På nett med framtida Kraftnettets betydning for verdiskaping

Offentlig ISBN nr. 978-82-93150-27-5 På nett med framtida Kraftnettets betydning for verdiskaping Region sør Januar 2013 THEMA Rapport 2012-32

Side ii

Om prosjektet Om rapporten: Prosjektnummer: MCS-2012-1 Rapportnavn: På nett med framtida Region sør Prosjektnavn: Verdiskaping på vent Rapportnummer: 2012-32 Oppdragsgiver: Mulitklient ISBN-nummer 978-82-93150-27-5 Prosjektleder: Håkon Taule Tilgjengelighet: Offentlig Prosjektdeltakere: Kristine Fiksen Guro Gravdehaug Roger Grøndahl Silje Harsem Åsmund Jenssen Eivind Magnus Christoffer Noreng Ferdigstilt: Januar 2013 Om Øvre Vollgate 6 0158 Oslo Foretaksnummer: NO 895 144 932 tilbyr spesialistkompetanse innenfor markedsanalyse, markedsdesign og strategirådgivning for energi- og kraftbransjen. Side iii

Side iv

FORORD Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i nettet. Kraftnettet er en kritisk infrastruktur, som all økonomisk aktivitet i er avhengig av. Hvorfor og hvordan vi bygger ut kraftnettet, er derfor viktig for velstands- og velferdsutviklingen i det norske samfunnet. har på initiativ fra Energi Norge og Statnett analysert sammenhengen mellom utbyggingen av kraftnettet og ulike samfunnsmål, som verdiskaping, kutt i utslippene av klimagasser og en sikker energiforsyning. Resultatene av analysene er dokumentert i én nasjonal rapport og 5 regionale delrapporter. Delrapportene er utført for Region nord (Finnmark, Troms og Nordland), Region midt (Nord- Trøndelag, Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal), Region vest (Sogn og Fjordane, Hordaland, Rogaland), Region øst (Hedmark, Oppland, Buskerud, Akershus, Oslo, Østfold) og Region sør (Vestfold, Telemark, Aust-Agder, Vest-Agder). Vi vil takke følgende selskaper og organisasjoner som har finansiert prosjektet og deltatt i styringsgrupper og arbeidsgrupper på nasjonalt og regionalt nivå: Nasjonalt: Energi Norge, Statnett, NHO, Statkraft, Norsk Industri, Norsk Hydro, Statoil, The Norwegian Smartgrid Centre, BKK og Gassco Region nord: Troms Kraft, Lofotkraft, SKS og Vesterålskraft Nett Region midt: Trønderenergi, Tafjord Kraft, Istad Kraft Region vest: Sogn og Fjordane Energi, SKL, Sunnfjord Energi og Sognekraft Region sør: Lyse, Agder Energi, Skagerrak Nett Region øst: Hafslund Nett, Eidsiva Nett Sammen med Norsk Industri har også Finnfjord, Elkem, Alcoa og Fesil deltatt i arbeidsmøter. I tillegg har enkelte regionskontorer i NHO deltatt i arbeidsmøter. Vi har også hatt gleden av en referansegruppe hvor WWF, Bellona, Norwea og Småkraftforeninga har gitt gode innspill gjennom prosessen. s prosjektteam har bestått av Eivind Magnus, Kristine Fiksen, Åsmund Jenssen, Guro Gravdehaug, Roger Grøndahl, Silje Harsem, Christoffer Noreng og Magnus Solli Haukaas. Håkon Taule Prosjektleder for Oslo, januar 2013 Side v

Side vi

INNHOLD SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER... 1 1 INNLEDNING OG BAKGRUNN... 3 1.1 Det skal investeres mye i kraftsystemet det neste tiåret... 3 1.2 Prosjektet skal øke kunnskapen om nytteverdien av nettinvesteringer... 3 1.3 Industrien er viktig i regionen... 4 2 HVA DRIVER BEHOVET FOR ØKT NETTKAPASITET?... 8 2.1 Stor fleksibilitet i produksjonen, men flaskehalser i nettet... 8 2.2 Politiske føringer er et viktig premiss for nettutviklingen framover... 11 2.3 Leveringskvalitet, forsynings- og driftssikkerhet... 13 2.4 Store deler av nettet i regionen har en høy alder... 14 2.5 Nettilgang for ny kraft i regionen, men ikke i Vest-Agder... 15 2.6 Flaskehalser øker med kraftoverskudd og flere mellomlandsforbindelser. 16 3 DET ER PLANLAGT BETYDELIGE NETTINVESTERINGER... 18 3.1 Tre nye mellomlandsforbindelser med nødvendige nettforsterkninger... 18 3.2 Tiltak for å øke forsyningssikkerheten og legge til rette for ny produksjon. 20 3.3 Reinvesteringer utgjør 36 prosent av nettinvesteringene... 21 3.4 Oppsummering av planlagte nettinvesteringer... 21 4 NETTINVESTERINGENE SKAPER VERDIER... 23 4.1 Innledning... 23 4.2 Kostnader og nytte av planlagte nettinvesteringer i Region sør... 24 4.3 Kan man risikere ubalanse mellom behov og nettutbygging?... 32 4.4 Betydelige ringvirkninger av investeringer i kraftsystemet... 35 REFERANSER... 39 Side vii

