Innholdsfortegnelse - Varanger Kraft
Innholdsfortegnelse - Varanger Kraft
Innholdsfortegnelse - Varanger Kraft
Create successful ePaper yourself
Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.
<strong>Innholdsfortegnelse</strong><br />
Innhold<br />
Side 2 av 71<br />
1 Innledning........................................................................................................................... 3<br />
2 Beskrivelse av utredningsprosessen................................................................................... 3<br />
2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen............................................. 3<br />
2.2 Samordning mot tilgrensende utredningsområder ..................................................... 6<br />
2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer........................................ 7<br />
3 Forutsetninger i utredningsarbeidet.................................................................................... 8<br />
3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet.......................................................................... 8<br />
3.2 Spenningskvalitet ....................................................................................................... 8<br />
3.3 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont ........................................................... 14<br />
3.4 Økonomiske forutsetninger...................................................................................... 15<br />
3.5 Tekniske forutsetninger............................................................................................ 19<br />
3.6 Særegne forhold innen planområdet ........................................................................ 21<br />
4 Beskrivelse av dagens kraftsystem................................................................................... 24<br />
4.1 Energisammensetning i utredningsområdet ............................................................. 25<br />
4.2 Generell beskrivelse av overføringsnettet i Finnmark ............................................. 29<br />
4.3 Driftsforhold av betydning for utnyttelsen av regionalnettet................................... 34<br />
4.4 Overføringstariffer innen utredningsområdet........................................................... 37<br />
4.5 Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet ................................................................ 38<br />
4.6 Gjennomførte endringer i anlegg ............................................................................. 39<br />
5 Fremtidige overføringsforhold ......................................................................................... 40<br />
5.1 Prognoser for effekt- og energibalansen .................................................................. 41<br />
5.2 Nettanalyser over fremtidig utvikling av kraftsystemet........................................... 51<br />
6 Tiltak og investeringsbehov ............................................................................................. 52<br />
6.1 Sanering av bestående anlegg .................................................................................. 52<br />
6.2 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg.................................................. 53<br />
7 Litteraturreferanser........................................................................................................... 61<br />
7.1 Lover og forskrifter .................................................................................................. 61<br />
8 Vedlegg ............................................................................................................................ 63<br />
8.1 Historisk energibruk.............................................. Feil! Bokmerke er ikke definert.<br />
8.2 Prognoser energiforbruk........................................................................................... 66<br />
8.3 Prognoser folketall ................................................................................................... 67<br />
8.4 Prognoser produksjon............................................................................................... 68<br />
8.5 Effektprognoser........................................................................................................ 70
1 Innledning<br />
Innledning<br />
Side 3 av 71<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett AS har utarbeidet denne utgaven av regional kraftsystemutredning<br />
for regionalnettet i Finnmark samt for deler av Kvænangen og Loppa kommuner i<br />
Troms Fylke. Denne utredningen erstatter kraftsystemutredningen fra 2004.<br />
Utredningen omfatter forsyningsområdene til Hammerfest Energi Nett AS (HFEL),<br />
Alta <strong>Kraft</strong>lag AL(AK), Repvåg <strong>Kraft</strong>lag AL(RK), Loustejok <strong>Kraft</strong>lag AL(LK),<br />
Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag AL(NK) og <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett AS(VKN).<br />
Utredningen viser hvilke forutsetninger og målsetninger som ligger til grunn for<br />
utviklingen av regionalnettene i planområde 22, Finnmark.<br />
Det presiseres at utredningen ikke er bindende og innebærer ingen<br />
investeringsbeslutninger. Utredningen er å betrakte som ett tidsbilde i en kontinuerlig<br />
prosess. Endrede forutsetninger vil derfor medføre at planen justeres.<br />
Utredningen vil være ett dokument som samler alle relevante opplysninger knyttet til<br />
regionalnettene i utredningsområdet. Dokumentet vil være nyttig for aktører som<br />
planlegger tiltak innenfor utredningsområdet. Offentlige etater kan benytte utredningen<br />
som kilde til informasjon om planlagte tiltak. Dokumentet vil også gi Norges<br />
Vassdrags og Energidirektorat mulighet til å vurdere tiltak før en eventuell<br />
konsesjonsbehandling.<br />
2 Beskrivelse av utredningsprosessen<br />
2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen<br />
Norge er delt inn i 19 utredningsområder inkludert<br />
sentralnettet som Statnett har ansvaret for. VKN er av<br />
NVE tildelt ansvaret som utredningsansvarlig for<br />
område 22, Finnmark, unntatt kautokeino og inkludert<br />
deler av Loppa og Kvænangen Kommuner i Troms.<br />
Utredningen omfatter konsesjonspliktige anlegg på 33,<br />
66 og 132 kV-nett med tilhørende produksjons og<br />
transformeringsanlegg.<br />
Kautokeino kommune dekkes av Troms <strong>Kraft</strong>Nett AS,<br />
som er utredningsansvarlig for utredningsområde 21,<br />
midtre og nordre del av Troms fylke.<br />
Avdelingsjef Nett Tore Martinsen (VKN) er<br />
utredningsansvarlig for utredningsområde 22.
Elektriske anlegg som faller inn under<br />
områdekonsesjonen (fordelingsnett med spenning<br />
fom. 22 kV og lavere) er ikke omfattet av denne<br />
utredningen.<br />
Kapittel 2 Beskrivelse av utredningsprosessen<br />
Side 4 av 71<br />
Figur 1 Utredningsområder<br />
Følgende selskap har anleggskonsesjoner på sentral- og regionalnettsnivå i<br />
utredningsområdet.<br />
• Statnett SF<br />
• Statkraft SF<br />
• Pasvik <strong>Kraft</strong> AS<br />
• Hammerfest Energi Nett AS AS (også områdekonsesjonær)<br />
• Alta <strong>Kraft</strong>lag AL (også områdekonsesjonær)<br />
• Repvåg <strong>Kraft</strong>lag AL (også områdekonsesjonær)<br />
• Loustejok <strong>Kraft</strong>lag AL (også områdekonsesjonær)<br />
• Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag AL (også områdekonsesjonær)<br />
• <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett AS (også områdekonsesjonær)<br />
• Norsk Miljøkraft Måsøy AS<br />
• Kvænangen <strong>Kraft</strong>verk AS<br />
• Porsa kraftlag<br />
• Statoil ASA<br />
Det nedenforstående kartutsnittet viser grensene for områdekonsesjoner i Finnmark.<br />
Det hvite området tilhører utredningsområde 21 Troms.
