fortsatt under vurdering og er prioritert etter dekning av innmatingsbehovet i Beitostølområdet. 4. Raufoss industripark: Iverksetting av ombyggingsprosjektet (der blant annet regionalnettstrukturen endres fra 7 til 3 transformatorstasjoner) har startet, men aktiviteten har foreløpig hovedsakelig vært begrenset til distribusjonsnettet, bortsett fra at en 66/5 kv-stasjon (trafo Sporet) er nedlagt. KSU Hedmark og Oppland 29 6

7 5. Nedre Vinstra ny transformering 3/66 kv (erstatning av gammel 15 MVA transformator uten regulering fra 1953): Behovet er tatt med som en del av gjennomført nettanalyse knyttet til kraftutbyggingsprosjekter i Otta og Lågen. 6. Rena-Koppang reinvestering: Arbeid med underlag for konsesjonsbehandling er igangsatt. 7. Ny 66 kv-ledning Bjørke Bekkelaget: Fortsatt avventes investeringsbeslutning inntil det foreligger en avklaring omkring effektbehov for sjukehusutbyggingsprosjektet ved Sanderud som ligger langs den påtenkte linjetraséen. 8. Forsyning av Gjøvik by: Det har vært liten aktivitet i prosjektet etter at nettanalysen ble fullført våren 27 med anbefaling om ny transformatorstasjon i Gjøvik sentrum. 9 og 1. Kabling av 66 kv-ledninger: Noe aktivitet det siste året med å forberede kabling av en strekning av dobbeltledningen (FeAl24) nordover fra Brumunddal transformatorstasjon gjennom sentrumsbebyggelsen. Tilsvarende prosjekt er også under arbeid mellom Gjøvik transformatorstasjon og Bjugstadtangen koblingsstasjon (FeAl15) samt i Hamar (planlegging) nordover ut fra Børstad transformatorstasjon (dobbeltledning FeAl95) og i Kongsvinger mellom Kongsvinger og Norsenga transformatorstasjoner. 11. Transformeringskapasitet i Stange: Ny transformator er under bestilling. 12. Elverum transformatorstasjon reinvestering: Det har vært en del aktivitet med et forprosjekt for å avgjøre om den gamle stasjonen fra tidlig på 5- tallet skal benyttes (bygningsmessig vedlikehold og utvidelse av 11/22 kvanlegget) eller det bør bygges nytt anlegg ved siden av den gamle stasjonen. 13. Nye Einunna kraftverk - nettilknytning på 66 kv: Prosjektet er under konsesjonsbehandling. 14. Kvitfjell (Ringebu) transformatorstasjon: Tidspunkt for etablering av ny transformatorstasjon tilpasses utbyggingsaktiviteten for hoteller og fritidsbebyggelse. 15. Nettilknytning av planlagt kraftutbygging i Otta- og Lågenvassdraget: Arbeid med meldinger og konsesjonssøknader pågår. Det tidligere Åsårenprosjektet er innarbeidet i denne totalplanen. 16. Ny transformatorstasjon Stange syd: Det har også det siste året vært liten aktivitet. 17. Spenningsheving kv Tynset Tolga Os med nye transformeringer: Som i 27 er status her at det avventes beslutning om utbygging av Tolga kraftverk. Det mest sannsynlige alternativet er da transformering 132/66 kv i Tolga. 18. Åbjøra-Gjøvik tverrsnittsøkning: Ingen aktivitet. 19. Reinvestering 66 kv-linje Sandvold-Lunde-Engjom: Liten aktivitet det siste året. 2. Diverse eldre 66 kv-ledninger reinvestering, riving: Liten aktivitet det siste året. Prosjekt 11 med eventuell ny stasjon i Elverum har tatt utgangspunkt i at stasjonen ikke behøver å planlegges med 66 kv bryterfelter for linjene mot Lutufallet og Rena. 21. Ny 66 kv kabel Fåberg-Mesna med avvikling av dobbeltledningen på den samme strekningen: Liten aktivitet det siste året. 22. Ny Skei transformatorstasjon: Det ble i 28 gjennomført en analyse som konkluderte med at ny transformering er lite aktuelt de nærmeste 1 årene. Prosjektet tas derfor ut i denne revisjonen. KSU Hedmark og Oppland 29 7