SAMMENDRAG OG KONKLUSJONER Et robust kraftnett er avgjørende for langsiktig verdiskaping og velferdsvekst. Uten de påbegynte og planlagte nettforsterkningene legges det sterke begrensninger på mulighetene og næringsutviklingen i Region sør. De kvantifiserte kostnads- og nyttevirkningene av de planlagte nettinvesteringene i regionen gir samlet sett et positivt resultat med god margin. Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i distribusjons-, regional- og sentralnettet. Et robust kraftnett avgjørende for langsiktig verdiskaping og velferdsvekst. Årsaken er at elektrisitet er den viktigste infrastrukturen i et moderne samfunn fordi alle gjøremål og all annen infrastruktur avhenger av sikker tilgang til strøm. Det er en kompleks oppgave å vurdere de samlede nytteverdiene av nettinvesteringer opp mot kostnadene. Dette prosjektet har som formål å utvikle mer kunnskap om sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål, både for landet som helhet og de ulike regionene. Denne rapporten tar for seg sammenhengen mellom nettinvesteringer og den medfølgende samfunnsnytten i Region sør. Region sør omfatter Agderfylkene, Telemark og Vestfold. Industrien står for en stor andel av både verdiskapingen og kraftforbruket. Behovene for nettinvesteringer er likevel i liten grad begrunnet i industriutvikling i denne delen av landet. De største investeringsplanene i Region sør er et resultat av at regionen i stor grad påvirkes av kraftsituasjonen i de tilliggende regionene, og at det er mye transitt av kraft igjennom regionen. Region vest har periodevis stort overskudd av kraft, mens Region øst gjennomgående har et stort kraftunderskudd. I tillegg er det fire mellomlandsforbindelser mot Danmark og Nederland fra Region sør. Det gir mye transitt av kraft igjennom regionen, og det oppstår per i dag flaskehalser på sentralnettsledningene både mot øst og vest. Et framtidig kraftoverskudd og en økt andel uregulert kraft vil øke nord-sør flyten i det norske kraftsystemet og øke den samlede tiden med eksport. En stor andel av potensialet for ny kraft er på Vestlandet og i Nordland, og kraften må i store deler av året fraktes sørover til forbruksområdene i Norge, Sverige og til mellomlandsforbindelsene for eksport til kontinentet, samt Storbritannia. Ingen regioner i landet vil påvirkes like stort av denne endringen i kraftflyten som Region sør. Belastningen på kraftsystemet som helhet vil være høyere i eksportsituasjoner enn i importsituasjoner. Årsaken er at flyten i systemet ved eksport går i samme retning som den generelle innenlandske flyten og kommer på toppen av denne. Når en får eksport en større del av tiden enn i dag vil belastningen i dagens system i hele Norge i nord-sørlig retning øke. De største prosjektene i Region sør den neste 10-årsperioden omfatter oppgradering av Østre og Vestre korridor og økning av kapasiteten på mellomlandsforbindelsene til Kontinentet og Storbritannia. Oppgradering av Vestre og Østre korridor vil redusere flaskehalsene i systemet og er en forutsetning for å øke utvekslingskapasiteten mot resten av Europa. Region sør, med unntak av Vestfold, har mye vannkraftproduksjon og høy magasinkapasitet. Agderfylkene og Telemark har da også et betydelig kraftoverskudd over året. Til tross for dette, er det noen utfordringer knyttet til driftssikkerheten i kraftforsyningen til Vest-Agder på grunn av begrensninger i transformatorkapasiteten på flere nettnivå. Kapasitetsbegrensningen i transformatorer mellom regional- og sentralnettet hindrer ny kraftproduksjon fra å kobles på regionalnettet, og gir redusert forsyningssikkerhet i Vest-Agder. Statnett planlegger å utbedre dette de nærmeste årene. For å få full effekt av investeringene i transformatorene, vil det også investeres i Vest-Agders regionalnett med noe medfølgende sanering. I sentralnettet i regionen er det også utfordringer knyttet til spenningsvariasjoner, noe som kan skade produksjonsutstyr, blant annet i industrien. Planlagte investeringer i spenningsregulerende utstyr, vil sikre at spenningsnivået i regionen holdes innenfor tillatte grenser. Generelt sett har kraftnettet på alle nettnivå i regionen en alder som tilsier et høyt for reinvesteringsbehov de neste 10-20 årene. I Region sør er det estimert at 36 prosent, av de samlede nettinvesteringene på alle nettnivåer, vil være reinvesteringer i perioden fram til 2020. Side 1

Gjennomgangen viser at nettutbyggingsplanene for Region sør legger til rette for å gjennomføre mange økonomisk lønnsomme prosjekter innen kraftutveksling og produksjon, samt sikre strømforsyning til vekst i elforbruket til alminnelig forsyning. Den forventede nåverdien av disse prosjektene er vesentlig høyere enn nåverdien av de økte kapital- og driftskostnadene som nettutbyggingen fører med seg. I tillegg vil utbyggingsplanen bedre forsyningssikkerhet og leveringskvaliteten og ha flere andre positive systemeffekter som ikke er verdsatt. De verdsatte elementene summerer seg til en samfunnsøkonomisk nåverdi på vel 16,5 milliarder kroner. Dersom Vestre korridor av ulike grunner ikke blir realisert, vil det samfunnsøkonomiske nåverditapet sammenlignet med full utbygging utgjøre 15,8 milliarder kroner. En stor andel av dette tapet er inntektstap fordi mellomlandsforbindelser ikke kan realiseres. Risikoen for overinvesteringer i regionen er begrenset og i hovedsak knyttet til om mellomlandsforbindelsene blir realisert som planlagt. Vestre korridor må reinvesteres uansett i løpet av de neste tiårene, og har flere nyttevirkninger enn realisering av mellomlandsforbindelser. Dessuten vil nettinvesteringene være lønnsomme også ved en utsatt eller begrenset investering i mellomlandsforbindelser. Verdien av ledig kapasitet i nettet kan tilføre ytterligere nytteeffekter etter 2020. Det ligger et potensial for kraftproduksjon etter 2020 i regionen estimert til 1,3 milliard kroner. I tillegg finnes det muligheter for økt kraftforbruk, både gjennom forbruksvekst og elektrisk konvertering av oljekjeler og biltransport. De to sistnevnte kan ha en klimaeffekt opptil 1,1 milliarder kroner. Samlede investeringer i nett og produksjon for Region sør er estimert til i overkant av 31 milliarder kroner i perioden 2012 til 2020. Investeringsplanene bidrar til økt verdiskaping og behov for arbeidskraft både i investeringsfasen og etter hvert som de nye anleggene settes i drift. Direkte og indirekte sysselsettingsvirkninger knyttet til investeringene kommer opp i 4.500 årsverk når investeringsbølgen når sitt toppunkt. Sysselsettingsvirkningene i driftsfasen er i slutten av perioden beregnet til om lag 650 årsverk, jevnt fordelt på direkte og indirekte virkninger. En andel av disse årsverkene vil bli utført utenfor regionen. Side 2

