Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland Hovedrapport. Lyse Elnett

Transkript

1 Kraftsystemutredning for Sør-Rogaland Hovedrapport 16. juni 2011 Lyse Elnett Odd Håland Øksnevad Kari Magndal

2 Innholdsfortegnelse 1 Innledning Beskrivelse av utredningsprosessen Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Forutsetninger i utredningsarbeidet Mål for det framtidige kraftsystemet Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger Beskrivelse av dagens kraftsystem Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring Statistikk for elektrisitetsproduksjon Statistikk for elektrisitetsforbruk Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet Framtidige overføringsforhold Alternativer for utvikling i fremtidige overføringsforhold Scenario 1: Pessimismen rår Scenario 2: Fornybar energi Scenario 3: Bånn gass Oppsummering statistikk og prognose Kommunevis vurdering av nettkapasitet til småkrafttilknytning Tiltak og investeringsbehov Sanering av bestående anlegg Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg Planer for overordnet nett Planer for 132 kv nettet Planer for regionalnettet på Nord-Jæren Planer for regionalnettet på Sør-Jæren Planer for regionalnettet i Dalane Planer for regionalnettet i Ryfylke Oversikt over kostnader ved langsiktig utvikling av nettsystemet Litteraturreferanse Side 2 av 35

3 1 INNLEDNING NVE etablerte i samarbeid med norsk elforsyning ordningen med fylkesvis kraftsystemplanlegging Alt fra starten av ble Rogaland og Hordaland delt opp i 3 utredningsområder: Sør-Rogaland Sunnhordland og Nord-Rogaland Nord-Hordland Denne ordningen har blitt kalt for regional kraftsystemplanlegging og fikk sin forankring i energiloven fra I Sør-Rogaland ble den første regionale kraftsystemplanen utarbeidet i Kraftsystemutredninger er en videreføring av det som tidligere ble kalt for regional kraftsystemplanlegging, men ved å unngå begrepet plan forebygges misforståelser om et formelt vedtatt og bindende resultat. Nye overføringsanlegg for energi må tilpasses stadig skiftende forutsetninger, og det må derfor aksepteres noe avvik mellom en langsiktig utredning og hva som faktisk realiseres. Utredningen kan likevel være et viktig grunnlag for beslutninger. Kraftsystemutredningen er utarbeidet i henhold til energiloven og energilovforskriftene fra 1. januar Energiplanlegging er nå innført som et overordnet begrep for den planleggingen som skal gjennomføres av alle konsesjonærene. Bestemmelser om dette er tatt med i nytt kapittel 5B, 5B-1 i både energiloven og energilovforskriften. NVE har gitt utfyllende bestemmelser om denne planleggingen i forskrift om energiutredninger som ble gjort gjeldende fra Kraftsystemutredningen er sentral ved vurdering av overføringskapasitet og investeringsbehov i regionalnettet i Sør-Rogaland. Kraftsystemutredningen består av en hovedrapport og en grunnlagsrapport. Grunnlagsrapporten er den mest omfattende og er underlagt taushetsplikt etter BfK 6-2, jf offentleglova 13. Hovedrapporten er offentlig tilgjengelig og er et sammendrag av grunnlagsrapporten. Til sammen bor det personer i Sør-Rogaland pr , en økning på 2,1 % fra året før. De tettest befolkede områdene er byene Stavanger, Sandnes, Egersund, Bryne og Jørpeland med omkringliggende områder. Prosentvis befolkningsøkning siste år er størst i kommunene Rennesøy, Finnøy, Gjesdal og Hå. Sandnes er Norges raskest voksende by med 2,4 % vekst i folketallet det siste året. Regionalnettet i Sør-Rogaland er bygget opp av mange forskjellige selskaper, noe som fører til for mange ulike spenningsnivåer og måter å bygge det elektriske nettet på. Lyse Elnett jobber med å utarbeide standarder for dette. Nettet utbygges for å redusere elektriske tap og forbedre eller opprettholde tilfredsstillende leveringssikkerhet etter hvert som forbruket øker. Ulike alternativer sammenlignes samfunnsøkonomisk. Side 3 av 35

4 2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Utredningsområdet Sør-Rogaland omfatter som navnet sier den sørlige delen av Rogaland fylke. Området strekker seg opp til Boknafjorden og Jøsenfjorden i nord, og til fylkesgrensen mot Aust- og Vest-Agder i øst og sør. Kart over utredningsområdet er vist i Figur 1. Kraftsystemutredningen omtaler regionalnettet i disse kommunene. Figur 1. Kart over utredningsområdet Regional kraftsystemutredning skal ifølge NVE omfatte alt nett som ikke inngår i ordningen med områdekonsesjon, noe som stort sett vil si alle anlegg med spenning over 22 kv. Lyse Elnett har imidlertid områdekonsesjon for kabler og transformatorstasjoner opp til 132 kv i kommunene Stavanger, Randaberg og Rennesøy. 132 kv og 50 kv nettet i dette området er likevel tatt med i kraftsystemutredningen ut fra et helhetsperspektiv. Side 4 av 35

5 Følgende energi- og industriselskap eier elektriske anlegg som skal være med i kraftsystemutredningen: Lyse Elnett Lyse Produksjon Dalane Energi Jæren Everk Klepp Energi Bane Energi Scana Steel Stavanger Statnett Titania Sira-Kvina kraftselskap Lyse Neo har fjernvarmekonsesjon. De fleste av de forannevnte selskapene eier en forholdsvis liten del av nettet. Lyse Elnett er av NVE pålagt utredningsansvar for området. Sentralt i dette arbeidet er også kraftsystemutvalget. Kraftsystemutvalget ble valgt på kraftsystemmøtet I tillegg til Odd Håland Øksnevad som utredningsansvarlig, ble følgende personer valgt inn i kraftsystemutvalget: Åshild Helland Frank Boholm Arne Aamodt Alf Idsø Håvard Tamburstuen Arne Tore Stene Bård Iver Ek Lyse Elnett Lyse Infra Lyse Produksjon Lyse Neo Dalane Energi Titania Statnett Kraftsystemutvalget har rådgivende mandat og blir valgt av kraftsystemmøtet bestående av anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærene hvert annet år. 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Det meste av overføringen mellom utredningsområdene går via sentralnettet. Derfor er det naturlig at samordningen mellom områdene stort sett har gått gjennom Statnett. Vi har i varierende grad fått være med i utredningsprosessen når Statnett har utredet nettutbygginger i vårt utredningsområde. I 1999 samarbeidet Statnett og Lyse Nett (Lyse Elnett) spesielt om et prosjekt for å analysere nettforsterkninger til og i Sør-Rogaland. Det ble da analysert tre alternative forsterkningstiltak: R1 Lyse Stokkeland Stølaheia R2 Lyse Stølaheia via Riska R3 Kårstø Stølaheia I løpet av 2007, 2008 og 2009 har Statnett og Lyse Elnett på ny samarbeidet om en tilsvarende utredning. En foreløpig utgave av rapport fra prosjektet er utarbeidet våren 2008, men konklusjonen var temmelig uklar. Derfor har vi gjennomført en ny utredning 2008/2009. Dette er rapportert i US-notatet Lyse Stølaheia Vurdering av behov og lønnsomhet pr Konklusjonen i denne rapporten er at linja Lyse Stølaheia bør bygges. I Åna-Sira er det regionalnettsuttak både til vårt utredningsområde og til Agder Energi Netts utredningsområde. Det har derfor vært et samarbeid mellom disse utredningsområdene i forbindelse med utredning av regionalnettet nær Åna-Sira. 2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Store deler av samordningen mot kommunene foregår gjennom ordningen med lokale energiutredninger. Spesielt ved prognosearbeidet har vi brukt kommuneplanene for å vurdere hvor i kommunen de store utbyggingsområdene kan komme. Når det gjelder befolkningsutvikling, har vi hentet tall direkte fra Statistisk sentralbyrås folketallsframskrivinger selv om det ikke stemmer helt med kommuneplanene og fylkesdelplanene. Dette må gjøres for å få tallene i kraftsystemutredningen konsekvente. Kommuneplanene kan ha hentet tall for Side 5 av 35

