Kraftsystemutredning for Troms

Kraftsystemutredning for Troms 2007-2016

Troms Kraft Nett AS Troms 31. mai 2007

Forord Troms Kraft Nett har utarbeidet den andre kraftsystemutredningen etter at forskrift om energiutredninger ble gjort gjeldende 1.1.2003. Utredningen har en tidshorisont på 10 år, dvs. fra 2007 til 2016. Fornybar energi, i form av vindkraft, har gjort sitt inntog i fylket. I neste 10-års periode er det planlagt utbygging av 632 MW vindkraft i utredningsområdet. Dette stiller store krav til så vel stasjonære som dynamiske elektrotekniske kvalitetsforhold. I tillegg er Troms utpekt som landets beste område for utvinning av tidevannskraft, og det er allerede meldt inn tidevannskraftverk i Rystraumen og Kvalsundet. Dette betyr at det ikke lengre bare er forbrukersiden som er med på å dimensjonere kraftsystemet vårt. Kraftsystemutvalg i Troms har bistått utredningsansvarlig med kraftsystemutredningen og har hatt møter etter behov Utredningen dekker Midt Troms og Nord Troms, også omtalt som utredningsområde 21. TKN har utført en tilleggsutredning med hensyn til integrasjon av vindkraft i Troms-nettet. Utredningen omhandler også en tariffvurdering for de største aktørene i utredningsområdet. Utredningsområdet omfatter midtre og nordre Troms, samt Kautokeino kommune i Finnmark Eivind Steinholt utredningsansvarlig Tromsø 31. mai 2007 II

Innholdsfortegnelse 1 INNLEDNING 1 2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 2 2.1 UTREDNINGSOMRÅDET OG DELTAKERE I UTREDNINGSPROSESSEN...2 2.1.1 Kommuner og befolkning i utredningsområdet...3 2.1.2 Deltakere i prosessen...4 2.2 SAMORDNING MED TILGRENSENDE UTREDNINGSOMRÅDER...4 2.3 SAMORDNING MOT KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER...5 3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET 6 3.1 MÅL FOR DET FREMTIDIGE KRAFTSYSTEMET...6 3.1.1 Leveringskvalitet...7 3.1.2 Beredskap....8 3.1.3 Nettap...8 3.1.4 Generelle miljøkrav...8 3.1.5 Verneområder...9 3.1.6 Utredninger...10 3.2 UTREDNINGENS AMBISJONSNIVÅ OG TIDSHORISONT... 11 3.2.1 Tidshorisont...11 3.2.2 Ambisjonsnivå...11 3.2.3 Revisjon...11 3.2.4 Disposisjon...11 3.3 ØKONOMISKE FORUTSETNINGER... 11 3.3.1 Investeringskostnader...11 3.3.2 Anleggsbidrag...12 3.3.3 Økonomisk levetid...12 3.3.4 Analyseperiode...12 3.3.5 Kalkulasjonsrente...13 3.3.6 Kostnad for tap...13 3.3.7 Kunders kostnader ved avbrudd...13 3.3.8 Netteiers kostnad ved feil...14 3.3.9 Drift- og vedlikeholdskostnader...14 3.3.10 Nytte og kostnadsberegninger (beregningsmetodikk)...14 3.4 TEKNISKE FORUTSETNINGER... 14 3.4.1 Lastprognose...14 3.4.2 Termisk grenselast...15 3.4.3 Spenningsgrenser...16 3.4.4 Valg av spenningsnivå...16 3.4.5 Dimensjonerende belastning...16 3.4.6 Temperaturkorrigering av effekt...17 3.4.7 Temperaturkorrigering av energi...17 3.4.8 Produksjonsprofiler...18 3.4.9 Brukstid for tap...18 3.4.10 Reaktiv effekt...18 3.4.11 Estetiske og miljømessige restriksjoner...19 3.4.12 Luftledning kontra kabel...19 3.5 SÆREGNE FORHOLD INNEN UTREDNINGSOMRÅDET... 19 3.5.1 Forbrukstyngdepunkt...19 3.5.2 Kraftproduksjon...19 3.5.3 Klima...19 3.5.4 Utbygging og drift av nettet...20 3.5.5 Spesielle krav til leveringspålitelighet...20 III

3.5.6 Befolkning/Areal...20 3.5.7 Historiske forhold og tradisjoner av betydning for energisystemet...21 3.5.8 Stabilitetsforhold...22 4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM 23 4.1 ENERGISAMMENSETNINGEN I UTREDNINGSOMRÅDET... 23 4.1.1 Alternative energikilder...23 4.1.2 Stasjonær energibruk for ulike energibærere...24 4.1.3 Oppsummering av de lokale energiutredningene...25 4.2 GENERELL BESKRIVELSE AV OVERFØRINGSNETTET... 26 4.2.1 Utbygging av kraftsystemet...26 4.2.2 Drift av kraftsystemet...26 4.2.3 Overføringskapasitet...27 4.2.4 Aktiv og reaktiv effektutveksling i utvekslingspunkter...28 4.3 BELASTNINGSDATA... 28 4.3.1 Energiforbruk...29 4.3.2 Effektuttak...31 4.4 PRODUKSJONSDATA... 34 4.4.1 Energiproduksjon...35 4.4.2 Maksimal vinterytelse...35 4.4.3 Dagens produksjonsanlegg fordelt på nettnivå...36 4.4.4 Kondensatorbatteri...36 4.5 KRAFTBALANSE... 36 4.5.1 Energi...36 4.5.2 Effekt...38 4.6 DRIFTSFORHOLD AV BETYDNING FOR UTNYTTELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM... 40 4.6.1 Nettets tilstand...40 4.6.2 Flaskehalser i nettet...43 4.6.3 Spenning og kompensering...43 4.6.4 Tap...43 4.6.5 Nettvern...45 4.6.6 Komponentsvikt...45 4.6.7 Kortslutningsforhold...46 4.6.8 Revisjonsintervall...46 4.6.9 Driftssentraler i utredningsområdet...46 4.7 OVERFØRINGSTARIFF/INNTEKTSRAMME INNEN UTREDNINGSOMRÅDET... 46 4.7.1 Utvikling i overføringstariff...46 4.7.2 Prognosert inntektsramme for år 2007...49 4.8 LEVERINGSKVALITET OG FORSYNINGSSIKKERHET... 49 4.8.1 Spenningsforhold...49 4.8.2 Mekaniske forhold...49 4.8.3 Leveringspålitelighet...49 4.8.4 Faktisk ikke levert energi...51 4.8.5 Kvalitetskontroll...52 4.8.6 Forsyningssikkerheten i området...54 4.9 GJENNOMFØRTE ENDRINGER I ANLEGG... 54 5 FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 55 5.1 BELASTNINGSDATA... 55 5.1.1 Prognosert energiforbruk...56 5.1.2 Prognosert effektuttak...57 5.2 PRODUKSJONSDATA... 58 5.2.1 Planlagte produksjonsanlegg for alternativ energi...59 5.2.2 Prognosert energiproduksjon...61 5.2.3 Prognosert effektproduksjon...62 5.3 KRAFTBALANSE... 62 IV

