FORORD. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 2 av 30

Transkript

1

2 FORORD Utredningsområde Sør-Rogaland kan vise til stor vekst og økende elektrisk forbruk. Maksimallast [MW] har økt med 26% de siste 10 årene, årlig energiforbruk[gwh] med 30%. Selv ved introduksjon av nye energibærere som gass og fjernvarme ligger energiintensiteten (forbruk av elektrisk kraft pr. innbygger), ganske stabilt. Veksten er i stor grad konsentrert til Nord-Jæren og kommunene som er forsynt via Lyse Elnett sitt regionalnett. Stor vekst kombinert med lite investeringer i regionalnett de siste 20 årene, gjør at nettsystemet i dag har knapp kapasitet flere steder. Prognosene for befolkningsvekst, som i stor grad styrer energiprognosene, viser at kommunene på Nord- Jæren også de kommende årene vil få en vekst som ligger over landsgjennomsnittet i Norge. Dalaneregionen opplever ikke samme veksten, men alder på eksisterende materiell og enkelte samferdsels-, industri- og produksjonstiltak kan føre til stor aktivitet også der. For å kunne opprettholde leveringssikkerheten og legge til rette for videre vekst i hele regionen, er det behov for å øke ny- og reinvesteringene i regionalnettet betydelig de kommende årene. Endringen i inntektsrammereguleringen fra 2013, samt nye KILE satser som innføres fra 2015, er faktorer som gir økonomiske forutsetninger for å kunne bygge morgendagens nett basert på solide, fremtidsrettede tekniske løsninger. Det er iverksatt tiltak for å sikre utvikling og bygging av et fremtidsrettet og robust overføringsnett i regionen. Tiltakene skal bidra til å styrke leveringssikkerheten og sørge for tilstrekkelig reservekapasitet, slik at kommende generasjoner også skal oppleve en trygg og stabil strømforsyning i Sør-Rogaland. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 2 av 30

3 INNHOLD 1 BAKGRUNN UTREDNINGSPROSESSEN Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Samordning med tilgrensende utredningsområder Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer FORUTSETNINGER Mål for det framtidige kraftsystemet Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå Forutsetninger for tekniske, økonomiske og miljømessige vurderinger DAGENS KRAFTSYSTEM Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring Lastflyt i dagens nett Andre forhold i nettsystemet Områder med spesielt fokus Leveringskvalitet Statistikk for elektrisitetsproduksjon Statistikk for elektrisitetsforbruk Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet Kraftbalanse i regionen PROGNOSE Prognoser for forbruk Utfallsrom for produksjon INVESTERINGSPLANER Nettforvaltningsstrategi i regionen Planer fordelt på områder Jærnettet ombygging til 132 kv Sandnes Øst, Ålgård og Vatne transformatorstasjon Forsterke snittet Stavanger Rennesøy - Ryfylke Resten av regionalnettet på Nord-Jæren Regionalnettstiltak i Ryfylke Regionalnett i Dalane LITTERATURREFERANSE K S U S ø r - R o g a l a n d Side 3 av 30

4 1 BAKGRUNN 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 og Nord-Hordaland. 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 1,8 % 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, Hå, Sandnes og Time. Sandnes er Norges raskest voksende by med 2,6 % 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. Det er utveksling mot sentralnettet i Stokkeland, Bærheim, Stølaheia, Lyse, Kjelland og Åna-Sira. Selv om den regionale kraftsystemutredningen først og fremst dreier seg om regionalnettet, er også sentralnettet i Sør-Rogaland nevnt, men omtalen av sentralnettet er ikke fullstendig. Nettet bygges hovedsakelig ut for å forbedre eller opprettholde tilfredsstillende leveringssikkerhet etter hvert som forbruket i regionen øker. Reduksjon i elektriske tap inkluderes i vurderingene, og ulike alternativer sammenlignes samfunnsøkonomisk. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 4 av 30

5 2 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. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 5 av 30

6 Følgende energi- og industriselskap eier elektriske anlegg som skal være med i kraftsystemutredningen: Lyse Elnett Lyse Produksjon Lyse Sentralnett Dalane Energi Jæren Everk Jæren Energi Klepp Energi Bane Energi Scana Steel Stavanger Skangass 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 , og består av følgende personer: Åshild Helland Frank Boholm Bjørn Honningsvåg Håvard Tamburstuen Arne Tore Stene Kaia Solland Lyse Elnett Lyse Elnett Lyse Produksjon Dalane Energi Titania Statnett Kraftsystemutvalget har rådgivende mandat og blir valgt av kraftsystemmøtet bestående av anleggs-, områdeog fjernvarmekonsesjonærene hvert annet år. I tillegg møter Odd Henning Abrahamsen i kraftsystemutvalget, som ansvarlig for å utarbeide kraftsystemutredningen. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 6 av 30