6 befolkningsutviklingen fra ny eller gammel folketallframskriving fra Statistisk sentralbyrå, eller for eksempel fra Fylkesdelplan for langsiktig byutvikling på Jæren. Vi har deltatt på møter om Fylkesdelplan for langsiktig byutvikling på Jæren og Fylkesdelplan for vindkraft i Rogaland. 3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet I Soria Moria erklæringen gikk regjeringspartiene inn for å innføre et pliktig grønt sertifikatmarked for ny fornybar energi. Forhandlinger med svenske myndigheter vinteren om et felles sertifikatmarked førte imidlertid ikke fram, og regjeringen fremmet derfor høsten 2006 forslag om en egen støtteordning for fornybar elektrisitetsproduksjon. Følgende nasjonale mål er beskrevet i stortingsproposisjon nr. 11 ( ) om støtteordningen for elektrisitetsproduksjon fra fornybare energikilder: Regjeringens visjon er at Norge skal være en miljøvennlig energinasjon, og være ledende innenfor utviklingen av miljøvennlig produksjon og bruk av energi Regjeringen har fastsatt et samlet mål på 30 TWh økt fornybar energiproduksjon og energieffektivisering fra 2001 til 2016 Det opprettes et Grunnfond for fornybar energi og energieffektivisering med innskudd på 10 milliarder kroner 1. januar 2007 og ytterligere 10 milliarder kroner i 2009 Enova forvalter avkastningen fra grunnfondet og påslag på nettleien til støtteordning til fornybar elektrisitet Olje- og energidepartementet legger opp til følgende støttesatser: - 4 øre/kwh for vannkraft inntil 3 MW - 8 øre/kwh for vindkraft - 10 øre/kwh for biokraft og umodne teknologier I januar 2008 inngikk Arbeiderpartiet, Sosialistisk Venstreparti, Senterpartiet, Høyre, Kristelig Folkeparti og Venstre et klimaforlik [21] hvor partene blant annet er enige om å gjenoppta drøftingene med Sverige om grønne sertifikater. 7. september 2009 signerte ministrene en overenskomst om prinsippene for det videre samarbeidet. Ut fra denne overenskomsten skal det gjennomføres en ordning med grønne sertifikater fra Olje- og energidepartementet har sendt ut et høringsnotat (forslag til lovvedtak) om lov om elsertifikater. En overgangsordning fører til at alle kraftverk (fornybar kraft) med byggestart etter 7. september 2009 omfattes av ordningen. I tillegg omfattes vannkraftverk med byggestart etter 1. januar 2004 med installert effekt inntil 1 MW. Målsetningen er totalt 26,8 MW ny fornybar kraft i Norge og Sverige innen Loven om elsertifikater ble vedtatt av Stortinget 9. juni 2011 og trer i kraft fra I Sør-Rogaland satses det sterkt på å oppfylle de nasjonale målene. Det er omfattende planer om bruk av nye fornybare energikilder, både vindkraft, vannkraft og kanskje også litt bølgekraft. Det er gitt konsesjon til 1,7 TWh (580 MW) vindkraft i Sør-Rogaland. I tillegg er det meldt og/eller konsesjonssøkt 4,8 TWh (1.649 MW) ny vindkraft i Sør-Rogaland. Det er også planer om utbygging av vannkraft og litt bølgekraft. Det er forventet at ordningen med elsertifikater vil utløse en stor del av disse prosjektene. Ulike aktører kan vurdere dette forskjellig, slik at det er sannsynlig at noen av prosjektene blir utbygd, og noen solgt, skrinlagt eller utsatt. Dette stiller store krav til samordning av nettilknytning med stor usikkerhet om hvor mye som skal tilknyttes nettet helt fram til endelig investeringsbeslutning. En viktig målsetning med kraftsystemutredningen er å se sammenhengen mellom ulike energibærere, som elektrisitet, gass, fjernvarme etc. Et av hovedmålene med kraftsystemutredningen er å bygge ut nettet slik at leveringssikkerheten blir god, men likevel slik at det ikke blir for dyrt. Det blir lagt stor vekt på samfunnsøkonomisk lønnsomhet ved sammenligning av ulike alternativer. Summen av nåverdien av samfunnsøkonomiske kostnader bør være minst mulig. Avbruddskostnadene er et uttrykk for leveringssikkerhet. Utover dette må det også stilles visse minimumskrav om spenningskvalitet og at det ikke blir for mange avbrudd i enkelte områder. Side 6 av 35

