Tilleggssøknad Lyse-Stølaheia Oktober 2014 Vedlegg 2 Samfunnsøkonomisk analyse av Lyse-Stølaheia og alternative konsepter for å bedre strømforsyningen til Sør- Rogaland
Samfunnsøkonomisk analyse av Lyse- Stølaheia og alternative konsepter for a bedre strømforsyningen til Sør- Rogaland 1
DEL 1: SAMMENDRAG AV KONSEPTANALYSEN... 5 1 INNLEDNING... 8 2 NULLALTERNATIVET DAGENS OG FREMTIDIG KRAFTSITUASJON I SØR- ROGALAND... 9 2.1 Dagens kraftsystem i Sør-Rogaland... 9 2.2 Planlagte tiltak i nettet på Sør- og Vestlandet er forutsatt i konseptanalysen... 11 2.3 Forutsetninger om produksjon... 12 2.4 Forventet utvikling i strømforbruket i Sør-Rogaland... 12 2.5 Økende forbruk vil skape store problemer i kraftforsyningen til Sør-Rogaland i årene... fremover... 13 3 BESKRIVELSE AV KONSEPTER... 15 4 SAMFUNNSØKONOMISK ANALYSE AV KONSEPTENE... 23 4.1 Investeringskostnader og reinvesteringer... 23 4.2 Forsyningssikkerhet... 25 4.3 Overføringstap... 27 4.4 Miljøvirkninger... 28 4.5 Tilrettelegging for ny produksjon... 30 4.6 Realopsjoner verdien av fleksibilitet... 31 5 KONKLUSJONER FRA KONSEPTANALYSEN... 34 DEL 2: LYSE-STØLAHEIA ER SAMFUNNSØKONOMISK LØNNSOM... 37 6 AVGRENSNING AV ANALYSEN OG METODISK TILNÆRMING... 38 6.1 Analysen skiller ikke mellom ulike løsningsvalg... 38 6.1 Trasealternativ 4.1 er en bedre samfunnsøkonomisk løsning enn alternativ 5.0... 38 6.2 Nullalternativet krever tiltak i 2030 og er derfor et utsettelsesalternativ... 38 6.3 Det er summen av prissatte og ikke prissatte virkninger som avgjør om et tiltak er samfunnsøkonomisk lønnsomt... 40 7 SAMFUNNSØKONOMISK ANALYSE AV LYSE-STØLAHEIA... 41 7.1 Lyse-Stølaheia er et omfattende prosjekt... 41 7.2 Lyse-Stølaheia er nødvendig for forsyningssikkerheten til Sør-Rogaland... 41 7.3 Lyse-Stølaheia i 2020 gir sparte kostnader i Duge-ringen... 44 7.4 Overføringstapene blir betydelig redusert når Lyse-Stølaheia kommer i drift... 44 7.5 Vi unngår store begrensninger i handelskapasiteten på mellomlandsforbindelsene under revisjoner med Lyse-Stølaheia i drift i 2020... 45 7.6 Det vil ha liten betydning for miljøet om forbindelsen blir realisert i 2020 eller 2030... 45 7.7 Vi ser bort i fra restverdier på investeringer og reinvesteringer... 46 7.8 Driftskostnadene er marginale sammenlignet med de andre virkningene... 46 7.9 Det er ikke identifisert HMS-risikoer som ikke er håndterbare... 46 7.10 Usikkert om Lyse-Stølaheia vil bidra til utbygging av mer fornybar produksjon... 46 7.11 Lyse-Stølaheia legger til rette for videre nettutvikling i Sør-Rogaland... 47 7.12 Analysen viser at Lyse-Stølaheia i 2020 er samfunnsøkonomisk lønnsom... 47 2
7.13 Det er lite sannsynlig at Lyse-Stølaheia ikke er samfunnsøkonomisk lønnsom... 48 KILDER OG ANDRE RELEVANTE DOKUMENTER... 50 VEDLEGG 1. BEGRUNNELSE FOR TEKNISK LØSNING... 51 VEDLEGG 2. KOSTNADER AV SVAK FORSYNINGSSIKKERHET... 53 Del 1: Overføringskapasitet, overføringsbehov og forsyningssikkerhet med dagens nett... 55 Del 2: Prissatte avbruddskostnader... 59 Del 3: Ikke-prissatte avbruddskostnader... 63 Del 4: Usikkerhetsanalyse... 67 VEDLEGG 3. OVERFØRINGSTAP... 72 VEDLEGG 4. FASTSETTELSE AV KAPASITETSGRENSER I SØR-ROGALAND... 74 3
Del 1 Konseptanalyse Formålet med denne konseptanalysen er å rangere de ulike konseptene gjennom en overordnet samfunnsøkonomisk analyse. Analysen synliggjør samfunnets fordeler og ulemper ved de ulike konseptene, og skal gir grunnlag for å vurdere hvilket konsept som er det beste for å bedre strømforsyningen til Sør-Rogaland. 4
Sammendrag av konseptanalysen Sør-Rogaland har dårlig forsyningssikkerhet i dag. Med forbruksveksten som er forventet fremover vil denne bli gradvis dårligere. For å sikre forsyningen til området er det nødvendig med en ny forbindelse inn. Det er flere måter etablere en ny forbindelse, men Lyse-Stølaheia det beste konseptet både målt i kostnader, gjennomføringstid og forsyningssikkerhet. Sør-Rogaland har dårlig forsyningssikkerhet Forsyningssikkerheten i Sør-Rogaland er ikke tilfredsstillende i dag. Vi oppfyller ikke standarder om momentan reserve i sentralnettet (N-1) 1, og det er etablert en driftskobling som medfører utkobling av alminnelig forsyning 2. Ved en feil i nettet vinterstid, vil deler av forbruket bli mørklagt frem til feilen er reparert. Selv i perioder med lavt forbruk er det er utfordrende å få gjennomført vedlikehold på dagens ledninger. Det kan i forlengelsen føre til økt risiko for feil, og til enda dårligere forsyningssikkerhet. Den forventede økningen i kraftforbruket vil øke overføringsbehovet for strøm, og dermed ytterligere forverre den anstrengte situasjonen. Dersom vi ikke gjør tiltak for å øke kapasiteten i nettet, kan det bli vanskelig å forsyne forbruket også ved intakt nett (uten feil). Våre analyser viser at en slik situasjon kan oppstå fra 2020 og utover. Lyse-Stølaheia er det beste konseptet Analysene våre viser at Lyse-Stølaheia er det beste konseptet for å bedre forsyningssikkerheten, og er et viktig første trinn i utviklingen av kraftsystemet i Sør-Rogaland. Lyse-Stølaheia vil knytte det kraftforsyningsmessige underskuddsområdet i Sandnes og Stavanger opp mot de store kraftverkene lengre øst, og gi en tredje forsyningsvei inn til området. Lyse-Stølaheia er konseptet med lavest investeringskostnader. Tiltaket vil også kunne være på plass tidligere enn de andre konseptene, noe som vil være svært viktig for å sikre forsyningen så raskt som mulig. I tillegg vil Lyse-Stølaheia legge til rette for en videre oppgradering av eksisterende nett i Sør-Rogaland etter hvert som det blir behov. Lyse-Stokkeland-Stølaheia og sjøkabel fra Forsand til Mariero kan bli sett på som varianter av Lyse- Stølaheia, og har mange av de samme egenskapene. Disse konseptene kommer imidlertid dårligere ut enn Lyse-Stølaheia, blant annet på grunn av høyere investeringskostnader og lengre gjennomføringstid. I tillegg vil det være svært utfordrende å komme frem med en ny forbindelse i området mellom Stokkeland og Stølaheia. Denne ledningen vil gå gjennom områder i Sandnes og Stavanger som er tett befolket, og det er konkrete planer om ytterligere utbygging. Det vil være behov for mer jordkabel, i tillegg til noe sjøkabel, i de områdene det ikke er mulig å komme frem med en luftledning, noe som øker både kompleksiteten og kostnaden for dette konseptet. Boknafjordforbindelsen er ikke egnet som et første trinn i oppgraderingen av nettet, men kan være en aktuell løsning på lengre sikt Boknafjordforbindelsen vil knytte sammen underskuddsområdet i Haugesundsområdet med underskuddsområdet i Stavanger/Sandnes. En slik løsning vil gi en økt belastning på nettet både i Sunnhordaland/Nord-Rogaland (SKL) og i Sør-Rogaland. Dette medfører at nettet i SKL og i Sør- Rogaland må oppgraderes før en kabel over Boknafjorden kan settes i drift. Konseptet er derfor svært omfattende med høye investeringskostnader, og det vil ta lang tid før vi kan bedre forsyningen til Sør- Rogaland. Boknafjordforbindelsen kan være et aktuelt tiltak på lengere sikt, men er ikke egnet som et første trinn i å styrke forsyningssikkerheten til Sør-Rogaland. 1 N-1 (n minus 1) er en standard som innebærer at feil på en komponent i systemet, for eksempel feil på en ledning, ikke skal føre til strømbrudd, men at det da er reserveløsninger som automatisk trer inn. 2 Driftskoblingen innebærer utkobling av alminnelig forbruk for å hindre at ikke resten av ledningsnettet skal bli overbelastet når det oppstår en feil. Dermed begrenses konsekvensene av en feil. 5
Statnett utarbeider en konseptvalgutredning (KVU) for å se på nødvendige tiltak i SKL-området på grunn av planer om betydelig forbruksøkning i regionen. Det kan derfor bli nødvendig med oppgraderinger i dette nettet, uavhengig av en eventuell kabelforbindelse over Boknafjorden. Selv om hele kostnaden for oppgradering av SKL-nettet skulle vise seg å kunne tilordnes andre behov, så vil uansett Boknafjord-konseptet ha vesentlig høyere kostnader enn de andre konseptene. I en situasjon hvor SKL-nettet uansett oppgraderes, må også Sør-Rogalandsnettet oppgraderes før Boknafjordkabelen kan settes i drift. Dette innebærer i praksis at oppgraderingskonseptet (konsept 4) gjennomføres først. På denne måten vil uansett ikke en Boknafjordforbindelse være et første trinn i nettutviklingen på Sør-Vestlandet. Oppgradering av eksisterende nett i Sør-Rogaland er krevende uten en ny forbindelse inn til Stølaheia Oppgradering av eksisterende nett i Sør-Rogaland, fra Feda og Tonstad til Stokkeland og videre til Bærheim og Stølaheia, er omfattende. Omfanget i dette konseptet medfører at det vil ta lang tid før vi kan bedre forsyningssikkerheten i Sør-Rogaland. Dette konseptet vil ikke gi en tredje innføringsvei inn til området, noe som gir vesentlig lavere forsyningssikkerhet. Forsyningen til Sør-Rogaland vil være sårbar for en større feil i Stokkeland stasjon. Dette vil kunne mørklegge hele eller deler av området. Også i revisjonsperioder hvor en ledning er utkoblet, vil hele eller deler av området kunne mørklegges ved en feilhendelse på den gjenværende ledningen. På strekningen Stokkeland-Bærheim-Stølaheia går dagens to 300 kv ledninger på en dobbelkursmast gjennom tettbygd område. For å sikre redundans i dette konseptet vil det være nødvendig med en ny trasé, i tillegg til gjenbruk av dagens trasé. Trolig vil det bli nødvendig med kabling der det ikke er mulig å komme frem med en luftledning. For å opprettholde dagens forsyningssikkerhet er vi avhengig av å ha drift på eksisterende ledninger i hele ombyggingsperioden. Utkoblinger vil bli svært utfordrende. Uten en ny forbindelse inn til området vil forsyningen til Sør-Rogaland være sårbar i perioder med utkoblinger. Selv etter at nettet er oppgradert vil dette konseptet ha svakheter. 6
Konsept 0 Konsept 1 Konsept 2 Konsept 3 Konsept 4 Konsept 5 Nullalternativet Lyse-Stølaheia Boknafjordforbindelsen Lyse-Stokkeland- Stølaheia Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Sjøkabel Forsand Mariero Antatt idriftsettelse 2020 2030-2035 2025 2030 2025 Prissatte virkninger: Investeringskostnader (reelle 2014 mrd NOK) -2,8-20 -3,4-8 -4,9 NV investeringskostnader -2,3-13 -2,5-5 -3,7 NV sparte kostnader Dugeringen 0,5 0 0,5 0 0,5 NV sparte reinvesteringer 0,4 2 0,4 1 0,4 NNV prissatte virkninger -1,4-11 -1,6-4 -2,8 Ikke prissatte virkninger: Forsyningssikkerhet Kort/mellomlang sikt (før 2030) Lang sikt (etter 2030) uten ytterligere oppgraderinger Lang sikt (etter 2030) med eksisterende nett oppgradert (kun reinvesteringer i nullalternativet) 0/- ++++ 0/- ++ 0/- ++ - - - - ++ +++ ++ ++ ++ - - - - ++++ +++ ++++ ++ ++++ Forsyningssikkerhet i SKL 0 0 ++++ 0 0 0 Overføringstap 0 ++ ++ ++ ++ + Miljøvirkninger 0 - - - /- - - -/- - - 0/- - /- - Tilrettelegging for ny produksjon 0 0/+ 0 0/+ 0 0/+ Opsjoner: Fleksibel nettutvikling i Sør- Rogaland 0 +++ 0 +++ + +++ Ledig kapasitet i nettet 0 + ++ + 0 + Rangering 6 1 5 2 4 3 Tabell 1: Oppsummering av kostnad- og nyttevirkninger for konseptene. Nåverdier per 2014. Kostnadsestimatene er ment å synliggjøre den relative forskjellen mellom konseptene. Estimatene er etablert på et svært overordnet nivå, og inneholder svært stor usikkerhet. Det absolutte kostnadsnivået må derfor brukes med forsiktighet. 7
1 Innledning I forbindelse med konsesjonsbehandlingen av ny 420 kv ledning Lyse-Stølaheia har Norges vassdragsog energidirektorat (NVE) bedt om tilleggsutredninger. Dette notatet svarer på spørsmålene knyttet til vurdering av ulike systemløsninger. NVE ber om mer utfyllende beskrivelse av alternative systemløsninger og nullalternativet. Systemløsningene som NVE spesifikt ønsker skal vurderes er: - Boknafjordforbindelsen - Ny 420 kv Lyse-Stokkeland-Stølaheia - Oppgradering av 300 kv nett i Sør-Rogaland - Sjøkabel fra Forsand til Mariero For at systemløsningene skal være sammenlignbare, ber NVE om at konseptene må inkludere alle tiltak som er nødvendig for å gi tilfredsstillende forsyningssikkerhet i Sør-Rogaland. Løsningene som skal vurderes skal oppstilles og sammenlignes basert på oppdaterte kostnadstall. Kostnader og nytte skal kvantifiseres i den grad det er nødvendig for å tydeliggjøre at løsningen det er søkt konsesjon for er den teknisk og økonomisk beste. Utover dette skal nytte og ulemper gis en kortfattet kvalitativ beskrivelse. Systemløsningene skal sammenlignes med nullalternativet. For hver av systemløsningene skal følgende opplysninger oppgis på en systematisk og oversiktlig måte: - Teknisk løsning - Anslåtte investeringskostnader - Forskjeller i antatte drifts- og vedlikeholdskostnader, tapskostnader og avbruddskostnader - Nyttevirkninger, eksempelvis tilrettelegging for utviklingen av øvrig nett, fremskyndede reinvesteringer og muligheter for etablering av ny produksjon og forbruk - Ulemper med tiltaket - Forutsetninger for beregningene Vi starter med å beskrive situasjonen i kraftsystemet i dag, forutsetningene vi har brukt når det gjelder fremtidig forbruksutvikling i området, og hvordan vi forventer at dette vil påvirke behovet for overføringskapasitet inn til området. Deretter gir vi en overordnet beskrivelse av egenskapene til de ulike konseptene som er vurdert i konseptanalysen. På bakgrunn av dette har vi utført en overordnet samfunnsøkonomisk analyse av konseptene opp imot nullalternativet. 8