5.3.1 Prognosert energibalanse...62 5.3.2 Prognosert effektbalanse...66 5.3.3 Utvikling i kraftbalansen målt mot sentralnett...69 5.4 NETTANALYSER OVER FREMTIDIG UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET... 73 5.4.1 Lastflyt tunglast, utgangen av utredningsperioden...74 5.4.2 Lastflyt lettlast, utgangen av utredningsperioden...74 5.4.3 Sammendrag fra tilleggsutredninger til KSU 2005-2014...75 6 TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV 76 6.1 SANERING AV BESTÅENDE ANLEGG... 76 6.2 NYANLEGG OG OPPGRADERING AV EKSISTERENDE ANLEGG... 76 6.2.1 Nettutbygging på grunn av planlagte produksjonsanlegg...76 6.2.2 Trafokapasitet mot sentralnettet...77 6.2.3 Kost/nytte av utbyggingsprosjekter...77 6.3 KOSTNADER VED LANGSIKTIG UTVIKLING AV NETTSYSTEMET... 77 LITTERATURHENVISNINGER 78 V

Tabelliste TABELL 2-1 HISTORISK BEFOLKNINGSUTVIKLING MED FREMSKRIVING...4 TABELL 2-2 KRAFTSYSTEMUTVALGET...4 TABELL 3-1 ØKONOMISK LEVETID FOR KOMPONENTER I KRAFTSYSTEMET...12 TABELL 3-2 KILE KOSTNADER FOR ULIKE KUNDEGRUPPER...13 TABELL 3-3 SPENNINGSGRENSER I REGIONALNETTET...16 TABELL 3-4 DIMENSJONERENDE UTETEMPERATUR REFERERT TROMSØ...17 TABELL 3-5 GRADDAGSTALL...18 TABELL 4-1 TRAFOKAPASITETER I UTREDNINGSOMRÅDET...27 TABELL 4-2 INTERVALLER I DAGENS BFK I UTREDNINGSOMRÅDET...45 TABELL 4-3 INNTEKTSRAMME FOR NETTEIERE I UTREDNINGSOMRÅDET...49 TABELL 4-4 ILE PER NETTNIVÅ OG KUNDEGRUPPE FOR TKN...51 Figurliste FIGUR 2-1 UTREDNINGSOMRÅDET...2 FIGUR 2-2 UTREDNINGSOMRÅDET BESTÅR AV 19 KOMMUNER...3 FIGUR 3-1 NASJONALPARKER (BLÅ) OG LANDSKAPSVERNOMRÅDER (GRØNN)...9 FIGUR 3-2 PRODUKSJONSPROFIL FOR NOEN PRODUKSJONSANLEGG...18 FIGUR 3-3 KOMMUNEVIS BEFOLKNINGSTETTHET OG LANDAREAL...20 FIGUR 3-4 KOMMUNEVIS BEFOLKNINGSTETTHET I TETTSTEDER...21 FIGUR 3-5 NESEKURVE VED OPPRAMPING AV VINDKRAFTVERK I TROMS (FAKKEN)...22 FIGUR 4-1 HISTORISK PRODUKSJON AV ALTERNATIV ENERGI FRA KJENTE PRODUKSJONSANLEGG...24 FIGUR 4-2 ENERGIFORBRUK PER INNBYGGER OG ENERGIBÆRER I TKNS KONSESJONSOMRÅDE [1].25 FIGUR 4-3 ENERGIFORBRUK PER INNBYGGER OG ENERGIBÆRER I NTKS KONSESJONSOMRÅDE [1].25 FIGUR 4-4 REGIONALNETTET DELES INN I SEKS HOVEDOMRÅDER...27 FIGUR 4-5 GEOGRAFISK FORDELING AV ENERGIFORBRUKET I UTREDNINGSOMRÅDET...29 FIGUR 4-6 HISTORISK UTVIKLING I ELEKTRISK ENERGIFORBRUK I UTREDNINGSOMRÅDET...30 FIGUR 4-7 GJENNOMSNITTLIG ENERGIFORDELING FOR ALMINNELIG FORSYNING...31 FIGUR 4-8 HISTORISK ENERGIUTVIKLING INNEN HOVEDGRUPPENE AV LASTKATEGORIER...31 FIGUR 4-9 GEOGRAFISK FORDELING AV EFFEKTUTTAKET...32 FIGUR 4-10 HISTORISK UTVIKLING AV EFFEKTUTTAKET I UTREDNINGSOMRÅDET...33 FIGUR 4-11 HISTORISK EFFEKTUTVIKLING INNEN HOVEDGRUPPENE AV LASTKATEGORIER...33 FIGUR 4-12 GRAFISK FREMSTILLING AV ENERGIPRODUKSJON I UTREDNINGSOMRÅDET...35 FIGUR 4-13 UTVIKLINGEN AV MAKSIMAL VINTERYTELSE I UTREDNINGSOMRÅDET...36 FIGUR 4-14 HISTORISK UTVIKLING AV ENERGIBALANSEN I UTREDNINGSOMRÅDET...37 FIGUR 4-15 KRAFTBALANSE GEOGRAFISK FORDELT I UTREDNINGSOMRÅDET, GWH...37 FIGUR 4-16 HISTORISK GEOGRAFISK KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH...38 FIGUR 4-17 UTVIKLING AV EFFEKTBALANSEN I UTREDNINGSOMRÅDET...38 FIGUR 4-18 KRAFTBALANSEN GEOGRAFISK FORDELT I UTREDNINGSOMRÅDET, MW...39 FIGUR 4-19 HISTORISK GEOGRAFISK KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW...39 FIGUR 4-20 ALDERSSAMMENSETNING FOR 132KV LUFTLINJER...40 FIGUR 4-21 ALDERSSAMMENSETNING FOR 66KV LUFTLINJER...41 FIGUR 4-22 ALDERSSAMMENSETNING FOR KABLER I UTREDNINGSOMRÅDET...42 FIGUR 4-23 ALDERSSAMMENSETNING FOR TRAFOER I UTREDNINGSOMRÅDET...43 FIGUR 4-24 NETTAPENE VARIERER MED FORBRUKET...44 FIGUR 4-25 OVERSIKT OVER ENERGIFLYTEN I TKNS FORSYNINGSOMRÅDE...45 FIGUR 4-26 NETTLEIE HUSHOLDNING 20 000 KWH, EKSKL FORBRUKSAVGIFT OG MVA...47 FIGUR 4-27 NETTLEIE NÆRING 160 MWH, U/MVA...48 FIGUR 4-28 NETTLEIE NÆRING 1,6 GWH, U/MVA...48 FIGUR 4-29 ANTALL AVBRUDD PER RAPPORTERINGSPUNKT...50 FIGUR 4-30 AVBRUDDSTID PER RAPPORTERINGSPUNKT...50 FIGUR 4-31 HISTORISK UTVIKLING ILE PER KUNDEGRUPPE...51 FIGUR 4-32 HISTORISK UTVIKLING ILE PER NETTNIVÅ...52 FIGUR 5-1 PROGNOSERT ENERGIUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO 1 )...56 VI