1 INNLEDNING OG BAKGRUNN Norge står foran et tiår med store investeringer i kraftsystemet, både i ny produksjon og i distribusjons-, regional- og sentralnettet. Behovet for investeringer i nettet er et resultat av mange forhold. Investeringer i det omfanget vi vil se det neste tiåret er krevende på mange måter. Samtidig er et robust kraftnett avgjørende for langsiktig verdiskaping og velferdsvekst. Dette fordi elektrisitet er den viktigste infrastrukturen i vårt moderne samfunn ettersom alle gjøremål og all annen infrastruktur avhenger av sikker tilgang til strøm. Spørsmålet om investeringer i nett er imidlertid svært komplekst, både med hensyn til nyttevirkninger og kostnader. Dette prosjektet har som formål å utvikle mer kunnskap om sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål, både for landet som helhet og i de ulike regionene. Denne rapporten tar for seg sammenhengen mellom nettinvesteringer og samfunnsnytte i Region sør som omfatter Agderfylkene, Telemark og Vestfold. Industrien står sterkt i regionen, og står for en betydelig andel av både verdiskapingen og kraftforbruket. 1.1 Det skal investeres mye i kraftsystemet det neste tiåret Norge står overfor en periode med store investeringer i kraftsystemet. Viktige årsaker til investeringsøkningen er målene om å redusere klimagassutslipp og unngå en global temperaturøkning over 2 grader. EUs fornybarmål tar utgangspunkt i dette globale klimamålet, og Norge har inngått en avtale med EU om å øke fornybarandelen i landet fra omtrent 61 prosent i 2010 til 67,5 prosent innen 2020. En slik økning innebærer en betydelig økning i ny kraftproduksjon i Norge. Det er forventet at det svensk-norske elsertifikatsystemet vil utløse investeringer i fornybar kraftproduksjon i størrelsesorden 50-60 milliarder kroner i Norge. I sentralnettet og regionalnettet gir dette et behov for nye investeringer for å knytte denne kraftproduksjonen til nettet. Kapasitetsutnyttelsen i sentralnettet har økt kraftig de siste 10-20 årene, og det vil være behov for forsterkninger og økt kapasitet for å koble til nytt forbruk og ny produksjon flere steder i landet. I enkelte regioner er forsyningssikkerheten i dagens situasjon ikke tilstrekkelig med dagens forbruk. Forsterkninger i sentralnettet vil fjerne flaskehalser og redusere risikoen for økte forskjeller i områdepriser mellom de ulike regionene. Store deler av nettet er bygget på 60-tallet slik at det nå er et stort behov for modernisering og oppgradering av eksisterende infrastruktur for å opprettholde dagens kapasitet. Også i regional- og distribusjonsnettet er det et omfattende investeringsbehov, både som følge av økte krav til leveringspålitelighet og fornybarsatsingen, men også som følge av et aldrende nett med økende behov for fornyelse og reinvesteringer. I tillegg til investeringer i selve nettet, er det vedtatt en utrulling av avanserte måle- og styresystemer (AMS) innen 2017. En god nettpolitikk er dermed nødvendig for å realisere viktige samfunnsmål. Hvis vi gjør de gale valgene, risikerer vi redusert forsyningssikkerhet, redusert verdiskaping og unødvendig kostbare utslippskutt. Vi kan få svekket velferdsvekst og økte prisforskjeller mellom landsdeler. Samtidig er det viktig at nettinvesteringene og naturinngrepene ikke blir unødvendig høye. 1.2 Prosjektet skal øke kunnskapen om nytteverdien av nettinvesteringer Spørsmålet om investeringer i nett er imidlertid svært komplekst, både med hensyn til nyttevirkninger og kostnader. Det er derfor en betydelig utfordring å finne de rette prosjektene og riktige investeringstidspunkter. Skal vi kunne gjøre de riktige valgene, må vi utvikle mer kunnskap om sammenhengene mellom nettutbygging og samfunnsmål. Formålet med prosjektet er å øke kunnskapen om den samfunnsmessige betydningen av investeringer i elnettet på regionalt og nasjonalt nivå frem mot 2020 og 2030. Denne kunnskapen er beskrevet i rapporter med et allment publikum som målgruppe. Side 3

Prosjekter er delt i to hovedløp: Nasjonalt løp: Her går vi gjennom den historiske utviklingen av det norske kraftsystemet med vekt på nettet og sammenhengen mellom kraft og verdiskaping. På det grunnlaget beskriver vi investeringsplanene for nettet de neste tiårene og drøfter de samfunnsøkonomiske konsekvensene av å gjennomføre planene herunder kostnadene ved ikke å investere i henhold til planene. Avslutningsvis drøfter vi hvordan en nasjonal strategi for nettutviklingen kan utformes. Regionalt løp: En gjennomgang av hva som er de bakenforliggende årsakene til økt behov for nett i de ulike regionene og hvilke nettprosjekter som er planlagt. Den samfunnsøkonomiske verdien av de samlede nettinvesteringene er beskrevet, og de viktigste faktorene er kvantifisert. Ikke-kvantifiserte nyttevirkninger er også diskutert. Vi drøfter også risikoen og de overordnet om konsekvensene ved en ubalansert utvikling, dvs der det ikke er samsvar mellom faktiske nettbehov og realiserte nettinvesteringer. Det er utarbeidet en overordnet rapport som omhandler utviklingen av det norske kraftsystemet og sammenhengen mellom nettutbygging og verdiskaping i samfunnet på et overordnet nivå. I tillegg er det utarbeidet en rapport for hver av regionene nord, midt, vest, sør og øst. Region sør er i denne rapporten definert som fylkene Aust- og Vest-Agder, Telemark og Vestfold 1. I disse rapportene har vi basert oss på offentlig tilgjengelige dokumenter. Alle vurderinger og beregninger står for s regning alene. 1.3 Industrien er viktig i regionen 1.3.1 Kraftintensiv industri har stor betydning for verdiskapingen i regionen Samlet antall innbyggere i regionen er 700.000, men det er store forskjeller i befolkningstetthet i regionen. 55 prosent av innbyggerne bor i byene, og byene et plassert langs kysten. Nesten en tredjedel av befolkningen i regionen bor i Vestfold til tross for at dette er det minste fylket i regionen. Den største byen i regionen er imidlertid Kristiansand med sine 84 000 innbyggere. Aust-Agder har kun 112.000 innbyggere og er med dette landets tredje minste fylke målt i innbyggertall. Industrien står sterkt i Region sør. Industriens andel av verdiskapingen målt ved bruttoproduktet er nesten dobbel så høy i Region sør som for landet som helhet. Den samlede verdiskapingen i regionen var i 2009 rundt regnet 200 milliarder kroner, mens den totale sysselsettingen var like under 320.000 personer. Innen produksjon av metallvarer har Sørlandet den høyeste verdiskapingen i landet. Godt over halvparten av industrien i Region sør er kjemisk industri eller relatert til produksjon av metallvarer, elektrisk utstyr og maskiner. Figur 1.1 viser bruttoproduktet i de fire fylkene fordelt på et utvalg næringer fremstilt som andel av samlet verdiskapning, mens Figur 1.2 viser tilsvarende tall for sysselsettingen. 1 Vi har valgt å avgrense regionene i dette prosjektet etter fylkesgrenser. I kraftsystemanalyser er inndelingene oftest gjort på basis av flaskehalser i nettet. Side 4