2 Nullalternativet Dagens og fremtidig kraftsituasjon i Sør-Rogaland Samfunnet er avhengig av stabil og pålitelig strømforsyning. I Sør-Rogaland er det økende bekymring for forsyningssikkerheten for strøm. Regionen er et av områdene i landet hvor innbyggerne har dårligst sikkerhet for å få levert den strømmen de trenger. Sør-Rogaland har den høyeste befolkningsveksten i Norge, og Statistisk Sentralbyrå forventer at denne trenden skal fortsette. Dette er hovedårsaken til den store forbruksøkningen som har vært i regionen frem til i dag, og forventningen om ytterligere forbruksøkning i årene som kommer. Dette kapittelet beskriver situasjonen i Sør-Rogaland dersom den forventede utviklingen i kraftforbruket inntreffer, og vi ikke gjør noen tiltak for å bedre overføringskapasiteten inn til området. Dette utgjør nullalternativet i konseptanalysen. 2.1 Dagens kraftsystem i Sør-Rogaland Det produseres ikke strøm i de befolkningstette områdene i Sør-Rogaland. Hovedmengden av strøm til forbrukere må derfor transporteres gjennom strømnettet over kortere eller lengre avstander. To sentralnettsforbindelser transporterer strøm til Sør-Rogaland. Regionen forsynes av en 300 kv ledning fra Feda og en 300 kv ledning fra Tonstad. Begge forbindelsene går til en transformatorstasjon i Sandnes. Fra denne går det to 300 kv ledninger på samme masterekke frem til en transformatorstasjon ved Forus, og derfra videre til en transformatorstasjon i Stavanger. Dette innebærer at de nordlige delene av Sandnes, Sola, Stavanger, Randaberg, Kvitsøy og Rennesøy forsynes fra en transformatorstasjon via dobbeltkursledningen til de to andre. Ledningene i denne masterekken forsyner rundt 175 000 personer, noe som utgjør over halvparten av innbyggerne i Sør-Rogaland. I tillegg til sentralnettsledningene finnes det et underliggende 132 kv regionalnett i området. Kraftverkene i Lysebotn og Flørli mater inn i dette 132 kv nettet. Denne produksjonen avlaster sentralnettsledningene inn til området. Figur 1: Dagens sentralnett i Sør- Rogaland Det er også vindkraftverk i regionen. Høg-Gjæren Energipark har en installert kapasitet på 73,6 MW. Vindkraftverk er avhengig av at det blåser for å kunne produsere kraft. Selv om det blåser mye i regionen, kan det være vindstille i de kaldeste periodene da forbruket er høyest. Vi kan derfor ikke basere oss på at vindkraftverkene produserer når behovet er størst. Strømnettet må være dimensjonert slik at det kan håndtere den høyeste belastningen i nettet. Denne belastningen varierer betydelig både gjennom året og gjennom døgnet. Høyest belastning er det på kalde dager om vinteren. Sentralnettet skal som hovedregel planlegges og driftes ut fra N-1 kriteriet, som er en etablert praksis internasjonalt. Det betyr at systemet skal ha reserver i tilfelle feil det skal ha tilstrekkelig kapasitet til å tåle utfall av en forbindelse. Denne hovedregelen støttes også i Nettmeldingen (Stortingsmelding 14, 2011-2012). Nettet i Sør-Rogaland driftes i perioder uten en slik momentan reserve, altså N-0 drift. Området nord for Sandnes er mest sårbart for feil, fordi de eksisterende ledningene går på en felles masterekke i tett befolkede områder med høy aktivitet. Et eventuelt mastehavari på denne strekningen, vil medføre at store deler av området blir strømløst i flere dager. 9
Intakt nett N-1 kapasiteten i dagens sentralnett inn mot Stokkeland er 700 MW. Hvis overføringen i sentralnettet er større enn dette, er det fare for spenningskollaps 3 ved utfall av en av 300 kv forbindelsene inn til området. I perioder med høyt forbruk vil ikke alle forbrukere kunne forsynes dersom det oppstår en feil på en av de to forbindelsene inn til området. For å unngå sammenbrudd av strømforsyningen til hele området ved en feil, kobles deler av forbruket automatisk ut (belastningsfrakobling). Forbruket som kobles fra er ca. 250 MW. Belastningsfrakoblingen innebærer at strømforsyningen til kommunene Eigersund, Klepp, Hå og deler av Sandnes kobles ut automatisk ved feil på en av sentralnettsledningene inn til regionen. Feilen må repareres før alle forbrukerne kan få strømmen tilbake (ref. 2.1). Jo mer forbruket øker, jo mer forbruk må inngå i belastningsfrakobling (BfK) og dermed kobles ut ved feil. For å bedre spenningsforholdene etter feil kan man installere reaktive komponenter. Den termiske kapasiteten på forbindelsene inn til området er om lag 900 MW. For å kunne utnytte kapasiteten opp mot termisk grense må vi installere svært mye reaktiv kompensering, hvor deler må være dynamisk (SVC). Det vil være behov for mer omfattende belastningsfrakobling i en større andel av året etter hvert som forbruket i området øker (ref. 2.5). Revisjonsperioder Det er i dag kun i begrensede perioder i sommerhalvåret hvor det er mulig å koble ut ledninger for å gjennomføre nødvendig vedlikehold og reparasjoner i nettet. Vi ser tendenser til spenningsproblemer allerede i dag når en ledning er utkoblet. Muligheten for utkobling blir redusert etter hvert som forbruket øker. I periodene hvor en ledning er utkoblet, har området svekket forsyningssikkerhet. Dersom ledningen som forsyner området i revisjonsperioden faller ut, vil store deler av området mørklegges. 3 Spenningskollaps innebærer at spenningen i nettet blir så lav at nettet bryter sammen. 10
2.2 Planlagte tiltak i nettet på Sør- og Vestlandet er forutsatt i konseptanalysen Statnett er i gang med en rekke tiltak i sentralnettet på Sør- og Vestlandet for å bedre forsyningssikkerheten og legge til rette for verdiskaping. Disse tiltakene er inkludert i nullalternativet i denne analysen 4 : - Vestre korridor (oppgradering av 300 kv nettet mellom Kristiansand og Sauda) - Sauda-Samnanger - Samnanger-Evanger - Aurland-Sogndal - Nye mellomlandsforbindelser til Tyskland (Nord-Link) og England (NSN) fra henholdsvis Ertsmyra og Kvilldal I tillegg har vi i nullalternativet forutsatt at det må gjennomføres ytterligere tiltak i Duge-ringen mellom Duge og Solhom enn det som er besluttet i forbindelse med Vestre Korridor prosjektet. Forsterkningene i Vestre korridor skal blant annet legge til rette for høy utnyttelse av eksisterende og nye mellomlandsforbindelser. I Vestre Korridor er det planer om å erstatte dagens simplex-ledninger Tonstad-Solhom og Lyse-Duge med triplex-ledninger, men beholde 300 kv drift på Lyse-Duge- Roskrepp-Kvinen-Solhom. Det er da lagt til grunn at Lyse- Stølaheia blir bygget. Uten Lyse-Stølaheia vil handelskapasiteten på mellomlandsforbindelsene måtte reduseres for å unngå spenningskollaps ved utfall i Midtre og Østre korridor, selv ved intakt nett og Vestre korridor oppgradert. Oppgradering av Dugeringen til 420 kv er et alternativ til Lyse-Stølaheia for å kunne utnytte mellomlandsforbindelsene fullt ut ved intakt nett. Dersom Duge-ringen skal driftes på 420 kv, har vi skissert to alternativer: Figur 2: Forutsatte nettiltak sør for Samnanger. Røde linjer er 420 kv og blå linjer er 300 kv. Rød stiplet linje viser oppgraderingen som er nødvendig i nullalternativet dersom Lyse- Stølaheia ikke kommer. 1. 420 kv på eksisterende duplex-ledning Duge-Roskrepp-Kvinen-Solhom og nye 420 kv stasjonsanlegg i alle stasjonene underveis på strekningen. 2. Ny triplex-ledning fra Duge direkte til nye Fjotland stasjon (erstatter Solhom stasjon). Dagens duplex-ledning på strekningen beholdes. Eksisterende kraftverk tilknyttet duplex-ledningen blir da en produksjonsradial tilknyttet Fjotland. I denne analysen har vi forutsatt at alternativ 2 blir den valgte løsningen. Dette er illustrert ved den røde stiplede linjen i Figur 2. Våre vurderinger tyder på at kostnaden ved tiltak i Duge-ringen vil være mindre enn den samfunnsøkonomiske kostnaden ved redusert handelskapasitet, og derfor har vi lagt dette til grunn i nullalternativet. Ved vindkraftutbygging i Bjerkreim-området vil det bli bygget en ny sentralnettstasjon her. Det er per i dag ikke tatt investeringsbeslutning på noen av vindkraftverkene, og det er derfor foreløpig usikkert hvorvidt denne vil bli realisert. Den nye stasjonen er planlagt bygget etter 420 kv standard, og det vil derfor ikke påløpe store kostnader å sette denne i drift på 420 kv senere. Vi har derfor sett bort ifra kostnadene på denne stasjonen i konseptanalysen. 4 Se Statnetts Nettutviklingsplan 2013 for en beskrivelse av disse tiltakene. 11
2.3 Forutsetninger om produksjon Lysebotn Kraftverk Lysebotn kraftverk er tilknyttet et 132 kv regionalnett. Kraftverket har en installert effekt på 210 MW. Fra kraftverket i Lysebotn går det tre 132 kv ledninger mot Sandnes/Stavanger, samt at det er transformering til sentralnettspunktet Lyse (300 kv). Kraftverket er viktig da det leverer kraft til Stavangerregionen. 132 kv-nettet er utformet slik at kraftverket kan levere all sin produksjon mot Stavangerregionen uten å belaste sentralnettet. Dagens kraftverk begynner å bli gammelt og flere av delene i kraftverket nærmer seg slutten av sin teknisk-økonomiske levetid. Lyse produksjon er i gang med å bygge kraftverket Lysebotn II. Kraftverket vil erstatte dagens kraftverk i Lysebotn. Det nye kraftverket vil gi 180 GWh ny produksjon på grunn av bedre utnyttelse av nedbørsfeltet. Det nye kraftverket vil ha en installert effekt på 370 MW. Kraftverket er planlagt tilkoblet en ny 420 kv stasjon i Lyse på sikt. Den nye stasjonen i Lyse er planlagt som en del av prosjektet Vestre korridor og vil etter planen stå klar i 2018. Å ta dagens kraftverk ut av drift vil ha negativ innvirkning på forsyningssikkerheten i Sør-Rogaland, da dette vil øke kraftflyten på sentralnettsledningene inn mot Stavangerområdet. Kraftverket har derfor i første omgang fått konsesjon på en midlertidig tilknytning på 132 kv. Tilknytningen er planlagt slik at den ene generatoren kan mate mot 132 kv på en radialforbindelse mot Sandnes, mens den andre generatoren vil mate via en transformator opp på 420 kv i Lyse stasjon. Vi har derfor antatt et aggregat på 185 MW inn på 132 kv i de videre analysene. Planlagt vindkraft i regionen Det foreligger mange planer om vindkraft i regionen, flere av disse prosjektene har også konsesjon. Det er likevel usikkert hvor mye vindkraft som blir realisert så lenge det ikke er fattet investeringsbeslutninger. Mye av den nye vindkraften er planlagt tilknyttet en ny sentralnettstasjon i Bjerkreim. Denne produksjonen vil avlaste sentralnettet i de perioder hvor det blåser, men da produksjonen vil komme sør for forbrukssentrene i Sandnes og Stavanger, vil det fortsatt være mye av de samme begrensningene i sentralnettet inn til regionen. Det er også usikkert hvor mye vindkraft det vil være i kuldeperiodene, da det ofte er vindstille i slike perioder. 2.4 Forventet utvikling i strømforbruket i Sør-Rogaland Befolkningsøkning har vært, og vil trolig fortsatt være, den viktigste årsaken til økningen i kraftforbruket i Sør-Rogaland. Statistisk Sentralbyrå forventer at veksttakten opprettholdes og legger i sine prognoser til grunn en befolkningsvekst i regionen på 29 prosent fra dagens nivå og frem mot 2025. Historisk sett har utviklingen i maksimalt effektforbruk vært nesten sammenfallende med befolkningsveksten. Dette gir grunn til å anta videre vekst også i kraftforbruket. Vektlegging på energieffektivisering kan gi lavere fremtidig vekst enn historisk, mens en stor befolkningsvekst og sterkere økonomisk vekst kan gi en høyere vekst i strømforbruket. Det finnes også tiltak som kan gi lavere energiforbruk, men ikke lavere effektuttak. Eksempelvis vil bruk av varmepumper gi et lavere energiforbruk, men det er ikke sikkert at dette virker inn på maksimalt effektforbruk siden varmepumpene har en dårlig virkningsgrad på de kaldeste dagene. I denne konseptanalysen har vi lagt til grunn forbruksprognosen fra kraftsystemutredningen til Lyse Elnett. I deres oppdaterte rapport for 2014 har de lagt til grunn et forventet forbruk på 1608 MW i 2025 i middelscenarioet. Dette er forventet forbruk på den kaldeste dagen med 10 års retur-tid. Dette vil si den kaldeste dagen som er forventet å inntreffe en gang hvert tiende år. Vi har videre i denne rapporten valgt å benytte middelscenarioet til Lyse Elnett som forventet forbruksutvikling. 12
Figur 3: Forbruksprognose fra Lyse Elnetts regionale kraftsystemutredning for 2014. Dette er forventet forbruk på den kaldeste dagen med 10 års retur-tid. 2.5 Økende forbruk vil skape store problemer i kraftforsyningen til Sør- Rogaland i årene fremover Om vi ikke gjør tiltak for å styrke forsyningssikkerheten, vil nullalternativet være gjeldende i årene fremover. Problemene vi ser i dagens kraftsituasjon (ref. 2.1) vil stadig bli forverret, og det vil etter hvert bli en enda mer anstrengt drift av nettet i regionen. På 2020-tallet vil vi komme i en situasjon der det ikke er mulig å dekke alt forbruket vinterstid, selv med intakt nett. Vinterstid Etter hvert som forbruket øker må vi utvide belastningsfrakoblingen (BfK) fra dagens nivå på ca 250 MW for å unngå at nettet bryter sammen ved en feil (ref. 2.1). Kunder tilknyttet BfK vil ikke kunne få strømmen tilbake før feilen er rettet. Vi vil få behov for å koble ut alt forbruk over ca 1000 MW. Dette baserer seg på at sentralnettet har en kapasitet på 700 MW og en antagelse om 300 MW produksjon i regionalnettet. Dagens driftskobling (gaffelkobling) baserer seg på utformingen i Stokkeland stasjon og vi har hjemmel etter 16 om driftskoblinger i Forskrift om systemansvar i kraftsystemet (FoS). Formelt sett er ikke dette et systemvern, men konsekvensene for sluttbruker er den samme. Statnett har i henhold til 21 i FoS ikke lov til å benytte hendelsesstyrt systemvern for kunder i distribusjonsnettet. Dette kan kun benyttes som midlertidig tiltak og må rapporteres til NVE mens vi samtidig leverer en fremdriftsplan for hvordan vi skal avvikle det. Utformingen i Stokkeland stasjon leger begrensninger på hvilke driftskoblinger som vil være mulig. Det kan derfor bli nødvendig å innføre systemvern etter hvert som forbruket øker. Systemvernet må utformes slik at det kobler ut hele transformatorer. I praksis vil det altså være et større volum enn det som er strengt tatt nødvendig som vil kobles ut ved en feil. Dersom feilen blir langvarig kan det være mulig å optimalisere mengden forbruk som ligger utkoblet i etterkant av ved å gjøre koblinger i regionalnettet. For å kunne ha systemvern på sentralnettstransformatorer er det nødvendig at regionalnettet er delt, slik at det er radiell drift på nedsiden av transformatoren. En slik oppdeling vil kunne gi dårlig utnyttelse av kapasiteten i regionalnettet og på transformatorene. 13