FIGUR 5-2 PROGNOSERT ENERGIUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO 2 )...57 FIGUR 5-3 PROGNOSERT EFFEKTUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO 1 )...57 FIGUR 5-4 PROGNOSERT EFFEKTUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO 2 )...58 FIGUR 5-5 FREMTIDIGE PRODUKSJON FRA ALTERNATIVE ENERGIBÆRERE...61 FIGUR 5-6 GEOGRAFISK PLASSERING AV PLANLAGTE PRODUKSJONSANLEGG...61 FIGUR 5-7 PROGNOSERT ENERGIPRODUKSJON (PRODUKSJON- SCENARIO 1 )...62 FIGUR 5-8 PROGNOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- SCENARIO 1 )...63 FIGUR 5-9 PRONOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- SCENARIO 2 )...64 FIGUR 5-10 PRONOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- SCENARIO 3 )...64 FIGUR 5-11 PRONOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- SCENARIO 4 )...65 FIGUR 5-12 PROGNOSERT ENERGIBALANSE, OPPSUMMERING AV SCENARIER...65 FIGUR 5-13 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- SCENARIO 1 )...66 FIGUR 5-14 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- SCENARIO 2 )...67 FIGUR 5-15 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- SCENARIO 3 )...67 FIGUR 5-16 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- SCENARIO 4 )...68 FIGUR 5-17 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE, OPPSUMMERING AV SCENARIER...68 FIGUR 5-18 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- SCENARIO 1 )...69 FIGUR 5-19 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- SCENARIO 2 )...69 FIGUR 5-20 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- SCENARIO 3 )...70 FIGUR 5-21 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- SCENARIO 4 )...70 FIGUR 5-22 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- SCENARIO 1 )71 FIGUR 5-23 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- SCENARIO 2 )71 FIGUR 5-24 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- SCENARIO 3 )72 FIGUR 5-25 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- SCENARIO 4 )72 FIGUR 6-1 FORVENTET KAPITALBEHOV I UTREDNINGSPERIODEN...77 VII

1 INNLEDNING I henhold til forskrift om energiutredninger 2 har NVE utpekt Troms Kraft Nett AS (TKN) som utredningsansvarlig selskap for utredningsområde Troms (utredningsområde 21). Sørge for at det utarbeides en samlet kraftsystemutredning for utredningsområde 21, som omfatter forsyningsområdene til TKN og NTK (Nord Troms Kraftlag). Denne revideres hvert år. Samordne utredningen med konsesjonærene i overliggende og underliggende nettnivå og innenfor eget utredningsområde og samarbeide med utredningsansvarlige for tilgrensende utredningsområder (Hålogaland Kraft AS og Varanger Kraft AS) Uttale seg i forhold til oversendte anleggskonsesjonssøknader fra NVE som berører utredningsområdet Inneha sekretariatsfunksjon for kraftsystemutvalget i området. Føre referat over behandlingen i utvalget. Oversende godkjent referat til NVE til orientering innen en måned etter at møtet er avholdt Holde NVE løpende orientert om utredningsarbeidet (skifte av kontaktperson, adresseendringer, organisasjonsmessige endringer mm) Utredningen viser hvilke forutsetninger og målsetninger som ligger til grunn for utviklingen av regionalnettet i perioden 2007-2016. Utredningen beskriver også utviklingen av kraftsystemet i utredningsområdet. I tillegg til å være et sentralt grunnlag ved NVEs behandling av konsesjonssøknader, er kraftsystemutredningen et viktig dokument for å vise nettutviklingen i utredningsområdet. Det vektlegges å framskaffe enkle oversikter i utredningen, da en forventer større påtrykk fra media mht. nettutvikling sett i lys av økte krav til strømleveransen. De største brukerne er representert i kraftsystemutvalget og har dermed muligheten til å påvirke utformingen av framtidige nettanlegg i utredningsområdet. Til sist er kraftsystemutredningen et viktig dokument for de styrende organer i Troms Kraft og Nord-Troms Kraftlag som underlag for investeringsbeslutninger. Det presiseres at utredningen ikke er bindende, og innebærer ingen investeringsvedtak. Utredningen er å betrakte som et tidsbilde i en kontinuerlig prosess. Endrede forutsetninger vil derfor medføre at utredningen justeres.

2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen Landet er inndelt i 19 utredningsområder inkludert sentralnettet, som Statnett har ansvaret for. TKN er av NVE tildelt ansvaret for utredningsområde 21: midtre og nordre del av Troms, samt Kautokeino kommune i Finnmark. Utredningen omfatter konsesjonspliktige anlegg på regionalnettsnivå, omfattende alt 66kV nett og mesteparten av 132kV nettet med tilhørende produksjons- og transformeringsanlegg. Administrerende direktør Eivind Steinholt (TKN, TKP, TKV) er utredningsansvarlig for utredningsområde 21. Avdeling Planlegging i Divisjon NettService i TKN har ansvaret for å utvikle kraftsystemutredningen. Sørdelen av fylket dekkes av Hålogaland Kraft AS, og er underlagt utredningsområde 20 (nordre Nordland og Sør- Troms), hvor Hålogaland Kraft AS har utredningsansvaret. Produksjon og nett tilhørende Kvænangen Kraftverk A/S er ikke tatt med i denne regionen, da Kvænangen kommune ifølge regionsinndelingen til NVE skal legges til utredningsområde Finnmark, hvor Varanger Kraft Nett AS er utredningsansvarlig. Figur 2-1 Utredningsområdet Forskrift om energiutredninger legger opp til en todeling av det konsesjonærpålagte utredningsarbeidet. Lokale energiutredninger skal utarbeides av områdekonsesjonærer (nettselskaper) for hver kommune. Følgende selskap har områdekonsesjon i utredningsområdet: Troms Kraft Nett AS Nord Troms Kraftlag AS I tillegg har Troms Kraft Varme AS fjernvarmekonsesjon.

Kapittel 2: Beskrivelse av utredningsprosessen. Anleggskonsesjonærer skal bidra ved utarbeidelse av kraftsystemutredninger. Følgende selskaper har anleggskonsesjoner på sentral og regionalnettsnivå i utredningsområdet: Troms Kraft Nett AS Nord Troms Kraftlag AS Finnfjord AS Statnett SF Statkraft SF De fleste anlegg som faller inn under ordningen med kraftsystemutredning tilhører Nord Troms Kraftlag og Troms Kraft Nett. 2.1.1 Kommuner og befolkning i utredningsområdet Det etterfølgende kartutsnittet illustrerer utredningsområdets utstrekning, med alle kommuner inntegnet. Figur 2-2 Utredningsområdet består av 19 kommuner Utredningsområdet er på kartet markert med oransje farge. Tilgrensende utredningsområde sør for dette området er nordre Nordland og Sør Troms, mens utredningsområde Finnmark er i nord. Kraftsystemutredning for Troms Side 3