7 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. Lyse Elnett som største konsesjonær har i varierende grad vært med i utredningsprosessen når Statnett har utredet sentralnettutbygginger i utredningsområdet. Det har i årenes løp vært flere samarbeidsprosjekter, i hovedsak knyttet til forsterkning av sentralnettet inn til Nord-Jæren. Det siste prosjektet var i 2011/2012, hvor Statnett og Lyse Elnett på ny samarbeidet om en tilsvarende utredning. Rapporten «Nettforsterkninger Rogaland, Systemteknisk anbefaling» ble ferdigstilt våren I Åna-Sira er det uttak på 60 kv til Dalane Energi og Titania som ligger i Lyse Elnett sitt utredningsområde, og til Agder Energi Nett sitt nett i eget utredningsområde 2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer Deler av samordningen mot kommunene har til nå foregått gjennom ordningen med lokale energiutredninger. Spesielt ved prognosearbeidet har vi brukt kommuneplanene for å vurdere hvor i kommunen de store utbyggingsområdene kan komme. Ordningen med lokale energiutredninger er foreslått fjernet, fremover vil dialogen med kommunene opprettholdes gjennom egne planmøter. Når det gjelder befolkningsutvikling, er det hentet tall direkte fra Statistisk sentralbyrås folketallsframskrivinger, selv om dette ikke alltid stemmer helt med kommuneplanene og fylkesdelplanene. Dette må gjøres for å få tallene i kraftsystemutredningen konsistente. Kommuneplanene kan ha tall for befolkningsutviklingen fra ny eller gammel folketallframskriving fra Statistisk sentralbyrå, eller for eksempel fra Fylkesdelplan for langsiktig byutvikling på Jæren. Representanter for fylkeskommunen, fylkesmannen og kommunene ble invitert til oppstartsmøte for årets kraftsystemutredning. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 7 av 30

8 3 FORUTSETNINGER 3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet Etter regjeringsskiftet i 2013 er det fokus på behovet for å øke investeringer og kvaliteten på overføringsnettet i Norge. Strøm er høyverdig og fremtidsrettet energi og samfunnet forventer høy regularitet og kapasitet. Kratsystemutredningen har som hensikt å gi alle interessenter innblikk i forvaltningen av nettetsystemet på regionalt nivå. I Sør-Rogaland er det mange initiativ som ønsker å benytte seg av intensivere som er fremmet for 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 2,4 TWh (810 MW) vindkraft i Sør-Rogaland. Av dette er 234 GWh (75 MW) satt i drift i løpet av 2011 og I tillegg er det meldt og/eller konsesjonssøkt 4,6 TWh (1.685 MW) ny vindkraft i Sør-Rogaland. Det er også planer om utbygging av vannkraft.. 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 langsiktige føringer som gir grunnlag for å beygge rasjonelle nettsystemer i henhold til energiloven. Et rasjonert forsyningssystem sikrer tilfredsstillende reserve og kvalitet for levering til en samfunnsgunstig kostnad. Samfunnsøkonomiske analyser er således en naturlig og viktig del av analysene nettselskapene utfører. Den beste utbyggingsløsningen er den som leverer fastsatt kvalitet til gunstigs kostnad. Sentralnettet, og til en viss grad 132 kv nettet, blir drevet sammenmasket. 50 og 60 kv nettene blir stort sett drevet radielt. Det bør i framtiden vurderes om det vil være formålstjenlig å koble sammen større deler av 50 og 60 kv nettet til et maskenett. I denne vurderingen må man vurdere økt leveringssikkerhet opp mot ekstrakostnader ved vern som kan fungere selektivt i et maskenett. 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. Enkelte som bor nær kraftlinjer, føler seg usikre på om linjene kan medføre noen helserisiko. Det har spesielt vært fokusert på magnetfelt fra linjene. 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 T. Dette skyldes en "føre-var"-strategi, der det kan 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 bygg 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. 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. Lyse Elnett ønsker også å forbedre sine interne prosedyrer slik at eksterne tiltak ikke går på bekostning av leveringskvalitet og overføringsevne. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 8 av 30

9 3.2 Utredningens tidshorisont og ambisjonsnivå NVE ønsker langsiktige kraftsystemutredninger med minst 20 års tidshorisont. Lyse Elnett har igangsatt arbeid med nye retningslinjer for nettutviklingen, basert på langsiktige planer. I de områdene der veksten er størst, er det nødvendig å heve spenningen i dagens regionalnett fra 50kV til 132 kv. Et helt nytt overføringssystem er omfattende og komplisert å etablere ettersom det er mange faktorer som spiller inn. I kapittel 5 som omfatter fremtidige investeringer, skisseres hovedlinjene i omleggingen til 132 kv. Denne utredningen beskriver forsterkningsbehovet i nettet fram til 2030, gitt ulike scenario. 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: 4,0 % Analyseperiode: 40 år. 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: 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 40 år 40 år 80 år 50 år 50 år 35 år 35 år 25 år 10 år 20 år For transformatorer kan levetiden forlenges utover 40 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. I en så tidlig fase er kostnadsoverslagene svært usikre. 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 4,0 % kalkulasjonsrente og 40 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 33,3 35,5 øre/kwh, med minst pris i 2014 og høyest pris fra 2035 av. Drifts- og vedlikeholdskostnader kan være utfordrende å anslå da de er usikre spesielt for eldre anlegg. En stor del av vedlikeholdskostnadene knyttet til linjer er kostander for skoging. Dette avhenger av om det er skog i de områdene der linjene går. Det er i stor grad brukt en standard pris pr. km linje (for eksempel K S U S ø r - R o g a l a n d Side 9 av 30