Industri Elektrisitets-, gassog varmtvannsforsyning Industri Elektrisitets-, gassog varmtvannsforsyning Andel av samlet bruttoprodukt Andel av samlet sysselsetting THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida Figur 1.1. Næringers andel av samlet bruttoprodukt Figur 1.2. Næringers andel av samlet sysselsetting 30% 25% 20% 15% 10% Produksjon av metallvarer, elektrisk utstyr og 20 % 16 % 12 % 8 % Landsgjennomsnitt Telemark Vestfold Aust-Agder Vest-Agder 5% 4 % 0% 0 % Kilde: SSB, I Vestfold utgjør industrien over 18 prosent av Vestfolds bruttoprodukt, og like under 14 prosent av sysselsettingen. Viktige industribedrifter er Hydro Aluminium Rolled Products som ligger i Holmestrand, Jotun i Sandefjord og Horten Industripark samt Kongsberg Maritime som lager subsealøsninger i Horten. Industrien i Vestfold er ikke kraftintensiv. Brorparten av industrien i Telemark er sentrert til Grenlandsområdet. Store prosessbedrifter som Eramet, Norcem, Yara og Ineos har lenge dannet ryggraden i fylket. Prosessbedriftene har skapt grobunn for et innovativt miljø og næringsklynger for vekst innen IKT, bioteknologi, media og kultur. Det er også betydelig kraftproduksjon i Telemark, og verdiskapingen fra denne virksomheten er relativt sett av stor betydning for fylkets verdiskaping. Aust-Agders industri er i hovedsak relatert til båter, skip og seiling gjennom bedrifter som Ugland Marine, Aker Solutions og Sevan Marine. Saint-Gobain, produsent av ulike materialer, er lokalisert i Aust-Agder. Vest-Agder har betydelig mer industri. Hele 25 prosent av fylkets verdiskaping kommer fra industri og Vest-Agder har således den høyeste andelen i landet. En stor andel av industrien er kraftintensiv. Blant større kraftintensive bedrifter som bør nevnes finner vi Alcoas aluminiumsverk på Lista, Eramet, Elkem og XSTRATA (tidligere Falconbridge). 1.3.2 Industrien er en stor kraftforbruker Samlet kraftforbruk i Region sør var i perioden 2008-2010 rundt 17 TWh i gjennomsnitt per år. Figur 2.3 viser hvordan kraftforbruket var fordelt på ulike forbruksgrupper. Alminnelig forsyning utgjør forbruket i husholdninger, offentlig sektor, tjenesteytende sektor, transport og ellers alle grupper som ikke er inkludert i de spesifiserte industrinæringene. Husholdninger og bygg- og anleggsvirksomhet utgjør en stor del av alminnelig forsyning. Kraftforbruket i Telemark og Agder reflekterer at det finnes mye kraftintensiv industri i regionen. Industriens forbruk utgjør rundt halvparten av det samlede kraftforbruket i fylkene. Ser man derimot på vestfoldingene for seg så er deres forbruk dominert av alminnelig forsyning. Forbruket fra kraftintensiv industri er jevnt over året og døgnet. Etterspørselen over tid vil likevel variere avhengig av variasjoner i produksjon og eventuelle utvidelser eller nedleggelser av anlegg. Kraftnettet bør derfor være robust mot slike endringer. Forbruket i alminnelig forsyning varierer mye både over året og døgnet. Store variasjoner i forbruket øker behovet for fleksibilitet i kraftsystemet ved at produksjonen kan tilpasses til høyt forbruk på vinteren og lavere forbruk Side 5

Snittforbruk 2008-2010 [TWh] THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida sommerstid, særlig på natten. I tillegg må kraftnettet dimensjoneres utfra det tidspunktet på året og døgnet med høyest etterspørsel. Figur 1.3: Kraftforbruket i sør-fylkene fordelt på ulike forbruksgrupper (i perioden 2008-2010) 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 KII industri Bergverk og utvinning Annen industri Alminnelig forsyning Vestfold Telemark Agder SØR Kilde: SSB, Av de større prosessbedriftene i Telemark finner vi blant annet Eramet som produserer manganlegeringer med et kraftforbruk på rundt 0,6 TWh i et normalår. Norcem driver sementproduksjon i Brevik og bruker om lag 0,25 TWh, mens Yara bruker 0,5 TWh til produksjon av både mineralgjødsel og industrigass 2 på Herøya. På Herøya finnes for øvrig også Herøya Industripark, en næringsklynge med rundt 90 virksomheter lokalisert på samme plass. Telemarks største bedrift, kjemi- og prosessanlegget nå eid av Ineos, ligger for øvrig i Bamble. Ineos har et kraftforbruk på rundt 0,3 TWh i et normalår. Aluminiumsverket på Lista i Agder har regionens høyeste uttak på rundt 1,6 TWh i et normalår. Eramet følger etter med et forbruk på rundt 0,8 TWh som anvendes til produksjon av manganlegeringer i Kvinesdal. XSTRATA nikkelverk og Elkems nye silisiumfabrikk på Fiskå like utenfor Kristiansand by har hatt et normalforbruk på henholdsvis 0,6 TWh og 0,25 TWh. Elkems silisiumfabrikk stengte produksjonen midlertidig i september 2012 og permitterte alle ansatte. Saint Gobain produserer silisiumkarbid i både Arendal og Lillesand. Forbruket har de siste årene falt med omlag 160 GWh. En stor enkeltforbruker tilknyttet området er petroleumsinstallasjonene knyttet til Valhallfeltet som ble elektrifisert fra land etter en ombygging i 2011, og ble med dette den første eksisterende plattformen som er elektrifisert med kraft fra land. Valhall ligger sør i Nordsjøen som forsynes med kraft fra land via en nesten 300 km lang likestrømskabel (78 MW) fra Lista. Forbruket er forventet å ligge på opptil 0,5 TWh årlig og elektrifiseringen av Valhall vil redusere CO 2 -utslippene fra feltet med 300.000 tonn per år ved full produksjon (BP Norge 2012). Alminnelig forsyning og full elektrifisering av Valhall-plattformene er forventet å utgjøre den største veksten i kraftforbruket i Region sør mellom 2010 og 2020. Dette er vist i Figur 1.4. 2 Samarbeid med Praxair, et av verdens ledende selskaper innen industrigass Side 6

Figur 1.4 Forventet økning i kraftforbruk innen 2020 GWh 1 400 1 200 1 000 Bergverk og utvinning Alminnelig forsyning 800 600 400 200 0 Vestfold Telemark Agder SØR Kilde: basert på tall fra SSB og BP Norge Forbruksprognosen for alminnelig forsyning er basert på SSBs framskrivning av regionens befolkning. Økt forbruk til elbiler gir en begrenset økning i kraftforbruket. Årlig energiforbruk knyttet til Valhall er omtrent 0,5 TWh og en last på opp mot 80 MW fra Lista. Det er ikke lagt til grunn noen endring i kraftforbruket i industrien i regionen, men industrien er for tiden inne i en krevende fase på grunn av usikkerhet i de globale markedsforholdene. Hunsfos Industrier ble lagt ned høsten 2009 og det har tidvis vært permitteringer både hos Elkem og Saint Gobain det siste året. I samråd med industrien er det antatt uendret forbruk til industrivirksomhet i analysen. En mulig ny forbruksaktør i regionen er datalagringshall i Telemark kalt Rjukan Mountain Hall. Forbruk fra dette prosjektet er ikke lagt inn i figuren over. Side 7