Dersom forbruket utvikler seg i henhold til prognosene, vil vi etter hvert komme i en situasjon der vi ikke lenger klarer å levere nok strøm selv ved intakt nett. Da vil ikke BfK eller annet systemvern avhjelpe fordi en av ledningene vil være fullt belastet allerede før en feil oppstår. Grunnet impedansforhold i nettet vil ikke flyten fordelen seg likt mellom de to 300 kv-ledningene inn til området 5. Vi ser at fordelingen ofte blir 65% og 35%, der mest vil gå på ledningen Tonstad-Stokkeland. Den forventede utviklingen i strømforbruket som er beskrevet i kapittel 2.4 vil gjøre det umulig å dekke alt forbruket selv med intakt nett i fremtiden. Hvilken flyt som gjør at det vil bli vanskelig å drifte sentralnettet i regionen selv med intakt nett vil avhenge av flere faktorer: Ny reaktiv støtte i Stavanger, produksjon i regionalnettet (hydrologisk år), utendørstemperatur og tilstand i resten av sentralnettet. Analysene våre viser at vi kan få problemer ved en flyt på rundt 1200 MW i sentralnettet, noe som tilsvarer et forbruksnivå på om lag 1500 MW. Med de forbruksprognosene vi har i dag ser dette ut til å kunne skje rundt år 2020 dersom det kommer en kald vinter. En slik situasjon er svært alvorlig da det er få gjenværende muligheter: Enten blir det rasjonering av forbruk eller så kan det være mulig å dele området i to separate deler som forsynes radielt fra henholdsvis Tonstad og Feda. Dersom det er mulig å dele nettet i to radialer, vil ofte spenningsmessige problemer medføre at vi ikke kan utnytte den termiske kapasiteten på ledningene fullt ut. Vårt anslag er at kapasiteten i nettet øker med ca. 200 MW utover kapasiteten ved intakt nett. Dette går på bekostning av en drastisk reduksjon i påliteligheten fordi langt flere feil vil lede til avbrudd, og alle avbrudd vil vare til feilen er rettet da det ikke lenger er mulig å koble forbi feilen. Størrelsen på avbrudd vil variere med hvor langt ute på radialene en feil inntreffer, men i verste fall vil omtrent halvparten av alt forbruket i regionen kobles ut. I en situasjon med nettet delt i to radialer vil vi ha: Svært høye tap (ca 2-3% på Tonstad-Stokkeland) Svært høye reaktive tap grunnet høy flyt på en lang, svak ledning Svært lave spenninger i Stavanger Lavere tilgjengelig kapasitet på ledningene grunnet høye reaktive strømmer og lav spenning Økt sannsynlighet for feil, samt lang varighet på avbruddene hvis feil inntreffer Det er ikke sikkert det lar seg gjøre å dele nettet på denne måten. For eksempel kan det være for usymmetrisk belastning på radialene til at det gir noen gevinst å dele nettet. I tillegg kan det bli nødvendig å holde nettet delt i lengre perioder av gangen dersom det først deles opp, fordi delingen i seg selv er en tidkrevende operasjon. Totalt sett kan det også være rasjonelt å heller ha rasjonering av noe forbruk enn å risikere utfall av halve regionen. Uansett er dette noe som må analyseres i detalj dersom vi skulle komme i en slik situasjon. Sommerstid Forbruket i området sommerstid er om lag 30-40% av vinterforbruket. I de nærmeste årene vil vi derfor ha N-1 kapasitet om sommeren. Etter hvert som forbruket øker kan vi imidlertid om noen år komme i en situasjon hvor det blir behov for BfK også i perioder i sommerhalvåret normal drift. De utfordringene vi har i dag med å koble ut anleggsdeler for vedlikehold eller reparasjon vil tilta i årene fremover etterhvert som forbruket øker. Det vil bli færre og kortere perioder hvor området kan forsynes over en forbindelse. 5 Strømmen velger "minste motstands vei". 14
Konsept 0 3 Beskrivelse av konsepter I dette notatet har vi vurdert fire ulike konsepter, i tillegg til Lyse-Stølaheia og nullalternativet. De vurderte konseptene er: Dagens nett (nullalternativet) Boknafjordforbindelse Ny 420 kv forbindelse Lyse-Stokkeland-Stølaheia Oppgradering av 300 kv nettet i Sør-Rogaland Sjøkabel Lyse-Stølaheia, men med sjøkabel fra Forsand til Mariero Konseptene er illustrert i Figur 4. Konseptene har svært ulikt omfang, og vil ha ulik påvirkning på kraftsystemet. Dette kapittelet gir en beskrivelse av de ulike egenskapene til konseptene, og disse danner grunnlaget for vurderingen av kostnads- og nyttevirkningene som er beskrevet i den samfunnsøkonomiske analysen i kapittel 4. Nullalternativet ble beskrevet i kapittel 2, og alle konseptene blir sammenlignet med dette. Konsept 1: Lyse-Stølaheia Konsept 2: Konsept 3: Boknafjordforbindelsen Lyse-Stokkeland- Stølaheia Konsept 4: Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Konsept 5: Sjøkabel Forsand- Mariero Figur 4: Illustrasjon av konseptene som er vurdert i analysen. Tiltakene som inngår i konseptene er illustrert med stiplede linjer. 3.1.1 Konsept 1: Lyse-Stølaheia Dette konseptet innebærer en ny forbindelse fra Lyse, innerst i Lysefjorden, til Stølaheia stasjon i Stavanger. Dette vil knytte underskuddsområdet i Stavanger/Sandnes-regionen sammen med overskuddsområdet i Lysebotn. Lyse stasjon i Lysebotn er et sterkt punkt i sentralnettet og er planlagt oppgradert til 420 kv i 2018. Lyse-Stølaheia vil gi en tredje innføringsvei inn i regionen. Dette vil sikre Stavanger by tosidig forsyning ved feil på en forbindelse. Vi reduserer også sårbarheten knyttet til en feil i Stokkeland stasjon og feil på dobbelkursmastene 6 mellom Stokkeland og Stølaheia (ref. 3.1.3 og 3.1.4). Forbindelsen vil bestå av ca. 67 km luftledning, 7 km jordkabel og 3 km sjøkabel, samt ombygging og utvidelse av Stølaheia transformatorstasjon. Fra Lysebotn til Sandnes (Seldalsheia) vil en av dagens 132 kv ledninger rives, og den nye 420 kv ledningen vil bygges i samme trase. Gjennom Sandnes er det konsesjonssøkt to ulike alternativer (4.1 og 5). Alternativ 4.1 vil bestå av luftledning helt til Sandviga, mens alternativ 5.0 vil ha kabel ved kryssingen av Lutsivassdraget før det blir luftledning frem til 6 To ledningsforbindelser på samme masterekke. 15
Sandviga. Fra Sandviga og frem til Stølaheia vil forbindelsen være kabel for begge alternativer. Kryssing av Gandsfjorden vil utføres med sjøkabel, mens for strekningen fra Mariero og frem til Stølaheia vil kabel installeres i tunnel. Det er søkt konsesjon for forbindelsen, og saken er til behandling hos NVE. Statnett arbeider for en raskest mulig gjennomføring, og tiltaket skal etter planen stå ferdig i 2020. 3.1.2 Konsept 2: Boknafjordforbindelsen Dette konseptet innebærer en ca. 45 km lang sjøkabel over Boknafjorden fra Stølaheia til Kårstø eller Håvik. En slik lang kabelforbindelse vil produsere betydelige mengder reaktiv effekt som det må kompenseres for. Det innebærer at det i begge ender av kabelen må installeres store reaktoranlegg. På grunn av kabellengden så blir disse enda mer omfattende enn reaktoranleggene i konsept 5 (ref. 3.1.5). Sentralnettet i området nord for Boknafjorden kalles SKL-nettet. For at Boknafjordforbindelsen skal være et reelt alternativ til Lyse-Stølaheia, krever konseptet betydelige tilleggsinvesteringer både i SKLnettet og i nettet i Sør-Rogaland. Vi har i analysen av dette konseptet lagt til grunn at hele SKL-nettet og Sør-Rogalandsnettet blir oppgradert før Boknafjordforbindelsen settes i drift. Dette innebærer oppgradering av mer enn 500 km ledning og kabel, og gjør at konseptet er svært omfattende. Av hensyn til driften av kraftsystemet i byggeperioden, er det begrenset hvor mye av arbeidet som kan gjøres samtidig. I tillegg vil det være behov for betydelig arbeid knyttet til planlegging, prosjektering og konsesjonsbehandling før byggearbeidet kan starte. Dette medfører at det vil ta lang tid før konseptet kan ferdigstilles. Basert på tidligere erfaringer knyttet til planlegging- og byggetid, antar vi at konseptet tidligst kan stå klart i 2030-2035. Når Boknafjordforbindelsen er i drift og de nødvendige nettforsterkningene er gjennomført, trenger vi trolig ikke Duge-ringen på 420 kv (ref. 2.2). Imidlertid er ledetiden til Boknafjordforbindelsen svært lang, og i denne perioden vil det oppstå begrensninger i handelskapasiteten dersom Duge-ringen ikke oppgraderes til 420 kv. Vi har videre forutsatt en oppgradering av Duge-ringen i dette konseptet. 3.1.2.1 Boknafjordforbindelsen krever oppgradering av nettet i Sunnhordland (SKL) og i Sør- Rogaland En forbindelse over Boknafjorden, mellom Håvik/Kårstø og Stølaheia, vil gi en ny parallell til de øvrige korridorene nord-syd. I dag har vi Østre, Vestre og Midtre korridor som knytter sammen Sørlandet med det øvrige nettet i Sør-Norge. Dette innebærer at overføringen på forbindelsen vil få samsvarende flytmønster som i de øvrige korridorene: Nord-syd flyt ved eksport over eksisterende mellomlandsforbindelser fra Sørlandet til kontinentet (Danmark og Nederland). Tilknytning av de to planlagte nye mellomlandsforbindelsene til Tyskland og England vil forsterke dette mønsteret. Syd-nord flyt ved import over mellomlandsforbindelsene fra utlandet Dette vil igjen innebære at SKL-nettet får økt overføring ved eksport over mellomlandsforbindelsene, mens nettet i Sør-Rogaland får økt overføring ved import over mellomlandsforbindelsene. Sunnhordland Nettet i SKL-området (Sunnhordland) er preget av den høye andelen strøm som brukes av industrien. Dette resulterer i et høyt forbruk og høy utnyttelse av nettet året rundt. Dette kan være utfordrende i systemdriften da det ikke er perioder på året med markant lavere kraftflyt. Muligheten for å koble ut anlegg for arbeid uten at det får negative konsekvenser for forsyningssikkerheten blir dermed redusert. Med dagens overføringsbehov er revisjonssituasjonen håndterbar. Med en Boknafjordforbindelse og eksport på mellomlandsforbindelsene, må dermed SKL-nettet forsyne både forbruket i SKL-området, og være en transittkanal via Boknafjorden til Sør-Rogaland. 16
Deler av forbruket i Sør-Rogaland vil i perioder forsynes via SKL-nettet, og vekst i forbruket i Sør- Rogaland vil dermed øke belastningen i SKL-nettet. I tillegg vil en andel av eksporten på mellomlandsforbindelsene flyte fra Vestlandet, gjennom SKL-nettet og Boknafjordforbindelsen, og sørover til mellomlandsforbindelsene. Det foreligger betydelig planer for økt forbruk i SKL-området, blant annet utvidelse av Hydros anlegg på Karmøy og elektrifisering av Utsirahøyden. Det er foreløpig knyttet stor usikkerhet til hvor stor en eventuell forbruksøkning vil bli, og på hvilket tidspunkt den vil inntreffe. Samtidig forventer vi at forbruket i Sør-Rogaland vil stige vesentlig de kommende årene. Det vil derfor ikke være mulig å dekke forbruket i disse regionene med en Boknafjordforbindelse uten at SKL-nettet er oppgradert. Vi ser for oss at det vil være nødvendig å oppgradere hele SKL-nettet. Dersom bare de sørlige delene ble oppgradert, ville de nordlige delene være svært begrensende, og den nye kapasiteten på sørsiden ville ikke kunne utnyttes nevneverdig. Oppgradering av SKL-nettet vil kreve langvarige utkoblinger av eksisterende ledninger. For at dette skal være gjennomførbart, må oppgraderingene gjøres før overføringen gjennom nettet blir for stor. Med dagens flytmønster vil det være krevende å drifte nettet og opprettholde forsyningssikkerheten i oppgraderingsperioden. En forbindelse over Boknafjorden vil innebære økt overføringsbehov i SKLnettet sammenlignet med dagens situasjon, og medføre en ytterligere forverring av situasjonen. Det er derfor viktig at nødvendige oppgraderingene blir gjort før Boknafjordforbindelsen settes i drift. Sør-Rogaland Ved import over mellomlandsforbindelsene må Lyse-nettet forsyne både Stavangerområdet og deler av lasten i SKL-området via Boknafjordforbindelsen. Belastningen på dagens ledninger vil bli vesentlig større i slike situasjoner. Figuren nedenfor illustrerer hvordan flyten på dagens ledninger i Sør- Rogaland vil være dersom Lyse-Stølaheia eller Boknafjorden kommer i drift 7. Her ser vi at Boknafjordforbindelsen vil gi markant høyere flyt på eksisterende ledninger enn Lyse-Stølaheia. Sør-Rogalandsnettet må derfor oppgraderes før en Boknafjordforbindelse blir tilknyttet. Tilsvarende som i SKL-nettet, må begge sentralnettsforbindelsene mot Stavangerområdet oppgraderes for at det skal bli en reell kapasitetsøkning. Med bare en forbindelse oppgradert, vil den andre forbindelsen være sterkt begrensende. 7 Analysene baserer seg på Samlast, som er en energimodell og ikke vil vise de mest ekstreme effektsituasjonene. Modellen vil ikke fange opp de mest utfordrende driftsituasjonene, men vil gi en illustrasjon av tendensene i kraftsystemet. 17
Figur 5: Flyt på Tonstad-Stokkeland og Åna-Sira-Kjelland ved idriftsettelse av Boknafjordforbindelsen eller Lyse-Stølaheia. 3.1.2.2 Kan flyten på Boknafjordforbindelsen styres for å unngå overlast i nettet? For å hindre overlast av vekselvis SKL-nettet og nettet i Sør-Rogaland kan man se for seg en Boknafjordforbindelse hvor overføringen på forbindelsen er styrbar. Dette kan for eksempel gjøres med en høyspent likestrømsforbindelse (HVDC), eller en vekselstrømsforbindelse med en tverrreguleringstransformator (fasevridningstransformator). Ved å styre overføringen på forbindelsen, kan flyten på forbindelsen gjøres uavhengig av flyten til/fra Sørlandet, som beskrevet tidligere. Slike løsninger vil imidlertid innebære at vi introduserer mer komplekse komponenter i nettet. Systemdriften blir i tillegg mer kompleks da disse anleggene ikke bare gir mulighet for styring, men også må styres for å oppnå ønsket virkning. For hver lastflytsituasjon må man finne egnet innstilling på forhånd. Totalt sett innebærer dette at driften av kraftsystemet blir mer kompleks og ressurskrevende. Samtidig øker risikoen for at noe går galt, med negative konsekvenser for forsyningssikkerheten som resultat. Fasevridertransformator eller HVDC innebærer også en betydelig økning av kostnaden for forbindelsen, samtidig som kapasiteten på forbindelsen vil være relativ lav, om lag 1000-1400 MW avhengig av teknisk løsning. En slik styring vil også kun i liten grad ha betydning for de forsterkningstiltak som må gjennomføres i spesielt SKL-nettet for at Boknafjordforbindelsen skal kunne være et alternativ til en ny forbindelse Lyse-Stølaheia. 3.1.3 Konsept 3: Lyse-Stokkeland-Stølaheia Konseptet Lyse-Stokkeland-Stølaheia er en variant av Konsept 1 Lyse-Stølaheia, hvor ledningen legges i en litt annen trase. Konseptet kan gjennomføres på to måter, enten føre ledningen forbi Stokkeland stasjon (3A), eller føre ledningen innom en ny 420 kv stasjon i Stokkeland (3B). De to alternativene er beskrevet nedenfor. 18
Med tanke på forsyningssikkerhet er alternativ 3A best, og det er derfor alternativ 3A vi har valgt å ta med videre i denne konseptanalysen. Alternativ 3A ligner Lyse-Stølaheia, da det vil ha den samme funksjonen i kraftsystemet. Traseen blir imidlertid en annen på deler av strekningen, noe som medfører at forbindelsen blir lengre enn Lyse-Stølaheia. Totalt vil denne forbindelsen innebære ca. 76 km luftledning, 10 km jordkabel og 2 km sjøkabel, samt ombygging og utvidelse av Stølaheia transformatorstasjon. Det er ikke søkt konsesjon på denne forbindelsen, og det vil derfor gå med betydelig tid til planlegging, prosjektering og konsesjonsbehandling før dette konseptet vil være klart til byggestart. Det vil derfor ta lengre tid før dette konseptet kan settes i drift sammenlignet med Lyse-Stølaheia. Vi antar at denne løsningen tidligst kan stå ferdig omkring 2025. Alternativ 3A føre ledningen forbi Stokkeland stasjon Alternativ 3A er skissert i Figur 6. Det er skissert hvordan løsningen vil se ut på kort sikt og på lang sikt når det øvrige 300 kv nettet i området er oppgradert. Figur 6: Illustrasjon av løsningen ved å ikke koble forbindelsen til Stokkeland stasjon. Bildet til venstre illustrerer løsningen på kort sikt mens eksisterende forbindelser driftes på 300 kv. Bildet til høyre illustrerer løsningen etter at eksisterende nett er oppgradert til 420 kv. Alternativ 3A vil påvirke kraftsystemet på omtrent samme måte som Lyse-Stølaheia. Stavangerhalvøya vil ha to separate forsyningsveier, innmating både i Stokkeland og i Stølaheia. Dette vil også være tilfellet når det øvrige 300 kv nettet er oppgradert. Ved å gå fra Lyse til Stokkeland kan den nye 420 kv ledningen bygges parallelt med en av dagens 132 kv ledninger fra Lysebotn og inn mot Sandnes. Ved Sviland møter en på et storstilt utbyggingsområde. I dag er det bebygd helt inntil 132 kv ledningene, og det er derfor ikke framkommelig med luftledning. For å komme forbi utbyggingsområdet må 420 kv ledningen krysse 132 kv ledningene og gå mot sørvest mot Espelandsskogen/Arboretet og Bråsteinvatnet, før det går inn mot Stokkeland. Ledningen legges utenfor Stokkeland transformatorstasjon, krysser Vagleskogen slik at den kommer på sørsiden av godsterminalen og til Skjæveland. Videre er det mulig å komme fram med luftledning ved å gå 500 1000 m vest for eksisterende 300 kv fra til Soma. Strekningen fra Stokkeland til Soma vil ha utstakt bruk av forankringsmaster. Fra Soma og inn til Bærheim må det kables et par kilometer pga. bebyggelse og nærhet til innflygningsrute til Sola. Også ved Bærheim ledningen gå utenom stasjonen og det må kables videre nordover. På grunn av tett bebyggelse i området er det ikke mulig å få fram en 420 kv luftledning. Av hensyn til forsyningssikkerheten ønsker vi ikke en fremtidig løsning hvor begge forbindelsene mellom Stokkeland 19