Figur 2: Kart over Finnmark og de enkelte forsyningsområder<br />
Kapittel 2 Beskrivelse av utredningsprosessen<br />
Side 5 av 71<br />
Planarbeidet er organisert som et prosjekt der de enkelte representanter fra<br />
konsesjonærene samtidig utgjør kraftsystemutvalget. De enkelte konsesjonærer bidrar<br />
med data om sine respektive anlegg til utredningen.<br />
Utredningsansvarlig: VKN Tore Martinsen<br />
Data om energi- og effektforhold, tekniske<br />
data, distribusjonsnett fra de enkelte<br />
konsesjonærer<br />
Figur 3: Organisering av utredningsarbeidet<br />
NVE stiller krav til at det avholdes kraftsystemmøte minst hvert annet år.<br />
<strong>Kraft</strong>systemmøtets formål er å utpeke deltakere til kraftsystemutvalget som skal<br />
arbeide frem utredningen. Første kraftsystemmøte for område 22 ble avholdt<br />
22.12.2004. Planutvalget består av representanter fra de enkelte konsesjonærer.
Følgende personer deltar i kraftsystemutvalget.<br />
• Tore Martinsen, VKN/PK<br />
• Geir Reite, HFEL<br />
• Bjørn H. Jensen, RK<br />
• Tor Fermann, AK<br />
• Bjørn H. Jenssen, SN<br />
• Stig Løvlund, SN RN<br />
• Håvard Pedersen, NK<br />
• Svein Thommasen, LK<br />
Kapittel 2 Beskrivelse av utredningsprosessen<br />
Side 6 av 71<br />
Planutvalget har i løpet av prosessen avholdt to møter. 19.1.2005 og 16.32005. Et<br />
utvidet møte ble avholdt 29.4.2005.<br />
Pga. de store avstandene og lav befolkningstetthet er det ikke noe sammenhengende<br />
regionalnett i Finnmark. Flere av forsyningsområdene har ikke nettmessig tilknytning<br />
til regionalnettet i naboområdene. Samordningen mot distribusjonsnettet er håndtert<br />
innefor hvert enkelt selskap. Da distribusjonsnetteier samtidig er dominerende eier av<br />
regionalnett ansees koordineringen innefor hver enkelt delområde og være god.<br />
Representantene fra de enkelte selskap sitter inne med det vesentligste av informasjon<br />
knyttet til prognoser, lasdata, lasttetthet mv. i distribusjonsnettene. I tillegg er det disse<br />
som har det vesentligste av kontakt mot kommuner og fylkeskommunen i forbindelse<br />
med offentlige planer, reguleringsplaner osv. Kontakt mot fylke og kommuner<br />
ivaretaes også ved utsendelse av kraftsystemutredning til de respektive kommuner og<br />
fylke.<br />
De senere år er det tatt initiativ til planlegging av store mengder produksjon innenfor<br />
utredningsområdet. Blant annet vindkraft og gasskraft. Samordningen mot disse<br />
aktørene er søkt ivaretatt gjennom forhåndsmeldinger, konsesjonsøknader og samtaler<br />
med de respektive aktørene.<br />
2.2 Samordning mot tilgrensende utredningsområder<br />
Utredningsområder som grenser til område 22 er område 21 Troms og Sentralnettet.<br />
Koordineringen her er søkt ivaretatt gjennom kontakt med utredningsansvarlige i<br />
Troms <strong>Kraft</strong> og Statnett. NVE avholder i forlengelsen av ferdigstilt utredning møter<br />
med de planansvarlige i Troms og Finnmark slik at deler av den nødvendige<br />
samordningen er ivaretatt her. Samordningen mot Sentralnettet ivaretaes også<br />
gjennom at Statnett er representert i kraftsystemutvalget.<br />
I tillegg er det for enkelte av selskapene nettmessig tilknytning på<br />
distribusjonsnettnivå mot Distribusjonsnett i Finland. For <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett vil også<br />
koordinering mot Russland aktualiseres i større grad etter hvert. Troms <strong>Kraft</strong>Nett, som<br />
er regional planansvarlig i Troms, er forespurt om behovet for en samordnet utbygging<br />
av regionalnettet i grenseområdet mellom planregionene. Det er et visst samarbeid<br />
mellom Alta <strong>Kraft</strong>lag og Nord-Troms <strong>Kraft</strong>lag på regionalnett- og distribusjonsnettsnivå.<br />
Nettet til Nord-Troms <strong>Kraft</strong>lag vil bli ytterligere integrert mot sentralnettet i
Kapittel 2 Beskrivelse av utredningsprosessen<br />
Side 7 av 71<br />
Finnmark, gjennom den konsesjonsgitte 66 kV ledningen fra Alta <strong>Kraft</strong>verk til<br />
Kautokeino.<br />
”Forskrift om energiutredninger” 14 legger opp til en todeling av utredningsarbeidet.<br />
Lokale energiutredninger skal utarbeides av områdekonsesjonærer. Tabellen under er<br />
en oversikt over gjennomførte lokale enrgiutredninger i utredningsområdet. Samtlige<br />
lokale energiutredninger er oversendt VKN, og representerer ett meget godt og<br />
innholdsrikt materiale med hensyn til regional kraftsystemutredning.<br />
Kommune Områdekonsesjonær<br />
Hammerfest Hammerfest energi Nett AS<br />
Kvalsund Hammerfest energi Nett AS<br />
Hasvik Hammerfest energi Nett AS<br />
Kvænangen Alta <strong>Kraft</strong>lag Al<br />
Loppa Alta <strong>Kraft</strong>lag Al<br />
Alta Alta <strong>Kraft</strong>lag Al<br />
Nordkapp Repvåg <strong>Kraft</strong>lag Al<br />
Måsøy Repvåg <strong>Kraft</strong>lag Al<br />
Porsanger Loustejok <strong>Kraft</strong>lag Al<br />
Karasjok Loustejok <strong>Kraft</strong>lag Al<br />
Gamvik Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag Al<br />
Lebesby Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag Al<br />
Sør-<strong>Varanger</strong> <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett AS<br />
Nesseby/Unjarga <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett AS<br />
Tana/Deatnu <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett AS<br />
Vadsø <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett AS<br />
Vardø <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett AS<br />
Båtsfjord <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett AS<br />
Berlevåg <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett AS<br />
Figur 4 Oversikt over Lokale enrgiutredninger utarbeidet i 2004 innenfor utredningsområdet<br />
2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer<br />
Samordningen mot Kommunale og fylkeskommunale planer ivaretaes ved at<br />
<strong>Kraft</strong>systemutredningen sendes på høring til Samtlige Kommuner og Finnmark<br />
Fylkeskommune. Tilsvarende blir kommunale og fylkeskommunale planer sendt på<br />
høring til de respektive netteiere. Kommunene forholder seg som regel til<br />
områdekonsesjonær. Når områdekonsesjoner samtidig er regionalnettseier anses<br />
samordningen mot regionalnettet som god.<br />
Høringsuttalelser gitt av de respektive kommuner og fylkeskommunen vil bli<br />
innarbeidet i utredningen som er under utarbeidelse eller i påfølgende års utredning.
