Oktober 2009 Nettutviklingsplan for sentralnettet · 3.2 Opsjonsbasert planlegging 22 3.3 Tiltak for økt kapasitet i kraftnettet 22 3.4 Kraftledninger og miljø 23 3.5 Samspill mellom

Nettutviklingsplanfor sentralnettet

2009

Oktober 2009

I Nettutviklingsplan 2009

STATNETT har som målsetning å sikre god forsyningssikkerhet i alle deler av landet, bidra til økt verdiskaping for det norske samfunnet, og legge til rette for klimavennlige løsninger. Vi starter nå bygging av neste generasjon sentralnett.

Forord

Statnett presenterer i Nettutviklingsplanen 2009 ambisiøse planer for neste generasjon sentralnett. Vi forventer stor utbygging av fornybar kraft i Norden og stor etterspørsel etter vannkraftens reguleringsevne fra landene på kontinentet. Statnett står foran en ny epoke med omfattende nettutbygging for å tilknytte ny kraftproduksjon til nettet – og overføre kraften fram til aktuelle forbrukere i Norge og i utlandet. Tempo og omfang er økt sammenlignet med fjorårets plan, særlig gjelder dette spenningsoppgradering og nye forbindelser til utlandet.

Oktober 2009

Gunnar G. LøvåsKonserndirektørDivisjon Utvikling og Investering

II Nettutviklingsplan 2009

Innhold

Innledning 2

1 Utviklingstrekk i kraftmarkedet 31.1 Produksjonssammensetning og systemkarakteristika i det nordiske kraftsystemet 31.2 Kraftbalansen i Norge og Norden 31.3 Markedsutviklingen i Norden og Europa 51.4 Nordeuropeisk plansamarbeid 61.5 Utviklingstrekk innenfor kraftforbruket 71.6 Utviklingstrekk innenfor produksjon 101.7 Klimapolitikk 111.8 Hva betyr fi nanskrisen for nettutviklingen 14

2 Scenarier til 2025 162.1 Drivkrefter 162.2 Scenarier 2009–2025 172.3 Kraftsystemet etter 2025 18

3 Strategi for fremtidens nettutvikling 203.1 Mål og kriterier for nettutviklingen 203.2 Opsjonsbasert planlegging 223.3 Tiltak for økt kapasitet i kraftnettet 223.4 Kraftledninger og miljø 233.5 Samspill mellom kraftnett, produksjon og forbruk 263.6 Strategi for utenlandsforbindelser 273.7 Offshore kraftnett 303.8 FoU-behov 313.9 Oppsummering av nettutviklingsstrategi 31

4 Nettutvikling frem til 2025 324.1 Kostnader og teknologiutvikling 324.2 Trinnvis plan for spenningsoppgradering 334.3 Nettforsterkninger i Øst-Norge 344.4 Nettforsterkninger i Sør-Norge 384.5 Nettforsterkninger i Vest-Norge 414.6 Nettforsterkninger i Midt-Norge 444.7 Nettforsterkninger i Nord-Norge 484.8 Nye utenlandsforbindelser 524.9 Samlet investeringsomfang 2009–2019 54

5 Prioriterte prosjekter 55

III Nettutviklingsplan 2009

Utviklingstrekk i kraftmarkedeneMye tyder på at vi får et kraftoverskudd i Norge og Nor-den i kommende år. Dette gjelder både energi og effekt.

Klimapolitikken har høye ambisjoner om ny fornybar kraftproduksjon, og naturgitte forhold legger godt til rette for slik kraftproduksjon i Norge. Mange pågående og planlagte småkraftprosjekter er kommersielt lønnsomme. Samtidig er det stor politisk vilje til å satse på vindkraft og annen fornybar kraftproduksjon både i Norge, Nor-den og i Europa forøvrig som en del av klimapolitikken. I tillegg har klimaendringer allerede gitt mer tilsig og økt vannkraftproduksjon. Norge er i en særstilling fordi det ikke fi nnes gammel, forurensende kraftproduksjon som kan legges ned, den nye kraften må derfor enten eksporteres eller det må oppstå nye store forbruksbehov innenlands.

Det er stor usikkerhet knyttet til fremtidig forbruksut-vikling, men i tråd med observasjoner av utviklingen for-venter vi relativt lav veksttakt innen alminnelig forsyning. Innen petroleumssektoren forventes det en betydelig forbruksvekst, særlig i nordområdene, mens utviklingen er mer blandet for kraftintensiv industri og treforedling.

Målsetningen for Statnetts arbeid med å videreutvikle det norske kraftnettet, er å tilrettelegge for fremtidige utfordringer gjennom å få frem gode og robuste løsninger i god tid. Statnett bruker Scenarieteknikk for å håndtere usikkerhet på en systematisk måte.

Strategi for utviklingen av sentralnettetGjennom de siste 15 år er det eksisterende nettet blitt stadig bedre utnyttet. Potensialet for å øke utnyttelsen av eksisterende system er i all hovedsak uttømt.

Statnetts hovedstrategier for nettutviklingen er:• Opsjonsbasert planlegging, der Statnett søker å ligge

i forkant av utviklingen• Spenningsoppgradering fra 300 til 420 kV• Bygge nye, samfunnsøkonomisk lønnsomme overfø-

ringsanlegg, både innenlands og til utlandet• Bruke planorienterte og markedsorienterte virkemidler

for å bedre samspillet mellom investeringer i nett og produksjon/forbruk

Statnett legger til rette for miljøvennlige energiløsningerGjennom EUs fornybardirektiv forventes det at Norge vil

bli pålagt betydelige forpliktelser til å bygge ut ny fornybar energiproduksjon innen 2020. For at dette i det hele tatt skal være gjennomførbart er det både nødvendig med god koordinering av planer for ny produksjon og nytt nett, og en betydelig kapasitetsøkning i dagens nett inklusiv forbindelser til utlandet. Dagens sentralnett har plass til mellom 4000 og 5000 MW økt fornybar kraftproduksjon dersom dette plasseres riktig i nettet. Med den nettutbyg-gingen som foreslås i Scenariet vind og forbruksvekst, vil det være plass til ytterligere 5000–6000 MW fornybar kraftproduksjon.

Spenningsoppgradering er et betydelig element i den videre utvikling av sentralnettet. Tiltaket, som både er kostnadseffektivt og miljøvennlig, innebærer mindre eller større ombygginger av eksisterende kraftledninger og muliggjør en kapasitetsøkning på minimum 40 % for enkeltledninger, samtidig som tapene reduseres for et gitt overføringsnivå.

Kostnaden ved spenningsoppgradering av duplex-ledninger er vesentlig lavere enn nybygging av kraftled-ninger, og miljøinngrepene er små sammenlignet med de ledningsanlegg som allerede er bygget. Statnett legger opp til en meget omfattende spenningsoppgradering fra 300 til 420 kV innenfor planperioden.

Spenningsoppgradering av 300 kV ledninger til 420 kV medfører at ledningene må koples ut i ombyggingsfasen. Ved utkopling vil redusert overføringskapasitet påvirke forsyningssikkerheten, og det kan oppstå fl askehalser. Dette kan gjøre det vanskelig å kople ut fl ere ledninger samtidig, og det er viktig å utnytte de mulighetene for spenningsoppgradering som oppstår ved økt overførings-kapasitet etter idriftsettelse av nye 420 kV ledninger. Der-som man venter for lenge med å spenningsoppgradere kan resultatet bli at alternativet faller bort pga. økende belastning i sentralnettet. Statnett gir derfor arbeidet med spenningsoppgradering høy prioritet allerede i år.

Det vil bli aktuelt å klargjøre 300 kV ledningene for senere 420 kV da dette må gjøres før behovet melder seg. De spenningsoppgraderingene som er gjennomført de siste årene har for hvert prosjekt vært samfunnsøkono-misk lønnsomt. For å komme videre med spenningsopp-graderingen kan det være at man for noen delstrekninger blir nødt til å foreta investeringer som isolert sett ikke er lønnsomme, men som vil være nødvendige for at hele «sluttbildet» på lang sikt skal være gjennomførbart og dermed bidra til en rasjonell utvikling av sentralnettet.

STATNETT bruker Nettutviklingsplanen som sitt viktigste planverktøy for å bidra til en samfunns-messig rasjonell utvikling av kraftsystemet. Nettutviklingsplanen har en overordnet tilnærming ved at den fokuserer på de viktigste utfordringene i et langsiktig perspektiv for sentralnettet spesielt og kraftsystemet generelt.

Statnett bygger neste generasjon sentralnett

IV Nettutviklingsplan 2009

Der hvor det er nødvendig med nye kraftledninger, legger Statnett stor vekt på å fi nne miljøvennlige løs-ninger. Dette betyr for eksempel å velge traséer med minst mulige ulemper, og benytte kamufl erende tiltak for å redusere det visuelle inntrykket av ledningene. Statnett har blant annet gode erfaringer med å benytte databaserte visualiseringsverktøy i forbindelse med trasèplanlegging.

InvesteringsbehovStatnett ser behov for investeringer i sentralnettet i stør-relsesorden 20–45 mrd NOK i kommende tiårsperiode, avhengig av Scenarie. For å være i posisjon til å gjen-nomføre de investeringene som viser seg å være nød-vendige, tar Statnetts planarbeid utgangspunkt i øvre del av intervallet. Det er viktig for Statnett å sikre gjen-nomføringsevne i form av kompetanse og kapital for å kunne levere den samfunnskritiske infrastruktur som vil være nødvendig. Investeringer for å ivareta forsynings-sikkerheten vil ha høyeste prioritet.

De investeringene Statnett planlegger leder fram til neste generasjon sentralnett:• Spenningen i store deler av nettet heves fra 300 til 420

kV, noe som vil gi en vesentlig kapasitetsøkning med marginale miljøinngrep.

• Nettet på det høyeste spenningsnivået (420 kV) utvi-des nordover.

• Det legges til rette for store mengder ny fornybar kraft-produksjon.

• Forsyningssikkerheten bedres i utsatte områder som Midt-Norge, Hordaland og Rogaland.

• Det etableres nye kabelforbindelser mot våre nabo-land i sør.

NETTUTVIKLING I ØST-NORGE

Hovedutfordringer for kraftsystemet i Øst-Norge:• Forsyningssikkerhet Østlandsområdet, herunder å

sikre overføringskapasiteten over Oslofjorden• Sikre tilstrekkelig handelskapasitet til og fra Sverige• Sikre spenningsforholdene på Østlandet, herunder å

redusere høye driftsspenninger

Forsyning av Oslofjordområdet er blant annet avhen-gig av de tre kablene over Oslofjorden. Den senere tids feilhendelser på sjøkablene har demonstrert at nettet er sårbart for feil på disse, og har aktualisert behovet for å vurdere overføringskapasitet, reserveløsninger og reinvestering for alle tre kablene. Det arbeides for tiden med forslag til tiltak for å sikre tilstrekkelig og pålitelig overføringskapasitet på disse i fremtiden. Statnett vil foreta en prioritering av anleggene og konsesjonssøke

utskifting, eventuelt nybygging av kabelanleggene.Alle 300 kV ledninger er i utgangspunktet kandida-

ter for oppgradering til 420 kV, og det kan bli aktuelt å klargjøre en del av disse for 420 kV i perioder der det er ledig kapasitet i nettet. Videre vil det være behov for både økt transformatorkapasitet i området samt reinvestering/ombygging av transformatorstasjoner og andre anlegg som del av utskifting av eldre anlegg. Ved mye vindkraft i Midt-Norge vil det dessuten bli behov for å spennings-oppgradere strekningen Viklandet - Fåberg.

Utskiftingsbehov for eldre anlegg, utviklingen i for-bruksveksten og Østlandet som transittområde vil påvirke omfang, rekkefølge og tidspunkt for enkeltinvesteringer. Rekkefølge og behov for spenningsoppgraderinger inn mot og innenfor Østlandsområdet vil bli analysert nær-mere i kommende år.

NETTUTVIKLING I SØR-NORGE

Hovedutfordringer for kraftsystemet i Sør-Norge:• Nye kabelforbindelser til utlandet med store variasjoner

i fl ytmønsteret over døgnet • Transittering av kraft og behov for økt overføringska-

pasitet inn og ut av regionen• Ny fornybar produksjon og tilhørende økt kraftover-

skudd i regionen• Forsyningssikkerhet i Stavangerområdet

For å klare å håndtere store mengder fornybar kraft-produksjon i hele landet, vil det bli behov for ny over-føringskapasitet mot utlandet. På grunn av nærhet til Europa vil ilandføring for fl ere nye kabler bli i Sør-Norge. Dette skaper utfordringer for det innenlandske nettet i området. Med nye kabelforbindelser til utlandet vil end-ringene i fl ytmønsteret over døgnet forsterkes og derav også behovet for nettforsterkninger i retning nord-sør på Sørlandet. Ytterligere forsterkninger av nettet, utover Skåreheia – Holen, som nylig ble satt i drift, er en forut-setning ved fl ere kabler til utlandet. Hovedstrategien for å forsterke nettet på Sørlandet er å spenningsoppgradere eksisterende 300 kV nett til 420 kV.

Dagens overføringskapasitet inn til Sør-Rogaland/Sta-vangerområdet er begrenset, og nettet drives i perioder uten momentan reserve. En ny ledning mellom Lyse og Stølaheia, som ble konsesjonssøkt av Lyse Elnett i 2001, er etter Statnetts vurdering avgjørende for å bedre for-syningssikkerheten i dette området.

NETTUTVIKLING I VEST-NORGE

Hovedutfordringer for kraftsystemet i Vest-Norge:• Forsyningssikkerhet i Hordaland• Utvikling innen aluminiumsindustrien, som er en driver

for ny kapasitet

V Nettutviklingsplan 2009

• Tilgang på ny fornybar kraft, og tilrettelegging av kapa-sitet for denne

• Kabler til kontinentet og tilhørende behov for forster-kingstiltak

Bergen og resten av Hordaland nord for Hardangerfjor-den har et økende kraftunderskudd, og utfall inn mot det såkalte BKK-området kan medføre forbruksutkoblinger og mørklegging. I verste fall kan det bli mørklegging av hele området mellom Boknafjorden og Sognefjorden, slik man opplevde i 2004. Statnett har på bakgrunn av dette fått konsesjon fra NVE for bygging av en ny 420 kV ledning Sima - Samnanger. Konsesjonen er nå til klagebehandling i OED. Internt i området er det planer for nye ledninger Kollsnes - Mongstad og Mongstad – Modalen, som er henholdsvis konsesjonssøkt og meldt.

Uten utvidelser, dvs. en forbruksreduksjon ved nedleg-gelse av Søderbergovnene ved Hydro-Karmøy, har det eksisterende nettet ut mot Karmøyområdet tilstrekkelig kapasitet. Dersom planene om forbruksøkning gjenopp-tas, er det behov for forsterkninger. Statnett har i 2009 foretatt analyser av nødvendige forsterkninger i lys av dette, i sammenheng med forsyningen av Stavanger-

området og nye utenlandsforbindelser på Sørlandet. Analysene viser behov for ny forbindelse fra Karmøy til vannkraftområdet Sauda/Saurdal.

Vestlandet har store potensialer for ny fornybar produksjon. Ny produksjon vil i første omgang møte nettbegrensninger i distribusjons- og regionalnettet. 420 kV-ledningen Ørskog-Fardal og videreføring av denne til Aurland, kombinert med Sima-Samnanger og oppgradering av strekningen Samnanger – Mauranger – Blåfalli - Sauda, gir en tilstrekkelig styrking av sentral-nettet til å håndtere store volumer ny kraftproduksjon.

For å legge til rette for nye kabler mellom Sørlandet og kontinentet er det behov for å spenningsoppgradere nettet sør for Sauda.

NETTUTVIKLING I MIDT-NORGE

Hovedutfordringer for kraftsystemet i Midt-Norge:• Forsyningssikkerhet • Ny vindkraftproduksjon • Økt kraftfl yt fra nord • Økt kraftforbruk offshore• Elektrifi sering / prosessanlegg på land Statnett har de senere år gjennomført og planlagt en

Bildet til venstre viser planlagte nettforsterkninger (oppgraderinger og nybygging) i perioden til 2016. Fram mot 2025 forventer Statnett fortsatt stort tempo i utbyggingen. Den samlete porteføljen av aktuelle investeringer i sentralnettet innen 2025 er vist i fi guren til høyre.

SKOGFOSS

VARANGERBOTNHAMMERFEST

ROAN

KOLLSNES

MONGSTAD

SIMA

ÅRDAL

DANMARKNEDERLAND

RØD

FEDA

KLÆBU

FØRRE

NAMSOS

VÅGÅMO

FARDAL

ØRSKOG

NARVIK

OFOTEN

NYHAMNA

FLESAKER

VERDAL S

VIKLANDET

BALSFJORD

KRISTIANSAND

TegnforklaringRød: Besluttet/under byggingGrønn: Meldt/konsesjonssøktBlå: Aktuelle tiltak innen 2016

Spenningsoppgradering er stiplet

SKOGFOSS

VARANGERBOTNHAMMERFEST

ROAN

KOLLSNES

MONGSTAD

SIMA

ÅRDAL

STOR-BRITANNIA

DANMARKNEDERLAND

TYSKLAND

RØD

FEDA

KLÆBU

FØRRE

NAMSOS

VÅGÅMO

FARDAL

ØRSKOG

NARVIK

OFOTEN

NYHAMNA

FLESAKER

VERDAL S

VIKLANDET

BALSFJORD

KRISTIANSAND

TegnforklaringGrå: Realisert innen 2016Lilla: Aktuelle tiltak 2016-2019Sort: Aktuelle tiltak på lenger sikt


VI Nettutviklingsplan 2009

rekke tiltak som samlet vil sikre kraftforsyningen til Midt-Norge. Tiltakene omfatter nye kraftledninger til Sunndalsøra og Aukra, spenningsregulerende anlegg, reservekraftanlegg og forsterking av forbindelsen mellom Norge og Sverige over Nea.

Statnett fi kk i juni 2009 konsesjon fra NVE for en ny 420 kV ledning mellom Ørskog og Fardal i februar 2007. Saken er nå til klagebehandling hos OED. Dette er Stat-netts høyest prioriterte prosjekt, som vil normalisere forholdene i Midt-Norge i den forstand at forsyningssik-kerheten blir som i resten av landet. Den nye ledningen mellom Ørskog og Fardal er dessuten avgjørende for å kunne ta imot planlagt ny små-/vannkraftproduksjon og vindkraftproduksjon på Sunnmøre og i Sogn og Fjor-dane, der det ikke er ledig kapasitet til mer ny kraft i det eksisterende nettet.

For å legge ytterligere til rette for vindkraftproduksjon i Midt-Norge har Statnett søkt konsesjon for en ny 420 kV ledning fra Namsos via Roan til Storheia (vindkraftpro-duksjon på Fosen). Hvis overføringsbehovet fra Namsos og sørover blir tilstrekkelig stort, eller det bygges ut store mengder vindkraft i Snillfjord-området, blir det behov for å videreføre forbindelsen fra Storheia via Snillfjord til Trollheim/Orkdal. Statnett planlegger å søke konsesjon for sistnevnte strekning i løpet av kommende år. Disse investeringene er avhengig av at det blir utbygd tilstrek-kelige mengder vindkraft i området. For å sikre en god koordinering mellom nett og vindkraft, ser Statnett det som nødvendig å inngå utbyggingsavtaler med aktuelle vindkraftutbyggere.

De pågående og planlagte nettforsterkningene vil også være robuste i forhold til overføring av et mulig økt kraftoverskudd fra nord, som følge av at det bygges ut ny kraftproduksjon i Midt-Norge og videre nordover. Ved en større økning av kraftoverskuddet nord for Midt-Norge og/eller mye ny fornybar kraftproduksjon i Midt-Norge, vil det i tillegg være behov for økt overføringskapasitet sørover fra Midt-Norge. Det vurderes da som aktuelt å oppgradere eksisterende forbindelse fra Aura/Viklandet mot Østlandet. Mulig økt kraftoverskudd i Nord-Norge medfører dessuten behov for å øke overføringskapasi-teten nordfra og inn mot Midt-Norge.

Elektrifi sering av olje-/gassinstallasjoner i Norskeha-vet kan være aktuelt på sikt, og det kan bli økt forbruk ved eksisterende eller nye prosessanlegg i Midt-Norge. Aukra/Nyhamna eller Tjeldbergodden vurderes som mest aktuelt i så måte, og i den forbindelse har Stat-nett konsesjon fra NVE på en ny 420 kV ledning mellom Trollheim og Tjeldbergodden, knyttet til tidligere planer om et gasskraftverk på Tjeldbergodden.

NETTUTVIKLING I NORD-NORGE

Hovedutfordringer for kraftsystemet i Nord-Norge:• Kraftforsyning til ny petroleumsindustri i Finnmark • Ny småkraft- og vannkraftproduksjon, spesielt i Nord-

land• Ny vindkraftproduksjon i hele området

Statnetts fokus i Nord-Norge er i første rekke knyttet til forsyningen av petroleumsvirksomheten i området. StatoilHydro er pålagt å utrede tiltak for å redusere CO2-utslippene fra Snøhvit, og det legges opp til elektrifi sering av Goliat. Som følge av dette har Statnett søkt konsesjon for en ny 420 kV ledning fra Balsfjord til Hammerfest. Statnett har også meldt en tilsvarende ledning på strek-ningen fra Ofoten til Balsfjord. Uten disse nye forbindel-sene vil det ikke være fysisk mulig å levere kraft til alle de planlagte aktivitetene i Hammerfestregionen. De nye ledningene vil samtidig legge til rette for økt utbygging av vindkraft i Troms og Vest-Finnmark.

Kraftnettet videre østover i Finnmark har også begren-set overføringskapasitet. For å legge til rette for mulig økt kraftforbruk øst i Finnmark, vil Statnett derfor melde en ny 420 kV ledning fra Skaidi til Varangerbotn i 2010.

Dersom en større forbruksøkning i Finnmark skal for-synes fra kraftnettet, vil det være aktuelt å videreføre kraftledningen fra Skaidi og østover til Varangerbotn og derfra videre ned til 420 kV nettet i Finland (Pirttikoski). En slik gjennomgående «Arctic Circle» vil gi et sterkt nett lengst nord i Norge og være robust i forhold til endringer i både kraftforbruk og produksjon.

Et mulig stort kraftoverskudd samlet sett i Nord-Norge som følge av ny fornybar produksjon, vil medføre behov for å øke overføringskapasiteten fra Ofoten og sørover/østover til Midt-Norge og Sverige.

NYE UTENLANDSFORBINDELSER I NORDEN

Norge er et langstrakt land med svake forbindelser i net-tet i nordområdene. Nettet fra Nordland og nordover er svært avhengig av et godt fungerende fysisk samspill med våre naboland. Strømmen følger fysiske lover, ikke de nasjonale grenser. Samarbeidet med Sverige er i en særstilling, med fl ere viktige forbindelser mellom landene. Det ville være nærmest umulig å opprettholde akseptabel forsyningssikkerhet og leveranseevne i nordområdene uten dette samarbeidet.

Det er store potensialer for ny fornybar kraftproduksjon i nordområdene i alle landene i regionen, med særskilt godt ressursgrunnlag for småkraft i Nordland og vindkraft på hele kysten i nord. Dagens forbruk kan i begrenset grad nyttiggjøre seg slik ny produksjon. Selv med planer om betydelig forbruksvekst, er det behov for økt kapa-sitet mot sør for å håndtere omfattende kraftutbygging.

VII Nettutviklingsplan 2009

I det Nordiske vekselstrømnettet vurderer Statnett føl-gende mulige forsterkninger mot våre naboland:• Statnett og Svenska Kraftnät har igangsatt et analyse-

prosjekt for å studere behovet for forsterkninger i nettet fra Nord-Norge/Nord-Sverige og sørover. Særlig er det fokus på området fra Ofoten og sørover, inklusive begrensningene i Snitt 1 og Snitt 2 på svensk side. Tiltak i begge land vil bli vurdert, inklusive behov for nye forbindelser mellom landene.

• SydVest-linken er en potensiell DC-forbindelse mel-lom Norge og Sør-Sverige, med kapasitet 1200 MW. Forbindelsen gir et viktig bidrag til å løse fl ere av de viktigste begrensningene i det nordiske markedet: Fle-sakersnittet, Haslesnittet, Västkustsnittet og Snitt 4. Statnett ønsker å videreføre prosjektet. Mest aktuelle tilknytningspunkt på norsk side er Tveiten. Dette for-utsetter samtidig spenningsoppgradering fra 300 kV til 400 kV mellom Rød og Tveiten og mellom Tveiten, Flesaker og Sylling. Forbindelsen vil tidligst kunne være ferdig utbygd i 2015.

• Norge og Finland har en relativt svak forbindelse i dag, fra Varangerbotn og sørover. Denne forbindel-sen er meget viktig for forsyningssikkerheten i nord. Med forventning om kraftig økt forbruksnivå i nord, aktualiseres behovet for en oppgradering av denne forbindelsen. Denne forbindelsen er omtalt i den fel-lesnordiske «Nordic Grid Master Plan» fra 2008.

• Norge har i dag mulighet til å importere inntil ca 50 MW fra Russland. Statnett har kjøpt kraftnett mot grense-områdene fra Varanger Kraft, og Statnett bygger en ny kraftledning fra Varangerbotn til Skogfoss. Dette muliggjør mer import, som vil være positivt for forsy-ningssikkerheten i Øst-Finnmark. Statnett er i dialog med russiske selskaper for å undersøke muligheter på kortere og lengre sikt.

NYE UTENLANDSFORBINDELSER MOT KONTINENTET

Stor satsing på ny fornybar kraft i Norge forutsetter utbygging av nye utenlandsforbindelser. Stor satsing på fornybar kraft i landene på kontinentet, øker etterspør-selen etter reguleringsevnen fra norske vannkraftverk. I sum peker disse to forhold på et stort behov for, og stor lønnsomhet av, økt kapasitet mellom Norge og utlandet.

Statnett arbeider derfor aktivt for å etablere nye for-bindelser til aktuelle markeder rundt Norge, med særlig fokus på landene rundt Nordsjøen. Disse landene har termisk basert kraftproduksjon og økende innslag av vindkraft. Det gjør at landene både trenger norsk regu-leringsevne og har mulighet til å ta imot overskudd av norsk vindkraft (ved å redusere sin termiske produksjon).

Statnett har som målsetning å fatte investeringsbeslut-ning for minst 1400 MW ny kabelkapasitet innen 2012.

På lengre sikt legges det til rette for å kunne realisere ytterligere 1400 MW ny kabel kapasitet innen 2020.

Status for porteføljen av nye utenlandsforbindelser ut av Sør-Norge er som følger:• Statnett sendte i desember 2008 melding for en fjerde

kabel til Danmark (SK4). Konsesjonssøknad planleg-ges sendt i november 2009. Prosjektet, som er ett av Nordels fem prioriterte snitt, er planlagt med en kapasitet på opptil 700 MW.

• Statnett og transpower (tidligere E.ON Netz) har gjen-nomført et felles prosjekt for å vurdere det tekniske og økonomiske potensialet for en likestrømsforbindelse (NORD.LINK) mellom Norge og Tyskland. Kapasite-ten for en ny forbindelse vil være opp mot 1400 MW. Selskapene ser at en slik forbindelse er samfunnsøko-nomisk lønnsom og forbereder oppstart av grundigere forprosjekteringsarbeid for prosjektet.

• NorNed ble idriftsatt våren 2008, og nytteverdiene av prosjektet har vært meget store på kort tid, med om lag 20 % av investeringen tjent inn første år. Det er tilrettelagt for dobling av kapasiteten (NorNed 2 med 700 MW) ved de løsninger som er valgt. Statnett vil vurdere oppstart av samarbeid med TenneT om Nor-Ned 2 i kommende år.

• I samarbeid med National Grid har Statnett foretatt en innledende mulighetsstudie av en kabel mellom Norge og England. Prosjektet utreder en kapasitet på 1200-1400 MW. Prosjektet vurderes å være attraktivt, forutsatt at rammebetingelsene på britisk side harmo-niseres med regelverket i resten av Europa. Utviklingen den siste tiden har i så måte vært positiv.

Det vil ved valg av tekniske løsninger for nye utenlands-forbindelser bli tatt hensyn til mulige framtidige behov for å knytte til offshore vindkraft eller forbruk.

2 Nettutviklingsplan 2009

I samarbeid med aktørene skaper Statnett store verdier for kunder og interessenter ved å sørge for tilgjengelig overføringskapasitet, høy forsyningssikkerhet og ved tilrettelegging av effektive markedsmekanismer. Samtidig fokuseres det kontinuerlig på produktutvikling og kost-nadsreduksjoner. Statnett er opptatt av å få til en god utnyttelse av det eksisterende sentralnettet, og Norge har nå et av Europas mest effektive kraftsystemer.

I løpet av 1990-årene ble det investert lite i nye anlegg for å øke den fysiske nettkapasiteten. I årene som kommer, vil investeringer for å legge til rette for ny kraftproduksjon og effektiv handel med Europa være viktige drivere for Statnetts samlete investeringsaktivitet. En akseptabel forsyningssikkerhet i alle deler av landet har vært og er avgjørende for utviklingen av sentralnettet. Akseptabel forsyningssikkerhet er også grunnlaget for et velfunge-rende marked. Etter hvert som kraftforbruket har vokst og mulighetene for å øke utnyttelsen av det eksisterende sentralnettet er blitt mindre, har det vært nødvendig i større grad å bygge nye sentralnettsanlegg for å opp-rettholde en god forsyningssikkerhet.

Det er stor grad av usikkerhet knyttet til fremtidig utvikling av produksjonskapasitet og forbruk. Med en målsetting om å bidra til en samfunnsøkonomisk effektiv utvikling av kraftsystemet, stilles Statnett overfor store utfordringer i forhold til å møte fremtidens krav med samfunnsmes-sig rasjonelle og fremtidsrettede løsninger. En videre utvikling av sentralnettet for å møte fremtidige behov for overføringskapasitet innebærer store investeringer

med langsiktig kapitalbinding. Overføringsanleggene har lang levetid, og investeringene er i liten grad økono-misk reversible. Derfor er det viktig å søke nettløsninger som er robuste i forhold til alternative utviklingstrekk i kraftsystemet. Planleggings- og utbyggingstiden for nye ledninger er lang, noe som medfører utfordringer i forhold til koordinering mot ny produksjon og nytt forbruk som kan realiseres vesentlig raskere.

Statnett bruker Nettutviklingsplanen som ett av fl ere verktøy for å bidra til en rasjonell utvikling av kraftsyste-met. Planen er en del av «Kraftsystemutredning for sen-tralnettet», som Statnett utarbeider årlig. Årets utredning har en tidshorisont fra 2009 til 2025. Nettutviklingsplanen har en overordnet tilnærming ved at den fokuserer på de viktigste utfordringene i et langsiktig perspektiv for sentralnettet spesielt og kraftsystemet mer generelt.

Mange av de investeringstiltak som er skissert i Nettut-viklingsplanen er forbundet med stor usikkerhet. Planen må derfor ikke betraktes som bindende, men som et tidsbilde i en kontinuerlig prosess med videreutviklingen av sentralnettet.

Nettutviklingsplanen offentliggjøres årlig. Vi ønsker på denne måten å orientere eksterne interessenter om hva Statnett anser som viktige utviklingstrekk i kraftmarkedet og det fysiske kraftsystemet, hvilke planer for utvikling av sentralnettet som foreligger og hva som er bakgrun-nen for disse.

STATNETT SF Som systemansvarlig nettselskap (TSO) i det norske kraftsystemet er det Statnett SF sin oppgave å sikre momentan balanse mellom produksjon og forbruk i Norge, samt foreta samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer i det sentrale overføringsnettet inkludert overføringsforbindelser til utlandet. Selskapet, som er blant Norges største netteiere, står som eier av ca 90 % av sentralnettet og har som målsetting å eie 100 % av dette nettet.

Innledning


1 Utviklingstrekk i kraftmarkedet

1.1 Produksjonssammensetning og systemkarakteristika i det nordiske kraftsystemet

Det nordiske kraftsystemet er et blandet vannkraft-/varmekraftsystem. I 2008, som var vesentlig våtere enn normalen, utgjorde vannkraften 57 %, varmekraft 41% og vindkraft 3% av kraftproduksjonen. Produksjonssam-mensetningen samt variasjon i de årlige hydrologiske tilsig fremmer handel og samarbeid.

Produksjonskapasiteten i Norge består hovedsakelig av vannkraft (98 %). I Sverige utgjør vannkraft og kjer-nekraft i et normalår ca 45 % hver. Finland har ca 20 % vannkraft, 30% kjernekraft. Resten utgjøres av ulike typer

varmekraft. Danmarks miljøpolitikk har gitt gode vilkår for utviklingen av vindkraft slik at denne utgjør 20 % av kraftproduksjonen. Forøvrig er produksjonen i Danmark basert på kull, gass og biobrensel.

I forhold til tilsiget i et midlere år, kan lite nedbør redu-sere produksjonen i det nordiske kraftsystemet med om lag 25-40 TWh. For Norge utgjør dette inntil ca 25 TWh redusert årsproduksjon. I et ekstremt tørrår er det fare for at markedet vil få problemer med å håndtere ubalansen mellom tilbud og etterspørsel i enkelte regioner, mens situasjonen vil være håndterbar på nasjonalt og nordisk nivå. I våte år kan man oppleve stor overfl od av kraft, som må eksporteres til lave priser.

Kraftproduksjon 2008 [TWh] Danmark Finland Norge Sverige Samlet

Vannkraft 0,0 16,9 140,7 68,4 226,0

Kjernekraft 0,0 22,0 0,0 61,3 83,3

Øvrig varmekraft 27,6 34,9 1,1 14,4 78,0

Vindkraft 7,0 0,3 0,9 2,0 10,2

Kraftproduksjon totalt [TWh] 34,6 74,1 142,7 146,1 397,5

Totalforbruk [TWh] 36,1 87,0 128,9 144,1 396,1

TABELL 1.1: Nordiske lands kraftproduksjon i 2008, eksklusive Island

140,7

Norge Finland SverigeDanmark Samlet

Vind

Øvrig varmekraft

Kjernekraft

Vannkraft1,1 0,9

27,6

7,0

34,9

22

16,90,3

61,3

68,4

14,4 2,0

226,083,3

78,010,2

FIGUR 1.1: Produksjonssammensetning (TWh) for de nordiske land i 2008

1.2 Kraftbalansen i Norge og Norden

Historisk energiutvikling i NorgePRODUKSJON

I tiden før 1990 var det norske kraftmarkedet styrt av oppdekningsplikt og fastkraft-forpliktelser. Myndighetene og bransjen selv påla de enkelte kraftselskaper å inves-tere i ny kapasitet eller inngå kraftavtaler som ga dekning i ni av ti år. I gjennomsnitt ga dette et kraftoverskudd, som ble eksportert til våre naboland. Etter innføringen av et mer markedsbasert system har dette overskuddet blitt redusert og tendert mot en tilnærmet balanse som illustrert i fi gur 1.2. I de kommende årene ser imidlertid kraftbalansen ut til å styrke seg betydelig. Gasskraftverk

på Kårstø og Mongstad bidrar til dette. Samtidig fore-ligger det et stort antall planer om ny vindkraft, og det er økende aktivitet knyttet til realisering av ulike typer vannkraftprosjekter. Det foreligger også klare indikasjo-ner på at mildere og våtere klima bidrar til en mer positiv kraftbalanse. I et samarbeidsprosjekt mellom Statnett og norske klimaforskere konkluderes det med at det er sannsynlig at vi pr. 2008 har en høyere normalårsproduk-sjon enn hva de offi sielle tallene1 tilsier. På bakgrunn av dette har Statnett lagt til grunn at forventet produksjon er 2 TWh høyere enn den offi sielle normalårsproduksjonen.

1 Normalårsproduksjon er defi nert som forventet årsproduksjon basert på tilsigsserien for perioden 1970-1999. NVE fastsetter denne og vil trolig etablere ny normal etter at 2009 er ferdig.


FIGUR 1.4: Produksjon og forbruk i Norden relativt til 1970 (Norge, Sverige, Danmark, Finland)

FORBRUK

Kraftforbruket vokste jevnt i lang tid frem mot år 2000. Etter år 2000 har veksten i forbruket fl atet ut, noe som delvis skyldes milde vintre. For perioden 2000-2007 har det faktiske forbruket vært i gjennomsnitt 3,1 TWh lavere enn det temperaturkorrigerte forbruket. Sett i sammen-heng med klimaendringer, er det ventet at denne tren-den fortsetter. I samarbeidsprosjektet mellom Statnett og norske klimaforskere konkluderes det med at det er sannsynlig at vi har et lavere normalårsforbruk enn hva offi sielle tall tilsier. Prosjektet konkluderer med at det er sannsynlig at forbruket er redusert med 3 TWh pr. 2008 som følge av mildere klima. Dette er også brukt i våre prognoser.

Utover dette har effekten av fi nanskrisen bidratt til en reduksjon i forbruket siste året. Dette gjør seg spesielt gjeldende innenfor kraftintensiv industri, der sterkt fall i råvarepriser bidrar til langt lavere kraftforbruk.

