DAGENS FORSYNINGSSIKKERHET OG BEHOVET FOR EN NY SENTRALNETT- FORBINDELSE TIL SØR- ROGALAND

Transkript

1 DAGENS FORSYNINGSSIKKERHET OG BEHOVET FOR EN NY SENTRALNETT- FORBINDELSE TIL SØR- ROGALAND LYSE SENTRALNETT MAI 2012

2 0. Sammendrag Kraftsystemet som infrastruktur Utvikling av kraftnettet i Sør-Rogaland Overføring fra produksjonssted til forbrukssted Skille mellom nettmonopol og konkurranse Driftsforhold i sentralnettet Dagens aktører i sentralnettet i Sør- Rogaland Kraftforsyningssikkerhet Hva skjer i samfunnet når strømmen blir borte? Hva er forsyningssikkerhet? Verdien av kraftforsyningssikkerhet Forventninger til forsyningssikkerhet i fremtiden Minimumskrav til forsyningssikkerhet i sentralnettet Befolkningsutvikling, kraftforbruk og forsyningssikkerhet i Sør- Rogaland Eksisterende sentralnettforbindelser til Sør-Rogaland Forsyningssikkerhet i Sør-Rogaland Feilstatistikk for sentralnettet i Sør-Rogaland Omkoblingsmuligheter etter feil Behov for fornying og oppgradering av nettet Fremtidige utfordringer ved fortsatt forbruksvekst Hvordan sikre Sør- Rogaland en tilfredsstillende forsyningssikkerhet? Økt kraftproduksjon Redusert forbruk Økt nettkapasitet er eneste løsning nå Krav til forsterkning av sentralnettet i Sør- Rogaland Vurderte løsninger for en ny sentralnettforbindelse til Stølaheia Referanser Vedlegg Vedlegg 1. Krav til forsyningssikkerhet for bruk i nettplanlegging...36 Vedlegg 2. Konsekvenser for kritiske samfunnsfunksjoner dersom kraftforsyningen faller ut37 side 2 av 39

3 0. SAMMENDRAG Et moderne samfunn er basert på omfattende bruk av energi og er derfor avhengig av å ha en robust energiforsyning. Når elektrisiteten uteblir, lammes verdifull produksjon, vitale tjenester og funksjoner i samfunnet. Forsyningssikkerheten vil aldri bli 100 prosent, da dette ville kreve urimelig store investeringer i infrastruktur og produksjonsanlegg. Planlegging og drift av sentralnettet skjer normalt i henhold til N-1 kriteriet. Det betyr at feil på én komponent ikke skal gi avbrudd i forsyningen til sluttbrukere. Dersom N-1 kriteriet ikke er oppfylt, defineres dette som at kravene til forsyningssikkehet ikke er oppfylt. Kravene til forsyningssikkerhet har fått større oppmerksomhet fordi samfunnets og den enkeltes avhengighet av sikker tilgang til elektrisk energi har økt og forventes å øke ytterligere. Manglende forsyningssikkerhet kan medføre avbrudd dersom det oppstår feil i nettet eller i andre komponenter og det ikke finnes kapasitet i systemet til å håndtere feilsituasjonene. Avbrudd har en samfunnsøkonomisk kostnad for sluttbrukerne. Avbrudd kan også ha en kostnad for produsenter av kraft dersom avbruddet fører til at de må redusere produksjonen eller produsere på et annet tidspunkt med lavere pris. Manglende forsyningssikkerhet i Sør-Rogaland Forsyningssikkerheten til Sør-Rogaland og Sandnes- / Stavangerområdet er identifisert som en av de største fremtidige utfordringene i sentralnettet på nasjonalt nivå, og kraftforsyningssikkerheten tilfredsstiller ikke de nasjonale minstekravene. Hovedutfordringen er at det ikke er tilstrekkelig overføringskapasitet i sentralnettet ved kritiske feil, noe som betyr at en stor mengde forbrukere vil bli rammet dersom dette inntreffer. For å analysere forsyningssikkerheten i sentralnettet i Sør-Rogaland, er det hensiktsmessig å ta utgangspunkt i to typiske snitt i nettet: Sør-Rogalandssnittet er definert som de ledningene som forsyner Sør-Rogaland. Dette er en 300 kv ledning fra Åna-Sira og en 300 kv ledning fra Tonstad inn til Stokkeland transformatorstasjon i Sandnes kommune. Forbindelsene ble bygget i perioden Sandnes snittet er definert som de ledningene som forsyner Sandnes/Stavangerområdet. Dette er to 300 kv ledninger på samme masterekke fra Stokkeland transformatorstasjon via Bærheim til Stølaheia transformatorstasjon. Forbindelsen ble ferdigstilt i I tillegg er det tre 132 kv regionalnettslinjer som både er tilknyttet produksjon i Lysebotn kraftverk og har forbindelse til sentralnettet i Lysebotn transformatorstasjon. Regionalnettslinjene ender i Tronsholen transformatorstasjon. Ledningene gjennom Sandnessnittet dekker et lite geografisk område. Likevel forsyner dette snittet over en tredjedel av innbyggerne i Rogaland, i og med at mennesker bor innenfor dette området. I 2010 var det over 1000 timer hvor forsyningssikkerheten i Sør-Rogalandssnittet ikke var tilfredsstillende. Dette ble redusert til ca. 600 timer i 2011, noe som skyldes at belastningen i området var lavere grunnet mildere vær. I Sandnessnittet er antallet timer med redusert forsyningssikkerhet betydelig høyere. Et økende forbruk vil bidra til å øke antall timer med N-0 drift, dvs. drift med redusert driftssikkerhet. En side 3 av 39