3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet<br />
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 8 av 71<br />
Hovedmålsetningen for regionalnettene i Finnmark er å sørge for en kostnadseffektiv<br />
utbygging og drift av overføringsanlegg innenfor utredningsområdet.<br />
I tillegg vil målsetninger innefor nedefornevnte tema være viktige:<br />
• Spenningskvalitet<br />
• Leveringspålitelighet<br />
• Nettap<br />
• Beredskap<br />
• Miljøkrav<br />
• Kostnader<br />
3.2 Spenningskvalitet<br />
Spenningsgrenser som forutsettes for ulike driftssituasjoner i regionalnettet, er vist i<br />
tabell Feil! Fant ikke referansekilden.. På grunn av lange overføringsavstander vil<br />
ofte begrensninger i overføringskapasiteten skyldes problemer med for lave<br />
spenninger.<br />
Spen- Område Anbefalt Maks<br />
Min i 15 min.<br />
ningsnivå<br />
Normalt/høylast<br />
MIN (etter utfall)<br />
33 kV Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag 34 36,5 30 -<br />
66 kV Alta <strong>Kraft</strong>lag 58-61 64 57 57<br />
66 kV Hammerfest Energi 66<br />
Nett AS Nett AS.<br />
68 60 -<br />
66 kV Repvåg <strong>Kraft</strong>lag 66 70 60 55<br />
66 kV Luostejok <strong>Kraft</strong>lag 65 70 60 55<br />
66 kV Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag 67 72 60 -<br />
66 kV <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett 68 69 61 -<br />
132 Hammerfest Energi 138<br />
Nett AS Nett AS.<br />
145 128 -<br />
132 kV Alta <strong>Kraft</strong>lag 132-137 145 125 125<br />
132 kV <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett 138 145 128 -<br />
Figur 5 Forutsatte spenningsgrenser (kV) i regionalnettet i Finnmark.<br />
Tabellen skal forstås slik at spenningen i en normalsituasjon helst ikke skal være<br />
høyere/lavere enn de angitte maks/minimumsgrenser noe sted i nettet.<br />
Problemene ved for høye eller lave spenninger kan etter nærmere vurderinger utløse<br />
investeringer i reaktorer og/eller kodensatorbatterier, evt. medføre utkopling av linjer/kabler<br />
med stor ladeytelse. Maksimal spenningsgrense vil som regel avgjøres av
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 9 av 71<br />
isolasjonsnivået til komponenter i nettet, mens minimums nivået som regel bestemmes<br />
av leveringsbetingelser mot sluttbrukere.<br />
NVE har med virkning fra 1.1.2005 innført ”Forskrift om leveringskvalitet i<br />
kraftsystemet” 15 . Forskriften skal bidra til å sikre en tilfredsstillende leveringskvalitet i<br />
det norske kraftsystemet, og en samfunnsmessig rasjonell drift, utbygging og utvikling<br />
av kraftsystemet. Herunder skal det tas hensyn til allmenne og private interesser som<br />
blir berørt. Forskriften stiller krav til de som eier og driver/bruker elektriske anlegg<br />
eller utstyr som er tilknyttet kraftsystemet. Forskriften beskriver krav til registrering<br />
av flere parametere samt setter grenseverdier som er viktige for spenningskvaliteten.<br />
Videre er det fastsatt regler for informasjon og klagebehandling. Deler av forskriften<br />
trer ikke i kraft før 1.1.2006 og 1.1.2007.<br />
Frekvensen i utredningsområdet er som regel bestemt av frekvensen i kraftsystemet<br />
for øvrig. Dette er regulert gjennom ”Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet” 12 .<br />
For netteiere i fylket har i hovedsak tilgjenglighet vært hovedmålsetningen for de ulike<br />
nettdelene. Endrede lastsituasjoner og større variasjoner over året har imidlertid<br />
medført større fokus også på spenningsproblematikken. Med vekslende import til og<br />
eksport fra fylket, med stor energitransport på tvers av fylket, er det allerede foretatt<br />
en del reguleringstiltak i Sentralnettet, i tillegg til innførte begrensninger i<br />
nettdelinger.<br />
Dagens KILE ordning hensyntar kun lange avbrudd (>3 min) og kan lett bli<br />
overfokusert i forhold til spenningsproblematikkene. Sett fra et kundesynspunkt med<br />
utstrakt databruk og med masse elektronikk i bruk, er mindre avbrudd og<br />
spenningsdiper vel så kritisk, som lengre avbrudd. Netteierne har vært oppmerksom på<br />
dette i lengre tid og vil lojalt følge opp nye krav fra kunde og myndigheter. Konkret<br />
vurderes det løpende spolejording av distribusjonsnettet.<br />
3.2.1 Leveringspålitelighet<br />
Leveringspålitelighet er definert som kraftsystemets evne til å levere elektrisk energi til<br />
sluttbruker. Leveringspålitelighet er knyttet til hyppighet og varighet av avbrudd i<br />
forsyningsspenningen. NVE innførte fra 01.01.01 regler som gjør at nettselskapenes<br />
inntekter er avhengig av leveringspåliteligheten i nettet. Regelverket inngår som en del<br />
av forskrift av 11. mars 1999 nr. 302 om økonomisk og teknisk rapportering,<br />
inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer 9 . Alle nettselskap som har sluttbrukere<br />
er pålagt å innrapportere avbruddsdata for alle avbrudd over 3 minutter. Herunder skal<br />
det for hvert enkelt nettnivå fastsettes mengde ikke levert energi fordelt på varslede og<br />
ikke varslede avbrudd. Fra 1.1.2005 skal også antall kortvarige avbrudd (avbrudd<br />
kortere enn 3 minutter) registreres.<br />
Dagens KILE ordning hensyntar kun lange avbrudd (>3 min) og kan lett bli<br />
overfokusert i forhold til spenningsproblematikkene. Sett fra et kundesynspunkt med<br />
utstrakt databruk og med masse elektronikk i bruk, er mindre avbrudd og<br />
spenningsdiper vel så kritisk, som lengre avbrudd. Netteierne har vært oppmerksom på<br />
dette i lengre tid og vil lojalt følge opp nye krav fra kunde og myndigheter. Etter<br />
nærmere vurderinger vil det være aktuelt med spolejording i distribusjonsnettet.
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 10 av 71<br />
Det vil være viktig for regionalnettet i Finnmark er å sikre en tilfredsstillende<br />
leveringspålitelighet, slik at produsenter og forbrukere får samme grad av sikkerhet og<br />
dermed rammebetingelser, som resten av landet. Dårlig pålitelighet skal ikke være en<br />
grunn for at etablering ikke skal skje i fylket.<br />
Tradisjonelt har planlegging av regionalnettene tatt utgangspunkt i deterministiske<br />
metoder, som for eksempel N-1 kriteriet. I Finnmark har det imidlertid på grunn av<br />
lange avstander og høye kostnader, ikke vært mulig i de fleste tilfellene å benytte<br />
kriteriet. Etablering av vindkraft medfører forsterkninger, som kan bidra til å bedre<br />
leveringspålitelighet. Dette vil også bedre den generelle påliteligheten for<br />
nettområdene.<br />
Effektivisering innad i verkene setter også fokus på investeringene, slik at disse nå må<br />
”rangeres” og prioriteres. Med fastsatt KILE ramme og avbruddsdata, har man nå fått<br />
bedre mulighet til å ta i bruk stokastiske (probabilistiske) metoder for kategorisere<br />