EKSPORT & IMPORT 1970-2008

Figur 1.3 viser årlig nettoutveksling av kraft mellom Norge og utlandet fra 1970 og frem til 2008. I de aller fl este årene (3 av 4) har det vært en nettoeksport fra Norge. Som følge av variasjoner i tilsig og vannkraftproduksjon vil nettoutvekslingen variere fra år til år. I ekstremt tørre år kan årstilsiget i Norge være inntil 30 TWh lavere enn tilsig i normalår. Årsproduksjonen i tørre år vil ikke svekkes like mye på grunn av muligheten for å lagre vann i magasi-nene. Norske vannmagasiner har en samlet kapasitet på ca 83 TWh, hvorav 15 TWh ligger i magasiner det tar mer enn ett år å tømme. Fleksibiliteten på produksjons-siden kombinert med priselastisiteten på forbrukssiden gjør derfor at det historisk ikke har vært behov for import større enn 12 TWh til Norge, målt som import for kalen-deråret. Største import over en 12-måneders periode er også 12 TWh.

Historisk energiutvikling i NordenFigur 1.4 viser utviklingen i installert produksjonskapa-sitet og årsforbruk i det felles nordiske kraftmarkedet. Etter en periode fra slutten av 1990-tallet der veksten i ny produksjonskapasitet lå etter veksten i forbruket, har tilgangen på ny produksjonskapasitet de senere årene nå tatt igjen etterslepet til forbruksveksten.

I et normalår ligger både produksjon og forbruk på i underkant av 400 TWh. I prognosene fremover synes dette bildet å endre seg, med sterkere vekst i produk-sjonskapasitet enn forbruksvekst. Dette særlig som følge av ny vindkraft i Sverige og Danmark, vann- og vindkraft i Norge, og kjernekraft i Finland (nytt) og Sverige (rein-vestering). Samtidig har vi hatt en vesentlig reduksjon i forbruket siste året. Dette gjør at en i årene fremover kan forvente stadig større kraftoverskudd totalt for Norden.

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

20

15

10

5

0

-5

-10

-15

-20

Net

toim

po

rt (

TW

h)

Net

toek

spo

rt

NettoEksport (+) / Import (-) Norge, 1970-2008

FIGUR 1.3: Årlig import/eksport 1970-2008

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Årsforbruk Produksjonskapasitet

300

250

200

150

100

50

% Produksjon og forbruk relativt til 1970

160

140

120

100

80

60

40

20

0

TWh/år Total produksjon og forbruk i Norge

1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

FIGUR 1.2: Produksjon og forbruk i Norge


Dagens effektsituasjon i Norge og NordenMaksimallasten for det samlede nordiske systemet var for vinteren 2008/2009 på 64000 MW. For en kald vinter (1 av 10 vintre) kunne maksimallasten vært så høy som 73000 MW. Dette under forutsetning av at det er kaldt i hele Norden samtidig. Tidenes høyeste maksimallast inntraff den 5. februar 2001, med en samlet last på ca 69000 MW. Samme dag hadde også Norge sin maksi-mallast (23050 MW).

Under normalt gode forhold regnes tilgjengelig produk-sjonskapasitet å være i størrelsesorden 74000 MW for Norden og 24500 MW for Norge (fratrukket reserver), noe som betyr at både Norge og Norden vil være selvforsynt, også i ekstremt kalde perioder.

Energi- og effektsituasjonen de kommende 3 årInstallert produksjonskapasitet i Norden forventes å øke med over 7000 MW innen utgangen av 2012. Stør-ste enhet er nytt kjernekraftverk i Finland (1650 MW) som kommer i drift tidligst i 2011. I tillegg forventes stor økning i Sverige, der både oppgradering av eksisterende kjernekraftverk (1100 MW) samt virkninger av sertifi kat-ordningen (vind, bio) gir mye ny produksjonskapasitet. I Danmark er to store vindkraftparker vedtatt utbygd. De norske tallene inkluderer blant annet ny gasskraft-produksjon på Mongstad (280 MW). I tillegg forventes noe vindkraft og vannkraft. Av ny vannkraft er Svartisen (250 MW) og Kjøsnesfjorden (83 MW) de største pro-sjektene. Utover dette regner en med en rekke mindre anlegg (småkraft).

I henhold til prognoser hos den enkelte TSO vil vi få en begrenset forbruksøkning de kommende år. Dette skyldes hovedsaklig forventning om redusert kraftfor-bruk i industrien.

I sum betyr dette at Norden går mot et stadig større overskudd både i forhold til energi- og effektbalanse. Påplusset forventning om fast import fra Russland vil dette bety en vesentlig krafteksport fra Norden mot kontinentet.

1.3 Markedsutviklingen i Norden og Europa

Markedsutviklingen i NordenGjennom nye og eksisterende overføringsforbindelser blir det nordiske kraftmarkedet stadig mer integrert med det europeiske kraftmarkedet. Dette har vært gjenspeilet i det nordiske arbeidet gjennom Nordel, samarbeidsor-ganisasjonen for nordiske systemansvarlige selskaper (TSO). Nordels strategi har hatt fokus på europeisk inte-grasjon og utvikling, samtidig som man skal videreutvikle Norden som region gjennom det nordiske markedet. Utviklingen med et stadig tettere europeisk samarbeid markeds-, plan- og systemdriftsmessig har resultert i at

Nordel opphørte som selvstendig organisasjon i løpet av 1. halvår 2009. Aktivitetene er overført til den nye europeiske samarbeidsorganisasjonen The European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E). Denne løsningen vil sikre en videre effektiv utvikling av det nordiske kraftmarkedet som en integrert del av det europeiske.

Planlegging av nettinvesteringer er en sentral del av nordisk og europeisk TSO samarbeid, og Nordel har utarbeidet fl ere nordiske nettutviklingsplaner. Den senes-te, «Nordic Grid Masterplan», ble offentliggjort i 2008. I tillegg til konkrete nordiske prosjekter anbefaler Nordel i denne planen at fl ere forbindelser ut av Norden vurderes.

Økt integrasjon og nye forbindelser fører til nye mulig-heter, men også en del utfordringer. Mulighetene ligger i at kraftfl yten blir mer effektiv og ressursutnyttelsen bedre. Dette fordrer imidlertid effektive markedskop-lingsløsninger. TSOene i Europa, deriblant Norden, har derfor stor fokus på å legge til rette for effektive han-delsløsninger. Ulike prosjekter pågår og fl ere innbefatter Norden direkte.

Markedsbasert kraftutveksling gir utfordringer for drif-ten. Relativt hyppige og store variasjoner i kraftfl yten mellom systemene gir utfordringer for tilpasninger til nettbegrensninger, spenningsregulering og frekvenskva-liteten i systemet. De nordiske TSOene har derfor stor fokus på økt driftsamarbeid og å utvikle markedsbaserte løsninger som bidrar til å løse utfordringene. I tillegg til at det jobbes med nordiske løsninger for frekvensstyrte reserver, tas det sikte på å utvikle en nordisk automa-tisk sekundærregulering (Load Frequency Control) som vil avlaste eksisterende frekvensregulering og aktive-ring av regulerkraft til en viss grad. Målet er å forbedre frekvenskvaliteten, begrense restriksjoner i markedet, legge til rette for en økt integrering med det europeiske markedet og legge til rette for salg av ulike typer sys-temtjenester til kontinentale Europa.

Et felles nordisk sluttbrukermarked har lenge vært en målsetning for de nordiske myndighetene. Nordel har derfor innført harmoniserte prinsipper for balanseavreg-ning. De harmoniserte prinsippene vil implementeres i alle de nordiske landene i løpet av 2009 og er et viktig bidrag for å oppfylle målsetningen om et felles nordisk sluttbrukermarked.

Markedsutviklingen i EuropaEU Kommisjonens forslag til tredje elmarkedspakke ble vedtatt 13. juli 2009. Sammenlignet med Kommisjonens opprinnelige forslag har behandling i Rådet og parlamen-tet medført en rekke justeringer av lovforslaget. Områ-det det har vært mest fokus på er kravene som stilles til organisering av TSOer. Kommisjonens opprinnelige forslag var å kreve eiermessig skille eller ISO (Indepen-dent System Operator). Denne løsningen var det ikke mulighet å få nødvendig støtte for. Det politiske kompro-


misset innebærer at en tredje modell ble akseptert; ITO (Independent Tranmission Operator). ITO innebærer at det fortsatt er tillatt med vertikalt integrerte TSOer, men kravene som stilles for skille mellom konkurranseutsatt og monopolbasert virksomhet er strengere enn tidligere.

Kommisjonens forslag om å etablere en egen TSO organisasjon, ENTSO-E, ble også vedtatt. Den eksiste-rende organisasjonen «European transmission system operators» (ETSO) startet arbeidet med å bygge opp den nye organisasjonen like etter Kommisjonens forslag kom ut og ENTSO-E ble tidlig etablert som en frivillig organisasjon. Statnett er medlem av organisasjonen og har fått plass i Styret.

Forslaget om å etablere et eget europeisk regulator-byrå (ACER) ble også vedtatt. Dette vil sikre et tettere samarbeid mellom regulatorene og trolig en mer harmo-nisert regulering av TSOene.

Samarbeidet mellom ENTSO-E og ACER er viktig. ACER vil etablere rammer for hvilke områder det skal utarbeide europeiske markedsregler (Codes) på. ENT-SO-E skal utarbeide detaljene i forslagene før de ende-lig vedtas av ACER. Eksempler på slike regler vil være fl askehalshåndtering, krav til systemdrift og prinsipper for tariffering.

Prioriterte områder for StatnettEUs tredje elmarkedspakke vil bidra til en ytterligere positiv markedsutvikling i Europa. Statnett sitt arbeid vil i første rekke bli kanalisert gjennom ENTSO-E. Gjennom aktiv deltakelse i ulike komiteer og arbeidsgrupper vil vi fremme norske interesser og bidra til norsk verdiskaping. Dette gjelder blant annet utvikling av intradag handel og salg av produkter innenfor driftstimen.

Effektiv fl askehalshåndtering har alltid vært viktig for Statnett, for å sikre tilgang på energi i tørre år og avset-ningsmuligheter av overskuddskraft i våte år. Det er vik-tig at elspotområdene blir satt der fl askehalsene faktisk oppstår. Arbeide med å innføre koordinerte auksjoner

og fl ytbasert markedskopling i Europa vil innebære store endringer i hvordan kapasiteten blir allokert på kontinen-tet sammenlignet med tidligere. Det vil også bli nye og utfordrende diskusjoner om fordeling av fl askehalsinn-tekter på grensene.

1.4 Europeisk plansamarbeid

Frem til 2009 har Nordel vært hovedområdet for Statnet-ts internasjonale arbeid. På samme måte som Statnett lager sin årlige nettutviklingsplan for Norge, har Nordel laget en nordisk systemutviklingsplan. Nordels virksom-het videreføres innen ENTSO-E.

ENTSO-EENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) ble formelt dannet i desember 2008. Organisasjonen er oppdelt i tre hovedkomiteer for hhv. planlegging, drift og marked. System Development Committee har ansvaret for en koordinert europeisk langsiktig planlegging. Det europeiske plansamarbeidet er oppdelt i 6 regioner hvorav Statnett er med i to av disse, North Sea Area og Baltic Sea Area.

Et av hovedproduktene til ENTSO-E vil være «10 Year Network Development Plan», og den første planen kom-mer i juni 2010.

Prioriterte snitt og «Nordic Grid Masterplan 2008»Et av hovedproduktene på plansiden i Nordel har vært Nordisk systemutviklingsplan/Nordic Grid Master Plan. Totalt er det gitt ut tre slike nordiske systemutviklingspla-ner. Nordisk Systemutviklingsplan 2002, oppfølgingsrap-porten Nordels Prioriterte Snitt (2004) og Nordic Grid Master Plan 2008 omhandler noen av de viktige pro-blemstillinger og utfordringer som det nordiske kraft-systemet står overfor. Rapportene belyser blant annet

FIGUR 1.5: Organisering av ENTSO-Es planområder

LUX

North Sea

Continental SW

Baltic Sea

Continental CE

Continental SE

Continental CS


behovet for økt overføringskapasitet, bedre forsynings-sikkerhet og harmonisering av regelsett.

I Nordisk Systemutviklingsplan 2004 ble følgende fem inter-nordiske prosjekter defi nert som de viktigste for det nordiske kraftmarked og for nordisk forsyningssikkerhet:• Fennoskan 2. 800 MW HVDC mellom Finland og Sve-

rige. Forventes idriftsatt ved årskiftet 2011/12. • Storebælt. 600 MW HVDC mellom Vest-Danmark og

Øst-Danmark. Forventes idriftsatt i 2010.• Nea – Järpströmmen. Ny 420 kV-ledning. Forventes

idriftsatt høsten 2009.• Sydlinken. Ny forbindelse mellom Midt- og Syd-Sveri-

ge. Prosjektet er videreført inn i SydVest-linken.• Skagerrak 4. 600 MW HVDC-forbindelse mellom Dan-

mark Vest (Jylland) og Norge (Kristiansand). Myndig-hetsprosesser er igangsatt i begge land. Eventuell idriftsettelse kan tidligst skje i 2014.

I Nordic Grid Master Plan 2008 ble tre nye prosjekter defi nert som viktige for det nordiske kraftmarked og for nordisk forsyningssikkerhet:• SydVest-linken: Prosjektet er en mulig utvidelse av

Syd-linken som Svenska Kraftnät tidligere har gjort prinsippbeslutning på. Kapasitet 1200 MW. Statnett og Svenska Kraftnät har nylig gjennomført en forstudie av prosjektet.

• Forsterkning nord-sør-retning: Ny 420 kV linje Ørskog-Fardal, noe som vil øke overføringskapasiteten mellom Midt- og Sør-Norge, og være av stor nytte for hele det nordiske markedet.

• Forsterkning av arktiske områder: Ny 420 kV linje Balsfjord-Hammerfest som øker overføringskapasi-teten i Nord-Norge.

I tillegg til ovenfor nevnte prosjekter pekes det på behov for forsterkninger ut av Norden. Blant disse er potensi-elle nye forbindelser mellom Finland – Estland, Sverige

– Litauen og mellom Danmark (Jylland) og Tyskland. I tillegg til dette trekkes forbindelser ut av Norge frem (beskrevet i kapittel 4.8).

Svensk-norsk nettutviklingsplanKraftsystemene i Sverige og Norge er tett integrert. Frem til nå har samarbeidet mellom Statnett og Svenska Kraft-nät hovedsakelig vært kanalisert gjennom Nordel. Som følge av at Nordel avvikles, har selskapene innledet et tettere samarbeid i løpet av 2008. Et av satsingsom-rådene er utgivelse av en egen svensk-norsk nettutvi-klingsplan. Målsetningen er at den første svensk-norsk nettutviklingsplanen skal utgis i første halvår 2010. Den svensk-norske planen vil bygge på selskapenes planer og felles analyse, og vil blant annet bli brukt inn i plan-samarbeidet i ENTSO-E.

1.5 Utviklingstrekk innenfor kraftforbruket

IndustrienKraftintensiv industri (KII) og treforedling utgjør til sammen ca 30 % (40 TWh) av det norske kraftforbruket. Sam-mensetningen av forbruket (år 2007) er vist i fi gur 1.7.

I korte perioder (inntil et par timer) er forbruket i store deler av KII fl eksibelt ved at det kan reduseres kraftig uten at det får alvorlige teknisk/økonomiske konsekven-ser. Dette innebærer at KII kan brukes som systemvern (belastnings-frakopling, BFK) i tilfeller ved feil i nettet, og som effektreserve i timer med ekstremt stort forbruk.

I tørrår, der spotprisen er svært høy i lange perioder, kan deler av KII stanse produksjonen og selge kraft til-bake til markedet. Størrelsen på forbruksreduksjonene avhenger av oppstartkostnadene ved prosessene i hver enkelt fabrikk, hvilke kraftpriser som er forventet, de glo-bale markedsprisene på industriproduktene, valutakur-sene, inngåtte leveringskontrakter, lagersituasjonen osv.

På lang sikt er industriforbruket en kilde til stor usik-

1.

2

3.

4.5.

6.

7.

8.

1.

2

3.

4.5.

6.

7.

8.

1.

2

3.

4.5.

6.

7.

8.

Previously proposed1 Fenno-Skan II (Decided)2 Great Belt (Decided)3 Nea - Järpströmmen (Decided)4 South Link (Decided)5 Skagerrak IV (Letter of Intent)

Proposals for possiblenew reinforcements

6 Sweden - Norway (South) SouthWest Link

7 Sweden – Norway (North -South axis)Ørskog - Fardal

8 Arctic region Ofoten – Balsfjord - Hammerfest

in the ”SouthWest Link”

Possible external reinforcements(Not prioritised)

Reinforcements requiringadditional analysis

9 Finland - Sweden

National reinforcements ofimportance to the Nordic grid

Decided or planned

Under consideration

*

*

* Combined

9.

FIGUR 1.6: Nordels Nordic Grid Master Plan 2008


kerhet rundt både kraftbalansen og behovet for kapasitet i ulike deler av nettet. KII har historisk vært lokalisert i nærheten av kraftverk, og endringer i industriforbruket kan derfor få store konsekvenser for kapasitetsbehov i nettet.

KRAFTINTENSIV INDUSTRI

Smelteverksindustrien i Norge bruker årlig om lag 27 TWh elektrisk kraft. Hovedkonsentrasjonen av næringen er lokalisert langs Sørlands- og Vestlandskysten, men det fi nnes en del mindre anlegg langs også langs resten av kysten. Hydro og Alcoa Norway er de største aktø-rene i Norge, men det fi nnes også fl ere mindre aktører. Næringens hovedprodukt er primæraluminium.

Høye nordiske kraftpriser og det generelle kostnads-bildet her i landet førte til at den norske smelteindustrien lenge var preget av innskrenkninger og nedleggelser. Dette synet har endret seg som følge av at også de globale energiprisene har økt, og gasslommene (områ-der med innestengt produksjonskapasitet for gass) er forsvunnet på grunn av reduserte kostnader ved LNG produksjon. Sammen med en periode med svært høye verdensmarkedspriser på aluminium, ble dermed smel-teindustriens rammer i Norge endret, og sett i sammen-heng med ambisiøse planer for fornybar kraftproduksjon, signaliserte bransjen et behov for økende produksjonska-pasitet. Finanskrisen gav imidlertid et kraftig fall i alumini-umsprisene slik at fl ere av bransjens utvidelsesplaner nå

er blitt lagt på is. Etter hvert som økonomien tar seg inn igjen, er det imidlertid grunn til å tro at bransjen fortsatt vil ha gode vilkår og behov for utvidelser i Norge.

TREFOREDLINGSINDUSTRIEN

Norsk treforedlingsnæring bruker årlig om lag 6 TWh elektrisk kraft. Næringen er i hovedsak lokalisert på Øst-landet og i Midt-Norge, men det fi nnes også to mindre anlegg på Sørlandet. Norske Skog er den største eieren innen treforedlingssektoren i Norge og står for over 2/3 av treforedlingens samlete kraftforbruk.

Den norske treforedlingsnæringen, som har avispa-pir som primærprodukt, har sine viktigste markeder i Europa. Her er imidlertid forbruket på vei nedover. Dette har skapt økende overkapasitet innen produksjon av avispapir.

Prisene på råvarene til treforedlingen (tømmer) er økt. Dette har, i alle fall delvis, sammenheng med høye eksportavgifter fra russiske myndigheters side i et for-søk på å bygge opp sin egen treforedlingsindustri. Også økende forbruk av trevirke innen fremstilling av bioenergi bidrar til økende råvarepris.

Den norske treforedlingsbransjen sliter dermed med lønnsomheten. Problemene har ført til at Union i Pors-grunn ble lagt ned/fl yttet til Brasil i 2005, og Norske Skog har stoppet en maskin på Follum. Ytterligere innskrenk-ninger kan komme i tiden fremover. Høye transport-kostnader, utløp av de langsiktige kraftavtalene (2010),

Område: TilknytingDim.Eff. (MW)

Anslag energi-mengde (GWh)

Ny linje: Fordelings-trafo:

Sørlige Nordsjø Lista 142 740 - Ekofi sk

Midtre Nordsjø Kårstø 64 330 - Grane

Nordlige Nordsjø (Oseberg, Tampen)

Mongstad 405 2 100 Mongstad-ModalenGullfaks (60 Hz)Troll C (50 Hz)

NorskehavetTjeldberg-

odden160 830

Tjeldbergodden-Trollheim

Frøya

TABELL 1.2: Egenskaper ved ulike elektrifi seringsprosjekt

FIGUR 1.8: Prognose for kraftetterspørsel (GWh) fra petroleumsaktiviteter med kraft fra land (kilde; St. meld nr 34 2006-2007)

FIGUR 1.7: Kraftforbruk i industrien 2007

Treforedling14%

Kjemiskeråvarer18%

Jern, stål ogferrolegeringer

11%

Aluminium og andreikke-jernholdige metaller

57%


små energieffektiviseringspotensialer og den pågående fi nanskrisen bidrar til dette.

PETROLEUMSVIRKSOMHET

Utvikling innen undervannsteknologi, flerfasestrøm og kabelteknologi har både gjort det mulig å forsyne petroleumsvirksomhet til havs med kraft fra land og å legge prosesseringsanlegg på land. Denne utviklingen har skapt en ny kraftintensiv industri, med store krav til forsyningssikkerhet og vesentlig forbruksøkning langs kysten på Vestlandet, i Midt-Norge samt i de nordlige landsdeler. Dette skaper nye utfordringer for kraftnet-tet. Eksisterende og planlagte petroleumsanlegg, både på land og til havs, med kraft fra land, er vist i fi gur 1.8.

Valhall vil bli forsynt med kraft fra Lista via en ny kabel som idriftsettes i nær framtid. Gjøa bygges med kraft fra Mongstad.

Goliat vil forsynes med kraft fra Hammerfest, først for om lag halve forbruket, men fra 2017 for hele forbruket, jf. St.prp. nr 64 (2008–2009). I tillegg til de utbyggingene som allerede har bestemt utbyggingsløsning, er det fl ere nye prosjekter hvor kraft fra land vil bli vurdert. Dette gjelder blant annet på Snøhvit trinn 2 (200 - 300 MW), Ormen Lange offshore kompresjon (55 MW) og Eko-fi skområdet (80–250 MV). Disse er vist som «Prosjekt under vurdering» i fi gur 1.8. Dersom det besluttes at alle disse prosjektene skal forsynes med kraft fra land, vil kraftbehovet til petroleumsanleggene utgjøre 10 TWh i 2015/16. Det er grunn til å forvente at nye utbygginger blir elektrifi sert, satt i lys av de klimapolitiske mål.

For nye funn (bortsett fra Goliat) forventes det utbyg-ning med undervannsproduksjonsanlegg i tilknytning til eksisterende felter. Umodne funn som Peon i Nordsjøen, Victoria, Onyx, Luva, Stetind og Hvitveis i Norskehavet trenger selvstendige produksjonsinnretninger til havs, men det er langt frem til en avgjørelse. Hva som skjer i Lofoten og Vesterålen er foreløpig usikkert da interesse-konfl iktene ikke er avklart. Eventuell utbygging vil uansett ligge langt frem i tid.

Petroleumssektoren sto i 2007 for nærmere 26 % av de norske klimagassutslippene. Andelen har vært økende som følge av økt aktivitet. Elektrifi sering av sokkelen har blitt diskutert siden 90-tallet, og fl ere rapporter har vur-dert mulighetene for elektrifi sering. NVE og OD publiserte i 2008 rapporten «kraft fra land» (KFL-rapporten). Flere andre aktører har også gjort egne studier av elektrifi se-ring, bla. OLF, ECON, ZERO og Bellona.

Kraft fra land rapportenKFL-rapporten tar for seg elektrifi sering av eksisterende installasjoner. Sokkelen er gruppert i fi re større områder. Hovedtrekkene i hvert område er vist i tabell 1.2. Vurde-ringer av nye linjer på land ble gjort av Statnett.

KFL-rapporten kostnadsfester kun delelektrifi sering. Dvs. at utstyr for produksjon av elektrisitet på innretnin-

gene blir erstattet med kraft fra land, mens det forutset-tes at direktedrevne pumper og kompressorer fortsatt vil drives med gass. Vurdering av helelektrifi sering krever langt mer inngående analyser.

Tiltakskostnaden fra KFL-rapporten starter på rundt 1600 - 2000 kroner per tonn CO2 for Sørlige og Nordlige Nordsjø (60 Hz) sammen med Norskehavet. Dyrest er Midtre Nordsjø med opp mot 4000 – 5000 kroner per tonn CO2. Avgjørende for kostnaden er levetid, effekt, overføringsavstander og felles systemfrekvens.

Det vil være rimeligere å benytte strøm fra første dag ved nye utbygninger, og dermed slippe ombygging under drift. Stortinget har siden 1996 pålagt vurdering av kraft fra land ved alle ombygginger av eksisterende felt, eller nye feltutbygginger. Prosjekter hvor elektrifi sering kan bli vurdert er: Eldfi sk i Sørlige Nordsjø (som må ombygges), Draugenfeltet i Norskehavet (som trenger ny energiløs-ning), eller Goliat-funnet utenfor Hammerfest.

Storstilt elektrifi sering av eksisterende offshore instal-lasjoner vil bli kostbart. For å bedre økonomien i prosjek-tene vil en samkjøring med overføringskabler til andre land sammen med eventuell energiproduksjon til havs gi bedre utnyttelse av kapasiteten og levetiden til inves-teringene. Optimalt vil slike løsninger også samkjøres med ombyggingsplaner og nye utbygginger av olje- og gassinstallasjoner. I første omgang er Sørlige Nordsjø mest interessant for samkjørte løsninger hvor både over-føringsbehov mellom land, lang restlevetid på olje- og gassfelter, muligheter for bunnstående vindturbiner og kort avstand til forbrukere gir gunstige betingelser.

Alminnelig forsyningAlminnelig forsyning omfatter her elektrisitetsforbruket innen husholdninger, jordbruk og fi ske, tjenesteyting og annen industri. Historisk sett har dette forbruket fulgt den økonomiske veksten. I et slikt lys skulle den økonomiske utviklingen siden 1990 medført stor vekst innen almin-nelig forsyning.

Etter en viss forbruksvekst tidlig på 1990-tallet, fl a-tet imidlertid forbruket innen alminnelig forsyning ut fra midten/slutten av 1990-taller. Gjennomsnittlig årlig for-bruksvekst har vært 1,1 % om vi ser hele perioden fra 1990-2007 under ett, og kun 0,4 % per år i perioden 1997-2007. Brutto nasjonalprodukt (BNP) for fastlandsø-konomien har til sammenligning økt med 3,1 % per år mellom 1990 og 2007, og med ca 2,7 % per år fra 1997 til 2007. Om dette skyldes energieffektivisering og høye kraftpriser er vanskelig å si. På sikt kan forbruket igjen begynne å øke, slik vi ser tendenser til de siste 3-4 årene. Tross mer effektiv energibruk, kan det totale forbruket øke som følge av økt bruk av elektriske apparater, økte komfortkrav, økt arealbruk og økt aktivitetsnivå. I tillegg til at forbruket vokser, er det en klar trend at samfunnet blir mer avhengig av en stabil og sikker strømforsyning; stadig fl ere kritiske samfunnsfunksjoner avhenger av


strøm. Den pågående fi nanskrisen vil antakeligvis legge en viss demper på veksten, i alle fall på kort sikt.

Gjennomsnittstemperaturen har steget merkbart. De siste 10 årene har forbruket i Norge i snitt vært 3 TWh lavere enn i temperaturmessige normalår, jf fi gur 1.10. Dette er tall som også bekreftes av et samarbeidspro-sjekt mellom Statnett og norske klimaforskere. Prognoser fra klimamodeller tilsier at disse endringene vil forsterkes i tiden fremover. Det gode samsvaret mellom observerte trender over mange år og modellprediksjoner, gir et tro-verdig grunnlag for å anta at temperatur og tilsig kan være varig endret. Dette vil ha konsekvenser for den norske kraftbalansen, og Statnett har i sine analyser lagt til grunn at forventet forbruk er ca 3 TWh lavere enn det offi sielle normalårsforbruket.

I Norge er energiforbruket til oppvarming i større grad enn i andre land dekket av elektrisitet til relativt lave pri-ser. Et begrenset fokus på kostnader ved oppvarming tilsier derfor at det fi nnes et betydelig potensial for ener-gieffektivisering på denne sektoren. I en felles rapport fra Siemens og Bellona anslås det at man kan frigjøre inntil 12 TWh elektrisk kraft gjennom energieffektivisering innenfor industri (3,6 TWh) og bygninger (8,4 TWh) med teknologi som i dag er tilgjengelig. Tiltakskostnaden som anslås medfører i gjennomsnitt kostnader på om lag 58 øre/kWh innenfor bygninger ved en rente på 7 % og en levetid på 20 år. Enova har for øvrig nylig satt i gang en studie for å kartlegge potensialet for energieffektivisering innenfor industrien. Potensialet for energieffektivisering gir stor usikkerhet omkring fremtidig kraftforbruk innen alminnelig forsyning, selv om vi igjen får en periode med stor økonomisk vekst.

Det har skjedd store fremskritt innen batteriteknologi som bidrar til at batteridrevne biler, også i form av plug-in hybrider, blir stadig bedre alternativer til biler med for-brenningsmotor. Litt avhengig av hvor gode batterier man utvikler, vil full elektrifi sering av personbilparken i Norge kunne gi en økning i kraftforbruket på mellom 4 og 7 TWh. Dette utgjør 25 – 44 % av energiforbruket i en tilsvarende bilpark med bensin- og dieselmotorer. Slik sett er elektrifi sering av bilparken et betydelig ener-gieffektiviseringstiltak. På grunn av alderssammenset-ning på dagens bilpark og gjennomsnittlig levetid for en personbil, vil det imidlertid ta lang tid å elektrifi sere hele personbilparken. Realistisk sett vil man neppe få dette til i løpet av de nærmeste 20 årene uten å innføre radikale nye virkemidler.

1.6 Utviklingstrekk innenfor produksjon

Ulike prognoser peker på at det er sannsynlig at Norden går mot et stort energioverskudd de neste tiår. Dette har sammenheng med fl ere faktorer, blant annet ligger natur-gitte forhold til rette for stor mengde fornybar produksjon.

100

105

110

115

120

125

2000-071990-991980-891970-791960-691950-591940-491930-39

TWh/år

Alle tall basert på produksjonskapasitet år 2000

FIGUR 1.11:

Nyttbart energitilsig for ulike 10-årsserier

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

200620042002200019981996199419921990198819861984198219801978

TWh

Målt forbruk, temp korrigert forbruk, Norge 1978 2007

FIGUR 1.10:

Temperaturens innvirkning på norsk el-forbruk

65000

48750

32500

16250

0

GWhEnergibalansen. Energiforbruk, etter sektor og tid

FIGUR 1.9: Forbruk innen alminnelig forsyning fordelt på katergori (kilde: SSB)


Statnett har de siste årene observert endringsmønstre i både forbruk og produksjon. Dette antas å være relatert til klimaet (nedbør og temperatur). I følge observerte data har tilsigene økt for hver tiårs periode siden 60-tallet. I perioden 1990–2007 var tilsigene i gjennomsnitt 4,5 TWh større enn offi sielt normaltilsig (1970-1999), jf fi gur 1.11. I et samarbeidsprosjekt mellom Statnett og nor-ske klimaforskere har en gjennom 8 ulike europeiske klimamodeller utarbeidet klimajusterte temperatur- og nedbørsprognoser. Prosjektet konkluderer med at det er sannsynlig at vi pr. 2009 har en høyere normalårsproduk-sjon enn offi sielle tall, og Statnett har på denne bakgrunn lagt til grunn at forventet produksjon er 2 TWh høyere enn den offi sielle normalårsproduksjonen.

Forutsetningene for fornybar kraftproduksjon i Norge er svært bra, og det foreligger ambisiøse planer for ny fornybar kraftproduksjon. Om vi tar med alt som er meldt, konsesjonssøkt og innvilget konsesjon hos NVE, forelig-ger det planer om å etablere mer enn 90 TWh ny pro-duksjonskapasitet, hvorav ca 80 TWh innen vindkraft, og ca 10 TWh innen vannkraft.

Utbygging av gasskraft har et stort potensial i Norge, men med kraftoverskudd er dette mindre aktuelt. Rea-lisering av nye gasskraftverk vil uansett være avhengig av en lavere gasspris, kombinert med nødvendigheten av at utviklingen av CO2-rensing lykkes.

Utviklingstrekk innen produksjon i Sverige, Danmark og FinlandI Sverige gir grønne sertifi kater sterke incentiver til ny for-nybar produksjon. Både innenfor vindkraft og innenfor bioenergi foreligger omfattende planer for ny produksjon. Planene kan ses på som en direkte konsekvens av den svenske sertifi katordningen og et avklart fornybarkrav i henhold til det nye EU-direktivet om at 49 % av energi-bruken i Sverige skal komme fra fornybare energikilder innen 2020. Utover dette foreligger det store planer for oppgraderinger av eksisterende kjernekraft, der en de neste årene forventer i overkant av 1000 MW ny kapasitet.

I Danmark er det satset stort på vindkraft, noe som fortsatt har stort potensial. Naturgitte forhold, med gode vindforhold og forholdsvis lette utbyggingsløsninger er et pluss. Ser en på dansk kullkraft vil denne kunne måtte slankes vesentlig. Dette som følge av klimafokuset der utslippsforpliktelser og CO2-avgifter har en sterk negativ påvirkning på kullkraften.

I Finland har en hatt et stadig stigende kraftunder-skudd, med dertil stor importavhengighet. Spesielt avhengigheten av Russland er politisk vanskelig. Av denne grunn har Finland besluttet å bygge et femte kjernekraftverk (1600 MW). Dette er forventet i drift sent 2011. Finland vil etter dette fortsatt være i et kraftunder-skudd. Av denne grunn har en også startet planer for et sjette kjernekraftverk i Finland.

1.7 Klimapolitikk

Klimapolitikken i Norge og EUDet har de senere år vært stor oppmerksomhet knyttet til utslipp av klimagasser. Oppmerksomheten skyldes særlig FNs klimapanels seneste rapporter hvor sammen-hengen mellom menneskeskapt utslipp av klimagasser og klimaendringer tydeliggjøres ytterligere.

Norge og EU står samlet bak et mål om at den glo-bale gjennomsnittstemperaturen ikke skal øke mer enn 2 grader Celsius, som også er anbefalingen fra FNs klima-panel. Skal denne målsettingen nås må klimapolitikken innrettes deretter.

For Norges del har ny kunnskap om klimaendringer resultert i ambisiøse mål om reduksjon av utslippene av klimagasser. I følge Norges forpliktelser i Kyotoprotokol-len kan Norge øke sine CO2-utslipp i perioden 2008–2012 med 1 prosentpoeng i forhold til 1990. Regjeringen fore-slo i juni 2007 at Norge innen 2012 skal overoppfylle sine forpliktelser og redusere utslippene med 9 % i forhold til 1990. Videre har regjeringen foreslått at Norge fram til 2020 påtar seg en forpliktelse om å kutte utslippene av klimagasser med tilsvarende 30 % av Norges utslipp i 1990, og at Norge skal være karbonnøytralt i 2050. Klimaforliket innebærer at Norge åpner for å fremskynde målet om å bli et karbonnøytralt samfunn fra 2050 til 2030. Videre innebærer forliket at det skal gjennomføres reduksjoner i de norske klimagassutslippene på 15-17 millioner tonn CO2-ekvivalenter innen 2020. Dette betyr at om lag 2/3 av Norges totale utslippsreduksjoner tas nasjonalt. De konkrete virkemidlene for å nå disse målene er foreløpig ikke på plass. Uklarhet om ambisjoner og vir-kemidler gir betydelige utfordringer for nettplanleggingen.

EU-kommisjonen vedtok i desember 2008 nye direk-tiver som skal sikre oppnåelse av klimamålene. EUs klimapakke fokuserer langs de tre hoveddimensjonene kvotehandel, energieffektivitet og fornybare energikilder.

Klimapakken inneholder blant annet følgende direktiv:• Et direktiv for bruk av fornybar energi• Et direktiv om kvotehandelssystemer 2013-2020• Retningslinjer for statstøtte i miljøprosjekter• Et policydokument vedrørende CO2 fangst og lagring• Oppdatering og implementering av nasjonale hand-

lingsplaner for energieffektivisering

Gjennom fornybardirektivet stilles det bindende krav til hvert enkelt medlemsland. EU-landene forplikter seg til å redusere utslipp av klimagasser med 20 % innen 2020 og med 30 % innen samme år dersom andre industri-land bidrar. Det er også enighet om at andelen fornybar energi i energisektorene (elektrisitet-, varme/kjøling- og transportsektoren) skal være 20 % innen 2020. Minimum 10 prosent av energien i transportsektoren skal være biodrivstoff i 2020. Per i dag kommer om lag 8 % av


EU-landenes energiforbruk fra fornybare energikilder.Norge vil bli omfattet av det nye fornybardirektivet,

men det er ennå ikke avgjort hvilke krav Norge vil få til andel fornybar energi i 2020. Norge har uavhengig av fremtidige krav fra EU lagt til grunn ambisiøse mål for fornybar energi, og Norge overoppfyller allerede i dag EUs egen målsetningen med en fornybar energiproduk-sjon nær 60 %.