2 HVA DRIVER BEHOVET FOR ØKT NETTKAPASITET? Region sør er tilknyttet Vestlandet som har perioder med stort overskudd av kraft og Østlandet som generelt har et stort kraftunderskudd. I tillegg er det fire mellomlandsforbindelser mot Danmark og Nederland fra Sørlandet. Det gir mye transitt av kraft gjennom regionen, og det oppstår per i dag flaskehalser på sentralnettsledningene både mot øst og vest. Samtidig er det planlagt betydelige mengder med ny kraftproduksjon på Vestlandet og tre nye mellomlandsforbindelser fra Sør- og Sør-Vestlandet. Myndighetene har som målsetning om at det skal bygges ut ca. 13,2 TWh ny kraft i Norge innen 2020 og at man skal unngå store områdeprisforskjeller. Et kraftoverskudd og økt mengde uregulert kraftproduksjon i Norge øker behovet for et effektivt nett og gir økt press på sentralnettet i en region med allerede mye transitt. En viktig utfordring i regionen er begrensninger i transformatorkapasiteten mellom regionalnettet og sentralnettet. Denne begrensningen gjør at ny kraftproduksjon ikke kan kobles på regionalnettet og at forsyningssikkerheten er svak i Vest-Agder. Generelt sett har kraftnettet på alle nettnivå i regionen en alder som tilsier et høyt reinvesteringsbehov de neste 10-20 årene. I dette kapitlet vil vi beskrive de overordnede og viktigste driverne og behovene for nettutvikling i regionen. Kraftsystemet er komplekst, og skal håndtere alle driftssituasjoner som oppstår og kan oppstå i en region. Vi har derfor ikke beskrevet alle behov knyttet til nettutvikling, men fokuserer på behov vi mener er de viktigste på et overordnet nivå. I tillegg til offentlige rapporter, er behovene basert på innspill i workshop med Agder Energi og Statnett. 2.1 Stor fleksibilitet i produksjonen, men flaskehalser i nettet 2.1.1 Store kraftmagasiner gir god fleksibilitet i produksjonen En stor andel av den regulerbare vannkraften i Norge befinner seg i nord i Agder-fylkene og i Telemark. Norges tredje største reguleringsmagasin, Møsvatn i Telemark, har et energiinnhold på 2,2 TWh i et normalår. I tillegg til store magasinkraftverk, finnes det også en del elvekraftverk i regionen, hovedsakelig plassert i Agder-fylkene. De største kraftprodusentene er Arendals Fossekompani, Agder Energi, Skagerak Energi, Norsk Hydro og Statkraft. De største kraftverkene i regionen er Tokke kraftverk i Telemark og Tonstad kraftverk i Vest-Agder med middelproduksjon på henholdsvis 2,3 og 4,4 TWh. Figur 2.1 viser middelproduksjon og middelproduksjon per produksjonstype for hvert fylke. Store deler av produksjonen er storskala vannkraft, som er definert som kraftverk større enn 10 MW. Magasinkapasiteten er vist med grå stolper i figuren. Figur 2.1: Oversikt over kraftproduksjon TWh 30 Vindkraft 25 20 15 Småskala vannkraft Storskala vannkraft Magasinkapasitet 10 5 0 Vestfold Telemark Agder SØR Kilde: NVEs kraftverksdatabase 2012 og THEMAs vindkraftdatabase Side 8

God reguleringsevne i en stor andel av kraftproduksjonen har stor verdi i en region med utvekslingskapasitet mot utlandet. Disse produksjonsanleggene kan reagere på prissignaler og tilpasse produksjonen til dette. 2.1.2 Kraftoverskudd over året, men regionale ubalanser Vestfold har tilnærmet ingen kraftproduksjon og er derfor et naturlig underskuddsområde med et samlet sluttforbruk inklusiv nettap på rundt 4 TWh. Derimot har både Telemark og Agder store produksjonsoverskudd på rundt 6 TWh. Alt i alt har Region sør et samlet kraftoverskudd på i størrelsesorden 8 TWh i et normalår, eller 43 prosent av regionens forbruk. Over året vil det derfor være behov for å frakte kraft ut av regionen. Kraftbalansen i Figur 2.2 som viser kraftbalansen i Region sør er beregnet som differansen mellom middelproduksjon 3 og gjennomsnittlig kraftforbruk i perioden 2008-2010, justert for nettap 4. Merk at året 2010 var preget av en kald vinter, også i sør. Figur 2.2. Kraftbalansen beregnet fra middelproduksjon minus gjennomsnittlig forbruk og nettap TWh Middelproduksjon Snittforbruk 08-10 Balanse 30 25 20 15 10 5 0-5 -10-15 -20 Vestfold Telemark Agder SØR Kilde: RKSU for Vestfold, Telemark og Agder, SSB, NVE Kraftproduksjonen i regionen er i all hovedsak plassert inne i fjellene, det vil si nord i Agderfylkene og i Telemark. En stor andel av forbruket er imidlertid plassert langs kysten. Dermed vil det være store underskudd ved kysten og overskudd nord i Agder-fylkene og Telemark. For å balansere forbruk og produksjon, er det derfor behov for tilstrekkelig kapasitet i nettet for å frakte kraften internt i regionen. 2.1.3 Mye transitt i sentralnettet på Sørlandet Sentralnettet i Region sør er hovedsakelig på 300 eller 420 kv-spenning og eies i hovedsak av Statnett. Figur 2.3 viser et overordnet kart over sentralnettet i Region sør. Flyten i sentralnettet i er preget av transitt gjennom området. Ledningene som forbinder Sørlandet mot landsdelene lenger nord er delt inn i tre korridorer: Vestre, Midtre og Østre. Det meste av Vestre korridor går gjennom Vest-Agder mot Vestlandet og består av en 300 kv ledning fra Kristiansand via Tonstad til Lyse og en 300 kv ledning fra Arendal via Solholm og Duge til Lyse. Midtre Korridor er den sterkeste ledningen nordover, en 420 kv ledning fra Kristiansand via Holen (Aust-Agder) til Kvilldal. Østre korridor forbinder Sørlandet og Østlandet og består av en 300 kv ledning fra Kristiansand til Bamble. 3 Beregnet, gjennomsnittlig årlig produksjon i vannkraftverk basert på tilsigsserien 1981-2010 4 Forbrukstallene er hentet fra SSB s elektrisitetsstatistikk. Nettapet er snittet fra årene 2008-2010 i henhold til NVEs årlig utgitte «Energi i Norge». Side 9

I øst-vestlig retning gjennom Telemark og Vestfold går det to 400 kv og tre 300 kv ledninger. Flyten på disse ledningene er gjennomgående fra vest mot øst for å dekke etterspørselen etter kraft på Østlandet som er et stort underskuddsområde, særlig områdene rundt Oslofjorden. Noe av kraftflyten mellom Vestlandet og Østlandet, skjer også via Sørlandet. Figur 2.3: Sentralnettet i Region sør Kilde: Statnetts Nettutviklingsplan 2011 Mellomlandsforbindelsene fra Feda til Nederland og Kristiansand til Danmark (med en samlet kapasitet på 1700 MW 5 ) har stor betydning for kraftflyten på Sørlandet. Generelt er det mest import på nattestid når prisene på Kontinentet er lavere enn i Norge, og eksport på dagtid når prisforskjellen skifter fortegn og er lavest i Norge. Dermed er hovedmønsteret for kraftflyten i Region sør nordover på alle tre korridorer på nattestid. På dagtid er hovedflyten fra Vestlandet sørover mens flyten til/fra Østlandet varierer i forhold til import/eksport situasjonen fra Sverige og forbruket i Stor-Oslo. I tillegg til variasjoner mellom dag og natt, er det oftere eksport på sommerstid, og import på vinterstid i kalde perioder. Figur 2.4: Hovedtrender i kraftflyten til, fra og gjennom Sørlandet Dag Natt Kilde: Statnett (2011) Sørlandsstudien 5 1700 MW representerer en kapasitet per time på 1700 MWh = 1,7 GWh = 0,002 TWh Side 10