Kapittel 2: Beskrivelse av utredningsprosessen. Tabell 2-1 Historisk befolkningsutvikling med fremskriving Befolkningsutvikling 1) 1997 2000 2003 2006 2007 2008 2011 2014 2016 1902 Tromsø 57384 59145 61182 63596 64041 64706 66457 68069 69127 1920 Lavangen 1090 1052 1069 1035 1014 1009 978 980 970 1922 Bardu 3879 3889 3841 3799 3855 3856 3910 3979 4001 1923 Salangen 2450 2346 2260 2263 2231 2221 2224 2230 2240 1924 Målselv 7170 7054 6845 6578 6512 6469 6391 6329 6319 1925 Sørreisa 3391 3294 3312 3322 3332 3333 3374 3415 3449 1926 Dyrøy 1427 1337 1317 1295 1264 1254 1236 1206 1192 1927 Tranøy 1758 1695 1704 1598 1599 1581 1538 1516 1503 1928 Torsken 1231 1166 1119 1005 997 977 910 879 863 1929 Berg 1133 1111 1042 996 991 984 944 922 902 1931 Lenvik 11051 11039 11049 11051 10934 10929 10945 11001 11040 1933 Balsfjord 5910 5749 5638 5569 5508 5485 5436 5356 5319 1936 Karlsøy 2553 2496 2463 2369 2333 2312 2274 2250 2232 1938 Lyngen 3395 3225 3176 3161 3142 3141 3126 3144 3148 1939 Storfjord 1912 1872 1879 1932 1959 1979 2028 2078 2112 1940 Gaivuotna/Kåfjord 2536 2369 2359 2261 2267 2254 2213 2177 2170 1941 Skjervøy 3030 2934 3021 2971 3041 3063 3118 3163 3196 1942 Nordreisa 4855 4821 4726 4772 4730 4742 4746 4772 4774 2011 Guovdageaidnu-Kautokeino 3176 3068 3022 2998 2984 2983 2952 2930 2923 Totalt 119331 119662 121024 122571 122734 123278 124800 126396 127480 Tabell 2-1 viser en oversikt over forventet befolkningsutvikling i utredningsområdet. Innbyggertallet har hatt en historisk lineær endring på 0.29 % per år mens fremtidig endring antas å være 0.33 % per år. 2.1.2 Deltakere i prosessen Utredningsarbeidet er organisert i et kraftsystemutvalg bestående av følgende: Tabell 2-2 Kraftsystemutvalget Navn Firma Karakteristika Jonny Sørensen Norsk Miljøkraft AS Kraftprodusent utenfor NTK og TK John Roald Vassbotn Nord Troms Kraftlag AS Anleggs- og områdekonsesjonær + produsent Erlend Olsen Finnfjord AS Største nettkunde Bjørn Hugo Jenssen Statnett SF Sentralnett + systemansvarlig Stig Løvlund Statnett SF Sentralnett + systemansvarlig Fredd Arnesen Troms Kraft Nett AS Utredningsansvarlig Eivind Tore Strand Troms Kraft Nett AS Regionalnett + områdekonsesjonær Sture Hellesvik Troms Kraft Nett AS Distribusjonsnett + områdekonsesjonær Harry Løvberg Troms Kraft Produksjon AS Kraftprodusent Kraftsystemutvalget ble etablert i 2004 og justert på kraftsystemmøte 2007. Utvalget er bredt sammensatt og representerer både produsenter, nettkunder og netteiere i utredningsområdet. Dette sikrer at brukerne av nettet har mulighet til å påvirke utformingen av overføringsanlegg de er avhengige av. Kraftsystemutredningen utføres på et fritt og uavhengig grunnlag basert på foreliggende prognoser for last og produksjonsutviklingen i utredningsområdet. 2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder Koordineringen mot sentralnettet er godt ivaretatt i og med at Statnett er representert i kraftsystemutvalget. Videre har TKN som mål å utvikle et nært samarbeid med Statnett, da sentral- og regionalnettet i utredningsområdet i hovedsak består av samme spenningsnivå, og dermed vil komponentene i all hovedsak være like. TKN ser det som naturlig å utvikle felles kompetanse for overføringsanlegg i området. Kraftsystemutredning for Troms Side 4

Kapittel 2: Beskrivelse av utredningsprosessen. Varanger Kraft har forespurt om behovet for en samordnet utbygging av regionalnettet i grenseområdet mot utredningsområde Finnmark. Gjennom den konsesjonsgitte 66kV linjen fra Sautso (Alta Kraftverk) til Kautokeino, er det naturlig å fokusere på samarbeid fremover. Når det gjelder samordning med utredningsområde 20 (nordre Nordland og Sør-Troms), pågår det en vurdering av sammenkobling i distribusjonsnett på 22kV spenningsnivå ved Gratangsområdet. Kommunikasjonen vertikalt mot distribusjonsnettet skal ivaretas ved at utredningsansvarlig får tilsendt lokale energiutredninger til orientering. TKN og NTK utarbeider årlig lokale energiutredninger, der de første utredningene var ferdigstilt 31.12.2004. I tillegg er netteier i distribusjonsnettet i TKN og NTK representert i kraftsystemutvalget. Disse innehar store lokalkunnskaper, og vil derfor være viktig for å skaffe en oversikt over lokale forhold som lasttetthet, etablering av punktlaster, prognoser m.v. I tillegg er det disse som i det vesentlige har kontakt mot fylke og kommuner, og som har førstehånds kjennskap til offentlige planer som reguleringsplaner, generalplaner, verneplaner m.v., som er viktig dokumentasjon i forbindelse med prognosering av belastning i fordelingsnettet. Troms Kraft Varme AS er det eneste selskapet som har fjernvarmekonsesjon i utredningsområdet. De installasjonene som TKV innehar, og som selskapet ser for seg i framtiden, har en såpass lav installert ytelse at disse anleggene blir inkludert i den lokale energiutredningen. 2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer I utredningsområdet er det ingen formell ordning med samkjøring mot kommunale og fylkeskommunale planer. Netteiere i distribusjonsnettet benytter likevel disse planene som et av flere grunnlagsdokumenter for prognosering av belastningsutvikling og framtidig nettutvikling. Aktuelle etater i Tromsø Kommune, Troms Fylkeskommune, NHO samt Fylkesmannen i Troms inviteres årlig til et utvidet kraftsystemmøte. Med en årlig oppdatering er det ikke funnet hensiktsmessig å sende utredningen på høring. Kraftsystemutredning for Troms Side 5

3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET 3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet Det overordnede mål for regionalnettet i midtre og nordre del av Troms er å fremme en kostnadseffektiv utbygging og drift av overføringsanlegg i utredningsområdet, slik at formålet ( 1-2) i energilovsforskriften er oppfylt. Optimalisering av nettdriften innebærer i praksis at summen av følgende fem kostnadsfaktorer skal minimaliseres: Investeringskostnader Drifts- og vedlikeholdskostnader Tapskostnader KILE kostnader Flaskehalskostnader TKN og NTK vil til enhver tid følge de lover og regler som myndighetene setter for nettdriften. I tillegg ønsker en i stor grad å følge de retningslinjer og anbefalinger som bransjen selv setter, (EBL, SEFAS m.v.). Et viktig mål for hele energiforsyningen i Norge er å standardisere utstyr og spesifikasjoner for på sikt å få til en mer effektiv nettdrift. I så måte vil TKN og NTK støtte opp om målsetningen når det er mulig med hensyn til de behov en har i forsyningsområdet. Det er også et mål for nettdriften å holde overføringskostnadene så lave som mulig, for å sikre en tilfredsstillende avkastning på investert kapital. Imidlertid må målsettingen sees i sammenheng med krav til leveringspålitelighet, og forventet og faktisk KILE. I tillegg er det flere andre viktige målsettinger som omtales i det etterfølgende.