4 feil på dobbeltlinjen mellom Stokkeland og Bærheim vil gi store utfall av forbruket i nordre deler av Sandnes, Stavanger, Sola, Randaberg, Rennesøy og Kvitsøy kommuner. I januar 2010 ble det på det meste overført 706 MW på kraftlinjene mellom Sandnes og Stavanger. Av dette ble 528 MW overført via den doble 300 kv linjen og 178 MW via den doble 132 kv linjen. Et mastehavari eller andre alvorlige feil på 300 kv linjen ville ført til et utfall på 528 MW. Overføringskapasiteten i 132 kv linjen er 260 MW, og vi kan etter omkoblinger laste opp 132 kv nettet med 82 MW før dette går fullastet. Vi mangler dermed 446 MW som det ikke er mulig å forsyne før feilen er reparert. Dette betyr at det etter en viss periode, hvor alle forbrukere ville vært rammet, ville vært nødvendig å drifte nettet med sonevis utkobling inntil forbindelsen var reparert. I perioden fra 1999 til 2010 har det vært fire feil i sentralnettet i Sør-Rogaland som har gitt merkbare avbrudd hos sluttbrukere. Feilene har hatt varierende lengde, og det største utfallet kom sommeren 2002 da et avbrudd medførte at store deler av Sør-Rogaland lå strømløst i inntil 4 timer. Et annet stort avbrudd kom høsten 2006 da saltråk ga overslag på dobbeltlinjene mellom Stokkeland og Bærheim. Forsyningssikkerheten vil bli ytterligere svekket i årene fremover på grunn av forventninger om gradvis økning i kraftforbruket. Befolkningsøkningen har vært, og vil trolig fortsatt være, den viktigste driveren for utviklingen av kraftforbruket framover. Det vil sannsynligvis skje en utvikling innen energieffektivisering og noe overgang til fjernvarme til oppvarming. På grunn av forventninger om sterk befolknings- og industrivekst, forventes likevel kraftforbruket å øke selv om kraftforbruket per innbygger reduseres noe. Sentralnettet må fornyes Sentralnettledninger i vår region har en forventet levetid på ca 60 år. De eldste sentralnettledningene vil dermed ha behov for utskiftninger innen Statnett arbeider videre med å forsterke og oppgradere sentralnettet i hele Norge fra 300 kv til 420 kv. Det vil være krevende å gjøre omfattende rehabilitering av nettet i Sør-Rogaland uten at man har en ny sentralnettforbindelse på plass inn til området. Dette er arbeid som tar betydelig lenger tid enn enklere vedlikehold. Også i perioden fram til 2030 vil det være behov for revisjoner og vedlikehold på ledningene som gjør at ledningene må kobles ut. Dette er mulig fordi man kan koble ut en av de to 300 kv linjene om gangen mens man utfører vedlikehold. Ved et økende forbruk vil perioder med så lavt forbruk at man kan koble ut den ene linjen, bli kortere. Utfordringer for forsyningssikkerheten i perioder med vedlikeholdsarbeid på ledningene vil også øke med økt forbruk. Hvordan sikre Sør-Rogaland tilfredsstillende forsyningssikkerhet? For å oppnå en stabil og sikker strømforsyning er det en rekke sentrale behov og utfordringer for kraftsystemet i Sør-Rogaland som må løses. Det fremtidige kraftsystemet i Sør-Rogaland må dimensjoneres for å dekke følgende behov: Forbedre forsyningssikkerheten skik at denne tilfredsstiller nasjonale krav Kunne tilknytte nye forbrukere og nye produsenter, jfr. energilovens 3.3 og 3.4 Gjøre det mulig å bygge ut ny fornybar kraftproduksjon Muliggjøre utskifting og fremtidig oppgradering av eksisterende sentralnettanlegg side 4 av 39

5 Dekke lokale forsyningsbehov samtidig som det nasjonale helhetsperspektivet ivaretas Effektivisere kraftnettet (redusere overføringstap) Løsninger på disse utfordringene vil måtte finnes gjennom: Utbygging av økt lokal kraftproduksjon Redusert forbruk i både Sandnessnittet og Sør-Rogalandssnittet Økt overføringskapasitet. Økt lokal kraftproduksjon Den eneste utbyggingen av kraftproduksjon som vil kunne hjelpe på forsyningssikkerheten innenfor Sandnessnittet vil være et gasskraftverk på 400 MW. Dette vil i tilfelle kreve en investering på omkring 2,5 milliarder kr. ekslusiv CO 2 -rensing. I tillegg kommer betydelige driftskostnader. Basert på forventninger om lave kraftpriser i årene framover i det nordiske kraftmarkedet, vil ikke et gasskraftverk være konkurransedyktig i markedet. Et annet moment er at et gasskraftverk som ikke er operativt pga lave markedspriser, vil ha relativt lang mobiliserings-/ oppkjøringstid og dermed svært lite egnet som reserve for utfall i kraftnettet. Det er ikke realistisk å vurdere et gasskraftverk for å forbedre kraftforsyningssikkerheten i regionen. Det finnes betydelige vindkraftressurser i Sør- Rogaland og det er sannsynlig at vindkraft vil bidra til regionens energiproduksjon i større grad enn i dag. Likevel vil ikke vindkraft kunne forbedre forsyningssikkerheten i de forsyningskritiske områdene nord for Stokkeland (Sandnessnittet), da det ikke er mulig å etablere anlegg i dette området. På sikt vil vindkraftanlegg bidra til å forsterke forsyningssikkerheten i Sør- Rogaland, men bare på dager med vind. I praksis betyr vindkraft lite for tilgjengelig vintereffekt, fordi man ikke er garantert at det blåser når forbruket er på sitt høyeste. De to siste vintrene har det vært mindre enn 4 m/s vind på de kaldeste dagene, og i slike situasjoner vil alle vindmøller stå. På den andre side er det slik at det i dag er kapasitet i det eksisterende sentralnettet i Sør- Rogaland til å etablere 1000 til 1200 MW ny kraftproduksjon, det vil si om lag 50 prosent av vindkraftpotensialet. Når denne grensen er nådd, kan det ikke tilknyttes nye kraftverk før en ny sentralnettforbindelse. Dermed kan mangel av kapasitet i sentralnettet føre til stopp i utbygging av fornybar kraft. Ny vannkraft har en tilsvarende problemstilling som for vindkraft. Det er ikke mulig å etablere ny vannkraftproduksjon i de forsyningskritiske områdene nord for Stokkeland (Sandnessnittet). Det er meldt og konsesjonssøkt 140 MW vannkraftverk (stort sett småkraft) i Sør-Rogaland. Mye av dette nye potensialet er småkraft uten vesentlig reguleringsevne. Det finnes et potensial for å øke vannkraftproduksjonen i Sør-Rogaland med 0,2 TWh ved oppgradering og utvidelser av dagens anlegg. En stor andel av kraftproduksjonen vil dermed komme i sommerhalvåret, og lite i vinterhalvåret. Bidraget til energiproduksjon blir derfor kun svakt positivt, mens tilgjengelig vintereffekt blir tilnærmet uendret. Redusert forbruk Potensialet for å redusere elforbruket er teoretisk sett stort, men av flere grunner vil bare en begrenset andel la seg realisere innenfor et 5-10-års perspektiv. Dels omfatter en del av potensialet tiltak med svært høye kostnader som gjør tiltakene ulønnsomme for privatpersoner side 5 av 39