og Stølaheia går i samme kabeltrase. Det er derfor en forutsetning for konseptet at vi på sikt klarer å etablere to separate traseer (se også kapittel 3.1.4). Alternativ 3B føre ledningen innom Stokkeland stasjon I alternativ 3B, skissert i Figur 7, føres ledningen inn til Stokkeland stasjon før ledningen føres videre til Stølaheia stasjon. Det må da bygges en ny 420 kv stasjon i Stokkeland med transformering til 300 kv. På kort sikt vil forsyningssikkerheten være tilsvarende som i alternativ 3A, området har tosidig forsyning dersom det skulle oppstå en feil i 300 kv Stokkeland stasjon, 420 kv Stokkeland stasjon eller på ledningen Lyse-Stokkeland-Stølaheia. Imidlertid har vi hatt feilsituasjoner som har tatt ut både 300 kv og 420 kv samleskinne i samme stasjon. Dette vil i så fall medføre at store deler av forbruket innenfor Stokkeland stasjon faller ut. Alternativ 3B er vesentlig dyrere enn alternativ 3A på grunn av at det krever en ny 420 kv stasjon. Figur 7: Illustrasjon av løsningen ved å koble forbindelsen til Stokkeland stasjon. Bildet til venstre illustrerer løsningen på kort sikt mens eksisterende forbindelser driftes på 300 kv. Bildet til høyre illustrerer løsningen etter at eksisterende nett er oppgradert til 420 kv. På lang sikt, når det øvrige 300 kv nettet er oppgradert, vil forsyningssikkerten i alternativ 3B være vesentlig dårligere enn i alternativ 3A ved en hendelse som kobler fra Stokkeland stasjon. Samleskinnefeil er sjeldnere enn andre feil i sentralnettet, men vi har allikevel hatt flere tilfeller de siste årene og da med store konsekvenser. I en slik situasjon vil hele området tilknyttet Stokkeland, Bærheim og Stølaheia stasjon kunne bli mørklagt. En mørklegging av Stokkeland, og da også av Bærheim og Stølaheia, vil legge hele Stavanger og Sandnes mørk. Trolig kan noe av forbruket etter hvert kobles inn via regionalnettet, men store deler av Stavanger/Sandnes vil først ha strøm når feilen er reparert. En slik mørklegging av et stort geografisk område vil ha svært store konsekvenser for samfunnet. En feil på samleskinnen i Stokkeland vil bety at vi mister alt forbruk i Sandnes- og Stavangerområdet. Det er også mulig det vil falle ut noe produksjon. Dimensjonerende feil i Norge er 1200 MW, for å hindre frekvensproblemer. Denne grensen vil bli økt til 1400 MW når de nye mellomlandsforbindelsene til Tyskland og England kommer på drift. Grensen for dimensjonerende feil betyr at en feil ikke skal ta med seg mer enn 1250 MW forbruk eller produksjon. Om forventet forbruksvekst i regionen inntreffer, vil underskuddet i Sandnes/Stavanger kunne overstige dimensjonerende feil. Vi må ta hensyn til dette i vår planlegging og ønsker derfor ikke hele forsyningen til Stavanger/Sandnes via et punkt. Enhver geografisk samling i Stokkeland gjør systemet mer sårbart. 20
På bakgrunn av dette så har vi i denne analysen valgt å gå videre med alternativ 3A. Det betyr at vi i den videre konseptanalysen legger til grunn at forbindelsen ikke blir tilkoblet Stokkeland stasjon. 3.1.4 Konsept 4: Oppgradering av dagens 300 kv-nettet i regionen. Dette konseptet innebærer en oppgradering av det eksisterende nettet i Sør-Rogaland. Dette nettet er beskrevet i kapittel 2.1 og illustrert i Figur 1. Dagens nett er høyt belastet. For å kunne sikre N-1, altså tilfredsstillende forsyning også etter utfall, vil det være nødvendig å oppgradere begge dagens ledninger, først inn til Stokkeland og deretter inn til Stølaheia. På samme måte som for konsept 3B så vil vi også her være svært sårbare for en feil i Stokkeland stasjon (ref. 3.1.3). En mørklegging av Stokkeland vil medføre at hele Stavanger og Sandnes mister strømmen. Figur 8: Illustrasjon av mulige løsninger i nettet i Sør-Rogaland på kort og lang sikt. Bildet til venstre illustrerer en situasjon hvor ledningene opp til Stokkeland er oppgradert til 420 kv, mens ledningene fra Stokkeland til Bærheim og Stølaheia fortsatt driftes på 300 kv. Bildet til høyre illustrerer situasjonen hvor hele nettet inn til Stølaheia er oppgradert. Ved en oppgradering av eksisterende nett har vi lagt til grunn at det bygges nye 420 kv ledninger parallelt med eksisterende 300 kv. Dette vil trolig la seg gjøre for ledningene Feda Åna-Sira, Åna-Sira Kjelland, Kjelland Stokkeland og Tonstad Stokkeland. Fra Stokkeland og nordover er ikke dette mulig. Herfra er det to forbindelser på samme masterekke til Bærheim og videre til Stølaheia. Ved spenningsoppgraderinger er det et avgjørende moment for forsyningssikkerheten at det etableres to separate traseer. Det er mulig å bygge en ny luftledning fra Stokkeland, 500 1000 m vest for eksisterende 300 kv. Fra Soma så må det kables de siste to kilometerne til Bærheim, og videre inn til Stølaheia. Totalt vil konseptet innebære ca. 180 km luftledning, 30 km jordkabel og 4 km sjøkabel, samt nye 420 kv anlegg i alle de fem sentralnettstasjonene (Åna-Sira, Kielland, Stokkeland, Bærheim og Stølaheia). I tillegg vil det være nødvendig med mindre tiltak i Kvinesdal stasjon. Dette er en ny stasjon som er under planlegging i forbindelse med Vestre korridor. Konseptet er omfattende og krever tid både i utredningsfasen og byggefasen. Vi antar at konseptet tidligst kan stå ferdig i 2030. På samme måte som i nullalternativet så vil det være nødvendig å oppgradere Duge-ringen til 420 kv for å unngå begrensninger i handelskapasiteten på mellomlandsforbindelsene (ref. 2.2). Dette er derfor lagt inn som et ekstra tiltak i konseptet. 3.1.5 Konsept 5: Sjøkabel (Lyse-Stølaheia, men med sjøkabel fra Forsand til Mariero) Dette konseptet innebærer også en ny forbindelse mellom Lyse og Stølaheia, men til forskjell fra konsept 1 så vil en større del av strekningen legges som sjøkabel. Forbindelsen vil inneholde ca. 42 km luftledning, 7 km jordkabel og 27 km sjøkabel, og nytt 420 kv anlegg i Stølaheia stasjon. Vi antar at konseptet vil ha omtrent samme gjennomføringstid som konsept 3, noe som tilsvarer en idriftsettelse tidligst omkring 2025. Luftledningstraseen vil følge eksisterende 132 kv forbindelse fra Lyse til Fossandmoen hvor det etableres et muffeanlegg/reaktoranlegg. Forbindelsen går videre i sjø via Høgsfjorden og inn 21
Gandsfjorden til Mariero. Største dybde er 260 m og største helning er 40 %. Fra Mariero til Stølaheia vil forbindelsen gå i kabeltunnel. Med dagens teknologistatus kan dette utføres med bruk av PEX-kabel. En lang PEXkabel vil ha høye ladeytelser og gjør at spenningen stiger mye i kabelen når kraftflyten er lav. Dette medfører et stort behov for reaktiv kompensering. Det vil bli nødvendig å etablere et muffe- og kompenseringsanlegg i Forsand kommune, og et slikt anlegg vil ha et betydelig arealbehov. På Stølaheia vil et utvidet kompenseringsbehov trolig medføre at et gårdsbruk sør for eksisterende Stølaheia transformatorstasjon vil måtte erverves. Disse nødvendige anleggene på land vil ha negative konsekvenser for lokalmiljøet både arealmessig, visuelt og i form av støy. Et så stort kompenseringsbehov som det her vil bli behov for er høyere enn det som finnes i det norske sentralnettet i dag, og det finnes således ikke erfaring verken fra bygging eller drift av slike anlegg verken i Norge eller Norden. En samlet kabling over så lang strekning vil, sammen med kompenseringsanleggets størrelse og utforming, kreve detaljerte analyser av konsekvensene i nettet rundt kabelanlegget for å finne en løsning som gir tilstrekkelig driftssikkerhet. 22
4 Samfunnsøkonomisk analyse av konseptene For å sammenligne Lyse-Stølaheia med de andre konseptene, har vi gjennomført en overordnet samfunnsøkonomisk analyse. Konseptene er sammenlignet med nullalternativet. I analysen har vi kvantifisert investerings- og reinvesteringskostnadene for de ulike konseptene. De øvrige virkningene er vurdert som ikke prissatte virkninger. Innenfor rammene av denne analysen er dette tilstrekkelig for å rangere de ulike konseptene. De generelle forutsetningene som er benyttet i beregningene av de prissatte virkningene er vist i Tabell 2. De ikke prissatte virkningene er tillagt en verdi basert på en konsekvensskala. Konsekvensskalaen som er benyttet i vurderingen av de ulike virkningene er vist i Tabell 3. Generelle forutsetninger for den samfunnsøkonomiske analysen Nåverditidspunkt 2014 Prisnivå 2014 Diskonteringsrente nettinvesteringer (reelt) 4 % Inflasjon 2,5 % Valutakurs NOK/EUR 8 Analyseperiode 40 år Tabell 2: Standardforutsetningene som er benyttet i den samfunnsøkonomiske analysen. Svært stor negativ konsekvens Stor negativ konsekvens Middels negativ konsekvens Liten negativ konsekvens Ubetydelig konsekvens Liten positiv konsekvens Middels positiv konsekvens Stor positiv konsekvens Svært stor positiv konsekvens - - - - - - - - - - 0 + ++ +++ ++++ Tabell 3: Konsekvensskalaen som er benyttet i verdsettingen av ikke prissatte virkninger. 4.1 Investeringskostnader og reinvesteringer Investeringskostnader Formålet med kostnadsestimatene i denne analysen er å synliggjøre den relative forskjellen mellom konseptene. Estimatene er etablert på et svært overordnet nivå, og inneholder svært stor usikkerhet. Det absolutte kostnadsnivået må derfor brukes med forsiktighet. Det er mindre usikkerhet i estimatet for konsept 1, siden dette er et mer modent og utviklet tiltak enn de andre konseptene. Investeringskostnadene for konseptene er estimert på bakgrunn av omfanget som er beskrevet i kapittel 3, og er basert på en rekke forutsetninger. Som Tabell 4 viser, er det store forskjeller i omfang og kostnad mellom de ulike konseptene 8. I nullalternativet legger vi til grunn av at vi må oppgradere Dugeringen (ref. 2.2). Utover dette forutsetter vi kun reinvesteringer av eksisterende anlegg når teknisk levetid er utløpt. Konsept 1, 3 og 5 innebærer en ny forbindelse mellom Lyse og Stølaheia, og her sparer vi kostnader for oppgradering av Duge-ringen. 8 Vi har ikke estimert endrede årlige driftskostnader for de ulike konseptene. Erfaringsmessig utgjør disse så lite at de ikke har betydning for det overordnede konseptvalget. 23
Konsept 1 Lyse-Stølaheia har lavest investeringskostnad. Konsept 3 Lyse-Stokkeland-Stølaheia har høyere kostnader på grunn av lengre trase, i tillegg til at det er krevende å komme frem med en ny forbindelse mellom Stokkeland og Stølaheia. Nåverdien av kostnadsforskjellen blir mindre, fordi realiseringstidspunktet for Lyse-Stokkeland-Stølaheia kommer noe lengre ut i tid. Men dette gjør også at nytteverdien av forsyningssikkerhet blir lavere enn for Lyse-Stølaheia (ref. 4.2.1). Konsept 2 er svært mye dyrere enn de andre konseptene, siden en Boknafjordforbindelse vil kreve en oppgradering av hele nettet i SKL og Sør-Rogaland, i tillegg til oppgradering av Dugeringen. Statnett har startet et arbeid (konseptvalgutredning) for å se på nødvendige tiltak i SKL-nettet på grunn av planer om betydelig forbruksøkning i dette området. Det kan derfor bli nødvendig med oppgraderinger i dette nettet, uavhengig av en eventuell kabelforbindelse over Boknafjorden. I så tilfelle er det ekstrakostnaden utover det som er nødvendig for å tilfredsstille behovet i SKL som må tilordnes Boknafjordforbindelsen. Hvor mye dette vil utgjøre er usikkert frem til resultatene fra den pågående utredningen er klar. Vi har tatt hensyn til dette ved å tilordne konsept 2 en nytteeffekt knyttet til bedre forsyningssikkerhet i SKL (ref. 4.2.2). Reinvesteringer Konsept 2 og 4 innebærer oppgraderinger av eksisterende nett (nybygging og riving), og gir sparte fremtidige reinvesteringskostnader for anleggene som blir sanert. Konsept 1, 3 og 5 gir sparte reinvesteringer i 300 kv anlegget i Stølaheia stasjon, samt sparte reinvesteringskostnader i regionalnettet (ref. 0). Det eksisterende sentralnettet i Sør-Rogaland og i SKL ble i hovedsak bygget og satt i drift på 1970- og 1980-tallet. Dersom vi legger til grunn en teknisk levetid på ca. 80 år, så tilsier dette at ledningene må reinvesteres omkring 2050-2060. Stasjonsanleggene har kortere teknisk levetid enn ledningene, og det vil derfor være behov for å reinvestere i stasjonsanleggene på et tidligere tidspunkt. Vi har gjort en forenkling, og grovt sett lagt til grunn at vi må reinvestere i ledningene i 2055, og en totalrehabilitering av stasjonsanleggene i 2030. Siden reinvesteringsbehovet ligger såpass langt ut i tid, blir nåverdien relativt liten sammenlignet med investeringskostnadene. 24
Konsept 0 Dagens nett (nullalternativet) Konsept 1: Lyse-Stølaheia Konsept 2: Konsept 3: Boknafjordforbindelsen Lyse-Stokkeland- Stølaheia Konsept 4: Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Konsept 5: Sjøkabel Forsand- Mariero Omfang Investeringskostnader mrd NOK (reelle) NV investeringskostnader NV sparte kostnader for Duge-ringen NV sparte reinvesteringer -2,8-20 -3,4-8 -4,9-2,3-13 -2,5-5 -3,7 0,5 0 0,5 0 0,5 0,4 2 0,4 1 0,4 NNV kostnader -1,4-11 -1,6-4 -2,8 Tabell 4: Oversikt over omfang og estimerte investeringskostnader for konseptene. Tiltakene som inngår i konseptet er illustrert med stiplede linjer i kartene. Alle tall er oppgitt i 2014 mrd NOK. Kostnadsestimatene er ment å synliggjøre den relative forskjellen mellom konseptene. Estimatene er etablert på et svært overordnet nivå, og inneholder svært stor usikkerhet. Det absolutte kostnadsnivået må derfor brukes med forsiktighet. 4.2 Forsyningssikkerhet For å tydeliggjøre konsekvensen for forsyningssikkerheten for de ulike tiltakene, har vi skilt mellom konsekvensen på kort og lang sikt. Årsaken til dette er den store forskjellen i gjennomføringstid mellom de ulike konseptene (se kapittel 3). Tabell 5 oppsummerer antatt idriftsettelsestidspunkt og konsekvensvurderingene knyttet til forsyningssikkerhet for de ulike konseptene. I nullalternativet er det dårlig forsyningssikkerhet i dag, og forsyningssikkerheten vil gradvis forverres etter hvert som forbruket øker. Dagens nivå på forsyningssikkerheten er utgangspunktet for sammenligning av konseptene, og er derfor definert som null i konsekvensmatrisen. Antall plusser og minuser i konsekvensmatrisen illustrerer hvor mye bedre/dårligere forsyningssikkerheten vil bli sammenlignet med dagens situasjon for de ulike konseptene. Dette betyr ikke at forsyningssikkerheten er definert som ok i dag. Den dårlige forsyningssikkerheten i nullalternativet er nærmere beskrevet i kapittel 2. Konsepter med lang gjennomføringstid medfører at det vil ta lang tid å oppnå tilfredsstillende forsyningssikkerhet i Sør-Rogaland. Dette gjør at nytteverdien for konsept 2 og konsept 4 blir vesentlig lavere enn for de andre konseptene. Konsept 1 har kommet lengst i prosess, og har kortest realiseringstid. Det gjør at konsept 1 Lyse- Stølaheia har størst nytteverdi knyttet til forsyningssikkerhet i Sør-Rogaland. Konsept 3 og konsept 5 vil ha omtrent den samme konsekvensen for forsyningssikkerheten som Lyse-Stølaheia, men vil ta 25