7 Ved utbygging av nettet blir det i størst mulig grad prøvd å ta miljøhensyn, f.eks. ved å velge gunstige traséer for nye linjer, slik at linjene i stor grad skjules av terrenget. Ofte kommer det krav om å legge kabel i stedet for å bygge luftlinjer. Kabel blir normalt et for kostbart alternativ der det er mulig å komme fram med luftlinje, og prisforskjellen er større jo høyere spenningen er. Enkelte steder må det likevel legges kabel fordi området er så tettbebygd eller geografien slik at det er umulig eller svært vanskelig å komme fram med luftlinje. En del av de som bor nær kraftlinjer, føler seg usikre på om linjene kan medføre noen helserisiko. Det har spesielt vært fokusert på magnetfelt fra linjene. I og med at magnetfeltet fra linjene er forholdsvis lavt, og det er stor usikkerhet om det i det hele tatt er noen helserisiko ved å oppholde seg i magnetfelt på dette nivået, kan vi ikke se at det kan ha noen konsekvenser for eksisterende linjer. Ved nybygging kreves utredninger dersom avstanden fra linjer og kabler til skoler, barnehager og boliger er så liten at gjennomsnittlig magnetfelt i disse bygningene overstiger 0,4 µt. Dette skyldes en "føre var"-strategi, der det gjennomføres tiltak som ikke gir store merkostnader for å unngå en mulig helsefare som ennå ikke er klarlagt. For nærmere informasjon henvises til Statens Strålevern ( Det har også vist seg at det i de byggene som står nærmest linjene, kan være problemer med flimring på billedrørskjermer (PC og fjernsyn). Også dette er et godt argument for å holde litt ekstra avstand utover kravene. Det må i denne sammenhengen nevnes at jordkabel i stedet for luftlinje i sentralnett og regionalnett fører til store merkostnader. Dermed kan det bygges luftlinjer selv om enkelte hus blir utsatt for høyere magnetfelt enn 0,4 µt, men man bør forsøke å finne traséer for luftlinjene og jordkablene som fører til at ikke flere hus enn nødvendig blir utsatt for høyere magnetfelt enn 0,4 µt. På Nord-Jæren har man de siste årene i tillegg opplevd et stadig økende press fra eksterne grunneiere i forbindelse med kabling av eksisterende linjer. Grunneiere, utbyggere og kommunene går sammen om å ta kostnadene med å få lagt kabel til erstatning av deler av en luftlinje, særlig i tettbygde strøk og industriområder. Hvordan den fremtidige utviklingen vil bli er vanskelig å si, men det er lite sannsynlig at presset på energiselskapene om kabling av linjer vil avta. På bakgrunn av dette vil det høyst sannsynlig komme konsesjonssøknader til NVE som vi ikke har oversikt over i dag. Lyse Elnett krever normalt at de som ønsker et slikt kablingsprosjekt betaler alle kostnader utover nødvendig reinvestering. 3.2 Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå NVE ønsker langsiktige kraftsystemutredninger med minst 10 års tidshorisont. I Sør-Rogaland vurderer vi ombygging av 50 kv nettet til 132 kv. Dette må skje gjennom en periode på minst 30 år. Derfor vil denne kraftsystemutredningen dekke perioden Enkelte av de prosjektene som er oppført i siste del av perioden er enda ikke godt nok analysert, men vi har likevel prøvd å nevne dem for å få dem med i oversikten. I og med at det skal lages ny kraftsystemutredning hvert år, vil analyser og utredninger bli mer nøyaktige etter hvert som vi nærmer oss investeringstidspunktet. Denne utredningen inneholder en oversikt over forsterkningsbehovet i nettet fram til Kraftsystemutredningen er imidlertid ikke like detaljert som konsesjonssøknadene for de enkelte anlegg vil være. Det presiseres at utredningen ikke er bindende og ikke innebærer noe investeringsvedtak, men er å betrakte som et bilde av en kontinuerlig utredningsprosess. 3.3 Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger Følgende forutsetninger ligger til grunn: Kalkulasjonsrente: 4,5 % Tidligere har de oppsatte generelle økonomiske levetidene vært forholdsvis pessimistiske anslag på grunnlag av usikkerhet. Det har vært et stort sprik mellom økonomisk og teknisk levetid. Det har vist seg at reell levetid for mange anlegg har vært mye lengre enn den økonomiske levetiden. Det vil videre framover i større grad bli tatt stilling til økonomisk levetid for hvert enkelt anlegg, og økonomisk levetid vil i praksis bli lik teknisk levetid. Dette forutsetter at restlevetiden revurderes mange ganger i løpet av levetiden for anlegget. Dette er i samsvar med regnskapsregler for IFRS-regnskap. Vi vil derfor bruke følgende generelle tekniske og økonomiske levetider: Side 7 av 35

8 Tomt: Transformatorstasjon bygningsmessig: Krafttransformator: Bryteranlegg og samleskinne: Stålmaster eller betongmaster til luftlinjer: Liner, isolatorer, klemmer etc. til luftlinjer: Overføringslinjer med tremaster: Jordkabler: Sjøkabler: Beredskapsmateriell: Kontrollanlegg, databasert: Kontrollanlegg, konvensjonelt: Uendelig 50 år 50 år 40 år 80 år 50 år 50 år 35 år 35 år 25 år 10 år 20 år For transformatorer kan levetiden forlenges fra 50 år til 70 år ved regenerering av oljen og/eller tørking av transformatoren. Det er viktig at dette utføres før transformatorenes tilstand blir for dårlig. Slike tiltak kan ha ekstra stor verdi ved ombygging fra et spenningsnivå til et annet fordi det da er ønskelig at en stor del av transformatorene i et område skal skiftes ut omtrent samtidig. Investeringskostnadene er stort sett regnet ut på grunnlag av priser i Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett. Planboken blir nå revidert i samarbeid med REN. I investeringskostnadene tar vi ikke med byggetidsrenter. Tapspriser er hentet fra Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett. Vi regner ut elektriske tap i nettet og multipliserer med tapsprisen. For å sammenligne med investeringskostnader blir det stort sett regnet ut en nåverdi for tap med 4,5 % kalkulasjonsrente og minst 30 års analyseperiode. Spesielt for prosjekter med investeringer et stykke ut i analyseperioden forlenges gjerne analyseperioden for å få en rettferdig sammenligning av alternativer med investeringer tidlig og sent i analyseperioden. For regionalnettslinjer og kabler har vi regnet en effektpris på kr/kw i tillegg til en energipris på 31,9 41,3 øre/kwh. Drifts- og vedlikeholdskostnader er vanskelig å anslå. En stor del av vedlikeholdskostnadene for linjer er skoging, noe som er avhengig av om det er skog i de områdene der linjene går. Vi har i stor grad brukt en standard pris pr. km linje (for eksempel kr/km 132 kv linje) som anslag for drifts- og vedlikeholdskostnader, men linjene bør vurderes individuelt avhengig av terrenget. Det satses hovedsakelig på tilstandsstyrt vedlikehold. Kostnadene for ikke levert energi ligger i større grad hos forbrukerne enn hos nettselskapene. Ordningen med KILE er innført for at også nettselskapene skal ha kostnader med ikke levert energi, og dermed et insentiv til å reinvestere før tilstanden til anleggene blir så dårlig at leveringssikkerheten blir for dårlig. Vi har brukt priser på ikke levert energi (KILE-satser) gjengitt i tabell 1 og 2. Disse KILE-satsene er hentet fra lovdata: Forskrift om endring i forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer. Kundegruppe Kostnadsfunksjon for k P,ref (r = avbruddsvarighet angitt i timer) Alle varigheter Enhet Jordbruk 11,6 r + 4,4 kr/kw Husholdning 9,6 r + 1,1 kr/kw 0-4 timer > 4 timer Industri 60,8 r + 18,6 20,1 r + 181,7 kr/kw Handel og tjenester 106,7 r + 21,9 36,2 r + 306,4 kr/kw Offentlig virksomhet 16,0 r + 1,1 4,5 r + 48,1 kr/kw Treforedling og 8,4 r + 6,6 3,4 r + 25,2 kr/kw kraftintensiv industri Tabell 1. KILE-satser for ikke varslet avbrudd ref Side 8 av 35