10 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. Det er ennå en viss mangel på verktøy for å beregne avbruddskostnader i maskenett. Foreløpig bruker vi stort sett regneark. Vi har brukt priser på ikke levert energi (KILE-satser) gjengitt i tabell 1 og 2. Disse KILEsatsene er hentet fra NVE rapport nr. 76: Endringer i forskrift om endring i forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer. Nye satser er gjeldende fra 1. Januar Fremtidige utredninger vil benytte de oppdaterte satsene. Kundegruppe Kostnadsfunksjon for KILE-sats (t = avbruddsvarighet i timer) t < 1 min 1min t< 1 1 time t < 4 4 timer t < 8 t 8 timer time timer timer Jordbruk 5,1 + 14,6 t 5,1 + 14,6 t 3,5 + 15,9 t 9,0 + 14,6 t 9,0 + 14,6 t Husholdning 1,1 + 10,0 t 1,1 + 10,0 t 1,1 + 10,0 t 1,1 + 10,0 t 1,1 + 10,0 t Industri 34,7 34,7 + 86,5 t 36,8 + 84,1 t 145,6 + 56,8 t 302,3 + 37,3 t Handel og tjenester 16,3 28, ,9 t 107,1 + 93,0 t -98, ,3 t 219, ,6 t Offentlig virksomhet 7,1 61, ,6 t 148,2 + 28,5 t 50,9 + 52,9 t 330,1 + 18,0 t Industri med eldrevne 50,0 + 2,9 t 50,0 + 2,9 t 50,0 + 2,9 t 92,9 + 2,9 t 92,9 + 2,9 t prosesser Tabell 1. KILE-satser for ikke varslet avbrudd ref Kundegruppe Jordbruk 0,80 Husholdning 0,90 Industri 0,50 Handel og tjenester 0,70 Offentlig virksomhet 0,82 Industri med eldrevne prosesser 1,00 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 2013 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. 62,1 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 nåverdi kostnader er det samfunnsøkonomisk gunstigst. Forhold som det vanskelig kan knyttes kostnader til, geografisk plassering, miljø, spesiell berettiget lokal motstand, bransjestandard etc. vil likevel bli vurdert i prosjektene. Termisk grenselast på linjene er avhengig av både alder og tverrsnitt. Linjer bygget før 1965 skulle ifølge normene prosjekteres for 40 C linetemperatur. Linjer bygget mellom 1965 og ca skulle ifølge normene prosjekteres for 50 C linetemperatur. Linjer bygget etter 1980 er stort sett prosjektert for 80 C linetemperatur. Ved maksimallast antas 0 C lufttemperatur og 1,0 m/s vindhastighet. Termisk grenselast for kabler er avhengig av både forlegning, dybde og fellesføring med andre kabler. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 10 av 30

11 Det antas at de fleste transformatorer kan overbelastes med opp til 20 %. For enkelte transformatorer kan likevel trinnkoblere, brytere og strømtransformatorer avgrense dette. Ved inn- og utkobling av enkelte linjer i sentralnett og regionalnett kan spenningspranget bli forholdsvis stort. I enkelte feilsituasjoner vil det likevel foreløpig være umulig å unngå store spenningsprang. Det er også unntak for feilsituasjoner i kravet til spenningsprang i Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet. Leveringskvalitetsforskriften 3-4. 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 scenariene i prognosen. Denne utviklingen i botetthet og energiintensitet tar hensyn til at nye husholdningsapparat trolig vil være klassifisert i en bedre energiklasse enn de gamle som blir skiftet ut. Vi har også til en viss grad tatt hensyn til at en del av de nye boligene blir lavenergihus. Vi tar utgangspunkt i temperaturkorrigert maksimallast og årlig energiforbruk. Ytterligere prognoseforutsetninger og framgangsmåte er beskrevet mer detaljert i kapittel 5.1 Det er etablert et distribusjonsnett for naturgass i Sør-Rogaland. Gass erstatter forbruk av elektrisitet, olje og propan i flere sammenhenger. I 2013 leverte Lyse Neo AS 648 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. Tapet i regionalnettet er mest avhengig av produksjon i Lysebotn, Flørli og Maudal kraftverk. Variasjoner i regionalnettstap fra år til år stemmer godt overens med produksjon i vannkraftverkene. Dessuten er tomgangstap konstante. For de delene av regionalnettet der lastflyten er avhengig av forbruket, antas 2400 timers brukstid for lasttap. 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 umulig eller svært krevende å grave om vinteren. 4 DAGENS KRAFTSYSTEM 4.1 Beskrivelse av dagens kraftnett og statistikk for overføring Fra februar 2014 overtar Statnett ansvar for Lyse Sentralnett og dermed sentralnettanleggene i regionen. Aldersfordeling på sentral- og regionalnetttransformatorer i Sør-Rogaland er vist i Feil! Fant ikke eferansekilden.. Figuren viser at det er en markert topp i perioden % av transformatorytelsen er fra denne 5 års perioden. 68 % av transformatorytelsen er fra 25 års perioden (25 49 år gamle). 4 % av transformatorytelsen er fra før 1965 (eldre enn 49 år) og 28 % av transformatorytelsen er fra etter 1989 (nyere enn 23 år). For bare regionalnetttransformatorene er 59 % fra perioden (25 49 år gamle), 6 % fra før 1965 (eldre enn 49 år gamle) og 35 % fra etter 1989 (nyere enn 25 år). Dersom vi antar års teknisk levetid på transformatorene, må investeringstakten i nye transformatorer økes vesentlig framover for å erstatte de eldste transformatorene. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 11 av 30