lengre tid å realisere. Disse konseptene har derfor en lavere nytte enn Lyse-Stølaheia på kort og mellomlang sikt. Betydningen for forsyningssikkerheten for hvert enkelt konsept er forklart i de påfølgende delkapitlene. Verdi av bedre forsyningssikkerhet i konseptene Konsept 0 Dagens nett (nullalternativet) Konsept 1: Lyse- Stølaheia Konsept 2: Konsept 3: Boknafjordforbindelsen Lyse- Stokkeland- Stølaheia Konsept 4: Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Konsept 5: Sjøkabel Forsand- Mariero Antatt idriftsettelse 2020 2030-2035 2025 2030 2025 Kort/mellomlang sikt (før 2030) Lang sikt (etter 2030) uten ytterligere oppgraderinger Lang sikt (etter 2030) med eksisterende nett oppgradert (kun reinvesteringer i nullalternativet) 0/- ++++ 0/- ++ 0/- ++ - - - - ++ +++ ++ ++ ++ - - - - ++++ +++ ++++ ++ ++++ SKL-området (lang sikt) 0 0 ++++ 0 0 0 Tabell 5: Vurdering av konsekvensen for forsyningssikkerhet i konseptene 4.2.1 Konsept 1, konsept 3 og konsept 5 Både den termiske kapasiteten og spenningsstabiliteten bedres vesentlig med Lyse-Stølaheia som en tredje forsyningsvei til området. Med dagens forbruk vil det være momentan reservekapasitet ved feil på en av de tre ledningene inn til området, uavhengig av tid på året. Med Lyse-Stølaheia vil N-1 kapasiteten være ca. 1200 MW. Med dynamisk reaktiv kompensering i Stavanger/Sandnes-området kan kapasiteten økes opp mot termisk kapasitet på 300 kv ledningene, i størrelsesorden 1400 MW avhengig av flytfordeling på ledningene. Med tre ledninger inn til området bedres naturlig nok mulighetene for å opprettholde sikker forsyning med en av ledningene ute av drift på grunn av reparasjon eller annet vedlikehold. En ny ledning til Stølaheia sikrer også forsyningen ved feil på dobbelkursledningen fra Stokkeland og nordover. Med forbruksprognosene som ligger til grunn frem mot 2025 (ref. 2.4), vil forbruket på kalde dager overstige N-1 kapasiteten inn til området, selv med Lyse-Stølaheia i drift. Dette illustrerer at Lyse- Stølaheia alene ikke kan sikre forsyningen til regionen i lang tid. Lyse-Stølaheia vil gi god forsyningssikkerhet i regionen på kort og mellomlang sikt. Forsyningssikkerheten vil imidlertid bli gradvis dårligere på lengre sikt etter hvert som forbruket øker. Ytterligere tiltak er derfor nødvendig for å sikre forsyningen i området på lang sikt. Ledningen er likevel en viktig forutsetning for å kunne redusere de negative konsekvensene ved en senere oppgradering av eksisterende nett, som vil øke kapasiteten inn til området ytterligere. Dette er nærmere beskrevet i 26
kapittel 4.5. Med både Lyse-Stølaheia i drift og eksisterende nett oppgradert, vil forsyningssikkerheten inn til området bli svært god. Konsept 3 og konsept 5 vil med våre forutsetninger gi omtrent den samme virkningen på forsyningssikkerheten som Lyse-Stølaheia. De vil imidlertid ta noe lengre tid å realisere, og har derfor fått en lavere nytteverdi på kort og mellomlang sikt sammenlignet med konsept 1. 4.2.2 Konsept 2: Boknafjordforbindelsen Dette er et svært omfattende tiltak som vil ta lang tid å realisere (ref. 3.1.2). Det vil derfor ta lang tid før vi kan sikre forsyningen til Sør-Rogaland ved hjelp av en Boknafjordforbindelse. På kort og mellomlang sikt vil forsyningssikkerheten i dette konseptet i beste fall være lik nullalternativet. I praksis så vil det være behov for betydelige utkoblinger av eksisterende anlegg i oppgraderingsperioden. Hvor mye dette vil påvirke forsyningssikkerheten i byggeperioden vil avhenge av hvilke løsninger som viser seg å være mulig å gjennomføre. Når Boknafjordforbindelsen med tilhørende nettforsterkninger i SKL-ringen og i Sør-Rogaland blir ferdigstilt vil forsyningssikkerheten i Sør-Rogaland være god. Det vil imidlertid være noe gunstigere for kraftsystemet å ha Lyse-Stølaheia i stedet for Boknafjordforbindelsen når eksisterende nett er oppgradert. Dette kommer av at vi med Boknafjordforbindelsen knytter sammen to underskuddsområder, mens vi med Lyse-Stølaheia knytter sammen et underskuddsområde med et overskuddsområde. Siden vi i dette konseptet forutsetter en full oppgradering av SKL-ringen, så vil dette konseptet gi god forsyningssikkerhet i SKL-området i tillegg til å bedre forsyningssikkerheten i Sør-Rogaland. 4.2.3 Konsept 4: Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Oppgradering av eksisterende ledninger vil ta lang tid og vil kunne være krevende å gjennomføre (ref. 3.1.4), spesielt dersom området i forkant ikke har fått en alternativ forsyningsvei. På samme måte som for Boknafjordforbindelsen vil det ta lang tid før dette konseptet vil sikre forsyningen til Sør-Rogaland. Forsyningssikkerheten i dette konseptet vil bli bedre enn i nullalternativet når alt er ferdig oppgradert. Forsyningssikkerheten vil imidlertid være dårligere enn i konsept 1, konsept 3 og konsept 5. Dette kommer av at vi med å oppgradere eksisterende nett fortsatt kun vil ha to ledninger inn til området, i tillegg til at vi fortsatt vil være sårbare i forhold til en feil i stasjonene i Stokkeland og Bærheim. Med kun to ledninger inn til området, så vil det fortsatt være N-0 i revisjonsperioder selv når nettet er oppgradert. Med en feil på den ene ledningen når den andre ledningen er ute for revisjon, så vil vi få en total mørklegging av hele regionen. Noe av forbruket vil kunne forsynes via regionalnettet, men store deler av Sandnes og Stavanger vil bli mørkt. Selv om vi dimensjonerer nettet for å tåle én feil, betyr ikke det at det ikke kan skje samtidige feil (for eksempel N-2). Konsept 4 vil ikke tåle feil på begge sentralnettsledninger uten at det medfører mørklegging av forbruk frem til feilene er rettet opp. 4.3 Overføringstap Det vil alltid være noe tap av energi når kraft overføres. Figur 9 viser hvordan energitapene i ledningene påvirkes av å gå fra henholdsvis 300 kv simplex til 420 kv triplex. Økt linetverrsnitt fra 300 kv simplex til duplex halverer tapet (ved gitt overføring). Spenningsoppgradering fra 300 kv til 420 kv halverer tapet en gang til. Når vi tar spranget fra 300 kv simplex Parrot (den vanligste linetypen for simplexledninger, og den typen som er i Sør-Rogaland i dag) til 420 kv triplex Grackle reduseres tapet med nesten 80 %. 27
Overføringstap [MW] Overføringstap pr 100 km kraftledning 60 50 40 300 kv simplex Parrot 300 kv duplex Parrot 420 kv duplex Parrot 420 kv triplex Grackle 30 20 10 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 Overføring [MW] Figur 9: Forskjeller i overføringstap i ulike typer kraftledninger Konseptene er sammenlignet opp mot tapene i konsept 0 (dagens nett med simplex-ledninger). Konsept 1 og konsept 3 vil bidra til å redusere tapene ved at tapene i seg selv på denne ledningen er lave, samt at forbindelsen avlaster dagens simplex-ledninger i Sør-Rogaland. I konsept 5 forventes tapene å være noe større enn konsept 1, på grunn av de omfattende reaktoranleggene. Utskifting av simplex-ledningene i Sør-Rogaland (konsept 4) vil sterkt bidra til å redusere tapene. Dette vil også være tilfellet i konsept 2, hvor også tapene i SKL-nettet vil reduseres. I konsept 2 og 4 vil nytteeffekten av reduserte overføringstap komme senere i analyseperioden enn de andre konseptene, på grunn av lengre gjennomføringstid. Til gjengjeld er den årlige nytten av reduserte tap forventet å være noe større når de først inntreffer enn for de andre konseptene. Siden de første årene i analyseperioden er mer verdt enn de siste, så har vi lagt til grunn samme nytteeffekt for konsept 1, 2, 3 og 4. Konsept 5 har en lavere nytteverdi fordi reaktoranleggene i dette konseptet vil medføre mindre tapsbesparelser. Konsept 0 Konsept 1: Konsept 2: Konsept 3: Konsept 4: Konsept 5: Dagens nett (nullalternativet) Lyse- Stølaheia Boknafjordforbindelsen Lyse- Stokkeland- Stølaheia Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Sjøkabel Forsand- Mariero Verdi av reduserte overføringstap 0 ++ ++ ++ ++ + Tabell 6: Verdi av reduserte overføringstap i nettet. 4.4 Miljøvirkninger Vi har gjort en grov overordnet vurdering av miljøvirkningene for de ulike konseptene, med hovedfokus på de prinsipielle ulikhetene mellom konseptene. Alle konseptene blir sammenlignet opp mot dagens situasjon konsept 0. Generelt vil en oppgradering av eksisterende ledninger ikke medføre store endringer sammenlignet med nullalternativet. Ved 28
bygging av nye master så vil disse kunne bli litt større enn de som er per i dag. I tillegg så vil det være noen negative miljøvirkninger i byggeperioden. Konseptet som kan antas å gi færrest negative miljøvirkninger sammenliknet med nullalternativet er en oppgradering av eksisterende 300 kv nett (konsept 4). Imidlertid så må det trolig etableres en ny trase i tillegg til eksisterende trase mellom Stokkeland og Stølaheia i dette konseptet. Dette vil gi en negativ miljøkonsekvens sammenlignet med nullalternativet. Hvor stor konsekvensen blir og hvilke aspekter ved miljøet som blir berørt, vil avhenge av hvilken trase/traseer som blir valgt, og hvor mye som kables (ref. kapittel 3). Vi har vurdert det slik at dette konseptet totalt sett vil gi en liten negativ konsekvens for miljøet (-). Boknafjordforbindelsen tilsvarer oppgradering av eksisterende 300 kv nett på sørsiden av Boknafjorden, men krever også en omfattende oppgradering av eksisterende nett nord for Boknafjorden. I tillegg vil det etableres en ny sjøkabelforbindelse. Omfanget av dette konseptet er således vesentlig større, og de forventede miljøvirkninger mer omfattende enn for konsept 4. Etablering av en sjøkabelforbindelse over Boknafjorden kan gi negative konsekvenser spesielt for fiskeri (reketråling) og for sjøfarten (ankringsområder etc.). De tre gjenstående konseptene medfører nybygging av luftlinje og i større eller mindre grad kabelforbindelser. Det foreligger et godt grunnlag for å gjøre vurderinger av miljøvirkninger knyttet til Lyse Stølaheia gjennom konsesjonssøknaden og konsekvensutredningen som foreligger for prosjektet, samt de høringsinnspill som ble mottatt ifbm høring av disse. For de fleste tema vurderes konsekvensene som middels negative (--), bortsett fra for landbruk der virkningene vurderes som små negative (-), da det kun er mindre arealer med fulldyrket mark som vil bli berørt. Lyse-Stokkeland-Stølaheia (konsept 3), delvis med innslag av kabel, vil på overordnet nivå i hovedsak ha tilsvarende miljøvirkninger som Lyse Stølaheia når det gjelder landskap, friluftsliv/reiseliv og naturmangfold. Dette selv om det delvis er noe andre områder som vil bli berørt. Konseptet innebærer betydelig større inngrep i områder nær bebyggelse, spesielt i landbruksområder, og konsekvensene for kulturminner og kulturmiljø, landbruk samt nærføring, EMF og støy forventes derfor å være større enn for Lyse Stølaheia. For tema kulturminner og kulturmiljø samt landbruk vil dette være til dels uavhengig av mengden (jord)kabling. Mulig vil det også kunne være slik at konsekvensene for disse tema vil være høyere ved utstrakt kabling/ inngrep i bakken. Sjøkabel Forsand Mariero representerer en variant av Lyse Stølaheia, der luftlinje gjennom Sandnes erstattes med sjøkabel rundt kommunen. Dette innebærer at miljøvirkningene på land blir redusert for alle tema, mens miljøvirkningene i sjø vil øke. Tabell 7 gir en oppsummering av forventede miljøvirkninger, samt en tentativ innbyrdes rangering av de ulike konseptene. 29
Konsept 0 Konsept 1 Konsept 2 Konsept 3 Konsept 4 Konsept 5 Nullalternativet Lyse-Stølaheia Boknafjordforbindelsen Lyse-Stokkeland- Stølaheia Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Sjøkabel Forsand Mariero Landskap 0 - - - - - 0/- - Friluftsliv/reiseliv 0 - - - - - 0/- - Naturmangfold 0 - - - - - 0/- - Marine ressurser 0 - - -(-) 0 0 - - - Kulturminner og kulturmiljø 0 - - - - -(-) 0/- - Landbruk 0 - - - - 0/- 0 Nærføring, EMF og støy 0 - - - - - - - - Samlet vurdering 0 - - - /- - - -/- - - 0/- - /- - Rangering 1 5 4 6 2 3 Tabell 7: Oppsummering av miljøvirkninger for konseptene 4.5 Tilrettelegging for ny produksjon Når forsyningssikkerheten i regionen er styrket, kan Lysebotn kraftverk mate direkte inn på sentralnettet i Lyse. Driften kan tillate dette da det ikke lenger er behov for regulert kraftproduksjon direkte mot Stavanger (ref. 2.3). Dette vil gi ledig kapasitet i 132 kv nettet, slik at det muliggjør tilknytning av ny produksjon som det tidligere ikke har vært plass til. Konsept 1 vil ikke kunne realiseres før tett opp mot sertifikatfristen i 2020. Konsept 3 og konsept 5 vil ikke kunne ferdigstilles innen 2020. Dette øker usikkerheten knyttet til realiseringen av ny produksjon, og reduserer den forventede nytten i disse konseptene. Vi har lagt til grunn null til liten positiv konsekvens for tilrettelegging for ny produksjon i disse konseptene. Det er i nullalternativet plass til om lag 450-600 MW ny vindkraft mellom Bjerkreim og Åna-Sira. Analyser viser at det kan bli plass til noe mer vindkraft i konsept 1, 3 og 5 (anslagsvis 100 MW), sammenlignet med nullalternativet. Konsept 2 og konsept 4 vil trolig gjøre det mulig for tilknytning av flere av de planlagte vindkraftanleggene. Konsept 2 og konsept 4 kan heller ikke realiseres innen 2020, og det er lite trolig at planlagte vindkraftverk vil bli bygget ut dersom de ikke får tilknytning i tide til å motta elsertifikater. Vi har derfor ikke tillagt konsept 2 og konsept 4 noen nytteverdi knyttet til realisering av ny produksjon. 30