8 23. Rybakken utvidelse av transformatorkapasitet: Fortsatt avventes belastningsutviklingen. 24. Økning av transformatorkapasitet Nedre Tessa: Er knyttet til konsesjonsbehandling for Nedre Smådøla. 25. Krabyskogen transformatorstasjon økning av transformatorkapasiteten: Det er ikke tatt beslutning om eventuell transformatorrokering. 3. Utredningsforutsetninger 3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont Som angitt i NVEs krav skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum 1 år med krav om detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. De utbyggingstiltakene som er ført opp i kapitlene 5.5 og 6 er ment å være en komplett oversikt over alle påtenkte prosjekter på alle utredningsstadier. 1 års-horisonten er benyttet direkte i oppstilling av effektprognoser (29 219) og lastflytberegninger (stadium 219). Et hovedmål med dette dokumentet er å bidra til å få en rasjonell utvikling av regionalnettet i utredningsområdet. Videre skal utredningen oppfylle NVEs krav til kraftsystemutredning for regionalnettet i utredningsområdet, danne et grunnlag for utarbeidelse av anleggskonsesjoner og øvrige investeringer og reinvesteringer, i en viss grad også være et dokument ("oppslagsverk") med opplysninger/data om regionalnettet i utredningsområdet som kan brukes i andre sammenhenger. 3.2 Mål for det framtidige nettsystemet Et overordnet mål ved utredningen av nettet i området er basert på NVEs generelle målformulering om kostnadseffektiv utforming og drift av kraftsystemet noe som innebærer å minimalisere summen av kostnadsfaktorene investering, nettap, avbrudd, drift og vedlikehold med analysemetoder og datagrunnlag som angitt i kapittel 3.3. Det synes som om de nasjonale mål om overgang til vannbåren varme og bruk av CO 2 -nøytrale fornybare energikilder påvirker elforbruket i de områder med utbygd fjernvarmenett på den måten at økningen i energiforbruket i betydelig grad tas opp av fjernvarme mens elforbruket stagnerer. Imidlertid er hovedtrenden den at fjernvarme erstatter uprioritert (elektrokjel-)forbruk. Informasjonskilden bak disse opplysningene er noen av de lokale energiutredningene. Øvrig bruk av elektrisk energi til boligoppvarming i bygg der det ikke er lagt til rette for alternative oppvarmingsmetoder, vil det åpenbart ta lang tid å få erstattet med mindre høyverdige energikilder. Blant de øvrige energipolitiske målformuleringene forventes vindkraft og gass å gi ubetydelige bidrag til områdets energibalanse. Det er ikke rapportert om konkrete prosjekter av betydning knyttet til denne type energikilder, men som nevnt i kapittel 4.7 er bruk av naturgass under utredning. Uten økonomiske inngrep i markedsmekanismen vil graden av energiøkonomisering være svært avhengig av forholdet mellom det markedsbaserte prisnivået på elektrisk energi og kostnadene for å få gjennomført de mest aktuelle tiltakene. Med dagens kraftprisnivå synes det nødvendig med politiske vedtak om økonomiske støtteordninger for å oppnå raske resultater. KSU Hedmark og Oppland 29 8

9 Følgende generelle kriterier (opplistet som kapittel ) er aktuelle for et kraftsystem: Leveringskvalitet I denne sammenheng er kun avbruddskriteriet i kvalitetsbegrepet behandlet. Målet er at nye anlegg bygges ut fra samfunnsøkonomisk lønnsomhet i henhold til NVEs anbefaling. I utredningen er anbefalte tiltak forsøkt beregnet primært ut fra samfunnsøkonomiske kriterier. N-1-kriteriet ivaretas indirekte ved å ta med avbruddskostnadene som samfunnsøkonomisk parameter. Ingen av konsesjonærene har foreløpig rapportert om konkrete erfaringer av virkninger knyttet til gjeldende leveringskvalitetsforskrift etter iverksettelse av pålagte tiltak Standard spenningsnivå og standardisering av materiell Dagens spenningsnivå og systemjording. Spenningsnivået i utredningsområdet er omtrent likt fordelt mellom 132 og 66 kv. I tillegg består regionalnettet også av to 3 kv-forbindelser tilhørende Statnett som ikke er tatt inn i sentralnettet: Balbergskaret Rendalen og Fåberg Nedre Vinstra Harpefoss. Videre er 132 kv-forbindelsen Minne Skarnes Kongsvinger Eidskogriksgrensen definert som sentralnett (og derfor formelt sett ikke behandlet i dette dokumentet). Både 132 og 66 kv-nettet er normalt spolejordet med spoleinnstilling som gir ca. 5 % overkompensering. Unntaket er noen galvanisk separerte nett med tilstrekkelig begrenset ladekapasitet at forskriftskravene kan oppfylles med isolert nullpunkt. Framtidig nivå trend/målsetting. Ved bygging av nye 66 kv-linjer blir det nøye vurdert om ledningen bør bygges forberedt for 132 kv. Mastekonstruksjonen i noen av de nyeste 66 kv-ledningene er bygd etter 132 kv-normer. Generelt kreves det at en utbyggingsutredning som skal dekke et overføringsbehov inneholder valg av optimalt spenningsnivå uavhengig av eierforhold og eksisterende nettnivå. Dette har vært et sentralt tema i utredning av nettilknytning for planlagte kraftutbyggingsprosjekter i Lågen- og Ottavassdraget. Standardtverrsnitt: 132 kv-linjer: Følgende tverrsnitt er i bruk: FeAl nr. 7, 95, 12, 15, 185, 253 (condor) og 329 (curlew). For disse tverrsnittene er det lagt opp lager av reservemateriell. For nye ledninger vil det ikke bli brukt mindre tverrsnitt enn nr. 12 på dette spenningsnivået. Det største tverrsnittet, Curlew, er benyttet i ledningen Vågåmo Skjåk Øyberget kraftverk. 66 kv linjer: Følgende tverrsnitt er i bruk: FeAl nr. 35, 5, 7, 95, 12, 185, 24 og 253. Ved prosjektering av nye ledninger anses de to tynneste tverrsnittene som uaktuelle. Valg av materialer/kriterier: Liner: Som faseliner vil normalt bli brukt vanlig feralline med kjerne av varmforsinket ståltråd. Med de relativt ubetydelige luftforurensninger som opptrer i innlandsfylkene, er lite behov for å gå over til faseliner med legert aluminiumsline. Som toppliner brukes i dag feralline med forhøyet bruddlast. KSU Hedmark og Oppland 29 9