Dersom EU skal oppnå sitt fornybarmål vil dette måtte innebære en omfattende utbygging av blant annet vind-kraft. På grunn av vindkraftens ufortsigbare produksjon, og at den vil være lokalisert i områder med lite forbruk, vil dette kreve betydelig investeringer i nye overføringsforbin-delser. Dette gjelder både internt i land og mellom land.

EUs ambisiøse målsetning om å redusere klima-gassutslippene vil fremtvinge en større teknologiom-legging innenfor kraftproduksjon, der fossile energikilder må erstattes med andre energikilder. Det vil bli svært utfordrende å nå dette kun basert på fornybar kraft-produksjon. Dette har i stor grad bidratt til å aktualisere utvidelser og nyetablering av kjernekraftverk i Europa.

Fornybarsatsing og konsekvenser for det norske kraftsystemetSTATNETTS STRATEGISKE TILNÆRMING

Ambisiøse norske mål for fornybar kraftproduksjon vil ha store konsekvenser for det norske kraftsystemet, og medføre behov for ny overføringskapasitet internt i Norge og ut av Norge. Med dagens sentralnett er det kapasitet til 4500-5000 MW ny fornybar kraftproduksjon i Norge. Dette forutsetter at produksjonen kommer i de områder det er ledig kapasitet i nettet, jf. fi gur 1.13.

Ambisiøse mål for utvikling av ny fornybar kraftproduk-sjon forutsetter mye nytt nett både internt i Norge og ut av Norge. Dette må ses i sammenheng med at ledetiden for nye 420 kV kraftlinjer er 7–10 år, blant annet som følge av tidkrevende konsesjonsprosesser. Det kan synes

nødvendig å både effektivisere beslutningsprosessene og legge opp til sterkere styring for å nå ambisiøse mål for ny fornybar produksjon.

Enova er myndighetenes verktøy i satsingen på forny-bar energi og energiomlegging. Enova har en avtale med myndighetene om å oppnå 18 TWh fornybar varme- og kraftproduksjon og energisparing innen utgangen av 2011, som er det året avtalen utløper. Basisåret er 2001. I avtalen inngår også målene om 3 TWh vindkraft og 4 TWh vannbåren varme. Enova inngikk i 2007 kontrakter som gir et samlet energiresultat på om lag 2,4 TWh/år. Samlet for perioden 2001 til 2007 rapporterer Enova om et kontraktsfestet resultat på 10,1 TWh/år.

GUNSTIG LOKALISERING OG NØDVENDIG UTBYGGING

VED SVÆRT AMBISIØSE MÅL FOR FORNYBAR KRAFT

I St.meld. nr. 29 (1998-99) vedtok Stortinget en målset-ning om at det skal etableres 3 TWh vindkraftproduksjon innen 2010, og gjennom EØS-avtalen vil Norge få en forpliktelse til å etterleve EUs fornybardirektiv. Dette kan innebære at Norge må øke sin andel fornybar energi fra dagens 60 % til 72 % innen 2020. Ved uendret forbruk kan dette medføre at vi må etablere 25-30 TWh ny for-nybar kraftproduksjon. Konkrete norske forpliktelser skal være avklart i forhold til EU i løpet av 2009/2010, og vil dermed få spesiell fokus i neste års nettutviklingsplan.

Til sammenligning økte vannkraftproduksjonen i kraft-utbyggingsepoken fra 1970 til 1980 med 30 TWh. Skal Norge oppfylle ambisiøse mål gjennom fornybardirektivet, står vi ovenfor en ny periode med storstilt kraftutbyg-ging som vil medføre store utfordringer for sentralnettet og sannsynligvis utløse svært store investeringer i ny overføringskapasitet.

Per i dag foreligger det planer for etablering av mer enn 80 TWh ny vindkraft om vi tar med alt som er meldt, konsesjonssøkt og innvilget konsesjon hos NVE. Med dagens kraftpriser er imidlertid vindkraften avhengig av

FIGUR 1.12: Planer for ny kraftproduksjon, GWh

50000

37500

25000

12500

0


økonomisk støtte for å bli lønnsom, og myndighetenes rammevilkår vil dermed spille en avgjørende rolle for hva som faktisk blir utbygd.

Rammevilkår og støtteordninger bør, etter Statnetts syn, utformes slik at de mest kostnadseffektive prosjekter bygges ut først. For Norge vil det være fordelaktig om en størst mulig andel av den fornybare kraften får støtte via et internasjonalt støttesystem.

Det fi nnes også et omfattende potensial for små vann-kraftanlegg og for opprusting og utvidelse av eksisteren-de vannkraftverk (O/U). Om lag 4 TWh er allerede under bygging eller har fått konsesjon, og det fi nnes ytterligere planer for ca 6 TWh vannkraft i ulike planfaser. Til forskjell fra vindkraft er store deler av vannkraftpotensialet kom-mersielt lønnsomt med dagens kraftpriser.

Utbyggingsplanene for fornybar kraft er spredt over hele landet. De store vindkraftfylkene er Finnmark, Nordland, Nord- og Sør-Trøndelag, Møre og Romsdal og Rogaland, og de to fylkene med størst potensial for småkraft og O/U er Nordland og Sogn og Fjordane. Men også Hordaland og Rogaland har store vannkraftpoten-sialer. Mens vindkraftpotensialene er størst langs kysten, er vannkraftressursene i større grad lokalisert inn i landet.

Vindkraft blir gjerne etablert i store konsentrerte parker på steder med dårlig nettilgang, mens småskala vann-kraft er spredt over store geografi ske områder i mange små enheter. På hvert sitt vis er dette utfordrende med hensyn på hensiktsmessige systemløsninger med god utnyttelse av nettet. Siden utbygging i et gitt område gjerne vil utløse nye investeringer i sentralnettet, vil det oftest være gunstig å tilknytte mye produksjon i samme område. Av den grunn er det fordelaktig å velge ut noen geografi ske områder med stort konsentrert potensial og utnytte nettkapasiteten til det fulle, heller enn å få en spredt utbygging over hele landet.

I tillegg til ressurstilgangen og arealkrav er det sær-lig tre faktorer som avgjør hvor det er samfunnsmessig

rasjonelt å lokalisere ny produksjon. (1) Kapasitet i nettet for å tilknytte produksjonen. (2) Avstanden til forbruker, som påvirker overføringstap og investeringskostnad i net-tet. (3) At geografi sk nærliggende produksjon samvarierer (spesielt vindkraft). Hensynet til punkt 3 har tradisjonelt ikke vært noe problem i det nordiske kraftsystemet på grunn av reguleringsevnen i vannkraften, men en storstilt utbygging av vindkraft i og rundt Nordsjøen tilsier isolert sett at det kan være hensiktmessig å lokalisere norsk vindkraft lenger nord for å redusere samvariasjonen med vindkraften i resten av Nord-Europa. Dette hensynet er imidlertid i konfl ikt med tilgang på nettkapasitet og avstand til forbruk som tilsier at ny kraft bør bygges ut i Sør-Norge, som har større nærhet til forbrukssentra i Norge og utlandet.

Med dagens nett er det mulig å etablere ca 14 TWh fornybar kraft i områdene 1–8 dersom denne lokaliseres gunstig i forhold til nettet. (Det er imidlertid behov for tilkoblingsledninger/radialer m.m. for å ta imot denne kraften.) Den geografi ske fordelingen av dette potensialet er vist i fi gur 1.13 og 1.14. Med en nettutbygging som beskrives i scenariet «Vind og vekst», vil det være plass til om lag 30 TWh ny fornybar kraft.

Ettersom ressurstilgangen er svært god i hele landet (bortsett fra på Østlandet) kan ny produksjon i stor grad legges til områder der det er mulig å fi nne gode system-løsninger og hvor avstanden til forbruker ikke blir for stor. I denne sammenheng har Statnett to pågående analyse-prosjekter for tilrettelegging for ny fornybar produksjon. Prosjektene skal kartlegge planer for nye vind- og vann-kraftverk i forhold til plassering og kapasitet i sentralnettet og anbefale konkrete systemløsninger.

Store mengder ny fornybar kraft vil gi et stort kraftover-skudd som enten må eksporteres, eller det må etableres nytt innenlands forbruk. Her skiller Norge seg fra alle andre land i Europa. Vi har lite kraftproduksjon som kan stenges ned. Ny fornybar kraft vil, i all hovedsak, komme

Område 1

Område 2

Område 3

Område 4

Område 5

Område 6

Område 7

Område 8

OmrådeLedig kapasitet

i dagens nett, MW

1 100

2 500

3 400

4 400

5 1 500

6 300

7 400

8 1 000–1 200

Totalt [MW] 4 600–4 800

FIGUR 1.13: Tilgjengelig kapasitet for ny produksjon i dagens nett


i tillegg til den kraftproduksjonen vi allerede har, og som i utgangspunktet dekker etterspørselen. Storstilt eksport forutsetter større overføringskapasitet ut av landet.

For å realisere en storstilt utbygging av ny fornybar kraftproduksjon i Norge må sentralnettet styrkes. Det er imidlertid også avgjørende at overføringskapasiteten til utlandet utvikles i takt med kraftutbyggingen. I tillegg til selve utenlandsforbindelsene er det nødvendig med betydelig styrking av det innenlandske nettet der uten-landsforbindelsen skal kobles til; dette gjelder særlig på Sørlandet. Dersom store deler av kraftoverskuddet skal eksporteres vil det være hensiktsmessig at hovedtyng-den av ny kraftproduksjon lokaliseres i Sør-Norge. Når det gjelder vindkraft kan en stor andel lokaliseres i Midt-Norge der det i dag er et kraftunderskudd og hvor den kommer lenger unna vindkraften som bygges i sørlige deler av Nordsjøen. Storstilt utbygging i Nord-Norge er fortsatt ansett som en kostbar løsning på grunn av høye kostnader for nødvendig nettutbygging.

1.8 Hva betyr fi nanskrisen for nettutviklingen

Finanskrisen startet med overdreven lånevekst i USAFørste halvdel av 2000-tallet var preget av sterk økono-misk vekst, spesielt i de asiatiske økonomiene med Kina i spissen. Denne veksten gav et økende kapitaloverskudd i Kina som i hovedsak ble plassert i USA. Stor kapitaltil-gang førte til at man i USA fi kk en kraftig lånefi nansiert forbruksvekst som etter hvert utviklet seg til en kollaps i det amerikanske «subprime» markedet (lånemarked for høyrisiko utlån). Kollapsen ble den utløsende faktor for fi nanskrisen.

Forut for fi nanskrisen, hadde perioden med høykon-junktur medført høye råvarepriser og stort press på

eksisterende produksjonskapasitet. Høy oljepris gav høye marginalkostnader for fossil kraftproduksjon, og tilsvarende høye kraftpriser. Kombinasjonen av høye metallpriser og stort press på produksjonskapasitet gav dessuten en periode med sterkt økende priser på høyspentkomponenter til Statnetts anlegg.

Finanskrisens har umiddelbare effekter på kraftprisenDa fi nanskrisen ble utløst, oppstod det umiddelbare kon-sekvenser i det nordiske kraftmarkedet. Forbruket innen kraftkrevende industri ble kraftig redusert samtidig som fallende priser på olje, gass, kull og CO2 kvoter medførte lavere marginalkostnad for fossil kraftproduksjon. Begge faktorene har, som illustrert i fi g 1.15, bidratt til lavere kraftpriser i Norden.

Finanskrisen vil gi større virkninger på lenger siktPå grunn av usikkerhet i fi nansmarkedene er kapitaltil-gangen blitt dårligere det siste halve året. Investeringer som preges av store kapitalkostnader, som for eksempel vindkraft og vannkraft, er særlig utsatt, og investeringer i nettanlegg kan også bli stilt ovenfor tøffere krav i kapital-markedet. Om dette i praksis vil påvirke kraftmarkedsak-tørenes investeringsplaner gjenstår imidlertid å se. Sig-naler fra enkeltaktører tilsier at fl ere vedtatte investeringer skal gjennomføres som planlagt mens andre er lagt på is.

Lavere aktivitet i verdensmarkedet medfører nå redu-sert etterspørsel etter råvarer som benyttes i produksjon av elektriske komponenter, og etter elektriske komponen-ter i seg selv. Perioden med høy prisvekst er derfor sann-synligvis over, og lavere råvarekostnader kan sammen med ledig produksjonskapasitet føre til at prisene på høyspentkomponenter nå vil falle i en periode. Men lavere priser og dystre fremtidsutsikter kan også medføre en periode med underinvesteringer i produksjonskapasitet. Dette kan bety ny knapphet på produksjonskapasitet og

FIGUR 1.14: Nettkapasitet og planer for ny kraft

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

Ytelse (MW)

Nettkapasitet i dag

Nettkapasitet 2025 vind og vekst


stigende priser på høyspentkomponenter når økonomien tar seg opp igjen.

I kjølvannet av fi nanskrisen har fl ere store bransjer varslet nedbemanning. Redusert behov for aluminiums-komponenter fra bilindustrien rammer for eksempel norsk aluminiumsproduksjon, og behovet for produksjonska-pasitet innen KII er redusert. Enkelte aktører har allerede varslet at planlagte utvidelser legges på is, noe som for eksempel gjelder Hydro Aluminium på, der man nå skal fase ut gamle anlegg uten å erstatte kapasiteten med ny teknologi. Også innen treforedlingen er mulighetene for ytterligere nedleggelser og innskrenkninger økt, men uten at dette er konkretisert.

Når det gjelder investeringer i petroleumssektoren, viser historikken at investeringsviljen er sterkt koblet til olje- og gassprisen. Så lenge prisene forblir lave, må det forventes betydelig lavere investeringer enn hva som var forventet for kort tid siden.

For investeringer i ny kraftproduksjon er lønnsomheten blitt svekket som følge av lavere kraftpriser og dyrere fi nansiering. Lavere råvarepriser vil imidlertid i en viss grad motvirke dette. Det er imidlertid bred politisk enighet om at man ønsker økt produksjon fra fornybare energi-kilder, noe som dessuten er nedfelt som konkrete mål-setninger i EUs fornybardirektiv. Selv om det fortsatt er usikkerhet rundt eventuelle norske fornybarforpliktelser, er det god grunn til å forvente økt produksjonskapasitet innen fornybar kraftproduksjon. Vi kan imidlertid ikke se bort fra at både fokuset og intensitet i satsingen på forny-bart kan bli dempet av den pågående økonomiske krisen.

På sikt vil verdensøkonomien ta seg opp igjen. Hvor lang tid det vil ta, og hvor sterk innhentingen vil bli er vanskelig å si, men når dette skjer vil behovet for økt nett-kapasitet igjen oppstå med fullt trykk. Den nåværende økonomiske situasjonen må derfor ikke bli en sovepute, men en mulighet til å gjennomføre framtidsrettede tiltak i tide.

FIGUR 1.15: Historiske priser for kraft, olje og CO2-kvoter (kilde: SKM)

FIGUR 1.16: Historiske aluminiumspriser (kilde: SSB)

03.0

9.20

0708

.10.

2007

12.1

1.20

0717

.12.

2007

21.0

1.20

0825

.02.

2008

31.0

3.20

0805

.05.

2008

09.0

6.20

0814

.07.

2008

18.0

8.20

0822

.09.

2008

27.1

0.20

0801

.12.

2008

05.0

1.20

0909

.02.

2009

Olje USD/Fat Nordpool termin, front month EUR/MWh Kvotepris EUR/EUA

160

140

120

100

80

60

40

20

0

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Dollar Euro

NOK/Tonn

Janu

ar

Feb

ruar

Mar

s

Ap

ril

Mai

Juni

Juli

Aug

ust

Sep

tem

ber

Okt

ober

Nov

emb

er

Des

emb

er

Janu

ar

Feb

ruar

Mar

s

Ap

ril

Mai

Juni

Juli

Aug

ust

Sep

tem

ber

Okt

ober

Nov

emb

er

Des

emb

er

Janu

ar

16 000

14 000

12 000

10 000

8 000

6 000

4 000

2 000

0

2007 2008 2009

Aluminiumspriser


Gjennom utvikling av nettet skal vi legge til rette for å håndtere fremtidige utfordringer på en best mulig måte, og for å få de beste løsninger frem i tide, må arbeidet starte allerede i dag. Hvordan fremtiden vil se ut avhen-ger av en del sentrale, men usikre drivkrefter, og vår fremste utfordring består i å utvikle robuste løsninger som vil kunne fungere i alle mulige framtidige situasjoner.

En optimal nettutviklingsstrategi må ta stilling til en rekke usikre faktorer som for eksempel utvikling av ener-gi- og miljøpolitikk, hvordan fokus på fornybare løsninger påvirker norsk kraftproduksjon og kraftforbruk, videreut-vikling av det nordiske og nordeuropeiske kraftmarkedet, utviklingen av nye energiteknologier, utviklingen på norsk sokkel med mulighet for elektrifi sering fra land og hvor-dan den globale økonomiske situasjonen vil fortsette å utvikle seg.

Statnett må planlegge løsninger for hele utfallsrom-met. I praksis betyr det at planleggingen legger stor vekt på det Scenarie som stiller størst krav til utviklingen av nettet. På den måten skaffer Statnett opsjoner på å gjennomføre nødvendige tiltak, og vi omtaler dette som opsjonsbasert planlegging. Før investeringer besluttes og tiltak gjennomføres, må Statnett imidlertid ha tilstrek-kelig sikkerhet for at løsningene er robuste og gode i alle sannsynlige framtidige situasjoner. Siden utviklingen av nettet tar lang tid, betyr det at Statnett, i mange tilfeller, må ta beslutninger under stor usikkerhet.

Faktorene er mange og usikre med et stort og kom-plekst utfallsrom. Dette gir behov for en metodikk som bidrar til å redusere og behandle usikkerhet på en systematisk måte, og til dette formålet bruker Statnett Scenarieteknikk. Statnett har utviklet tre uavhengige Scenarier for 2025.

Hvert enkelt Scenarie er internt konsistent, mulig (troverdig) og relevant for analysen av fremtidig nettut-viklingsbehov. Scenariene belyser hvordan usikre driv-krefter virker sammen og leder utviklingen i forskjellige retninger, med ulike utfordringer for sentralnettet. Scena-rienes fremtidsbilder gir dessuten tallgrunnlag til Statnetts modeller som benyttes ved våre analyser. De viktigste drivkreftene i Scenariene er i noen grad «forstørret» for å få frem forskjellene i påvirkningen på kraftsystemet og tilhørende nettmessige utviklingsbehov.

I tråd med rådende policy om å gjennomføre en større revisjon av Scenariene hvert annet år, er årets Scenarier en justering av Scenariene som ble utarbeidet i 2008. Det er gjort marginale endringer i forbruk og produksjon, mens den største justeringen er foretatt i forbindelse med våre antakelser om brenselspriser. Vi har ikke latt den nåværende økonomiske krisen få innvirkning på våre Scenarier fordi vi mener de langsiktige linjene vi skis-serer i Scenariene er robuste i forhold til den kortsiktige økonomiske utviklingen.

2.1 Drivkrefter

Nedenfor går vi gjennom de drivkreftene som har størst betydning i Scenariene, og deretter presenteres hvert Scenarie.• Tilbakegang i amerikansk økonomi har gitt globale

konsekvenser i form av den pågående økonomiske krisen som har gitt negativ økonomiske vekst i store deler av verden. Etter å ha nådd en pris på over 145 $/fat på topp, ble Nordsjøolje omsatt til 55$ pr fat i mai 09. Selv om de fl este land har innført omfattende økonomiske stimuleringspakker, er de videre perspek-tiver for den globale økonomien fortsatt svært usikker.

• I desember 2008 vedtok EU et nytt fornybardirektiv. Direktivet følger opp EUs mål om 20 % fornybar kraft i sin samlete energimiks innen 2020 ved å gi konkrete målformuleringer for de enkelte EU-land. Direktivet er EØS-relevant, men det er fortsatt ikke klart hvilke forpliktelser Norge vil få. EUs fornybarmålsetning innebærer at 30 % av EUs samlete kraftproduksjon skal komme fra fornybare kilder. Dette er en betydelig satsing som vil øke den samlete europeiske kraftpro-duksjonen og samtidig redusere reguleringsevnen i systemet. Klimamålsetningen skal løses gjennom kvotemarked, og målsettingen vil således bidra til økte kvotepriser.

• Fornybarpolitikken i Norge er fortsatt usikker. Etter at regjeringens forhandlinger med svenske myndigheter om inntreden i det svenske sertifi katmarkedet strandet i 2006, har regjeringen gjenopptatt forhandlingene, og blitt enige om å etablere et felles svensk/norsk marked for grønne sertifi kater fra 2012. De politiske signalene er klare på at man ønsker en ambisiøs satsing på fornybar energi i Norge. Dette innebærer mer vindkraft og småskala vannkraft, samt satsing på bioenergi i det norske kraftsystemet

• Kraftetterspørselen fra petroleumssektoren har vært økende. Snøhvitanlegget og Ormen Lange kom i drift i løpet av 2007/2008, og det foreligger planer om trinn 2 på Snøhvit. Ønske om å åpne for leting i Lofotenområdet kan på lang sikt gi et nytt proses-seringsanlegg i dette området. Det er også et politisk påtrykk for elektrifi sering av eksisterende installasjoner i Norskehavet og Nordsjøen. Disse planene er drevet av klimapolitikken, og kan tenkes å bli realisert på tross av høye omkostninger.

• Kraftintensiv industri var på 80 og 90 tallet en nedad-gående bransje i Norge, og de fl este spådommer hev-det at dette ville fortsette på grunn av høye kraftpriser. Det ble imidlertid etter hvert klart at energiprisene økte over hele verden, og at de såkalte «gasslommene» var i ferd med å forsvinne på grunn av reduserte kostna-der ved LNG produksjon. Dette sammen med høye og økende verdensmarkedspriser på aluminium ble dermed rammen for at utsiktene for KII i Norge var i

2 Scenarier til 2025


ferd med å endres. Sett i sammenheng med ambi-siøse planer for fornybar kraftproduksjon, var det ikke overraskende at signalene fra bransjen selv etter hvert ble mer optimistisk. Finanskrisen snudde dette til pes-simisme, og varslete utvidelser innen KII er foreløpig lagt på is. På lenger sikt vil økonomien igjen snu, og det er grunn til å tro at KII vil oppleve konkurranse-dyktige kraftpriser i Norge, og således ha grunnlag for videre utvikling av sin kapasitet. Treforedlingsindustrien i Norge har derimot lenge vært i motvind. Kombinasjo-nen av globalt kapasitetsoverskudd innen produksjon av avispapir, og lokale infrastrukturproblemer i Norge har gitt lav lønnsomhet for treforedlingsindustrien. Etter nedleggelse av Union i Grenland er ytterligere en maskin midlertidig stengt på Follum, og etter store tap i 2008, har Norske Skog varslet at det er mulig at selskapet vil stenge fl ere maskiner på permanent basis. Det er dermed sannsynlig at vi vil få fl ere nedleg-gelser i denne bransjen.

• Det er en økende innsats i utvikling av nye energitek-nologier som kan bli implementert i løpet av 10-20 år. På genereringssiden (vindkraft, gass m/rensing og bioenergi), og på forbrukssiden, der det kan forventes større innslag av ikke-elektriske oppvarmingsløsninger i nye bygg.

• Energiøkonomisering har lenge vært et satsingsom-råde for regjeringen. Det eksisterer et stort og lønn-somt potensial for energisparing, og sammen med gode støtteordninger som er forvaltet av ENOVA er det ventet at dette vil gi vesentlige reduksjoner i ener-giforbruket i Norge.

2.2 Scenarier 2009–2025

Under gis en kort gjennomgang av formål og hovedele-menter i de ulike Scenariene. Hvert Scenarie beskriver et øyeblikksbilde for 2025, og det er laget tre selvstendige Scenarier.

Siden Scenariene ble formulert har utviklingen gått ytter-ligere i retning av enda større satsing på ny fornybar kraft. Ikke minst har EUs nye fornybardirektiv klargjort ambisjons-nivået for de enkelte EU-land. Direktivet er EØS-relevant og det forhandles om hvilke forplikter Norge skal få. Dette ventes avklart i 2009/2010. Norge og Sverige har et stort potensial for ny fornybar kraft til relativt lave kostnader. Direktivet åpner for at land kan fi nansiere tiltak i andre land, i stedet for å bygge ut i eget land. For land med høye utbyggingskostnader kan det derfor blir aktuelt å fi nansiere utbygging i Norge og Sverige. Kravene til egen utbygging kan, sammen med utbygging fi nansiert fra andre land, medføre større utbygging av fornybar kraft og dermed et større kraftoverskudd enn vi har beskrevet i Scenariene. EUs fornybarmål for 2020 kan også medføre et stramt tidsløp for å rekke å bygge ut innen fristen.

StillstandScenariet beskriver en fremtid med liten utvikling på de fl este fronter. Den økonomiske krisen utvikler seg til en langvarig global økonomisk nedkjøling, og oljeprisen er 35 $/fat i 2025. Lav økonomisk vekst svekker også viljen til å prioritere klimapolitikk, og CO2-kostnaden blir 15 €/tonn. Dårligere tider gir mer fokus på nasjonal sysselset-ting og mindre trykk for å videreutvikle et felles europeisk kraftmarked. Svakere lønnsomhet og mindre interesse på kontinental side, gjør at den eneste nye kabelen til kontinentet blir Skagerrak 4 (SK4). Med den bakgrunnen klarer heller ikke EU å nå sine fornybarhetsmål, og også satsingen på fornybart i Norge blir svak. Vi antar at det kommer inn noe ny vindkraft, samt noe ny småskala vannkraft. Det siste er imidlertid lønnsomt uavhengig av støtte.

Hovedelementer i scenariet er:• Økning i landbasert petroleumsvirksomhet i nord som

dekkes av lokal gasskraftproduksjon med CO2 rensing.• Ingen ytterligere gasskraftverk (utenom Kårstø og

Mongstad).• Ingen ny overføringskapasitet mellom Norge og ut-

landet etter Skagerrak 4• Noe kapasitetsøkning innenfor KII, ca 2,8 TWh.• Noe nedleggelse innen treforedlingsindustrien, ca 2

TWh.• Noe økt kjelkraftforbruk på Østlandet, ca 1 TWh.• Lav vekst i alminnelig forsyning, ca 0,5 % pr år.• I Scenariet er det omlag balanse (-1 TWh) mellom til-

gang og anvendelse av kraft i Norge i et normalår.

Vindkraft og forbruksvekstVerdensøkonomien vokser jevnt, men ikke raskere enn at den langsiktige brenselsprisen ender på et nivå med 85 $/fat olje. Klimapolitikken er mer potent og CO2-pri-sene er 25 €/tonn. Ambisjonsnivået for fornybar kraft er stort, og det etableres gode støtteordninger for vindkraft. Sammen med teknologifremgang gir dette mye ny vind-kraft. I dette Scenariet tar vi samtidig høyde for en del økte tilsig grunnet klimaendringer. Innsatsen for energiø-konomisering i alminnelig forbruk svekkes på grunn av god tilgang til ny kraft, og grunnet moderate kraftpriser øker alminnelig forsyning kraftig i dette Scenariet. En del av dette skyldes økt kraftforbruk innen samferdsel.

Hovedelementene i scenariet er:• Kraftforbruket til petroleumssektoren vokser sterkt

med 12 TWh, både på grunn av betydelig aktivitet i Finnmark og elektrifi sering offshore (3 TWh).

• Gode støtteordninger for ny fornybar kraft og teknisk fremgang for vindkraft gir en betydelig utbygging. Det bygges 19 TWh vindkraft (hvorav 2,4 TWh offshore) og 6 TWh småskala vannkraft. En betydelig andel kommer i landsdelene med økt forbruk i petroleums-


sektoren, og man kan dermed dekke økt forbruk uten mer gasskraft.

• Klimaendringer medfører 3 TWh økt vannkraftproduk-sjon i eksisterende kraftverk (i tillegg til korreksjonen på +2 TWh som er omtalt tidligere).

• Kraftforbruket innen treforedling reduseres med • 5 TWh.• Stor vekst i alminnelig forsyning, ca 0,8 % pr år.• KII øker med om lag 5 TWh.• Kraftoverskuddet i dette Scenariet blir 7 TWh i et nor-

malår.• Utenlandsforbindelser er lønnsomme og det bygges

en kabel til Danmark (SK4), til England (1400 MW) og en ny til Nederland (700 MW). Flere nye utenlands-forbindelser er en forutsetning for å gjennomføre en storstilt satsing på fornybar kraftproduksjon og for å håndtere et stort nasjonalt kraftoverskudd.

Eksport og utvekslingØkonomien henter seg inn igjen, og vi får en ny periode med sterk global vekst. Dette bidrar til å etablere lang-siktige brenselspriser på et høyt nivå. Oljeprisen er 120 $/fat, som er om lag i tråd med IEAs langsiktige prog-nose. Sterk vekst gir motivasjon og behov for en stram klimapolitikk globalt, og CO2-prisen blir 35 € per tonn. Prisnivået for kraft blir høyere fordi fossilt basert kraft-produksjon blir vesentlig dyrere. Sterk global vekst og høye energipriser internasjonalt gir også høye priser for produktene til KII og kraftforbruket her øker mye. Imid-lertid rammes treforedling av høye norske kostnader og svake markeder for papir, slik at forbruket går ned. Høye energipriser gir en sterk global produktutvikling av varme-pumper og vesentlig mer energieffektive produkter. EU lager strenge standarder for energieffektivitet, og disse får også virkning for Norge. Potensialet for energieffekti-visering innen industri og bygninger i Norge er betydelig, og kan ifølge en rapport fra Bellona og Siemens bidra til å frigjøre opp til 12 TWh elektrisk kraft. Godt hjulpet av høye kraftpriser lykkes dermed regjeringen i dette Scenariet med satsingen på energiøkonomisering. Dette bidrar sterkt til at vi dermed samlet sett får liten økning i alminnelig forbruk. Kraftpriser gjør dessuten utvidelser og småskala kraft lønnsom uten stor støtte. I Scenariet ser vi også for oss at klimaendringer gir vesentlig økte tilsig.

Samlet har vi et betydelig kraftoverskudd, men selv med en omfattende utbygging av forbindelsene fra Norden til kontinentet og England, blir prisene i Norge lavere enn hos handelspartnerne, noe som også hen-ger sammen med kraftoverskudd i resten av Norden. Utviklingen av vindkraft blir svekket av lokal motstand mot anlegg på land og nær kysten, en del problemer ved pilotanleggene offshore og en tidlig erkjennelse av at man går mot et betydelig kraftoverskudd.

• Koblet til aktivitet i Finnmark øker kraftforbruket til petro-leumssektoren i dette scenariet med om lag 7 TWh.

• Kraftforbruket til KII øker med 5 TWh• Forbruket innen alminnelig forsyning inklusive samferd-

selssektorens kraftforbruk øker med 0,1 % per år.• En tilsigsøkning på 6 TWh, og utbygging av ny vann-

kraft, gjør at samlet vannkraftproduksjon øker med hele 17.5 TWh.

• Scenariet har et kraftoverskudd på 13 TWh i et normalår.• Utenlandsforbindelser er lønnsomme, og det bygges

en kabel til Danmark (SK4), til England (1400 MW), en ny kabel til Nederland (700 MW), samt en kabel til Tyskland (1400 MW). Flere nye utenlandsforbindelser er en forutsetning for å gjennomføre en storstilt satsing på fornybar kraftproduksjon og for å håndtere et stort nasjonalt kraftoverskudd.

2.3 Kraftsystemet etter 2025

Usikkerheten om kraftsystemets utvikling og medføl-gende overføringsbehov øker jo lenger fram i tid man forsøker å se. På lang sikt kan produksjonskapasiteten og forbruksmønsteret endres mye fordi anlegg skal for-nyes og fordi ny teknologi åpner nye muligheter. Også nettet kan utvikles mye over tid, og det er sannsynlig at de internasjonale forbindelsene vil bli sterkere. Et høyere kostnadsnivå for energi (brenselspriser) sammenliknet med 90-tallet og mål om lavere CO2-utslipp øker lønn-somheten av handel med kraft over landegrensene.

Kraftverk, store forbruksenheter og nettanlegg har lang levetid. Anlegg som er etablert vil derfor påvirke kraft systemet langt fram i tid. Dette gjelder særlig vann-kraftverk, hvor reinvesteringsbehovet er lavt og hvor lønnsomheten ved fortsatt drift er stor. Samtidig kan anleggene få økt produksjon på grunn av økende tilsig og reguleringsevnen kan bli utvidet. Det siste vil være et svar på økende etterspørsel etter regulering fra andre land i Nord-Europa (via kabler) og fra vindkraft i Norge.

Nedenfor oppsummerer vi noen momenter vi ser som viktige for å vurdere mulige utviklingsbaner etter 2025. Slike vurderinger blir naturligvis i stor grad en forlengelse av de utviklingstrekkene vi ser kimen til i dag. Overras-kende trendbrudd er det vanskeligere å forutse.

• Teknologiutvikling senker kostnadene ved ny fornybar energi. Vindkraft og andre fornybare energikilder som kraft og varme fra biobrensel, saltkraft (osmose) og bølgekraft vil trolig bli billigere etter hvert som tekno-logiene utvikles. Flytende offshore vindkraft og bølge kraft har stort potensial dersom den teknologiske fremgangen blir stor nok. I så fall kan begrensningen ligge i hva kraftmarkedet kan nyttiggjøre seg på en økonomisk fornuftig måte.


• Et offshore kraftnett kan bli en del av løsningen for ny havenergi samtidig som det også åpner for en viss elektrifi sering av offshore installasjoner og for kraft-handel med fl ere land rundt Nordsjøen.

• Fleksibiliteten i vannkraftsystemet kan økes ved instal-lasjon av nye turbiner og pumpekraftverk. Norge kan i større grad bli en svingprodusent som eksporterer når forbruket i Europa er høyt og vindkraftproduksjonen lav, og importerer når forbruket er lavt og vindkraft-produksjonen er høy. Denne handelen kan skje via et offshore kraftnett og via bilaterale kabler. Rollen som svingprodusent står imidlertid litt i et motsetningsfor-hold til rollen som eksportør av fornybar kraft.

• Norden – og særlig Norge – har stort ressursgrunn-lag for økt fornybar produksjon. Gunstig teknologisk utvikling (punktet over) og høye kostnader ved bruk av fossil energi, kan gi Norden en relativ kostnadsfordel på lang sikt. Sammen med vilje til å vedlikeholde og øke kjernekraft produksjonen i Norden styrkes kraft-balansen og øker sannsynligheten for lave priser sam-menliknet med kontinentet.

• Veitransport kan elektrifi seres uten dramatisk økning i kraftforbruket, og opplading av batterier vil ikke belaste sentralnettet vesentlig. Vellykket utvikling av batterier, høye oljepriser og aktiv klimapolitikk gjør elektrifi sering sannsynlig på lengre sikt.

• Fossile brenselspriser og kvoteprisen for CO2 kan bli høye, men dette gir ikke nødvendigvis veldig høye kraftpriser på lang sikt. Stor (subsidiert) utbygging av fornybar kraft med lave marginalkostnader vil bidra til lave kraftpriser i Norden. Mye vindkraft i Nord-Europa kan dessuten gi billig import en del av året. Høye kost-nader ved fossil kraft stimulerer over tid utviklingen av alternativ produksjon, og i Norden er alternativene fl ere og ofte billigere enn på kontinentet. Økt overfø-ringskapasitet til kontinentet kan dempe forskjellen i gjennomsnittspris noe, men vil neppe fjerne den.

• Norden kan uten svært store anstrengelser få en CO2-fri kraftproduksjon som er større enn kraftforbruket. Kullkraft spiller imidlertid en viktig rolle for å håndtere svingninger i tilgangen på fornybar kraft og for å dekke forbruket i Finland og Danmark. En stor reduksjon i kullkraften vil kreve økt overføringskapasitet i Norden og ut av Norden og utvikling av fl eksibilitet i samspillet mellom kraftmarkedet og varmesektoren.

• Prosessindustri bruker om lag 1/3 av kraften i Norden og vil også i fremtiden ha en viktig rolle. En eventuell nedgang i industriforbruket vil bidra til lavere priser – og dermed begrense ytterligere nedgang. Kraftpriser rundt nivået for fulle kostnader ved kjernekraft kan bidra til at prosessindustrien fortsatt vokser i Norden.


3.1 Mål og kriterier for nettutviklingen

Det er Statnetts oppgave å sørge for at det norske sen-tralnettet bygges ut og drives på en samfunnsmessig rasjonell måte. Statnett skal også bidra til å utvikle det norske og nordiske kraftsystemet gjennom å tilby over-føringskapasitet mot utlandet, tilrettelegge for effektive markedsmekanismer, og bidra til rasjonell utvikling av produksjon og forbruk gjennom kommunikasjon om utviklingen i kraftsystemet.