disse investeringene. Optimal leveringspålitelighet i regionalnettet bestemmes således<br />
ved å minimalisere de totale overføringskostnadene, inklusive kundens<br />
avbruddskostnader, sett over anleggenes levetid.<br />
0<br />
1<br />
Kostnad<br />
Underinvestering<br />
Figur 6 Optimal pålitelighet<br />
Samfunsøkonomisk pålitelighetsnivå<br />
Målsetning:<br />
Optimal pålitelighetsnivå<br />
Overinvestering<br />
Avbrudds kostnader<br />
Investering<br />
Drift og vedlikehold<br />
Elektriske tap<br />
Totale kostnader<br />
Pålitelighet
3.2.2 Nettap<br />
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 11 av 71<br />
Generelt vil investeringer i nettet for å redusere nettapen gjennomføres der dette er<br />
samfunnsøkonomisk lønnsomt. Driften av regionalnettene påvirker nettapene. Det er<br />
derfor viktig å ha optimale delingspunkter i nettet samt unngå transport av for mye<br />
reaktiv effekt.<br />
3.2.3 Beredskap<br />
Finnmark er et fylke med spredt bosetning og med til dels store klimatiske<br />
utfordringer. Med et regionalnett av radiell karakter i tillegg og små muligheter for<br />
omkoblinger på dette nivået, vil et strømbrudd vinterstid kunne sette liv og helse på<br />
spill. Sett i lys av dette, vil beredskapsarbeidet i fylket være særdeles viktig. Erfaringer<br />
fra strømbrudd i ekstrem kulde, har også vist at behovet for forsterkninger kan tvinges<br />
fram utifra en risiko og sårbarhetsvurdering. Netteierne i fylket har hele tiden dette i<br />
minne og de forskjellige everkene har derfor som målsetting å opprettholde en<br />
nødvendig beredskap, slik at ikke liv, helse og store økonomiske verdier går tapt, om<br />
uhellet først skulle være ute. Beredskapen gjelder så vel materiellmessige som<br />
mannskapsmessige tiltak, i tillegg til at anlegg designes og utføres slik at sikkerheten<br />
ivaretas.<br />
På lagersida har man etablert et samarbeid med utveksling av informasjon om<br />
tilgjengelig beredskapsmateriell hos de enkelte everkene. Det presiseres at denne<br />
oversikten er et tillegg til det materiellet som allerede er anskaffet i KBO regi. For at<br />
denne oversikten skal ha noen verdi, er det viktig at den oppdateres jevnlig. I tillegg<br />
har flere verk gått sammen om en beredskapsavtale for sjøkablene i området. Her er<br />
det knyttet avtale med. Seløy undervannsservice AS.<br />
Utfordringene framover blir å få definert en hensiktsmessig ”kompetanseberedskap”,<br />
slik at man er i stand til å takle større ulykker og kriser om de skulle komme. Tilgang<br />
til kompetanse ett viktig suksesskriterium i framtiden. Ikke minst blir det viktig å få<br />
tatt vare på den kompetansen som leverandørene besitter i dag. E-beredskap etablering<br />
kan være et viktig bidrag i så hensende.<br />
Tradisjonelt er everkenes montørstasjoner plassert utifra en vurdering av framkommelighet<br />
ved storm og uvær. Resultatet er at everkene i fylket har relativ mange<br />
montørstasjoner, som er et viktig bidrag for å få ned utrykningstiden, når veger og<br />
havner er stengt.<br />
Ved større feil eller naturkatastrofer er det også utarbeidet egne beredskapsplaner for<br />
strømforsyningen i fylket. I og med at det kun er unntaksvis i lettlastperioder at det<br />
finnes omkoblingsmuligheter via distribusjonsnettet, har det vært viktig og er fortsatt<br />
viktig med en nær kobling mellom beredskapsplanleggingen og denne<br />
kraftsystemutredningen. Et eksempel på dette er den nye linja mellom Lakselv-<br />
Karasjok, som ble høyaktuell etter et langvarig strømbrudd vinterstid og hvor man nå<br />
ønsker å redusere risikoen.
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 12 av 71<br />
En overgang til bruk av risiko og sårbarhetsanalyser i nettplanlegging forutsetter en<br />
tettere integrering med beredskapsarbeidet. En optimalisering og forenkling må<br />
vurderes utifra sannsynlighet og konsekvens ved feil. Feilhyppighet i regionalnettet et<br />
for tiden veldig lav, og for å kunne skaffe seg et tilstrekkelig beslutningsunderlag, vil<br />
det bli viktig og utveksle erfaringer innad i fylket. Oppdatert regelverk innenfor<br />
energiutredninger forutsetter derfor en tettere integrering mot beredskapsarbeidet.<br />
Enhet Beredskapsp Revidert Dato<br />
lan utarbeidet<br />
Kontaktperson Telefonnummer<br />
Alta <strong>Kraft</strong>lag Al X 01.09.2002. Per Erik Ramstad 78 45 09 00<br />
Hammerfest Energi Nett As X Jan Svendsen 78 42 82 00<br />
Repvåg <strong>Kraft</strong>lag Al X Bjørn H. Jenssen 78 47 68 00<br />
Loustejok <strong>Kraft</strong>lag Al X 26.04.2002. Sverre Pedersen 78 46 06 00<br />
Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag Al X Per Kåre Langås 78 49 97 00<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> Nett AS X<br />
Under<br />
01.04.2004 Leif E. Jankila 78 96 26 00<br />
Pasvik <strong>Kraft</strong> AS<br />
utarbeidelse Arild Edvardsen 78 99 49 70<br />
AS Kvænangen <strong>Kraft</strong>verk X 22.12.1993<br />
Statnett SF X Alf Olaussen 78 44 46 00<br />
KBO Fylkesrepresentant X Svein Fredriksen 78 42 82 00<br />
Figur 7 Oversikt over beredskapsplaner og kontakter<br />
3.2.4 Generelle Miljøkrav<br />
Hensynet til miljø i form av krav til arealutnyttelse, estetisk utforming, krav om tiltak<br />
grunnet frykt for helserisiko hos mennesker og negativ innvirkning på f.eks. reindrift<br />
og fuglebestand, blir stadig mer fokusert på ved planer om tiltak i overføringsnettet.<br />
Folk som bor i nærheten av strømførende anlegg er opptatt av mulige helseskader.<br />
Eventuelle merkostnader ved miljøtiltak må veies opp mot aktuelle fordeler før<br />
endelige avgjørelser om trasévalg/plassering av anlegg tas.<br />
Netteierne i Finnmark vil til enhver tid følge de krav som myndighetene setter.<br />
Myndighetene har ikke fastsatt grenseverdier for magnetfelter i Norge. Imidlertid vil<br />
netteierne vil følge opp Helsedirektoratets varsomhetsstrategi ved at det søkes å unngå<br />
å legge nye ledninger nær boligområder i tillegg til at det vil bli vurdert bruk av<br />
mastetyper som gir lavere magnetfelter.<br />
Natur og miljø i arktiske strøk er som de flest vet sårbar og trenger langt tid på å leges<br />
dersom den først skades. Everkene har og er opptatt av at egen framtreden, ikke skal<br />
skade miljø og natur rundt oss. I forhold til natur og dyreinteresser, planlegges arbeidet<br />
utført på den minst skadelige årstiden. Everkene er også opptatt at innleid arbeidskraft<br />
følger de samme forsiktighetsregler. En tettere rullering av energiutredningene slik<br />
forskriften nå beskriver, gjør sitt til at natur og miljømyndigheten vil bli<br />
forhåndsvarslett langt tidligere ved nye tiltak. Forhåpentligvis vil dette medføre til en<br />
styrket dialog og en avklaring av problemområder på et tidlig stadium.