10 Isolatorer, armaturer: Normalt benyttes komposittisolatorer i heng- og omføringskjeder samt i ordinære bæremaster med strekkjeder. I konstruksjoner med store belastninger samt i forankrings- og endemaster brukes vanligvis glassisolatorer. Apparater, effektbrytere: Komponentvalg i nye regionalnettanlegg foretas ut fra en vurdering av økonomi, pålitelighet (driftstatistikk), tilgjengelighet (reservedelshold) og forventet reparasjonstid. Standardisering av typer og fabrikat bidrar til dette Beredskapsplaner Organisering av pålagt beredskap innen de to fylkene er i henhold til Forskrift om beredskap i kraftforsyningen. Hvert selskap har etablert en beredskapsorganisasjon med en beredskapsleder som skal lede driften av nettet i en beredskapssituasjon. Hvert selskap har utarbeidet en beredskapsplan med delplaner etter behov. Selskapene gjennomfører jevnlige øvelser for utprøving av organisering og planer for å trene personellet og skaffe seg erfaring. Det er også gjennomført øvelser med deltagelse fra flere e-verk og med samarbeid med andre lokale myndigheter/parter. NVE har fra og med 27 oppnevnt en Kraftforsyningens distriktssjef (KDS) for begge fylkene Hedmark og Oppland. Beredskapsapparatet har i de senere årene vært brukt i noen større feilsituasjoner. Bortsett fra i planprosessen for sikring av strømforsyningen under OL i 1994, har dette alltid vært hendelser med utgangspunkt i uvær eller naturkatastrofer. Den største var flommen våren De øvrige hendelsene har vært forårsaket av vind, snø eller torden, eller kombinasjoner av disse værfemomenene. Den siste omfattende hendelsen var i desember 23 da kraftig vind forårsaket mange feil og avbrudd i deler av området Miljøhensyn Grovt sett kan utredningsområdet befolkningsmessig karakteriseres som relativt tettbefolket i områdene rundt Mjøsbyene og på Hadeland (og til dels langs Glommadalføret i søndre del av Hedmark). Øvrige områder er hovedsakelig enten grisgrendt eller ubebodd. Denne distriktsmessig grove todelingen faller også sammen med skillet mellom jordbruksområder og skogs-/fjellområder Vernede vassdrag i Hedmark og Oppland Vern av vassdrag er ikke lovforankret og er skjedd gjennom enkeltvedtak i Stortinget. Formelt er vernet av vassdrag begrenset til vern mot kraftutbygging og som hovedregel knyttet til vannstrengene i nedbørsfeltet. Stortinget har ved sin behandling av hver av de fire verneplanene påpekt behovet for å beskytte vernede vassdrag mot andre former for vassdragsinngrep, dersom disse enkeltvis eller samlet er med på å undergrave verneverdiene som ligger til grunn for vernet. KSU Hedmark og Oppland 29 1

11 Tabell 1. Oversikt over vernede vassdrag Navn vernepl. Kommuner Utb.pot. GWh nedb.felt km 2 Verneplan Trysilvassdraget Os, Tolga, Rendalen, Engerdal, Trysil I Ljøra Engerdal, Trysil * 915 I Åsta Stor-Elvdal, Åmot, Ringsaker, Hamar, Løten I Moelva m/næra Ringsaker I Skjervangen Eidskog * 6 I Mistra Rendalen II Veslesølna Alvdal * 55 II Gaula Os, Tynset (i Hedmark) 23**) 71 III Grimsa Folldal, Alvdal (i Hedmark) 535 III Atna Folldal, Alvdal, Rendalen, Stor-Elvdal III Kynna Elverum, Våler, Åsnes III Vangrøfta øvre del Os, Tolga IV Unsetåa Tolga, Tynset, Rendalen IV Tegninga Rendalen, Alvdal 8 89 IV Auståa Stange, Våler, Åsnes, Grue * 168 IV Rotna Åsnes, Grue, Kongsvinger * 278 IV Gausa og Frya II Tromsa IV Finna, Bøvre, Sjøle, Ostre med Tundre, Etna IV Lora, Lomselva, Buvasselva og Tørrsjøelva, Espdalsvatnet/Breisjøen, Sjoa I Urula, Hølera, Muggedøla, Heggefjorden, Nordre Syndin/Helin I Vassdrag i Vang (Otrøelva, Skakadalsåni, Rødøla) Tabell 1 Vernede vassdrag *) Vassdrag uten økonomisk utbyggbart vannkraftpotensial. **) Totalt potensial for Gaula er 1,2 TWh De vernede vassdrag representerer et kraftpotensial på vel 6 TWh Verneplaner landskap. For å sikre et representativt utvalg av norsk natur for framtida ved fredning, er det med utgangspunkt i St.meld. nr. 46 ( ) opprettet nasjonalparker, naturreservater, landskapsområder etc. I utredningsområdet er det gjennomført en rekke verneplaner for: våtmarksområder, fossile forekomster, kvartærgeologiske forekomster, barskog og edelløvskog. Beliggenhet og utstrekning framgår på kart som finnes i NVEs internettpresentasjon (oppslag Atlas ). De største enkeltsaker som har vært under behandling i 199-årene er: forslag til opprettelse av Forelhogna/Gauldalsvidda nasjonalpark med tilgrensende landskapsområder, planarbeid med sikte på utvidelse av Rondane og Dovrefjell nasjonalparker med tilgrensende landskapsområder. II KSU Hedmark og Oppland 29 11