12 Antall transformatorer Lyse Elnett utfører løpende analyser og vurderinger av krafttransformatorer gjennom oljeprøver og termiske sjekk gjennom innebygde temperatursensorer eller termografering. Oljeprøver tas årlig på transformatorer på 300 og 132 kv spenningsnivå. 50 kv transformatorer analyseres annet hvert år. På bakgrunn av oljeprøvene vurderes tilstand. Gjennom tolkingen av resultatene vil vedlikeholdsavdelingen anbefale tiltak som regenerering, tørking eller utbytting av transformatorer. Hyppige oljeprøver og god tilstandshistorie har vist seg nyttig for å avdekke feil. 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. 35 Restlevetid for transformatorer <0 0-4 år 5-9 år år år år år år år >40 år Restlevetid Figur 2. Estimert restlevetid for sentral- og regionalnettstransformatorer i Sør-Rogaland Aldersfordeling for linjer og kabler i regional- og sentralnettet i Sør-Rogaland er vist i Figur. Vi ser av figuren at en stor del av linjene og kablene er forholdsvis gamle. 28 % av linjer og kabler er fra før 1965 (eldre enn 49 år). 50 % av linjer og kabler er fra perioden (25 49 år gamle), og 22 % er fra etter 1989 (nyere enn 23 år). For bare regionalnettet (uten sentralnet) er 35 % av linjer og kabler fra før 1965 (eldre enn 49 år). 38 % er fra perioden (25 49 år gamle), og 27 % av linjene og kablene er fra etter 1989 (nyere enn 25 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 PEXkabler 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 linjen, Maudal Oltedal, er nå K S U S ø r - R o g a l a n d Side 12 av 30

13 Linjelengde [km] 84 år, og tilstanden er så dårlig at man må innse at teknisk levetid er utløpt. Det er søkt konsesjon for bygging av ny linje kv kabler 300 kv linjer 132 kv kabler 132 kv linjer 60 kv linjer 50 kv kabler 50 kv linjer Figur 3. Aldersfordeling av linjer og kabler i regionalnettet og sentralnettet i Sør-Rogaland Gjennomsnittlig utnyttelsesgrad for transformatorene er vist i Figur. Utnyttelsesgraden i normaldrift bør være mindre enn 60 % pr. transformator da det er behov for reserve, samt en kald transformator lever lenger. For høy utnyttelsesgrad kan bety at det mangler reserve, noe som kan føre til høye KILE-kostnader. Det er dermed ikke mest effektivt å ha høyest mulig utnyttelsesgrad av transformatorene i normaldrift. Nøyaktig hvor høy utnyttelsesgrad som er mest effektivt er avhengig av avstanden mellom transformatorstasjonene og reserve i underliggende nett. En transformator med lett belastning og god omgivelsestemperatur vil også vare vesentlig lenger enn en transformator som presses hardt. 100% 90% 80% 300/50 kv 70% 60% 50% 132/50 kv 132/22 kv 40% 132/10 kv 30% 20% 10% 0% Målt maksimallast 2013/14 Prioritert maksimallast 2013/2014 Temperaturkorrigert maksimallast 2013/14 50/22 kv 50/15 kv 50/10 kv Figur 4. Utnyttelsesgrad for transformatorer K S U S ø r - R o g a l a n d Side 13 av 30

14 Størstedelen av sentralnettet og regionalnettet i området fjernstyres. Dette muliggjør rask omkobling ved feil. Utstyr for automatisk gjeninnkobling på en del av linjene bidrar til ytterligere tidsbesparelser dersom feil oppstår. 300 og 132 kv nettene drives som maskenett og er normalt sammenkoblet alle steder der det er mulig. Foreløpig vil vi normalt ikke koble sammen 300 kv nettet og 132 kv nettet både i Lysebotn og Stokkeland. Dette skyldes at kortslutningsytelsen kan bli for høy for de eksisterende 132 kv effektbryterne i Lysebotn kraftverk. Tapsmessig er det også gunstig med deling i Lysebotn, men sammenkobling kunne ha gitt momentanreserve i enkelte feilsituasjoner. Det må vurderes nærmere om det finnes feilsituasjoner der sammenkobling av 300 og 132 kv nettet både i Lysebotn og Stokkeland kan føre til overbelastning av 132 kv nettet ved en eventuell total sammenmasking av 300 kv og 132 kv nettene. 60 og 50 kv nettene drives stort sett radielt, men enkelte steder er transformatorer og linjer parallellkoblet. 50 kv nettet Tronsholen Ålgård Oltedal Riska Vatne Tronsholen drives normalt som en ring. Ved radiell drift vil utfall av en linje eller transformator føre til at forbruket lenger ute på radialen får avbrudd. Forsyningen kan som regel gjenopprettes raskt, enten ved gjeninnkobling eller ved omkobling, slik at forsyningen blir opprettet fra den andre kanten. Regionen har opplevd en stor økning i last og punkter i regionalnettet som tidligere hadde reserve etter omkobling, lar seg ikke forsyne før feil er utbedret. Enkelte transformatorstasjoner har bare en transformator som utgjør en risiko med tanke på forsyningssikkerhet. Avhengig av området vil det alltid være en viss reserve i underliggende nett, men potensialet er ikke dokumentert. Nye KILE satser fra gjør at Lyse Elnett må gjøre nye vurderinger av risiko på stasjoner med enkelt transformator. 300 kv nettet er direktejordet. 132 kv nettet og deler av 50 kv nettet er spolejordet. Deler av 50 kv nettet drives med isolert nullpunkt. Lyse sentralnett har vern som kobler bort en deler av last i situasjoner hvor sentralnettet overbelastes. Det har ved enkelte feil vist seg at dette vernet fungerer som det skal og hindrer at hele Sør-Rogaland blir mørklagt ved feil på viktige linjer. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 14 av 30