Figur 8: Vernede områder og Nasjonalparker<br />
3.2.5 kostnader<br />
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 13 av 71<br />
Investeringsbeslutninger tas av konsesjonssøker. Følgende kostnadselementer legges<br />
til grunn innenfor utredningsområdet:<br />
• Investeringskostnader<br />
• Drift og vedlikeholdskostnadene<br />
• Tapskostnadene<br />
• Avbruddskostnadene<br />
En optimalisering av nettdriften inebærer at summen av de fire kostnadselementene<br />
minimaliseres. Som analysemetode benyttes nåverdimetoden, da denne regnes som<br />
den beste metoden for denne type analyser.<br />
Nåverdien regnes ut etter følgende formel:<br />
n p −n<br />
K 0 = ∑ K i * ( 1+<br />
)<br />
i=<br />
1 100<br />
Der :<br />
K = sum av kostnadene over analyseperioden referert analyseperiodens start<br />
0<br />
K i = sum kostnad år i<br />
p = Kalkulasjonsrente.<br />
n = analyseperiodens lengde
3.3 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont<br />
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 14 av 71<br />
Utredningens tidshorisont er 10 år, fra 2005 til 2015. Hovedvekten er imidlertid<br />
konsentrert om perioden 2005-2010. Det er i denne omgang lagt vekt på de nærmeste<br />
år, fordi prosjekter i den nære framtid vil være helt avgjørende og legge føringer for de<br />
etterkommende år.<br />
Plangruppa erkjenner at dagens regionalnett i Finnmark historisk har vært ansett som<br />
områdekonsesjonærens eget distribusjonsnett, dog på et høyere spenningsnivå pga av<br />
lange avstander. Utstrekning og omfang av konsesjonærenes regionalnett er uten annen<br />
sammenhengende forbindelse enn sentralnettet og uten andre kunder enn sitt eget<br />
distribusjonsnett og egenproduksjon.<br />
I lys av det forannevnte og med de aktivitetene som planlegges i fylket, er det på sin<br />
plass å ”oppgradere” betydning av regionalnettet i fylket. Sett i sammenheng med<br />
kapasitet i sentralnettet i fylket, vil regionalnettet være helt avgjørende for å realisere<br />
kraftproduksjon basert på vind og gass. Dersom ikke regionalnettet og sentralnettet i<br />
fylket oppgraderes, får det konsekvenser for den videre utnyttelse av miljøvennlige<br />
energiressurser og dermed også næringsinteresser i fylket. I denne sammenheng må<br />
regionalnettet anses som en av, om ikke den viktigste forutsetning/rammebetingelse<br />
for bosetningsmønster og næringsmessig utvikling av fylket.<br />
Gjennom regional kraftsystemutredning ønsker plangruppa å rette søkelys på de tiltak<br />
som er nødvendig for at Finnmark fortsatt skal ha et minimum av infrastruktur for å<br />
klare å utvikle fylket og ressursene videre. Likeså er det viktig for plangruppa og få<br />
fram de særegne forholdene innen miljø, kulturarv, reindrift etc. og som hele tiden tas<br />
hensyn til ved utbygging av kraftnettet.<br />
<strong>Kraft</strong>systemutredningen med de foreslåtte tiltak anser plangruppa for å være et innspill<br />
til en dialog med miljøinteresser, kulturinteresser, samiske interesser, politiske<br />
interesser, myndighet og forbrukere. Dette for så tidlig som mulig å få fram<br />
problemområder, slik at risikoen for allerede marginale tiltak kan reduseres. Når ingen<br />
vil ha overføringslinjer må det forhandles fram løsninger/rammer som alle kan leve<br />
med.<br />
Regionalnettet i Finnmark er en viktig del av samfunnets infrastruktur. Ved infrastrukturplanlegging<br />
skal det legges ”en-eierbetraktning” til grunn. Dette betyr at<br />
planleggingen av regionalnettet skal samordnes med planleggingen av tilgrensende<br />
sentral- og distribusjonsnett (vertikal samordning) og med tilgrensende regionalnett<br />
(horisontal samordning).<br />
Anleggskonsesjonærene har som ambisjon å utvikle regionalnettet videre i takt med<br />
den generelle utviklingen i fylket. Regionalnettet skal bidra til en effektiv og pålitelig<br />
transport av energi i fylket og på den måten være en viktig forutsetning for etablering<br />
av ny virksomhet i området. Det presiseres at utredningen er en kontinuerlig prosess,<br />
der endrede forutsetninger vil endre planene. Utredningen justeres hvert år og følger<br />
forskriftens krav for energiutredninger.
3.4 Økonomiske forutsetninger<br />
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 15 av 71<br />
De økonomiske forutsetninger som ligger til grunn for nettplanleggingen, er preget av<br />
varierende grad av påvirkbarhet og usikkerhet. I de følgende underkapitlene<br />
presenteres en del forutsetninger som påvirker overføringskostnadene og leveringspåliteligheten<br />
i regionalnettet i Finnmark. Dette innbefatter også en kort innføring i<br />
gjeldende regelverk. Kjennskap til gjeldende regelverket er i høy grad en viktig<br />
forutsetning for regionalnettet i fylket. Hvordan regelverket influerer, er videre vist<br />
med eksempler for Finnmarksverkene.<br />
3.4.1 Investeringskostnader<br />
Anleggskostnader (for ledninger, kabler, transformatorer mv.) er først og fremst<br />
avhengig av spenningsvalg og kapasitetskrav. De påvirkes imidlertid også av terrengmessige,<br />
klimatiske, ervervs- og markedsmessige forhold, konsesjonskrav, forskrifter<br />
og normer for dimensjonering av anlegg. Kostnader for komponenter i<br />
overføringsnettet er gjort tilgjengelig gjennom ulike kostnadskataloger (SeFAS, NVE)<br />
Ser man videre på investeringskostnadene så bør de innholde både materiell,<br />
arbeidskraft og prosjekteringskostnader. Finansdepartementet anbefaler i at<br />
investeringsavgift (Fjernet 1.10.2002) tillegges, ved beregning av samfunnsøkonomisk<br />
lønnsomhet, mens merverdiavgiften holdes utenfor 1 .<br />
Treffsikkerheten til kostnadskatalogene vil være unøyaktig og det antas at usikkerheten<br />
i kostnadsestimatene er ± 20%.<br />
3.4.2 Anleggsbidrag<br />
Hensikten med anleggsbidrag er å gi signaler til kunder om unormale høye kostnader<br />
ved tilknytning. Anleggsbidraget gjør at dett ikke belastes eksisterende kunder.<br />
Kunden får dermed gjennom anleggsbidraget størrelse, et signal om at alternativ<br />
lokalisering er å foretrekke. Fra 2002 skal utregning av anleggsbidrag ikke ta hensyn<br />
til størrelse på forventet energiøkning. Dette for å unngå diskriminering i forhold til<br />
andre energibærere. Finnmark fylke har historisk mottatt en del statsstønad til<br />
utbygging av linjer. Denne ordningen er nå borte. Det imidlertid innført en ordning<br />