Statnett ønsker primært å eie hele sentralnettet og legger derfor stor vekt på selv å planlegge og bygge nye anlegg som skal inngå i dette.

Vurdering av samfunnsnytteStatnett skal sørge for en samfunnsmessig rasjonell utvikling av kraftsystemet. Nytten av et tiltak skal være større enn ulempene. I Statnetts analyser skal alle nyt-tevirkninger og kostnader kvantifi seres og verdsettes så langt dette er mulig, mens vanskelig kvantifi serbare virk-ninger underlegges en bred kvalitativ vurdering. Alle rele-vante faktorer vektlegges til slutt i en samlet vurdering.

De viktigste kvantifi serbare/verdsettbare nyttevirknin-gene er:• redusert kostnader ved fl askehalser i nettet• reduserte kostnader av nettap• reduserte avbruddskostnader

Andre forhold som typisk er vanskeligere å kvantifi sere og verdsette, men som likevel skal vektlegges, er:• miljøkonsekvenser• forsyningssikkerhet• velfungerende kraftmarked

Utbygging av nettanlegg medfører store synlige inngrep i naturen som det av mange grunner er vanskelig å verd-sette. Anleggene etableres blant annet i svært ulike typer terreng og det er ofte fl ere og ulike bruksinteresser som berøres. Hensynet til miljø og naturinngrep veier tungt i Statnetts arbeid og miljøhensyn får derfor bred oppmerk-somhet innenfor Statnetts vurderinger av samfunnsnytte ved nettanlegg. Gjennom trasévalg og design gjør Stat-nett sitt ytterste for å redusere den visuelle virkningen av nye anlegg.

Det er sannsynlig at ulempene for samfunnet ved store og langvarige avbrudd kan være større enn det som refl ekteres i de avbruddkostnadene som legges til grunn i samfunnsøkonomiske analyser. Dette gjelder særlig i forhold til utfall med svært små sannsynligheter, men med store konsekvenser. Vurdering av forsyningssik-kerhet får derfor stor og bred oppmerksomhet innenfor Statnetts analyser.

Et velfungerende kraftmarked er en forutsetning for at de samfunnsmessig beste løsningene lar seg realisere.

Det er viktig at kommunikasjon av markedsinformasjon når frem og at ingen enkeltaktører er i posisjon der de kan utnytte dette til egen fordel på bekostning av samfun-net. Den betydningen Statnetts tiltak har for et velfunge-rende marked vurderes skjønnsmessig i våre analyser.

En positiv beslutning for et gitt investeringsprosjekt henger sammen med at nåverdien av nyttevirkningene for Norge samlet sett er vurdert til å være større enn nåverdien av kostnader og ulemper knyttet til tiltaket. Tiltak rettet mot økt utnyttelse av eksisterende nett blir alltid vurdert som et foretrukket alternativ til å bygge nye overføringsanlegg der nyttevurderingen ellers er omlag lik. I tillegg til analyser av samfunnsnytte for Norge, syn-liggjøres de samfunnsøkonomiske konsekvensene for resten av Norden.

Dimensjoneringskriterier i sentralnettetStatnett legger begrensninger på hvor store og langva-rige avbrudd som kan aksepteres i sentralnettet. Hoved-prinsippene gjelder i operativ drift og er en fundamental forutsetning for vedlikehold og nettplanlegging. Nettet skal forsterkes dersom det er samfunnsøkonomisk lønnsomt, eller dersom det må gjøres for å tilfredsstille grensene i Statnetts policy for systemutnyttelse.

Statnetts policy for systemutnyttelse er gitt ved: 1. Personsikkerheten skal ikke svekkes2. Anleggsdeler skal belastes innenfor fastsatte kapasi-

tetsgrenser, inkludert mulighet for kortvarig høy belast-ning

3. Konsekvenser av en driftsforstyrrelse skal ikke være uakseptable:• En driftsforstyrrelse skal ikke gi mer enn 1000 MWh

ikke levert energi• Leveringspunkt skal være spenningssatt og ha til-

strekkelig kapasitet innen 2 timer (leveringspunkt med ensidig forsyning skal være spenningssatt og ha tilstrekkelig kapasitet innen 4 timer)

• En driftsforstyrrelse skal ikke gi avbrudd for mer enn 1400 MW forbruk

• Et tilknytningspunkt i sentralnettet skal ha maksimalt 2 avbrudd per år

4. Etter et avbrudd skal nettet drives slik at det er liten risiko for et nytt avbrudd i samme punkt inntil avklarin-ger har funnet sted og nødvendige korrigerende tiltak er utført

I Nordels dimensjoneringsregler, jf Nordisk Regelsamling (Nordic Grid Code), er det angitt et modifi sert N-1 kri-terium og spesifi sert akseptable konsekvenser av ulike kombinasjoner av driftstilstand og feiltilfeller. Statnett legger Nordels anbefalinger til grunn ved dimensjonering og fastsettelse av lastgrenser over landegrensene og i sammenhenger hvor feil kan ha konsekvenser for våre naboland.

3 Strategi for fremtidens nettutvikling


SpenningsreguleringAlle komponenter i sentralnettet er dimensjonert av leve-randørene i henhold til IEC-normen og de øvre spen-ningsgrensene i sentralnettet er gitt av denne. Den øvre grensen for kontinuerlig driftsspenning for 300 kV er 300 kV mens den for 420 kV er 420 kV. Maksimum midlertidig driftsspenning innenfor 15 min er 315 kV for 300 kV net-tet og 440 kV for 420 kV nettet. Dersom komponenter drives langvarig med høyere spenning enn det de er dimensjonert for vil levetiden kunne reduseres og sann-synligheten for havari øker.

Den nedre grensen for spenningen er gitt av system-messige forhold og er 280 kV i 300 kV nettet og 400 kV i 420 kV nettet.

Utvekslingskapasitet mot utlandet gir store endringer i kraftfl yt. Flyten varierer ofte fra full eksport til full import i løpet av døgnet. Mellom disse to ytterlighetene vil fl y-ten i perioder også være svært lav. Spenningsmessig er forskjellen stor mellom et maksimalt belastet nett og tilnærmet ingen fl yt. Når endringen mellom de to ytter-lighetene i tillegg skjer i løpet av noen få timer gir det store utfordringer. I enkelte områder vil det dermed være et stort behov for utstyr til spenningsregulering (reaktiv kompensering).

Ved stor fl yt og høy belasting i nettet vil ledningene trekke reaktiv effekt og spenningen synker. For å unngå spenningskollaps må man derfor bruke reaktive kom-penseringsmidler i form av kondensatorbatterier, fase-kompensatorer eller SVC anlegg.

Når fl yten i nettet er lav, produserer ledningene reaktiv effekt, og spenningen stiger. For å overholde grenser for maksimal spenning er man avhengig av å kunne redusere spenningen ved lav overføring. Til dette brukes reaktorer, fasekompensatorer eller SVC anlegg.

Beredskap og sårbarhetDe senere årene har det vært mye fokus på forsynings-sikkerhet og beredskap. Feilhendelser har ført til mørk-legging av store områder i Sentral-Europa og USA de siste årene. Hendelser som kabelbrudd i Oslofjorden, utfall på Skagerrakforbindelsen og utsiktene til spen-ningsproblemer i Midt-Norge er noe av bakgrunnen for at Statnett de senere år har rettet stor fokus på bered-skapshensyn. Statnett har følgende strategier for å styrke beredskapen i sentralnettet:• Anskaffelse av reservetransformatorer og transport-

beredskap• Ekstra kabel ved sjøkabler• Fjordspenn med ekstra fase• Beredskapsmaster på lager• Planer for rask omkobling ved langvarig feil i SF6-

anlegg

I forbindelse med klimaendringer og muligheter for at disse skal få alvorlige konsekvenser for kraftnettet, har

Statnett utarbeidet en rapport om klimaendringenes virkninger på komponenter i kraftsystemet. I denne rap-porten har man basert seg på følgende forutsetninger/forventninger til klimaendringene:• 2-3 °C varmere i gjennomsnitt i hele landet.• Økt vekst av trær i kraftledningstraséene• Økte nedbørsmengder, særlig høst og vinter langs

Vestlandskysten.• Tørrere og varmere sommere på Østlandet.• Flere nullgjennomganger (temperaturen passerer 0 0C)

i fjellet, færre langs kysten.• Tegn til liten økning i forekomst av kraftig vind.• Reduksjon i dimensjonerende islast i lavlandet langs

hele kysten.• Mer ising fra våt snø i innlandet.• Noe mer intens ising i høyfjellet kan gi høyere islaster

der enn «nå».• Økte kombinasjonslaster is/vind sannsynlig.• Økt forekomst av sørpeskred.• Flere snøskred i Troms, Finnmark og i høyfjellet i Sør-

Norge.• Færre skred i lavlandet.• Generelt store usikkerheter om endrede laster

Rapporten konkluderer med at usikkerheten er stor i forhold til endring av klimalaster på ledninger. Basert på de trender en ser, kan imidlertid særlig eldre ledninger bli utsatt. Det foreslås ingen øyeblikkelige tiltak, men en gjennomgang av eldre ledninger i forhold til styrke er aktuelt. Det forventes heller ikke store konsekvenser for Statnetts stasjonsanlegg. Men det påpekes at kontroll og vedlikehold av drenering kan bli viktigere. Det er imidlertid et poeng å være føre var i forhold til klimavirkninger og de trender en ser. Aktuelle tiltak er:• Rutinemessig rapportering ved skader eller utfall pga

klimapåkjenninger.• Måling av ising på strategiske punkter i landet.• Gjenta virkningsstudie etter hvert som ny forskning og

nye data blir tilgjengelige.• Økt fokus på klimaendringer ved trasévalg.

Svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS)Til tross for økt nedbør som følge av klimaendringer kan det ikke uten videre legges til grunn at de tørreste årene blir mindre tørre enn tidligere. Mer ekstremvær kan også innebære økt volatilitet i nedbørsmønsteret og hyppige tørrere perioder. Statnett vil arbeide for å skaffe økt kunnskap om virkningene av klimaendringene både når det gjelder tilsig, forbruk og påkjenningene på anleggsmassen.

I ekstreme tørrår vil det i enkelte regioner være fare for en svært anstrengt kraftsituasjon. Sannsynlighet for at det oppstår en anstrengt kraftsituasjon er høyere i Midt-Norge og Hordaland nord for Hardangerfjorden enn for resten av landet.


Statnett er ansvarlig for tiltak for å håndtere svært anstrengte kraftsituasjoner. I 2006 etablerte Statnett et system for handel med energiopsjoner som sikrer redu-sert kraftforbruk i enkelte industribedrifter i anstrengte perioder. Statnett har også anskaffet 300 MW reserve-kraftverk i Midt-Norge. Reservekraftverkene skal kun startes i svært anstrengte kraftsituasjoner.

3.2 Opsjonsbasert planlegging

Det er nå mindre ledig kapasitet i sentralnettet enn tidli-gere, samtidig som usikkerheten i faktorer som påvirker overføringsbehovet ser ut til å øke. Dette gir større behov for systemstudier for å vurdere system- og nettmessige konsekvenser av mulige, men usikre hendelser som påvirker overføringsbehovet. Ofte vil etablering av nytt forbruk, f.eks en større industrietablering, kunne reali-seres raskere enn en ny linje i sentralnettet. Nye sen-tralnettslinjer skal detaljplanlegges av Statnett, og de skal gjennom en meldings- og en konsesjonsprosess før selve byggingen kan starte. Som regel påklages NVEs konsesjonsvedtak til OED, og denne klagebehandlingen tar ofte et års tid eller mer. Før bygging kan starte, går det typisk 3–4 år.

Kombinasjonen av mindre ledig kapasitet i sentralnettet og et stort antall usikre prosjekter på produksjons- og forbrukssiden gjør at Statnett ser behov for å være aktiv i å melde og eventuelt konsesjonssøke nye linjer i sentral-nettet. Dette gir et mer helhetlig bilde av konsekvensene av betydelig ny produksjons- eller forbruksetablering, og dermed bedre grunnlag for å fatte beslutninger. Statnetts viktigste motiv for å melde og konsesjonssøke mulige utbyggingsprosjekter mer aktivt, er å ha større kontroll på total realiseringstid. Tidligere gjennomføring av meldings- og konsesjonsprosess gir opsjon på å kunne reagere raskere dersom det går mot utbygging av produksjon eller forbruk som medfører behov for omfattende nett-forsterkninger i sentralnettet.

Fordi dette dreier seg om rett, men ikke plikt til å gjen-nomføre nettinvesteringer, er denne praksis benevnt opsjonsbasert planlegging. Statnett vil i hver enkelt situasjon vurdere hvilke nettforsterkningsalternativer som eventuelt skal meldes, og hvorvidt en også vil søke konsesjon selv om realisering av nettforsterkningen er usikker. En konsekvens av opsjonsbasert planlegging er at Statnett melder og eventuelt konsesjonssøker fl ere linjer enn vi forventer å bygge.

3.3 Tiltak for økt kapasitet i kraftnettet

Økt utnyttelse av eksisterende nett – systemvern, temperaturoppgraderingStatnett har arbeidet systematisk med å gjennomføre

tiltak som har økt kapasiteten i nettet uten å bygge nye ledninger. De mest virkningsfulle tiltakene har vært å utnytte produksjons- og belastningsfrakopling (PFK og BFK) ved enkelte driftsforstyrrelser i nettet til å øke overføringskapasiteten. Slikt systemvern innebærer at defi nerte produksjons- eller forbruksanlegg kobles fra nettet momentant i tilfelle en feil i nettet, for å unngå overbelastning av det «gjenværende» nettet. Systemver-net muliggjør dermed høyere utnyttelse av nettet uten at belastningsgrensene overskrides. Dette tiltaket sammen med strøm-/temperaturoppgradering av begrensende ledninger og installasjon av nye kondensatorbatterier har gjort at vi i dag kan overføre betydelig høyere effekter på enkeltledninger og i overføringssnitt.

Potensialet for fremtidige kapasitetsøkninger gjennom ytterligere økt systemutnyttelse er begrenset. Dette skyl-des dels at potensialet for enkle oppgraderingsløsninger er tatt ut, og dels at driftsrisikoen øker med økende bruk av systemvern. Det vil fortsatt være aktuelt å sette inn ny reaktiv kompensering (kondensatorbatterier, SVC-anlegg) i stasjonene for å bedre spenningsforholdene ved en økning av overføringskapasiteten, men også dette tiltaket vil ha begrenset virkning etter hvert.

For å ivareta forsyningssikkerheten fremover, vil ny overføringskapasitet i større grad måtte fremskaffes ved ordinære nettinvesteringer, eventuelt i kombinasjon med andre tiltak.

Spenningsoppgradering fra 300 kV til 420 kVEksisterende 300 kV-ledninger kan i mange tilfeller ombygges til 420 kV-standard. Dette vil for duplex-led-ninger gi økt kapasitet til en betydelig lavere kostnad enn nybygging, og med liten miljøbelastning.

Sentralnettet består av ca 2600 km med 420 kV-led-ninger og ca 5200 km med 300 kV, derav ca 1500 km 300 kV ledninger med duplex-liner (to liner per fase). De eldste 300 kV mastene er gjerne litt mindre enn en standard 420 kV mast. Et fåtall 300 kV ledninger er alle-rede klargjort for 420 kV. I perioden 1999-2002 ble det utført et FoU-prosjekt i Statnett for utvikling av tekniske løsninger til bruk ved oppgradering av 300 kV ledninger til 420 kV. Det ble også sett på muligheter for oppgradering av 300 kV stasjoner til 420 kV.

Ledninger med simplex-liner (en line per fase) krever omfattende tiltak ved oppgradering til 420 kV, dersom de i det hele tatt kan oppgraderes. Mange av disse led-ningene er i ferd med å komme i 50-60 års alderen. En oppgradering vil kreve langvarig utkobling, vil koste ca 50% av nybyggingspris og vil i mange tilfeller kreve at topplinene tas ned. Dette gir dårligere beskyttelse mot lynnedslag. Statnett vurderer for tiden om dette oppgra-deringskonseptet er akseptabelt for bruk i sentralnettet. Oppgradering av duplex-ledninger til 420 kV kan realise-res for en kostnad ned mot 10 % av nybyggingskostnad ved gode forhold, og en oppnår minimum 40 % økning


av termisk kapasitet. Andre systemmessig forhold kan i en overgangsfase begrense den totale kapasitetsøk-ningen i et snitt, for eksempel spenningsforhold, nett-stabilitet og andre begrensende ledninger. Nett-tapene reduseres kraftig referert samme overføringsnivå ved overgang fra 300 kV til 420 kV.

FOU-PROSJEKT: SPENNINGSOPPGRADERING AV

DUPLEX-LEDNINGER MED SPENNING PÅ LEDNINGEN

En vesentlig ulempe med spenningsoppgradering av ledninger er at det så langt har medført behov for utkop-ling av ledningen i mange måneder. For å omgå denne problematikken for duplex-ledningene igangsatte Statnett i 2007 et FoU-prosjekt for oppgradering av master med isolatorer i V-formasjon, og med spenning på ledningen (Arbeid under spenning; AUS). Det betyr at en ledning kan bygges om mens den er i normal drift. Tre entre-prenører ble i 2007 prekvalifi sert for den type oppdrag, og ble tildelt arbeidet med å oppgradere 300 kV Verdal-Klæbu i 2008.

I 2008 videreførte man arbeidet med FoU-prosjektet for å utvikle AUS-oppgraderingsmetoder for bæremas-ter med hengekjedeisolatorer. Det ble også utført prak-tiske demonstrasjoner og man videreutviklet dermed entreprenørmarkedet for AUS-tjenester. FoU-prosjektet videreføres i 2009 for andre mastetyper. I de nærmste årene vil det bli aktuelt å bygge om en del 300 kV duplex-ledninger til 420 kV vha. AUS-metoder, men vente med selve driftsspenningshevingen til det tidspunktet dette er hensiktsmessig. Det pågår også andre FoU-prosjekter i 2009 for videreutvikling av AUS-arbeidsprosedyrer for ordinært vedlikehold og utskiftning til fi beroptisk toppline.

SPENNINGSOPPGRADERING AV STASJONER

Et 420 kV bryterfelt krever normalt 25 % større lengde og bredde enn et 300 kV bryterfelt. Statnett etablerte i perioden 2005–2007 et 420 kV kompaktanlegg på Rju-kan som bygges på omtrent samme arealer som dagens 300 kV anlegg. De siste års utvikling av effektbryter med integrert skillebryterfunksjon (DCB) vil i framtiden trolig gi nye muligheter for oppgradering av 300 kV koplings-anlegg til 420 kV. Statnett gjennomførte derfor i 2008 et FoU-prosjekt for å se på oppgraderingsmulighetene med bruk av 420 kV DCB-brytere i de nyeste 300 kV stasjonene som ble bygd på 1980-tallet. Prosjektet kon-kluderte med at det bør være mulig å spenningsoppgra-dere stasjonsanleggene i Ogndal og Namsos til 420 kV bl.a. vha. DCB-bryterteknologi. Disse stasjonene har bare tre bryterfelter hver.

Ved re-investeringer i 300 kV-systemet legges det i stor grad til rette for at nye komponenter senere skal kunne drives med 420 kV. For nye 300 kV-sentralnettstransfor-matorer har man de siste seks årene valgt omkoplbare transformatorer for både 300-420 kV-drift. I Norge er det om lag 40 stk. 300 kV-generatortransformatorer som vil

nå antatt teknisk levetid frem mot år 2020. I hvert tilfelle vurderes om de skal anskaffes omkoplbare for senere 420 kV-drift. Omkoplbarhet koster 10–15% mer enn en 300 kV-transformator.

Ny kapasitetDer det er behov for nye ledninger bygger Statnett nor-malt luftledninger med 420 kV-standard og med linetype duplex Parrot. Termisk grense er 2500 MW. Mastetypen som vanligvis benyttes er Statnetts standardmast med innvendig bardunering. Den har vært benyttet i 30 år. Bruk av utvendig bardunerte master gir lavere investe-ringskostnad, men den norske topografi en gjør at den typen master er lite anvendbare på mange strekninger.

Det norske kraftsystemet drives med vekselstrøm (HVAC). Likestrøm (HVDC) brukes til overføring fra punkt til punkt over store avstander der vekselstrøm av ulike årsaker ikke egner seg. Vekselstrøm kan for eksempel ikke benyttes for overføring av strøm gjennom sjø- eller landkabel over lange avstander. Det vil da bygge seg opp såkalte ladestrømmer i kablene som begrenser overføringen i kablene. Bruk av HVDC-teknologi i kraft-systemet er i første rekke styrt av behov for mulighet til å styre effektfl yt, forbinde asynkrone nett og lange sjøkabelforbindelser.

Løsninger med likestrøm krever kostbare stasjoner for omforming mellom vekselstrøm (AC) og likestrøm (DC) i hvert tilkoblingspunkt til vekselstrømsystemet.

I de senere årene er en annen omformertype utviklet for stadig høyere spenninger og ytelser. Teknikken denne omformeren baserer seg på kalles Voltage Source Con-verter (VSC) teknologi. VSC-teknologien har også vært kjent i en årrekke, og løser noen av de begrensningene som ligger i tradisjonell HVDC-teknikk. Per i dag er det ikke i drift noe anlegg i verden for effektnivå/spenning høyere enn 350 MW/150 kV (i løpet av 2009 idriftsettes anlegg på 400 MW/150 kV). Risikoen knyttet til VSC som system og omformerkomponent vil være avtagende etter hvert som fl ere prosjekter ferdigstilles og erfaring vinnes. Statnett vil vurdere å ta i bruk teknologien der dette totalt sett gir den beste løsningen for kraftsystemet.

3.4 Kraftledninger og miljø

En troverdig miljøpraksisStatnett har som målsetting å være en miljøbevisst og samfunnsansvarlig organisasjon, med høy tillit i markedet og blant eksterne interessenter.

Klimadebatten og kravene i klimapolitikken vil utfordre hele kraftsektoren. Dette vil kreve at Statnett må tilret-telegge for en mer klimavennlig kraft- og energisektor basert på de mål og strategier de politiske myndigheter setter. I kraft av sin kompetanse og rolle vil Statnett kun-ne identifi sere muligheter og vise hvordan klimamålene


kan nås mest effektivt og på en måte som er forenlig med et robust kraftsystem. I denne sammenheng er det normalt et motsetningsforhold mellom den positive virkningen av et tiltak i forhold til globale klimamål, og ulemper i forhold til lokalt naturvern. Det gjelder også for kraftledninger.

Statnett er ISO-sertifi sert innenfor miljø. Statnett har som del av sin miljøpolicy utviklet miljømål innen de ulike aktiviteter som inngår i meldings- og konsesjonsfasen. Når vi først går til det skritt å planlegge et tiltak, vil det være en målsetting å fi nne de minst sjenerende løsninger. Vi har i de senere år tatt i bruk avanserte visualiserings-verktøy for både å kunne planlegge bedre og fi nne best mulige trasé i landskapet. Dette verktøyet bidrar også til en bedre dialog med alle berørte.

Avbøtende tiltak og sanering av gammelt nettI strategien for kraftledninger som presenteres som en del av Ot. prp. nr. 62 (2008–2009) Om lov om endringer i energiloven, pekes det på bruken av avbøtende tiltak som kamufl asje, landskapstilpasset ledningsdesign, hen-syn til fugl og kabling ved etablering av nye kraftledninger. Ved bygging av sentral- og regionalnett skal det legges økt vekt på å tilrettelegge for lokal produksjon og benytte muligheten for å rydde opp i ledningsnettet ved å fjerne eldre ledninger.

Avbøtende tiltak/miljøtiltak har med stort hell vært benyttet ved planlegging og utbygging av nye linjer. Statnett jobber med å gjøre anlegget mindre synlig i landskapet gjennom bedre design og bruk av farger og mindre sjenerende overfl ater.

Et FoU-prosjekt som ble avsluttet i 2008 har designet, utviklet og testet en ny rørmast for områder nær bebyg-gelse, og erstattet tre tradisjonelle master på Rasta i Lørenskog med denne mastetypen. Mastetypen er kompakt og høyreist, og reduserer støy, magnetfelt og arealbehov, og er aktuell i nærområder til bebyggelse. Konsesjonen for mastene gjelder i 5 år, og i denne perio-den vil tekniske, økonomiske, miljømessige forhold bli vurdert. I 2009 ble det igangsatt et nytt FoU-program: Miljøtilpassing av kraftledninger hvor bl.a. to av delpro-sjektene har som målsetting å videreutvikle to alternative 420 kV mastetyper samt en 420 kV designmast.

I spennet mellom kabling på 420 kV og en luftlinje på tilsvarende nivå, fi nnes det etter vår vurdering mange muligheter til å kunne ivareta natur og miljø innenfor en samfunnsøkonomisk ramme. Det er imidlertid viktig å ha en bred tilnærming til miljøspørsmålet, hvor vi i før-ste rekke sikrer at det eksisterende nettet er utnyttet maksimalt, at vi bygger på en slik måte at det er mulig å sanere gammelt nett og at Statnett bidrar til å koordi-nere og styre lokalisering av ny produksjon og forbruk i forhold til behovet for nett. Vi har som en forutsetning for videreutvikling av sentralnettet å begrense investerings-behovet, gjennom å utarbeide et best mulig grunnlag for

beslutninger. Vi skal bare bygge nett når dette er den klart beste løsningen.

Luftledninger eller kabelVåre ledningsprosjekter berører store arealer og mange mennesker, og har negative virkninger på natur og nær-miljø. Statnett prioriterer derfor en profesjonell og trover-dig dialog med hver enkelt kommune som blir berørt, kommunens innbyggere og berørte grunneiere for best mulig å ivareta alle parters interesser.

I denne sammenhengen forholder Statnett seg til to viktige premisser, nemlig myndighetens kraftlednings-strategi og samfunnsøkonomisk lønnsomhet som beslut-ningskriterium. Kabel på de høyeste spenningsnivå er normalt kun benyttet der det er fysisk umulig å bygge en kraftledning, slik som ved kryssing av Oslofjorden eller ved kryssing av Nordsjøen. De siste årene er bildet endret, med stadig sterkere krav fra opinionen om å velge kabel framfor luftledning, av estetiske årsaker.

Hovedtrekkene i myndighetenes strategi for kraftled-ninger presenteres nå i Ot.prp. nr. 62 (2008-2009). Her heter det blant annet at «Bruk av kabel som alternativ til luftledning skal alltid vurderes når nye kraftledninger på alle spenningsnivåer skal bygges. Særlig kan jordkabel være et godt tiltak i distribusjonsnettet.» og «Kabling skal også alltid vurderes når nye kraftledninger i regional- og sentralnettet skal bygges, men bruken skal være gradvis mer restriktiv med økende spenningsnivå. Jord- eller sjøkabel er mest aktuelt på begrensede strekninger med betydelige verneinteresser eller store estetiske ulem-per på 66kV og 132kV, men kan også være aktuelt på strekninger der det gir særlige miljøgevinster på 300kV og 420kV.»

Luftledninger på 420 kV nivå har om lag dobbel kapa-sitet av tilsvarende kabler, mens kostnader for en kabel-løsning er 4-8 ganger høyere, avhengig av teknologi og valg av løsning. Det er grunn til å tro at miljøkostnadene i enkelte sammenhenger vil kunne forsvare ekstrakost-nadene ved kabling, men vi må heller ikke bli blinde for at jordkabel på de høyeste spenningsnivåene også inne-bærer betydelige og varige naturinngrep.

Luftledninger er robuste og enkle, og har lave vedlike-holdskostnader. Luftledninger er imidlertid svært ekspo-nert for omgivelsene, og krever av den grunn hyppigere vedlikehold enn jordkabler som er mindre utsatt for vær og vind. Luftledninger har imidlertid normalt lavere enhetspriser for slikt vedlikehold. Kabler er atskillig dyrere å etablere, har sjeldnere feil forårsaket av omgivelsene, men når en feil først inntreffer, er reparasjonen ofte lang-varig og kostbar. Hensynet til forsyningssikkerhet taler ofte for å velge en luftledning, dersom det er mulig.

Kabelteknologi er i stadig utvikling og vil sannsynligvis på lengre sikt bidra til at kapasitets- og kostnadsforskjel-len mellom luftledning og kabel reduseres.

Statnetts vedtekter og formålsparagraf slår fast at Stat-


nett har et ansvar for en samfunnsøkonomisk rasjonell drift og utvikling av det sentrale overføringsnettet for kraft. Grunnet høye kostnader vil mange forbindelser ikke være samfunnsøkonomisk lønnsomme ved for omfattende krav om kabling. Det samfunnsøkonomiske alternativet til luftledning vil derfor i mange tilfeller være å ikke bygge. Konsekvenser av dette er større prisforskjel-ler i landet, med større overføringstap, med redusert forsyningssikkerhet, med et nett som i mindre grad evner å integrere ny fornybar kraft og hvor myndighetene mer aktivt må styre hvor forbruk og produksjon lokaliseres.

Hva er verdien av å unngå luftledninger?Sweco har gjennomført et prosjekt for Statnett for å kartlegge folks betalingsvilje for å unngå luftledninger. Undersøkelsen besto av fl ere deler, og det ble gjennom-ført en regional undersøkelse i Trøndelag, med spørsmål om betalingsvilje for å unngå å se linjen Namsos – Roan på Fosen. Videre gjorde man en større nasjonal under-søkelse der respondentene fi kk litt ulike spørsmål og i ulik rekkefølge. I den nasjonale undersøkelsen ble det både spurt om Namsos-Roan og om en hypotetisk linje fra Vestlandet til Østlandet der det ble angitt at den ville gå gjennom fjordlandskap, høyfjell, skogterreng i dalsider, dalbunn i lite bebygde strøk og tettbygde strøk.

Det ble konkludert med at folk legger mest vekt på å unngå synlige ledninger i tettbygde strøk. Dernest priori-teres å unngå synlige ledninger i fjord- og fjellterreng. Det legges minst vekt på skogterreng i dalsiden og dalbunn i lite bebygde strøk. De intervjuene ble også spurt om de foretrakk at et gitt pengebeløp ble brukt til kabling i lokale nett (22 kV) eller i sentralnettet (420 kV). En klar majoritet mente man fi kk mest for pengene ved å bruke dem i lokale nett.

Et viktig mål med undersøkelsen var å fi nne et penge-messig uttrykk for betalingsviljen for å unngå ledninger. Undersøkelsen bekreftet at det fi nnes en klar betalings-vilje, men samtidig var det tydelig at det er svært van-skelig for folk å sette tall på dette. Den gjennomsnittlige oppgitte betalingsviljen per husholdning er i størrelses-orden 1000 kr per år, men tilsynelatende uavhengig av hvor lang strekning man unngår. Beløpet er i samme størrelsesorden for en strekning på 10 km, en på 40 km, 200 km, 400 km og for alle nye linjer i sentralnettet. Betalingsviljen for avbøtende tiltak var relativt høy.

Det er rimelig å tolke svarene som uttrykk for ønske om å unngå luftledninger. Samtidig er det vanskelig å utlede konkrete tall for visuell kostnad per km ledning i ulike typer terreng.

Undersøkelsen viser utfordringene og svakhetene ved denne type undersøkelser. Statnett vil likevel jobbe videre med andre undersøkelser for å få et bedre grep om hvilken vekt man skal legge på de visuelle ulempene ved luftledninger.

Potensialet for tapsreduksjonerStor avstand mellom forbruk og produksjon og høy utnyt-telsesgrad av nettet bidrar til høye termiske tap i et kraft-nett. Det skyldes at kraftledningene avgir varmeenergi til omgivelsene. God tilgjengelighet på vannkraft har tradi-sjonelt sett gitt et godt grunnlag for samlokalisering av forbruk og produksjon i Norge (Østlandet og Midt-Norge er imidlertid viktige unntak).

De senere årene har vi sett en tendens til at nettapene i det norske sentralnettet har vært økende. Figur 3.1 viser utviklingen i totale nettap i det norske sentralnettet (i TWh) fra 1993–2007. Denne utviklingen er sannsynligvis koplet til økt forbruk og produksjon.

Med stort fokus på fornybar kraftproduksjon og for-ventninger om stort overskudd i den norske og nordiske kraftbalansen øker behovet for mer overføringskapasi-tet ut av landet. Nettet rundt utenlandsforbindelser blir imidlertid hardt belastet og vil derfor isolert sett bidra til økte nettap.

Foruten å generere store kostnader, er nettap lite ønskelig også ut fra et miljøsynspunkt. Kraft som går bort i tap må erstattes med annen kraftproduksjon, og ved å redusere tapene reduseres behovet for annen kraftproduksjon. Tiltak som reduserer tap i kraftnettet vil dermed bidra både til å spare miljøet, og til å redusere nettdriftskostnadene.

Det fi nnes fl ere tiltak som kan iverksettes for å redusere tapene i nettet. For eksempel reduseres nettapet ved spenningsoppgradering av ledninger, eller ved oppfø-ring av nye ledninger på høyere spenningsnivå og/eller med høyere tverrsnitt. Ved spenningsoppgradering av en duplex-ledning fra 300 kV til 420 kV halveres nett-tapet referert samme overføringsnivå (MW). Ved fullastet ledning (maksimal strøm) i 300 kV og 420 kV drift, blir ledningens nett-tap lik for 300 kV og 420 kV drift, men det kan overføres 40 % mer kraft (MW) i 420 kV drift. Dessuten kan bruk av reaktive kompensatorer (i form av batterier, SVC og fasekompensatorer) også bidra til å redusere nettapene.

FIGUR 3.1: Overføringstap i det norske sentralnettet fra 1993 til 2007

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

-

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

TWh Overføringstap i sentralnettet 1993-2007

Nettap


TAPSOPTIMALISERING I SYSTEMDRIFTEN

Statnett har systemer for fortløpende innsamling av målinger og indikatorer som gir oversikt over kraftsys-temet. Flere ulike analyseprogrammer hjelper til å få over-sikt over, og minimalisere tapene i nettet. Første prioritet er å holde spenningen innenfor fastlagte grenser.

Det amerikanske selskapet «National Grid - Massachu-setts» har oppnådd 5–10 % tapsreduksjon ved å kople transformatorer og batterier i henhold til slike analyser. Selskapet benyttet også fasevridningstransformatorer.

I prosjektet «Tapsoptimalisering» fra 2007 har Statnett gjennomført vurderinger av ulike tiltak i operativ drift for å redusere nettapene:• Bruk av reaktive komponenter• Reduksjon av koronatap• Overhopp av regulerkraftbud som øker tap• Prioritering av revisjoner• Bruk av HVDC-kabler for å redusere tap• Bruk av spesialregulering for å redusere tap

FOKUS PÅ TAPSREDUKSJONER

I INVESTERINGSPROSJEKTER

Reduksjon av nett-tap kan være en viktig del av begrun-nelsen i enkelte prosjekter. Hovedargumentet i «Rjukan transformatorstasjon» for å omfordele nettfl yten til høyere spenningsnivåer var nettopp de høye nett-tapene i 132 kV nettet mellom Mår og Knardalsstrand. Dette oppsto etter at stor industri ble lagt ned i Rjukan.

I prosjektet Nea-Järpströmmen viste analysene at økning fra 300 kV til 420 kV vil spare nettet for 17 MW i tap mellom Nea og Järpströmmen ved 550 MW over-føring, som tilsvarer ca 10 % av ytelsen i Nea kraftverk.

Spenningsoppgradering er, sammen med bygging av nye ledninger i belastete snitt, den mest virkningsfulle metoden for å redusere nettap.

3.5 Samspill mellom kraftnett, produksjon og forbruk

Etablering av ny kraftproduksjon og betydelig nytt for-bruk har stor betydning for utviklingen av sentralnettet, og utvikling av sentralnettet har like stor betydning mot-satt vei. Mangelfull koordinering mellom utbygging av nett og produksjons/forbruk kan lede til dårlig ressurs-utnyttelse og medføre store samfunnsøkonomiske tap.

Som regel må nettløsningen være på plass før nytt forbruk eller produksjon etableres, og Statnett må dermed oftest basere større investeringer på forvent-ninger til fremtidig produksjon- og forbruksutvikling. For å redusere faren for at det foretas investeringer på forventninger som ikke slår til, er det viktig at Statnett i god tid får kjennskap til eksisterende planer på produk-sjon- og forbrukssiden, og at Statnett kommuniserer

sine planer på en god måte til næringen.Den grunnleggende utfordringen er dermed å få

aktører med ulike rammebetingelser/drivkrefter og ulike realiseringstider til å ta beslutninger som til sammen leder til en samfunnsøkonomisk rasjonell utvikling av kraftsystemet.

Planorienterte virkemidler som sikrer god helhetlig planleggingKraftsystemutredninger og konsesjonsprosesser med tilhørende høringer, er viktige virkemidler for å få til en systemplanlegging med mål om samfunnsøkonomisk rasjonell utvikling av kraftnettet. Forskrift og retnings-linjer stiller klare krav til forbrukere, produsenter og de planansvarlige nettselskapene om nødvendig informa-sjonsutveksling og planlegging.