12 Miljøhensyn ved prosjektering av luftledninger og kabelanlegg Ledningsmaster: I utredningsområdet finnes både betongmaster, stålmaster og tremaster (rundtømmer og limtremaster). Av kostnadsmessige og miljø-/utseendemessige grunner vil det så langt som mulig bli benyttet impregnerte tremaster i utredningsperioden. I tremastlinjer blir spennlengden og mastehøyden begrenset. Dette er å foretrekke i skog. I dyrket mark kan det være ønskelig med færre mastepunkter. Her kan limtremaster brukes. Disse kan dimensjoneres for lengre spenn. De kan prismessig konkurrere med stolpelengder på over 19 m. Galvaniserte stålmaster vil bli brukt der tremaster av forskjellige årsaker ikke kan brukes. Eksempler på miljøhensyn for luftledninger: Ny 132 kv linje Framruste Øyberget Skjåk I Vågåmo ble bygd ut fra gitte miljøkrav: Tremastlinje av rundtømmer, eller limtre, farget ståltravers, komposittisolatorer på planoppheng og mattet faseledning. Generelt benyttes sjelden gjennomgående jordlinje; kun innføringsvern i begge ender. I Hamar by er det nylig etablert ny transformering 66/11 kv i Furnes transformatorstasjon. Dette har gjort det mulig å rive gammel betongmastledningsrekke (33/11 kv) gjennom et boligområde. Et siste eksempel på miljømessige gevinster er riving av eldre 66 kv-ledninger i maskenett når teknisk levetid er utløpt. Dette gjelder i områder der verdien av bedret leveringssikkerhet ved tosidig forsyning er lavere enn kostnadene ved reinvestering. Kabling: Når det gjelder valg mellom luftline og kabling er det hovedsaklig i enkelte områder i Lillehammer, Hamar, Brumunddal og Elverum det er valgt kabelforbindelser for å komme fram i bysentre. I forbindelse med anleggsutbygging før OL i Lillehammer ble ca. en km av den doble 66 kv-ledningen Fåberg Brumunddal kablet. I 24 ble forbindelsen over Mjøsa mellom Biri og Bruvold tatt i bruk der hele strekningen på 7,5 km er kablet. Som eget samleprosjekt (nr. 9 i dette dokumentet) er det ført opp noen eksternt initierte (og finansierte) planer om kabling av eldre 66 kv-ledninger gjennom bebygde områder. Krav om kabling er også det viktigste utgangspunktet for pågående klagebehandling av NVEs konsesjon for Beito transformatorstasjon med 132 kv tilknytning (prosjekt nummer 2 i oversikten) Elektromagnetiske felt eksempel fra rettssak Ved nye anlegg følges generelt gjeldende anbefalinger med hensyn til grenseverdier for feltpåvirkning. I forbindelse med gjenoppbygging av den gamle 66 kv-linja mellom Vang og Elverum i framsatte en del grunneiere langs en parsell av traséen krav om spesiell erstatning på grunn av elektromagnetiske felt. Erstatningssaken ble behandlet i Sør- Østerdal herredsrett. Den nyoppbygde linja er i forhold til den gamle trukket noe lengre unna bolighusene og har, som forberedelse til spenningsheving til 132 kv, fått større faseavstand og høyde over bakken. Både beregninger og målinger viste at feltpåvirkningen med det nye mastebildet stort sett ble mindre enn med fortsatt drift på den gamle linja. Herredsretten avviste erstatningskravet. Denne saken ble behandlet i KSU Hedmark og Oppland 29 12

13 3.2.4 Kostnader Målet er lavest mulig kostnader innenfor det samfunnsøkonomiske kriteriet. Det er i stor grad den enkelte netteier som påvirker de konkrete, lokale kostnadene når beslutningen om nettiltak er tatt. Ved kalkulering av aktuelle byggekostnader for luftledninger i utredningsområdet kommer kostnadene hovedsaklig i kategorien "lette forhold" i henhold til NVEs publikasjon nr 1 "Kostnader for hovedkomponenter i kraftsystemet" for størstedelen av prosjektene. 3.3 Økonomiske og tekniske forutsetninger 3.6 Særegne forhold innen utredningsområdet Tabell 2 Kommunevis befolkningsoversikt og areal (kilde SSB) Innb. Fylke og Folkemengde Areal. km² /km² Folketilvekst kommune I alt 1) Landareal landareal i % Progn. bef.utv. til 23 i % 2) 42 Kongsv ,,5 % 9,2 % 43 Hamar ,5 1,1 % 13,7 % 412 Ringsaker ,8 1,3 % 12,8 % 415 Løten , -,5 % 3,3 % 417 Stange ,6 1,8 % 14,5 % 418 Nord-Odal ,8,9 % 11,3 % 419 Sør-Odal ,3,5 % 24,3 % 42 Eidskog ,6,1 % 5,8 % 423 Grue ,5-1,4 % -12,3 % 425 Åsnes ,6,1 % -5,1 % 426 Våler ,7 -,2 % -5,3 % 427 Elverum ,3 2,2 % 23,6 % 428 Trysil ,3 -,5 % -5,6 % 429 Åmot ,3 -,1 % 8,5 % 43 S.-Elvdal ,3 -,6 % -12,3 % 432 Rendalen ,7-2, % -16,9 % 434 Engerdal ,7-1,6 % -,5 % 436 Tolga ,5-1,7 % -5,1 % 437 Tynset ,,5 % 7,4 % 438 Alvdal ,6-1,3 % 5,3 % 439 Folldal ,3-1,4 % -9,7 % 441 Os , -,8 % -5,6 % 4 Hedmark ,3,7 % 9,7 % 51 Lilleh ,4 2,2 % 16,2 % 52 Gjøvik ,3 2,4 % 21,8 % 511 Dovre ,1-1,4 % -9,9 % 512 Lesja ,,9 % 2, % 513 Skjåk ,2 -,9 % -7, % 514 Lom ,3-1,2 % -2,9 % 515 Vågå ,9 -,5 % -,2 % KSU Hedmark og Oppland 29 13