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. 3.1.1 Leveringskvalitet Leveringskvaliteten er et samlebegrep for leveringspålitelighet og spenningskvalitet. Leveringspåliteligheten beskriver kraftsystemets evne til å levere elektrisk energi til sluttbruker, og er knyttet til hyppigheten og varigheten av avbrudd i forsyningen. Spenningskvaliteten beskriver kvaliteten på spenningen i henhold til gitte kriterier, og er knyttet til anvendbarheten av elektrisiteten når det ikke er avbrudd. Leveringskvaliteten er regulert gjennom forskrift som trådte i kraft den 1.1.2005, Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet. Formålet med denne forskriften er at den skal bidra til å sikre en tilfredsstillende leveringskvalitet i det norske kraftsystemet, samtidig som den klargjør hvem som har ansvaret for leveringskvaliteten i et sammenkoblet kraftsystem med produsenter, netteiere og sluttbrukere. Forskriften beskriver en rekke kvalitetsparametere med konkrete krav til størrelse. Dette er: Langsomme variasjoner i spenningens effektivverdi Kortvarige over og underspenninger Spenningssprang Flimmerintensitet I tillegg er det andre kvalitetsparametere som Norges vassdrags og energidirektorat kan fastsette i hvert enkelt tilfelle: Overharmoniske spenninger Interharmoniske spenninger Signalspenning overlagret forsyningsspenningen. Leveringspålitelighet Alle selskap med sluttbrukere plikter å innrapportere avbruddsdata for alle avbrudd i alle nett med spenninger over 1 kv. Innrapporteringen omfatter avbrudd forårsaket på alle 3 nettnivå: sentralnett, regionalnett, distribusjonsnett. I tillegg skal alle driftsforstyrrelser i nett med spenningsnivå over 1 kv, feilanalyseres. Det er derfor i de større kraft- og trafo- stasjoner installert feilskrivere, enten mot hvert enkelt vern, eller en sentral skriver koblet mot kontrollanlegget i stasjonen. Ved større hendelser kan informasjonen fra disse hentes ut. I tillegg er alle stasjonene fjernstyrt, med overføring av alle vernmeldinger til vår driftsentral i Tromsø. TKN har også utarbeidet interne måltall for forventet leveringspålitelighet. Måltallene er grenseverdier, som ved overskridelser krever at netteier analyserer og eventuelt iverksetter tiltak. Måltallene for leveringspålitelighet er som følger for hendelser med varighet over 3 minutter: For sluttbrukere tilknyttet regionalnettet er måltallene: En sluttbruker i TKNs regionalnettnett skal ikke ha mer enn 2 langvarige avbrudd pr år. Varigheten av alle avbrudd skal ikke overstige 12 timer pr år, hvorav varigheten av varslede avbrudd ikke skal overstige 8 timer For sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnettet er måltallene: En sluttbruker i TKNs nett skal ikke ha mer enn 10 langvarige avbrudd pr år. Varigheten av alle avbrudd skal ikke overstige 35 timer pr år, hvorav varigheten av varslede avbrudd ikke skal overstige 20 timer NTK har ikke måltall knyttet til antall avbrudd i nettet sitt. Kraftsystemutredning for Troms Side 7

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. Hovedfokus vil være å kople sammen avbruddskostnader og leveringspålitelighet, for å sette inn tiltak og ressurser der de gir de beste samfunnsøkonomiske løsningene. TKN og NTK har også som mål å holde en så høy standard på utstyr og anlegg at det ikke går ut over sikkerheten til de ansatte eller tredjeperson. Nivået på leveringspåliteligheten blir bestemt ut fra at de totale kostnader knyttet til investering, nettap, drift, vedlikehold samt avbrudd skal minimaliseres. Først når en har lagt en strategi for investeringer i årene fremover, vil en kunne si om nivået på leveringspåliteligheten vil opprettholdes eller om den blir redusert. Ved planlegging av nyanlegg og vedlikehold av eksisterende anlegg, brukes tall for landsgjennomsnittet for feil på komponenter. I tillegg brukes egne erfaringstall for hvor mye tid som går med til å reparere feil. I denne utredningen har man benyttet de samme priser for avbrudd som NVE bruker i KILE ordningen. Ved hjelp av innsamlede data om fordelingen mellom diverse kundegrupper tilknyttet de ulike lastuttakene (trafostasjoner), har man beregnet avbruddskostnader per lastpunkt. TKN og NTK er hver for seg ansvarlig for å registrere feil og avbrudd innenfor sitt konsesjonsområde. 3.1.2 Beredskap. TKN og NTK vil opprettholde en tilstrekkelig beredskap for sine anlegg. TKN har utarbeidet en beredskapsplan [1] for TKN og A/S Kvænangen Kraftverk. Denne planen dekker krisesituasjoner som følge av naturkatastrofer, ulykker i fred, og krig. Planen oppdateres kontinuerlig og har et eget kapittel som omhandler reservemateriell. NVE har laget en databaseløsning (eberedskap) for å registrere beredskapsmateriell. TKN har vært med og finansiert dette prosjektet. TKN har registrert reservemateriell i eberedskap. Denne oppdateres kontinuerlig så snart det foreligger tilgjengelige komponenter som kan inngå i en slik beredskap. TKN har i tillegg, sammen med resten av Troms Kraft konsernet, tilrettelagt for risikostyring i virksomheten der systemet er i ferd med å implementeres i daglig drift. NTK har også utarbeidet en egen beredskapsplan, sist revidert 1.8.1997. Også denne inneholder et eget kapittel om reservemateriell. 3.1.3 Nettap Tap på ett nettnivå vil avle tap på foranliggende nettnivå. Det er derfor viktig at driften av regionalnettet er slik at nettapene minimaliseres. Dette oppnås blant annet ved å velge riktige delingspunkter i nettet, og ikke transportere store mengder reaktiv effekt. Både TKN og NTK har innført timesmålinger i alle sine trafostasjoner. Når disse sammenholdes med utvekslingen mot sentralnettet og innmatingen fra produksjonsenheter, vil en ha eksakte tall for tapet i regionalnettet. Det gjøres investeringer i nettet for å redusere nettapene der dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt. 3.1.4 Generelle miljøkrav Krav til estetikk, støy fra hovedtrafoer og linjer, magnetfelt og helserisiko er gjenstand for en sterk fokusering. Når nye linjer planlegges vil TKN og NTK, gjennom tett dialog med myndigheter, miljøorganisasjoner og lokalsamfunn, søke å minimalisere de estetiske ulempene som en utbygging medfører. Ved bygging av nye linjer og kabler vil TKN og NTK følge de pålegg som myndighetene gir i spørsmål knyttet til miljøet. Ved de siste tildelinger av Kraftsystemutredning for Troms Side 8

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. anleggskonsesjoner for linjer har NVE gitt pålegg om bruk av mattede liner og fargede traverser. En tilstreber også i størst mulig grad å benytte eksisterende infrastruktur (skogsveier mv.) eller helikopter ved tiltransport av materiell. Istandsetting av berørte området vektlegges mye. I kontrakt med utførende entreprenør har en alltid en forutsetning om at berørte arealer etter ferdigstillelse av anlegg minst skal ha en standard som før byggingen startet. Hensyntagen til miljø kan resultere i økte bedriftsøkonomiske kostnader for prosjekter. Myndighetene har ikke fastsatt grenseverdier for magnetfelt. I NOU rapport 1995:20 "Elektromagnetiske felt og helse - forslag til en forvaltningsstrategi" er det ikke bestemt noen avstand fra kraftlinjer til boligareal. Imidlertid omtaler forskriftene (FEA F 1995 s. 180-181) en varsomhetsstrategi som anbefaler at det ved nærføring av boligfelt m.v. benyttes en minste horisontal avstand på 15 m ved 300 kv og 18 m ved 400 kv. Enkle tiltak som trekantforlegning av kabler vil forbedre symmetrien på feltene rundt kablene, slik at resultantfeltet blir ubetydelig. I tillegg kan en oppnå magnetfeltreduksjoner ved å benytte kapslede koplingsanlegg, samt ved å benytte bestemte typer ledningsoppheng. 3.1.5 Verneområder Vern av spesielle naturområder eller naturforekomster i Norge skjer først og fremst i medhold av lov om naturvern av 1970. Naturvernloven brukes vanligvis for å verne områder av internasjonal, nasjonal eller regional verdi. I naturvernloven er det gitt hjemmel for opprettelse av flere typer verneområder. Kategoriene nasjonalpark, landskapsvernområde og naturreservat er de vanligste. Figur 3-1 Nasjonalparker (blå) og landskapsvernområder (grønn) Det er til sammen 61 verneområder i Troms, bestående av 51 naturreservater, 3 nasjonalparker, 5 landskapsvernområder og 2 fuglefredningsområder. I Finnmark er det kun en nasjonalpark innenfor utredningsområdet. Nasjonalparkene og landskapsvernområdene er vist i figur 3-1. Kraftsystemutredning for Troms Side 9