6 og bedrifter. Dels kan det være kostnadselementer som er utelatt, for eksempel redusert komfort og kostnader til drift og vedlikehold. Tiltak for redusert elforbruk omfatter bedre isolering i bygninger, mer effektive ventilasjonssystemer, innføring av måle- og styresystemer, mer effektive produksjonsprosesser i industrien, samt utskifting av elektrisk utstyr, hvitevarer og belysning i husholdninger og næringsbygg. Nye byggtekniske forskrifter stiller betydelig strengere krav til energibruk i bygg enn tidligere. Stortingsmelding 21 ( ) legger til grunn en skjerping av energikravene i byggteknisk forskrift til passivhusnivå fra 2015 og nesten nullenerginivå fra Nye og rehabiliterte bygg vil dermed være mer energieffektive enn dagens bygg, selv om det også er usikkerhet knyttet til faktisk energibruk i bygg basert på nye tekniske forskrifter og nye standarder som lavenergi- og passivhus. Også for industribygg og lignende er kravene skjerpet utover TEK10 standard. Energieffektivisering i eksisterende bygg er betydelig mer kostbart og usikkert. Mer effektivt elektrisk utstyr, hvitevarer etc. vil trolig velges ved utskifting av gammelt utstyr. Bedre vinduer, økt isolasjon og andre energisparetiltak kan bli gjennomført, hovedsakelig som følge av generell oppgradering, og ikke som rene energisparetiltak. Konvertering fra direkte eloppvarming til fjernvarme og eldrevne varmepumper vil også kunne bidra til å redusere forbruket. Potensialet for utvidelse av fjernvarmeforsyning i vår region er estimert å kunne øke fra 115 GWh i dag til 270 GWh i Bare 2 prosent av denne konverteringen antas å komme fra strøm (30 GWh). Dette vil bety lite for forbrukssituasjonen i regionen. 33 prosent av eneboliger har allerede installert varmepumpe, og det er forventet at denne utviklingen fortsetter. Det faktiske potensialet for strømsparing ved installasjon av varmepumper er ifølge SSB noe usikkert. 60 prosent reduserer strømforbruket, mens hele 40 prosent øker strømforbruket etter installasjon av varmepumpe. En økning i strømforbruket kan skyldes økt komfort (flere rom varmes opp eller høye innetemperatur) eller at varmepumpen helt eller delvis erstatter oppvarming med ved. Varmepumpene har lavere virkningsgrad i kalde perioder hvor belastninger i nettet er høyest og det er derfor også usikkert hvor stor reduksjon varmepumper vil gi i høylasttimen. Med en befolkningsvekst på 30 prosent innen 2030, og begrenset potensial for å redusere strømforbruket på kort sikt, kan man vanskelig se for seg at strømforbruket i regionen skal kunne reduseres fra dagens nivå fram mot 2020 uten at svært omfattende og effektive tiltak settes i gang raskt. Spørsmålet i denne sammenheng blir da i hvor stor grad man kan klare å begrense veksten i forbruket med den befolkningsøkningen som forventes. Utfallsrommet for framtidig strømforbruk i regionen kan være stort, og det vil være betydelig usikkerhet knyttet til alle anslag på dette. Ved planlegging av sentralnettet i regionen, må man ta høyde for denne usikkerheten. Økt nettkapasitet er eneste løsning nå Dagens sentralnett i Sør- Rogaland oppfyller ikke Statnetts nye minimumskrav til forsyningssikkerhet. Situasjonen vil forverres siden forbruket må forventes å øke ytterligere i årene framover. En videreutvikling i regionen vil være helt avhengig av at det kommer på plass en infrastrukturløsning som sikrer en pålitelig strømforsyning i regionen som også legger til rette for denne utviklingen. side 6 av 39

7 Det er kun utbygging av ny sentralnettkapasitet inn til Sør- Rogaland som vil løse de utfordringene som i dag finnes innen kraftforsyningen, og bidra til en stabil og sikker strømforsyning fremover. En ny forbindelse vil styrke forsyningssikkerheten vesentlig, både med hensyn til effekt og energi. Videre vil tiltaket gi betydelig kapasitet for forbruksøkninger i Sør-Rogaland, mulighet til å knytte til ny fornybar kraftproduksjon samt å vurdere kraftforsyning fra land til offshore installasjoner. En ny forbindelse vil også muliggjøre vedlikehold og oppgradering av eksisterende forbindelser på et senere tidspunkt, uten å være nødt til å drifte sentralnettet med lav forsyningssikkerhet. En ny sentralnettforbindelse fra Lysebotn til Stølaheia i Stavanger Den tekniske løsningen som velges for å forsterke sentralnettet i Sør- Rogaland må tilfredsstille følgende krav: Forbedre forsyningssikkerheten i sentralnettet slik at minimumskrav ivaretas. Dette innebærer at N-1 kriteriet blir oppfylt med god margin slik at bruk av belastningsfrakopling unngås. Nettet må således dimensjoneres for å tåle utfall av en av de eksisterende sentralnettforbindelsene uten avbrudd i forsyningen til forbrukere Forhindre at forsyningsavbrudd til kunder oppstår ved alvorlige feil på dobbeltlinjen Stokkeland- Bærheim-Stølaheia. Tilrettelegge for en framtidig oppgradering av eksisterende sentralnett i regionen fra 300 kv til 420 kv spenning slik at forsyningssikkerheten kan opprettholdes også i ombyggingsfasen. Dette innebærer at traseer som faller sammen med allerede bestående forbindelser bør unngås (med mindre linjer/kabler i de bestående traseer saneres). Det er også viktig å legge til rette for redundante føringsveier. Dette vil lette framtidige omlegginger eller reparasjoner. Den løsning som velges må være langsiktig og passe inn i nettuviklingsplanene både for regionen og nasjonalt/internasjonalt. Spesielt vil det være en stor fordel allerede nå å legge til rette for en framtidig spenningsoppgradering til 420kV. Utfordringene med å drive sentralnettet vil øke i framtiden, det er derfor viktig at den løsning som velges ikke unødig kompliserer det framtidige driftsbildet. Kostnadene forbundet med investeringen må være akseptable. Prosjektet må være mulig å gjennomføre innen akseptable tidsrammer (dvs. kunne driftssettes så raskt som mulig) slik at usikkerheten i prosjektet minimaliseres. Statnett og Lyse har i fellesskap foretatt flere utredninger av hvilken utbyggingsløsning som ville representere den samfunnsøkonomisk mest gunstige forsterkningsløsning for regionen. I den sammenheng er både Kårstø (Tysvær kommune), Håvik (Karmøy kommune) og Lysebotn (Forsand kommune) vurdert som potensielle tilknytningspunkt. En løsning til Kårstø eller Håvik vil ikke gi muligheter for en rask forsterkning av forsyningssikkerheten til Sør-Rogaland. Skal en slik løsning være aktuell må sentralnettet nord for Boknafjorden først bygges om fra 300 kv til 420 kv. Dette skyldes at en eventuell forbindelse over Boknafjorden vil medføre økt kraftflyt i nettet på nordsiden av Boknafjorden, noe som medfører redusert forsyningssikkerhet i Nord-Rogaland. En slik løsning vil også redusere mulighetene for å øke industriforbruket i Nord-Rogaland med dagens nett. Løsninger for å styre kraftflyten på en Boknafjordforbindelse vil øke kompleksiteten og risikoen i driften av systemet. side 7 av 39

8 En ny 420 kv forbindelse til Stølaheia vil tilfredsstille kravene til en ny sentralnettforbindelse til Sør- Rogaland, og gir den høyeste fremtidige forsyningssikkerheten. En slik løsning gir to uavhengige forsyningsveier og tilstrekkelig kapasitet til alle sentralnettstasjoner i Sør-Rogaland. I tillegg vil et totalhavari i en av stasjonene bare berøre den aktuelle stasjonen. En ny forbindelse til Stølaheia vil forbedre forsyningssikkerheten både i Sør- Rogaland (utfall av sentralnettforbindelse i Sør-Rogalandssnittet sør for Stokkeland) og i Sandnessnittet (feil på dobbeltlinje Stokkeland-Bærheim-Stølaheia). En forsyning til Stølaheia vil bli basert på 420 kv allerede fra idriftsettelsestidspunktet. Dette medfører at en får etablert et 420 kv anlegg i Stølaheia, noe som vil forenkle en fremtidig oppgradering samtidig som de midlertidige tiltakene er begrensede. En forbindelse til Stølaheia vil også gi muligheter for å velge nye traseer ift de eksisterende, hvilket også indirekte forbedrer forsyningssikkerheten i og med at det oppnås større uavhengighet mellom de ulike sentralnettforbindelsene. En ny sentralnettforbindelse mellom Lysebotn og Stølaheia har også vært vurdert tidligere. Lyse Elnett/ Lyse Sentralnett har siden 2009 utført omfattende trasévurderinger knyttet til fremføring av en ny forbindelse mellom Lysebotn og Stølaheia. En har søkt å finne traseer som minimaliserer inngrep i nye områder, og løsninger som innebærer parallellføring med eksisterende nett har derfor vært prioritert. Dette arbeidet har resultert i to hovedløsninger, med ulike varianter, som vil utredes nærmere i den videre prosessen. side 8 av 39