15 Effekt [MW] Totalforbruk Sør- Rogaland Sentralnett inn mot Stokkeland Transformering Stølaheia Transformering Bærheim Timer Figur 5. Varighetskurve for totalforbruk i Sør-Rogaland og effektflyt i noen sentrale snitt Lastflyt i dagens nett Vinterlast/maksimallastsituasjon Vinteren i år var mild og uten langvarige kuldeperioder, hadde man benyttet de temperaturkorrigerte verdiene ville man hatt ytterligere 250 MW (+22%) effekt å dekke opp i systemet. Man har marginer til å dekke opp de korrigerte effektene, men enkelte overføringer og transformatorer er da fullt utnyttet og man vil i mange områder ha sterkt begrenset mulighet for reserve ved feil. Lavlastsituasjoner Det er lite endringer i 2013 og dette blir ikke visualisert. Nettdriften i lavlast er normalt uproblematisk og marginene er betydelig høyere enn i vinterlast. Den produksjonen som er tilknyttet nettet og de endringer produksjonen representerer er godt innenfor systemets kapasitet ved dagens nivå. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 15 av 30

16 4.3 Andre forhold i nettsystemet Kompensering Installasjon av reaktorer og kondensator batteri i Stølaheia på 300 kv nivå. Oppleves som et svært positivt bidrag til nettdriften og opereres i samarbeid med Statnett. Kompenseringen er bl.a. med på å redusere de negative påvirkningene 300 kv nettet opplever ved kobling og større endringer av lastflyt i Nord-Ned forbindelsen som går ut fra Feda. Det er et ønske å gjøre kompenseringen enda mer fleksibel for bedre å tilpasse kompenseringen i forhold til koblingsbildet. Blant annet er kondensatorbatteriet på 100 MVAr noe stort i situasjoner med lav kortslutningsytelse, noe som fører til for høyt spenningssprang. Sårbarhet i spolejordet nett ved utfall av spoler. Alder på spoler og større innslag av jordkabel i luftnett gjør at man er sårbare ved feil. Det er planlagt spole tilknyttet Skeiane på 132 kv, denne forventes satt i drift til sommeren Effektpendlinger Man har siden 2007 opplever enkelte situasjoner hvor det oppstår effektpendlinger mellom Førli og Lysebotn kraftverk. Hyppigheten er færre enn én hendelse i året de siste 7 årene. De spesifikke forholdene som starter pendlingen er ikke avdekket, men kraftstasjonen er plassert i et nett med flere parallelle 132 kv linjer med ulik impedans og flere produksjonsanlegg tilknyttet. Dempingen i nettet er simulert og målt til å være liten i enkelte tilfeller men man har ikke avdekket hvilke forhold som utløser pendlingen. Det arbeides videre med å avdekke utløsende faktorer for pendlingen, bl.a. vil innstillingene til PSS enheten i Flørli bli gjennomgått. Svingning kanselleres ved å redusere aktiv effekt i Flørli fra driftssentralen til Lyse Elnett. 4.4 Områder med spesielt fokus Jærnettet 50 kv nettet mellom Stokkeland og Kjelland transformatorstasjon har vært presset over flere år. Lasten har økt kraftig og linjenettet holder ikke tritt med utviklingen. Flere av linjene inn til området er nær 100% belastet og ville vært i overlast hvis temperaturkorrigerte verdier ble en realitet. Ved feil på en av linjene inn til området fra nord vil det være områder som må kobles ut. Lyse Elnett fikk vinter 2014 innvilget konsesjon på temperaturoppgradering og linjebytte på dobbeltlinjen Vagle Kalberg Holen. En oppgradering av denne strekningen vil være til stor hjelp frem mot etableringen av 132 kv som vil ta flere år å gjennomføre. Forsyningen fra sør, Kjelland Opstad forsyner normalt Hetland og Bø transformatorstasjon. I sommerlast kan man forsyne opp til Opstad og Nærbø, men i tunglast vil spenningen i disse stasjonene bli svært lav. Det er ikke slukkespole i Kjelland og man må holde et øye med ladestrømmer i tilkoblet nett ved forsyning fra sør. Stasjonene Bø og Hetland kan dermed bare forsynes fra sør og Opstad og Nærbø kan bare forsynes fra nord i tunglast, det er lite eller ingen fleksibilitet ved feil i dette nettsystemet. Produksjon gjennom Høg-Jæren vindkraftverk som er tilknyttet Opstad hjelper på spenningen når det produseres, vindressursene viser seg imidlertid å være liten i svært kalde perioder. Jær-nettet har også områdets største vindkraftverk, Høg-Jæren, med installert ytelse 73,6 MW tilknyttet i Opstad transformatorstasjon. Vindkraftverket har vist seg å være et godt tilskudd til systemet i lavlast når det produserer. Ved store endringer i produksjon opplever man imidlertid stor endring i effektflyt og tilhørende utfordringer med spenninger i Jær-nettet. Potensielt stor endring i effektflyt er noe driftsentralen til Lyse Elnett må være påpasselig på ved omkoblinger i dette nettet. Sandnes Øst systemet. Analyseområdet «Sandnes Øst», er et 50 kv system som strekker seg fra Stokkeland\Tronsholen i Vest til Maudal Kraftverk i Øst. Store deler av Sandnes kommune og hele Gjesdal kommune er forsynt gjennom dette systemet. Stasjonen Ålgård som ligger i kommunesenteret i Gjesdal opplever stor vekst og i tunglast 2013 er K S U S ø r - R o g a l a n d Side 16 av 30