14 Fylke og Folkemengde Areal. km² kommune I alt 1) Landareal Innb. /km² landareal Folketilvekst i % Progn. bef.utv. til 23 i % 2) 516 Nord-Fron ,3,2 % 1,3 % 517 Sel ,7-1,4 % -1,3 % 519 Sør-Fron ,5 -,5 % -7,5 % 52 Ringebu ,7 -,4 %,4 % 521 Øyer ,,5 % 13, % 522 Gausdal ,3 -,4 % 2,5 % 528 Ø. Toten ,2,5 %,7 % ,2,8 % 4, % 529 V. Toten 532 Jevnaker ,1,2 % 8,3 % 533 Lunner ,3,4 % 16,6 % 534 Gran ,,8 % 1,3 % 536 S. Land ,8-2,3 % -6,3 % 538 N. Land ,2 -,6 % -7,8 % 54 S.-Aurdal ,,3 % -,8 % 541 Etnedal ,1-1, % -,5 % 542 N.-Aurdal ,5 1, % 3,8 % 543 V. Slidre ,2 -,8 % -,5 % 544 Ø. Slidre ,6,5 % 19,3 % 545 Vang ,2 -,5 % 5,1 % 5 Oppland ,7,7 % 7,9 % ,7 2,5 % 21,9 % Hele fastlandet 1) 2) Medr. ferskvann (innsjøer). Prognose til 225 er ut fra midlere rammebet. Tabell 2 Befolkningsoversikt Som det framgår av tabellen har bykommunene med omland samt Hadelandsområdet en viss befolkningsøkning. Resten av utredningsområdet er, med enkelte unntak, preget av stagnasjon og tilbakegang i befolkningsutviklingen. Da det meste av utredningsområdet er relativt grisgrendt befolket, blir gjennomsnittlig flatebelastning liten. Temperaturforholdene på vinterstid bærer preg av at fylkene er et typisk innlandsområde med lave temperaturer i perioder med klarvær og høy utstråling om vinteren. Imidlertid er tilgangen på fyringsved og øvrig biobrensel god slik at andelen av boliger med ren elektrisk oppvarming er mindre enn landsgjennomsnittet. I tillegg til befolkningsutviklingen er belastningsutviklingen i en del områder, spesielt i Trysil, Valdres og Gudbrandsdalen, preget av utviklingen innen turisme der SSBs prognoser viser befolkningsnedgang mens antall nettkunder kan ha en betydelig økning. Eksempelvis har folketallet i Midt-Gudbrandsdalen (GEs forsyningsområde) de senere årene gått noe ned mens antall nettkunder har økt merkbart en utvikling som ser ut til å fortsette i utredningsperioden. Den mest konsentrerte industrivirksomheten befinner seg i Raufoss-/Gjøvikområdet. Det er her lagt spesiell vekt på å gjøre forsyningen sikker (blant annet med spesielt bredt skogryddingsbelte og analyser av forsyningssikkerheten). For øvrig er de to fylkene relativt fattig på industri, men som nevnt i kapittel 3.3, er det en del områder som er utbygd for vinterturisme (spesielt områder i Valdres, Bjorli, Skei, Kvitfjell, Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellområdet). Dette er i stor grad hytter med høy standard, hoteller og snøproduksjonsanlegg som medfører betydelige nettinvesteringer. KSU Hedmark og Oppland 29 14