9 1. KRAFTSYSTEMET SOM INFRASTRUKTUR Elektrisk kraft og kraftsystemet skiller seg fra andre energibærere og annen infrastruktur på flere områder. Ferdig produsert elektrisk kraft er den eneste energibærer som ikke kan lagres i noe vesentlig omfang. Det må derfor til enhver tid være eksakt momentan balanse mellom produksjon og forbruk, og et kraftnett som har kapasitet til å overføre den nødvendige effekten til enhver tid. Frekvensen i nettet må opprettholdes på 50 Hz for å unngå risiko for systemsvikt og strømbrudd. I annen infrastruktur er kø en aktuell løsning når kapasiteten er begrenset. Dette er ikke mulig i kraftnettet. Kraftnettet har dessuten det særtrekket at flyten i nettet følger fysiske lover, og avhenger av produksjon og forbruk i hvert enkelt punkt i nettet. Behovet for balanse er et generelt kjennetegn ved alle kraftsystemer. Det norske kraftsystemet har i tillegg noen spesielle kjennetegn som gjør systemdriften ekstra komplisert. Produksjonssystemet vårt er i hovedsak basert på vannkraft, noe som gjør produksjonskapasiteten avhengig av værforhold og nedbør. Over en 30- års periode har tilsiget til vannkraftsystemet variert mellom ca. 90 og 150 TWh pr. år på landsbasis. Videre er store deler av forbruket lokalisert langt unna produksjonsressursene. Vi bruker også en høy andel elektrisitet til oppvarming, slik at elforbruket varierer betydelig med utetemperatur. De fleste andre land benytter i større grad andre energikilder enn strøm til oppvarming, og har også mindre variasjoner i utetemperatur over året. Andre land har dermed mindre variasjon i strømforbruket mellom sommer og vinter. Kraftsystemets særtrekk har flere viktige implikasjoner: Kapasiteten i produksjonssystemet og nettet må være høy nok til å dekke etterspørselen hos sluttbrukerne til enhver tid. Det vil si at kraftsystemet må være effektdimensjonert, slik at etterspørselen kan dekkes i høylasttimene på morgenen og ettermiddagen på årets kaldeste dager, også i ekstremt kalde år. Produksjonen må følge forbruksendringer kontinuerlig, både opp og ned. I tillegg endrer kraftflyten seg ofte som følge av regionale variasjoner internt i Norge, samt ved utvekslingen av kraft mellom Norge og andre land. Nettet må kunne håndtere disse svingningene. Ved utfall av nettanlegg, kraftverk eller store forbruksenheter (for eksempel havari i industrianlegg) må systemet respondere øyeblikkelig. Utfall av et kraftverk vil måtte kompenseres ved økt produksjon i andre verk, økt import til området via nettet eller utkobling av forbruk. Det siste punktet er særlig viktig når nytten av ulike tiltak i kraftsystemet skal vurderes. Feil på anlegg vil oppstå fra tid til annen. Nasjonalt har antall feil i nettet på de høyeste spenningsnivåene sunket de siste ti årene, men det oppstår fortsatt flere hundre feil pr. år. Årsaker til feil som har ført til driftsforstyrrelser på landsbasis i perioden 2001 til 2010 er vist i figur 1. side 9 av 39

10 Figur 1. Prosentvis fordeling av driftsforstyrrelser i nettet ( kv) fordelt på utløsende årsak på landsbasis. Kilde: Statnett. Hvorvidt feilene resulterer i avbrudd hos sluttbruker, avhenger av den totale kapasiteten i systemet for å håndtere feilsituasjonene. Ekstra produksjonskapasitet som er tilgjengelig momentant samt reserveforbindelser i nettet er eksempler på hvordan vi kan bygge redundans (eller reservemuligheter) i kraftsystemet. Nytten av slik ekstra kapasitet må imidlertid avveies mot kostnadene. De fleste feil i det norske systemet oppdages og rettes raskt, og det er sjelden vi opplever strømbrudd av lengre varighet. Når det likevel skjer fra tid til annen, får man en påminnelse om hvor kritisk kraftforsyningen er for alle funksjoner i samfunnet. 1.1 UTVIKLING AV KRAFTNETTET I SØR-ROGALAND Kraftsystemet i Rogaland er delt mellom Sør- og Nord-Rogaland. Sør-Rogaland er koblet mot Sørlandet, mens Nord-Rogaland er integrert mot Hordaland via Blåfalli. Systemmessig er Nordog Sør-Rogaland koblet sammen via to sentralnettledninger på 300 kv mellom Lyse og Sauda. Sør-Rogaland er i denne sammenheng avgrenset av Boknafjorden og Jøsenfjorden i nord, og fylkesgrensen til Aust- og Vest-Agder i øst og sør Overføring fra produksjonssted til forbrukssted Da elektrifiseringen startet i Sør- Rogaland for over 100 år siden ble kraftstasjonene bygget for å forsyne et lokalt elektrisitetsbehov. Kraftstasjonene ble derfor først bygget ut nær byene, og det var lite behov for overføringslinjer mellom kraftstasjoner og forbrukssted. Etter hvert som kraftbehovet økte, måtte en bygge nye kraftstasjoner i lengre avstand fra forbruksstedet (bl.a Lysebotn og Maudal). Det ble derfor behov både for lengre overføringslinjer og linjer med et høyere spenningsnivå enn tidligere. Den mest markante utbyggingsepoken i vår region var Sira- Kvina utbyggingen, der Lyse Kraft var en av flere eiere i interessentskapet. Utbyggingsperioden for Sira- Kvina strakte seg over en side 10 av 39