Konsept 0 Konsept 1: Konsept 2: Konsept 3: Konsept 4: Konsept 5: Dagens nett (nullalternativet) Lyse- Stølaheia Boknafjordforbindelsen Lyse- Stokkeland- Stølaheia Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Sjøkabel Forsand- Mariero Verdi av tilrettelegging for ny produksjon 0 0/+ 0 0/+ 0 0/+ Tabell 8: Samlet nyttevurdering for tilrettelegging for ny produksjon i konseptene. 4.6 Realopsjoner verdien av fleksibilitet En realopsjon er en mulighet men ingen forpliktelse til å gjennomføre endringer. Verdien av denne kan være stor. Dette gjelder spesielt dersom det er usikkerhet knyttet til behovet og nytten av tiltaket, og investeringskostnadene er store og irreversible. 4.6.1 Fleksibel nettutvikling i Sør-Rogaland Når det er usikkerhet knyttet til behovsutviklingen, er det av stor verdi dersom vi kan finne fleksible løsninger. Store og omfattende konsepter medfører høy risiko for overinvestering. Konsepter som gir muligheter til en mer trinnvis utvikling i overføringskapasiteten, vil dermed ha en verdi knyttet til at vi kan utsette tiltak i tid og på den måten gi en bedre tilpasning til behovsutviklingen. Verdien er knyttet til flere muligheter: - Mulighet for trinnvis utbygging - Mulighet for en enklere oppgradering av det eksisterende nettet - Mulighet for spart fremtidig reinvestering for deler av eksisterende nett Mulighet for trinnvis utbygging Konsept 1, konsept 3 og konsept 5 legger som et første trinn til rette for å øke kapasiteten inn til området ytterligere, ved å senere kunne oppgradere hele eller deler av det eksisterende nettet i Sør- Rogaland. Konsept 2 har ikke denne opsjonsverdien, siden en oppgradering av eksisterende nett er en forutsetning for konseptet. I konsept 4 har vi muligheten til å utsette oppgraderingen av dobbelkursledningene mellom Stokkeland og Stølaheia. Verdien av denne opsjonen er betydelig mindre enn opsjonsverdien knyttet til trinnvis utbygging i konsept 1, 3 og 5. Mulighet for en enklere oppgradering av det eksisterende nettet Konsept 1, 3 og 5 vil gi en enklere oppgradering av nettet i Sør-Rogaland, fordi vi har en ny kanal inn til området. Uten en ny forbindelse inn til området, vil forsyningssikkerheten i byggeperioden bli svekket, og handelskapasiteten på mellomlandsforbindelsene vil måtte reduseres i perioder med utkoblinger på grunn av spenningsforhold. En ny forbindelse vil også legge til rette for mer effektiv ombygging, da handlingsrommet er større og kan gi muligheter for bedre løsninger. Konsept 2 og konsept 4 har ikke denne opsjonsverdien. Mulighet for spart fremtidig reinvestering for deler av eksisterende nett På sikt er det planer om å oppgradere dagens dobbelkursledninger mellom Stokkeland og Stølaheia til 420 kv. Det er ikke plass til to 420 kv ledninger i dagens trasé. Konsept 1,2,3 og 5 vil gi en ny innføring til Stølaheia og det åpner mulighetene for at man i fremtiden kan klare seg med en sterk forbindelse mellom Stokkeland og Stølaheia og på den måten gi sparte reinvesteringer. Konsept 2 og konsept 4 har ikke denne opsjonsverdien. 31
Tabell 9 viser verdien av muligheten for oppfølgingsinvesteringer for de ulike konseptene. Basert på vurderingene over, så mener vi at konsept 1, 3 og 5 har betydelig større opsjonsverdi knyttet til en fleksibel videre utvikling av kraftsystemet i regionen enn de andre konseptene. Konsept 0 Dagens nett (nullalternativet) Konsept 1: Lyse- Stølaheia Konsept 2: Konsept 3: Boknafjordforbindelsen Lyse- Stokkeland- Stølaheia Konsept 4: Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Konsept 5: Sjøkabel Forsand- Mariero Verdi av fleksibel nettutvikling i Sør-Rogaland 0 +++ 0 +++ + +++ Tabell 9: Verdi av muligheten for fleksibel nettutvikling i Sør-Rogaland. 4.6.2 Ledig kapasitet i nettet Investeringer i ny nettkapasitet i sentralnettet gjøres sprangvis. Dette betyr at vi etter en nettinvestering ofte vil ha noe ekstra kapasitet. Dette vil kunne ha nytte på flere vis: 1. Fleksibilitet i driften I den faktiske driftstimen er nettet sjeldent intakt. Det er utkoblinger grunnet planlagte revisjoner, nødrevisjoner og feil, samt driftsutkoblinger for å styre kraftflyten. Økt kapasitet i nettet vil blant annet gi økt forsyningssikkerheten i situasjoner ved flere feil samtidig (N-2, N- 3), som vi opplever fra tid til annen. I tillegg vil det gi bedre fleksibilitet i revisjonsplanleggingen og gjør at vi kan gjennomføre revisjoner med færre ulemper for kraftsystemet. 2. Legge til rette for nytt forbruk vi ikke kjenner i dag Økt forbruk i regionen vil belaste nettet ytterligere. Vi har i vår vurdering av forsyningssikkerhet tatt utgangspunkt i forventet forbruksutvikling. Forbruksutviklingen vil kunne bli høyere enn forventet, samt det kan komme nytt stort forbruk som vi ikke kjenner i dag. Dette kan for eksempel være datahaller, elektrifisering av offshoresektoren eller annen kraftkrevende industri. 3. Legge til rette for ny produksjon Ny produksjon i Stavangerregionen er generelt av det gode. Samtidig vil det sommerstid være et langt lavere forbruk enn vinterstid som medfører enkelte utfordringer. Det er mange planer om ny produksjon, da i hovedsak vindkraft i regionen. Vindkraft kan ikke lagres og møllene produserer når det blåser uavhengig av forbruket. Ved en storstilt utbygging av vindkraft i regionen vil det sommerstid kunne bli produksjonsoverskudd og være nødvendig med oppgradering av sentralnettet for å kunne knytte til store mengder ny produksjon Boknafjordforbindelsen er det mest omfattende konseptet, og trolig det som vil gi mest ledig kapasitet når det står ferdig. Siden en Boknafjordforbindelse til tider kan føre til svært høy flyt i nettet både nord og sør for Boknafjorden, så vil ikke konseptet gi veldig mye mer ledig kapasitet enn de andre konseptene. Konsept 1, 3 og 5 vil med våre forutsetninger gi omtrent den samme kapasiteten. De er derfor vurdert å ha samme opsjonsverdi, men litt lavere enn Boknafjordkonseptet. I konsept 4 vil vi fortsatt kun ha to forbindelser inn til området, og dermed en N-0 situasjon i revisjonsperioder. Dette fører til at opsjonsverdien knyttet til ledig kapasitet er vurdert til å være tilnærmet lik null. 32
Konsept 0 Konsept 1: Konsept 2: Konsept 3: Konsept 4: Konsept 5: Dagens nett (nullalternativet) Lyse- Stølaheia Boknafjordforbindelsen Lyse- Stokkeland- Stølaheia Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Sjøkabel Forsand- Mariero Verdi av ledig kapasitet i nettet 0 + ++ + 0 + Tabell 10: Verdi av ledig kapasitet i nettet 33
5 Konklusjoner fra konseptanalysen Lyse-Stølaheia er det beste konseptet Basert på en totalvurdering av prissatte og ikke prissatte virkninger, mener vi at konsept 1 er det foretrukne konseptet. Verdien av bedre forsyningssikkerhet og mulighetene for en mer fleksibel nettutvikling i Sør-Rogaland, gjør at vi mener dette er et samfunnsmessig rasjonelt tiltak å gjennomføre. Oppsummeringstabellen nedenfor viser kostnader og virkninger for alle konseptene, samt en rangering av konseptene. Hovedårsakene til at konsept 1 Lyse-Stølaheia er å foretrekke fremfor konsept 3 Lyse-Stokkeland-Stølaheia er at Lyse-Stølaheia har kortere gjennomføringstid, og dermed kan redusere de samfunnsmessige ulempene knyttet til dårlig forsyningssikkerhet på et tidligere tidspunkt. Lyse-Stølaheia har også lavest investeringskostnader. Siden Lyse-Stølaheia vil realiseres tidligere, så medfører diskonteringseffekten at forskjellen i nåverdien av investeringskostnadene i konseptene blir mindre. Vi mener imidlertid at verdien av økt forsyningssikkerhet på et tidligere tidspunkt mer enn veier opp for verdien av å utsette investeringen i tid, slik at differansen mellom konseptet er større enn det forskjellen i nåverdi indikerer. I tillegg vil Lyse-Stokkeland-Stølaheia totalt sett gi noe mer negativ innvirkning på miljø, og trolig ha en lavere nytte av tilrettelegging for ny fornybar produksjon, noe som også trekker i retning av at Lyse- Stølaheia er det foretrukne konseptet. De øvrige konseptene er vesentlig dyrere og har lavere nytteverdier, og blir derfor rangert etter konsept 1 og konsept 3. Konsept 4 (oppgradering av eksisterende nett i Sør-Rogaland) vil i alle tilfeller bli rangert før Boknafjordkonseptet, fordi det er en forutsetning å ha dette nettet oppgradert før en Boknafjordforbindelse kan settes i drift. Dette medfører at Boknafjordforbindelsen ikke vil være et første steg i nettutviklingen i Sør-Rogaland. Imidlertid kan denne forbindelsen være en aktuell løsning på lengre sikt. Konseptvalget er robust En ny forbindelse vil styrke forsyningssikkerheten inn til området betydelig. Det er dårlig forsyningssikkerhet i dag, og svært liten sannsynlighet for at forbruket vil reduseres betydelig de kommende årene. Dette gjør at vi mener det er et robust behov for å øke overføringskapasiteten i Sør- Rogaland. Det er usikkerhet knyttet til hvor stort kapasitetsbehovet vil bli på sikt. Med Lyse-Stølaheia så har vi nok kapasitet til å sikre forsyningen til området de nærmeste årene, og samtidig muligheten til å øke kapasiteten ytterligere etter hvert som behovet skulle oppstå. Vi mener derfor at Lyse-Stølaheia er et robust førstevalg i nettutviklingen i Sør-Rogaland, både når det gjelder endringer i behovet, og i forhold til de andre konseptene. Dersom nettutviklingen ikke blir som forutsatt i nullalternativet (ref. 2.2), vil noen av virkningene i analysen endres. Vi mener likevel at konklusjonene i dette notatet er robust for endringer i nullalternativet, og at Lyse-Stølaheia er det beste konseptet for å sikre forsyningen til Sør-Rogaland. 34
Konsept 0 Konsept 1 Konsept 2 Konsept 3 Konsept 4 Konsept 5 Nullalternativet Lyse-Stølaheia Boknafjordforbindelsen Lyse-Stokkeland- Stølaheia Oppgradering av eksisterende 300 kv nett Sjøkabel Forsand Mariero Antatt idriftsettelse 2020 2030-2035 2025 2030 2025 Prissatte virkninger: Investeringskostnader (reelle 2014 mrd NOK) -2,8-20 -3,4-8 -4,9 NV investeringskostnader -2,3-13 -2,5-5 -3,7 NV sparte kostnader Dugeringen 0,5 0 0,5 0 0,5 NV sparte reinvesteringer 0,4 2 0,4 1 0,4 NNV prissatte virkninger -1,4-11 -1,6-4 -2,8 Ikke prissatte virkninger: Forsyningssikkerhet Kort/mellomlang sikt (før 2030) Lang sikt (etter 2030) uten eksisterende nett oppgradert Lang sikt (etter 2030) med eksisterende nett oppgradert (kun reinvesteringer i nullalternativet) 0/- ++++ 0/- ++ 0/- ++ - - - - ++ +++ ++ ++ ++ - - - - ++++ +++ ++++ ++ ++++ Forsyningssikkerhet i SKL 0 0 ++++ 0 0 0 Overføringstap 0 ++ ++ ++ ++ + Miljøvirkninger 0 - - - /- - - -/- - - 0/- - /- - Tilrettelegging for ny produksjon 0 0/+ 0 0/+ 0 0/+ Opsjoner: Fleksibel nettutvikling i Sør- Rogaland 0 +++ 0 +++ + +++ Ledig kapasitet i nettet 0 + ++ + 0 + Rangering 6 1 5 2 4 3 Tabell 11: Oppsummering av kostnad- og nyttevirkninger for konseptene. Nåverdier per 2014. Kostnadsestimatene er ment å synliggjøre den relative forskjellen mellom konseptene. Estimatene er etablert på et svært overordnet nivå, og inneholder svært stor usikkerhet. Det absolutte kostnadsnivået må derfor brukes med forsiktighet. 35
Del 2 Samfunnsøkonomisk analyse Lyse-Stølaheia Vi har gjennomført en samfunnsøkonomisk analyse av Lyse-Stølaheia sammenlignet med nullalternativet. Analysen er en videreføring av konseptanalysen i del 1 som konkluderte med at Lyse-Stølaheia er det beste konseptet for å bedre forsyningssikkerheten i Sør-Rogaland. 36
Lyse-Stølaheia er samfunnsøkonomisk lønnsom Lyse-Stølaheia bedrer forsyningssikkerheten i Sør-Rogaland, og dette er den viktigste nyttevirkningen av forbindelsen. Tiltaket vil også legge til rette for videre utvikling av kraftnettet i regionen etter hvert som det blir behov. Forbindelsen vil avlaste nettet i Vestre korridor når de to mellomlandsforbindelsene til Tyskland (2018) og England (2020) er på plass. Videre vil den bidra til at handelsforbindelsene i Sør-Norge blir utnyttet mer effektivt i perioder med vedlikeholdsarbeid. Forventet forbruksvekst tilsier at det er et spørsmål om tid før forbruket blir så stort at vi bryter N-0 grensene i dagens nett. Det vil si at det blir vanskelig eller umulig å forsyne alt forbruket også når nettet fungerer som det skal og det ikke er feil. Videre vil omfanget av brudd på N-1-kriteriet øke dramatisk fremover. Dette gjør at sluttbrukere fortsatt må være knyttet til belastningsfrakobling, som automatisk kobler ut forbruk ved feil i sentralnettet. Dette gjelder uavhengig av om forbruksutviklingen blir høyere eller lavere enn forventet. Å beholde dagens nettløsning uten nye tiltak medfører økende risiko for å bryte Forskrift for systemansvar i kraftsystemet (FoS). I fremtiden vil det kunne bli aktuelt med systemvern, som etter 21 i FoS kun kan benyttes som et midlertidig tiltak. I analysen har vi derfor forutsatt at nullalternativet blir et utsettelsesalternativ. Denne måten å fremstille beslutningen på undervurderer imidlertid den samfunnsøkonomiske lønnsomheten sammenlignet med et ordinært nullalternativ. I praksis innebærer dette at analysen vurderer den samfunnsøkonomiske lønnsomheten av å bygge Lyse-Stølaheia i 2020 i stedet for i 2030 (ref. 6.2). Analysen viser at kostnadene ved å utsette tiltaket er høyere enn nytten ved å utsette investeringen, og at det derfor er samfunnsmessig rasjonelt å realisere Lyse-Stølaheia så tidlig som mulig. Lyse Stølaheia er et stort prosjekt som krever betydelige investeringer, men nyttevirkningene av tiltaket, spesielt på grunn av styrket forsyningssikkerhet, overstiger kostnadene og ulempene. Basert på en totalvurdering av prissatte og ikke prissatte virkninger mener vi derfor at Lyse-Stølaheia er et samfunnsøkonomisk lønnsomt prosjekt å gjennomføre i 2020. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av å realisere Lyse-Stølaheia i 2020 Prissatte virkninger Nåverdier per 2014 Investeringskostnader -750 Sparte investeringskostnader i Duge-ringen 500 Reduserte overføringstap 100 Reduserte prissatte avbruddskostnader 200 Netto nåverdi prissatte virkninger 50 Ikke prissatte virkninger: Forsyningssikkerhet (ikke-prissatte avbruddskostnader) ++ Økt handelskapasitet på mellomlandsforbindelser ved revisjoner ++ Konsekvenser for miljøet ved utsettelse fra 2020 til 2030 0/- Tilrettelegging for ny produksjon 0/+ Fleksibel nettutvikling i Sør-Rogaland ++ Tabell 12: Oppsummering av den samfunnsøkonomiske analysen. Alle vurderinger er netto virkninger sammenlignet med nullalternativet. Dette betyr at dette er en vurdering av å realisere Lyse-Stølaheia i 2020 sammenlignet med i 2030. Prissatte virkninger er oppgitt i 2014-MNOK. 37