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. Naturreservat Naturreservat omfatter ofte mindre områder enn nasjonalparker og landskapsvernområder og regnes som den "strengeste" kategorien i naturvernloven og medfører ofte til dels omfattende restriksjoner på bruken av området; ferdsel kan for eksempel forbys. Formålet med å opprette naturreservater er i første rekke å verne om naturfaglige forhold; eksempelvis ta vare på geologiske forekomster, plante- og dyreliv. Nasjonalparker Nasjonalparker utgjør ofte store områder. Det finnes i dag 3 nasjonalparker i Troms og en i Finnmark innenfor utredningsområdet. Landskapsvernområder De fire landskapsvernområdene i utredningsområdet er: Prestvannet, Raisduottarhaldi, Skipsfjord og Store Risøya landskapsvernområde, Fuglefredningsområder I Troms er fuglefredningsområdene Eggøya og Lille Follesøya opprettet. Andre vernede områder Det finnes flere områder som er vernet mot kraftutbygging og andre inngrep som skader verneinteressene. I tillegg finnes det et stort antall områder som er foreslått fredet. Alle områder som er båndlagt av miljøhensyn blir det tatt hensyn til ved planlegging av nye nettanlegg. Opplysningene om verneområder er hentet fra Fylkesmannen i Troms sine Internettsider, samt andre kilder. Fylkesmannen i Troms: http://www.miljostatus.no/troms/tema/biologisk_mangfold/naturvern/index.htm 3.1.6 Utredninger Utredningssystemet skal imøtekomme behovet for å dokumentere for kunder og myndigheter at energitransporten skjer på en kostnadseffektiv måte. Kraftsystemutredningen skal i tillegg være et styringsredskap for beslutningstakere i nettselskapene, for å sikre at de riktige beslutninger blir tatt. Til sist skal utredningen være et referansedokument for NVE ved søknad om anleggskonsesjon. Kraftsystemutredning for Troms Side 10

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. 3.2 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont 3.2.1 Tidshorisont Tidshorisonten til utredningen er 10 år der hovedvekten er lagt på den første femårsperioden. Utredningsarbeidet er ment å være en kontinuerlig prosess, hvor en løpende justerer utredningene i henhold til de langsiktige målene. 3.2.2 Ambisjonsnivå Utredningens ambisjonsnivå er å vise en samlet framstilling av hvordan overføringsbehovet for kraft antas å utvikle seg framover, og hvilke tiltak som er nødvendig for å møte dette framtidige behovet. 3.2.3 Revisjon Det presiseres at utredningsarbeidet er en kontinuerlig prosess der endrede forutsetninger kan påvirke både tidspunkt for, og omfang av nødvendige tiltak. Utredningen justeres hvert år, og følger således den nye forskriften for energiutredninger. 3.2.4 Disposisjon Utredningen følger for en stor del NVEs forslag til disposisjon og innhold for kraftsystemutredninger [1]. 3.3 Økonomiske forutsetninger Nettselskapene skal opptre forretningsmessig innenfor samfunnsøkonomiske rammer. Det må derfor legges til grunn investeringskriterier der samfunnsøkonomisk lønnsomhet (for eksempel hensyn tatt til leveringspålitelighet) veies mot bedriftsøkonomiske hensyn og prisutvikling. Bedriftsøkonomisk inntjening er knyttet til kostnadsdekning gjennom tariffen. I de tilfeller der det er urimelig at fellesskapet skal dekke kostnadene ved strømforsyning, vil en benytte anleggsbidrag/investeringstilskudd etter regler bestemt av myndighetene, eller anbefalinger fra bransjen. Planlegging av det fremtidige kraftsystemet bygger på tekniske og økonomiske analyser (kostnytte analyser) av de ulike utbyggingsprosjektene. I det etterfølgende presenteres de økonomiske og tekniske forutsetninger som ligger til grunn for denne utredningen. 3.3.1 Investeringskostnader Ved tilfeller der det ikke foreligger egne kostnadstall, benyttes enhetskostnader fra SEFAS planleggingsbok. I følge håndboken vil angitt kostnad ha et variasjonsområde på ± 20 %. Byggekostnader inkluderer ikke merverdiavgift, investeringsavgift eller renter i byggetiden. Investeringskostnaden er primært avhengig av spenningsvalg, kapasitetskrav, hensyn til framtidig oppgradering og krav til komponentpålitelighet. Spesielt momentet med framtidig oppgraderingsmulighet er interessant, under det faktumet at luftledninger har levetider større enn 25 30 år. Dersom overføringsbehovet i framtiden skulle øke drastisk, så kan en i dag ta "høyde" for dette ved å tilrettelegge for oppgradering av linjer til høyere spenningsnivå og / eller større linetverrsnitt. Det hele vil være et kostnadsspørsmål knyttet opp mot Kraftsystemutredning for Troms Side 11

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. sannsynlighetsbetraktninger rundt en sterk framtidig lastøkning, eller realisering av ny produksjon med behov for innmatingskapasitet. Investeringskostnader / komponentkostnader er også påvirket av klima og valg av trase. 3.3.2 Anleggsbidrag Den 1.1.2002 innførte NVE nye regler (Forskrift for økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer, 17-5) for beregning av anleggsbidrag. Den største endringen i forskriften var at det nå ikke kan tas hensyn til energiforbruk ved beregning av anleggsbidrag. Sentral/Regionalnett Nettselskap plikter å stille ledig kapasitet tilgjengelig ved tilknytning av nye produksjonskilder/uttak i regional og sentralnettet. Rene produksjonsanlegg bekostes i sin helhet av kunden. Produksjonsrelaterte nettanlegg (som bygges for tilknytning til eksisterende nett) kostnadsfordeles etter effektansvarlighet, mens kapasitetsheving i eksisterende nett bekostes fullt ut av kraftprodusent. Anleggsbidrag skal være med på å forhindre at store kostnader belastes eksisterende kunder. Investeringer som medfører tilknytning til distribusjonsnettet er ikke omtalt i dette kapitlet, men er beskrevet i det åpne vedlegget. 3.3.3 Økonomisk levetid Den økonomiske levetiden angir antatt økonomisk levealder for en komponent. Levetiden er definert som det antall år en komponents kostnader til drift og vedlikehold er lavere enn kostnader ved å bytte den ut med en ny. Et forhold som virker bestemmende for den økonomiske levetiden, er den teknologiske utviklingen på det området en skal foreta en investering. Sterk teknologisk utvikling vil forårsake redusert økonomisk levetid. Sterkere lastutvikling enn forventet kan avkorte levetiden for komponenter. I tillegg vil levetiden være avhengig av klimapåkjenning, vedlikeholdsrutiner og prestasjon i monteringsutførelsen. I [1] presenteres følgende veiledende verdier for økonomisk levetid: Tabell 3-1 Økonomisk levetid for komponenter i kraftsystemet Komponent / anlegg Vannkraftanlegg Trafostasjoner Overføringslinjer Fordelingslinjer Kabelanlegg Kondensatorbatteri Vindmøller Økonomisk levetid 40-60 år 25-35 år 25-35 år 20-30 år 15-30 år 15-25 år 25 år Grensene som presenteres er romslige. Dette skyldes at det er vanskelig å angi eksakte tall, da levetid som nevnt over er avhengig av mange faktorer. Av dette følger det at økonomisk levetid kan være forskjellig fra avskrivningstiden for vedkommende komponent. Levetiden er angitt mer i detalj i de ulike analyser. 3.3.4 Analyseperiode Analyseperioden angir det tidsintervallet som beregninger er gjort innenfor. En komponent som har kortere økonomisk levetid enn analyseperioden blir antatt reinvestert med samme type komponent. Komponenter med levetid utover analyseperioden vil få godskrevet dette ved en restverdi. Kraftsystemutredning for Troms Side 12