9 Kundegruppe Jordbruk 0,8 Husholdning 0,9 Industri 0,8 Handel og tjenester 0,7 Offentlig virksomhet 0,7 Treforedling og kraftintensiv industri 0,9 Tabell 2. KILE-satser for varslet avbrudd Varslet avbrudd - spesifikk avbruddskostnad multipliseres med faktor: NVE skal årlig justere avbruddssatsene etter konsumprisindeksen. De oppgitte avbruddssatsene er justert til 2010 etter konsumprisindeksen. Gjennomsnittet for alle kundegrupper i Sør-Rogaland, vektet etter forbruket, er nå avhengig av varigheten av avbruddet. For et to timer langt avbrudd blir gjennomsnittet ca. 43 kr/kwh ikke levert energi. Dette kan variere en del fra sted til sted avhengig av kundesammensetningen og varigheten av avbruddet. Vi sammenligner alternative investeringer i nettet ved å summere nåverdien av investeringskostnader, tapskostnader, avbruddskostnader og drifts- og vedlikeholdskostnader. Det alternativet som har lavest sum av nåverdikostnader er det samfunnsøkonomisk gunstigste. Ved effekt- og energiprognoser for forbruket tar vi utgangspunkt i Statistisk sentralbyrås folketallframskriving [11]. Dessuten antar vi en viss utvikling i botetthet og energiintensitet i de tre scenarioene i prognosen. Vi tar utgangspunkt i temperaturkorrigert maksimallast og årlig energiforbruk. Innføring av gass, og til en viss grad fjernvarme, fører til at vi er inne i en periode med forholdsvis stor usikkerhet om fordeling mellom ulike energibærere. Vi har antatt en viss overgang fra andre energibærere til gass og fjernvarme. Det er de siste årene etablert et distribusjonsnett for naturgass i Sør-Rogaland. Gass erstatter forbruk av elektrisitet, olje og propan. I 2010 leverte Lyse Neo AS 749 GWh naturgass blandet med biogass fra kloakkrenseanlegget i Mekjarvik. Det arbeides med å øke andelen biogass, slik at gassen kan framstå som mer miljøvennlig. Dette gjelder både gass brukt til oppvarming og til drivstoff på busser og biler. For kunder som ønsker et miljøvennlig alternativ markedsføres produktene biogass 100 og biogass 33 med 100 % og 33 % biogass. Det har tidligere ikke vært noen kraftintensiv industri i Sør-Rogaland som faller inn under Statnetts definisjon av kraftintensiv industri. Scana Steel og Titania har likevel vært i nærheten av denne grensen. Nærheten til Nordsjøen og et flatt landskap med lite skog fører til at store deler av Sør-Rogaland (spesielt Jæren) er utsatt for saltråk. Dette fører til at nettanleggene er mer utsatt for korrosjon enn tilsvarende anlegg i innlandet, og det er viktig at isolatorene har lang krypestrømsvei. Det kan også være kraftig vind på Jæren. Mange vintrer er forholdsvis milde, slik at det stort sett er mulig å grave året rundt. Men vinteren 2009/2010 er et eksempel på at snøen kan bli liggende mesteparten av vinteren også på Jæren, og at det kan være så mye tele i jorda at det er svært krevende eller umulig å grave om vinteren. Side 9 av 35

10 4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM 4.1 Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring Aldersfordeling på sentral- og regionalnettstransformatorer i Sør-Rogaland viser en markert topp i perioden % av transformatorytelsen er fra denne 5 års perioden. 71 % av transformatorytelsen er fra 25 års perioden (22 46 år gamle). 4 % av transformatorytelsen er fra før 1965 (eldre enn 46 år) og 25 % av transformatorytelsen er fra etter 1989 (nyere enn 22 år). Dersom vi antar års teknisk levetid på transformatorene, må investeringstakten i nye transformatorer økes vesentlig framover for å erstatte de eldste transformatorene. Figur viser estimert restlevetid for sentral- og regionalnettstransformatorene i Sør-Rogaland. Dette er estimert restlevetid hvis det ikke blir utført regenerering av transformatoroljen og/eller tørking av transformatorene, men med unntak av transformatorene i Bærheim, Stølaheia, Stokkeland og Kjelland hvor dette arbeidet enten er utført eller planlagt. Med disse forutsetningene viser også denne figuren at en stor andel av transformatorene må byttes ut i løpet av analyseperioden. 75 % av transformatorene har en estimert restlevetid som er kortere enn utredningsperiodens lengde. 25 Restlevetid for transformatorer Antall transformatorer Restlevetid [år] Figur 2. Estimert restlevetid for sentral- og regionalnettstransformatorer i Sør-Rogaland Aldersfordeling for linjer og kabler i regional- og sentralnettet i Sør-Rogaland viser at en stor del av linjene og kablene er forholdsvis gamle. 31 % av linjer og kabler er fra før 1965 (eldre enn 46 år). 49 % av linjer og kabler er fra perioden (22 46 år gamle), og 20 % er fra etter 1989 (nyere enn 22 år). Aldersfordelingen for linjer og kabler er jevnere enn for transformatorer. Den store andelen gamle linjer og kabler fører til at en forholdsvis stor andel må fornyes i løpet av utredningsperioden. Dette blir forsterket av at første generasjon PEX-kabler var svært utsatt for vanntre, slik at det kan være behov for å skifte ut PEX-kabler produsert på 1980-tallet før eller samtidig med utskiftning av oljekabler fra 1950-tallet. Tilstanden på linjer og kabler er svært varierende. For en del av linjene er det behov for å skifte line, oppheng, isolatorer etc. Det er en del vanntrær i noen av PEX-kablene. Også for noen av de gamle oljekablene er tilstanden så dårlig at de trolig må skiftes ut om forholdsvis kort tid. Den eldste regionalnettslinjen er nå 81 år, og tilstanden er så dårlig at man må innse at teknisk levetid er utløpt. Leveringskvalitet Leveringskvaliteten er stort sett god, men det er en del lokale variasjoner, og spesielt i enkelte feilsituasjoner kan det bli store spenningssprang. Side 10 av 35