17 det effektflyt inn mot Ålgård fra både øst og vest for å kunne forsyne stasjonen. Både transformator- og overførings-kapasitet er høyt utnyttet. Vatne transformatorstasjon i samme nettsystem opplever ikke direkte kapasitetsproblemer, men alder på 50 kv bryteranlegg er såpass gammelt at endringer er påkrevd. Vatne ligger sentralt plassert med tanke på fremtidig planlagt utbygging i Sandnes kommune. Vatne var en del av UFNS prosjektet som startet i 2000 hvor en betydelig oppgradering av 50 kv overføringssystemet skulle realiseres. Tiden har imidlertid løpt fra dette prosjektet og man sikter nå mot en 132 kv løsning, se kapittel 6 for mer detaljer. Stavanger Utfordringene i Stavanger kommune knytter seg hovedsakelig til gammelt materiell og presset situasjon med tanke på innmating fra sentralnettet i Stølaheia og 132 kv nettet i Ullandhaug transformatorstasjon. 300/50 kv transformatorene i Stølaheia går i tunglast over 100% belastet og Lyse Elnett har opplevd en reduksjon i overføringskapasitet mot Ullandhaug som følge av kablingsprosjekter hvor dårlig forlegning har redusert overføringskapasiteten i 132 kv nettet mellom Tronsholen/Stokkeland til Skeiane/Ullandhaug fra 1000 til 600 amper, se anleggsregister for detaljer. Stasjonen Jåttå i næringsområdet Forus skiller seg ut med både aldrende materiell og stor last økning. Bærheim transformatorstasjon 300/50 kv transformatorene i Bærheim transformatorstasjon var 82 % belastet ved temperaturkorrigert maksimallast vinteren 2013/2014. Bærheim transformatorstasjon forsyner normalt både Lura, Sande, Risavika, Jåttå og Forus transformatorstasjoner. Dette er områder der det forventes stor økning av forbruk de nærmeste årene, slik at Bærheim transformatorstasjon om noen år kan bli svært hardt belastet. Periodevis må Bærheim transformatorstasjon også forsyne Skeiane, Hatteland og Kleppemarka for å avlaste nettet ut fra Stokkeland. Stokkeland transformatorstasjon 300/50 kv transformatorene i Stokkeland transformatorstasjon var 83 % belastet ved temperaturkorrigert maksimallast vinteren 2013/2014 dersom vi antar 0 vindkraftproduksjon. Produksjon i Høg-Jæren vindpark avlaster normalt disse transformatorene en del. De kunne ha vært ytterligere avlastet ved å forsyne forbruket tilknyttet Opstad transformatorstasjon fra Kjelland, spenningsforholdene ved forsyning fra sør er imidlertid utfordrerne.. 300/132 kv transformatorene i Stokkeland kan gjerne være mer belastet om sommeren enn om vinteren fordi det er mye produksjon tilknyttet dette nettet. Av Statnett sin nettutviklingsplan, kap 12, kan man lese at overføringene inn til Stokkeland ikke har full redundans i tunglastsituasjoner, og ved effektflyt over 700 MW vil overføring mot Vagle kobles ut automatisk ved feil. Da vil ~250 MW på Jæren miste strømmen. Lyse Elnett er i dialog med Statnett om tiltak i matepunktet Stokkeland som følge av planene om ombygging til 132 kv i store deler av 50 kv nettet. Transformering Båtstad Transformatorene i Båtstad transformatorstasjon er nær ved å bli fullastet på kalde vinterdager (92 % belastet ved temperaturkorrigert maksimallast 2013/2014). Båtstad kan avlastes ved at deler av forbruket forsynes fra Risavika. Den tidligere T1 (25 MVA) fra Lura transformatorstasjon er flyttet til Båtstad, men den er enda ikke satt i drift, fungerer som kald reserve frem til tilkobling finner sted. Prosjektet er planlagt gjennomført ila Transformering Hjelmeland transformatorstasjon Transformatoren i Hjelmeland transformatorstasjon fullastes eller overbelastes på kalde vinterdager. Også her er det litt reserve i 10 kv nettet fra Hjelmeland kraftstasjon. Noen småkraftverk ønsker tilknytning til 10 kv nettet ut fra Hjelmeland kraftverk, noe som ville ha ført til overbelastning av transformatoren i Hjelmeland K S U S ø r - R o g a l a n d Side 17 av 30