11 periode på ca 15 år fra de første generatorene i Tonstad kraftverk ble idriftsatt i Sira- Kvina-anleggene var langt borte fra forbruksstedet i Stavanger-området. For å legge til rette for overføring av Lyses andel av Sira- Kvina kraften ble det i 1971 idriftssatt en ny 300 kv linje fra Tonstad kraftverk til Stokkeland transformatorstasjon. Allerede i 1965 ble det bygget en 300 kv forbindelse fra Tonstad til Lysebotn, hvor det også ble bygget ny koplings- og transformatorstasjon med transformering mellom det nye 300 kv nettet og allerede bestående 132 kv anlegg i Lysebotn. I tillegg til innmating fra Lysebotn kraftverk, kunne 132 kv linjene til Stokkeland/ Tronsholen også forsynes gjennom denne nye forbindelsen. I 1976 ble det bygget ny 300 kv linje mellom Åna Sira kraftstasjon og Kjelland transformatorstasjon utenfor Eigersund. Denne linjen ble senere ført fram til Stokkeland transformatorstasjon, som da fikk tosidig forsyningsmulighet på 300 kv. Senere ble 300 kv nettet utvidet nordover med en dobbeltlinje fra Stokkeland transformatorstasjon til hhv. Bærheim og Stølaheia transformatorstasjoner. Etableringen av kraftverkene i Sira- Kvina førte således til markante endringer i forsyningsnettet i regionen, både ved at det ble bygget linjer ut av regionen samt at spenningsnivået på de nye forbindelsene ble økt til 300 kv. Fra Lysebotn ble det i perioden bygget en ny 300 kv linje til Tokke i Telemark, noe som dermed knyttet det overordnede nettet i Sør- Rogaland sammen 300 kv nettet i øvrige deler av Sør- Norge. Samtidig ble 300 kv forbindelsen fra Åna Sira videreført mot Kristiansand. Det ble også bygget nettforbindelser mellom regioner andre steder i Norge i denne perioden. Gjennom disse forbindelsene fikk vi et nytt utviklingstrinn i utbyggingen av den nasjonale strømforsyningen - et overordnet, sterkt nett i all hovedsak med 300 kv spenning. Forskjell på energi og effekt Effekt er energi per tidsenhet, og uttrykkes i watt (W). Effekten sier hvor stort det momentane forbruket eller produksjonen av elektrisitet er (eller kan være) på et bestemt tidspunkt. Energi uttrykker hvor stort forbruket eller produksjonen er over en periode, og angis ofte i kwh (kilowattime). Lar man en varmeovn med effekt på 1000 W (1 kw) stå på i en time, har man brukt en energimengde tilsvarende 1 kwh Samtidig med at det regionale og nasjonale (kilowattime). kraftnettet ble bygget ut, ble også de første Ved feil i nettet eller produksjonsanlegg for forbindelsene til utlandet bygget. Den aller første kraft, kan det bli for lite tilgjengelig effekt, ble bygget i 1960 fra Neaverkene i Sør- Trøndelag spesielt i de timene av døgnet hvor forbruket til Sverige. Etter hvert fikk vi flere forbindelser til Sverige og Finland, og den første sjøkabelen til er høyest. Det hjelper lite om Danmark ble idriftsatt i Den elektriske vannmagasinene er fulle, og vi sånn sett har sammenkoplingen mellom kraftsystemene i de nok energi, hvis tilgjengelig effekt i nordiske land bidro til at ulikhetene i de enkelte kraftverkene og nettet er mindre enn lands kraftsystemer kunne utnyttes til felles beste. forbruket i et område. Dersom magasinene Kraft kunne i svært nedbørsrike og milde år blir tomme, har vi knapphet på både effekt eksporteres fra Norge til våre naboland hvor og energi. kostbar termisk produksjon kunne stenges ned. Samtidig kunne Norge importere kraft i kalde og tørre år fra våre naboland. De overordnede kraftnettene i Norden ble derfor mer og mer integrert, slik at utfall av viktige produksjonsenheter og linjeforbindelser kunne ivaretas gjennom felles gjensidig reserve i stedet for en individuell nasjonal reserve. Dagens nordiske system skal kunne håndtere effektbortfall på 1350 MW. side 11 av 39

12 Integrasjonen med det europeiske kraftsystemet har også gradvis vært økende, bla gjennom sjøkabelforbindelse fra Norge til Nederland. Det planlegges for tiden sjøkabler fra Norge både til Tyskland og til England Skille mellom nettmonopol og konkurranse Innføring av energiloven i 1991 førte til store endringer i måten kraftforsyningen organiseres og drives. Gjennom energiloven ble det innført et skille mellom sterkt regulerte monopoloppgaver (elnettet) og konkurranseutsatt virksomhet (produksjon og sluttkundeomsetning). Oppdekkingsplikten som produksjonsselskapene tidligere hadde hatt ble opphevet, samtidig som nett og produksjon ble splittet opp i egne juridiske enheter. Nyinvesteringene i det norske kraftsystemet både på sentralnettnivå, regionalnettsnivå og i distribusjonsnettet var gjennom 70- og 80-årene relativt høye og det var bygget opp en viss overkapasitet. Innføringen av energiloven førte til at investeringsnivået ble kraftig redusert, spesielt i sentralnett og i regionalnett (figur 2). Det har dermed bygget seg opp et investeringsbehov som både skyldes at mange anlegg må skiftes ut på grunn av høy alder og at kapasiteten må økes som følge av at overføringsbehovet har gått opp. Når nettet begynner å bli gammelt og nærmer seg kapasitetsgrensene øker samtidig sårbarheten og forsyningssikkerheten vil dermed svekkes. Figur 2. Nyinvesteringer i sentralnett etter Kilde: Statnett I Sør- Rogaland er det ikke foretatt utvidelser i sentralnettet siden idriftsettelsen av Stølaheia transformatorstasjon midt på 80-tallet. Samtidig har energiforbruket i Sør-Rogaland økt fra 4.1 TWh i 1990 til 5.6 TWh i Maksimalt effektuttak har i samme periode økt fra 787 MW til 1243 MW. side 12 av 39

13 Det er store akkumulerte forsterkningsbehov i nettet både i Sør- Rogaland og i landet for øvrig. Energi Norge har beregnet at det er behov for nye nettinvesteringer i størrelsesorden 100 milliarder for å ta inn etterslepet og for å muliggjøre tilkopling av ny fornybar kraft (ca TWh) fram til 2020 som forventes utløst som følge av grønne sertifikater. Av dette er det beregnet at ca 40 milliarder vil være nødvendig for å oppgradere og forsterke sentralnettet Driftsforhold i sentralnettet Kraftutvekslingen på mellomlandsforbindelsene frra Sørlandet styres av prismønsteret i de ulike landene i Norge typisk jevne priser over døgnet, mens landene på kontinentet har lave priser nattestid/helg og høyere priser på dagtid i virkedagene. Dette betyr at kraftflyten veksler over døgnet - eksport typisk på dagtid og import på nattestid/helg. Når kabelkapasiteten mot utlandet økes, så vil også kraftutvekslingen øke. Flytmønsteret vil fremover også kunne bli mer uforutsigbart pga et økende innslag av uregulerbar fornybar produksjon (eks vindkraft). De systemmessige virkningene av mellomlandsforbindelsene vil ikke være begrenset til selve tilknytningspunktet, men vil påvirke effektflyten i et større område. Denne betydelige, mer eller mindre uforutsigbare, variasjonen er krevende å håndtere for systemansvarlig. Et økende antall utenlandsforbindelser vil derfor kreve et sterkere nett innenlands og medfører også til systemmessige konsekvenser for Sør-Rogaland som både geografisk og elektrisk ligger nær kablenes avslutningspunkt. Denne sammenhengen innebærer at forsterkninger av kraftnettet i Sør- Rogaland ikke bare må være tjenlige for regionen isolert sett, men også må passe inn i et nasjonalt helhetsbilde Dagens aktører i sentralnettet i Sør- Rogaland Lyse har vært utbygger av de eksisterende sentralnettssanleggene i Rogaland, og dermed også eier av disse. Ansvars- og arbeidsdelingen mellom Lyse Elnett og Statnett, har over tid endret seg både på grunn av utviklingen generelt og på grunn av rent regulatoriske forhold. Statnett hadde tidligere en mer koordinerende rolle i forhold til lokale nettutbyggingsinitiativ, men har etter hvert fått et tydeligere overordnet ansvar for det norske kraftsystemet. Statnett er gitt det overordnede systemansvaret i Norge. Statnett har dermed oppgaven med å ivareta forsyningssikkerheten i alle deler av landet og sikre at kraftsystemet til enhver tid har evne til håndtere utfall og feilsituasjoner som kan inntreffe samtidig som tilfredsstillende leveringskvalitet opprettholdes. Selskapet skal ivareta koordinering og gjennomføring av nasjonale og regionale nettutbyggingsoppgaver i Norge, samtidig som kraftutveksling og tilhørende forbindelser etableres. Gjennom rollen som systemansvarlig har Statnett også overordnet driftsansvar for hele det norske kraftnettet, uavhengig av eierskap. Statnett har således myndighet til å fatte beslutninger om å drive det norske kraftnettet på en måte som ivaretar det overordnede helhetsperspektivet, selv om dette kan skje på bekostning av lokale eiere/aktørers interesser. Lyse Energi, som eier av Lyse Elnett, og Statnett har inngått en intensjonsavtale om å opprette et felleseid selskap, Lyse Sentralnett, som på sikt skal overta alle sentralnettanleggene i Lyse Elnetts eie. Konsesjonene for sentralnettanleggene i Sør-Rogaland er pr i dag overført til Lyse Sentralnett. Ihht omforent intensjonsavtale vil Statnett på sikt overta 100% av eierskapet i Lyse Sentralnett. side 13 av 39