Det er mange usikre hendelser som kan påvirke over-føringsbehovet i kraftnettet, og ofte vil etablering av nytt forbruk, f.eks en større industrietablering, kunne rea-liseres raskere enn en ny linje i sentralnettet. Dette er en utfordring for Statnett, men gjennom opsjonsbasert planlegging får vi redusert reaksjonstiden dersom pre-missene for gjennomføring oppstår.

For å oppnå et godt samspill mellom investeringer i produksjon og nett har Statnett en viktig oppgave i å kommunisere systemmessige og økonomiske konse-kvenser relatert til produksjons- og forbruksplaner overfor produsenter, forbrukere og myndigheter. Det er også viktig å kommunisere premissene for nettplanleggingen, samt kombinasjoner av nett og produksjon/forbruk vi anser som gunstige i forhold til målet om samfunnsøko-nomisk rasjonell utvikling av kraftsystemet.

For forbruk som er knyttet til petroleumsrelatert indus-tri, kan myndighetene gjennom behandlingen av plan for utbygging og drift (PUD) bidra til at hensynet til et effektivt kraftsystem blir ivaretatt.

I Ot.prp. nr. 62 (2008–2009) Om lov om endringer i energiloven ble vedtatt av Stotinget i juni. Her gis kraft-produsenter en rett til å bli tilknyttet nettet dersom pro-duksjon og nett samlet sett er samfunnsmessig rasjonelt. Dersom det ikke er ledig kapasitet i nettet, vil nettselska-pet måtte investere i nye nettløsninger. Tilknytningsplikten vil også gjelde forbruk på alle nettnivå. Utvidelsen av nett-selskapenes tilknytningsplikt nødvendiggjør en utvidelse av nettselskapenes adgang til å kreve anleggsbidrag av den eller de som utløser investeringen for å sikre at investeringene som gjennomføres er samfunnsøkono-misk lønnsomme.

Markedsmessige virkemidler som påvirker investorens beslutningerDet norske kraftsystemet er basert på at markedspriser skal sikre balansen i kraftmarkedet, blant annet ved å utløse investeringer i ny kapasitet. Omfanget og utformin-gen av tilskuddsordninger for ny fornybar produksjon vil


imidlertid også påvirke volum, teknologi og lokalisering. Statnetts hovedvirkemidler for å gi økonomiske signaler om lokalisering er sentralnettstariffen og bruk av mar-kedsområder i Elspot.

Dagens regelverk åpner ikke for bruk av anleggsbidrag i masket nett. NVE har imidlertid et forslag til endring i kontrollforskriften §17–5 ute på høring. I forslaget åpnes det for å kunne kreve anleggsbidrag i maskete nett. I høringsnotatet fremgår det at «anleggsbidrag kun kan fastsettes når én eller fl ere tilknytninger entydig utløser investeringen». Etter Statnetts vurdering er det å kunne kreve anleggsbidrag ved tilknytninger også i maskete nett et viktig virkemiddel for å sikre en samfunnsmes-sig rasjonell utvikling av kraftsystemet. Muligheten til å kreve anleggsbidrag er med på å synliggjøre hvilke kostnader en ønsket tilknytning påfører kraftsystemet. Dette er viktig for å kunne vurdere alternative løsninger opp mot hverandre. Etter Statnetts vurdering vil bruk av anleggsbidrag i større grad sikre gjennomføring av og en riktigere prioritering av samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringsprosjekter. Muligheten til å kunne prioritere mellom gode og mindre gode prosjekter er et viktig vir-kemiddel i forhold til å realisere de ulike målsettingene for energisektoren på en samfunnsmessig rasjonell måte.

Andre økonomiske virkemidler som skal bidra til en bedre koordinering av utviklingen i nett, produksjon og forbruk er marginaltapsleddet i sentralnettariffen og bruk av prisområder (markedsområder). Marginaltapsleddet gjenspeiler de marginale tap aktørene påfører nettet ved innmating eller uttak og skal gi kortsiktige signaler til kundene om effektiv utnyttelse av nettet. I tillegg gir marginaltapssatsene langsiktige lokaliseringssignaler som kan redusere behovet for investeringer i nettet. På grunn av regionale ubalanser og begrensninger i over-føringskapasiteten mellom ulike nettområder er innføring av egne prisområder et mulig virkemiddel. Formålet med å defi nere et underskuddsområde som eget prisområde er å bedre krafttilgangen og forsyningssikkerheten. Det er et viktig og nødvendig virkemiddel, da det legger til rette for god ressursdisponering og økt import av kraft til området. I tillegg gir det lokaliseringssignaler for ny produksjon, og bidrar på denne måten til en bedre koor-dinering av nett, produksjon og forbruk.

Andre viktige virkemidler i samspillet mellom nett og produksjonRiktig lokalisering av ny produksjon er viktig både for samfunnsøkonomi og gjennomføringsevne. Ugunstig lokalisering av ny produksjon i forhold til nettet vil medføre unødvendig høye nettkostnader, og dermed redusere samfunnsøkonomisk lønnsomhet. I tillegg kan nødven-dig utbygging av nettet medføre at det tar lengre tid å realisere investeringer i ny produksjon.

I denne sammenhengen er NVEs konsesjonspolitikk for vindkraftproduksjon et sentralt virkemiddel for å legge

til rette for en effektiv utvikling av kraftsystemet.Viktige punkt i dagens konsesjonspolitikk er:• Nettbegrensninger hensyn tas i tildelingen av konse-

sjoner til ny vindkraftproduksjon. • Regionalt samordnet konsesjonsbehandling

Statnett er den sentrale bidragsyteren for å beskrive nettbegrensninger i sentralnettet gjennom kraftsystemu-tredningen, høringsuttalelser, meldinger av nye linjer og systemanalyser for øvrig.

Samordnet behandling av produksjonsprosjekter og nødvendig nett for å få frem produksjonen er en god tilnærming for å sikre en helhetlig planlegging av nett og produksjon. Statnett legger derfor stor vekt på å ha en tett og god dialog med NVE knyttet til problemstillingen om samspillet mellom nett og produksjon.

Ved etablering av produksjonsanlegg mindre enn 10 MW gjelder egne regler. Enkeltvis etablering av slike anlegg påvirker ikke sentralnettet, men summen av fl ere i samme region kan likevel ha betydning.

NVEs konsesjonsbehandling skal se til at man unngår ikke-optimal utbygging av ny produksjon sett i forhold til målet om effektiv utvikling av det totale kraftsystemet. Dette sikrer likevel ikke at de prosjektene som får kon-sesjon faktisk blir realisert. Statnett må dermed fortsatt forholde seg til usikkerhet knyttet til når og hvor mye ny kraftproduksjon som blir realisert i et område. For Statnett er det et viktig mål å bidra til en effektiv innfa-sing av ny produksjon samtidig som sannsynligheten for feilinvesteringer i nettet unngås.

Gunstig lokalisering av ny produksjon og nytt forbrukMidt-Norge og sentrale deler av Østlandet er områder med betydelig kraftunderskudd. Statnett ser det derfor som spesielt ønskelig å få etablert ny produksjon i disse områdene. Også Hordaland nord for Hardangerfjorden og Stavangerområdet er underskuddsområder der ny produksjon vil bidra til å bedre forsyningssikkerheten.

I Nordland har vi et økende kraftoverskudd. Etable-ring av nytt forbruk vil derfor ha en gunstig virkning på kraftsystemet i området.

3.6 Strategi for utenlandsforbindelser

Utenlandsforbindelser skaper verdier og fremmer utslippsreduksjonerUtenlandsforbindelser skaper verdier ved å overføre kraft og reguleringstjenester (reserver og kortsiktig balanse-ring) fra områder med lave priser til områder med høye priser. Produksjon med høye kostnader erstattes av pro-duksjon med lavere kostnader, slik at totale kostnader går ned. Samtidig bidrar handelen til mer stabile priser og mer effektiv konkurranse. Muligheten til å importere


FIGUR 3.3: Gjennomsnittspris per uke i perioden 2002-2008

Nederland Tyskland Danmark-Vest UK Sør-Norge

140

120

100

80

60

40

20

0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103 109 115 121 127 133 139 145 151 157 163

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Gjennomsnittlig prisstruktur over uken i Tyskland og Sør-Norge 2002-2008

FIGUR 3.2: Gjennomsnittlig prisstruktur over uken i Tyskland og Syd-Norge 2002-2008

og eksportere kraft gjør at man kan holde en høy forsy-ningssikkerhet med mindre total produksjonskapasitet.

Fossil kraftproduksjon kan tilpasses lokalt forbruk. Når fossil kraft skal erstattes med for eksempel vindkraft, blir handel med kraft viktigere enn før. Handelen bidrar til å utjevne tilfeldige svingninger i tilgangen på kraft og til-passe tilgangen til forbrukernes behov. Spesielt har regu-lerbar vannkraft stor verdi i denne sammenheng, siden produksjonen så lett kan reguleres opp og ned etter behov. Handel med vannkraftsystemet gjør det lettere å redusere CO2-utslippene hos våre handelspartnere. Man kan derfor se på utenlandsforbindelser som et klimatiltak som ikke koster noe, siden det er lønnsomt i seg selv.

Store og varierende prisforskjeller gir lønnsomhetEn vesentlig del av den økonomiske gevinsten ved handel over utenlandsforbindelser til kontinentet eller England vil fremkomme som såkalt fl askehalsinntekt. Flaskehal-sinntekt er lik overført volum ganget med prisforskjellen, fratrukket kostnadene ved overføringstap. Flaskehals-inntekten tilfaller normalt eierne av av forbindelser. Når Statnett er eier vil fl askehalsinntekten dekke kostnadene ved anlegget og bidra til lavere sentralnettstariff.

Figur 3.2 viser den gjennomsnittligere prisstrukturen over uken for perioden 2002–2008 i henholdsvis Sør-Norge (NO1) og Tyskland (EEX). Figuren viser gjennom-snittsprisen i alle time 1, alle time 2 osv for alle ukens


168 timer. Vi ser at de tyske prisene varierer svært mye gjennom uka og de er spesielt høye på virkedagene, og lave om natten og i helgen. Man fi nner tilsvarende prisstruktur i Nederland og England. De norske prisene (NO1) har derimot variert svært lite gjennom uka. Siden de norske prisene er stabile gjennom uka, vil det i en typisk uke oppstå lønnsom handel om dagen ved at Norge eksporterer og lønnsom handel om natten ved at Norge importerer.

Hvis prismønsteret hele tiden var som det i fi gur 3.2 ville i seg selv vært nok til å gjøre en forbindelse til Tysk-land lønnsom. Prisene varierer imidlertid også svært mye over tid, til dels fra uke til uke, både hos aktuelle handelspartnere og i Norge. Dette bidrar ytterligere til lønnsomheten av utenlandsforbindelser. Figur 3.3 viser prisvariasjoner i perioden 2002–2008.

Prisvariasjonene i Tyskland, Nederland og England har vært drevet av endringer i brenselspriser og CO2-pris, og dessuten har det vært store prisvariasjoner som skyldes feil i produksjonsanlegg, og kjøleproblemer i varmekraftverk på grunn av hetebølger. På norsk side har vi hatt prisvariasjoner på grunn av tilsigssvikt høsten og vinteren 2002/2003 og delvis i 2006, samt våte år og nettbegrensninger i 2007 og 2008. Også andre faktorer, bl.a. en lengre periode med vesentlig reduksjon i svensk kjernekraftproduksjon, har bidratt til prisvariasjoner.

Statnett har analysert lønnsomheten ved en forbin-delse til kontinentet eller England i perioden 2002–2008. Det viser seg at lønnsomheten ville vært svært stor. Der-som NorNed hadde vært i drift fra 1. januar 2002 ville den vært nedbetalt med renter allerede ved utgangen av 2008. Tilsvarende forbindelser til Tyskland og England ville hatt en lønnsomhet litt i underkant av dette. Ana-lyser av prisene i perioden 2002–2008 viser at høyere brenselspriser – og spesielt høyere gasspriser – øker lønnsomheten av handel. Svært mange forventer høyere brenselspriser og spesielt høyere gasspriser enn gjen-nomsnittet for perioden 2002–2008. Det tilsier økende lønnsomhet. Det samme gjør økningen i vindkraft og annen uregulerbar kraft. Sterkere nett i Europa og mer modne og effektive markeder kan på den annen side gradvis dempe lønnsomheten noe, men neppe nok til å oppveie effekten av at vi får mer uregulert kraftproduk-sjon i Nord-Europa.

Modellsimuleringer basert på Statnetts scenarier viser også god lønnsomhet i framtiden. Samtidig viser sam-menlikning av modellsimuleringer og virkelighet i perioden 2002–2008 at modellene undervurderer lønnsomheten. Det skyldes at mange av periodene med størst lønnsom-het er et resultat av spesielle begivenheter som vanligvis ikke fanges opp av modellene.

Mer handel er nødvendig for å få ned utslippene i kraftsektorenSom nevnt blir handel med kraft bli enda viktigere når

CO2-utslippene skal reduseres. De fl este former for CO2-fri kraftproduksjon har høye faste kostnader og lave varia-ble kostnader, og evnen til å regulere produksjonen er begrenset. Kjernekraft skal helst gå jevnt, kombinert kraft- og varmeproduksjon er sterkt påvirket av varme-behovet, vindkraft er styrt av vindforholdene og fossil kraft med CO2-rensing (CCS) gir best økonomi hvis den kjøres jevnt. Når reguleringsevnen på produksjonssiden svekkes og produksjonen dessuten blir mer variabel og tilfeldig (vindkraft), blir handel med kraft viktigere. Norsk regulerbar vannkraft kan spille en viktig rolle i denne sam-menheng, ved å levere mer kraft når det er knapphet, og ved å tilby rask regulering. Danmark, Tyskland, Neder-land og Storbritannia planlegger omfattende utbygging av vindkraft. I perioder med mye vind vil disse landene ofte få lave priser, mens prisene blir høyere når det ikke blåser. Krafthandel med Norge vil lette disse landenes innfasing av større mengder vindkraft, ved at de kan eksportere overskudd til Norge i perioder med mye vind og lavt forbruk, og kjøpe kraft tilbake i perioder med lite vind og stort forbruk.

Strategi for nye utenlandsforbindelserNorge er gjennom blant annet utenlandsforbindelsene, implementering av energimarkedsdirektiver og inter-euro-peisk energisamarbeid integrert i det europeiske kraft-markedet. Som en konsekvens av den felles-europeiske organiseringen av kraftmarkedet har Statnett de senere år fått et langt sterkere europeisk fokus.

Statnett skal i henhold til mandatet fra Olje- og ener-gidepartementet bidra til en samfunnsmessig rasjonell utvikling av kraftsystemet. Etter Statnetts vurdering inne-bærer det blant annet at selskapet skal bidra aktivt til at samfunnsøkonomisk lønnsomme forbindelser til utlandet blir realisert. Statnett ser på utenlandsforbindelser som en naturlig del av TSOers kjernevirksomhet.

Arbeidet med nye utenlandsforbindelser er dermed en viktig del av det internasjonale arbeidet i Statnett. Fokus i arbeidet har de siste årene vært knyttet til utredninger og mulighetsstudier for nye utenlandsforbindelser. Flere interne prosjekter viser at nye forbindelser til kontinentet er lønnsomme. Det er imidlertid svært krevende å utvikle nye utenlandsforbindelser. Statnett har på bakgrunn av dette igangsatt et strategisk prosjekt med involvering fra kundeorganisasjonene, for å utvikle en ny og mer offensiv strategi for nye utenlandsforbindelser.

Gjennom arbeidet er det noen strategiske hovedelemen-ter som har avtegnet seg:• Nye utenlandsforbindelser er lønnsomme (i alle Sce-

narier).• Det innenlandske nettet må oppgraderes – med fokus

på Sørlandet. Bygging av fl ere nye utenlandskabler krever et sterkt innenlandsk nett. For at Statnett skal kunne realisere en betydelig økning i utvekslingskapa-


FIGUR 3.5: Skisse for mulig fremtidig offshore kraftnett

siteten mot våre naboland, må det eksisterende 300 kV nettet i den sørligste delen av Norge oppgraderes (se nærmere omtale i kapittel 4.4). Tempo i arbeidet er svært viktig for raskt å kunne realisere nye, lønn-somme prosjekter.

• Statnett bør utvikle opsjoner på fl ere nye prosjekter. Alle nye kabelprosjekter er usikre, og ved å ha fl ere mulige kandidater har en større sannsynlighet for å lykkes.

• Leverandørmarkedet for sjøkabler og installasjons-tjenester kan bli en begrensende faktor for Statnetts planer for nye utenlandsforbindelser, spesielt sett i lys av mange konkurrerende kabel- og vindkraftprosjekter i Europa og verden forøvrig.

• VSC HVDC bør vurderes som teknologi for nye uten-landsforbindelser.

Statnett vil i det videre arbeidet med nye utenlandsforbin-delser konkretisere og videreutvikle strategien innenfor de ulike hovedelementene.

3.7 Offshore kraftnett

Det er stor oppmerksomhet rundt et offshore kraftnett, sterkt motivert av EUs offensive satsing på utbygging av ny fornybar energi. Det forventes derfor en massiv utbygging av offshore vindkraft i fl ere av landene som grenser til Nordsjøen. Statnett ser en rekke mulige nyt-teverdier for Norge av et offshore kraftnett. De potensielt viktigste nytteverdiene er:• Øke verdien av norsk vannkraft gjennom eksport av

reguleringsevne (spot, intraday og balansetjenester)• Posisjonere Norge som et fremtidig Europas «grønne

hjørne» med potensial for offshore vindkraft og eksport av fornybar kraft

For å unngå en utvikling mot dårlig koordinerte løsninger, er det behov for en aktør som er systemansvarlig for offshorenettet. En systemansvarlig offshore vil ivareta et helhetlig perspektiv; ved å se vindkraftutvikling, uten-landsforbindelser, grensesnittet mot fastlandsnettet og elektrifi sering av utvalgte installasjoner i sammenheng. Videre bør kraftnettet onshore og offshore opereres som en samlet enhet, av hensyn til driftssikkerheten og hvor-dan kraften faktisk fl yter i et samlet nett. Systemopera-tøren må oppfylle EUs krav til nøytralitet i forhold til like-behandling av alle aktører. Med et godt utbygd offshore kraftnett vil internasjonalt samarbeid med tilknyttede TSOer være grunnleggende for sikker og effektiv drift. Statnett har gode muligheter til å ivareta en slik rolle, bl.a. gjennom det formaliserte samarbeidet i ENTSO-E, der det er etablert et egen planområde for Nordsjøområdet.

Statnett gjennomførte i 2008 et prosjekt knyttet til offshore kraftnett hvor ulike sider ved et mulig fremtidig nett ble vurdert.

Arbeidet viser at det i fremtiden er forventet å være teknisk mulig å bygge et offshore kraftnett i sørlige del av Nordsjøen. Teknologien som må nyttes ved bygging av slikt nett må være VSC HVDC, og med et felles spen-ningsnivå hos de aktuelle TSOer. Tilknytningsplattformer offshore med disse dimensjoner er meget dyre og teknisk krevende.

Statnett vurderer at utbyggingen av et offshore kraft-nett vil skje trinnvis, over tid. Et første naturlige skritt kan for eksempel være å etablere en utenlandsforbindelse til England/kontinentet med ny HVDC-teknologi (VSC HVDC) – og legge til rette for å tilknytte offshore vindkraft og petroleumsvirksomhet på sikt.

De konkrete analysene viser at mulig kraftforsyning til olje- og gassinstallasjoner i sørlige del av Nordsjøen kan forsynes via egen radial fra land eller knyttes til en kabel mellom Norge og England. Alternativene har omtrent samme kostnad for brukerne.

Offshore vindkraft er kostbart. Basert på samfunnsø-konomiske vurderinger synes det derfor naturlig at Norge bør bygge ut de rimeligste fornybare ressursene først, det betyr vann- og vindkraft på land. Andre land har et annet ressursgrunnlag, mindre ledige arealer på land og grunne områder offshore. Offshore utbygging er derfor nødvendig for å oppfylle deres klimamål til 2020.

Statnett legger til grunn at et offshore kraftnett vil ha en egen inntektsramme slik at kunder offshore dekker kostnaden, mens kunder på land skjermes fra disse.

Olje- og energidepartementet har i løpet av våren 2009 hatt et utkast til lovverk for offshore kraftproduksjon (hav-energilov) på høring. Loven ble lagt frem for Stortinget før sommeren 2009, men stortinget rakk ikke å behandle lovforslaget. Statnett ser positivt på lovforslaget, og støt-ter at myndighetene skaffer seg sterkere styringshjemler med hensyn til offshore kabler/nett. Dedikerte områder og blokktildelinger er spesielt viktig.

Statnett vil i tiden fremover arbeide videre med pro-blemstillinger knyttet til offshore kraftnett gjennom det internasjonale samarbeidet i ENTSO-E. Vårt hovedfokus vil være utvikling av utenlandsforbindelser, som på sikt kan tenkes å inngå som en del av at offshore nett.


3.8 FoU-behov

Scenariene og analysen av framtidige nett- og markeds-messige utfordringer gir et godt grunnlag for å identifi sere FoU-behov knyttet til den videre utviklingen av sentralnet-tet. De viktigste utviklingsområdene som er identifi sert i arbeidet med årets plan er:• Utvikling og anvendelse av ny teknologi

• HVDC VSC-teknologi (kvalifi sering for høyere spen-ning/effekt, samspill med AC-nettet)

• Styring av kraftfl yten i nettet• Komponenter for bruk i offshore kraftnett• Spenningsoppgradering fra 300 til 420 kV (tekniske

løsninger for bruk i oppgraderte ledninger og sta-sjoner, effektive metoder for ombygging)

• Bedre miljøtilpassede kraftledninger• Produksjon, forbruk og marked

• Klimaendringenes innvirkning på produksjon og forbruk av kraft, særlig i ekstremsituasjoner (tørrår og ekstreme kuldeperioder)

• Handel med system- og balansetjenester med Europa (tekniske og økonomiske potensialer, han-delsmodeller, styringssystemer)

3.9 Oppsummering av nettutviklingsstrategi

Statnetts strategi for nettutviklingen fremover vil være:• Opsjonsbasert planlegging, der Statnett søker å ligge

i forkant av utviklingen • Økt utnyttelse av eksisterende system der dette er

mulig ved hjelp av: • Strømoppgradering• Kondensatorbatterier og lignende• Systemvern (basert på for eksempel produksjons-

og forbruksfrakobling)• Spenningsoppgradering fra 300 til 420 kV• Bygge nye, samfunnsøkonomisk lønnsomme over-

føringsanlegg, herunder å avveie miljøulempene mot andre samfunnshensyn, samt å gjennomføre avbø-tende tiltak for å redusere det visuelle inntrykket av anleggene

• Bruke planorienterte og markedsorienterte virkemidler for å bedre samspillet mellom investeringer i nett og produksjon/forbruk

• Tilrettelegge for nye lønnsomme utvekslingsforbindel-ser mot utlandet

• Forberede utviklingen av et mulig offshore kraftnett


4.1 Kostnader og teknologiutvikling

KostnadsutviklingenSom omtalt i fjorårets nettutviklingsplan var det i løpet av de siste årene en til dels kraftig prisstigning for de fl este segmenter innen kategorien høyspentapparater. Høyt aktivitetsnivå internasjonalt med stadig stigende råva-repriser var den viktigste årsaken til dette. Tilsvarende utvikling var det innen bygg og anlegg.

Den globale fi nanskrisen som slo til for fullt høsten 2008 har så langt ført til visse endringer i kostnadsut-viklingen, og den har ikke minst medført stor usikkerhet rundt den videre utviklingen i tiden som kommer.

De største endringene man har registrert så langt er at råvarepriser og priser innen bygg og anlegg har sunket til dels betydelig, mens prisene på høyspentmateriell så langt har holdt seg noenlunde stabile.

Statnett har nylig inngått nye 4-årige rammeavtaler med to leverandører om leveranser av datamaskinba-serte kontrollanlegg, vern og hjelpeanlegg, noe som har medført en viss nedjustering av disse kostnadene i for-hold til de priser man har hatt den siste tiden.

Usikkerheten rundt den videre kostnadsutviklingen for høyspentmateriell og for bygg- og anleggssektoren har fl ere elementer. Både råvarepriser og valutakurser har, etter at fi nanskrisen slo til, svingt voldsomt. Dette vil trolig være tilfelle også i nærmeste fremtid. I tillegg er det stor usikkerhet rundt fremtidig aktivitetsnivå innen kraftsekto-ren internasjonalt. Endringer her vil kunne påvirke konkur-ransesituasjonen og prisene i markedet. Det pågår for tiden et prosjekt som skal kartlegge investeringsomfang hos TSO’ene i Europa.

TeknologiutviklingKraftledningsnettet i Norge er i all hovedsak bygget opp som et høyspennings vekselstrømsystem (HVAC). For sjøkabeloverføringer mellom land har det vært benyttet høyspenning likestrøm (HVDC). Dette er vi kjent med fra forbindelsene til Danmark og til Nederland. Disse forbin-delsene er bygget med en omformertype som har vært på markedet i over 30 år.

Bruk av HVDC-teknologi i kraftsystemet er i første rekke styrt av behov for:• Mulighet til å styre effektfl yt• Forbinde asynkrone nett • Lange sjøkabelforbindelser

Løsninger med likestrøm krever kostbare stasjoner for omforming mellom vekselstrøm (AC) og likestrøm (DC) i hvert tilkoblingspunkt til vekselstrømsystemet.

I de senere årene er en annen omformertype utviklet for stadig høyere spenninger og ytelser. Aktører i leve-randørmarkedet mener nå å ha utviklet teknologien slik at overføringer på 1000 MW og mer kan være mulig. Tek-

nikken denne omformeren baserer seg på kalles Voltage Source Converter (VSC) teknologi. VSC-teknologien har også vært kjent i en årrekke, og løser noen av de begrensningene som ligger i tradisjonell HVDC-teknikk. Fordeler med teknikken er blant annet ingen krav til kort-slutningsytelse i nettet, mulighet for spenningsregulering i hver ende og enklere implementering av multiterminal-systemer. Den har imidlertid til nå hatt begrensninger i forhold til overføringskapasitet og spenningsnivå. I tillegg er tapene i denne omformertypen mer enn det dobbelte av tapene i den tradisjonelle teknikken. Per i dag er det ikke i drift noe anlegg i verden for effektnivå/spenning høyere enn 350 MW/150 kV (i løpet av 2009 idriftsettes anlegg på 400 MW/150 kV).

VSC-teknologien kan brukes sammen med luftledning eller kabelteknologi som vi kjenner fra de utenlandsfor-bindelsene vi har i dag. I tillegg åpner VSC-teknologien gjennom sine tekniske egenskaper for å ta i bruk plas-tisolerte kabler. Dette gir lettere og rimeligere kabler for likestrømsforbindelser med VSC-teknikk enn for tradi-sjonelle likestrømsforbindelser.

Risikoen knyttet til VSC som system og omformerkom-ponent vil være avtagende etter hvert som fl ere prosjek-ter ferdigstilles og erfaring vinnes. Allerede i dag elimine-rer VSC-teknikken en del risikoaspekter som er knyttet til konvensjonell HVDC-teknikk, og i noen sammenhenger kan dette veie opp risikoen knyttet til den mindre erfarin-gen med VSC enn med konvensjonell HVDC-teknikk. På grunn av den positive utviklingen innen VSC-teknikken, fremstår systemer basert på VSC-omformeren som et alternativ til konvensjonelle HVDC-omformere. Tempo på dette er avhengig av utviklingen i forhold til tap, ytelse og pris.

Statnett vil vurdere å ta i bruk teknologien der dette totalt sett gir den beste løsningen for kraftsystemet.

I scenariet «Eksport og utveksling» er det stort behov for overføringskapasitet mot utlandet, og fi re av i alt seks nye utenlandskabler er tenkt ilandført på Sørlandet. Mange HVDC-forbindelser innenfor et relativt avgrenset område vil by på fl ere utfordringer i driften av AC-nettet. I områder der nettsituasjonen kan være utfordrende vil VSC kunne være et alternativ til konvensjonell HVDC-teknikk. VSC-teknologien løser noen av de begrens-ningene som ligger i konvensjonell HVDC teknologi og som derved i mange tilfeller vil kunne redusere risikoen for uønsket vekselvirkning mot AC-nettet. Dette gjelder i stor grad problemer med lav kortslutningsytelse i tilkob-lingspunkt og fare for kommuteringsfeil, men også behov for hurtig reaktiv regulering ved store effektendringer.

4 Nettutvikling frem til 2025


4.2 Trinnvis plan for spenningsoppgradering

Strategi for spenningsoppgraderingStatnett vil i kommende tiårsperiode satse stort på spen-ningsoppgradering av 300 kV-ledninger til moderne 420 kV-standard. På lenger sikt vil de fl este av dagens 300 kV bli bygget om til slik standard. Ved spenningsopp-gradering av duplex-ledninger kan det billig, raskt og miljøvennlig legges til rette for kapasitetsøkning i det norske nettet.

300 kV nettet består av 3800 km med simplex-liner og 1500 km med duplex-liner. Oppgradering av simplex-ledningene krever langvarig utkopling av ledningen og vil dermed redusere overføringskapasiteten i ombyggings-fasen. En ombygging av en duplex-ledning til 420 kV kan trolig stort sett gjøres vha. AUS-arbeidsmetoder, dvs ombygging mens det er drift på ledningen. Noe utkopling vil imidlertid være nødvendig.

Gjennomføring av spenningsoppgraderingEn prosess for spenningsoppgradering vil bestå av fl ere etapper:• Forprosjekt. Avklare tekniske løsninger, kostnader og

tidsplaner for ombygging. Avklare krav med hensyn til konsesjon. (For eldre ledninger kan «ombygging» bety at ledninger først må rives og deretter bygges på nytt).

• Konsesjonsprosess• Ombygging av ledninger til 420 kV, men fortsatt 300

kV drift inntil videre • Ombygging av stasjonsanlegg til 420 kV og idriftset-

telse av ledninger med 420 kV

Det kan også være aktuelt med en kombinasjon av «spenningsoppgradering til 420 kV» og en «klargjørings-strategi». Klargjøringsstrategien innebærer at man bygger om 300 kV ledningene etappevis til 420 kV standard, for eksempel ved hjelp av AUS-metoder, men venter med selve driftsspenningshevingen til 420 kV til det tidspunk-tet dette er hensiktsmessig.

Spenningsoppgradering berører også andre 300 kV anleggseiere enn Statnett, og det er derfor viktig med god dialog slik at eldre 300 kV anlegg ved re-investering planlegges med tanke på framtidig 420 kV.

I ombyggingsfasen skal forsyningssikkerheten ivaretas og det ønskes også minst mulig fl askehalskostnader. I tillegg skal andre overføringsanlegg koples ut for planlagt vedlikehold eller akutt behov for feilretting. Statnett står derfor overfor betydelige utfordringer når et stort antall 300 kV overføringsanlegg skal bygges om til 420 kV over mange år. Følgende strategi legges til grunn for å lette gjennomføringen:• Øk kapasiteten i sentralnettet først ved å oppgradere

duplex-ledningene til 420 kV (vha AUS)• Utnytt den økte kapasiteten som oppstår i sentralnettet

ved idriftsettelse av planlagte nye ledninger (Holen-Kristiansand, Lyse-Stølaheia, Sima-Samnanger og Ørskog-Fardal) til å kunne ta ut gamle 300 kV simplex-ledninger for ombygging.

• Vent med å idriftsette nye kabelprosjekter til kontinen-tet eller ny vindkraft inntil kritiske simplex-ledninger er bygd om til 420 kV.

Spenningsoppgradering, trinn 1Statnett har utarbeidet en tre-trinns-plan for spennings-oppgradering fra 300 kV til 420 kV. Trinn 1 omfatter nettet på Sørlandet og i Midt-Norge. I 2009/10 skal følgende overføringsanlegg planlegges mhp. spenningsoppgra-dering: • Rød-Bamble/Porsgrunn-Arendal-Kristiansand-Feda-

Tonstad1&2-Solhom-Arendal

For Rød-Bamble/Porsgrunn-Arendal-Kristiansand er det besluttet at det skal sendes konsesjonssøknad på strekningen Bamble/Porsgrunn-Arendal-Kristiansand og melding for ny ledning i Grenland fra Rød med tilkopling til Porsgrunn-Arendal i Bamble-området. Søknad og melding skal sendes ved årsskiftet 2009/10.

I Midt-Norge er det igangsatt et forprosjekt for spen-ningsoppgradering på følgende strekning:• Nedre Røssåga-Trofors-Namsskogan/Kolsvik-Tunn-

sjødal-Namsos-Ogndal-Verdal-Klæbu-Orkdal-Aura/Viklandet

Trinn 1 omfatter 1000 km med ledning, derav 200 km med simplex-liner. Feda-Tonstad 1, Tonstad-Solhom og Klæbu-Orkdal-Aura er simplex-ledninger som krever omfattende masteberegninger for å kunne avklare om ledningene kan oppgraderes. Deler av Kolsvik-Nams-skogan har simplex-liner, men mastene er dimensjonert for duplex.

Spenningsoppgradering, trinn 2 og trinn 3For trinn 2 (2011/13) er følgende ledninger foreslått for-prosjektert for spenningsoppgradering:• Tonstad-Lyse-Førre-Tokke-Vinje-Songa-Vemorktop-

pen-Flesaker-Tegneby-Hasle• Rød-Tveiten-Flesaker-Sylling-Oslo, Aurland-Fardal og

Tunnsjødal-Klæbu

Trinn 2 omfatter til sammen 900 km ledning, derav 700 km med ledning med simplex-liner

For trinn 3 (2014/16) er følgende ledninger foreslått for-prosjektert for spenningsoppgradering:• Lyse-Saurdal/Sauda-Blåfalli-Mauranger-Samnanger• Sauda-Songa• Tokke-Rød/Flesaker• Usta-Oslo


• Aura/Viklandet-Vågåmo-Nedre Vinstra-Oslo og Nedre Røssåga-Tunnsjødal

Til sammen 1500 km ledning, derav 1200 km med simplex-liner.

Innholdet av ledninger i trinn 2 og trinn 3 vil bli revurdert før arbeidet i trinn 1 er ferdig. Den langsiktige målset-tingen er at all 300 kV skal oppgraderes til 420 kV.

Evt. forsterkningstiltak i trinn 3 samt ytterligere spen-ningsoppgradering må komme som følge av nytt stort overføringsbehov, men det kan bli aktuelt å klargjøre ledningene for senere 420 kV da dette må gjøres mange år i forveien før behovet melder seg. De spenningsopp-graderingene som er gjennomført de siste årene har for hvert prosjekt vært samfunnsøkonomisk lønnsomt. For å komme videre med spenningsoppgraderingen kan det være at man for noen delstrekninger blir nødt til å foreta investeringer som isolert sett ikke er lønnsomme, men som vil være nødvendige for at hele «sluttbildet» på lang sikt skal være gjennomførbart og dermed bidra til en rasjonell utvikling av sentralnettet.

Tidskritiske forhold ved spenningsoppgraderingSpenningsoppgradering av 300 kV ledninger til 420 kV medfører at ledningene må koples ut i ombyggingsfa-sen. For simplex-ledninger er det snakk om langvarig utkopling på opptil fl ere år for lange ledninger. For duplex-ledninger forventes derimot mye kortere utkoplingsbehov (fl ere uker eller mer pr. ledning) da deler av oppgrade-ringsarbeidet antakeligvis kan gjøres under spenning.

I utkoplingsperioden vil redusert overføringskapasitet påvirke forsyningssikkerheten, og det kan medføre fl as-kehalser. Dette kan gjøre det vanskelig å kople ut fl ere ledninger samtidig, og man kan bli nødt til å oppgradere ledningene i «serie» og i mindre grad i «parallell». I tillegg skal andre ledninger i sentralnettet koples ut for planlagt vedlikehold eller nødvendig feilretting. Det er derfor viktig å utnytte de mulighetene for spenningsoppgradering som oppstår ved økt overføringskapasitet etter idriftsettelse av nye 420 kV ledninger (Holen-Kristiansand, Ørskog-Fardal, Nea-Järpströmmen, Sima-Samnanger etc) før nytt forbruk, ny kraftproduksjon og kabler til kontinentet har utnyttet den ledige kapasiteten som har oppstått.

For å stå best mulig rustet til å takle overføringsfor-holdene i de langvarige ombyggingsfasene for simplex-ledningene, kan det være hensiktsmessig at man først har utnyttet den kapasitetsøkningen man kan få ved å oppgradere duplex-ledningene (som delvis kan bygges om mens de er i drift, AUS). Statnett har derfor igangsatt planprosessen med sikte på spenningsoppgradering av et større antall duplex-ledninger i Midt-Norge og på Sørlandet.