11 Leveringspåliteligheten er lavere enn vi skulle ønske grunnet flaskehalser i både sentralnett og regionalnett. En del av investeringene beskrevet i kapittel 6 vil bedre denne situasjonen. Spesielt enkelte forholdsvis sjeldne feil kan være temmelig katastrofale. Det er viktig å ikke la seg lure av at feilstatistikken ser forholdsvis fin ut de siste årene. Feil i regionalnett og sentralnett berører stort sett alle kundegrupper. Fordelingen mellom kundegrupper er vist i Figur 3. 9 % 0 % Industri 20 % Handel og tjenester Jordbruk 50 % 18 % Husholdning Offentlig 3 % Treforedling og kraftint. Ind. Figur 3. Fordeling mellom kundegruppene 4.2 Statistikk for elektrisitetsproduksjon Tilgjengelig vinterproduksjon i kraftverk tilknyttet sentralnett, regionalnett og distribusjonsnett i Sør-Rogaland vinteren 2010/2011 var 640 MW. Årlig middelproduksjon er GWh. Av dette er 238 MW (713 GWh) tilknyttet sentralnettet, 324 MW (1.651 GWh) tilknyttet regionalnettet og 78 MW (394 GWh) tilknyttet distribusjonsnettet. Av den totale produksjonen er GWh (99,6 %) vannkraft, 0,0 GWh (0,00 %) vindkraft og 12 GWh (0,4 %) søppelforbrenningskraft. Andelen vindkraft vil øke til 180 GWh (6,1 %) når Høg-Jæren vindpark tilknyttes nettet i juni Vannkraftverkene er stort sett tilknyttet nettet i områder med lite forbruk. 4.3 Statistikk for elektrisitetsforbruk Figur viser utviklingen av elektrisk energiforbruk mellom 2001 og Totalforbruk [GWh] Målt prioritert forbruk [GWh] Temperaturkorrigert prioritert forbruk [GWh] Figur 4. Statistikk over årlig elektrisk energiforbruk fra 2001 til 2010 Side 11 av 35

12 Figur viser utviklingen av elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2001/2002 og vinteren 2010/ , , , , ,0 Målt maksimallast [MW] Prioritert makslast [MW] Temp.korr. prior. makslast [MW] 900,0 800,0 01/02 02/03 03/04 04/05 05/06 06/07 07/08 08/09 09/10 10/11 Figur 5. Statistikk over elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2001/02 og 2010/11 Temperaturkorrigeringen er foretatt på grunnlag av temperaturmålinger fra Sola, som ligger forholdsvis nær en stor del av forbruket i Sør-Rogaland. Laveste 3-døgns middeltemperatur med 10 års returtid for Sola er -13 C, og laveste 3-døgns middeltemperatur med 2 års returtid er -7,3 C. 3-døgns middeltemperatur ved maksimallast vinteren 2010/2011 var -7,4 C. Vi temperaturkorrigerer med -1,7 %/ C på grunnlag av en undersøkelse av sammenhengen mellom total last for Sør-Rogaland og 3-døgns middeltemperatur fra Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet Elektrisitet er i utgangspunktet den dominerende energibærer i området, men det blir også brukt ved, olje- og parafin, fjernvarme og gass. Det har de siste årene vært en utbygging av fjernvarmenett ut fra søppelforbrenningsanlegget på Bærheim. Det er lagt gassrør fra Kårstø til Risavika, med en avgrening til Rennesøy og Finnøy. Dermed har Lyse Gass (nå Lyse Neo) kunnet levere naturgass i rør fra våren I og med at vi har vært inne i en periode med høy elektrisitetspris samtidig med markedsføring av gass som energibærer, har salget av gass vært høyere enn antatt. Det ble i 2010 levert 841 GWh gass. Temperaturkorrigert forbruk av gass var da 823 GWh. Dette er en blanding av naturgass og biogass. Vi er inne i en periode med forholdsvis rask utvikling av naturgass og til en viss grad fjernvarme til erstatning av elektrisk oppvarming og oljefyring. Den raske utviklingen fører til at det er vanskelig å holde nøyaktig oversikt over fordelingen mellom energibærerne. Dessuten har mange to eller flere alternative energibærere for oppvarming (for eksempel kombinasjon av elektrisk oppvarming og vedfyring). Dermed kan prisforholdet mellom enkelte energibærere til en viss grad styre hva det blir brukt mest av. Markedsføring og oppslag i massemedia betyr også mye for fordelingen mellom energibærere. Figur illustrerer hvilke oppvarmingskilder som var tilgjengelig i boliger i Sør-Rogaland i ,6 % av boligene har bare elektrisk oppvarming, og 38,1 % av boligene har en kombinasjon av elektrisk oppvarming og fast brensel (stort sett ved).

13 Bare elektrisk oppvarming Bare vannbåren oppvarming Bare fast brensel 0,6 % 0,5 % 6,3 % 6,3 % Bare flytende brensel 43,6 % Ett system, annet 38,1 % To eller flere systemer, elektrisk oppvarming og fast brensel To eller flere systemer, elektrisk oppvarming og flytende brensel 0,9 % 2,5 % 1,1 % 0,1 % To eller flere systemer, elektriske oppvarming og fast og flytende brensel To eller flere systemer, vannbåren varme og et eller flere andre systemer To eller flere systemer, andre kombinasjoner Figur 6. Oppvarmingssystem for eneboliger i Sør-Rogaland i 2001 Figur viser oversikt over årlig energiforbruk fordelt mellom energibærerne i perioden Elektrisitetsstatistikken er hentet fra Lyse Elnett. Statistikk for andre energibærere er hentet fra statistisk sentralbyrås kommunefordelte energistatistikk til og med I denne statistikken er det også tatt med gass levert fra andre enn Lyse Neo (42 GWh i 2009). Figur 8 viser konsesjonsområde for fjernvarme. Energiforbruk [GWh] 7 000, , , , , , , , , , , , ,0 500,0 0,0 År Annet Avfall Biobrensel Olje/parafin Gass Uprioritert elektrisitet Prioritert elektrisitet Figur 7. Oversikt over årlig energiforbruk fordelt mellom energibærerne. Figur 8. Kart over konsesjonsområdet for fjernvarme Side 13 av 35