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. Det er i beregninger valgt en analyseperiode på 30 år, hvis ikke annet er oppgitt i de enkelte analysene. 3.3.5 Kalkulasjonsrente For samfunnsøkonomiske lønnsomhetsanalyser fastsettes kalkulasjonsrenten av Finansdepartementet. For statlige investeringer er renten for tiden 4,5 %. Dette er en realrente dvs. at alle kostnader regnes i fast kroneverdi, slik at en slipper å justere for inflasjon og prisstigning. Bedriftsøkonomisk avkastningskrav vil avhenge av eiernes krav til inntjening og finansieringsform (egen eller fremmedfinansiering). Bransjen skattlegges hardere nå enn tidligere, og det er større krav til lønnsomhet. Disse forhold aktualiserer diskusjonen om avkastning. Dette til tross, er det valgt å benytte ett avkastningskrav på 6 % realrente under nettanalysene. 3.3.6 Kostnad for tap Samfunnsøkonomiske kostnader for tap er beregnet av SEFAS i "Planleggingsbok for kraftnett". Korttidsgrensekostnad (KGK) brukes som prinsipp for å bestemme de samfunnsøkonomiske produksjonskostnadene for energi og effekt. Den ekvivalente årskostnad av tap er funnet ved hjelp av følgende formel: k pekv = k p + k wekv * T t der k pekv er ekvivalent årskostnad for tap k p er kostnad av maksimale effekttap k wekv er ekvivalent årskostnad for energitap T t er brukstid for tap Er brukstid for tap 2400 timer blir ekvivalent årskostnad: I 22 kv nettet: kpekv = 430 + 0,23 * 2400 = 982 kr/kw I 66 og 132 kv nettet: kpekv = 305 + 0,23 * 2400 = 857 kr/kw Generelt er beregninger i Netbas utført i maksimallast, men kan eksempelvis utføres månedsvis. Omregning til tapt energi er utført ved hjelp av brukstid for tap. 3.3.7 Kunders kostnader ved avbrudd Kostnadene for avbrudd er satt lik NVEs satser som gjelder for KILE ordningen. Tabell 3-2 KILE kostnader for ulike kundegrupper KILE-kostnader 2004 Ikke varslede abbrudd Varslede avbrudd Industri 66 kr/kwh 46 kr/kwh Handel og tjenester 99 kr/kwh 68 kr/kwh Jordbruk 15 kr/kwh 10 kr/kwh Husholdning 8 kr/kwh 7 kr/kwh Offentlig 13 kr/kwh 10 kr/kwh Treforedling og kraftkrevende industri 13 kr/kwh 11 kr/kwh Den nye ordningen med flere sluttbrukergrupper og mer differensierte kostnader for avbrudd, vil bli brukt i fremtidige analyser. Med disse verdiene for kunders kostnader ved avbrudd, er det beregnet kostnader for hver trafostasjon. Dette er omtalt i [1]. Kraftsystemutredning for Troms Side 13

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. 3.3.8 Netteiers kostnad ved feil Nettselskapets egne kostnader ved feil er i henhold til Planleggingsbok for kraftnett satt til kr 10 700,- per feil i distribusjonsnett. Samme kostnadstall benyttes i sentral og regionalnett inntil det foreligger tallmateriale for landsgjennomsnitt på disse nettnivåene. Kostnadene er de direkte kostnadene (merkostnader) ved feil og avbrudd og omfatter kostnader for selve feilsøkingen og reparasjonen, det vil si arbeidstid (overtid), transport, utstyr og materiell. 3.3.9 Drift- og vedlikeholdskostnader Dersom disse ikke er kjent ut fra egen historikk, benyttes en fast prosentsats av investeringsbeløpet. Dette ansees som nøyaktig nok for sammenligning mellom prosjekter. I TKN benyttes 1,5 % dersom det ikke foreligger historiske tall. Drift og vedlikeholdskostnadene vil være avhengig av anleggets alder, vedlikeholdsintervall, valg av teknisk løsning og klimamessige påkjenninger. I værharde strøk vil en forvente høyere drift og vedlikeholdskostnad på grunn av sterkere klimatiske påkjenninger og flere komponentsvikt. Hvor langt komponenten er kommet i livsløpet spiller også inn. Der er en realitet at en må forvente flere defekter / svikt i begynnelsen og ved slutten av komponentens levetid (badekar kurven). 3.3.10 Nytte og kostnadsberegninger (beregningsmetodikk) Nytten ved et prosjekt framkommer som kapitalisert verdi av reduserte tap, reduserte vedlikeholdskostnader og redusert ikke-levert energi. De kapitaliserte verdiene for hvert år i analyseperioden blir summert og omregnet til dagens kroneverdi (nåverdi). Som analysemetode velges nåverdimetoden, da denne er teoretisk mest tilfredsstillende. Nåverdien beregnes med følgende formel: der: K n 0 = i= 1 p K i 1 + 100 n Ko = sum kostnad i analyseperioden referert analyseperiodens begynnelse Ki = sum kostnad år i p = kalkulasjonsrente. Her benyttes realrente n = analyseperiodens lengde Kostnadene ved en utbygging blir regnet om til dagens kroneverdi. Ved å benytte faste priser i kontantstrømmen trenger en ikke å ta hensyn til inflasjon. 3.4 Tekniske forutsetninger Nedenfor er det angitt hvilke tekniske forutsetninger utredningen bygger på. 3.4.1 Lastprognose Lastprognosen er utarbeidet på grunnlag av opplysninger fra TKN og NTK om historisk effektog energiutvikling samt kjennskap til fremtidig utvikling i bolig og næringsstrukturen. Lastprognose for ulike utvekslingspunkt er omtalt i [1]. Kraftsystemutredning for Troms Side 14