For mange stasjoner vil det i tillegg være komplisert å legge om fra 300 kV til 420 kV samtidig som forsyningen

opprettholdes. Fram mot 2020 vil omtrent 40 stk. 300 kV generatortransformatorer passere antatt teknisk levetid på 50 år. Også Statnett står foran store re-investeringer i 300 kV anlegg idriftsatt fra 1970/80 tallet i den kommen-de 10 års-perioden. Det er sterkt ønskelig å kombinere re-investeringer i 300 kV anlegg med samtidig overgang til 420 kV. Dette betyr at man i vurdering av tidspunkt for spenningsoppgradering også må ta hensyn til når 300 kV-anleggene forfaller til re-investering. Fleksible løsninger (for eksempel nye omkoplbare transformatorer som kan brukes både for 300 kV og 420 kV drift etter omkopling) er mange steder nødvendig for å få til en smidig overgang til 420 kV. Statnett vil ta kontakt med andre 300 kV anleggseiere slik at man tidlig kommer i dialog om tilretteleggelse for framtidig 420 kV.

300 kV nettet i Norge består av 3800 km med simplex-ledninger og 1500 km med duplex-ledninger. Dagens 420 kV nett, som man har brukt 30–40 år å bygge ut, har en utstrekning på 2600 km. Tallene illus-trerer grovt hvilken formidabel og tidkrevende arbeids-oppgave en spenningsoppgradering av sentralnettet er når forsyningssikkerheten samtidig skal ivaretas.

Plan-, myndighets- og ombyggingsprosessen er kom-pleks og utfordrende og «god tid» er kritisk for prosjekt-gjennomføringen. Dersom man venter for lenge med å spenningsoppgradere kan resultatet bli at alternativet faller bort pga. økende belastning i sentralnettet.

Det legges til at fra 2016 kan en forvente at spen-ningsoppgradering kan bli mer kostbar å utføre da for-skriftskravene med hensyn på bakkeavstand økes med ca 1 meter.

4.3 Nettforsterkninger i Øst-Norge

Øst-Norge består av Oslofjordområdet, defi nert som Oslo, Akershus, Vestfold og Østfold, og mesteparten av Hedmark, Oppland, Buskerud og Telemark.

Mens Oslofjordområdet er et underskuddsområde med liten regulerbar kraftproduksjon og høyt forbruk, er indre del av Telemark og Buskerud et overskudds-område. Samlet sett har regionen et kraftunderskudd på ca 8 TWh.

Kraftunderskuddet i Oslofjordområdet må dekkes med import fra Vestlandet, Sørlandet og Sverige. Området er samtidig et transittområde for kraft fra Vestlandet til Sverige i eksportsituasjoner, eventuelt også via import fra kablene på Sørlandet. Hovedutfordringene i Øst-Norge er derfor å opprettholde overføringskapasitet og spen-ningsforhold inn mot og innenfor Oslofjordområdet.

For stadium 2015 forventes et kraftunderskudd på omlag 22 TWh i Oslofjordområdet, og et kraftoverskudd på om lag 13,5 TWh i resten av regionen. For regionen under ett gir dette et kraftunderskudd på omlag 8,5 TWh, som er noe bedret balanse i forhold til 2009. Endringen


er knyttet til ny kraftproduksjon sammen med relativt beskjeden forbruksvekst, samt utfasing av deler av tre-foredlingsindustrien.

Utviklingen i Øst-Norge preges deretter av en gradvis svekkelse av energi- og effektbalansen frem mot 2025 i Scenariene «Stillstand» og «Vind og vekst», med et underskudd på 10–11 TWh. Balansen ville blitt ytterli-gere svekket, dersom man ikke tok hensyn til at klima-endringer gir redusert forbruksvekst i Oslofjordområdet og økt vannkraftproduksjon i indre deler av Telemark og Buskerud. I Scenariet «Eksport og utveksling» forventes imidlertid underskuddet å reduseres til ca 5 TWh. Her er det forutsatt større tilvekst av produksjon enn i de andre Scenariene, sammen med beskjeden forbruksvekst. Tre-foredling er imidlertid ikke redusert i dette Scenariet.

De viktigste forutsetningene som preger de fl este Sce-nariene i Øst-Norge er forbruksreduksjon innen trefor-edlingsindustrien, vekst i alminnelig forsyning, samt et varierende antall nye utenlandskabler til kontinentet. I alle Scenariene er det forutsatt økning av eksportkapasiteten fra Sør-Norge til kontinentet. Dette medfører noe redusert transittbehov gjennom Østlandet til Sverige i situasjoner med eksport fra Norge. Samlet ser vi relativt liten varia-sjon i de nettmessige utfordringene mellom Scenariene for 2025 i denne regionen.

Hovedutfordringer i Øst-NorgeHovedutfordringer for kraftsystemet i Øst-Norge på kort og lang sikt:• Forsyningssikkerhet Oslofjordområdet, herunder å

sikre overføringskapasiteten over Oslofjorden• Sikre tilstrekkelig handelskapasitet til og fra Sverige• Sikre spenningsforholdene på Østlandet, herunder å

redusere høye driftsspenninger• Reinvesteringsbehov

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

HOLEN

SYDVESTLINKEN

egnfork aring

B å: Aktuel e t ltak nærmeste 10 årSort: Aktuel e t ltak på engre sikt

Spenningsoppgradering er stip et.

RØDLYSE

ÅSEN

FOLLO

FØRRE

BÆRUMUDA

EVJE S

RJUKAN

HAMANG

DAGALI

FARDAL

TEGNEBY

SYLLING

FROGNER

TVEITEN

FLESAKER

SKÅREHEIA

PORSGRUNN

KONGSENGEN

FIGUR 4.2 Mulige nye ledninger og spenningsoppgradering i Øst-Norge

Behov for å skifte ut/oppgradere anlegg fra 50- og 60-tallet, og etter hvert 70-tallet, er en viktig drivkraft

for de nettforsterkningsbehov som er identifi sert.Alle 300 kV ledninger er i utgangspunktet kandida-

ter for oppgradering til 420 kV, og det kan bli aktuelt å klargjøre en del av disse for 420 kV i perioder der det er ledig kapasitet i nettet. Videre vil det være behov for både økt transformatorkapasitet i området samt reinves-tering/ombygging av transformatorstasjoner og andre anlegg som del av utskifting av eldre anlegg. Ved mye vindkraft i Midt-Norge vil det dessuten bli behov for å spenningsoppgradere strekningen Viklandet - Fåberg. Denne er nærmere omtalt i kapittelet om nettforsterk-ninger i Midt-Norge.

Statnett har i fl ere år samarbeidet med EB Nett, Haf-slund Nett og Skagerak Nett når det gjelder moderni-sering og oppgradering av nettet inn mot og gjennom Oslo. Dette samarbeidet er viktig for å legge til rette for oppbygging av en rasjonell, fremtidsrettet nettstruktur. Samarbeidet har blant annet resultert i etablering av Hof og Rjukan stasjon. Den største lastøkningen vil trolig komme i Oslo sør/øst, på Romerike og i Follo.

Statnett har gjennomført en forstudie for å fi nne gode nettløsninger for sentralnettet i Oslo i år 2050. Hafslund deltok i med vurdering av nettet mellom Lillestrøm og Drammen. Studien avdekket et behov for å styrke forsy-ningen inn mot Oslo by, og ulike løsninger vil bli vurdert.

Forsyning av Oslofjordområdet er blant annet avhen-gig av de tre kablene over Oslofjorden. Den senere tids feilhendelser på sjøkablene har demonstrert at nettet er sårbart for feil på disse, og har aktualisert behovet for å vurdere overføringskapasitet, reserveløsninger og reinvestering for alle tre kablene. Det arbeides for tiden med forslag til tiltak for å sikre tilstrekkelig og pålitelig overføringskapasitet på disse i fremtiden. Statnett vil foreta en prioritering av anleggene og konsesjonssøke utskifting, eventuelt nybygging av kabelanleggene. Ny kabel på 300 kV forbindelsen Flesaker – Tegneby vil også få 420 kV standard, og muligheter for spenningsoppgra-deringer av resten av forbindelsen vil samtidig bli vurdert.

Et økende forbruk i Oslofjordområdet krever videre at det gjøres forsterkinger i området for at forsyningssik-kerheten skal opprettholdes.

I denne planen er det skissert en portefølje av spen-ningsoppgraderingstiltak og stasjons oppgraderinger. Utskiftingsbehov for eldre anlegg, utviklingen i forbruks-veksten og Østlandet som transittområde vil påvirke omfang, rekkefølge og tidspunkt for enkeltinvesteringer. Rekkefølge og behov for spenningsoppgraderinger inn mot og innenfor Østlandsområdet vil bli analysert nær-mere i kommende år.

SydVest-linken er en potensiell DC-forbindelse mellom Norge og Sør-Sverige, med kapasitet opp mot 1200 MW. Mest aktuelle tilknytningspunkt på norsk side er Tveiten. Hovedalternativet er en DC-luftledning med VSC-tekno-logi. Dette forutsetter samtidig spenningsoppgradering fra 300 kV til 400 kV mellom Rød og Tveiten og mel-

FIGUR 4.1 Klimajusterte kraftbalanser for Øst-Norge per Scenarie

0

-2

-4

-6

-8

-10

-12

Øst-NorgeTWh

2025

Stillstand Vind og Vekst Eksport og utveksling

20152008


lom Tveiten, Flesaker og Sylling. Forbindelsen vil tidligst kunne være ferdig utbygd i 2015. Utbyggingen vil avhjelpe dagens kapasitetsproblemer mellom Norge og Sverige (Vestkystsnittet, Hasletrappen). Prosjektet er nærmere beskrevet i kapittel 4.8 om utenlandsforbindelser.

Utviklingsstrategi i Øst-NorgeHovedstrategi for å dekke fremtidig overføringsbehov til og innenfor området:• Installasjon av reaktiv kompensering for å sikre spen-

ningsforholdene på Østlandet

• Utskifting av en eller fl ere kabler over Oslofjorden. Det-te er delvis en reinvestering, og delvis en kapasitetsøk-ning for å sikre forsyningssikkerheten på Østlandet.

• Spenningsoppgradering av Rød – Tveiten - Flesaker og videre til Hasle samt i Osloringen. Forsyningssik-kerhet i Oslo-området samt forsterkninger i tilknytning til SydVest-linken.

• Spenningsoppgradering vest-øst. Forsyningssikkerhet Østlandet. Mindre aktuelt ved mange utenlandskabler på Sørlandet.

ProsjektMNOK

2009 kronerI drift Merknader

Ombygging Hasle transformatorstasjon 300 2011Besluttet og igangsatt. Reinvestering, kapasitets økning, spenningsoppgradering

Ombygging Flesaker transformatorstasjon 130 2009Besluttet og igangsatt. Styrke forsyningen i regionalnettet.

Reaktiv kompensering: Kondensator-batterier i Halden og Hasle. Reaktorer i Vang, Vågåmo og Usta (E-CO)

210 2010Besluttet og igangsatt. Sikre spenningsforhold.

Rehabilitering Porsgrunn 50 2010 Besluttet og igangsatt. Reinvestering

Beredskapskabel ytre Oslofjord 170 2010Besluttet. Sikre forsynings- og kapasitetsforhold i tilfelle feil

Vang transformatorstasjon 50 2011 Besluttet. Reinvestering

Reservertransformator Hamang 36 2011 Besluttet. Forsyningssikkerhet

Reaktiv kompensering: Kondensator-batterier i Sogn m.fl , reaktorer i Hasle, Frogner, Sylling, Rød, Sogn og Rendalen

475 2011–2020Sikre spenningsforhold. Redusere for høye driftsspenninger

Ny Hamang transformatorstasjon 350 2013 Reinvestering, kapasitetsøkning

Økt transformatorkapasitet Frogner, Nedre Vinstra, Fåberg, Ulven, Sogn, Smestad, Vågåmo, Lio

420 2009–2020Reinvestering, kapasitetsøkning, tilrettelegging for småkraft

Diverse stasjonsprosjekter:Hasle 132 kV, Dagali, Balbergskaret, Frogner

60 2009–2012Reinvestering, oppgradering, utvidelser, stasjonsløsning reservetrafoer

Oslofjordkablene 1 100 2011–2013Reinvestering, kapasitetsøkning, forsyningssikkerhet

Spenningsoppgradering Rød-Tveiten – Flesaker - Sylling

640 2012–2016 I tilknytning til SydVest-linken

Spenningsoppgradering Osloringen og Flesaker – Tegneby - Hasle

2 800 2016–2023 Forsyningssikkerhet Oslofjordområdet

Spenningsoppgradering Holen – Tokke - Flesaker

1 325 2018–2023Kapasitet vest-øst. Behovet reduseres ved økende antall utenlandsforbindelser på Sørlandet

TABELL 4.1: Planlagte forsterkningstiltak i Øst-Norge, inklusive igangsatte prosjekter


Samlet utgjør prosjektene investeringer på 7,8 mrd NOK de nærmeste 10 årene (2009-2019) inkludert SydVest-linken. Av dette er ca 0,3 mrd NOK investeringer som skal gjennomføres av andre aktører enn Statnett, og ca 0,9 mrd er besluttete eller pågående prosjekter. Frem til 2025, foreligger det prosjekter for i alt 10 mrd NOK, hvorav 0,3 mrd NOK er investeringer av andre enn Stat-nett, og 0,9 mrd NOK er allerede besluttete eller pågå-ende prosjekter.

Nærmere om de enkelte tiltakeneSTØRRE NETTFORSTERKNINGSTILTAK SOM

ER GJENNOMFØRT FRA 2005 TIL MEDIO 2009

Rjukan transformatorstasjon ble bygget om og ferdigstilt i 2007/2008. Det ble installert to nye transformatorer mel-lom 420 kV og 132 kV, og 420 kV Kvilldal – Sylling ble ført innom stasjonen. 300 kV Vemorktoppen - Flesaker ble samtidig lagt om og ført utenom Rjukan. Bakgrunn for tiltaket er økt kraftoverskudd på Rjukan etter nedleggelse av industri, kombinert med behov for reinvestering. Sam-tidig oppnås store tapsgevinster, spesielt i regionalnettet. Denne ombyggingen muliggjorde riving av kraftledning over Gaustatoppen. Ombyggingen er videre sentral i forbindelse med senere oppgradering mellom Vestlandet og Østlandet.

Det er installert reaktive kompenseringsanlegg i fl ere stasjoner på Østlandet. For å styrke overføringskapasi-teten mot Midt-Norge ble det i 2007 idriftsatt nye kon-densatorbatterier i Vågåmo og Øvre Vinstra, hver på 100 MVAr. I 2006 ble det installert et 300 MVAr kondensator-batteri i Tegneby for å styrke spenningsforhold og sikre et mer robust nett i Oslofjordområdet. Videre ble en større rehabilitering av TCR-anlegget (statisk kompensering vha tyristorstyrte reaktorer) i Hasle ferdigstilt i 2008, et anlegg som er av stor betydning for overføringskapasi-teten i Hasle-snittet.

Det er i perioden gjennomført en rekke rehabiliterings- og oppgraderingsprosjekter i eksisterende anlegg. I 2007 ble tre gamle transformatorer mellom 132 og 66 kV i Minne erstattet med en ny 160 MVA transformator, samt utskifting av 132 kV anlegget. Vardal transformatorstasjon ble oppgradert i 2006/2007. Hafslund Nett har i 2007 byttet ut en del komponenter i sine innføringsstasjoner, blant annet til effektbrytere med 420 kV standard. 300 kV kablene NØ1 og NØ2 gjennom Oslo ble lagt om i 2006 i forbindelse med vegvesenets Ring 3 prosjekt, og i Smestad og Ulven vil det bli idriftsatt nye transformatorer i løpet av 2009, med tilhørende økt transformatorkapa-sitet og muligheter for omkobling til 420 kV.

I 2006 ble en ny transformatorstasjon Hof idriftsatt, med transformering mellom 300 kV og 132 kV (300 MVA) og tilknytning til 300 kV Flesaker – Tveiten. Dette ga en god langsiktig løsning av forsyningssikkerheten i Nordre Vestfold, og la til rette for sanering av noe 132 kV regio-nalnett. Transformatoren er omkoblbar til 420 kV.

NETTFORSTERKNINGSTILTAK SOM

ER BESLUTTET/PÅGÅR

Ombygging av Hasle transformatorstasjon er i full gang. Hasle er en av de mest sentrale stasjonene i Østlands-området, med stor viktighet for forsyningen av Østfold og kraft utvekslingen med Sverige. Alt anlegg på 300 kV og 420 kV rives. Det bygges ny stasjon på 420 kV, og 300 kV forsvinner fra stasjonen. Ombyggingen vil være ferdig i 2011. Dette er et element i spenningsoppgradering av sentralnettet i Østlandsområdet, som vil gi økt kapasitet og lavere tap.

Flesaker transformatorstasjon er sentral i forsyningen av Buskerud og Vestfold. Med to gamle 116 MVA trans-formatorer mellom 300 og 132 kV som er i dårlig stand, installeres nå to nye 300 MVA transformatorer som er omkoblbare til 420 kV. I tillegg gjøres andre nødvendige til-pasninger i anlegget. Ombyggingen vil være ferdig i 2009.

Spenningene i sentralnettet på Østlandet er tidvis for høye og tidvis for lave, og det er besluttet å investere i en rekke nye reaktive kompenseringsanlegg. Lave spennin-ger i tunglast påvirker overføringskapasiteten til Sverige over Hasle. Dette vil bedres med nye kondensatorbat-terier i Hasle og Halden. For å begrense problemet med for høye spenninger, som typisk oppstår i lettlast, er det på Østlandet besluttet å installere reaktorer i Vang og Vågåmo. I tillegg har E-CO besluttet å installere en reaktor i Usta.

I Porsgrunn transformatorstasjon arbeides det med utskifting av alt kontrollanlegg samt alt 132 kV appara-tanlegg. Prosjektet er begrunnet i reinvesteringsbehov på grunn av teknisk levealder.

Det er besluttet å anskaffe en beredskapskabel for 420 kV forbindelsen Rød-Hasle (Ytre Oslofjord). Dette for å være mindre sårbar for feil på kabelen.

ANDRE AKTUELLE TILTAK NÆRMESTE 10 ÅR

Spenningsoppgradering av 300 kV til 420 kV er et sen-tralt element i Statnetts strategi for utvikling av sentralnet-tet. Tidspunkt for oppgradering av de enkelte forbindelser vil påvirkes av forbruksveksten på Østlandet, nye uten-landsforbindelser og behovet for reinvestering av eldre anlegg. Ved realisering av den planlagte DC-forbindelsen mellom Norge og Sverige (SydVest-linken), forutsettes det at 300 kV forbindelsen Rød - Tveiten - Flesaker - Sylling samtidig oppgraderes til 420 kV. I forbindelse med utskifting og oppgradering av Oslofjordkablene, vil en oppgradering av 300 kV nettet videre mot Hasle vurderes. Oppgradering av øvrige 300 kV forbindelser vil trolig komme noe lenger ut i tid, der Osloringen og forbindelsene mellom Vestlandet og Østlandet etter hvert vil stå for tur. For øvrig vil eventuelle investeringer i nye apparatanlegg og transformatorer så langt som mulig klargjøres for 420 kV. Det vil etableres en mer detaljert plan for spenningsoppgradering på Østlandet i kom-mende periode.


I sentralnettet er det tre kabelforbindelser som krysser Oslofjorden. Disse er viktige for forsyningen av Oslo-fjordområdet, samtidig som de er sentrale i forhold til overføringskapasiteten til og fra Sverige. Kapasiteten mot Sverige ble sterkt redusert da det i mars og april 2008 med kort mellomrom oppstod feil på to av de tre kabelforbindelsene. Den ene ble reparert og satt i drift i oktober, mens den andre fi kk halv overføringskapasitet i november, og vil drives med redusert kapasitet inntil videre. I tillegg til reparasjon av kablene er det behov for en generell vurdering av overføringskapasitet, reserve-løsninger og reinvestering for alle disse kablene. Statnett arbeider derfor med å fi nne tiltak for å sikre tilstrekkelig og pålitelig overføringskapasitet over Oslofjorden i årene fremover, og vil blant annet vurdere utskifting, eventuelt nybygging, av kabelanleggene. På forbindelse Rød-Hasle tas det sikte på å søke konsesjon for en ny kabelforbin-delse til erstatning for den eksisterende, høsten 2009.

Hamang transformatorstasjon er en viktig stasjon for å opprettholde forsyningssikkerheten i Asker og Bærum. På grunn av store reinvesteringsbehov i stasjonen samt behov før økt transformeringskapasitet mot regionalnet-tet, planlegges en ombygging av stasjonen. En ombyg-ging av sentralnettsanlegget vil også være et ledd i planene om spenningsoppgradering av 300 kV nettet. Sannsynlig løsning er nytt 420 kV og 132 kV SF6-anlegg i nytt stasjonsbygg, sammen med nytt kontroll- og hjel-peanlegg. Videre planlegges med tre nye transformatorer samt oppgradering av 47 kV anlegget.

4.4 Nettforsterkninger i Sør-Norge

Sør-Norge omfatter Sør-Rogaland og Agder, det vil si området sør for Ulla-Førre, Holen og Grenland.

Regionen har i dag et kraftoverskudd på om lag 6 TWh. Regionen har utenlandsforbindelser mot Danmark og Nederland, og er aktuell for ytterligere forbindelser mot Danmark, Tyskland og Nederland, som omtalt i kapittel 4.8. Hovedutfordring i regionen er overførings-kapasiteten på forbindelsene inn og ut av området, i det såkalte Sørlandssnittet. Statnett har i den forbindelse gjennomført omfattende studier av området de siste par årene.

For stadium 2015 forventes kraftoverskuddet i regio-nen å øke med 0,5 TWh til 6,5 TWh, som følge av ny fornybar produksjon sammen med relativt begrenset forbruksvekst. Fram mot 2025 forventes kraftoverskuddet å bli på mellom 4,8 og 7,6 TWh avhengig av Scenarie. Variasjonen skyldes i hovedsak ulike forventninger om tilgang på ny fornybar produksjon, samt den generelle forbruksveksten i området.

Overskuddet på kraftbalansene i alle Scenarier, både på Sørlandet og totalt i Norge, indikerer et stort behov for kapasitet for å frakte overskuddet ut av landet. Sce-

nariene med stort kraftoverskudd har blitt mer aktuelle i løpet av det siste året. Statnett vurderer derfor at det er svært viktig med høyt tempo i arbeidet med å forsterke nettet på Sørlandet og utvikle nye utenlandsforbindelser.

Alle Scenariene forutsetter en eller fl ere nye kabel-forbindelser til utlandet. Dette er nærmere beskrevet i kapittel 4.8 om nye utenlandsforbindelser.

Hovedutfordringer i Sør-NorgeHovedutfordringer for kraftsystemet i Sør-Norge på kort og lang sikt:• Nye kabelforbindelser til utlandet med store variasjoner

i fl ytmønsteret over døgnet • Transittering av kraft og behov for økt overføringska-

pasitet inn og ut av regionen• Ny fornybar produksjon og tilhørende økt kraftover-

skudd i regionen• Forsyningssikkerhet i Stavangerområdet• Driftsutfordringer under spenningsoppgradering

Kraftfl yten i området er preget av import og eksport via kablene til Danmark og Nederland. Et typisk fl ytmønster er eksport på dag og import på natt, og sammenfaller med lastvariasjonen over døgnet. Dette har medført økte endringer i produksjonen over døgnet, med større pro-duksjon ved eksport og lavere produksjon ved import. Dette fl ytmønsteret videreføres innover i landet, og pålas-ter nettet typisk sydover på dag og nordover på natt. Med nye kabelforbindelser til utlandet vil endringene i fl yt-mønsteret over døgnet forsterkes og derav også behovet for nettforsterkninger i retning nord-sør på Sørlandet. Ny 420 kV Skåreheia – Holen bedrer overføringsforholdene, men er ikke tilstrekkelig ved fl ere nye kabelforbindelser på Sørlandet. Ytterligere forsterkninger av nettet er en forutsetning ved fl ere kabler til utlandet. Økende antall kabler forutsetter dessuten fl ere anlegg for hurtig regu-lering av reaktiv effekt. Slike anlegg er viktig for å kunne spenningsregulere i forbindelse med import/eksport.

Ny fornybar produksjon gir økende overskudd, noe som også vil påvirke fl yten over Sørlandssnittet samt fl yten over kablene. I enkelte situasjoner vil dette kunne bidra til å avlaste nettet, mens det i andre situasjoner vil kunne gi økt belastning på nettet, med potensielle fl askehalser.

Dagens overføringskapasitet inn til Sør-Rogaland/Stavangerområdet er begrenset. Området forsynes av to svake 300 kV forbindelser, samtidig som kapasiteten begrenses av spenningsmessige forhold. Nettet drives i perioder uten momentan reserve og det er potensi-elt store avbruddskostnader ved alvorlige feil i nettet. En ny 300 (420) kV ledning Lyse – Stølaheia, som ble konsesjonssøkt av Lyse Elnett i 2001, vil bedre forsy-ningssikkerheten for Stavangerområdet. Forbindelsen vil også gi en viss kapasitetsøkning i Sørlandssnittet før og under forsterkning av vestre korridor, og vil derfor gjøre

FIGUR 4.3: Klimajusterte kraftbalanser for Sør-Norge per Scenarie

Sør-NorgeTWh

10

8

6

4

2

0

2025


20152008


det enklere å få gjennomført de nødvendige spennings-oppgraderingene ved realisering av fl ere utenlandskabler.

Med et allerede anstrengt nett inn og ut av Sørlandet, er det potensielle driftsutfordringer knyttet til perioder med revisjoner og ombygginger i nettet. En omfattende utbyg-gingsstrategi i regionen krever derfor nøye planlegging for å unngå store problemer med begrensninger i nettet i ombyggingsperioden. Store deler av nettet må bygges om før nye kabler settes i drift i Feda eller Tonstad.

!

!

!

!

!

!

!

!!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

HOLEN

S ØLAHEIA

ONS AD

egnforklaringRød: Besluttet/under byggingGrønn: Meldt/konsesjonssøktB å: Aktuelle til ak nærmeste 10 år


SKLAND

NEDERLAND

DANMARK

Ø

A

Å

TA

Ø

Æ MA A

A

V

KAAMA

T

A A

TV T

AK

KÅ A

K T A A

FIGUR 4.4 Mulige nye ledninger og spenningsoppgradering i Sør-Norge

Utviklingsstrategi i Sør-NorgeHovedstrategi for å dekke fremtidig overføringsbehov til og innenfor området:• Spenningsoppgradering av «østre korridor» (Kristian-

sand-Arendal-Bamble-Rød) for å håndtere Skager-rak 4 eller en annen kabel tilknyttet i Kristiansand, og samtidig legge til rette for ytterligere kabelforbindelser.

• Spenningsoppgradering av ledninger i «vestre korridor» (Saurdal - Førre - Lyse - Tonstad - Feda-Kristiansand) for å håndtere ytterligere utenlandskabler. Først strøm-oppgradering av eldre simplex-ledninger (ombygging/nybygging til duplex tverrsnitt) og senere spennings-oppgradering til 420 kV av opprinnelige og nybygde duplex-ledninger.

• Ny 300 (420) kV forbindelse Lyse – Stølaheia for å bedre forsyningssikkerheten i Stavangerområdet. Dette bør kombineres med nye reaktive kompenseringsan-legg for spenningsstøtte. Dette tiltaket bidrar også til økt kapasitet nord-sør mellom Lyse og Feda.

• Installasjon av anlegg for hurtig regulering av reaktiv effekt for å sikre akseptable spenningsforhold.

Samlet utgjør prosjektene investeringer på 15,9 mrd NOK de nærmeste 10 årene (2009-2019) inkludert nye uten-landsforbindelser med landfall på Sørlandet. Av dette er ca 1 mrd NOK investeringer som skal gjennomføres av andre aktører enn Statnett, og ca 1 mrd er besluttete eller pågående prosjekter.


ER GJENNOMFØRT FRA 2005 TIL MEDIO 2009

Kabelforbindelsen NorNed ble idriftsatt mai 2008. For-bindelsen har en kapasitet på 700 MW og går fra Feda i Norge til Eemshaven i Nederland.

I 2006 ble en 300/110 kV (160 MVA) transformator fl yttet fra Øie til Kristiansand.

NETTFORSTERKNINGSTILTAK

SOM ER BESLUTTET/PÅGÅR

Ny forbindelse Skåreheia – Holen er ferdig bygd og kom-pletterer 420 kV forbindelsen mellom Kristiansand og Holen. Ledningen Holen-Brokke-Kristiansand ble satt i drift med 420 kV spenningsnivå i august 2009. Dette er den første ledningen med ”moderne” spenningsnivå på Sørlandet. Formålet med ledningen er å styrke kapasi-teten i Sørlandssnittet, slik at man bedre kan nyttiggjøre overføringskapasiteten på kablene til Danmark og Ned-erland. Forbindelsen er også et viktig element i videre forsterkning av nettet for å kunne håndtere ytterligere kabelforbindelser. Med den nye ledningen økes kapasi-teten på Sørlandssnittet til 2500 MW nordover og 2700 MW sørover.

Transformatorreserve til Skagerrakforbindelsen. Stat-nett har sammen med Energinet.dk besluttet å anskaffe to reservetransformatorer til Skagerrak 3 forbindelsen. Disse vil være klare til eventuell drift høsten 2010. Kost-nadsrammen på 40 MNOK gjenspeiler Statnetts andel.

MELDTE OG KONSESJONSSØKTE NETTINVESTERINGER

300 (420) kV Lyse – StølaheiaLyse Elnett planlegger å bygge 300 (420) kV ledningen Lyse – Stølaheia, som ble konsesjonssøkt i 2001. Led-ningen vil bedre forsyningssikkerheten for Stavangerom-rådet. Forbindelsen vil også gi en viss kapasitetsøkning i Sørlandssnittet før og under forsterkning av vestre kor-ridor, og vil derfor gjøre det enklere å få gjennomført de nødvendige spennings oppgraderingene ved realisering av fl ere utenlandskabler.


Med planer om en eller fl ere kabler til kontinentet for-utsettes det at dagens 300 kV mellom Kristiansand og Rød («østre korridor») spenningsoppgraderes til 420 kV i forkant. Dersom første nye kabel har landfall i Feda, bør strekningen Feda – Kristiansand inkluderes. Oppgrade-ring av østre korridor er samtidig et ledd i å styrke forsy-ningssikkerheten på Østlandet. Omfattende planer om ny fornybar kraft vil også kreve økt kapasitet i området. På delstrekningen mellom Bamble og Rød vil det mest sannsynlig være aktuelt med en ny ledning, der det for tiden jobbes med ulike løsninger i nært samarbeid med Skagerak Nett.

Ved nye kabler til kontinentet vil det i tillegg være


nødvendig med forsterkning av «vestre korridor», dvs. spenningsoppgradering av 300 kV Saurdal - Førre - Lyse – Tonstad- Feda - Kristiansand. Store deler av denne strekningen består av gamle og svake simplex ledninger i parallell med en sterkere duplex forbindel-se. Kapasiteten begrenses i første rekke av de svake simplex ledningene, og en ombygging/nybygging av disse til duplex med 420 kV standard er første og vik-tigste steg på veien mot en gjennomgående 420 kV forbindelse i vestre korridor. Det er viktig å påbegynne arbeidet mens det fortsatt er tilstrekkelig kapasitet i nettet til å kunne håndtere langvarige utkoblinger. Selve spenningsoppgraderingen, som også omfatter ombyg-ginger/utvidelser i eksisterende stasjoner samt spen-ningsoppgradering av eksisterende duplex forbindelser, kan gjøres på et noe senere tidspunkt – blant annet avhengig av planer og utbyggingstakt for eventuelle nye kabelforbindelser.

Spenningsoppgradering av 300 kV Tonstad – Solhom – Arendal er en naturlig del av en 420 kV forsterknings-strategi i området. Forsterkning av denne forbindelsen er

ikke like sterkt knyttet til antall nye HVDC- kabler som for-bindelsene i «østre» og «vestre korridor». En forsterkning av denne i en tidlig fase vil imidlertid kunne forenkle gjen-nomføringen av ombygging i «vestre korridor», samt være gunstig av hensyn til plassforholdene i Arendal transfor-matorstasjon (sanering av 300 kV anlegget). Ytterligere analyser og mulighetsstudier, sammen med mer konkrete planer for kabelutbygging, vil kunne påvirke tidspunkt og aktualitet for dette spenningsoppgraderings prosjektet.

På grunn av problemer med både høye og lave spen-ninger i 300 kV nettet på Sørlandet, er det behov for fl ere anlegg for reaktiv kompensering i området. Spen-ningsproblemene er avhengig av effektoverføring, last og produksjon. Økt effektfl yt i nettet på Sørlandet som følge av økt overføring mot utlandet drar spenningene ned, mens høye spenninger oppstår ved import og ved ramping. I importsituasjoner oppstår også problemer med lav kortslutningsytelse på Sørlandet. Ny ledning Kristiansand-Brokke-Holen avhjelper noe på problemene med lav spenning og lav kortslutningsytelse, men ikke på problemet med høy spenning. En prosjektgruppe

ProsjektMNOK

2009 kronerI drift Merknader

420 kV Skåreheia – Holen 930 2009Satt i drift. Økt kapasitet i Sørlandssnittet.

Fasekompensator Kristiansand 20 2010Besluttet/igangsatt. Rehabilitering. Sikre fremtidig tilgjengelighet.

Reservetransformator til Skagerrakforbindelsen 40 2010Besluttet/igangsatt. Reserve for HVDC-overføringen.

Reaktiv kompensering ved NorNed og Skagerrak 4

440 2011–2014 Andel på 35 MNOK for Lyse Elnett

300 (420) kV Lyse - Stølaheia 1 100 2013–2015Lyse Elnett prosjekt. Konsesjonssøkt 2001. Forsyningssikkerhet Sør-Rogaland.

Spenningsoppgradering Kristiansand – Rød 840 2014Før nye HVDC-forbindelser. Inkluderer ny ledning Rød – Bamble.

Spenningsoppgradering Tonstad – Feda - Kristiansand

740 2013–2016For å tilrettelegge for fl ere uten-landskabler.

Spenningsoppgradering Tonstad – Solhom - Arendal

350 2016–2018 420 kV forsterkningsstrategi

Spenningsoppgradering Tonstad – Lyse – Saurdal

780 2012–2018Ombygging av simplex-ledninger bør foretas tidligst mulig pga begrensnin-ger i ombyggingsperioden.

Reaktiv kompensering ved to eller fl ere kabler 560 2017–2018Omfang og kostnad avhenger av antall utenlandsforbindelser

Økt transformatorkapasitet 140 2012–2016Forsyningssikkerhet og tilrettelegging for ny fornybar kraft

TABELL 4.2: Planlagt investeringsaktivitet i Sør-Norge


ble før sommeren 2009 ferdig med sitt analysearbeid omkring spenningsforhold på Sørlandet, og kom med en anbefaling om installering av 200 MVAr fasekompensator i Feda, et 150 MVAr kondensatorbatteri i Kristiansand og en regulerbar reaktor på 80–150 MVAr i Flesaker. Med spenningsoppgradering av Kristiansand-Rød og ny ledning Lyse-Støleheia anbefales det i tillegg å installere regulerbare reaktorer på 120–200 MVAr, en i Arendal og i Lyse. Analyser og tiltak fokuserer på dagens situasjon samt med SK4 i drift. Ved realisering av fl ere kabler, vil det være behov for ytterligere investeringer i reaktive kompenseringsanlegg.

Som følge av omfattende planer om ny produksjon – i første rekke ny vindkraft og småkraft - i Agder og Roga-land, vurderes behovet for økt transformatorkapasitet i området. I samarbeid med Agder Energi Nett vurderes blant annet kapasiteten mellom sentral- og regionalnett i stasjonene Øie, Tonstad, Kristiansand og eventuelt Smeland (ny stasjon). I Kristiansand transformatorsta-sjon vurderes en ny 300/132 kV transformator for å sikre forsyningssikkerheten i Kristiansand-området.

4.5 Nettforsterkninger i Vest-Norge

Vest-Norge består av Rogaland nord for Boknafjorden, Hordaland og Sogn og Fjordane. Beskrivelse av nett-utviklingen nord for Fardal inngår imidlertid i område Midt-Norge.

I et normalår har området et kraftoverskudd på i under-kant av 5 TWh. Regionen har stort forbruk i Bergensom-rådet, fl ere aluminiumsverk (Karmøy, Husnes, Høyanger og Årdal) og petroleumsvirksomhet på Kårstø, Kollsnes og Mongstad.

For stadium 2015 forventes en styrking av kraftba-lansen i området, med et kraftoverskudd på om lag 7 TWh. Dette skyldes i all hovedsak økt tilgang på ny for-nybar produksjon samt kraftvarmeverk på Mongstad. Det forventes at gasskraftverket på Kårstø vil produsere lite i normale år. Det er forutsatt noe økning i kraftkre-vende industri, tross nedgangen som observeres under fi nanskrisen, men forbruksveksten for øvrig er beskjeden. Innenfor området er det imidlertid et voksende energiun-derskudd i Hordaland nord for Hardangerfjorden.