14 2. KRAFTFORSYNINGSSIKKERHET Et moderne samfunn er basert på omfattende bruk av energi og er derfor avhengig av å ha en robust energiforsyning. Når elektrisiteten uteblir lammes verdifull produksjon samt vitale tjenester og funksjoner i samfunnet. Forsyningssikkerheten vil aldri bli 100 prosent, da dette ville kreve urimelig store investeringer i infrastruktur og produksjonsanlegg. På kort sikt må knapphetssituasjoner håndteres gjennom driften av kraftnettet og fleksibilitet på produksjonssiden (hovedsakelig magasindisponeringen) og forbrukssiden. På lang sikt er energieffektivisering, forbrukerfleksibilitet, investeringer i kraftnett og ny produksjonskapasitet vesentlig. Leveringspåliteligheten for strøm er generelt stabil og god i Norge. Norske strømkunder mister i gjennomsnitt strømmen 1,6 ganger i løpet av et år. Hvert strømavbrudd varer i gjennomsnitt litt over en time. Andelen ikke levert energi (i forhold til levert energi) har vist en fallende tendens de siste 15 årene. Selv om trenden er positivt, viste orkanen Dagmar, som traff Vestlandet julen 2011, at større utfall fortsatt kan inntreffe her i landet. Dagmar rammet strømkunder i større eller mindre grad i 14 fylker. Kraftigst vind, og størst konsekvenser, ble det på Søre Sunnmøre. Til sammen ble personer strømløse som følge av orkanen på landsbasis, hvorav over fortsatt ikke hadde fått strømmen tilbake 6 timer etter at feilen oppstod. Rogaland, og Lyse, kom godt ut av denne hendelsen, men slike ekstreme hendelser illustrerer sårbarheten i kraftsystemet. 2.1 HVA SKJER I SAMFUNNET NÅR STRØMMEN BLIR BORTE? De beredskapsmessige problemstillingene knyttet til helt eller delvis bortfall av kraftforsyningen er komplekse. Selv om enkeltkunder for egen del kan sikre seg med nødstrømsaggregater, vil disse kunne oppleve svikt i tilførselen av nødvendige varer og tjenester fordi leverandører eller transportører også er avhengige av strøm. Det er anbefalt at virksomheter med ansvar for samfunnskritiske funksjoner systematisk kartlegger egen sårbarhet og planlegger for å kunne opprettholde nødvendig kontinuitet når uønskede hendelser, som blant annet avbrudd i kraftforsyningen, inntreffer (DSB, 2012). Fylkesmannen i Rogaland har utarbeidet en ROS- analyse for å vurdere konsekvensene ved eventuell svikt i kraftforsyningen i Rogaland. Analysen vurderer konsekvensene for de mest kritiske samfunnsfunksjoner dersom kraftforsyningen faller ut (vedlegg 2). ROS- analysen viser at konsekvensene ved et lengre strømutfall vil være meget store både for næringsliv, offentlige funksjoner og befolkning. 2.2 HVA ER FORSYNINGSSIKKERHET? Forsyningssikkerhet handler om energiforsyningens evne til å dekke forbrukernes etterspørsel etter energi med riktig kvalitet uten vesentlige avbrudd eller begrensninger. Dette henger også sammen med driftssikkerhet, som er kraftsystemets evne til å tåle uforutsette hendelser slik som utfall av anleggsdeler. Forsyningssikkerhet er som begrep knyttet til kraftsystemets/-kraftmarkedets evne til å sørge for pålitelig leveranse av elektrisitet til alle forbrukere. Forsyningssikkerhet er derfor nært knyttet til evnen til å håndtere knapphet i produksjonsapparatet i forhold til både forbruk og side 14 av 39

15 kraftutvekslings-/importmuligheter. Forsyningssikkerheten omfatter både et kortsiktig effektbalanseaspekt og den mer langsiktige energioppdekking (for eksempel tørrårssikring). Driftsikkerheten er primært knyttet til kraftsystemets evne til å håndtere uforutsette hendelser og likevel opprettholde en sikker (avbruddsfri) strømforsyning. Driftsikkerheten er knyttet til kraftsystemets øyeblikksbilde og det er etablert et generelt kriterium for å vurdere driftsikkerhet (N-x). Vanligvis settes x=1. I det norske sentralnettet planlegges driften med utgangspunkt i at N-1 kriteriet i normal drift skal være oppfylt, hvilket innebærer at forsyningen skal kunne opprettholdes selv om det skjer én (1) feil i nett eller produksjonsanlegg. I spesielle situasjoner kan nettet drives med lavere sikkerhet for å unngå utkoblinger av forbruk så lenge nettet er i orden. Dilemmaet er typisk at fortsatt drift etter N-1-kriteriet innebærer utkoblinger av noen forbrukere og/eller fare for høye kraftpriser dersom området er et eget anmeldingsområde, mens drift på lavere sikkerhetsnivå (N-0 eller N-1/2) kan få mer alvorlige konsekvenser dersom det oppstår en feil i nett eller produksjonsanlegg. Drift med redusert driftssikkerhet øker derfor avbruddsrisiko for alle forbrukere i et område, men kan bidra til å forhindre rasjonering. Kriterier for driftssikkerhet i kraftsystemet N-1 drift Drift av nettet planlegges slik at det kan tåle utfall av én anleggskomponent, uten avbruddskonsekvenser, følgefeil eller varig overskridelse av overføringskapasitet eller spenningsgrenser. N-0 drift Om akseptabel drift ikke kan oppnås iht. N-1 kriteriet kan i enkelte områder anvendes N- 0 drift. Dette innebærer ofte deling av nettet og ingen momentan reserve ved kritiske utfall. Hensikten er å unngå begrensninger i kraftforsyningen (eks. unngå flaskehalskostnader/rasjonering), men innebærer at kritiske utfall kan medføre forsyningsavbrudd. N-½ drift N-½ drift er en driftsform der man i forhold til N-0 bevisst benytter Belastningsfrakobling (BFK) for å unngå totalt nettsammenbrudd om feil skulle inntreffe. BFK benyttes i dag i Stokkeland og i Kjelland transformatorstasjoner. Dette betyr at underliggende regionalnett automatisk koples ut dersom belastningen på de sentrale overføringslinjer overskrider fastsatte grenser. Gjennom å kople ut underliggende regionalnett avgrenses konsekvensene slik at totalsammenbrudd unngås. N-1-1 drift Benyttes som betegnelse på driftssituasjon med utfall (feil) ved ikke intakt nett, dvs. med anleggsdel utkoblet for revisjon eller ombygging. N-2 drift Dette betyr at driften av kraftsystemet planlegges til å tåle utfall av to anleggsdeler/- komponenter samtidig. I Norge har et så strengt kriterium som N-2 aldri vært benyttet. side 15 av 39