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. 3.4.2 Termisk grenselast Luftledning Det anvendes data utgitt av SEFAS. Disse legger til grunn en driftstemperatur på lederen på 80 C, lufttemperatur 20 C, vindstyrke 0,6 m/s (flau vind) og med en emisjonskoeffisient for linen på 0,5. Disse forholdene tilsvarer sommersituasjon. Ved analyser hvor maksimal vinterlast inngår, og hvor systemet er presset vil vi i mer detaljerte analyser anvende 0 C som lufttemperatur, samt ta hensyn til aktuelle spenningsgrenser. Flere av linjene bygd før 1990 er prosjektert og bygget med en maksimal driftstemperatur på 40 eller 50 C. Dette blir det tatt hensyn til ved analyser der disse linjene inngår. Kabel Det anvendes data fra tekniske spesifikasjoner utgitt av kabelleverandørene. Maksimalstrømmen vil være avhengig av forlegningsmåte og avstand til andre kabler i samme grøft. For PEX kabler, forutsettes en maksimal ledertemperatur på 90 C. Temperaturen i jord er forutsatt å være 15 C. For oljekablene er tillatt maksimal ledertemperatur 80/85 C, mens temperaturen i jord / sjø / omgivelse er 15-20 C. I kabelnettet er en generelt forsiktig med å overskride strømverdiene som er omtalt i [1]. PEX kabler kan belastes 200 % i 15 minutter, forutsatt 75 % initiell last. For oljetrykkabler bør overlast sjekkes i hvert enkelt tilfelle, pga. økt dynamisk oljetrykk for kabelanlegg. Ved krysning av vei blir ofte kablene forlagt i rør. For å kompensere for tapt overføringsevne kan en fylle rørene med bentonitt eller hvitmiks. Det er verdt å merke seg at sjøkablers belastningsevne bestemmes av forlegningen i landtaket. Trafoer Overbelastning av trafoer vil innebære en temperaturstigning i viklinger, isolasjonsmaterialer og kjølemiddel. En slik temperaturstigning vil kunne ha betydning for aldringsprosessene i isolasjonsmaterialene. Ved streng kulde, og tatt i betraktning den store tidskonstanten en har for temperaturstigning, vil en likevel tillate overbelastning med inntil 30 % av merkelast ved streng kulde. På nye trafoer har en målinger av toppoljetemperaturen. Så lenge denne holdes under 90 C kan trafoen overbelastes betydelig, uten tap av levetid. Ved høy overlast er det gjennomføringen i trafokassen som er begrensende. Kraftsystemutredning for Troms Side 15

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. 3.4.3 Spenningsgrenser I regionalnettet er maksimalspenningen bestemt av isolasjonsnivået på de ulike komponentene, mens minimumsspenningen er bestemt ut fra stabilitetsmessige betraktninger og / eller leveringsbetingelser hos kunder. Ved for lav spenning vil en i tillegg suge ut store mengder reaktiv effekt fra kraftstasjoner, noe som er uønsket. I stasjoner med ensidig innmating, beskjeden overføring i normal lastsituasjon og lange radialer vil det reaktive tapet (reaktans i ledningen) være så stort at spenningen hos mottaker blir for lav. Spenningsfallet vil således være den begrensende faktoren for overføringskapasiteten. Tabell 3-3 Spenningsgrenser i regionalnettet spenningsgrenser Nettnivå Maks [kv[ Min [kv] 132 145 128 66 67 60 Tabell 3-3 viser maksimum og minimum tillatt spenningsgrense for regionalnettet i utredningsområdet. 3.4.4 Valg av spenningsnivå For å ta hensyn til eventuelle fremtidige spenningsoppgraderinger vil nye kabler og ledninger i utredningsområdet primært bli bygd for 132kV, og blir eventuelt drevet for 66kV inntil videre. Dette medfører at tilknyttede transformatorer må være omkoblbar fra 66kV til 132kV på primærsiden. Kostnadsforskjellen ved å benytte komponenter for 132kV kontra 66kV er infinitisemal. Variasjon i kortslutningsytelse i utredningsområdet medfører at det vil bli bestilt trafoer med forskjellig relativ kortslutningsspenning (e Z ) for å tilpasse kortslutningsytelsen til ønsket nivå i underliggende distribusjonsnett. 3.4.5 Dimensjonerende belastning I dimensjonerende belastning inngår all last med unntak av forbruk med utkoplingsklausul (el kjeler). Som dimensjonerende belastning brukes det ikke-utkoblbare forbruket som forventes ved temperaturforhold (laveste 3-døgns middel) som statistisk inntreffer med 2- og 10-års returtid. Den store andelen av elektrisk oppvarming i alminnelig forsyning gjør at belastningstoppene vanligvis inntreffer etter en kuldeperiode av en viss varighet. Statistiske temperaturforhold, dvs. 3-døgns middel, med 2-års returtid benyttes som referansetemperatur i forbindelse med økonomisk nettdimensjonering (normal høylast). De nettløsninger som framkommer vil ofte ha tilstrekkelig teknisk margin, men for å være på den sikre siden kan nettløsningene kontrolleres mot ekstrem høylast som har 10-års returtid. Det forutsettes at det er samme 3-døgns middel i hele utredningsområdet. Dette vil ikke være tilfelle da klima vil variere fra innlandsklima i indre Troms, til kystklima på ytre Senja. Antagelsen vil likevel være god, da temperaturen tilnærmelsesvis vil svinge likt på de forskjellige stedene i utredningsområdet. I tillegg til å bestemme referansetemperatur, er det nødvendig å vite forbrukets temperaturfølsomhet for å kunne korrigere målte maksimalbelastninger. Målte verdier i trafostasjoner blir omregnet til dimensjonerende last idet en tar hensyn til temperaturfølsomheten. Kraftsystemutredning for Troms Side 16

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet. 3.4.6 Temperaturkorrigering av effekt Temperaturfølsomheten for alminnelig forsyning er minst om vinteren og atskillig høyere om våren / høsten. [1] angir en temperaturfølsomhet på 1-1,5 %/ C. I hele utredningsområdet vil naturlig en slik verdi variere på grunn av ulik geografi. I områder med ensidig mating vil en finne lavere leveringspålitelighet enn i områder med tosidig mating. Belastningsmaksimum kan derfor i områder med ensidig innmating inntreffe etter en langvarig feil, og behøver ikke å opptre ved laveste temperaturforhold. I utredningsområdet er det valgt å benytte en temperaturfølsomhet på 1,25 %/ C innenfor kategorien alminnelig forsyning. Temperaturkorrigeringen er utført med bakgrunn i formelen: P DUT = P + Pδ(DUT DUT n ) der PDUT er den temperaturkorrigerte maksimaleffekten for aktuelt år [MW] P er den målte effekten for aktuelt år [MW] δ er maksimallastens temperaturfølsomhet [% / C] DUT er laveste 3 døgns minimumstemperatur før måling av P [ C] DUTn er laveste 3 døgns minimumstemperatur med n års returtid [ C] Ved planlegging brukes 2 års returtid for dimensjonerende utetemperatur, men investeringer blir kontrollert at de også takler 10 års returtid. Tabell 3-4 Dimensjonerende utetemperatur referert Tromsø Tem peratur for korreksjon av effekt Beskrivelse 2006 [DUT] 3 Døgnmiddel -8.5 DUT2-11.2 DUT10-14.2 Tem peraturko effisient: 0,0125 per C Dimensjonerende utetemperatur (DUT) med 2 og 10 års returtid, samt DUT, er innhentet fra Det Norske Meteorologiske Institutt (DNMI). Temperaturdataene er hentet fra målestasjon 90450 Tromsø. Dimensjonerende temperaturer er vist i tabell 3-4. 3.4.7 Temperaturkorrigering av energi Energien blir temperaturkorrigert ved å bruke en temperaturfølsomhet på 0,015 % / graddag, og harmonerer med de lokale energiutredninger. Temperaturkorrigeringen er utført med bakgrunn i formelen: W GDT = W + Wα(GDT n - GDT) der WGDT er den temperaturkorrigerte energien det aktuelle året [MWh] W er den målte energien det aktuelle året [MWh] α er energiforbrukets temperaturfølsomhet [% / graddager] GDT er graddagtall for aktuelt år [graddager] GDTn er midlere graddagtall over n år [graddager] Kraftsystemutredning for Troms Side 17