Frem mot 2025 forventes et kraftoverskudd på mellom 6 og 7 TWh, avhengig av Scenarie. Variasjonen er knyt-tet til ulike forutsetninger om tilgangen på ny småkraft og vindkraft, utvikling innen kraftkrevende industri og petroleumsindustrien, inklusive elektrifi sering offshore. I Scenariene ligger videre forutsetninger om et varierende antall nye utenlandskabler, hvorav en mulig Englandska-bel er tenkt tilknyttet i Vest-Norge (Kvilldal). Kraftbalansen i Vest-Norge for de ulike Scenariene er vist i fi gur 4.5.

Vest-Norge er den regionen som har størst potensial for ny vannkraft. I alle Scenariene, bortsett fra Stillstand,

er det forutsatt relativt stor tilvekst av ny vannkraft (nye småkraftprosjekter og utvidelsesprosjekter) og noe vind-kraft. I Vindkraft og forbruksvekst etableres betydelig ny vindkraft, herunder offshore vindkraft utenfor Boknafjor-den, innen stadium 2025.

I alle Scenariene er det forutsatt en viss økning i forbru-ket innen KII, dog relativt lite i Stillstand. Statnett vurderer at industrien, i en framtid med kraftoverskudd, vil ha gode betingelser for å investere i Norge, eksempelvis på Karmøy. Økningen i alminnelig forsyning er relativt svak, men størst i Vindkraft og forbruksvekst.

Hovedutfordringer i Vest-NorgeHovedutfordringer for kraftsystemet i Vest-Norge på kort og lang sikt:• Forsyningssikkerhet Hordaland• Utvikling innen aluminiumsindustrien, som er en driver

for ny kapasitet• Tilgang på ny fornybar kraft, og tilrettelegging av nett/

overføringskapasitet for denne• Kabler til kontinentet og tilhørende behov for forster-

kningstiltak

Bergen og resten av Hordaland nord for Hardanger-fjorden har et økende kraftunderskudd. Utfall av en av de to ledningene inn til det såkalte BKK-området kan medføre forbruksutkoblinger og mørklegging. For å sikre en akseptabel forsyningssikkerhet, planlegger Statnett å bygge en ny ledningsforbindelse inn til området (Sima-Samnanger).

Internt i området er det planer for nye ledninger Kolls-nes - Mongstad og Mongstad – Modalen, som er hen-holdsvis konsesjonssøkt og meldt. I tillegg er det planer om spenningsoppgradering av 300 kV forbindelser i området. For å bedre spenningsforholdene i overførings-nettet mellom Vestlandet og Østlandet, er det planlagt installasjon av reaktorer i Saurdal og i Sima.

I forbindelse med utfasing av gamle Søderbergovner har Hydro tidligere varslet en mulig utvidelse av alumini-umsverket på Karmøy. Dette er foreløpig lagt på is, men kan bli aktuelt igjen på lengre sikt. Uten utvidelser, dvs. en forbruksreduksjon ved nedleggelse av Søderbergov-nene, har det eksisterende nettet ut mot Karmøyområdet tilstrekkelig kapasitet. I tilfelle planene om en forbruksøk-ning gjenopptas, er det imidlertid behov for forsterknin-ger. Statnett har i 2009 foretatt analyser av nødvendige forsterkninger i lys av dette, i sammenheng med forsynin-gen av Stavangerområdet og nye utenlandsforbindelser på Sørlandet. Analysene viser behov for ny forbindelse fra vannkraftområdet Sauda/Saurdal til Karmøy.

Vestlandet har store potensialer for ny fornybar produk-sjon. Avhengig av volum på og geografi sk plassering av ny kraft, er det behov for økt transformerings kapasitet og andre tiltak for å styrke lokale overføringssnitt. En utvik-ling med innfasing av mange mindre produksjonsenheter

2025

12.0

10.0

8.0

6.0

4.0

2.0

0

Vest-Norge


20152008

FIGUR 4.5: Klimajusterte kraftbalanser

for Vest-Norge per Scenarie


vil imidlertid i første omgang møte nettbegrensninger i distribusjons- og regionalnettet.

Den planlagte nettforsterkningen mellom Sunnmøre og Sogn (ny 420 kV forbindelse Ørskog-Fardal) med forlengelse av 420 kV til Aurland, kombinert med Sima - Samnanger og strøm/spennings oppgradering av strek-ningen Samnanger - Mauranger - Blåfalli - Sauda, gir en tilstrekkelig styrking av det overordnede nettet til å håndtere store volumer ny kraftproduksjon.

!

!

!

!

!

!

!

!

!!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

LIAS ØLEN

SIMA

SAMNANG R

SAURDAL

ONS AD

HÅV K

EVANGER

ARNA

AURLAND

BORGUND

ÅRDAL

egnforklaringRød: Beslu tet/under byggingGrønn: Meldt/konsesjonssøktB å: Aktuelle tiltak nærmeste 10 årSort: Aktuelle iltak på engre sikt

Spenningsoppgradering er stip et

MODALENMONGS AD

KOLLSNES

S ORBRI ANNIARØD

FEDA

LYSE

ÅSEN

FOLLO

FØRRE

BÆRUMSAUDA

HASLE

EV E S

R UKANHAMANG

DAGALI

FARDAL

EGNEBY

SYLLING

FROGNER

ARENDAL

VEI EN

FLESAKER

SKÅREHEIA

PORSGRUNN

KONGSENGEN

KRIS IANSAND

FIGUR 4.6 Mulige nye ledninger og spenningsoppgradering i Vest-Norge

For å legge til rette for nye kabler mellom Sørlandet og kontinentet er det aktuelt å spenningsoppgradere net-tet sør for Sauda. En nærmere omtale av dette er gitt i kapittel 4.4.

En kabelforbindelse med tilknytning i Kvilldal utløser mindre nettforsterkninger enn kabler lenger sør på Sør-landet.

Utviklingsstrategi i Vest-NorgeHovedstrategi for å dekke fremtidig overføringsbehov til og innenfor området:• Ny ledning Sima-Samnanger for å sikre forsyningen i

Hordaland nord for Hardangerfjorden• Ny ledning Ørskog-Fardal for å sikre forsyningen i

Midt-Norge og kunne ta i mot ny fornybar produksjon i Sogn og Fjordane

• Ny ledning fra Saurdal/Sauda til Håvik for å forsyne en eventuell utvidelse av aluminiumsverket på Karmøy

• Spenningsoppgradering fra 300 til 420 kV

Samlet utgjør prosjektene investeringer på 8,1 mrd NOK de nærmeste 10 årene (2009–2019) inkludert en ny uten-landsforbindelse til England. Av dette er ca 1,1 mrd NOK investeringer som skal gjennomføres av andre aktører enn Statnett, og ca 0,1 mrd er besluttete eller pågående prosjekter. Frem til 2025, foreligger det prosjekter for i alt 10,3 mrd NOK (inkludert ny utenlandsforbindelse til

England), hvorav 1,5 mrd NOK er investeringer av andre enn Statnett, og 0,1 mrd NOK er allerede besluttete eller pågående prosjekter.

Nærmere om de enkelte tiltakeneSTØRRE NETTFORSTERKNINGSTILTAK SOM ER GJEN-

NOMFØRT FRA 2005 TIL MEDIO 2009

Som et ledd i å styrke kapasiteten inn og ut fra Indre Sogn ble i 2007 en gammel 200 MVA 300/132 kV trans-formator i Fortun satt i parallell med den nye 300 MVA transformatoren fra 2004.

Nytt kondensatorbatteri til SKL-ringen ble satt i drift i februar 2009.

NETTFORSTERKNINGSTILTAK SOM ER BESLUTTET/

PÅGÅR

300 (420) kV Sauda – Liastølen inngår som en del av en langsiktig strategi for utvikling av kraftsystemet i området i forbindelse med spenningsoppgradering av eksiste-rende 300 kV ledning på samme strekning. Dette vil både tilrettelegge for økt utvekslingskapasitet mot utlandet, og for økt forbruk i Sunhordland. Rettskraftig konsesjon foreligger, og forutsetter idriftsettelse innen april 2013.


Ny 420 kV Sima – Samnanger ble konsesjonssøkt i mai 2006 og konsesjon ble innvilget fra NVE mai 2008. Vedta-ket er imidlertid påklaget. Rettskraftig konsesjon fra OED og investeringsbeslutning forventes i løpet av 2009. For-målet med den nye forbindelsen er å bedre overføringska-pasiteten og forsyningssikkerheten inn mot BKK-området. Dette i lys av et økende kraftunderskudd i Hordaland nord for Hardangerfjorden. Utfall av enkeltledninger inn mot området vil kunne medføre mørklegging eller forbruksut-koblinger i BKK-området. Ny Sima – Samnanger vil gi høy overføringskapasitet og sikrer forsyningen inn mot områ-det, samtidig som den vil legge til rette for videre utvikling og ombygging av eksisterende ledninger i området.

BKK Nett planlegger nye 300 (420) kV kraftledninger Kollsnes - Mongstad og Mongstad - Modalen. Kolls-nes - Mongstad ble konsesjonssøkt høsten 2007 og er fortsatt under behandling, mens Mongstad - Modalen ble meldt primo 2009. Det er forventet økning i lastut-taket på Kollsnes, samtidig med et stort kraftoverskudd i Mongstad/Matre-området, blant annet som følge av Statoils nye kraftvarmeverk på Mongstad. Belastningen på det eksisterende kraftsystemet øker betydelig som følge av dette, og ny ledning Mongstad - Kollsnes vil redusere energitapet i nettet, øke leveringssikkerheten i området samt redusere avbrudds- og fl askehalskostna-der i området. Videreføring av forbindelsen fra Mongstad til Modalen vil ytterligere styrke forsyningssikkerheten og bedre nettkapasiteten i Bergensområdet. Statnett mener at de to ledningene bør dimensjoneres for 420 kV.



Spenningsoppgradering av eksisterende 300 kV forbin-delse Fardal – Aurland til 420 kV er en naturlig forlengelse av den planlagte 420 kV ledningen Fardal – Ørskog. Dette for å løse overføringsbegrensninger i eksisterende nett og legge til rette for ny fornybar produksjon i området. Aktuelle løsninger vil være ombygging/ spenningsopp-gradering av eksisterende ledning eller riving og nybyg-ging. 420 kV Sima – Samnanger forutsettes bygget før ombygging/nybygging av Fardal – Aurland kan utføres.

Etter modernisering av Tyin kraftverk, samt reduksjoner ved aluminiumsverket i Årdal, har det vært kapasitets-problemer ut av Indre Sogn. Med omfattende planer om

utbygging av småkraft i Indre Sogn og på Nordvestlandet generelt, kan det bli aktuelt å bygge en ny 300 (420) kV ledning Borgund – Årdal for å kunne frakte det økende overskuddet ut av området. Tiltaket må sees i sammen-heng med andre forsterkningstiltak i Sognefjordområdet, så som 420 kV Fardal – Aurland. Dersom Borgund – Årdal ikke bygges må en permanent transformatorløsning i Fortun vurderes.

Ny 300 (420) kV Saurdal/Sauda – Håvik er nødvendig ved eventuell forbruksøkning ved aluminiumsverket på Karmøy. Hydros tidligere varslede planer om utvidelser er foreløpig lagt på is, men kan bli aktuelt igjen på sikt. Uten slik forbruksøkning, dvs. en forbruksreduksjon ved

TABELL 4.3: Planlagte forsterkningstiltak Vest-Norge

ProsjektMNOK2009 kroner

I drift Merknader

Rehabilitering/ombygging Fardal, Sima, Mauranger

70 2009–2010 Besluttet/igangsatt.

Reaktiv kompensering. Reaktorer i Sima og Saurdal.

110 2010 Besluttet/igangsatt. Sikre spenningsforhold.

300 (420) kV Sauda - Liastølen 170 2011-2013 Besluttet. Forsterkning av Sauda-snittet.

420 kV Sima - Samnanger 625 2012Forsyningssikkerhet i Hordaland. Avventer rettskraftig konsesjon fra OED.

300 (420) kV Kollsnes – Mongstad 550 2012-2014 BKK-prosjekt. Konsesjonssøkt

300 (420) kV Mongstad – Modalen 600 2016 BKK-prosjekt. Meldt

420 kV Fardal - Aurland 300 2015–2017Oppgradering til 420 kV. Forlengelse av Ørskog – Fardal

Borgund – Årdal 230 2015–2020 Kraft ut fra Indre Sogn. Meldt.

Permanent transformator løsning i Fortun

50 2015 Alternativ til Borgund – Årdal

300 (420) kV Saurdal/Sauda - Håvik 600 2015–2020Ved eventuell forbruksøkning ved Hydro Karmøy

Spenningsoppgradering Samnanger - Evanger – Dale – Arna

350 2020–2025 BKK-prosjekt

Spenningsoppgradering Sauda-Samnanger

670 2020–2030Ombygging av simplex-ledninger og sta-sjoner. Langsiktig strategi for økt kapasitet gjennom spenningsoppgradering

Reaktiv kompensering 2015–2020Vurderes i forbindelse med nye kabelforbin-delser

Økt transformeringskapasitet 300 2010–2018 Tilrettelegging for ny fornybar kraft med mer.


nedleggelse av Søderberg-ovnene, har det eksisterende nettet tilstrekkelig kapasitet i overskuelig fremtid. Det antas imidlertid at eldre ledninger må rehabiliteres på sikt.

Flere steder i regionen vil det være aktuelt med nettfor-sterkninger, i første rekke økt/ny transformatorkapasitet mellom sentralnett og regionalnett (og eventuelt distri-busjonsnett) for å kunne tilkoble nye småkraftanlegg til nettet. Aktuelle området er Sunnhordland, BKK-området/ Indre Hardanger og Sogn og Fjordane. I tillegg planleg-ges et nytt «T-avgreningspunkt» på 300 kV forbindelsen Husnes – Stord for tilkobling av Midtfjellet vindkraftpark. Dersom ny kabel til England realiseres, vil det videre bli nødvendig med ny transformator i Saurdal.

ANDRE AKTUELLE TILTAK PÅ LENGRE SIKT

Spenningsoppgradering av 300 kV Sauda – Samnan-ger er aktuelt som et ledd i en langsiktig strategi for ombygging og oppgradering av gamle ledninger. Deler av strekningen er simplex ledninger, der riving og nybyg-ging må vurderes.

BKK vurderer dessuten spenningsoppgradering av 300 kV Samnanger – Evanger – Dale - Arna.

4.6 Nettforsterkninger i Midt-Norge

Midt-Norge omfatter Møre og Romsdal, Sør-Trøndelag samt mesteparten av Nord-Trøndelag. Regionen har et kraftunderskudd på nærmere 9 TWh. Underskuddet har økt betydelig de senere årene som følge av stor vekst innenfor industri og petroleumsvirksomhet, uten sær-lig økning i kraftproduksjonen. Det økte underskuddet kombinert med begrenset overføringskapasitet inn til området har ført til stor bekymring omkring forsynings-sikkerheten i regionen.

For stadium 2015 forventes en bedring av kraftba-lansen i området med 4 TWh, til et underskudd på ca 5 TWh. Dette som følge av forventninger om ny vind-kraftproduksjon samt redusert forbruk innen trefored-lingsindustrien.

Frem mot 2025 forventes det i Scenariene ytterligere bedring i kraftbalansen i Midt-Norge. Dette som følge av en forventning om tilgang på mer ny fornybar kraftpro-duksjon, spesielt vindkraft, samt kun en svak økning av det samlede forbruket i området. I Scenariet Eksport og utveksling er ny vindkraftproduksjon en del lavere og del-vis erstattet med vann-/småkraftproduksjon. I Scenariet Stillstand forventes mindre ny fornybar kraftproduksjon, og derav en svakere kraftbalanse. Kraftbalansen i de tre Scenariene for 2025 er vist i fi gur 4.7

Alle Scenariene viser frem mot 2025 en bedret kraft-balanse i forhold til i dag, med kraftunderskudd mel-lom 1,3 og 4,9 TWh. Dette som følge av stor tro på ny vindkraftproduksjon i Midt-Norge, kombinert med

en svært beskjeden endring i forbruket. Sum forbruk i regionen forventes å forandre seg lite på langt sikt som følge av at treforedling kompenserer for en svak økning i annet forbruk. Det påpekes at det fortsatt er stor usik-kerhet knyttet til om og når ny vindkraftproduksjon blir realisert, og omfanget av dette. Blant annet er økono-miske rammebetingelser en utfordring i så måte. Det er videre muligheter for en større forbruksvekst knyttet til petroleumsvirksomheten, noe som i mindre grad er lagt inn i Scenariene. Blant annet vurderes det en økning av aktiviteten på Nyhamna/Aukra.

Midt-Norge som transittområde ved eventuelt økt vind- og vannkraftkapasitet i Nordland, vil også kunne få betydning for nettutviklingen i regionen på langt sikt.

Hovedutfordringer i Midt-NorgeHovedutfordringer for kraftsystemet i Midt-Norge på kort og lang sikt:• Forsyningssikkerhet – kort sikt• Ny vindkraftproduksjon – mellomlang og lang sikt• Økt kraftfl yt fra nord – lang sikt• Økt kraftforbruk offshore. Elektrifi sering / prosessan-

legg på land – mellomlang og lang sikt

Midt-Norge har vært et fokusområde for Statnett i fl ere år på grunn av en bekymringsfull forsyningssituasjon. Statnett har de senere år gjennomført og planlagt fl ere tiltak for sikre kraftforsyningen til Midt-Norge. I 2007 og 2008 ble det installert spenningsregulerende anlegg for å bedre spenningsforholdene og dermed kunne øke overføringskapasiteten inn til området. Forbindelsen mot Sverige over Nea forsterkes nå i samarbeid med Svenska Kraftnät, og det er søkt konsesjon for å bygge en ny 420 kV forbindelse mellom Ørskog på Sunnmøre og Fardal (Sogndal) i Sogn og Fjordane. Til sammen vil dette sikre kraftforsyningen til regionen. Statnett har videre anskaffet reservekraftverk med til sammen 300 MW kapasitet, lokalisert på Tjeldbergodden og på Nyhamna (Aukra), som kan tas i bruk i svært anstrengte kraftsituasjoner.

De nevnte pågående og planlagte nettforsterknin-gene vil også være robuste i forhold til overføring av et mulig økt kraftoverskudd fra nord, som følge av at det bygges ut ny kraftproduksjon i Midt-Norge og videre nordover. Nettforsterkningen mellom Ørskog og Fardal er også avgjørende for å kunne ta imot planlagt ny små-/vannkraftproduksjon og vindkraftproduksjon på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane, da kapasiteten i det eksisterende 132 kV nettet i dette området allerede er fullt utnyttet.

Det er meldt og konsesjonssøkt et stort omfang vind-kraftproduksjon i Midt-Norge. Mye av dette er lokalisert på Fosen, men det er også planer sør for Trondheimsfjor-den spesielt i Snillfjord-området. Utbygging av vindkraft i disse områdene vil kreve investeringer i ny overføringska-

FIGUR 4.7: Klimajusterte kraftbalanser

for Midt-Norge per Scenarie 2025


0

-2

-4

-6

-8

-10

Midt-NorgeTWh

20152008


pasitet. Gitt at det er aktuelt å realisere et større omfang vindkraft, vurderes det som hensiktsmessig å bygge nye 420 kV ledninger. For å legge til rette for vindkraftproduk-sjon på Fosen planlegger Statnett å bygge en ny 420 kV ledning fra Namsos via Roan til Storheia. Med dette tiltaket kan det tas inn anslagsvis 800 MW vindkraft fra Fosen til Namsos. Omfanget begrenses da av kapasi-teten i sentralnettet sørover fra Namsos.

Det vil være aktuelt å bygge en 420 kV ledning fra Snillfjord til Trollheim/Orkdal, for å legge til rette for vind-kraftproduksjon i Snillfjord-området. I sammenheng med sistnevnte vil det også være nødvendig å oppgradere 300 kV ledningen mellom Klæbu og Aura til 420 kV. Med disse nettforsterkningene og forutsatt produksjonsfra-kobling ved feil i nettet vil det være mulig å ta inn inntil 1200 MW vindkraft fra Snilljord-området til Trollheim/Orkdal. For å kunne ta imot et større omfang vindkraft på Fosen er det aktuelt å bygge en gjennomgående forbindelse over Trondheimsfjorden, mellom Storheia og Snillfjord. En slik ytre gjennomgående løsning vil sammen med planlagt spenningsoppgradering mellom Namsos og Klæbu og videre til Aura/Viklandet, gi to parallelle 420 kV ledninger gjennom Midt-Norge.

Investeringene i nytt nett fra Namsos over Fosen til Trollheim/Orkdal er avhengig av at det blir utbygd tilstrek-kelige mengder vindkraft i området. For å sikre en god koordinering mellom nett og vindkraft, ser Statnett det som nødvendig å inngå utbyggingsavtaler med aktuelle vindkraftutbyggere.

Kombinert med den pågående økningen av kapasi-teten fra Nea til Sverige, vil dette bli en god og robust løsning både for ny fornybar kraftproduksjon i Midt-Norge og et mulig økt kraftoverskudd fra nord. Ved en større økning av kraftoverskuddet nord for Midt-Norge og/eller mye ny fornybar kraftproduksjon i Midt-Norge, vil det i tillegg være behov for økt overføringskapasitet sørover fra Midt-Norge. Det vurderes da som aktuelt å oppgradere eksisterende forbindelse fra Aura/Viklandet mot Østlandet, i første omgang til Fåberg. De nevnte nettforsterkningene anslås å gi rom for ca 2000 MW til 3000 MW vindkraft på Fosen og i Snillfjord-området, avhengig av nettløsning fra Snillfjord og blant annet kraft-situasjonen nord for Midt-Norge. Begrensningen på 3000 MW vil være knyttet til kapasiteten videre sørover ut av Midt-Norge.

Med en ytterligere større satsing og utbygging av for-nybar produksjon i Nord- og Midt-Norge, vurderes det som aktuelt å vurdere likestrømsløsninger (VSC HVDC) i tillegg.

Et mulig økt kraftoverskudd i Nord-Norge medfører behov for å øke overføringskapasiteten nordfra og inn mot Midt-Norge. Et første tiltak vil være å oppgradere den ene 300 kV ledningen mellom Namsos og Nedre Røssåga, men særlig kapasitetsøkning vil først oppnås når dette kombineres med andre nettforsterkninger i

området. I tillegg til planer om mye ny fornybar produk-sjon nordover i Norge, er det også planer om et betydelig omfang vindkraftproduksjon i nordlige og midtre deler av Sverige. Statnett og Svenska Kraftnät studerer nå i samarbeid nettløsninger for overføring av ny fornybar kraftproduksjon nord-sør. En mulig løsning på norsk side vil kunne være ny 420 kV ledning fra Ofoten og sørover i Norge kombinert med økt kapasitet mot Sverige.

!

!

!

Rød: Beslu tet/under byggingGrønn: Meldt/konsesjonssøktBlå: Aktuelle t ltak innen 2019Sort: Aktuelle t ltak etter 2019

Spenningsoppgradering er sti

egnforklaring

Æ A

K Æ

AM

K A

VÅ ÅM

A A

Ø K

AM A

T A

A

V A

A

V K A T

TA

FIGUR4.8: Mulige nye linjer og spenningsoppgraderinger i Midt-Norge

Elektrifi sering av olje-/gassinstallasjoner i Norskehavet kan være aktuelt på sikt. Det kan også bli aktuelt med økt forbruk ved eksisterende eller nye prosessanlegg i Midt-Norge. Aukra/Nyhamna eller Tjeldbergodden vur-deres som mest aktuelt i så måte. Det er i dag en 420 kV ledning ut til Nyhamna, mens det til Tjeldbergodden er en 132 kV ledning. Statnett har konsesjon fra NVE på en ny 420 kV ledning mellom Trollheim og Tjeldbergod-den, knyttet til tidligere planer om et gasskraftverk på Tjeldbergodden.

Et mulig økt kraftbehov til olje-/gassinstallasjoner på kysten av Midt-Norge samt planer om vindkraft på Møre-kysten, gjør at det på sikt kan være aktuelt å videreføre den planlagte kraftledningen fra Fosen over Trondheims-fjorden, videre mot Romsdalshalvøya. Trasé eller ende-punkter er ikke tatt stilling til, men Snillfjord-Fræna kan være et aktuelt alternativ.

Det har vært planer om fl ere gasskraftverk i Midt-Nor-ge, uten at noen av disse er blitt realisert. Statnett har arbeidet med å legge til rette med nødvendige nettilknyt-ninger både for gasskraftverk på Skogn og Tjeldbergod-den. Industrikraft Møre ønsker å realisere et gasskraft-verk på Fræna. Ut fra kraftsituasjonen i Midt-Norge, og spesielt da på Møre, vil et gasskraftverk lokalisert i dette området være gunstig. Statnett vurderer det som svært usikkert om gasskraftverk i Midt-Norge vil bli realisert, og har ikke lagt dette til grunn i våre Scenarier.


Utviklingsstrategi i Midt-NorgeHovedstrategi for å dekke fremtidig overføringsbehov til og innenfor området:• Bygge ny ledning Ørskog-Fardal (Sunnmøre – Indre

Sogn) for å styrke forsyningssikkerheten i Midt-Norge og legge til rette for vind- og vannkraft

• Spenningsoppgradere 300 kV ledningen Klæbu-Nam-sos, og videre nordover til Nedre Røssåga. Effektivt tiltak som gir økt kapasitet sammen med andre aktu-elle nye nettforsterkninger nord-sør.

• Oppgradere 300 kV forbindelsen mellom Klæbu og Aura/Viklandet til 420 kV, for økt overføringskapasitet til Møre og videre sørover. Nødvendig ved ny kraft-produksjon inn til Trollheim/Orkdal, men ikke knyttet kun til dette.

• Bygge nye kraftledninger for å ta inn vindkraft. Først

en ny ledning fra Namsos til Roan og Storheia for å mate inn vindkraft på Fosen. Videre ny ledning fra Snill-fjord til Trollheim eller Orkdal for å mate inn vindkraft fra Snillfjord-området, og en gjennomgående forbindelse over Trondheimsfjorden fra Storheia til Snillfjord ved økt vindkraftproduksjon på Fosen og økt kraftoverskudd lengre nord.

• Oppgradere 300 kV forbindelsen fra Aura/Viklandet mot Østlandet (Fåberg), for å overføre kraftoverskudd som følge av ny fornybar kraftproduksjon sørover.

Samlet utgjør prosjektene investeringer på 9,4 mrd NOK de nærmeste 10 årene (2009-2019). Av dette er ca 0,4 mrd besluttete eller pågående prosjekter. Frem til 2025, foreligger det prosjekter for i alt 9,7 mrd NOK, hvorav 0,4 mrd NOK er allerede besluttete eller pågående prosjekter.

ProsjektMNOK2009 kroner

I drift Merknader

Nea-Järpströmmen: Oppgradering fra 300 kV til 420 kV

340 2009Under bygging. Økt kapasitet inn til Midt-Norge.

Reservetransformator Verdal 55 2011Besluttet. Stasjonsløsning er under vurdering.

Ørskog – Fardal: 420 kV inkl. stasjoner 2 600 2013Forsyningssikkerhet i Midt-Norge. Fornybar produksjon på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane.

Spenningsoppgradering 300 kV duplex Namsos-Klæbu til 420 kV

450 2013Økt kapasitet nord-sør, blant annet med tanke på ny fornybar produksjon.

Oppgradering 300 kV Klæbu-Aura til 420 kV. Med økt nedtransformerings-kapasitet i Klæbu

1 090 2016Økt kapasitet nord-sør, blant annet med tanke på ny fornybar produksjon.

Namsos-Roan-Storheia: 420 kV inkl stasjoner

820 2013 Innmatning av vindkraft på Fosen

Snillfjord-Orkdal/Trollheim 1 500 2015 Innmatning av vindkraft i Snillfjord-området

Storheia-Snillfjord: 420 kV inkl stasjoner

2017Ved mye ny vindkraft i Sør-Trøndelag og på Fosen.

Oppgradering 300 kV Aura/Viklandet-Fåberg til 420 kV

1 160 2016–20Økt kapasitet nord-sør, med tanke på ny fornybar produksjon

Ørskog-Nyhamna: 420 kV inkl stasjoner

1 000Forsyningssikkerhet for prosessanlegget for Ormen Lange. Avventer avklaring fra operatør.

Reaktorer 110 2013 Holde spenningsgrenser

Ny transformatorstasjon i Grov, Sogn og Fjordane

200 2015–20Ved mye vindkraft langs kysten i Sogn og Fjordane

Tjeldbergodden-Vinjeøra-(Trollheim): 420 kV inkl stasjoner

320 2020–25Ved elektrifi sering av installasjoner i Norskehavet

TABELL 4.4: Planlagt investeringsaktivitet i Midt-Norge



ER GJENNOMFØRT 2005- MEDIO 2009

Ny 420 kV ledning Viklandet-Fræna og ny Fræna stasjon ble satt i drift i 2006. Forbindelsen er nødvendig for forsy-ningen av gassterminalen for Ormen Lange på Nyhamna, men er også viktig i forhold til den øvrige kraftforsyning på Romsdalshalvøya. Nedtransformering i Fræna er et viktig innmatingspunkt for Istad sitt 132 kV regionalnett.

420 kV Fræna-Nyhamna og ny stasjon på Nyhamna ble satt i drift i 2006. Dette er en industriradial for forsyning av gassterminalen for Ormen Lange (ikke sentralnett).

Det ble i 2007 og 2008 installert reaktive kompense-ringsanlegg i fl ere stasjoner i Midt-Norge. Det er idriftsatt 900 MVAr kondensatorbatterier og 2*250 MVAr SVC-anlegg. Formålet med tiltaket var å bedre spenningsfor-holdene i området, og dermed bedre systemsikkerheten samt heve importkapasiteten inn til Midt-Norge.

Reservekraftverk på Tjeldbergodden og Nyhamna på hver 150 MW ble installert henholdsvis i 2008. Anskaf-felsen er knyttet til den forventede krevende kraftsitua-sjonen i regionen i et mulig tørrår. Stortingsmelding nr 18 (2003-2004) om forsyningssikkerheten for strøm mv ga Statnett et utvidet ansvar for forsyningssikkerheten, og pekte på reservekraft som et mulig virkemiddel for å håndtere perioder med ekstraordinær svikt i nedbøren. Reservekraftverk skal ikke være i ordinær drift, men skal kun startes i sjeldne og svært anstrengte kraftsituasjoner, etter formell søknad og godkjenning av NVE.

STØRRE NETTFORSTERKNINGSTILTAK

Klæbu-Nea-Järpströmmen oppgraderes fra 300 kV til 420 kV. Strekningen Klæbu-Nea ble ombygd til 420 kV i 2004, og spenningssatt med 420 kV i 2009. Mellom Nea og Järpströmmen bygges nå en ny 420 kV forbindelse som vil bli satt i drift høsten 2009. Eksisterende 300 kV ledning vil deretter rives. I Nea bygges nytt 420 kV anlegg, og eksisterende 300 kV anlegg rives. Tiltaket er et av fl ere viktige tiltak for å sikre kraftforsyningen til Midt-Norge. Tiltaket vil også være gunstig i forhold til en mulig fremtidig situasjon med kraftoverskudd i Nord- og Midt-Norge.


En ny 300 (420 kV) ledning mellom Verdal og Fiborgtan-gen transformatorstasjoner har konsesjon. Tiltaket er knyttet til Industrikraft Midt-Norges planer om gasskraft-verk på Skogn (har konsesjon). Realisering av ledningen vil være avhengig av om gasskraftverket blir bygget. Kon-sesjonen ble gitt 29.11.2000 og er forlenget til 1.1.2012.

Ny 420 kV mellom Ørskog på Sunnmøre og Fardal i Sogn og Fjordane ble konsesjonssøkt i februar 2007, og fi kk konsesjon fra NVE i juni 2009. Vedtaket er påklaget. Det viktigste formålet med tiltaket er å sikre kraftforsy-ningen i Midt-Norge. Tiltaket omfatter imidlertid også fl ere nye transformeringspunkter underveis, med trans-

formering 420/132 kV i Ørsta/Haugen, Åskåra/Ålfoten, Moskog, Høyanger og Fardal/Sogndal. Transformeringen er til dels viktig for å sikre kraftforsyningen regionalt/lokalt, men også ikke minst i forhold til å kunne ta imot ny fornybar kraftproduksjon, særlig småkraft/vannkraft, som planlegges i området mellom Ørskog og Fardal. Dagens 132 kV sentralnett i dette området har svært begrenset kapasitet til å ta imot ny kraftproduksjon.

Ny 420 kV radial Namsos-Roan ble konsesjonssøkt i november 2007. Tiltaket er nødvendig for å kunne ta inn ny vindkraft på Fosen, og åpner for ca 800 MW vindkraft før det oppstår begrensninger i sentralnettet nord-sør. Med bakgrunn i at planer om vindkraft lengre sør på Fosen, ved Storheia, fremstår som svært aktuelle både fra NVEs side og regionale og lokale myndigheter, kon-sesjonssøkte Statnett forlengelse av 420 kV ledningen fra Roan til Storheia mai 2009. Denne strekningen er tidligere meldt som en del av ny 420 kV Roan-Trollheim.

Ny 420 kV ledning fra Roan (Fosen) til Trollheim ble meldt i januar 2008, og konsekvensutredningsprogram er mottatt. Strekningen fra Storheia og over Trondheims-fjorden til Snillfjord og videre til Trollheim og/eller Orkdal planlegges konsesjonssøkt i 2010. Det vurderes som et aktuelt første trinn å bygge en 420 kV ledning fra Snill-fjord til Trollheim/Orkdal, for å legge til rette for vindkraft-produksjon i Snillfjord-området. Dette forutsetter da at 300 kV ledningen mellom Klæbu og Aura er oppgradert til 420 kV, eller som et minimum strekningen sør for Trollheim eller Orkdal (avhengig av tilknytningspunkt). Disse tiltakene planlegges i drift i løpet av 2015.

For å kunne ta imot et større omfang vindkraft på Fosen og styrke nettkapasiteten nord-sør gjennom Midt-Norge, er det som et neste steg aktuelt å bygge en gjennomgående forbindelse over Trondheimsfjorden, mellom Storheia og Snillfjord. Dette planlegges i drift i 2017, men må vurderes fremskyndet dersom dette blir nødvendig.

Ny 420 kV forbindelse Ørskog-Nyhamna har konse-sjon fra NVE, men er påklaget til Olje- og Energideparte-mentet. Ledningen innebærer at Ormen Lange anlegget får en tosidig kraftforsyning. Statnett har varslet depar-tementet om at det så langt er Statnetts oppfatning at denne konsesjonssøknaden inntil videre må opprett-holdes, med sikte på at leveringssikkerheten for kraft til Ormen Lange anlegget må være tilstrekkelig ivaretatt. Shell som operatør for anlegget, meddeler at Ormen Lange-lisensen vil gjøre en ny vurdering av en tosidig kraftforsyning. Denne vurderingen vil være utført i løpet av 2009, og det vil da bli tatt endelig stilling til prosjektet.

ANDRE AKTUELLE STØRRE TILTAK NÆRMESTE 10 ÅR

Spenningsoppgradering av eksisterende 300 kV duplex ledning Klæbu-Namsos til 420 kV vurderes som en effektiv og hensiktsmessig måte å bidra til økt kapasitet nord-sør gjennom Midt-Norge på. Tiltaket vil isolert sett ikke medføre


særlig ny overføringskapasitet, da den andre og svakeste 300 kV ledningen nord-sør gjennom Midt-Norge fortsatt begrenser. Sammen med en ny 420 kV ledning fra Namsos til Møre vil tiltaket imidlertid medføre betydelig kapasitets-økning. På deler av strekningen er selve ledningen allerede oppgradert, som et ledd i FoU-prosjekt for «arbeid under spenning». Det arbeides nå med bl.a. forprosjekter med sikte på spenningsoppgradering, og planen er å oppgra-dere resten av ledningen og tilhørende stasjoner i løpet av 2013. Tiltaket omfatter nye 420/132 kV transformatorer i Namsos, Verdal og Ogndal.

Oppgradering av eksisterende 300 kV simplex ledning Klæbu-Aura/Viklandet til 420 kV. Overføringskapasiteten mellom Klæbu og Møre (Klæbu-Aura/Viklandet) er i perio-der i dag relativt høyt belastet. Med mulig ny vindkraftpro-duksjon i Midt-Norge og økt kraftoverskudd fra nord, vil kapasiteten mellom Klæbu og Møre bli en begrensning. Det vurderes som nødvendig å øke kapasiteten her før det kan komme inn særlig omfang vindkraft fra Snillfjord eller via en ytre forbindelse fra Namsos til Møre. I utgangspunktet er det ønskelig å se på mulighetene for å spenningsoppgra-dere eksisterende 300 kV simplex-ledning, og det gjøres en vurdering av muligheten og hensiktsmessigheten av dette. Dersom dette viser seg problematisk eller uhensiktsmessig vil andre muligheter kartlegges nærmere. Det planlegges med idriftsettelse i 2015. Ombygging av denne strekningen kan først gjøres etter at Ørskog-Fardal er i drift.