2.1.4 Over 45.000 km med regional- og distribusjonsnett Regionalnettet består av ledninger med spenningsnivå på 66, 110 og 132 kv. En del kraftproduksjon og større forbrukere er koblet på regionalnettet. Det største antall abonnenter er imidlertid knyttet til distribusjonsnettet som er på lavere spenningsnivå enn dette. Regional- og distribusjonsnettet i Agderfylkene eies i all hovedsak av Agder Energi og av Skagerak Nett i Vestfold. I Telemark er det en rekke lokale/ regionale netteiere, men Skagerak Nett er den største aktøren også her. Tabell 2.1: Oversikt over regional- og distribusjonsnettet i Region sør Ledninger (km) Kabler (km) Regionalnettet Transformat orer (antall) Bokført verdi (mrd. kr) Distribusjonsnettet Ledninger og kabler (km) Bokført verdi (mrd. kr) Agder-fylkene 1 280 29 161 0,88 18 700 2,43 Telemark 1 100 8 Vestfold 500 5 155 0,85 24 700 2,83 Region sør 2 880 42 316 43 400 Kilde: RKSU for Agder 2012-2020 og RKSU for Telemark og Vestfold 2012-202, NVEs Nettdata, Bokført verdi 2010 2.2 Politiske føringer er et viktig premiss for nettutviklingen framover 2.2.1 Politiske føringer gitt i Nettmeldingen Myndighetene har gitt føringer for nettutbyggingen i Stortingsmelding 14 (2011-2012) den såkalte Nettmeldingen. Formålet med meldingen er å få best mulige beslutninger og god framdrift i nettprosjektene på sentralnettsnivå. Følgende overordnede føringer ble gitt i Nettmeldingen: Overordnet er målet at planlegging og utbygging av nettet skal være samfunnsmessig rasjonell, jf. energiloven. Regjeringen har følgende mål som har konsekvenser for modernisering og utbygging av strømnettet: Sikker tilgang på strøm i alle deler av landet. Høy fornybar elektrisitetsproduksjon. Legge til rette for næringsutvikling som krever økt krafttilgang, som kraft fra land til petroleumsvirksomhet og industrivirksomhet. Tilstrekkelig overføringskapasitet mellom regioner, slik at det blant annet ikke blir langvarige store forskjeller i strømpris mellom områder. Et klimavennlig energisystem som tar hensyn til naturmangfold og lokalsamfunn 2.2.2 Krav om innføring av AMS (Avanserte måle- og styringssystemer) Det er besluttet at alle sluttbrukere skal ha fått installert AMS innen 1. januar 2017. I følge NVE (2011), vil AMS ha følgende nyttevirkninger i det norske kraftsystemet: Endringer i arbeidsprosessene innenfor nettvirksomheten Øke effektiviteten i kraftmarkedet, gjennom en mer fornuftig bruk av elektrisk kraft og en bedre styring og bruk av nettet Side 11

Bedre data i beredskapssituasjoner Nettselskaper og andre kan levere sine tjenester og gjennomføre sine oppgaver mer effektivt og med høyere kvalitet enn med dagens utstyr Bidra til å nå energilovens hovedmål gjennom å legge til rette for en riktig og mer effektiv avregning av kundene. Prosessen med bytte av strømleverandør blir enklere for sluttbruker, det vil bli mer effektiv styring av overføringsnettet, kunden får økt informasjon om priser og eget forbruk, samt økt konkurranse mellom kraftleverandører vil gi lavere priser og nye produkter. Videre kan AMS være viktig for etablering av noen funksjoner relatert til intelligent nettstyring (smart grid). Nettselskapene har ansvar for å installere AMS utstyr hos alle sine kunder, etablere en egnet kommunikasjonskanal for overføring av målerdata og håndtere alle målerdata. Innføringen betyr å erstatte gamle, mekaniske strømmålere med målesystemer basert på moderne teknologiske løsninger hos alle norske husstander og næringskunder som ikke allerede har slikt utstyr. 2.2.3 Fornybarpolitikk har stor betydning for utvikling av kraftsystemet På Klimatoppmøtet i København i 2009 ble partene enige om at den globale oppvarmingen er en av de største utfordringene i vår tid, og at den gjennomsnittlige temperaturøkningen må begrenses til 2 grader celsius (UNFCCC, 2009). Det internasjonale samfunnet har ikke kommet frem til en global avtale om å redusere klimagassutslipp. En rekke land og områder, inkludert Norge og EU, har likevel laget egne målsetninger for utslippsreduksjoner. EU spiller en hovedrolle i den internasjonale klimadebatten, og har gått foran i å utforme en regional politikk for utslippskutt. EUs klimapolitikk er ikke utelukkende begrunnet utfra klima hensyn. Forsyningssikkerhet spiller også en rolle. EUs langsiktige mål er at de samlede klimautslippene i EU-landene skal reduseres med minimum 80 prosent i forhold til 1990-nivået innen 2050. Til tross for økt energieffektivisering, er det forventet at kraftforbruket øker mot 2050 på grunn av konvertering fra fossilt brensel til strøm fra fornybare kilder. EUs klimapolitikk er viktig for Norge, særlig fordi politikkutformingen i EU direkte påvirker Norge gjennom EØS-avtalen. Fornybardirektivet legger føringer for at EU skal ha 20 prosent fornybar energi innen 2020. Norge har inngått en avtale med EU om å øke fornybarandelen i Norge fra ca. 60 til 67,5 prosent. På grunn av avtalen med EU om en betydelig økt fornybarandel i energibalansen, har svenske og norske myndigheter etablert et felles marked for elsertifikater. Formålet med elsertifikatmarkedet er å bygge ut nok ny fornybar kraft til at begge land kan nå sine fornybarforpliktelser. Myndighetene har et mål om at det skal bygges 26,4 TWh ny fornybar kraftproduksjon til sammen i Norge og Sverige. I det norsk-svenske kraftsystemet er det ikke fossil 6 kraftproduksjon i noen særlig grad per i dag. Dermed vil ny kraftproduksjon komme på toppen av dagens kraftproduksjon, og kan ikke erstatte fossil kraft slik situasjonen er i de fleste andre land i Europa. En økning i kraftproduksjonen på 26,4 TWh uten at forbruket øker tilsvarende, vil føre til et samlet kraftoverskudd i Norden de neste 10-20 årene. Et kraftoverskudd i Norden kan delvis benyttes til å bistå land på Kontinentet med å redusere klimagassutslipp og samtidig skape verdier for norsk kraftproduksjon og deres offentlige eiere. Kraftoverskuddet kan også være en mulighet for økt forbruk, både innen petroleum, transport og kraftintensiv industri. Reduserte kraftpriser som følge av et kraftoverskudd, vil ha stor betydning for industriens konkurranseevne. Den høye fornybarandelen i det norske kraftsystemet, kan bli en konkurransefordel i et framtidig marked dersom det blir etablert globale klimaavtaler eller annet rammeverk som premierer 6 Med unntak av gasskraftverk på norsk sokkels oljeplattformer Side 12