16 Leveringskvalitet er et samlebegrep for leveringspålitelighet og spenningskvalitet. Leveringspålitelighet beskriver kraftsystemets evne til å levere elektrisk energi til sluttbruker, og er knyttet til hyppighet og varighet av avbrudd i kraftforsyningen. Spenningskvalitet beskriver kvaliteten på spenningen i henhold til gitte kriterier, og gir dermed et uttrykk for anvendeligheten av elektrisiteten når det ikke er avbrudd i forsyningen. Det er en klar sammenheng mellom de ulike begrepene. For eksempel vil dårlig driftsikkerhet gå ut over muligheten til å oppnå god forsyningssikkerhet. Samtidig er det slik at dårlig driftssikkerhet, som er et begrep primært knyttet til selve kraftnettet, kan motvirkes gjennom at det er mulig å kompensere for nettutfall gjennom å øke/starte opp produksjon slik at leveringssikkerheten følgelig er god. Dette har ført til at en ikke er like konsekvent med begrepsbruken i praksis, og forsyningssikkerhet blir derfor ofte benyttet som et samlebegrep for både leveringspålitelighet (leveringssikkerhet og driftsikkerhet) og spenningskvalitet slik det er lagt til grunn i denne rapporten. 2.3 VERDIEN AV KRAFTFORSYNINGSSIKKERHET Manglende forsyningssikkerhet kan medføre avbrudd dersom det oppstår feil i nettet eller i andre komponenter og det ikke finnes kapasitet i systemet til å håndtere feilsituasjonene. Avbrudd har en samfunnsøkonomisk kostnad for sluttbrukerne. Avbrudd kan også ha en kostnad for produsenter av kraft dersom avbruddet fører til at de må redusere produksjonen eller produsere på et annet tidspunkt med lavere pris. Dette tapet er imidlertid oppad begrenset til kraftprisen, som normalt er mye lavere enn kostnaden for sluttbrukere ved manglende forsyning. Kostnadene skyldes blant annet følgende forhold: Produksjon av varer og tjenester kan gå tapt eller bli utsatt. De berørte bedriftene rammes direkte, men også kundene vil bli rammet dersom de ikke kan skaffe seg alternativer på kort varsel. Forskjellige gjøremål kan ta lenger tid enn normalt. For eksempel vil flytrafikk og banetransport stanse opp. Telekommunikasjon, trafikklys og bomstasjoner er annen infrastruktur som rammes. Også her kan konsekvensene for tredjepart bli store. Utstyr kan bli skadet, både i husholdninger, offentlig sektor og næringsliv. For eksempel kan produksjonsutstyr i industrien bli påført store skader dersom de rammes av avbrudd som ikke er varslet I spesielle tilfeller kan det oppstå fare for liv og helse. De samfunnsøkonomiske kostnadene ved avbrudd kan grupperes i følgende tre kategorier: Sjeldne, kortvarige avbrudd. Ved avbrudd av relativt kort varighet (noen timer) med begrenset geografisk omfang, består kostnadene av tapt produksjon av varer og tjenester og skader på utstyr. I tillegg kommer tap knyttet til bl.a. tidstap ved å finne alternative løsninger, dårligere komfort og tapt konsum av varer og tjenester som krever tilgang på elektrisitet. Omfattende avbrudd. Dersom det skjer omfattende avbrudd som rammer større områder, kan viktige samfunnsfunksjoner lammes. Det oppstår store indirekte virkninger (tredjepart rammes). Tapt produksjon og forbruk kan få stort omfang, og nettkundene må gjøre store tilpasninger. I spesielle tilfeller kan det oppstå fare for liv og helse. Usikkerhet knyttet til forsyningssikkerheten. Dette vil være et resultat av hyppige og omfattende avbrudd, og en vedvarende høy risiko for strømbrudd eller dårlig side 16 av 39

17 leveringskvalitet. Usikkerhet om kraftsystemets pålitelighet reduserer investeringer i næringsvirksomhet. Det kan også oppstå en følelse av usikkerhet i befolkningen knyttet til avbruddsrisiko. De samfunnsøkonomiske kostnadene som skal legges til grunn ved beregning av ulike forsyningsalternativer er tallfestet i den såkalte KILE- ordningen (Kvalitetsjusterte inntektsrammer ved Ikke Levert Energi), som er en incentivmekanisme for nettselskapene. Beregninger av KILE- kostnader omfatter i all hovedsak direkte tap, mens indirekte tap i liten grad er kvantifisert. Det er dermed sannsynlig at ordningen undervurderer den samfunnsøkonomiske nytten av tiltak som øker forsyningssikkerheten (reduserer avbruddene). 2.4 FORVENTNINGER TIL FORSYNINGSSIKKERHET I FREMTIDEN Forsyningssikkerhet har fått større oppmerksomhet fordi samfunnets og den enkeltes avhengighet av sikker tilgang til elektrisk energi har økt og forventes å øke ytterligere. Med økonomisk vekst øker etterspørselen etter produkter som krever elektrisk energi. Den teknologiske utviklingen har gjort elektriske produkter rimeligere og vanligere blant husholdninger og bedrifter. Stadig flere prosesser utnytter IKT og er dermed i stor grad avhengig av strøm for å fungere. Utviklingen har økt kravene til leveringspålitelighet og - kvalitet for strøm. Som følge av den økonomiske veksten har verdiskaping per kwh steget, noe som i seg selv øker kostnadene ved avbrudd i kraftleveransene. Kravene til forsyningssikkerhet forventes å øke videre fremover. Tilflytting til byene bidrar til at energiforbruket vokser på steder som typisk ligger langt unna kraftverkene. Kravene til forsyningssikkerhet øker da behovet for kapasitet i nettet. På den annen side kan sammensetningen av energibruken være annerledes i byene. Blant annet betyr sentralisert bosetting en bedre mulighet for fjernvarme. Et vesentlig trekk ved elektrifiseringen av dagliglivet, både i hjemmene og på arbeidsplassene, er at det vokser fram teknologier for bedre styring og kontroll av energiforbruket. Resultatet av en slik utvikling kan være noe mindre behov for effektkapasitet, og eventuelt energi, enn uten slik teknologi. Såkalte smarte nett (Smart Grid) og avanserte måle- og styringssystemer (AMS) er en del av denne utviklingen. AMS åpner for at strømkundene får bedre informasjon om kraftforbruket sitt, mer nøyaktig avregning og mulighet for enkel og eventuelt automatisk styring av forbruket. Smart Grid bygger på avansert teknologi som setter disse mulighetene i system, og legger til rette for å utnytte mulighetene med AMS i stor skala. Sentralnettet regnes som smart, fordi det allerede har avanserte måle- og styringssystemer. Automatisering og smarte nett kan jevne ut forbruket gjennom døgnet, noe som bidrar til å redusere konsekvensene av og sannsynligheten for effektknapphet. På denne måten vil AMS kunne påvirke veksttakten i forbruksøkningen, men det er for tidlig å si hvor mye dette vil bety. 2.5 MINIMUMSKRAV TIL FORSYNINGSSIKKERHET I SENTRALNETTET Det er vanskelig å fastslå hva som er samfunnsøkonomisk riktig nivå på forsyningssikkerhet. Bye m.fl. (2010) konkluderer med at N-1 kriteriet ikke alltid gir riktig forsyningssikkerhet i samfunnsøkonomisk forstand, ettersom en viss fleksibilitet i ekstreme situasjoner er nødvendig. Selv om driften av sentralnettet som utgangspunkt skjer etter N-1 kriteriet, skal det gjøres samfunnsøkonomiske vurderinger av tiltak når dette kriteriet utfordres. Eksisterende regelverk side 17 av 39