med tariffstøtte til de everkene med høyest enhetspris pr kWh, målt i forhold til tildelt<br />
inntektsramme.<br />
Anleggsbidrag i regionalnettet er ikke regulert i forskrift. Ved slike nettilknytninger vil<br />
anleggsbidrag avtales etter forhandling i en bilateral avtale.<br />
3.4.3 Teknisk og økonomiske levetid/Analyseperiode<br />
Levetider for ulike typer komponenter påvirkes av bl.a. vedlikeholdsrutiner og<br />
klimatiske forhold. Det må skilles mellom teknisk og økonomisk levetid. Den<br />
økonomiske levetida er fastsatt levetid for komponenter som benyttes ved anleggets<br />
avskrivninger. For samfunnsøkonomiske lønnsomhetsberegninger benyttes anleggets<br />
avskrivningstid som analyseperiode. Teknisk levetid er den tiden hvor anlegget er i<br />
god nok stand til å drives forsvarlig. Ofte er denne tiden lenger enn den økonomiske<br />
1 NVE Referansehåndbok Regional kraftsystemutredning
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 16 av 71<br />
levetiden og ”prosjektet” vil få en bedre samfunnsøkonomisk lønnsomhet, enn den<br />
som er beregnet. I samfunnsøkonomiske lønnsomhetsberegninger skal det tas hensyn<br />
til eventuelle restverdier ved analyseperiodens slutt. Normal analysetid er 25-30 år. Se<br />
for øvrig .<br />
Type anlegg Luftledninger Jordkabelanlegg Sjøkabelanlegg<br />
Stålmaster Tremaster Oljekabler PEX-kabler Vekselstrøm Likestrøm<br />
Teknisk levetid > 40 > 30 35-40 > 25 >30 >30<br />
Økonomisk levetid 40 30 30 30 30 30<br />
Figur 9 Tekniske og økonomiske levetider<br />
3.4.4 Drift og vedlikeholdskostnader<br />
Drift og vedlikeholdskostnader påvirkes av vedlikeholdsrutiner, men også av<br />
klimatiske forhold, anleggenes alder, materialvalg og utførelse. SeFAS har anslått at<br />
disse kostnadene for f.eks. luftledninger årlig utgjør 1,5 % av anleggskostnadene.<br />
Drift og vedlikeholdskostnadene oppgis i prosent av nyverdi. I tabellene nedenfor er<br />
everkenes prosentsatser oppgitt for ulike anleggskomponenter.<br />
Luftledninger:<br />
AK HE RK LK NK VK<br />
Tremaster<br />
Stålmaster<br />
2,0 % 1,5% 1,5 % 2,5 % 1,5 % 0,8 %<br />
Figur 10 Årlige drift og vedlikeholdskostnader for luftledninger i prosent av nyverdi<br />
Kabelanlegg:<br />
AK HE RK LK NK VK<br />
Jordkabler 1,5 % 0,5 % 0,5 % 3,0 % 1,5 % 1,5 %<br />
Sjøkabler 2,0 % 0,5 % 1,5 %<br />
Figur 11 Årlige drift og vedlikeholdskostnader for kabelanlegg i prosent av nyverdi<br />
Andre typer anlegg:<br />
AK HE RK LK NK VK<br />
Transformator 2,0 % 1,0 % 1,5 % 4,0 % 1,5 % 3,0 %<br />
Koplingsanlegg 2,0 % 1,0 % 2,5 % 4,0 % 0,5 % 4,0 %<br />
Kompenseringsanlegg 2,0 % 1,0 % 4,0 % 0,5 % 1,5 %<br />
Figur 12 Årlige drift og vedlikeholdskostnader for andre anlegg i prosent av nyverdi<br />
3.4.5 Tapskostnader<br />
Tapskostnader bestemmes av spotmarkedsprisen og vil dermed variere med den<br />
generelle utvikingen i kraftmarkedet. Forutsetninger om en langsiktig utvikling av<br />
midlere spotmarkedspris kan til en viss grad påvirke valg og utforming av framtidige<br />
systemløsninger.
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 17 av 71<br />
I nettanalyser regnes effektmessige nett-tap (MW) i maksimallast om til et midlere<br />
årsenergitap (GWh) via en såkalt tapsbrukstid. Tapsbrukstida vil kunne variere fra<br />
nettdel til nettdel. I regionalnettet i Finnmark antas tapsbrukstida å ligge rundt 2600<br />
timer. Feil! Fant ikke referansekilden.viser hvordan nåverdien av tapene varierer<br />
med ulik framtidig Spotpris, brukstid og nettnivå, gitt da analyseperiode og rentesats.<br />
For regionalnettet med 132-66 kV linjer, varierer kostnadene for tapene fra ca 13.000<br />
pr kW ved en lav spotpris på 15 Øre/kWh til ca 18.350 pr kW ved høy pris på 30<br />
Øre/kWh. Feil! Fant ikke referansekilden. viser tilsvarende de kapitaliserte<br />
tapskostnadene for transformatorer i regionalnettet. Belastningstapene og<br />
tomgangstapene er prisjustert til 2005 kr.<br />
21 000<br />
Nåverdi av elektriske<br />
tap i Kr/kW ved<br />
ulike brukstider,<br />
nettnivå og framtidig<br />
19 000<br />
Spotpris.<br />
Basert på<br />
kapitaliserte<br />
e kvivalente<br />
tapskostnader med<br />
6% realrente og 30 17 000<br />
års analyseperiode.<br />
Kostnadsnivå 2003.<br />
Tapsdata hentet fra<br />
Planbok SeFAS<br />
15 000<br />
13 000<br />
11 000<br />
15 Øre/kWh 20 Øre/kWh 25 Øre/kWh 30 Øre/kWh<br />
Nettnivå 4 trafo 2400 h 11 980 13 632 15 284 16 936<br />
Nettnivå 5 132-66 kV 2400 h 12 571 14 222 15 874 17 526<br />
Nettnivå 6 trafo 2400 h 13 650 15 302 16 954 18 606<br />
Nettnivå 4 trafo 2600 h 12 393 14 183 15 972 17 762<br />
Nettnivå 5 132-66 kV 2600 h 12 984 14 773 16 562 18 352<br />
Nettnivå 6 trafo 2600 h 14 063 15 853 17 642 19 432<br />
Nettnivå 4 trafo 2800 h 12 806 14 733 16 660 18 588<br />
Nettnivå 5 132-66 kV 2800 h 13 397 15 324 17 251 19 178<br />
Nettnivå 6 trafo 2800 h 14 476 16 403 18 330 20 257<br />
Figur 13 Kapitalisert ekvivalent tapskostnader i Kr/kW<br />
Kapitaliserte tapskostnader for<br />
fordelingstrafoer 200 kVA<br />
Tomgangstap<br />
Belastningstap<br />
kr/kW<br />
39 323<br />
8 890<br />
Figur 14 Kapitaliserte tapskostnader trafoer referert 2003
3.4.6 Avbruddskostnader<br />
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 18 av 71<br />
Kile satsene vist i tabellen under er ett uttrykk for kundenes tap ved strømbrudd. I<br />
tillegg vil Netteier oppleve tap som følge av reparasjonskostnader og tapt levering.<br />
Disse kostnadene er ikke tatt med i analysene.<br />
Ikke varslet Varslet<br />
KILE-satser fra 01.01.2003 til 31.12.2006<br />
avbrudd avbrudd<br />
Kundegruppe [kr/kWh] [kr/kWh]<br />
Industri 66 46<br />
Handel & tjenester 99 68<br />
Jordbruk 15 10<br />
Husholding 8 7<br />
Offentlig 13 10<br />
Treforedling og kraftintensiv industri 13 11<br />
Figur 15 Kile Kostnader<br />
3.4.7 Kalkulasjonsrente<br />
Kalkulasjonsrenten som brukes i beregningene av lønnsomhet ved langsiktige<br />
investeringer i infrastruktur, består av en risikofri rente og et risikotillegg. Førstnevnte<br />
fastsettes av Finansdepartementet og er i dag 3,5 pst. Finansdepartementet anbefaler<br />
risikotillegg for nettinvesteringer på 2,5%. Benyttet kalkulasjonsrente er pt. 6%.<br />
3.4.8 Økonomisk analysemetode<br />
Nåverdien av ett prosjekt framkommer som summen av kapitaliserte verdi av<br />
investeringer, nettap, avbruddskostnader og driftskostnader.