Timer med redusert driftssikkerhet THEMA-Rapport 2012-32: På nett med framtida produksjon med lavt klimafotavtrykk. I et slikt framtidsbilde er det sannsynlig at Norge kan tilby priser på fornybar kraft som er internasjonalt konkurransedyktige. 2.3 Leveringskvalitet, forsynings- og driftssikkerhet 2.3.1 Ikke tilstrekkelig forsyningssikkerhet i Kristiansand og Vest-Agder Generelt er det liten avbruddsrisiko for kraftforbrukere i Region sør. I tunglast er forbruket i 110 kv-regionalnettet i Vest-Agder høyere enn transformeringskapasiteten mot sentralnettet. Konsekvensene er at forsyningssikkerheten til Kristiansand ikke er tilstrekkelig, og at en er avhengig av at produsentene holder tilbake vann i magasinene for å kunne opprettholde leveringssikkerheten utover vinteren. En er sårbar ved utfall av produksjon vinterstid samtidig som det heller ikke er plass til ny produksjon i regionalnettet på grunn av manglende kapasitet til å få ut kraft fra regionalnettet til sentralnettet sommerstid. Det er økende antall uker i året der en for Vest-Agder ikke har nok reserve enten ved utfall av en større kraftstasjon eller feil på en av utvekslingspunktene mellom sentralnettet og regionalnettet. Figur 3.1 viser timer med redusert driftssikkerhet i Kristiansand for 2007, 2010 og 2011. Kulden i 2010 medførte stor forbruksøkning sammen med lav produksjon som resulterte i redusert driftssikkerhet i 300 timer. Dette tallet var halvert igjen i 2011. Figur 2.5: Timer med redusert driftssikkerhet i Kristiansand 350 300 250 200 150 100 50 0 2007 2008 2009 2010 2011 Kilde: Statnett 2.3.2 Driftsutfordringer på Sørlandet Driftsutfordringene i Region sør er i hovedsak knyttet til spenningsproblemer og bruk av spesial regulering av kraftproduksjonen i området. Disse utfordringene har sammenheng med at Sørlandet er ilandføringspunkt for mellomlandsforbindelsene til Danmark og Nederland. Nye mellomlandsforbindelser vil være basert på nyere teknologier som ikke gir driftsutfordringer i samme grad som dagens mellomlandsforbindelser gjør. Flaskehalsproblematikk er diskutert nærmere i kapittel 2.6.2. Det svake nettet på Sør-Vestlandet gjør det utfordrende å tilfredsstille kravene til spenningsnivå. Spenningen i sentralnettet på Sørlandet har i perioder vært utenfor tillatte spenningsgrenser, særlig i lett last på sommerstid. Høye spenningsnivåer sliter på komponenter og øker faren for feil, og industri er generelt følsomme for spenningsdipper til under 80 prosent av normalt spenningsnivå. I situasjoner med høy flyt kan spenningen bli for lav. Det kan føre til spenningskollaps og mørklegging av et større område. Ved å forsterke nettet vil spenningsfallet bli mindre, og dermed reduserer man risikoen for mørklegging. I tillegg er det variasjoner i spenningsnivå når det veksles mellom import og eksport på mellomlandsforbindelsene (Statnett, 2012b). Fram til 1. Side 13

januar 2014 har Statnett dispensasjon fra DSB (Direktorat for Samfunnssikkerhet) til å drive nettet i Region sør utenfor tillatte spenningsgrenser. Ulike typer spesialregulering blir også benyttet i Region sør i dag for å håndtere flaskehalser i sentralnettet ved høy last. I tillegg må kravet til kortslutningsytelse oppfylles. Helt overordnet betyr dette at man må unngå at mellomlandsforbindelsene faller ut ukontrollert ved import på ledningene dette kan skape driftsproblemer i hele det nordiske kraftsystemet. 2.4 Store deler av nettet i regionen har en høy alder I Telemark og Vestfold er veid gjennomsnittlig alder for ledningene i regionalnettet på 48 år og for transformatorene 32 år (RKSU for Telemark og Vestfold, 2012). I Agderfylkene er 45 prosent av ledningene og 29 prosent av transformatorene bygget før 1970 (RKSU for Agder, 2012). Levetiden for ledningen og transformatorstasjoner vil variere noe basert på hvor robust de ble bygget, samlet belastning og vedlikehold. De eldste ledningene i Vestre korridor er en gjennomgående ledning fra Sauda til Feda, Lyse- Duge og Tonstad-Solhom bygget i perioden 1965-1970. 300 kv ledningene øst-vest gjennom Telemark er stort sett bygget på 60-tallet. Et viktig moment i denne sammenhengen, er at HMS-krav også legger føringer for når transformatorstasjoner og ledninger må oppgraderes. Det kan ikke være risiko forbundet med å jobbe på anleggene for montører og andre ved vedlikehold og oppgraderinger. Ved fornyelse eller forsterkning av sentralnettet i et område må ofte anleggene tas ut av drift mens arbeidet pågår. Oppgraderingene kan gjøres på flere måter: Ledningen/ transformatorstasjoner tas helt ut av drift ett eller to år mens arbeidet pågår. Da får man en sammenhengende periode med arbeid på ledningen uten å måtte ta hensyn til normal drift. Dette er dermed ikke mulig i et høyt belastet nett fordi det vil gi uakseptabel forsyningssikkerhet i berørte områder. Utkobling skjer bare i sommerhalvåret når forbruket er lavt, arbeidet med fornyelse av linjen kan bare pågå i noen måneder per år. Bygging av en ny ledning ved siden av den gamle, og deretter rives den gamle. På denne måten kan ledningen være i full drift mens arbeidet pågår. En ny ledning bygges i en helt ny trasé. For de to første løsningene, må man ha tilstrekkelig ledig kapasitet i systemet til at anlegg kan kobles ut enten i sommerhalvåret eller hele året. Dersom fornyelse av sentralnett ikke skal ta svært lang tid, må fornyelser av systemet uten bruk av nye traséer skje mens man enda har tilstrekkelig ledig kapasitet i nettet hele eller deler av året. Det store antallet ledninger og transformatorstasjoner som skal fornyes kompliserer utviklingen av sentralnettet. Man kan ikke koble ut flere anlegg i samme område samtidig dersom man skal opprettholde sikker forsyning i arbeidsperioden. Dersom man fornyer sentralnettet i forkant av eventuelle forbruksøkninger eller strengere krav til forsyningssikkerhet, vil man ha større valgmuligheter i forhold til å finne optimale løsninger for hele systemet. For å opprettholde sikker forsyning i arbeidsperioden, kan man ikke koble ut flere ledninger eller stasjoner i samme områder samtidig, og oppgraderinger kan ikke gjøres på mange ledninger i et område samtidig. I Region sør må for eksempel Østre korridor oppgraderes før man har mulighet til å gjøre utkoblinger og oppgraderinger i Vestre korridor. Side 14