6 Avgrensning av analysen og metodisk tilnærming 6.1 Analysen skiller ikke mellom ulike løsningsvalg Det er flere mulige tekniske løsninger for Lyse-Stølaheia. De viktigste valgene er knyttet til luftledningens linetverrsnitt og antall kabelsett på strekningene med jord- og sjøkabel. Luftledninger på 420 kv bygges vanligvis med linetype triplex Grackle eller duplex Parrot. På kabelstrekningene står valget mellom to og tre kabelsett. Dette gir i sum fire forskjellige tekniske løsninger som har ulik kostnad og nytte. Vi har foretatt en samfunnsøkonomisk vurdering av disse alternativene og anbefaler triplex Grackle og tre kabelsett som den beste løsningen. Vi har derfor forutsatt denne løsningen i den samfunnsøkonomiske analysen. Den samfunnsøkonomiske vurderingen bak anbefalingen om triplex Grackle og tre kabelsett er beskrevet i Vedlegg 1. 6.1 Trasealternativ 4.1 er en bedre samfunnsøkonomisk løsning enn alternativ 5.0 Lyse Sentralnett har søkt om konsesjon på to ulike trasealternativer (ref. [4]). Våre beregninger tilsier at trasealternativ 4.1 er det samfunnsøkonomisk beste alternativet, og det er derfor dette alternativet som ligger til grunn for denne analysen. Alternativ 5.0 innebærer en innskutt kabel gjennom Lutsivatnet i Sandnes kommune. Dette er en mer teknisk krevende løsning både i bygge- og driftsfasen. Alternativ 5.0 vil medføre en økning i investeringskostnaden i størrelsesorden 200 MNOK sammenlignet med alternativ 4.1, samt høyere drifts- og vedlikeholdskostnader. De øvrige samfunnsmessige virkningene er relativt like for de to alternativene. Miljøkonsekvensene ved de ulike traseene er beskrevet i konsekvensutredningen [7]. Vi ser ikke at det er miljøgevinster knyttet til alternativ 5.0 som kan forsvare ekstrakostnadene som dette alternativet medfører sammenlignet med alternativ 4.1. På bakgrunn av dette anser vi alternativ 4.1 å være en bedre teknisk og økonomisk løsning enn alternativ 5.0. 6.2 Nullalternativet krever tiltak i 2030 og er derfor et utsettelsesalternativ Forbruksprognosene tilsier at vi allerede i løpet av 2020-årene kan komme i en situasjon hvor vi ikke klarer å forsyne alt forbruk i alle timer, selv om nettet fungerer som det skal. Overføringsbehovet overstiger altså N-0-kapasiteten i enkelte timer. Dette blir et stadig større problem etter hvert som forbruket øker. Figur 10 illustrerer mengden energi som ikke kan leveres ved intakt nett i årene frem mot 2040 og kostnadene knyttet til dette basert på avbruddssatser for strømforbrukerne i regionen. Her er det verdt å merke seg at kostnadskurven trolig ikke gir de korrekte samfunnsøkonomiske kostnadene, men det er en forenklet tilnærming som illustrerer at de samfunnsmessige kostnadene vil eskalere voldsomt etter hvert som forbruket øker (mer om dette i kapittel 7.2 og vedlegg 3). 38
GWh per år Millioner 2014-kroner per år 14 12 10 8 6 4 2 0 Mulig udekket etterspørsel 2014 2020 2030 2040 Potensielle avbruddskostnader pga. udekket etterspørsel 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 2014 2020 2030 2040 Figur 10: Potensiell ikke-levert energi som følge av manglende overføringskapasitet før feil, etter omkoblinger i regionalnettet. Figur 11: Potensielle kostnader ved udekket etterspørsel som følge av manglende overføringskapasitet før feil, etter omkoblinger i regionalnettet. Figuren illustrerer at vi omkring 2030 får en knekkpunkt hvor konsekvensene ved å ikke gjennomføre tiltak øker dramatisk. De samfunnsmessige kostnadene ved manglende nettkapasitet blir så store at det uansett vil være mer lønnsomt å gjøre tiltak som enten øker kapasiteten i nettet, eller som reduserer behovet for overføringskapasitet. Dette betyr at vi neppe noen gang vil komme i en slik situasjon som figuren illustrerer. En videreføring av dagens nett utgjør vanligvis nullalternativet i de samfunnsøkonomiske analysene for tiltak i nettet. I denne analysen vil imidlertid et nullalternativ som innebærer en videreføring av dagens nett være et urealistisk og lite hensiktsmessig referansepunkt utover i analyseperioden. Et slikt nullalternativ vil derfor gi nytteverdier for Lyse-Stølaheia som blir av svært teoretisk art. Usikkerhetsanalysen i kapittel 7.13.1 viser videre at uavhengig av om forbruksutviklingen blir lav, middels eller høy, vil mer forbruk bli koblet ut ved feil og slike utkoblinger vil forekomme oftere. Systemvern kan bli nødvendig for å håndtere slike situasjoner. Dette kan medføre brudd på rammene for analysen (ref. 21 i forskrift om systemansvaret, som slår fast at systemvern knyttet til sluttbrukere i distribusjonsnettet kun kan benyttes som et midlertidig tiltak). For at vi skal kunne ha et såkalt levedyktig nullalternativ så kan vi enten legge inn tiltak som øker overføringskapasiteten i nullalternativet, eller korte ned analysehorisonten til den perioden hvor vi mener nullalternativet vil være levedyktig. En kort analysehorisont (her fra 2020-2030) vil medføre en utfordring i beregning av restverdier av Lyse-Stølaheia. Restverdien skal beregnes på bakgrunn av forventet netto kontantstrøm i den resterende levetiden for forbindelsen. Da vil vi møte på de samme utfordringene rundt teoretiske nytteverdier som ble beskrevet over. I denne analysen har vi derfor valgt å beholde analyseperioden på 40 år fra investeringstidspunktet, men å legge inn tiltak som gir økt overføringskapasitet i nullalternativet fra 2030. Del 1 av denne rapporten beskrev hvilke konsepter vi har å velge mellom for å bedre strømforsyningen til Sør- Rogaland. Sammenligningen av de mulige konseptene viste at Lyse-Stølaheia var det beste konseptet, og vi har derfor i nullalternativet forutsatt at Lyse-Stølaheia blir bygget i 2030. Dette medfører at denne analysen i praksis ser på verdien av å forskuttere byggingen av Lyse-Stølaheia fra 2030 til 2020. Vi kunne valgt å legge inn et annet konsept enn Lyse-Stølaheia i nullalternativet. Dette vil imidlertid redusere verdien av nullalternativet sammenlignet med det som vi har lagt til grunn, 39
siden konseptanalysen i Del 1 viste at de andre konseptene er dårligere alternativer. Dette er nærmere omtalt i usikkerhetsanalysen i kapittel 7.13. 6.3 Det er summen av prissatte og ikke prissatte virkninger som avgjør om et tiltak er samfunnsøkonomisk lønnsomt Den samfunnsøkonomiske analysen skal beskrive alle fordeler og ulemper som Lyse-Stølaheia gir. Disse virkningene skal tallfestes så godt det lar seg gjøre. Imidlertid er det ikke alle samfunnsøkonomiske virkninger som lar seg prissette på en tilfredsstillende måte. Disse virkningene kan likevel være av stor betydning for den samfunnsøkonomiske vurderingen. Det er derfor summen av de prissatte og de ikke prissatte virkningene som avgjør om et tiltak er samfunnsøkonomisk lønnsomt De generelle forutsetningene som er benyttet i beregningen av de prissatte virkningene er vist i Tabell 2 i kapittel 4. Konsekvensskalaen i Tabell 3er brukt i verdsettingen av de ikke prissatte virkningene. 40
7 Samfunnsøkonomisk analyse av Lyse-Stølaheia 7.1 Lyse-Stølaheia er et omfattende prosjekt Forbindelsen mellom Lyse og Stølaheia vil bestå av ca. 67 km luftledning, 7 km jordkabel og 2-3 km sjøkabel, samt ombygging og utvidelse av Stølaheia transformatorstasjon 9. Fra Lysebotn til Sandnes (Seldalsheia) vil en av dagens 132 kv ledninger rives, og den nye 420 kv ledningen vil bygges i den frigjorte traséen. Investeringskostnaden er estimert til å ligge i området 2,3-3,3 mrd NOK. Prosjektet er fortsatt i en tidlig fase, og det vil derfor være en viss usikkerhet i estimatene. Usikkerheten er blant annet knyttet til kompleksiteten av tiltakene. Tre omfattende kabelanlegg, ombygging av stasjon i drift, tunnel under Stavanger by og bygging av ny ledning tett inntil eksisterende ledninger er alle faktorer som bidrar til usikkerheten. I tillegg kommer usikkerhet i råvarepriser og andre markedsforhold. I nullalternativet legger vi til grunn at vi uansett må bygge Lyse-Stølaheia senest innen 2030 (ref. kapittel 6.2). Det betyr at det er kostnaden ved å fremskynde investeringen fra 2030 til 2020 som blir den samfunnsøkonomiske kostnaden ved å bygge Lyse-Stølaheia i 2020 sammenlignet med nullalternativet. Vi har lagt til grunn at kostnaden for forbindelsen i reelle kroner er den samme uavhengig om forbindelsen blir realisert i 2020 eller 2030 (det vil si ingen realprisvekst). Nåverdien av kostnaden for å fremskynde investeringen er estimert til 750 MNOK. Investeringskostnader (2014 MNOK) Usikkerhetsspenn investeringskostnader (reelle) (-2300) (-3300) Forventet investeringskostnad (reelle) (-2800) Nåverdi av å fremskynde investeringen fra 2030 til 2020 (-750) Tabell 13: Estimerte investeringskostnader for Lyse-Stølaheia, og nåverdi av å forskuttere investeringen fra 2030 til 2020. Alle tall er oppgitt i 2014-kroner. Nåverdi per 2014. 7.2 Lyse-Stølaheia er nødvendig for forsyningssikkerheten til Sør-Rogaland Elektrisitetsforsyningen er kritisk infrastruktur. Ved svak forsyningssikkerhet er det relativt stor sannsynlighet for at strømforsyningen vil falle bort i kortere eller lengre perioder. Ved slike hendelser vil mange aktiviteter i samfunnet stoppe opp. I lys av strømforsyningens rolle som kritisk infrastruktur, har forsyningssikkerhet stor betydning i en samfunnsøkonomisk analyse. Lyse-Stølaheia er svært viktig for å bedre forsyningssikkerheten i Sør-Rogaland. Realisering av forbindelsen i 2020 sammenlignet med 2030 gir en betydelig reduksjon i både prissatte og ikke prissatte avbruddskostnader. Utfyllende dokumentasjon og informasjon om vurderingene rundt forsyningssikkerhet er vist i vedlegg 3. 7.2.1 De mest kritiske hendelsene er vanskelig å tallfeste Konsekvensene ved svak forsyningssikkerhet er komplekse og vanskelig å tallfeste på en god måte. Konsekvensene er derfor delt inn i prissatte avbruddskostnader og ikke-prissatte avbruddskostnader. Vedvarende svak forsyningssikkerhet i et område over tid kan også medføre tilpasninger hos aktørene. Dette er illustrert i Figur 12. 9 Se Tilleggssøknad[6] for en mer detaljert beskrivelse av omfanget. 41
Kostnader ved svak forsyningssikkerhet Prissatte avbruddskostnader Ikke-prissatte avbruddskostnader Tilpasninger hos aktørene Kostnader pga. kortvarige feil på en ledning eller kortvarig effektknapphet. Kostnader pga. langvarige feil på en ledning. Avbrudd kan skyldes flere forhold enn enkeltfeil på leding: - Samtidige feil, f. eks. utfall av dobbeltkursledning og feil på samleskinner - Enkeltfeil i stasjoner - Feil i produksjonsanlegg - Feil under revisjoner De samf.øk. kostnadene er større enn avbruddsatsene reflekterer: - Følgekonsekvenser dersom kritisk infrastruktur eller strørre områder rammes - Ekstrakostnader ved særlig langvarige avbrudd (>24 t) Tilpasninger på forbrukssiden, for eksempel knyttet til lokalisering, energiomlegging etc. Tilpasninger på produksjonssiden, f.eks. annen disponering av vannet i magasinkraftverk eller etablering av ny produksjon eller liknende. Figur 12: Illustrasjon på hvordan kostnader ved svak forsyningssikkerhet er vurdert i denne analysen. Det er enklest å prissette kostnader for avbrudd som har kort varighet, rammer et begrenset område og inntreffer relativt ofte. Samtidig vet vi at det er en rekke mer alvorlige hendelser med langt større konsekvenser som kan inntreffe, men på grunn av vanskeligheten med å anslå sannsynligheten for slike hendelser så er de svært vanskelig å prissette fullt ut. Det kan også oppstå en rekke indirekte konsekvenser ved slike avbrudd som også gjør verdsettingen vanskelig. Etter hvert som forbruket øker og nettet blir mer og mer presset, så vil sannsynligheten for avbrudd øke. Selv om sannsynligheten for at de mest alvorlige feilene inntreffer er lav, så vil det være en risiko for at det kan skje. Et sentralt spørsmål er derfor hvorvidt konsekvensene av de mest alvorlige hendelsene er akseptable hvis de skulle inntreffe. Et eksempel på en alvorlig hendelse er mastehavari på ledningen som går fra Stokkeland via Bærheim til Stølaheia, der begge forbindelsene går på samme masterekke. En slik hendelse kan ikke utelukkes over en lengre tidsperiode, blant annet fordi ledningen går gjennom et område med mye aktivitet. Mastehavari på denne strekningen vil medføre at store deler av forbruket i Stavanger-området kobles ut inntil mastene er reparert eller byttet, og reparasjonstiden kan være lang. Figur 13 illustrerer prissatte avbruddskostnader for ulike varigheter dersom vi får et mastehavari på denne strekningen når overføringsbehovet er størst. Figuren illustrerer at med en ukes reparasjonstid kan kostnadene være nærmere to milliarder kroner allerede i 2020. De ikke-prissatte konsekvensene ved slike hendelser vil sannsynligvis også være store, fordi ekstrakostnader ved langvarige avbrudd får følgekonsekvenser. Det er også andre feil som vil kunne medføre svært store konsekvenser dersom de inntreffer. Dette er nærmere omtalt i Vedlegg 2. 42
Andel av tiden GWh per år Avbruddskostnader ved utkobling av dobbeltkursledning til Bærheim 3 000 Millioner 2014-kroner 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 2014 2020 2030 Tidspunkt Maksimalt utfall dobbeltfeil (8 t) Maksimalt utfall dobbeltfeil (30 t) Maksimalt utfall dobbeltfeil (1 uke) Figur 13: Avbruddskostnader knyttet til enkelthendelser med lang varighet (middels forbruksutvikling). Antatt at feilene inntreffer når overføringsbehovet er størst. 7.2.2 I løpet av få år er det risiko for at vi ikke kan forsyne alt forbruk, selv med intakt nett I løpet av 2020-årene kan man videre komme i situasjoner hvor kraftsystemet ikke er i stand til å forsyne alt forbruket i Sør-Rogaland, selv om det fungerer som normalt og det ikke er feil. Potensiell andel av tiden utenfor N-0 og mulig udekket etterspørsel er vist i Figur 14. Figurene viser at problemene øker dramatisk etter 2030. Fra 2030 til 2040 tidobles både andel av tid og volum. Andel av tiden utenfor N-0 0,25 % 0,20 % 0,15 % 0,10 % 0,05 % 0,00 % 2014 2020 2030 2040 14 12 10 8 6 4 2 0 Mulig udekket etterspørsel 2014 2020 2030 2040 Figur 14: Andel av tiden utenfor N-0 og mulig utdekket forbruk dersom det ikke gjøres tilpasninger for å håndtere forventet forbruksvekst i Sør-Rogaland. Konsekvensene av at forbruk må kobles ut ved intakt nett er vanskelig å vurdere. Dersom omfanget i MW og andel av tiden er lite, kan man sannsynligvis gjøre tilpasninger hos enkelte forbrukere med lave tilpasningskostnader. I Stavanger er det imidlertid få store fleksible forbrukere. Produksjonen i området har vi antatt produserer maksimalt. Produsentene har altså ikke potensial for å øke produksjonen. Det er derfor få muligheter for å gjøre tilpasninger på forbruks- og produksjonssiden uten at dette medfører svært høye priser. En løsning med eget elspotområde er derfor et lite egnet virkemiddel. Energiopsjoner vil sannsynligvis også være kostbart av samme årsak. Reservekraftverk vil medføre 43