18 kraftverk når det er så mye nedbør at Hjelmeland kraftverk og småkraftverkene i dette området produserer for fullt. For å kortsiktig løse problemene med tilknytning av småkraft til 10 kv nettet ut fra Hjelmeland kraftverk, skiftet Lyse Produksjon ut den eksisterende 50/10 KV transformatoren med en større transformator (fra 6 til 12 MVA). Den nye 12 MVA transformatoren ble satt i drift våren For å øke transformatoreffekten i Hjelmeland vil Lyse Elnett plassere treviklingstransformatoren fra Nordbø i Hjelmeland transformatorstasjon. Dette er en 10 MVA 50/22/10 kv treviklingstransformator. Fordelen med denne transformatoren er at omsetningen er slik at den kan brukes for transformering til 10 kv og 22 kv samtidig, slik at det er mulig å gradvis bygge om til 22 kv. Ulempen er at ved høy produksjon i kraftverk i Hjelmeland kommune kan spenningen i 50 kv nettet bli forholdsvis høy, og trinningsområdet på denne transformatoren er så snevert i den retningen at det også kan føre til for høy spenning i 10 kv nettet. Med denne løsningen blir tidspresset for ombygging til 22 kv mindre enn om begge problemene skulle løses med den samme transformatoren. Så snart treviklingstransformatoren fra Nordbø er satt i drift, kan en gradvis ombygging til 22 kv startes når det er behov for det. Dessuten blir denne transformatoren en viktig del av en framtidig 22 kv reserve mellom Finnøy og Hjelmeland. 50/10 kv transformering Jåttå og Forus 50/10 kv transformatorene i Jåttå transformatorstasjon var 88 % belastet ved temperaturkorrigert maksimallast vinteren 2013/2014, og transformatorene i Forus transformatorstasjon var 50 % belastet. Det er litt 10 kv reserve mellom Forus og Jåttå, men dersom en av 50/10 kv transformatorene i Jåttå transformatorstasjon havarerer, vil de andre måtte gå i noe overlast. Disse transformatorene er år gamle. For å ha god nok reserve for 50/10 kv transformatorene i Jåttå transformatorstasjon, bør det ikke være mer forbruk enn 37 MW tilknyttet 10 kv fra Jåttå transformatorstasjon og minst 5 MW reserve fra Forus til Jåttå. Temperaturkorrigert maksimallast vinteren 2013/2014 var i omtrent på dette nivået. I dette området er forbruksveksten de nærmeste årene forventet å bli svært stor. Prosjekt for å skifte ut transformatorer mot 10 kv er planlagt med oppstart /22 kv transformatorene i Jåttå transformatorstasjon var 65 % belastet ved temperaturkorrigert maksimallast vinteren 2013/2014. Det er satt i drift en 25 MVA 50/22 kv transformator i Sande transformatorstasjon gir N-1 for 22kV nettet mellom Jåttå og Sande. Det etableres også 22 kv forbindelser mellom Jåttå og Ullandhaug som ferdigstilles ila kv linja Stølaheia Dusavik Kabelen inn til Dusavik transformatorstasjon på 50 kv linja Stølaheia - Dusavik overbelastes på kalde vinterdager dersom både Dusavik og Buøy skal forsynes gjennom denne linja/kabelen. For å unngå overbelastning, kan en del av Dusavik forsynes gjennom 50 kv linja Randaberg Dusavik, eller en del av Buøy kan forsynes gjennom 50 kv kabelen Haugesundsgate Buøy. Dette er en lite ønskelig situasjon fordi det fører til større tap. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 18 av 30