3.5 Tekniske forutsetninger<br />
I de etterfølgende kapitlene er de tekniske analyseforutsetningene benyttet i<br />
utredningen beskrevet.<br />
3.5.1 Dimensjonerende belastning<br />
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 19 av 71<br />
Kriteriene for fastsettelse av dimensjonerende belastning er ulike for indre og ytre<br />
områder. I ytre områder, dvs. HENs, RKs, NKs og delvis VKNs forsyningsområder vil<br />
maksimalbelastningen ikke variere så mye med temperaturen. Maksimalbelastningen<br />
kan være like høy ved noe høyere utetemperatur og vind.<br />
For indre områder, dvs. AKs, LKs og delvis VKNs forsyningsområde vil forbruket øke<br />
ved avtakende temperatur. Her er laveste tredøgnsmiddeltemperatur som statistisk<br />
inntreffer i ett av ti år en naturlig referanse for dimensjonerende belastning. Den store<br />
andelen av elektrisk oppvarming i alminnelig forsyning gjør at belastningstoppene<br />
vanligvis inntreffer etter en kuldeperiode av noen dagers varighet. Konsekvensen av å<br />
velge 10 års returtid i stedet for f.eks. 2 års returtid antas å være at dimensjonerende<br />
belastning i alminnelig forsyning øker med 5-10 %. Det er vanlig å betegne belastning<br />
ved tredøgnsmiddeltemperaturer som statistisk vil inntreffe i ett av to, henholdsvis ti år<br />
som "normal høylast" og "ekstrem høylast".<br />
Det er i denne planen valgt å temperaturkorrigere forbruket for alle områdene ut i fra<br />
laveste 3-døgnsmiddel uavhengig av om det er et indre område eller et ytre område (se<br />
vedlegg 7 for nærmere informasjon). Dette ser ut til å stemme bra med de<br />
maksimallastene som er målt for de ulike områdene. I de ytre områdene er det mindre<br />
differanse i antall grader mellom 2-års og 10-års returtid, enn for de indre områdene,<br />
og dermed mindre differanse mellom normal- og ekstrem høylast.<br />
Forutsetninger om lastutvikling er vist i tabellene og brukstida er forutsatt uendret,<br />
dvs. at årsenergiforbruket og maksimallast utvikler seg likt. Termisk overføringskapasitet<br />
for luftledninger og kabler beregnes ut fra følgende forutsetninger:<br />
Prosjektert Omgivelsestemper<br />
Ledertemperatur atur Som/vind 2<br />
Vind Sol<br />
3<br />
Luftledninger 50 ºC eller 80°C 20° / 0°C 0,6 m/s Nei 4<br />
Oljekabler 85°C 15°C / 5°C 5 - -<br />
PEX-kabler 90°C 15°C/ 5°C - -<br />
Figur 16 Parameter for beregning av overføringskapasitet.<br />
Med disse forutsetningene kan termisk overføringskapasitet i ampere beregnes for<br />
noen av de mest aktuelle luftledningstverrsnittene. Overføringskapasiteten for<br />
komponenter begrenses av at for høy ledertemperatur kan medføre fare for<br />
personsikkerhet (bakkeavstand, eksplosjonsfare m.v.) og/eller uakseptabel materialdeformasjon.<br />
Dette er spesifisert nærmere i normer.<br />
2 Forutsatt lufttemperatur vil vise store geografiske variasjoner om vinteren.<br />
3 Eldre ledninger kan være prosjektert for en linetemperatur på 40°C eller 50°C<br />
4 Gjelder ved dimensjonerende belastning<br />
5 Vanligvis sjøtemperatur
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 20 av 71<br />
Begrensninger i linjenes overføringsevne vil kunne variere med ulike temperaturer. En<br />
temperaturoppgradering av linjene, gjennom å forsterke enkelte kritiske punkt, kan<br />
imidlertid øke overføringsevnen. Eksempler på overføringsevne hvor ulike<br />
temperaturer er lagt til grunn er vist nedenfor. Utfyllende tabeller finnes i Vedlegg 9.<br />
Strømkapasitet, (A) og ytelse, (MVA) for kombinasjoner av line/lufttemperatur<br />
50ºC / 20ºC 50ºC / 0ºC 80ºC / 20ºC<br />
80ºC / 0ºC<br />
132/66 kV<br />
132/66<br />
132/66 kV<br />
132/66<br />
Tverrsnitt [mm [A] [MVA] [A] kV[MVA] [A] [MVA] [A] kV[MVA]<br />
1 * FeAl 1*50 259 - / 30 333 - / 38 352 - / 40 404 - / 46<br />
1 * FeAl 1*70 344 - / 39 442 - / 51 468 - / 53 538 - / 62<br />
1 * FeAl 1*95 419 94 / 48 539 121 / 62 571 129 / 65 655 147 / 74<br />
1 * FeAl 1*120 486 109 / 56 625 141 / 71 663 149 / 76 761 171 / 86<br />
1 * FeAl 1*150 561 126 / - 721 162 / - 766 172 / - 879 198 / 99<br />
1 * FeAl 1*185 640 144 / - 823 185 / - 874 197 / - 1003 226 / -<br />
1 * FeAl 1*240 750 170 / - 960 220 / - 1050 240 / - 1200 270 / -<br />
^2 ]<br />
Figur 17 Overføringsevne ved ulike temperaturer<br />
Ved god kjøling kan mer strøm overføres uten at tillatt ledertemperatur overskrides. I<br />
den grad overføringskapasiteten skulle begrenses av termiske forhold, er det naturlig å<br />
undersøke om overføringskapasiteten kan økes ved at en forutsetter en<br />
omgivelsestemperatur som, med tillegg for diverse usikkerheter, er knyttet til<br />
temperaturforholdene ved maksimallast. Ved utfall av ledninger kan en også forutsette<br />
at parallelle ledninger tåler en gitt prosent overbelastning i inntil 15 minutter, avhengig<br />
av belastningen på ledningen før feilsituasjonen. Dette pga. termisk treghet 6 , dvs. at<br />
det tar en viss tid før ledermaterialet varmes opp. Det undersøkes spesielt om<br />
overføringskapasiteten over detekterte og potensielle flaskehalser kan økes i forhold til<br />
tidligere angitte grenser.<br />
I de tilfeller hvor det under prosjektering er lagt til grunn en ledertemperatur på for<br />
eksempel 50 ºC, kan en som første alternativ til å bygge nytt, vurdere å legge en høyere<br />
ledertemperatur til grunn. I så fall må en foreta en kontrollberegning og kontroll av at<br />
utstyr og bakkeavstand. Ved en slik temperaturoppgradering kan det i mange tilfeller<br />
være nok å sett inn en del lenger master. Ellers kan en omkobling avhjelpe kritiske<br />
situasjoner, slik at personsikkerhet og andre krav blir ivaretatt.<br />
Temperaturoppgradering vil i mange tilfeller bli langt rimeligere enn for eksempel å<br />
bygge nytt. Faren ved temperaturoppgradering er imidlertid at man kan få meget<br />
anstrengte driftssituasjoner, hvor sikkerhetsmarginene er redusert.<br />
3.5.2 Luftledning kontra Jordkabel<br />
Anvendelse av kabel i stedet for luftledning vil ofte begrenses av store avstander. Rent<br />
økonomisk vil luftledning være billigere enn kabel. Rent visuelt vil kabel være å<br />
foretrekke og vil bli kunne anvendes over kortere strekninger i byer og tettbebyggelse.<br />
3.5.3 Utnyttelse av transformatorer.<br />
Det legges til grunn at de fleste transformatorer i en flaskehalssituasjon kan belastes<br />