14 5 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 5.1 Alternativer for utvikling i fremtidige overføringsforhold Vi bruker nå scenarioteknikk for å beskrive usikkerhet i fremtidig overføringsbehov på en systematisk måte. Aktivitetsnivået i oljevirksomheten er svært betydningsfullt for sysselsettingen og befolkningsveksten i Stavanger-området, og dermed også for energibehovet. En annen viktig faktor for utviklingen i overføringsforholdene i området er rammebetingelsene for ny fornybar kraft. Som omtalt i kapittel er det omfattende planer om ny fornybar kraft i regionen. Hvor mye som blir bygget ut vil blant annet avhenge av støtteordninger fra myndighetene, samt forventet framtidig kraftpris. Ut i fra disse driverne er det laget tre scenarier med ulike forutsetninger for både forbruk og produksjon. Alle scenarioene er sannsynlige, men forutsetter ulik utvikling av nevnte faktorer. De tre scenarioene er: 1. Pessimismen rår 2. Fornybar energi 3. Bånn gass Gjennomsnittlig årlig befolkningsvekst i Sør-Rogaland de siste 10 årene har vært 1,6 %. Tilsvarende gjennomsnittlige befolkningsvekst for hele Norge har vært 0,9 %. Statistisk sentralbyrå sine folketallsframskrivninger fra 2010 viser årlig gjennomsnittlig befolkningsvekst i Sør-Rogaland fra 2011 til 2030 på 1,0 % i scenario 1 (LLML), 1,4 % i scenario 2 (MMMM) og 1,7 % i scenario 3 (HHMH). Dermed vil befolkningsveksten føre til en økning av energiforbruk og maksimaleffekt dersom man antar at botetthet, energiingensitet og brukstid er konstant. Årlig prosentvis vekst i energiintensitet siden 1995 er vist i figur 9. Denne figuren viser store variasjoner fra år til år. Det var en stor reduksjon av energiintensiteten i 2003 forårsaket av høy elektrisitetspris. Litt av reduksjonen ble tatt inn igjen året etterpå, men det har etter den tid aldri kommet opp på samme nivå igjen. De siste årene har den årlige veksten i energiintensitet svingt litt over og så litt under 0. Dermed antar vi nå at energiintensiteten er forholdsvis konstant. Vi antar en liten årlig reduksjon på 0,4 % pr. år i scenario 1, konstant energiintensitet i scenario 2 og en liten årlig økning på 0,4 % pr. år i scenario 3. 4,00 % 3,00 % 2,00 % 1,00 % 0,00 % -1,00 % -2,00 % -3,00 % -4,00 % -5,00 % -6,00 % -7,00 % Vekst i energiintensitet Vekst i energiintensitet Figur 9. Årlig prosentvis vekst i energiintensitet i Sør-Rogaland siden 1995 År Botetthet 3,4 3,1 2,9 2,6 2,5 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 Tabell 3. Utvikling av botetthet (personer/husholdning) i Rogaland fra 1960 til 2011 Tabell 3 viser utviklingen av botetthet fra 1960 til Den viser at botettheten ble redusert en del fra 1960 til Etter 1990 har den flatet ut, og den har vært helt konstant siden Ut fra dette forventer vi ikke vesentlige forandringer av botetthet videre framover heller. Det er derfor antatt at botettheten er konstant i alle scenariene.

15 5.1.1 Scenario 1: Pessimismen rår Oljevirksomheten i Stavanger-området avtar gradvis. Dette fører til større arbeidsledighet, og tilflyttingen til området avtar. Det er forutsatt en befolkningsutvikling som i statistisk sentralbyrås folketallsfremskriving alternativ LLML. Folk flest er skeptiske til store investeringer etter et krakk i både bolig- og aksjemarked. Energiintesiteten blir redusert med 0,4 % pr. år. Det er forutsatt at regjeringen og Stortinget ikke innfører elsertifikater som insentiv for utbygging av fornybar kraftproduksjon, og at det heller ikke blir lønnsomt å bygge gasskraftverk. Dermed blir det bygd noen få vindparker der det er svært gode vindforhold og noen få vannkraftverk, men ikke noen massiv utbygging av noen typer kraftverk. Også i denne bransjen er det nemlig skepsis til investeringer. Etter hvert viser det seg at forbruksøkningen er så lav at det ikke kreves så mye mer energi. Det blir bygget en LNG-fabrikk i Risavika, men bare første byggetrinn. Figur 10 viser effektprognose, figur 11 viser energiprognose, figur 12 viser effektproduksjon og figur 13 viser energiproduksjon for scenario 1. Maksimaleffekt [MW] 4 500, , , , , , , ,0 500,0 Effektprognose scenario 1 0,0 År Figur 10. Effektprognose scenario 1: Pessimismen rår Olje/parafin Bioenergi Uprioritert elektrisitet Sum fjernkjøling Sum fjernvarme Sum gass Totalt prioritert elektrisitets-forbruk ,0 Energiprognose scenario 1 Olje/parafin Energiforbruk [GWh] , , , , , , ,0 Bioenergi Uprioritert elektrisitet Fjernkjøling Fjernvarme Gass 0,0 Figur 11. Energiprognose scenario 1: Pessimismen rår År Prioritert elektrisitet Side 15 av 35

16 Tilgjengelig vintereffekt [MW] Effektproduksjon scenario 1 Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft År Figur 12. Produksjon av elektrisk effekt (tilgjengelig vintereffekt) i scenario 1: Pessimismen rår Energiproduksjon scenario 1 Elektrisk energi [GWh] Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft År Figur 13. Produksjon av elektrisk energi i scenario 1: Pessimismen rår Scenario 2: Fornybar energi Stort miljøengasjement blant folk flest, der det spesielt blir fokusert på tiltak for å redusere CO 2 -utslippet, fører til at myndighetene forbedrer rammebetingelsene for utbygging av vindkraft og vannkraft slik at mange både vindkraft- og vannkraftutbygginger blir lønnsomme med god margin. Lønnsomheten samt utsikter til et godt miljøimage, gjør at mange aktører ønsker å bygge ut både vannkraft og vindkraft. I tillegg legger også myndighetene forholdene til rette ved at det blir lettere å få konsesjon for utbygging av vindkraft og vannkraft. I Sør-Rogaland er det i utgangspunktet planlagt flere store vindkraftverk, og nettilknytningen er enklere og rimeligere enn mange andre steder i landet. I løpet av 5 år blir det bygd ut 770 MW (2,3 TWh) vindkraft og 340 MW (550 GWh) vannkraft. Videre framover blir det bygd ut enda mer vindkraft og vannkraft, slik at det totalt blir bygget ut MW (5,1 TWh) vindkraft og 570 MW (1,1 TWh) vannkraft i analyseperioden. Side 16 av 35

17 Når det gjelder forbruk, er aktivitetsnivået forårsaket av den store vindkraftutbyggingen så stort at folketallet øker som Statistisk Sentralbyrås folketallframskriving MMMM. Dessuten blir det populært med elbiler, og det blir satset massivt på et godt kollektivtransporttilbud med tog, bybane og elektriske busser. Høye CO 2 -avgifter fører til at forbruk av olje, parafin og naturgass blir redusert til fordel for elektrisitet, fjernvarme og bioenergi. All bygging av gasskraftverk blir stoppet. Botetthet og energiintensitet antas å være konstant. Det blir bygget en LNG-fabrikk i Risavika. Figur 14 viser effektprognose, figur 15 viser energiprognose, figur 16 viser effektproduksjon og figur 17 viser energiproduksjon i scenario 2. Maksimaleffekt [MW] 4 500, , , , , , , ,0 Effektprognose scenario 2 500,0 0,0 År Figur 14. Effektprognose scenario 2: Fornybar energi Energiforbruk [GWh] , , , , , , ,0 Energiprognose scenario ,0 År Figur 152. Energiprognose scenario 2: Fornybar energi Olje/parafin Bioenergi Uprioritert elektrisitet Sum fjernkjøling Sum fjernvarme Sum gass Totalt prioritert elektrisitetsforbruk Olje/parafin Bioenergi Uprioritert elektrisitet Fjernkjøling Fjernvarme Gass Prioritert elektrisitet Side 17 av 35