investeringskostnader i milliardklassen. Overføringskapasiteten (N-0) begrenses av termiske forhold og andre tiltak som reaktiv kompensering (som påvirker spenningen) har derfor liten effekt. 7.2.3 Nytteverdien av å øke overføringskapasiteten i 2020 er stor Verdien av økt forsyningssikkerhet er inndelt i prissatte og ikke-prissatte avbruddskostnader. De prissatte avbruddskostnadene i perioden 2020-2030 er estimert til en nåverdi på ca. 200 MNOK. Dette inkluderer avbruddskostnader ved enkeltfeil på ledninger og vern tilknyttet ledning, i tillegg til prissatte avbruddskostnader knyttet til udekket forbruk ved intakt nett. De samfunnsøkonomiske konsekvensene ved svak forsyningssikkerhet er ikke fullt ut reflektert i avbruddskostnadene. Dette skyldes blant annet at det er flere feilhendelser vi ikke har klart å tallfeste, eksempelvis enkeltfeil i stasjoner og samtidige feil. Alvorlige feilhendelser som gir store konsekvenser dersom de inntreffer, men som sjeldent oppstår, er ikke hensyntatt i beregningen. I tillegg kan det forekomme betydelige følgekostnader ved avbrutt strømforsyning som vi ikke klarer å fange opp i de prissatte avbruddskostnadene. Basert på dette har vi tillagt Lyse-Stølaheia en middels positiv konsekvens (++) for å fange opp verdien av ikke-prissatte avbruddskostnader i perioden 2020-2030. Vedlegg 2 gir en mer detaljert forklaring av vurderingene bak verdsettelsen av forsyningssikkerhet. Prissatte avbruddskostnader 200 MNOK Ikke-prissatte avbruddskostnader ++ Tabell 14: Vurdering av prissatte og ikke prissatte avbruddskostnader. Nåverdi per 2014. Tall er oppgitt i 2014-kroner. 7.3 Lyse-Stølaheia i 2020 gir sparte kostnader i Duge-ringen Statnett har planlagt to nye mellomlandsforbindelser til henholdsvis Tyskland og England. Disse forutsetter at enten Lyse-Stølaheia blir etablert eller at hele Duge-ringen spenningsoppgraderes til 420 kv. Hvis ikke vil dette medføre store samfunnsøkonomiske kostnader knyttet til begrenset handelskapasitet på mellomlandsforbindelsene, både i Norge og hos våre handelspartnere. Vi har ikke nok informasjon til å si hvilket alternativ som vil være det samfunnsøkonomisk mest rasjonelle i nullalternativet frem til 2030: Begrense handelskapasiteten i en ti års periode frem til Lyse- Stølaheia er i drift, eller oppgradere Duge-ringen. Vi har i denne analysen valgt å legge inn kostnaden for oppgradering av Duge-ringen i nullalternativet. Lyse-Stølaheia gjør at vi sparer fremtidige reinvesteringskostnader i de anleggene som blir sanert. Dette gjelder 300 kv anlegget i Stølaheia stasjon, samt 132 kv ledningen fra Lysebotn til Sandnes. Vi kjenner ikke til at det foreligger planer om vesentlige reinvesteringer i disse anleggene før 2030. Hvorvidt Lyse-Stølaheia realiseres i 2020 eller 2030 vil derfor ikke påvirke reinvesteringsbehovet, og vi har derfor satt nettokostnaden knyttet til reinvesteringer til null. Nåverdi sparte kostnader i Duge-ringen 500 MNOK Tabell 15: Nåverdi av sparte kostnader i Duge-Ringen. Nåverdi per 2014. Tall er oppgitt i 2014-kroner. 7.4 Overføringstapene blir betydelig redusert når Lyse-Stølaheia kommer i drift Lyse-Stølaheia vil bidra til å redusere overføringstapene i sentralnettet. Dette kommer i hovedsak av at tapene på denne ledningen i seg selv er lave, samt at forbindelsen avlaster dagens simplex-ledninger i Sør-Rogaland. I tillegg vil forbindelsen redusere overføringstapene i regionalnettet, fordi produksjonen i Lysebotn kan mates inn på 420 kv nettet i Lyse i stedet for på 132 kv nettet. 44
Det er forskjellen i overføringstap mellom 2020 og 2030 som skiller alternativene. Realisering av Lyse- Stølaheia i 2020 vil øke nytten av reduserte overføringstap med ca. 100 MNOK, sammenlignet med om forbindelsen står ferdig i 2030. De viktigste usikkerhetsfaktorene for verdsettingen av overføringstap er kraftprisen og utbygging av vindkraft i Sør-Rogaland. Mindre utbygging av vindkraft i Sør-Rogaland vil øke nytten av reduserte overføringstap for Lyse-Stølaheia sammenlignet med nullalternativet, fordi vindkraft i gjennomsnitt vil redusere overføringsbehovet inn til Sør-Rogaland. I tillegg vil utviklingen i kraftprisen ha stor påvirkning på nytten av reduserte tap. En høyere kraftpris enn det vi har lagt til grunn vil naturlig nok øke nytten av Lyse-Stølaheia. Nåverdi reduserte overføringstap i perioden 2020-2030 100 MNOK Tabell 16: Nåverdi av reduserte overføringstap i perioden 2020-2030. Nåverdi per 2014. Tall er oppgitt i 2014-kroner. 7.5 Vi unngår store begrensninger i handelskapasiteten på mellomlandsforbindelsene under revisjoner med Lyse-Stølaheia i drift i 2020 Dersom Lyse-Stølaheia blir forsinket, vil det bli begrensninger i handelskapasiteten på mellomlandsforbindelsene i revisjonsperioder, selv om Duge-ringen er oppgradert til 420 kv. Uten Lyse-Stølaheia vil et utfall av en ledning i Duge-ringen når det er revisjon på 420 kv Lyse-Tjørhom eller Tjørhom-Ertsmyra og omvendt medføre spenningskollaps ved full eksport på mellomlandsforbindelsene. For å unngå dette må handelskapasiteten på mellomlandsforbindelsen fra Ertsmyra reduseres i størrelsesorden 600-800 MW, forutsatt at de øvrige kablene har full eksport. Revisjoner nord for Lyse vil medføre 50-100MW større begrensninger i handelskapasiteten med Dugeringen enn med Lyse-Stølaheia. Det vil også bli større begrensninger ved revisjoner i Midtre- og Østre korridor uten Lyse-Stølaheia. Dette medfører at det over en ti års periode vil være flere uker hvor handelskapasiteten må reduseres med 600-800MW. I tillegg vil det være flere uker hvor handelskapasiteten må begrenses, men hvor konsekvensen er noe lavere. Det er krevende å anslå de samfunnsøkonomiske virkningene av en handelsbegrensning fordi den blant annet vil avhenge av den aktuelle nettsituasjonen og hydrologiske balansen samt øvrige markedsforhold. Våre analyser tyder på at handelsinntektene på våre mellomlandsforbindelser vil være store, og at handelsbegrensninger derfor vil kunne få vesentlig negativ konsekvens. Imidlertid er varigheten begrenset til revisjonsperioder. Lyse-Stølaheia gjør at vi unngår disse handelsrestriksjonene. Økt handelskapasitet på mellomlandsforbindelsene ved revisjoner i perioden 2020-2030 er anslått å ha middels positiv konsekvens (++) Økt handelskapasitet på mellomlandsforbindelser ved revisjoner i perioden 2020-2030 Tabell 17: Økt handelskapasitet på mellomlandsforbindelser ved revisjoner i perioden 2020-2030 ++ 7.6 Det vil ha liten betydning for miljøet om forbindelsen blir realisert i 2020 eller 2030 En ny forbindelse mellom Lyse og Stølaheia vil gi negative konsekvenser på miljøet. Konsekvensene er nærmere beskrevet i kapittel 4.4, samt i konsekvensutredningen[7]. Konsekvensene på miljøet vil bli omtrent de samme, uavhengig av om forbindelsen realiseres i 2020 eller 2030. Forskjellen ligger i at inngrepene blir utsatt i om lag ti år i nullalternativet. Vi har vurdert denne forskjellen til å være relativt ubetydelig. 45
Konsekvenser for miljøet ved at Lyse-Stølaheia blir realisert i 2020 i stedet for 2030 0/- Tabell 18: Vurdering av miljøkonsekvenser av å bygge Lyse-Stølaheia i 2020 i stedet for i 2030. 7.7 Vi ser bort i fra restverdier på investeringer og reinvesteringer Når analyseperioden er kortere enn den tekniske levetiden på investeringene vil tiltakene vil ha en restverdi ved analyseperiodens slutt. Restverdien skal gi et anslag på den samlede samfunnsøkonomiske netto nåverdien vi regner med at tiltakene vil gi etter utløpet av analyseperioden. Det vil ikke være store forskjeller i restverdien mellom alternativene, og vi har derfor valgt å se bort fra restverdier i denne analysen. 7.8 Driftskostnadene er marginale sammenlignet med de andre virkningene Lyse-Stølaheia vil gi økte driftskostnader som følge av bygging av en ny forbindelse. Samtidig vil vi spare driftskostnader for eksisterende 300 kv stasjonsanlegg i Stølaheia og for 132 kv ledningen som blir sanert. Vi sparer også driftskostnader for tiltakene i Duge-ringen som vi ikke trenger å gjennomføre når vi bygger Lyse-Stølaheia 10. Når kritikaliteten av dagens anlegg øker, i takt med forbruksveksten, oppstår et spørsmål om krav til økt beredskap og andre tiltak. Vi har ikke tatt med noen kostnader knyttet til dette. Nettoeffekten av endringer i driftskostnadene blir svært små, og vi har derfor sett bort fra driftskostnadene i denne analysen. 7.9 Det er ikke identifisert HMS-risikoer som ikke er håndterbare Statnett har et mål om null skader på personer, miljø og materiell. Alle arbeidsoperasjoner medfører risiko for uhell og hendelser. Prosjektet har gjennomført byggbarhetsanalyser med sterk fokus på HMS både av stasjon, kabel og ledning. Det er utarbeidet tiltak for å redusere sannsynlighet for at uhell inntreffer. Det er så langt ikke identifisert HMS risikoer som ikke er håndterbare. Det er kabelen med tunnelarbeid under Stavanger og utkjøring av store tunnelmasser som skiller seg ut som den mest utfordrende delen av prosjektet, ilandføring av sjøkabelen i Sandviga og bygging av ledning i parallell med bestående ledninger. Det vil bli utført mer detaljerte analyser av HMS-risiko knyttet til tunneldrift i det videre prosjektarbeidet. Nivået på HMS-risiko vil være det samme, uavhengig av når forbindelsen blir realisert. Det er derfor ingen netto forskjell mellom alternativene når det gjelder konsekvensen for HMS. 7.10 Usikkert om Lyse-Stølaheia vil bidra til utbygging av mer fornybar produksjon Lyse-Stølaheia vil frigjøre kapasitet i regionalnettet, noe som gjør det mulig å fase inn ny produksjon som det tidligere ikke var plass til (se kapittel 4.5). Samtidig er det planer om fornybar produksjon i området. Dersom den urealiserte produksjonen trenger støtte fra elsertifikatordningen for å være lønnsom så kan en realisering av Lyse-Stølaheia i 2020 øke sannsynligheten for at planene blir realisert. For å få rett til å motta elsertifikater må produksjonen være i drift i løpet av 2020. Lyse-Stølaheia vil ikke kunne være på drift før tett opptil denne tidsfristen. Det medfører at sannsynligheten for at prosjektet realiserer betydelige mengder produksjon utover det som ville blitt realisert i 10 Tiltakene i Dugeringen innebærer en ny forbindelse Duge-Solhom og at de eksisterende anleggene på strekningen beholdes som en produksjonsradial. 46
nullalternativet ikke er stor. Vi har derfor valgt å legge til grunn null til liten positiv konsekvens knyttet til realisering av ny fornybar produksjon for Lyse-Stølaheia. Tilrettelegging for ny produksjon 0/+ Tabell 19: verdi av tilrettelegging for ny produksjon i perioden 2020-2030 7.11 Lyse-Stølaheia legger til rette for videre nettutvikling i Sør-Rogaland Lyse-Stølaheia vil bli et første trinn i å øke kapasiteten inn til Sør-Rogaland. Forbindelsen legger til rette for ytterligere kapasitetsøkning, ved at vi senere kan oppgradere hele eller deler av det eksisterende nettet i Sør-Rogaland etter hvert som det blir behov. Lyse Stølaheia i 2020 gjør det enklere å øke overføringskapasiteten inn og ut av området ytterligere senere. Det skyldes at det ellers vil være vanskelig å oppgradere eksisterende ledninger, da ledningene må være koblet ut i deler av tiden hvor oppgraderingen gjennomføres. Med Lyse-Stølaheia vil oppgraderingsarbeidet bli enklere, fordi vi har en ny kanal inn til området. Uten en ny forbindelse inn til området, vil forsyningssikkerheten i byggeperioden bli svekket, og handelskapasiteten på mellomlandsforbindelsene vil måtte reduseres i perioder med utkoblinger på grunn av spenningsforhold. Lyse-Stølaheia vil også legge til rette for mer effektiv ombygging, da handlingsrommet er større og kan gi muligheter for bedre løsninger. På sikt er det planer om å oppgradere dagens dobbelkursledninger mellom Stokkeland og Stølaheia til 420 kv. Det er ikke plass til to 420 kv ledninger i dagens trasé. Lyse-Stølaheia vil gi en ny innføring til Stølaheia stasjon. Det åpner mulighetene for at man i fremtiden kan klare seg med en sterk forbindelse mellom Stokkeland og Stølaheia, og på den måten gi sparte reinvesteringer utover det som er beskrevet i kapittel 7.3. Videre kan det på sikt være behov for mer kapasitet enn Lyse Stølaheia kan levere. Forventet forbruksvekst indikerer at N-1-kriteriet vil brytes etter 2040. Utsettes Lyse Stølaheia til 2030, er det noe større sannsynlighet for at mange større tiltak må gjennomføres samtidig. Lyse Stølaheia i 2020 har derfor en positiv opsjonsverdi i form av at tilpasninger i kraftsystemet kan realiseres raskere og/eller billigere. Fleksibel nettutvikling i Sør-Rogaland ++ Tabell 20: Verdi av fleksibel nettutvikling i Sør-Rogaland. 7.12 Analysen viser at Lyse-Stølaheia i 2020 er samfunnsøkonomisk lønnsom Nedenfor oppsummeres de prissatte og ikke-prissatte virkningene, som samlet utgjør den samfunnsøkonomiske vurderingen. Oppsummeringen viser at å bygge i 2020 Lyse Stølaheia har positive prissatte og ikke-prissatte effekter. Det skyldes at investerings- og miljøkostnadene er mindre enn nyttevirkningene av økt overføringskapasitet i nettet. Denne overføringskapasiteten er nødvendig for å få god forsyningssikkerhet. I tillegg har økt overføringskapasitet gevinster i form av mer fleksibilitet i nettutviklingen i Sør-Rogaland og bedre utnyttelse av mellomlandsforbindelsene på Sørlandet. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av å realisere Lyse-Stølaheia i 2020 Prissatte virkninger (nåverdi per 2014) Investeringskostnader -750 Prissatte avbruddskostnader 200 47
Sparte investeringskostnader i Duge-ringen 500 Reduserte overføringstap 100 Sum prissatte virkninger 50 Ikke prissatte virkninger (konsekvenssskala) Ikke-prissatte avbruddskostnader ++ Økt handelskapasitet på mellomlandsforbindelser ved revisjoner ++ Konsekvenser for miljøet ved utsettelse fra 2020 til 2030 0/- Tilrettelegging for ny produksjon 0/+ Fleksibel nettutvikling i Sør-Rogaland ++ Tabell 21: Oppsummeringstabell av prissatte og ikke-prissatte virkninger. Alle tall er oppgitt i 2014 MNOK. Nåverdier per 2014. 7.13 Det er lite sannsynlig at Lyse-Stølaheia ikke er samfunnsøkonomisk lønnsom Konklusjonen i samfunnsøkonomiske analysen bygget på en rekke usikre forutsetninger. I usikkerhetsanalysen vurderer vi de viktigste. Vurderingen viser at usikkerheten kan medføre både økt og redusert nytte av å investere i Lyse Stølaheia i 2020, men at konklusjonen er robust for en negativ utvikling. Det skyldes først og fremst at forsyningssikkerheten er svak allerede i dag, og at situasjonen vil forverres fremover. 7.13.1 Usikkerhet knyttet til utviklingen i forbruket I regional KSU har Lyse utarbeidet tre prognoser for forbruksutviklingen. Den samfunnsøkonomiske analysen tok utgangspunkt i middelprognosen. I den lave prognosen stanser veksten raskere, mens i den høye prognosen vokser forbruket mer enn i middelscenarioet. Prognosene og overføringskapasiteten er vist i figuren nedenfor. Dette delkapittelet er for øvrig en oppsummering av vedlegg 3 del 4. Ytterligere detaljer og dokumentasjon er vist der. I alle scenarioene øker forbruket sammenliknet med dagens nivå. Det gjør at forsyningssikkerheten svekkes i alle prognosene, sammenliknet med dagens nivå. Selv i den lave prognosen vil omfanget av 48