15 Områder med typisk produksjonsoverskudd er Valdres med produksjonsdimensjonert 132 kv-nett mot Gjøvik-/Totenområdet, Skjåk med kraftverkene i Øvre Otta, Vinstra med 3 kv regionalnettsledning til Fåberg og et noe mindre overskudd i Nord- Østerdalen med 3 kv regionalnettsledning til sentralnettspunkt Balbergskaret (like ved Fåberg). For øvrig er det i dette nettområdet registrert stabilitetsproblemer under spesielle driftsforhold. Dette fenomenet har oppstått i situasjoner med overføring av produksjonsoverskudd fra kraftverkene Rendalen og Savalen nordover gjennom KVO-nettet (132 kv) samtidig med høy produksjon i KVO-verkene. Systemansvarlig har derfor beregnet en grenseverdi for overføring fra Savalen til Ulset kraftverk. Sammenlignet med kystområdene er terrenget i innlandet regnet som relativt lett å bygge og drive luftnett i. Framkommeligheten er normalt god, lite rasproblemer og det er naturlig nok ingen problemer med saltbelegg på isolatorer. I skogstraseer er snølast og trefall under kraftig vind et så stort problem at det de siste årene er brukt betydelige ressurser på skogrydding både i regional- og distribusjonsnettet. Videre representerer hakkespettangrep på de stolpedimensjonene som benyttes i regionalnettet et visst problem i en del områder. Det brukes her også en god del ressurser på nettingkledning av stolper. Normalt er både 132 og 66 kv-nettet spolekompensert. Unntaket er kun noen mindre galvanisk separate nettområder. På grunn av økning av kabelnettet på 66 kv i de senere år har kompenseringsbehovet økt tilsvarende. 4 Dagens kraftsystem 4.1 Energisammensetningen i utredningsområdet De to fylkene har et registrert elforbruk på ca. 7 TWh med en topplast på rundt 15 MW som angitt i figurer i kapittel 4.4. Med referanse til kildeinformasjon i de lokale energiutredningene utgjør ledningsbasert elektrisk energi rundt 7 % av det stasjonære energiforbruket. Tilsvarende andel for bioenergi (dominert av ved- og flisfyring) er anslått til vel 2 %. Resten er forskjellige typer fossile energiformer. Av infrastruktur for andre energibærere enn ledningsbasert elektrisk energi og salgs-/distribusjonsapparat for ved og flytende fossil energi, er det i noen områder utbygd fjernvarmenett. Fjernvarmeutbyggingen er i stor grad basert på utnyttelse av lokalt produsert og CO 2 -nøytral bioenergi fra pellets, flis, rivingsvirke og øvrig skogsavfall samt noe avfallsforbrenning. Informasjon om tilgjengelig effekt fra øvrige energikilder for lokale nærvarmeanlegg og oppvarming av enkeltbygg (oljebrennere, vedovner med mer) er ikke tilgjengelig og har dessuten liten relevans i denne sammenheng. 4.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet Generelt Innlandsfylkene ligger geografisk sentralt i Sør-Norge. De vestlige og nordlige deler av området nær vannskillet når opp i stor høyde med betydelig nedbør. Nedbøren fra Jotunheimområdet dreneres gjennom hoveddalførene Gudbrandsdalen og Valdres. Øvrige dalfører i Oppland er langs elvene Etna og Dokka. I Hedmark danner Glomma hoveddalføret fra vannskillet på Trøndelagssiden. Det er nedbøren i stor høyde sammen med fall inn mot hoveddalførene som gir det største tilskuddet av elektrisk energi i Oppland. I tillegg kommer tilskudd som følge av fall i selve hovedvassdragene. Totalt er det i Oppland og Hedmark ved utgangen KSU Hedmark og Oppland 29 15

16 av 26 (nyeste tilgjengelige offisielle data) bygd ut henholdsvis 5,74 og 2,4 TWh noe som utgjør omlag 4,7 og 2, % av landets samlede vannkraftproduksjon (kilde: NVE). Kraftproduksjonen innenfor området sett under ett er normalt noe høyere enn forbruket, mens produksjonen hovedsakelig er lokalisert til de tynnest befolkede områdene slik at det er overføringsbehov øst- og sørover. Imidlertid er reguleringsgraden av produksjonssystemet totalt sett relativt dårlig, slik at området periodevis har et effektoverskudd om sommeren og et relativt betydelig behov for effekttilskudd om vinteren. Hedmark er for øvrig det eneste fylket som har høyere vernet årsproduksjonspotensial enn det som er utbygd. Andel vernet i forhold til totalt nyttbart er henholdsvis 49 og 31 % for Hedmark og Oppland mot 22 % på landsbasis. Oppland sammen med Sogn og Fjordane og Nordland er de fylkene som har størst gjenværende utbyggbart vannkraftpotensial. I takt med de store kraftutbyggingene i Oppland og Nord-Østerdalen er det bygget tre 3 kv ledninger med utspring i N. Vinstra/Harpefossen, Ø. Vinstra og Rendalen via Lillehammerområdet til Oslo-området to ledninger på vestsida av Mjøsa og en på østsida. 3 kv-ledningen fra Øvre Vinstra er senere bygget nordover med transformering i Vågåmo og videre forbindelse til Aura og Trøndelag og utgjør dermed foreløpig den eneste sentralnettsforbindelsen på 3 kv-nivå mellom Sør- og Midt-Norge. Neste figur viser Statnetts marginaltapsberegninger (fortegn referert uttak) for et utvalg av sentralnettspunktene fram til våren 29 (ukentlig oppdatering fra 27). Sesongvariasjonene viser at området har effektunderskudd under høylast. Videre viser tallverdiene for de fleste utvekslingspunkter at forbrukets systembelastning på sentralnettet er relativt moderat bortsett fra 132 kv-strengen østover fra Minne mot riksgrensen der marginaltapsøkningen fram til Eidskog er nærmere 5 %-enheter i vinterperioden (grønn kurve viser perioder med maksimal avregningsverdi på 1 %). Et uttrykk for dette framgår også av forrige figur der verdiene for Vågåmo viser at innmating det meste av året er tapsmessig ugunstig til tross for at punktet er definert innenfor område Midt-Norge med redusert fastledd for (såkalt innfasingstariff ) for å gi insitament til kraftutbygging. Sentralnett - marginaltap virkedag % 2 jan. 98 jan. 99 jan. jan. 1 jan. 2 jan. 3 jan. 4 des. 4 des. 5 des. 6 des. 7 des Figur 1. Marginaltap i sentralnettet Vågåmo Vang Eidskog KSU Hedmark og Oppland 29 16