18 Tilgjengelig vintereffekt [MW] Effektproduksjon scenario 2 Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft År Figur 16. Effektproduksjon (tilgjengelig vintereffekt) scenario 2: Fornybar energi Elektrisk energi [GWh] Energiproduksjon scenario 2 Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft Figur 17. Energiproduksjon scenario 2: Fornybar energi År Scenario 3: Bånn gass Oljeutvinningen i Nordsjøen tar av etter en teknologiutvikling som fører til at man kan få mer olje og gass ut av gamle felt, og det blir også gjort nye funn. Næringslivet er konkurransedyktig i Sør-Rogaland, som er det området i Norge med best oljekompetanse og god omstillingsevne. Befolkningsutviklingen blir dermed som Statistisk Sentralbyrås folketallframskriving alternativ HHMH. Folk flest har god råd, og omgir seg med stadig flere elektriske gjenstander. Energiingensiteten øker dermed med 0,4 % pr. år. Det blir bygget en LNG-fabrikk i Risavika. Et lite oljefelt forsynes med strøm fra land. Det blir ikke bygget noe stort gasskraftverk, men noen gassfyrte cogenereringsanlegg i tillegg til en del vindkraftverk og vannkraftverk. Kraftverksutbyggingen greier likevel ikke å holde tritt med forbruksutviklingen, bl.a. fordi myndighetene ikke i stor nok grad sørger for at rammebetingelsene er gode nok til at spesielt mange investorer tar sjansen på å bygge nye kraftverk. Lønnsomheten i kraftverksutbygging vurderes som temmelig usikker bl.a. fordi byggekostnadene er høye. Figur 18 viser effektprognose, figur 19 viser energiprognose, figur 20 viser effektproduksjon og figur 21 viser energiproduksjon i scenario 3. Side 18 av 35

19 4 500, ,0 Effektprognose scenario 3 Olje/parafin Bioenergi Maksimaleffekt [MW] 3 500, , , , , ,0 500,0 0,0 Uprioritert elektrisitet Sum fjernkjøling Sum fjernvarme Sum gass År Figur 18. Effektprognose scenario 3: Bånn gass Totalt prioritert elektrisitets-forbruk Energiforbruk [GWh] , , , , , , , ,0 Energiprognose scenario 3 0,0 År Figur 193. Energiprognose scenario 3: Bånn gass Olje/parafin Bioenergi Uprioritert elektrisitet Fjernkjøling Fjernvarme Gass Prioritert elektrisitet Tilgjengelig vintereffekt [MW] Effektproduksjon scenario 3 Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft År Figur 20. Effektproduksjon scenario 3: Bånn gass Side 19 av 35

20 Elektrisk energi [GWh] Energiproduksjon scenario 3 Gasskraft Vindkraft Søppelforbrenning Vannkraft Figur 4. Energiproduksjon scenario 3: Bånn gass År Oppsummering statistikk og prognose Tabell 4 viser sammenhengen mellom gjennomsnittlig prosentvis vekst i folketallet og gjennomsnittlig prosentvis vekst i elektrisitetsforbruket for periodene (statistikk) og (prognose) for Sør-Rogaland og noen utvalgte kommuner. Prosentvis vekst i folketallet vises til sammenligning også for hele Norge. Statistikk Scenario Scenario Scenario Folketall El.forbruk Folketall El.forbruk Folketall El.forbruk Folketall El.forbruk Norge 0,9 % 0,6 % 0,9 % 1,2 % Sør-Rogaland 1,5 % 1,1 % 1,0 % 0,3 % 1,4 % 1,2 % 1,7 % 2,0 % Stavanger 1,3 % 1,0 % 0,8 % 0,0 % 1,2 % 0,7 % 1,6 % 1,4 % Sandnes 2,0 % 0,9 % 1,2 % 0,1 % 1,6 % 0,8 % 1,9 % 1,3 % Eigersund 0,7 % 1,3 % 0,6 % 0,2 % 0,9 % 1,0 % 1,2 % 1,6 % Klepp 2,1 % 2,1 % 1,9 % 1,5 % 2,2 % 2,3 % 2,5 % 2,9 % Hå 1,7 % 2,1 % 0,9 % 0,7 % 1,2 % 1,7 % 1,5 % 2,5 % Rennesøy 2,8 % 1,1 % 2,1 % 1,7 % 2,4 % 3,9 % 2,7 % 7,8 % Tabell 4. Gjennomsnittlig årlig prosentvis vekst i folketall og elektrisitetsforbruk. 5.2 Kommunevis vurdering av nettkapasitet til småkrafttilknytning Det er ganske typisk at nettet er svakt og forbruket lavt i områder med stort småkraftpotensial. Det er store variasjoner fra kommune til kommune og internt i kommunene. Vi konsentrerer oss her først og fremst om regionalnett og sentralnett. Selv om det går greit å tilknytte småkraft til regionalnettet, kan det ofte by på store utfordringer i distribusjonsnettet. I tabell 5 vises en kommunevis oversikt. Fargekoder for status: Regionalnettet eller sentralnettet fullastet med tanke på produksjon, kan ikke knytte til mer småkraft Litt småkraft kan tilknyttes, men ikke alt småkraftpotensialet Det er kapasitet i regionalnett og sentralnett for tilknytning av småkraftpotensialet Side 20 av 35