18 for samfunnsøkonomiske beregninger illustrerer at det ofte er vanskelig å begrunne en betydelig investering i sentralnettet ihht til de retningslinjer som er fastlagt, og regelverket vektlegger ikke betydningen av sjeldne feil med store konsekvenser tilstrekkelig. Feil med store konsekvenser, omfattende avbrudd med lang varighet, er ikke akseptable sett fra et samfunnsperspektiv. Det er derfor et behov for visse absolutte minimumskriterier til forsyningssikkerhet. Statnett har i sin vurdering av samfunnsmessig lønnsomhet av tiltak i sentralnettet tidligere lagt til grunn en vurdering av mulighetsrommet : Innenfor et gitt mulighetsrom skal nettets kapasitet utnyttes slik at summen av de samfunnsmessige kostnader minimaliseres. Mulighetsrommet har vært definert på følgende måte: En driftsforstyrrelse skal ikke resultere i mer enn 1000 MWh ikke-levert energi Et leveringspunkt skal være spenningssatt med tilstrekkelig kapasitet innen 2 timer En driftsforstyrrelse skal ikke resultere i avbrudd for forbruk høyere en 1400 MW Et tilknytningspunkt i sentralnettet skal ha maksimalt 2 avbrudd pr år. Det har etter hvert blitt stilt spørsmål med om praktisering av mulighetsrommet er forenlig med de krav som stilles til forsyningssikkerhet i et moderne samfunn som er mer avhengig av kontinuerlige og sikre leveranser av elektrisk kraft og hvor ikke minst de indirekte kostnadene som ikke reflekteres i de samfunnsmessige kalkylene kan være betydelige. Statnett har nå definert følgende minimumskrav til forsyningssikkerhet i kraftsystemet (Statnett 2010, vedlegg 1): Det norske kraftsystemet skal driftes slik at enkeltutfall av linjer, kabler, transformatorer eller generatorer ikke medfører høyere strømbelastninger i nettet enn det anleggsdelene skal tåle. Med intakt nett skal enkeltutfall maksimalt gi bortfall av 200 MW forbruk av inntil 1 times varighet. Ved planlagte driftsstanser skal enkeltutfall maksimalt gi bortfall av 500 MW forbruk av inntil 2 timers varighet. Etter et avbrudd skal nettet drives slik at det er liten risiko for et nytt avbrudd i samme punkt inntil avklaringer har funnet sted og nødvendige tiltak er utført. Disse kravene bygger på Statnetts vurdering av hva som er uakseptable konsekvenser for samfunnet ved feil i nettet og overstyrer eventuelle samfunnsøkonomiske vurderinger. Kravene er forankret i det overordnede rammeverket for utviklingen av det norske kraftsystemet slik det er formulert i energiloven og Statnetts mandat. Minimumskravene i kulepunkt to og tre ovenfor har endret seg flere ganger de siste ti årene. Dagens krav er strengere enn de historisk har vært, noe som gjenspeiler en oppfatning av at samfunnets forventning til forsyningssikkerheten er blitt større. side 18 av 39

19 3. BEFOLKNINGSUTVIKLING, KRAFTFORBRUK OG FORSYNINGSSIKKERHET I SØR- ROGALAND I Sør-Rogaland er det isolert sett et kraftunderskudd. Forbruket i et normalt år er ca 5,5 TWh, mens normalproduksjonen i området er på 2,8 TWh. Dette betyr at mesteparten av kraften må overføres fra produksjonssted til forbruksområde gjennom kraftnettet. Det bor mer enn innbyggere i Sør-Rogaland. Det meste av befolkningen er konsentrert i de nordlige delene, med Stavanger og Sandnes som tyngdepunkt. Husholdninger utgjør den største andelen av kraftforbruket i Sør-Rogaland (figur 3). 44 prosent av boligene i området har elektrisitet som eneste oppvarmingskilde, noe som gjør at forbruket ikke reduseres nevneverdig i perioder med høye strømpriser. Store deler av befolkningen er dermed sårbare for avbrudd i kraftforsyningen på vinterstid. Figur 3. Ulike gruppers andel av kraftforbruket i Sør-Rogaland. Kilde: Lyse Elnett Kraftforbruket i Sør-Rogaland har vært jevnt stigende i mange år (figur 4). Økningen sammenfaller godt med befolkningsveksten i perioden. side 19 av 39

20 Figur 4. Utvikling av målt maksimal vinterlast i sentralnettet i Sør-Rogaland i perioden (MW). Kilde: Lyse Elnett Selv om elektrisk kraft er den dominerende energibærer i regionen, så er det i løpet av de siste 10 årene utbygd både fjernvarme og distribusjonsnett for gass. I 2010 ble det levert ca. 0,7 TWh i form av gass og ca 115 GWh (~ 0,1 TWh) varme til kunder på Nord-Jæren. Gass og fjernvarme har bidratt til å erstatte tidligere energiforbruk basert på propan, olje, parafin og elektrisitet. Introduksjonen av gass og fjernvarme var forventet å begrense økningen i det maksimale effektuttaket, men det var betydelig usikkerhet i hvor stor denne reduksjonen ville være. Summen av gass og fjernvarme representerer ca. 150 MW i maksimal vinterlast (2010/11). Effektene av gass og fjernvarme viser seg gjennom nedgang, og senere stabilisering, av maksimal vinterlast i sentralnettet i perioden 2002/ /2009 (figur 4). Noe av årsaken til redusert forbruksvekst skyldes at elektrokjeler (tilfeldig kraft) over noen år er erstattet av gassfyrte kjeler. Det har også vært en rekke eksempler på konvertering fra eloppvarming til fjernvarme. Samtidig har det i denne perioden vært år med relativt høy gjennomsnittelig vintertemperatur. Det har vært en stagnasjon i utbyggingen av gass og fjernvarme de aller siste årene, og fortsatt høyt utbyggingspress fører derfor til at maksimallasten igjen er økende. 3.1 EKSISTERENDE SENTRALNETTFORBINDELSER TIL SØR-ROGALAND For å analysere forsyningssikkerheten i sentralnettet i Sør-Rogaland, er det hensiktsmessig å ta utgangspunkt i to typiske snitt i nettet: Sør-Rogalandsnittet er definert som de sentralnettledningene som forsyner Sør-Rogaland. Dette er en 300 kv ledning fra Åna-Sira og en 300 kv ledning fra Tonstad inn til Stokkeland transformatorstasjon i Sandnes kommune. Forbindelsene ble bygget i perioden Sandnessnittet er definert som de sentralnettledningene som forsyner Sandnes/Stavangerområdet. Dette er to 300 kv ledninger på samme masterekke fra side 20 av 39