19 4.5 Leveringskvalitet Leveringskvaliteten er stort sett god, men det er en del lokale variasjoner, og spesielt i enkelte feilsituasjoner kan det blir store spenningssprang. Leveringssikkerheten er lavere enn vi skulle ønske grunnet flaskehalser i både sentral- og regional-nett. En stor del av investeringene presentert i kapittel 6 har til hensikt å bedre denne situasjonen. Opptiden på 99,995968% er statistisk bedre enn forventet og regionen må være forberedt på større usikkerhet i strømforsyningen frem til enkelte sårbare punkter er oppgradert. 9 % 0 % Industri 20 % Handel og tjenester Jordbruk 50 % 18 % Husholdning Offentlig 3 % Treforedling og kraftint. Ind. Figur 6 Fordeling mellom kundegruppene 4.6 Statistikk for elektrisitetsproduksjon Tilgjengelig vinterproduksjon i kraftverk tilknyttet sentralnett, regionalnett og distribusjonsnett i Sør-Rogaland vinteren 2013/2014 var 719 MW. Årlig middelproduksjon er GWh. Av dette er 238 MW (713 GWh) tilknyttet sentralnettet, 392 MW (1.952 GWh) tilknyttet regionalnettet og 89 MW (447 GWh) tilknyttet distribusjonsnettet. Dette er vist mer detaljert i vedlegg 17. Vi har nok ikke fått med alle kraftverk under 1 MW i oversikten. Av den totale produksjonen er GWh (91,0 %) vannkraft, 235 GWh (7,6 %) vindkraft og 44 GWh (1,4 %) søppelforbrenningskraft. Vannkraftverkene er stort sett tilknyttet nettet i områder med lite forbruk. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 19 av 30

20 04/05 05/06 06/07 07/08 08/09 09/10 10/11 11/12 12/13 13/ Statistikk for elektrisitetsforbruk Figur 7. Statistikk over årlig elektrisk energiforbruk fra 2004 til 2013 Figur 82 viser utviklingen av elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2004/2005 og vinteren 2013/ , , , , , ,0 Målt maksimallast [MW] Prioritert makslast [MW] Temp.korr. prior. makslast [MW] 900,0 800,0 Figur 82. Statistikk over elektrisk maksimaleffekt i Sør-Rogaland mellom vinteren 2004/05 og 2013/14 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 2011/2012 var -2,6 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 K S U S ø r - R o g a l a n d Side 20 av 30

21 4.8 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 Neo kunnet levere naturgass i rør fra våren I og med at vi har vært inne i perioder med høy elektrisitetspris samtidig med markedsføring av gass som energibærer, har salget av gass vært høyere enn antatt. Det ble i 2013 levert 653 GWh gass. Temperaturkorrigert forbruk av gass var da 664 GWh. Dette er en blanding av naturgass og biogass. Fjernvarmeforbruket i Lyse NEO sitt nett var i 2013 var på 132 GWh, 134 GWh temperaturkorrigert. Energikilden til fjernvarme forbruket er sammensatt, kjelene har gjerne flere alternative kilde, bl.a. gass, olje og elektrisitet. Det gledelige er imidlertid at hovedtyngden i Lyse NEO sitt nett er spillvarme fra søppelforbrenning på forus. Mange har 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 3 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, i hovedsak vedfyring. Bare elektrisk oppvarming Bare vannbåren oppvarming Bare fast brensel 0,5 % 0,6 % 6,3 % 6,3 % Bare flytende brensel Ett system, annet 43,6 % 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 3. Oppvarmingssystem for eneboliger i Sør-Rogaland i 2001 K S U S ø r - R o g a l a n d Side 21 av 30

22 Energiforbruk [GWh] Høye elektrisitetspriser fra høsten 2002 til våren 2003 førte til mindre andel elektrisk oppvarming og mer fyring med ved og til en viss grad olje, parafin, koks og gass enn det som har vært normalt tidligere. I 2006 har elektrisitetsprisen vært bortimot like høye, men mediafokuset har nok ikke vært helt det samme. Høsten 2010 og våren 2011 har det også vært så høy pris på elektrisitet at det kan ha ført til mindre andel elektrisk oppvarming. Statistikk over ulike energibærere er innsamlet på ulike måter, og det er ikke alt som er like nøyaktig. Spesielt vedfyring er vanskelig å føre statistikk over fordi mange hogger ved selv, og salg kan foregå på tvers av kommune-, fylkes- og nasjonalgrenser. Statistisk sentralbyrå vurderer kvaliteten på statistikken som så dårlig at de foreløpig ikke vil publisere tilsvarende statistikk etter Figur 4 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 5 på neste side viser konsesjonsområde for fjernvarme , , , , , , , , , , , , ,0 500,0 0,0 Annet Avfall Biobrensel Olje/parafin Gass Uprioritert elektrisitet Prioritert elektrisitet År Figur 4 Oversikt over årlig energiforbruk fordelt mellom energibærerne i perioden K S U S ø r - R o g a l a n d Side 22 av 30

23 Figur 51 Kart over konsesjonsområder for fjernvarme 4.9 Kraftbalanse i regionen Regionen har forholdsvis stor andel av forbruket dekket av produksjon som faller inn under utredingsområdet. Produksjonen plasserer seg imidlertid et stykke fra forbruket og systemet er avhengig av de regionale og sentrale overføringslinjene, både til import og eksport. Tilgjengelig produksjon vinteren 2014 var i overkant av 700 MW i utredningsområdet, med reell maksimallast på i 1100 MW og temperaturkorrigert 1400 MW dekker regional produksjon mellom 50-65% av elektrisitetsbehovet i vinterlast. Årlig middelproduksjon utgjør med 3,1 GWh omtrent halvparten av regionens årlige forbruk. Regionen har således et kraftunderskudd, de sentrale og regionale kraftoverføringene er meget viktige for forsyningssikkerheten. K S U S ø r - R o g a l a n d Side 23 av 30