17 Aldersfordeling Neste to figurer viser aldersfordelingen for ledninger og transformatorer. Den høye andelen ledninger som er mer enn 4 år gamle tilsier et relativt høyt reinvesteringsbehov i løpet av de nærmeste årene. Aldersfordeling linjer km kv 66 kv > < 1 Alder antall år Figur 2. Aldersfordeling luftlinjer Aldersfordeling transformatorytelse ekskl. generatortransformatorer ref. primær reg.nettnettspenning MVA kv 66 kv 4 2 > < 1 År Figur 3. Aldersfordeling for transformatorer fordelt på 132 og 66 kv primærspenning KSU Hedmark og Oppland 29 17

18 Lengde kabel og luftledning I tabellen under er også kraftverksanlegg tatt med (blant annet de oppførte 5 km med 3 kv kabel). Antall km 66 kv 132 kv 3 kv Luftledning Kabel Tabell 3. Nettstatistikk linjer og kabler Transformeringskapasitet mellom spenningsnivåer i reg.nettet og fra reg.nett mot distr.nett Generatortransformatorer er ikke medtatt. Treviklingstransformatorer der den ene viklinga er mot generator eller har liten systembetydning (for eksempel lokalforsyning til stasjonen) er kun tatt med som toviklingsenhet. Systemspenning MVA Antall 3/132/66 145/1/ /66/11 26/26/ /66/22 132/11/7 3 (den ene i reserve) 132/ ,436 (norsk andel) 132/ / / / / Tabell 4. Nettstatistikk transformatorer Spenningsforhold/reaktiv effekt: Sentralnettet i området har problemer med periodevis høyt spenningsnivå. Det er derfor installert en 3 kv reaktor på 1 MVAr i Fåberg. Statnett har under vurdering om spenningsnivået i 3 kv-nettet generelt skal begrenses til normert øvre materiellgrense på 3 kv. I Rendalen har normalnivået ligget på nærmere 31 kv helt siden anlegget ble bygd og omsetningsforhold på transformatorene er tilpasset dette (treviklingstransfor mator T2: 31/132/65 kv dessverre uten reguleringsmulighet). En eventuell senking av 3 kv-nivået vil gi et spenningsnivå i underliggende 132 og 66 kv-nettet som både gir høyere nettap (beregnet til ca.,3 MW som årsgjennomsnitt) og gir økte problemer ved sammenknytning mot nabonett (132 kv KVO-nettet nordover og 66 kv Koppang Rena sørover). Spenningsforskjellen vil kunne forhindre sammenkobling slik at flytting av delingspunkt vil innebære koblingsblunk (med strømstans for kunder i 66 kv-nettet). Den reaktive effekten i regionalnettet søkes regulert slik at summen av reaktiv effektutveksling mot sentralnettet blir null under tunglast. Ideelt sett bør reaktivforbruket produseres nærmest mulig forbruksstedene. Her benyttes kondensatorbatterier og aggregatmagnetisering i lokale kraftstasjoner. Da regionalnettet i stor grad drives parallelt med sentralnettet, er riktig trinning av transformatorene viktig for å unngå transitt av reaktiv effekt mellom sentralnettspunktene spesielt i Vardal, Vang og Minne. På grunn av parallelldriften kan det allikevel være vanskelig å oppnå balanse i hvert enkelt utvekslingspunkt. Nettet ønskes drevet med så høy spenning som mulig. I 132 kv Østnettet er det en KSU Hedmark og Oppland 29 18

19 begrensning øverst i Valdres på ca. 142 kv med nåværende 22 kv spenningsnivå. På grunn av omsetningsforholdet på en del transformatorer ned til 11/22 kv distribusjonsnettsspenning lenger øst blir maksimal utgangsspenning fra Vang og Minne rundt 135 kv. I 66 kv-nettet er det også en del problemer med uheldig omsetningsforhold (6 kv i midtstilling samt lavt utgangsspenningsnivå i distribusjonsnettet) som begrenser muligheten for å heve dette spenningsnivået over en utgangsspenning fra sentralnettet på kv. Figuren under viser utviklingen av lokal vannkraftutbygging der oppgangen helt til høyre angir tilskuddet fra Otta-utbyggingen: Utvikling av middelprodusjon og tilgj. vintereffekt GWh År MW Akkumulert årsprod. GWh Akkumulert vintereffekt MW Figur 4. Historisk produksjonstilgang Av total årsproduksjon utgjør bidraget fra de kraftverkene som er definert som magasinverk omkring 54 %. Den eneste registrerte kilde for elkraftproduksjon utenom vannkraft er fire produksjonsanlegg fra forbrenning av gass fra avfallsplasser litt sør i Lillehammer sentrum (GLØR), på grensen mellom Hamar og Løten (Heggvin), i Gjøvik og på Hadeland. Registrert effekt på i størrelsesorden,2-,6 MW. I tillegg finnes et privat vindkraftverk (gardsmølle Lusæter) på 225 kw (,5 GWh) i Heidal i Sel kommune idriftssatt i november 24. Områdekonsesjonær GWh EEV Nett 134 Eidsiva energi Nett AS 452 A/S Eidefoss 12 Gudbrandsdal Energi AS 75 Hadeland EnergiNett AS 74 Nord-Østerdal Kraftlag 61 AL Sør Aurdal Energi 58 Valdres Energiverk AS 12 Vang Energiverk 22 VOKKS Nett AS 18 Tabell 5. Lokal produksjon og områdevis forbruk Neste tabell angir hvor mye produksjon som er elektrisk tilkoblet de respektive distribusjonsnett (angitt ved midlere årsproduksjon) ved siden av totalt forbruk i de respektive områder. Energi GWh Effekt MW Område Målt Målt Utk. Netto Østerdalen Solør-Odal Hedemarken Gudbr.dalen Vest-Oppland KSU Hedmark og Oppland 29 19