21 Kommune Småkraftpotensial Status Kommentar [MW] Eigersund 24,1 Mangler regionalnett i området med størst småkraftpotensial Sandnes 0,4 Stavanger 0 Sokndal 4,1 Transformator fullastet i lavlast ved full produksjon Lund 22,1 Transformator fullastet i lavlast ved full produksjon Bjerkreim 14,2 Litt kan tilknyttes, men avhengig av plassering Hå 0,9 Klepp 0 Time 0 Gjesdal 28 Fullastet regionalnettslinje ved full produksjon Sola 0 Randaberg 0 Forsand 61,5 Mesteparten av småkraftpotensialet i område uten transformator Strand 6,6 Hjelmeland 50,8 Avhengig av plassering, litt kan tilknyttes, men grensene er nær Finnøy 0 Rennesøy 0 Kvitsøy 0 Tabell 5. Kommunevis vurdering av muligheter for å tilknytte småkraftpotensialet. I Eigersund kommune er store deler av småkraftpotensialet i området sør for Ørsdalsvatnet. Dette er et område helt uten regionalnett. Vi ser for oss at dette problemet løser seg ved utbygging av Hellelandsvassdraget. Da ser vi for oss at det må etableres regionalnett i det aktuelle området. Noen få av de framtidige småkraftverkene er nærmere Slettebø transformatorstasjon, og disse er det uproblematisk å tilknytte med tanke på regionalnettet. I Sandnes kommune er det så lite småkraftpotensiale at det ikke skaper problemer for regionalnettet. I Sokndal og Lund kommuner er det flere flaskehalser. Det er nå kjøpt en ny sentralnettstransformator som er 20 MVA større enn den gamle, slik at det fra sommeren 2011 kan tillates tilknytning av mer småkraft. Tillegget i pris for at transformatoren skulle bli 20 MVA større må finansieres med anleggsbidrag fra de småkraftverkene som skal knyttes til nettet i Lund og Sokndal kommune. Det er likevel flere flaskehalser i dette nettet som fører til utfordringer med tanke på tilknytning av småkraftverk. I Gjesdal kommune er det helt uproblematisk å knytte til kraftverk i Ålgård, og litt småkraft kan også tilknyttes Oltedal transformatorstasjon. Den eldste linja fra Maudal til Oltedal er fra 1930 og er i dårlig stand. Den nyeste linja Maudal Gilja Oltedal er fra 1949, og vi antar at den kan holdes i drift år til dersom det er ønskelig. Det er nå tilknyttet så mye produksjon i dette området at det akkurat så vidt er mulig å få ut all produksjon på denne linja. Dermed kan det ikke tillates tilknyttet nye småkraftverk til Maudal kraftverk og Gilja transformatorstasjon før det er bygget ny regionalnettslinje. Også i dette tilfellet kan det bli aktuelt å finansiere deler av investeringskostnadene med anleggsbidrag fra kraftverk som skal knyttes til nettet. I Forsand kommune er en stor del av småkraftpotensialet i området rundt Songesand og Helmikstøl. Det går noen regionalnettslinjer over dette området, noe som er et godt utgangspunkt for å kunne tilknytte kraftverk dersom det blir bygget en ny 132/22 kv transformatorstasjon. En slik transformatorstasjon er en forutsetning for å kunne tilknytte småkraft i dette området. Vi ser for oss at det vil bli behov for å samordne småkraftplanene, slik at bygging av en ny transformatorstasjon kan finansieres med anleggsbidrag fra de småkraftverkene som skal tilknyttes nettet i dette området. Enkelte andre steder i Forsand kommune kan det tenkes tilknyttet litt småkraft uten investeringer. I Strand kommune er småkraftpotensialet i NVEs oversikt så lavt og lokalisert slik at vi ikke ser de store problemene for regionalnettet med tilknytning av disse kraftverkene, men vi ser ikke bort fra at det kan kreve investeringer i distribusjonsnettet. I Hjelmeland kommune er det ganske stort småkraftpotensial og konkrete planer om å bygge en del småkraftverk. Selv tilknytning av forholdsvis lite småkraft vil kreve investering i større transformatorer opp til regionalnettspenning. Ved tilknytning av mye småkraft, kan også regionalnetts linja bli for spinkel. For å kunne tillate tilknytning av flest mulig kraftverk, vil det være nødvendig å stille svært strenge krav til spenningsregulering og produksjon av reaktiv effekt i de kraftverkene som tilknyttes nettet i Hjelmeland kommune. Side 21 av 35

22 6 TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV 6.1 Sanering av bestående anlegg Når anlegg er så gamle at de må tas ut av drift, bør de rives. I stor grad rives linjer og transformatorstasjoner når de blir erstattet av nye anlegg. 50 kv linja Flørli Oltesvik er nå revet med unntak av fjordspennet over Høgsfjorden. 6.2 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg Planer for overordnet nett Lyse Kraft (Lyse Elnett) fikk i 1996 konsesjon på bygging av ny 300 kv linje Lyse Stokkeland. Denne konsesjonen ble anket til departementet, og det har tatt så lang tid å avgjøre ankesaken at konsesjonen er foreldet. Som et alternativ til ny 300 kv linje Lyse Stokkeland, søkte Lyse Nett (Lyse Elnett) konsesjon på ny 300 kv linje Lyse Stølaheia i For å komme fram til Stølaheia, må deler av strekningen kables. I og med at kabel er svært mye dyrere enn luftlinje på dette spenningsnivået, bygges en størst mulig del av denne linjen som luftlinje. Årsaken til at den nye linjen skal bygges og analyse av samfunnsøkonomisk lønnsomhet er omtalt i rapporten Nettforsterkninger i Sør-Rogaland. En vurdering av alternative tiltak for å styrke forsyningen av Sør-Rogaland og øke overføringskapasiteten for nye utenlandsforbindelser. Dette er en fellesutredning utført av Lyse Elnett og Statnett i Lønnsomhetstallene er justert i konsesjonssøknaden for ny 300 kv linje Lyse Stølaheia. En ny 300 kv linje er først og fremst begrunnet i behovet for å bedre leveringssikkerheten til Nord-Jæren. I tillegg vil behovet for en ny linje være avhengig av hvor mange nye likestrømskabler til kontinentet som blir realisert. Statnett og Tenne T i Nederland har nå lagt likestrømskabel mellom Norge (Feda) og Nederland. Denne kabelen ble satt i drift i mai 2008 og har en kapasitet på 700 MW. I tillegg har Statnett og Energinet.dk i Danmark innledet et samarbeid for å etablere et grunnlag for en ny kabelforbindelse mellom Norge og Danmark. Kabelen blir i så fall den fjerde over Skagerak, og den vil tidligst kunne settes i drift i Agder Energi, Lyse Handel og Statnett har dessuten sammen med det sveitsiske energihandelsselskapet EGL og det tyske energikonsernet EWE inngått avtale om prosjektutvikling av en likestrømskabel (NorGer) mellom Norge og Tyskland. Tidligste driftstart for NorGer er Statnett arbeider også med tilsvarende planer for en alternativ kabel NORD.LINK til Tyskland som Statnett vil eie alene. Det blir også planlagt noen andre utenlandskabler. Lyse Elnett og Statnett utførte en analyse som ble ferdig i I beregningen av samfunnsøkonsomisk lønnsomhet er det lagt til grunn en utbyggingskostnad på mill. kr og at forbindelsen skal står ferdig i Nåverdi fratrekt restverdi referert 2009 blir da 914 mill. kr. Analyseperioden er 30 år. Den viktigste grunnen til å bygge linjen er å få bedre reserve for eksisterende sentralnettslinjer. Med det eksisterende nettet er det mange feilsituasjoner som fører til at deler av Sør-Rogaland, kanskje i størst grad Nord- Jæren, kan bli mørklagt. I enkelte tilfeller er det mulig å koble inn reserve i løpet av en time eller to, i andre feiltilfeller kan det bli behov for sonevis utkobling gjennom lange perioder til feilen er reparert. Dette fører til store samfunnsøkonomiske avbruddskostnader. Nåverdien av disse avbruddskostnadene er utregnet til 605 mill. kr. Statnett har også regnet ut nåverdien av reduserte tapskostnader i sentralnettet. Nåverdien av disse tapskostnadene referert 2009 er 193 mill. kr for Sør-Rogaland-området og 307 mill. kr for totalmodellen. Følgende figurer viser sammenligning av nåverdien av alternativene med og uten Lyse Stølaheia avhengig av om man bruker reduserte tapskostnader bare for Sør-Rogalands-området eller om man tar med reduserte tapskostnader for totalmodellen. Side 22 av 35