2.5 Nettilgang for ny kraft i regionen, men ikke i Vest-Agder 2.5.1 Det er plass til ny kraft i det meste av regionen I forbindelse med det svensk-norske sertifikatmarkedet skal det bygges ut 26,4 TWh fornybar kraftproduksjon i løpet av 2020. Det er usikkert hvor stor andel av denne utbyggingen som kommer i Norge og hvordan den vil fordele seg mellom de ulike regionene og teknologiene (vannog vindkraft). Figur 3.3 nedenfor viser omfanget av prosjekter i konsesjonsbehandling eller med konsesjon for ny vannkraft 7 og vindkraft per fylke. Som figuren viser, er det kun en liten andel av prosjektene i Region sør som per i dag er uten konsesjon. Ved oppgradering av enkelte transformatorstasjoner og sentralnettet i Vest-Agder forventer man at det vil komme flere konsesjonssøknader for prosjekter i denne regionen. Store deler av potensialet er uregulerbar kraft; småskala vannkraft og vindkraft, men det er også planer om å oppgradere eller utvide eksisterende storskala vannkraftanlegg (såkalte O/Uprosjekter). Figur 2.6: Oversikt over potensialet for ny kraftproduksjon i Region sør 2 500 2 000 1 500 GWh Vind - Konsesjonssøkt Vind - Gitt konsesjon/under bygging Vann - Konsesjonssøkt Vann - Gitt konsesjon/under bygging Vann - O/U 1 000 500 0 Vestfold Telemark Agder SØR Kilde: Basert på NVEs konsesjonsdatabase (2012) Sentralnettet i Region sør begrenser i liten grad ny kraftproduksjon i regionen. I Aust-Agder, Telemark og Vestfold er det per i dag ikke noen investeringsprosjekter som venter på sentralnettet. 2.5.2 Begrensninger i nettilgang for ny produksjon enkelte steder i Vest-Agder På landsbasis anslår vi 13,2 TWh med fornybar kraft innen 2020 som følge av elsertifikatordningen. Denne nye produksjonen må så fordeles ut til de ulike regionene. Vi har med det gjort en analyse av hvor mye ny kraft som kan realiseres i hver region, gitt de planlagte nettinvesteringene. Det bygges nå et vindkraftverk på Lista, og det er ikke kapasitet i nettet til mer produksjon i Vest- Agder etter at dette prosjektet er realisert. Utfordringen er kapasiteten i regionalnettet og transformeringskapasiteten mellom regional- og sentralnettet. Vannkraftprosjekter tilsvarende 300 GWh ny produksjon er konsesjonssøkt, men kan ikke realiseres på grunn av manglende kapasitet i nettet. Tilsvarende utfordring gjelder for det planlagte Kvinesdal vindkraftverk i Vest-Agder med en estimert produksjon på 190 GWh. I tillegg til prosjekter som er konsesjonssøkt, er det meldt inn vindkraftprosjekter tilsvarende over 1 TWh produksjon som ikke kan realiseres uten nettforsterkninger. 7 Potensialet for O/U-prosjekter er trolig større. Side 15

2.5.3 Stort omfang av ny kraft på Vestlandet øker behovet for nettkapasitet mot Sør- og Østlandet I dagens nettsituasjon er det svært lite fornybar kraft som kan bygges ut på Vestlandet til tross for at det finnes et betydelig potensiale både for ny vann- og vindkraft i regionen. Som beskrevet over, vil det være behov for økt kraftflyt nord-sør for å kunne realisere ny kraftproduksjon uten at det fører til forskjeller i områdepriser. På Vestlandet mellom Sunnhordland og Sunnmøre, har en forsterkning av nettet i nord-sør retning stor betydning for hvor mye ny kraftproduksjon som kan fases inn uten at det fører til lave områdepriser, særlig på sommerstid når produksjonen er høy og forbruket lavt. 2.6 Flaskehalser øker med kraftoverskudd og flere mellomlandsforbindelser 2.6.1 Kraftoverskudd og mer uregulert produksjon gir økt nord-sør flyt Formålet med elsertifikatmarkedet er å realisere tilstrekkelige mengder ny fornybar kraft i Norge og Sverige til at begge land kan nå sine fornybarforpliktelser. Myndighetene har satt et mål om å oppnå 26,4 TWh ny fornybar kraft til sammen i de to landene. Bortsett fra noe biokraft i Sverige, er det lite trolig at kraftproduksjon fases ut. Samtidig forventer NVE en økt produksjon i eksisterende vannkraftanlegg som følge av økt tilsig. Dersom ikke forbruket i Norden økes vesentlig, vil vi få et betydelig overskudd av kraft i Norden i perioden etter 2020. Et stort kraftoverskudd i Norden vil gi grunnlag for eksport av kraft i flere timer pr. år enn i dag. Utviklingen i den løpende kraftbalansen og prisforskjeller mellom Norge og Kontinentet vil imidlertid avgjøre hvorvidt det faktisk blir tilfelle. Mye av den nye kraften vil være småkraft som produserer mest om sommeren når forbruket er lavest, og som derfor i stor grad må fraktes ut av regionen og Norden. Vindkraft produserer mest om vinteren når forbruket er høyt, men vinden er uforutsigbar hele året. I perioder med lavt forbruk, må også vindkraften fraktes ut av regionen og Norden. Mye av nybyggingen av fornybar kraft vil skje i på Vestlandet og lengre nord i Norge. En stor del av utbyggingen vil også skje nord i Sverige. Denne kraften må fraktes sørover til forbruksområdene i Norge, Sverige og til mellomlandsforbindelsene for eksport. Dermed øker kraftflyten fra nord til sør både i Norge og Sverige. Ingen regioner i landet vil påvirkes like stort av denne endringen i kraftflyten som Sørlandet. Dette mønsteret vil skape flaskehalser mellom Region sør og øvrige regioner. Utbygging av et betydelig omfang av ny fornybar kraft uten at nettet forsterkes, vil derfor føre til perioder med til høyere eller lavere områdepriser i Region sør sammenlignet med de øvrige regionene. En stor del av den norske kraftflyten i nord-sør retning går i dag via Sverige. En økt utbygging av kraft i Nord-Sverige vil gjøre at det er mindre tilgjengelig kapasitet på svensk side, og en større andel av kraftflyten som i dag går igjennom Sverige, må gå igjennom Norge. I tillegg vil utbyggingen av fornybar kraft i Sør-Sverige bidra til å redusere kraftunderskuddet her, og dermed bidra til redusert eksport og økt import til/fra Sverige. En større andel av norsk eksport må derfor skje lenger sør via planlagte sjøkabler til Storbritannia og Kontinentet. 2.6.2 Vestre korridor er en flaskehals i nettet Flaskehalser er en betegnelse på at det mangler kapasitet i nettet, og at nettkapasiteten dermed setter begrensinger for flyten av kraft i systemet. Det kan oppstå flaskehalser på deler av ledningsnettet selv om det finnes ledig kapasitet andre steder. I Region sør oppstår det ofte flaskehalser i Vestre korridor, men også i Østre korridor. Flaskehalsene oppstår i perioder med høy produksjon på Vestlandet, lavt forbruk i Sør-Norge og dermed full eksport på mellomlandsforbindelsene. Flaskehalsene gjør at kapasiteten på mellomlandsforbindelsene i noen tilfeller ikke kan utnyttes fullt ut uten spesialregulering av produksjonen i området. Dersom oppgradering av sentralnettet starter nærmest kraftproduksjonen på Vestlandet, vil dette øke flaskehalsproblematikken i Vestre korridor og lengre sør. Det er derfor nødvendig at for- Side 16