20 Som kriterium for å tilordne kraftverk til distribusjonsnettet er det benyttet en definisjon av nettnivåtilknytning som inkluderer kraftverk der høyeste spenningsnivå ikke er over 22 kv i det nettanlegget som er direkte tilknyttet kraftverket. Ovenfor er det en tabell som angir områdevis energi- og effektsum for totalforbruk og registrert utkoblbart forbruk. Nettoverdi til høyre er i tillegg temperaturkorrigert (prognosegrunnlag) slik at denne nettoverdien dermed ikke er lik målt pluss utkoblbart uprioritert). Neste to søylediagrammer framstiller effekt- og energiutviklingen for områdets totale elforbruk. Til tross for at det er flere områder med en markert forbruksøkning (gjelder spesielt hytteområdene), viser områdesummen en stagnasjon. Målt effektforbruk områdevis MW t t t t t t t t t Vest-Oppland Gudbr.dalen Hedemarken Solør-Odal Østerdalen Sum Figur 5. Forbruksstatistikk effekt Målt energiforbruk områdevis G W h Vest-Oppland Gudbr.dalen Hedemarken Solør-Odal Østerdalen Sum Figur 6. Forbruksstatistikk energi KSU Hedmark og Oppland 29 2

21 5. FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD En vurdering av framtidig kapasitetsbehov i elnettet er todelt: 1. Scenarier: Hva er mulige framtidige utviklingstrekk (politiske beslutninger og næringsutvikling) og hvor sannsynlige er de forskjellige framtidsbilder. 2. Konsekvenser av de enkelte scenarier i punkt 1: Analyse av scenariepåvirkningen på enkeltprosjekter og hvilken betydning usikkerheten har for nettstrukturen? Kraftsystemutredningen for sentralnettet inneholder en del formuleringer av mulige utviklingstrekk og tilhørende nettkonsekvenser. Ingen av disse berører i vesentlig grad innlandsfylkene Hedmark og Oppland (som ligger i oljeskyggen og relativt langt unna de store utenlandsforbindelsene). Til en viss grad kan enkelte framtidsbilder påvirke overføringsbehovet mellom Trøndelag og Østlandet der den mest sannsynlige traséen går gjennom Gudbrandsdalen, men gjeldende sentralnettsutredning har ikke med dette som noe konkrete prosjekt. Lokalt i Hedmark og Oppland er det lansert to strategiske satsingsområder som begge er direkte energirelatert: Utnyttelse av gjenværende ikke utbygd vannkraftpotensial. Utnyttelse av lokale bioenergiressurser fra landbruket. Mulig generell utvikling: Storstilt overgang til varmepumper som oppvarmingsmetode i boliger: Der dette erstatter panelovner, bør det medføre et redusert elforbruk (sjøl om enkelte undersøkelser tyder på at energigevinsten i fyringsperioden helt eller delvis oppveies av kjøleforbruket om sommeren). Ved varmepumpeerstatning av andre oppvarmingsmetoder, vil elforbruket rimeligvis øke. Krav om kabling: Dette vil åpenbart medføre betydelige investeringer med tilhørende samfunnsøkonomiske kostnader tilsvarende prisdifferansen mellom luftnett og kabel (som øker med spenningsnivået). Sannsynligheten for at miljøkrav på grunn av estetiske forhold, elektromagnetiske felt eller frigjøring av arealer skal resultere i slike forskrifts- eller lovbestemmelser i løpet av få år, må anses som moderat. Utenom energisektoren er scenariespekteret i hovedsak begrenset til tanker rundt den generelle konjunkturutviklingen og momenter som påvirker markedsprisnivået på de andre energiformene noe distriktet har felles med i hver fall resten av det nordiske elspotområdet. Dette gjelder også den generelle klimautviklingen som innebærer økt vannkrafttilsig og reduksjon av energiforbruk til oppvarming. Spesielt kan en redusert snøleggingsperiode få stor betydning for utviklingen av vinteraktivitetsområdene som er bakgrunnen for flere av de nettforsterkningsprosjektene som er nevnt i dette dokumentet og de som tidligere er gjennomført. En klimautvikling med mer såkalt ekstremvær (vind og bløtsnø) vil dessuten kunne medføre høyere nettfeilhyppighet og tilhørende avbruddskostnader. I følge informasjon fra meteorologisk fagkompetanse vil det for innlandsområdet spesielt måtte forventes økt hyppighet av nedbørsperioder med bløt og tung snø. KSU Hedmark og Oppland 29 21