Oppgradering av eksisterende 300 kV ledning Aura/Viklandet-Fåberg til 420 kV vurderes som et aktuelt tiltak for å overføre et større omfang ny produksjon og dermed et kraftoverskudd sørover i Norge. Tiltaket er således avhen-gig av utbygging av en del ny kraftproduksjon i Midt-Norge og videre nordover. I en slik situasjon vil Norge få et større kraftoverskudd som skal eksporteres ut av landet, blant annet på kabelforbindelser ut fra Sør-Norge. Det må gjøres en vurdering av mulighetene og hensiktsmessigheten av å spenningsoppgradere ledningen, og eventuelt kartlegge andre løsninger.

Ny transformatorstasjon i Grov i Sogn og Fjordane (420/132kV) vurderes som aktuell dersom det blir etablert et visst omfang vindkraft langs kysten i Sogn og Fjorda-ne. Det foreligger i dag meldinger om et større omfang vindkraft blant annet på Bremangerlandet og i Sollund. Stasjonen kan i prinsippet etableres når Ørskog-Fardal er kommet i drift. Avhengig av når det eventuelt blir aktuelt å etablere vindkraften, vil transformatorstasjonen kunne være i drift mellom 2015 og 2020.

ANDRE AKTUELLE STØRRE TILTAK PÅ LENGRE SIKT

Ny 420 kV Tjeldbergodden-Vinjeøra –(Trollheim) er et aktuelt forsterkningstiltak ved et eventuelt fremtidig forbruk knyttet til olje/gassvirksomhet eller eventuelt ved økt kraftproduksjon lokalisert på Tjeldbergodden. Dersom det allerede er bygget en ledning relatert ny vindkraftproduksjon fra Snillfjord inn til Trollheim, vil det

være aktuelt å knytte seg til denne ved å etablere en koblingsstasjon på Vinjeøra i Hemne kommune. Statnett fi kk i 2006 konsesjon fra NVE på en ny 420 kV ledning Tjeldbergodden-Trollheim, knyttet til tidligere planer om et gasskraftverk på Tjeldbergodden.

4.7 Nettforsterkninger i Nord-Norge

Nord-Norge består i denne sammenheng av Finnmark, Troms, Nordland samt deler av Nord-Trøndelag. Området har samlet sett et kraftoverskudd på nærmere 5 TWh i et normalår. Finnmark (øst for Goulas) har et kraftoverskudd på 0,7 TWh. I dette området er det mye uregulerbar vannkraftproduksjon som gir sesongmessige variasjoner med et større kraftoverskudd på sommeren. For Nord-land og Troms er det samlet sett et kraftoverskudd på ca 4,2 TWh, men området nord for Ofoten har et kraftunder-skudd på vinteren. I enkelte perioder med høyt forbruk og lite vann i magasinene, har det vært utfordringer knyttet til forsyningen av området mellom Ofoten og Goulas, og det har blant annet vært nødvendig å drifte nettet med redusert driftssikkerhet (N-0).

For stadium 2015 forventes det en betydelig svek-ket kraftbalanse for Finnmark, med nesten 3 TWh til et kraftunderskudd på 2,2 TWh. Dette først og fremst som følge av planlagt økning av kraftforbruket innen petrole-umsindustrien ved Hammerfest. Dette er forbruk med lite sesongvariasjoner. Det foreligger omfattende planer om vindkraftutbygging i Finnmark, og den antatte økningen av kraftforbruket i området med tilhørende nødvendige nettforsterkninger kan gi rom for en god del ny vindkraft-produksjon. Det er her forventet noe ny vindkraft i drift i 2015. («Stadium 2015» vil i denne sammenheng trolig inntreffe først i 2016-17, ettersom planene for Snøhvit er noe utsatt i forhold til da Scenariene ble laget).

Nordland og Troms er regioner med mye industri. Dessuten er mange av landets største vannkraftverk lokalisert her. For Nordland og Troms samlet, forventes det for stadium 2015 en økning av kraftoverskuddet med ca 2,5 TWh til 6,7 TWh. Dette skyldes i hovedsak ny småkraft- /vannkraftproduksjon, men også noe vindkraft.

Fram mot 2025 viser de fl este Scenariene fortsatt et kraftunderskudd i Finnmark, men som er noe bedret i forhold til 2015 som følge av ny vindkraftproduksjon. I to av Scenariene forventes det etablering av petroleumin-dustri øst i Finnmark, som i et av Scenariene (Stillstand) forutsettes forsynt med egen kraftproduksjon.

I Nordland/Troms forventes i de fl este Scenariene frem mot 2025 en ytterligere økning i ny fornybar kraftproduk-sjon, både vindkraft og småkraft. I et av Scenariene (Vind og Vekst) oppveies økt kraftproduksjon av økt forbruk innen petroleumsindustri i Bodø-området.

I de fl este Scenariene frem mot 2025 oppveies en økning av produksjon i Nordland av økt forbruk først og


fremst i Finnmark, slik at den samlede kraftbalansen blir omtrent som i dag. Forbruks- og produksjonsendrin-gene medfører en økt kraftfl yt nordover fra Nordland til Finnmark. Et visst omfang ny kraftproduksjon i Nordland og videre nordover kan dermed etableres uten at det medfører økt kraftfl yt sørover. I et av Scenariene øker det samlede kraftoverskuddet for Nord-Norge med i overkant av 3 TWh, noe som vil medføre økt kraftfl yt også sørover og mot Sverige.

Hovedutfordringer i Nord-Norge:• Kraftforsyning til ny petroleumsindustri i Finnmark • Ny småkraft- og vannkraftproduksjon spesielt i Nord-

land• Ny vindkraftproduksjon i hele området

!

!

FINLAND

SKOGFOSS

VARANGERBO NHAMMERFES

NEDRE RØSSÅGA

UNNS ØDAL

TegnforklaringRød: Besluttet under bygg ngGrønn: Meldt konsesjonssøktBlå: Aktuelle tiltak nærmeste 10 årSort: Aktuelle tiltak på lengre sikt


AL A

NAMSOS

SKA DI

NARVIK

OFO EN

KSELV

SOR LAND

BARDUFOSS

BALSF ORD

FIGUR 4.10: Mulige nye linjer og spenningsoppgraderinger i Nord-Norge

Statnetts fokus i Nord-Norge er nå i første rekke forsynin-gen av planlagt nytt kraftforbruk i Finnmark, herunder en utvidelse av LNG anlegget på Melkøya (Snøhvit trinn 2) og elektrifi sering av oljefeltet Goliat utenfor Hammerfest, samt økt forbruk ved gruvedriften i Sydvaranger. Sydvaranger forventes i full drift i 2011, Goliatfeltet forventes i drift i 2013 og Snøhvit trinn 2 i 2016. I tillegg vurderes også et økt kraftbehov ved eksisterende anlegg på Melkøya (Snøhvit I). Samlet sett vil dette kunne medføre en forbruksøkning i Finnmark på inntil ca 500 MW eller ca 3,5 TWh, mer enn en dobling av forbruket i Finnmark i dag. Videre har SFT pålagt StatoilHydro å utrede CO2-rensing på det eksis-terende energianlegget ved Snøhvit innen juni 2010. En alternativ løsning til CO2-rensing kan være at en større andel av energiforbruket på Snøhvit dekkes fra kraftnettet.

Den planlagte forbruksøkningen vil ikke kunne forsy-nes med eksisterende overføringsnett mellom Ofoten og Hammerfest. Statnett har derfor meldt en ny 420 kV ledning fra Ofoten, via Balsfjord til Hammerfest. Planen

er at hele forbindelsen skal være i drift senest innen Snøhvit II kommer i drift.

Statnett vil arbeide for å få idriftsatt strekningen Ofo-ten-Balsfjord så tidlig som mulig av hensyn til forsynings-sikkerheten i regionen. Strekningen Balsfjord – Hammer-fest vil også forberedes for snarlig utbygging, og bygges helt eller delvis avhengig av den faktiske utviklingen i det petroleumsrelaterte forbruket. Nettforsterkningstiltakene vil også legge til rette for ny kraftproduksjon i Troms og vest i Finnmark, hvor det er planer om et større omfang vindkraftproduksjon.

Kraftnettet videre østover i Finnmark har også begren-set overføringskapasitet, og er lite fl eksibelt i forhold til endringer i forbruk eller produksjon. For å legge til rette for mulig økt kraftforbruk øst i Finnmark, vil Statnett derfor melde en ny 420 kV ledning videre fra Skaidi til Varangerbotn. En slik ledning vil også legge til rette for ny vindkraftproduksjon øst for Skaidi, hvor det også er planer om et betydelig omfang vindkraft.

Dersom en større forbruksøkning i Finnmark skal for-synes fra kraftnettet, og det forutsettes N-1 drift (uten belastningsfrakobling ved avbrudd), vil en løsning med kun en ny 420 kV ledning fra Balsfjord til Hammerfest ikke være tilstrekkelig. (Det parallelle 132 kV nettet vil ikke være sterkt nok til å sikre forsyningen ved utfall av den nye 420 kV ledningen.) Det mest aktuelle alternativet synes da å være en videreføring av kraftledningen fra Skaidi og østover til Varangerbotn og derfra videre ned til 420 kV nettet i Finland (Pirttikoski). En slik gjennom-gående «Arctic Circle» vil gi et sterkt nett lengst nord i Norge og være robust i forhold til endringer i både kraftforbruk og produksjon. Et alternativ til å knytte nettet i Finnmark tettere sammen med Finland er å bygge en ekstra 420 kV ledning i tillegg fra Balsfjord og nordover.

Det pågår sonderinger mellom Norge og Russland med tanke på noe økt import fra Russland (inntil 50 MW). En større kapasitetsøkning til Russland for kraftutveks-ling, med nødvendige «back to back» løsninger (omfor-mere grunnet asynkrone nett), vurderes som mindre aktuelt frem mot 2025. Dette vurderes eventuelt som interessant først dersom/når økt forbruk og tilhørende nettforsterkninger til Varangerbotn er etablert.

Et mulig økt kraftoverskudd samlet sett i Nord-Norge som følge av ny fornybar produksjon, vil medføre behov for å øke overføringskapasiteten fra Ofoten og sørover/østover til Midt-Norge og Sverige. I tillegg til planer om ny produksjon i Nord-Norge er det også planer om vind-kraftproduksjon i nordlige og midtre deler av Sverige. Statnett og Svenska Kraftnät studerer nå i samarbeid nettløsninger for overføring av fornybar kraftproduksjon nord-sør. Et første aktuelt tiltak på norsk side vil være å oppgradere eksisterende 300 kV ledning mellom Nedre Røssåga og Namsos, men særlig kapasitetsøkning vil først oppnås når dette kombineres med andre nett-forsterkninger i/ut av området. På norsk side vil dette

FIGUR 4.9: Klimajusterte kraftbalanser for Nord-Norge per Scenarie

8

6

4

2

0

Nord-NorgeTWh

2025


20152008


kunne være en ny 420 kV ledning fra Ofoten og sørover i Norge kombinert med økt kapasitet mot Sverige fra Nedre Røssåga eller Ofoten. Snitt 2 i Sverige er i perioder hardt belastet allerede i dag, og det antas behov for økt kapasitet også videre sørover i Norge/Sverige. I tillegg til tradisjonelle AC-løsninger vil styrbare løsninger (HVDC) også være aktuelt å vurdere nærmere.

Ved en eventuell fremtidig olje-/gassvirksomhet utenfor Nordland, kan det være aktuelt å legge et prosessan-legg i Bodø-området. Kraftforsyning av dette forbruket forutsetter at det etableres en ny forbruksradial fra sen-tralnettet til prosessanlegget.

Utviklingsstrategi i Nord-Norge:• Ny 420 kV linje Ofoten-Balsfjord og Balsfjord-Ham-

merfest for å forsyne planlagt nytt kraftforbruk i Finn-mark. Gir rom for vindkraftproduksjon i Troms og vest i Finnmark.

• Forsterkning fra Ofoten/Rana og sørover og/eller til Sverige ved økning av kraftoverskuddet i Nord-Norge. Spenningsoppgradering og nye ledninger.

• Nye stasjoner og transformatorer for å ta imot ny små-kraft og vindkraft.

• Ny 420 kV linje Skaidi-Varangerbotn og Varangerbotn-Finland for å sikre kraftforsyningen ved større omfang økt kraftforbruk i Finnmark og integrere større meng-der vindkraft i Finnmark.

Samlet utgjør prosjektene investeringer på 8 mrd NOK de nærmeste 10 årene (2009–2019). Av dette er ca 0,6 mrd besluttete eller pågående prosjekter. Frem til 2025, foreligger det prosjekter for i alt 12 mrd NOK, hvorav 0,6 mrd NOK er allerede besluttete eller pågående prosjekter.

Nærmere om de enkelte tiltakeneNETTFORSTERKNINGSTILTAK SOM ER

GJENNOMFØRT 2005- MEDIO 2009

Transformatorstasjonen i Skaidi ble utvidet med to 132 kV felt og ombygd til dobbel samleskinne i 2005, i forbin-delse med byggingen av 132 kV forbindelser fra Skaidi til Hammerfest og Statoils anlegg på Melkøya (Snøhvit I). Kraftforbruket for Snøhvit I (190-210 MW) forsynes fra fem gassturbiner. Behovet vil øke etter hvert som trykket i brønnene synker.

Ny 132/66 transformator i Adamselv kraftverk ble eta-blert i 2006. Tiltaket var knyttet til etablering av vindkraft-verk på Gartefjellet ved Kjøllefjord.

Ny 132/66 transformator i Alta kraftverk (Sautso) (30 MVA) ble etablert i 2007 i forbindelse med Nord-Troms Kraftlags nye 66 kV ledning Sautso-Kautokeino. Formålet med tiltaket er å øke leveringssikkerheten til Kautokeino.

Kondensatorbatterier i Nedre Røssåga samt konden-satorbatterier og SVC-anlegg i Tunnsjødal ble installert i 2007/2008. Dette med henblikk på å bedre spennings-forhold og øke kapasiteten i nettet inn mot Midt-Norge.

STØRRE NETTFORSTERKNINGSTILTAK

SOM ER BESLUTTET / PÅGÅR

Ny 132 kV ledning Varangerbotn-Skogfoss bygges for å sikre kraftforsyningen inn mot Sør-Varanger. Ledningen var opprinnelig konsesjonssøkt av Varanger kraft, men Statnett har overtatt anleggskonsesjonen. Ledningen erstatter eksisterende 66 kV ledning Varangerbotn-Bjørnevatn, som har begrenset overføringskapasitet og nærmer seg utløpet av teknisk levetid. Det planlegges å reinvestere i 132 kV anlegget (apparat- og kontrollanlegg) samt bygge nytt kontrollhus i stasjonen.

Økning av transformatorkapasiteten i Narvik trans-formatorstasjon og fornying av 132 kV apparat- og kontrollanlegget gjennomføres for å sikre forsyningen til Narvik by.

Ny stasjonsløsning i Svartisen omfatter tilrettelegging for nytt aggregat i Svartisen kraftverk. Løsningen inne-bærer bygging av nytt friluftsanlegg, da eksisterende anlegg er et SF6 anlegg som er lite hensiktsmessig å utvide. På denne måte legges det til rette for framtidig innmating av småkraftproduksjon.


Ny 420 kV ledning Ofoten-Balsfjord ble meldt i 2008, og planlegges konsesjonssøkt ved årsskiftet 2009/10. Formålet med tiltaket er å opprettholde forsyningssik-kerheten i forbindelse med både generell og planlagt forbruksvekst i Nord-Norge. Det er allerede i dag perio-der med fl askehalser over Ofoten-snittet som løses med spesialreguleringer og tidvis også N-0 drift. Med henblikk på idriftsettelse av gruvene AS Sydvaranger, Goliat og ønske om økt kraftuttak på Snøhvit I, er det fokus på å legge opp en prosess med henblikk på å kunne idriftsette Ofoten-Balsfjord så tidlig som mulig (2014). Det utredes om Bardufoss er et gunstigere sted enn Balsfjord for transformering mot regionalnettet.

Ny 420 kV ledning Balsfjord-Hammerfest ble meldt i 2007 og konsesjonssøkt våren 2009. Bardufoss vurderes som alternativ til Balsfjord. Ledningen er nødvendig for å kunne forsyne en slik forbruksvekst. Det planlegges med transformering i Nordreisa, Alta og Skaidi i tillegg til endepunktene.

Det er gitt konsesjon til økt transformeringskapasitet i Kolsvik i forbindelse med planlagt ny vindkraftproduk-sjon på Ytre Vikna. Investering i transformator avventer avklaring om realisering av vindkraftverket.

ANDRE STØRRE AKTUELLE TILTAK NÆRMESTE 10 ÅR

Ny stasjonsløsning i Salten transformatorstasjon er nød-vendig med henblikk på å få en fullverdig stasjon med mindre konsekvenser ved feil, samt plass til økt trans-formering for å få ut overskuddskraft og forventet ny småkraft. I drift i 2012.

Spenningsoppgradering av eksisterende 300 kV duplex-ledning fra Nedre Røssåga via Tunnsjødal til Nam-


sos til 420 kV, vurderes som en effektiv og hensiktsmes-sig måte å bidra til økt overføringskapasitet nord-sør gjennom Nordland til/i Nord-Trøndelag på. Tiltaket vil isolert sett ikke medføre særlig ny overføringskapasi-tet, da den svakeste 300 kV ledningen nord-sør fortsatt begrenser. Sammen med f.eks. en ny 420 kV ledning fra Ofoten og sørover til Midt-Norge forventes tiltaket imid-

lertid å medføre betydelig kapasitetsøkning. Tiltaket er aktuelt som en videreføring etter spenningsoppgradering i Midt-Norge opp til Namsos.

ANDRE AKTUELLE STØRRE TILTAK PÅ LENGRE SIKT

Økt overføringskapasitet fra Ofoten og sørover til Midt-Norge vurderes som et aktuelt tiltak i en større sammen-

ProsjektMNOK. 2009 kroner

I drift Merknader

Varangerbotn-Skogfoss: Ny 132 kV ledning

400 2013Besluttet. Sikre forsyningen i Sør-Varanger

Narvik transformatorstasjon 105 2011 Besluttet. Sikre forsyningen til Narvik by.

Reinvestering kontrollanlegg SVC Kvandal og Nedre Røssåga

80 2010/2011Besluttet. Opprettholde stabil driftssikkerhet i nord.

Reservetransformatorer Varangerbotn, Adamselv, Nedre Røssåga, Kanstadbotn

172 2011Investeringer i transformatorer besluttet. Stasjonsløsning er under vurdering.

Nytt koblingsanlegg i Svartisen 50 2010Besluttet. Relatert nytt aggregat i Svartisen kraftverk

Ofoten-Balsfjord: 420 kV ledning, inkl stasjoner

1 000 2014–15Forsyning av økt forbruk og bedret forsyningssikkerhet i Troms/Finnmark

Balsfjord-Hammerfest: 420 kV ledning inkl stasjoner

3 000 2016Forsyning av økt forbruk innen petroleumsvirksomhet i Finnmark

Nye stasjonsløsninger og transformering, Kolsvik, Svartisen, Kobbelv, Helgeland

275 2011–13 Tiltak for ny kraftproduksjon

Stasjonstiltak i Nedre Røssåga og Varangerbotn, ny stasjonsløsning Salten og transformering Sortland

2902010–2013 2012–2011

Tiltak for å sikre kraftforsyningen lokalt

Reaktorer i Finnmark 30 2011 Holde spenningsgrenser

Spenningsoppgradering Nedre Røssåga-Tunnsjødal-Namsos

570 Ca 2015Økt kapasitet nord-sør, med tanke på ny fornybar produksjon

Økt kapasitet Ofoten-Rana og sørover 3 400 2018–2022Økt kapasitet nord-sør aktuelt ved ny fornybar produksjon og økt kraftoverskudd i nord

Økt kapasitet Norge-Sverige (norsk side) 350 2018–2022Økt kapasitet nord-sør aktuelt ved ny fornybar produksjon og økt kraftoverskudd i nord

Skaidi-Varangerbotn: Ny 420 kV ledning 1 300 2020–25Økt kraftforbruk øst i Finnmark,ny vindkraftproduksjon

Varangerbotn-Finland: 420 kV ledning (norsk side)

200 2020–2025Økt kraftforbruk øst i Finnmark, ny vindkraftproduksjon

Ny 420 kV ledning til prosessanlegg Nordland

350 2020–2025 Ved nytt prosessanlegg i Nordland

TABELL 4.5 Planlagt investeringsaktivitet Nord-Norge


heng for å få økt overføringskapasitet nord-sør i Nord-Norge. Behovet for en slik kapasitetsøkning nord-sør er knyttet til et mulig økt kraftoverskudd i Nord-Norge, mest sannsynlig som følge av ny fornybar kraftproduk-sjon. Statnett har tidligere studert en slik løsning isolert sett og konkludert med at tiltaket alene ikke er godt egnet uten at det kombineres med andre tiltak og ses i sammenheng med utviklingen av overføringsnettet til og i Sverige. En ny 420 kV på denne strekningen vil nå vurderes som et av fl ere tiltak, i pågående fellesstudie med Svenska Kraftnät. Studien skal være ferdig i løpet av 2009, og løsning er således ikke tatt stilling til.

Økt overføringskapasitet mellom Norge og Sverige i Nord-Norge vil også være et mulig tiltak sammen med andre, for å bidra til økt overføringskapasitet nord-sør. Tiltaket kan være en del av en større totalløsning for å få overført ny fornybar kraft fra nord-sør i nordre og midtre deler av Norge og Sverige. Mulige løsninger kan være nettforsterkning til Sverige fra Ofoten eller fra Nedre Røssåga. Dette vil også nå studeres nærmere i samar-beid med Svenska Kraftnät. Løsninger med HVDC med mulighet for å kunne styre kraftfl yt vurderes også som aktuelt å se nærmere på. Løsningen er sannsynligvis også avhengig av økt kapasitet over snitt 2 i Sverige.

Ny 420 kV Skaidi-Varangerbotn planlegges meldt i løpet av 2010. Begrunnelsen for tiltaket er at eksiste-rende 132 kV nett i Finnmark er lite fl eksibelt i forhold til endringer i både forbruk og kraftproduksjon. Tiltaket vil først og fremst være knyttet til en mulig større for-bruksøkning i Øst-Finnmark og/eller behov for å bedre forsyningssikkerheten til planlagt forbruk lengre vest. På grunn av lange ledetider fra planlegging til realisering av kraftledninger, vurderes det som hensiktsmessig å starte meldingsprosessen.

Ny 420 kV Varangerbotn-Finland er aktuelt som en videreføring av ny forbindelse fra Skaidi til Varanger-botn, og vil medføre betydelig kapasitetsøkning og bedret driftssikkerhet ved en større forbruksøkning i Finnmark. Tiltaket vil også være gunstig i forhold til ny vindkraftproduksjon. Dagens 220 kV ledning mellom Finnmark og Finland har begrenset kapasitet (100 MW ut fra dynamiske forhold). Statnett og Fingrid har tidli-gere i felleskap studert blant annet en slik forbindelse, og tiltaket er også senere vurdert og funnet interessant i Nordel-sammenheng.

Ny 420 kV ledning til nytt prosessanlegg i Nordland (Bodø-området) er kun aktuelt dersom det etableres et petroleumsrelatert prosessanlegg i området.

4.8 Nye utenlandsforbindelser

En rekke forhold i norsk og europeisk energipolitikk peker på framtidsbilder der nye utenlandsforbindelser både er nødvendige og svært lønnsomme. Utenlandsforbindel-

ser er nødvendige for at stor satsing på fornybar kraft i Norge skal være rasjonelt. Utenlandsforbindelser blir svært lønnsomme på grunn av fornybarutbyggingen, enten den skjer i Norge eller i utlandet. Dette er nærmere omtalt i kap. 3.6.

Under normale driftsforhold vil det i dag være en kapasitet på 3700 MW på utenlandsforbindelser ut av Sør-Norge. Kapasiteten fordeler seg på 2050 MW mot Sverige, 950 MW mot Danmark og 700 MW mot Ned-erland. I tillegg er det i Midt-/Nord-Norge en kapasitet på 1100 MW mot Sverige, 120 MW mot Finland og 50 MW mot Russland.

I scenariene beskrives utviklingen i kraftmarkedet frem til 2025, og med de forutsetningene som foreligger, gir alle scenariene overskudd i den norske kraftbalansen. Overskuddet henger sammen med økt kraftproduksjon fra fornybare energikilder som vind og vann, forventet til-sigsøkning samtidig som en forventer moderat forbruks-vekst. For det norske kraftsystemet blir det da behov for å øke overføringskapasitet ut av Norge. I tillegg forventes økende antall ekstremt tørre og våte år, noe som forster-ker behovet for ny utvekslingskapasitet. Samtidig er det sterke ambisjoner om å fremskaffe betydelige mengder fornybar kraft i Europa. Dette vil gi økt behov for regu-leringstjenester i Europa, noe som kan tilbys fra norsk vannkraft. Både behov for eksportkapasitet og potensia-let for å selge reguleringsevne gir trykk for å få frem ny overføringskapasitet mellom Norge og utlandet. Norge kan da velge å øke kapasiteten direkte mot kontinentet, mot England, eller til de øvrige nordiske landene.

I scenariet for 2015 får Norge et forventet kraftover-skudd på 5 TWh i et normalår. Fram mot 2025 forventes kraftoverskuddet å bli på mellom -1 og 13 TWh avhengig av Scenarie. I scenariene «Vind og Vekst» og «Eksport og utveksling» forutsettes det å komme minst to nye kabel-forbindelser til utlandet. I scenariet «Stillstand» forutsettes det kun å komme en ny kabelforbindelse til Danmark. «Vind og Vekst» er det scenariet der det forutsettes å komme mest ny vindkraft.

Samlet forventer vi:• Økt norsk kraftoverskudd i et normalår.• Økt forekomst av ekstremår (tørre og våte)• Økt etterspørsel etter norske system- og balansetje-

nester.

Aktuelle utenlandsforbindelserStatnett arbeider aktivt for å etablere nye utenlands-forbindelser. Følgende inngår i Statnetts portefølje av mulige alternativer:

DANMARK

Statnett besluttet i juni 2008 å søke konsesjon for en fjerde kabel til Danmark (SK4). Prosjektet, som er ett av Nordels fem prioriterte snitt, er planlagt med en kapa-


sitet på inntil 700 MW, hvorav 100 MW er reservert til system- og balansetjenester i de første 5 driftsårene. Dette medfører at den totale elspotkapasiteten mellom Norge og Jylland øker med 500 MW til om lag 1500 MW. Kabelen kan tidligst settes i drift i 2014, med tilknytnings-sted Kristiansand.

FIGUR 4.12: Potensielle nye utenlandsforbindelser.

TYSKLAND

Statnett og transpower (tidligere E.ON Netz) har under-tegnet intensjonsavtale om et felles prosjekt for å vurdere det tekniske og økonomiske potensialet for en likestrøms-forbindelse (NORD.LINK) mellom Norge og Tyskland. Kapasiteten for en ny forbindelse vil være opp mot 1400 MW. Det forventes at kabelen tidligst kan settes i drift rundt 2015/16, med Tonstad som mest sannsynlige til-knytningssted.

De norske selskapene Lyse og Agder Energi samarbei-der med et sveitsisk selskap om å utvikle et tilsvarende prosjekt under selskapsnavnet NorGer.

NEDERLAND

Handel på NorNed-kabelen ble startet i mai 2008. En utvidelse av kapasiteten med 700 MW vil bli vurdert i prosjektet NorNed 2 basert på erfaringer fra utbygging og drift av NorNed.

ENGLAND

I samarbeid med National Grid har Statnett gjenopptatt utredninger av en mulig forbindelse mellom Norge og Storbritannia. Prosjektet utreder en kapasitet på 1200 MW. Sannsynlig tilknytningssted i Norge vil være Kvilldal. Valg av Kvilldal som tilknytningspunkt vil gjøre drift av det innenlandske nettet enklere enn ved tilknytningspunkt lengre sør.

SVERIGE

Statnett og Svenska Kraftnät har undertegnet intensjons-avtale om et felles prosjekt for en DC-forbindelse mellom

Norge og Sør-Sverige, med kapasitet opp mot 1200 MW. Det forventes at forbindelsen tidligst kan settes i drift rundt 2015, med tilknytningssted Tveiten. SydVest-linken er en videreføring av prosjektet Syd-Linken, som Svenska Kraftnät vedtok å realisere i november 2005.

Hovedstrategi for Statnetts utvikling av utenlandsforbindelser er:Statnett vil videreføre arbeidet med alle utenlandspro-sjektene i tråd med omtalen i kap. 3.6. Stor satsing på fornybar kraft i Norge og Europa gjør prosjektene mer lønnsomme for samfunnet. Statnett har derfor økt sitt ambisjonsnivå, både når det gjelder antall nye forbindel-ser, og tidspunktet for når disse bør idriftssettes. Tabel-len nedenfor angir mulige tidspunkt for idriftssettelse og estimat på norsk andel av investeringen.

ProsjektMNOK. 2009 kroner

Tidligst i drift

Skagerrak 4: Ny kabel til Danmark, 600 MWNorsk andel

1 310 2014

NORD.LINK: Kabel til Tyskland: 2x700 MWNorsk andel

5 500 2016-2018

NorNed 2: Ny kabel til Nederland. 700 MWNorsk andel

2 650 2015-2017

Kabel til Storbritannia: 1200-1400 MWNorsk andel

6 000 2016-2020

SydVest-linken: Ny DC-forb. til Sverige. 1200 MW, Norsk andel

1 580 2015-2016

TABELL 4.6: Planlagt investeringsaktivitet på utenlandskabler

Samlet norsk andel av investering i ovenfornevnte pro-sjekter beløper seg til 17 mrd.

4.9 Samlet investeringsomfang 2009-2019

Etter mange år med lav investeringsaktivitet, er Statnett i ferd med å foreta en betydelig opptrapping av denne aktiviteten. Vi må tilbake til midten av 70- og begynnelsen av 80-tallet for å fi nne tilsvarende investeringsaktivitet. Mens man på 70-tallet hadde stor vekst i kraftforbruk og dels overetablering av produksjon, var 90-tallet i hovedsak preget av effektivisering relatert til markeds-reformen. Figur 4.13 viser historiske årlige investeringer

FIGUR 4.11: Kraftbalanser i scenariene, Norge

15.0

12.5

10.0

7.5

5.0

2.5

0

-2.5

NorgeTWh

2025


20152008


i sentralnettet.I tabell 4.7 vises Statnetts anslag på nye investerin-

ger i kommende tiårs periode. Tabellen inkluderer andre aktørers investeringer i sentralnettet (2,6 mrd NOK), mens pågående investeringsprosjekter og prosjekter som alle-rede er besluttet gjennomført ikke er med. Disse er vist i tabell 4.8.

Anslagene i tabell 4.7 er ikke en sum av tiltak som uansett vil bli gjennomført, men en sum over prosjekter som har prioritet fra Statnetts side. Investeringsanslagene er basert på Scenariene der fl ere beslutningspunkter er usikre. Eksempelvis er både realisering av Snøhvit trinn 2 og forbruksutviklingen innen kraftintensiv industri på Vestlandet enkelthendelser som vil medfører store inves-teringsbehov i sentralnettet, men som kan vise seg ikke å bli realisert. Likeledes fi nnes det helt sikkert realistiske

hendelser som ikke er fanget opp i noen av Scenariene, men som vil få nettmessige konsekvenser.

For investeringer de nærmeste 10 årene er det en betydelig økning fra fjorårets plan. Dette skyldes fl ere forhold. I Øst-Norge har vi fått en utvidelse av prosjektet «Oslofjordkablene». I Sør-Norge har vi fl yttet nye forbin-delser til Tyskland og Nederland og innenlandske for-sterkningstiltak i forbindelse med utenlandsforbindelsene frem i tid. I Vest-Norge har vi fl yttet ny forbindelse til England frem i tid. I Midt-Norge er Namsos-Roan blitt for-lenget til Storheia, prosjektene Storheia-Snillfjord-Orkdal og Nyhamna-Ørskog er kommet i tillegg, og spennings-oppgradering av nettet i Midt-Norge er blitt konkretisert og utvidet. I Nord-Norge er det kommet til en utvidelse og kostnadsøkning for prosjektene Ofoten-Balsfjord og Balsfjord-Hammerfest. Spenningsoppgradering fra Røssåga til Tunnsjødal er dessuten blitt mer konkretisert og utvidet til Namsos.

Som underlag for selskapets langsiktige økonomiske planlegging har Statnett gjort en vurdering av størrelsen på en mest sannsynlig investeringsportefølje de kom-mende ti årene. Dette er basert på en skjønnsmessig vurdering, der forsyningssikkerheten prioriteres og det skal tilrettelegges for økt satsning på fornybar kraft-produksjon. Disse tallene er tatt med i tabell 4.7 under «Forventning».

Øst-Norge

Sør-Norge

Vest-Norge

Midt-Norge

Nord-Norge

Sum Statnett

Stillstand 3 048 3 724 3 020 5 111 5 174 20 076 17 531

Vind og forbruk 6 374 8 550 7 930 8 991 7 376 39 221 36 676

Eksport og utveksling 6 374 14 830 7 930 8 791 7 376 45 301 42 756

Forventning 4 754 13 730 2 110 7 631 5 324 – 33 549

Øst-Norge

Syd-Norge

Vest-Norge

Midt-Norge

Nord-Norge

Over fl ere områder

Sum

Sum investeringer 852 966 70 359 591 226 3 064

Påløpt pr juli 2009 211 845 14 268 4 20 1 362

Gjenstående pr juli 2009 641 121 56 91 587 206 1 702

TABELL 4.8: Pågående og besluttete investeringer i sentralnettet, mill 2009 kroner (Statnett)

TABELL 4.7: Forventete nye investeringer i sentralnettet kommende 10 år, mill 2009 kroner (Statnett og øvrige aktører).

1963 1968 1973 1978 1983 1988 1993 1998 2003 2008

Mill NOK3000

2000

1000

0

FIGUR 4.13: Historiske investeringer i sentralnettet


Prosjekt MNOK I drift Begrunnelse

Sima-Samnanger 625 2012 Forsyningssikkerhet

Ørskog-Fardal 2 600 2013 Forsyningssikkerhet/Ny fornybar

Ofoten-Balsfjord 1 000 2014–2015 Forsyningssikkerhet/Verdiskapning

Balsfjord-Hammerfest 3 000 2016 Forsyningssikkerhet/Verdiskapning

Namsos-Roan-Storheia 820 2013 Ny fornybar

Utskifting av kabler over Oslofjorden

1 100 2011–2013 Forsyningssikkerhet

Spenningsoppgradering Kristiansand-Rød

840 2014 Spenningsoppgradering

Spenningsoppgradering Tonstad-Feda-Kristiansand

740 2013–2016 Spenningsoppgradering

Spenningsoppgradering Namsos-Klæbu

450 2013 Spenningsoppgradering

Spenningsoppgradering Klæbu-Aura

1 090 2016 Spenningsoppgradering

Skagerrak 4 1 310 2014 Verdiskaping

NorNed 2 2 650 2015–2017 Verdiskaping

TABELL 5.1: Store prioriterte prosjekter de nærmeste årene

De nærmeste 3 årene tar Statnett sikte på å beslutte følgende større prosjekter:

Utover prosjektene i tabell 5.1, jobber Statnett med en rekke andre prosjekter som er omtalt i de foregående kapitler.

Sentralnettstariffen og investeringer i sentralnettetInvesteringer i sentralnettet må fi nansieres av brukerne, enten gjennom anleggsbidrag eller gjennom økt sentral-nettstariff. Kostnader som ikke dekkes gjennom anleggs-bidrag må dermed dekkes gjennom økt sentralnettstariff. Denne fastsettes årlig i henhold til enhver tid gjeldende prisstrategi.

Når lønnsomheten av en investering avhenger av en eller fl ere identifi serbare aktørers planer, vil Statnett benytte muligheten som ligger i det til enhver tid gjel-dende regelverk til å kreve anleggsbidrag som en del av fi nansieringen. For rene forbruks- og produksjonsradialer har Statnett allerede i dag anledning til å kreve anleggs-bidrag fra de aktørene som utløser investeringen. Når det gjelder investeringer i masket nett har NVE våren 2009 sendt forslag til nytt regelverk for anleggsbidrag på høring. I forslaget til endring av kapittel 17 i forskrift av 11. mars 1999 nr 302 om økonomisk og teknisk rap-portering, inntektsramme for nettvirksomhet og tariffer, åpner NVE for bruk av anleggsbidrag også i masket nett i

de tilfellene en investering entydig utløses av en eller fl ere aktører. Anleggsbidrag for investeringer i sentralnettet vil bli fastsatt i henhold til enhver tid gjeldende regelverk og Statnetts policy for bruk av anleggsbidrag.

5 Prioriterte prosjekter

Statnett SF Husebybakken 28B | P.O.Box 5192 Majorstuen | N-0302 OsloTelefon: +47 22 52 70 00 | Telefax: +47 22 52 70 01 | www.statnett.no | fi [email protected]

Documents

Oktober 2009 Nettutviklingsplan for sentralnettet · 3.2 Opsjonsbasert planlegging 22 3.3 Tiltak for økt kapasitet i kraftnettet 22 3.4 Kraftledninger og miljø 23 3.5 Samspill mellom