mer enn merkeytelsen, forutsatt lave lufttemperaturer eller forsert kjøling. For nye<br />
6 NVE-EEP notat, datert 28.04.80<br />
Termisk grensestrøm, termisk tidskonstant og tid/temperaturforhold for stålaluminiumliner
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 21 av 71<br />
transformatorer (< 20 år) kan en som en grov tommelfingerregel regne med at disse<br />
kan overbelastes med 1 % for hver grad temperaturen er under 30 °C, inntil maksimalt<br />
30 % over merkebelastning. For eldre transformatorer, og om en vil overbelaste mer,<br />
må dette avklares med fabrikanten i hvert enkelt tilfelle. I sentralnettet er det satt en<br />
maksgrense på 20% overbelastning på trafoer, etter avtale med anleggseier.<br />
3.5.4 Reaktiv effekt.<br />
Behovet for å holde spenningen oppe på enden av lange radialer er den viktigste<br />
grunnen til å innføre nye konsdensatorbatterier i regionalnettet. I tillegg vil det kunne<br />
motiveres utfra tapsmessige forhold for å hindre for stor reaktiv transport i nettet. Nye<br />
vindkraftparker forutsettes å være tilstrekkelig kompensert slik at det ikke fører til<br />
investeringer for netteierne. Stor overføring på linjer fører til at ledningen trekker<br />
reaktiv effekt ut av nettet. Det kan bli aktuelt å kreve ytterligere reaktiv kompensering<br />
ved bygging av nye vindkraftverk for å motvirke dette.<br />
3.5.5 Andre forhold<br />
Andre forhold av viktighet er at nettet ved et gitt stadium faktisk kan drives på en slik<br />
måte som planleggingen legger til grunn. Dette krever at vern og releer er innstilt etter<br />
planforutsetningene og at f.eks. begrensende endepunktskomponenter skiftes ut og<br />
tilpasses ledningenes overføringskapasitet ut fra termiske eller andre forhold.<br />
3.6 Særegne forhold innen planområdet<br />
Regionalnettet i Finnmark kjennetegnes flere steder av at kraft skal overføres over<br />
relativt store avstander og at forbruket som skal dekkes, er relativt lavt.<br />
Regionalnettet er for en stor del ikke sammenhengende, men er indirekte<br />
sammenknyttet via sentralnettet, eventuelt også over forbindelser med liten<br />
overføringskapasitet i distribusjonsnettet (22 kV).<br />
Deler av kraftnettet går i relativt øde områder og til dels i terreng som kan<br />
karakteriseres som utsatt rent klimatisk. Ved uvær om vinteren vil<br />
feilsøking/reparasjon av disse ledningene bli forsinket på grunn av hensynet til<br />
sikkerhet for personellet.<br />
Med unntak av deler av <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>s forsyningsområde sør for <strong>Varanger</strong>fjorden er<br />
det lite produksjon som mater inn på regionalnettet/distribusjonsnettet i forhold til<br />
forbruket. I Havøysund er det store mengder vindkraft som produseres og leverer inn<br />
på Regionalnettet til Repvåg <strong>Kraft</strong>lag.<br />
Store deler av regionalnettet har historisk sett hatt radiell struktur. Tiltak de senere år<br />
har til en viss grad endret dette forholdet. Blant annet nevnes ny 66 kV ledning<br />
Lakselv- Karasjok og 2 ny 132 kV ledninger Skaidi-Hammerfest. Reservekapasitet<br />
finnes til en viss grad i underliggende distribusjonsnett. Overføringskapasiteten i dette<br />
nettet begrenses ofte av stort spenningsfall.
Konsesjon Gitt<br />
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 22 av 71<br />
I Finnmark er elforsyningen i hovedsak organisert i to nettnivåer. Regionalnettet kan<br />
karakteriseres som et kraftig distribusjonsnett ut fra sentralnettet.<br />
I de ytre områdene er det ofte vind istedenfor kulde som gir dimensjonerende<br />
belastning, eller en kombinasjon av disse. Her forekommer det også saltbelegg og ising<br />
på liner og isolatorer over større områder i forbindelse med stormer, noe som ofte fører<br />
til utfall.<br />
I de indre områdene kan det være ekstrem kulde, ofte over lengre perioder noe som<br />
gjør at utfall i disse periodene kan få store konsekvenser.<br />
Noen fiskeforedlingsbedrifter krever god leveringspålitelighet, da anleggene er blitt<br />
helautomatiserte og selv korte avbrudd medfører lengre stans i produksjonen. Statoils<br />
LNG anlegg på Melkøya utenfor Hammerfest har strenge krav til leveringspålitelighet.<br />
Dette er ivaretatt gjennom egenproduksjon i gasskraftverk på anlegget samt<br />
reserveforsyning via kraftnettet. Den generelle utviklingen viser at krav til<br />
leveringspålitelighet stadig skjerpes. Spesielt fører korte avbrudd og spenningsdip til<br />
problemer som inntil for få år siden ikke førte til problemer. Nærmere vurderinger kan<br />
føre til montasje av spolejording av distribusjonsnettet.<br />
Det er planlagt mye vindkraft i finnmark. Dette gir store utfordringer i forbindelse med<br />
utredningsarbeidet. Totalt er det gitt konsesjon til, konsesjonsøkt og forhåndsmeldt<br />
vindkraft på ca 1700 MW i Finnmark.<br />
Selskap Kommune Lokalisering Effekt MW Årsenergi<br />
GWh Merknad<br />
Statkraft SF Lebesby Gartefjellet 40 140 Konsesjon stadfestet<br />
Statkraft SF Vadsø Skallhalsen 40-65 120-190 Under klagebehandling<br />
Konsesjonssøknader under<br />
behandling<br />
Hydro Energi Båtsfjord Båtsfjordfjellet 250 743<br />
Fred Olsen Renewables Lebesby Laksefjorden 100 300<br />
Fred Olsen Renewables Gamvik Digermulen 100 300<br />
Meldinger under Behandling<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> AS Berlevåg Rakkocærro 350 1050<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> AS Vardø/Båtsfjord Seglkollfjellet 50 160 Anmodet om å stoppe planlegging<br />
Norsk Hydro Sør-<strong>Varanger</strong> Bugøynesfjellet 90 270 Anmodet om å stoppe planlegging<br />
Norsk Hydro Måsøy Snefjord 100 300<br />
Norsk Miljøkraft AS Vardø Domen 100 300 Anmodet om å stoppe planlegging<br />
Norsk Miljøkraft AS Lebesby Skjøtningeberg 400 1200<br />
Norsk Miljøkraft AS Berlevåg Eliastoppen 40 120<br />
Statkraft SF Berlevåg Laukvikdalsfjellet 70 280<br />
Statkraft SF Hammerfest Tyven 110 330<br />
Totalt 1815 5403<br />
Konsesjonsøknad avslått<br />
Statkraft SF Nordkapp Magerøya 50 150-200 Avslag endelig<br />
Figur 18: Planlagt vindkraft innen utredningsområdet
Figur 19 Kart over vindkraftprosjekter i utredningsområdet<br />
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet<br />
Side 23 av 71
4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 24 av 71<br />
Elforsyningen i Finnmark startet i 1891 da landets første vanndrevne kommunale<br />
elektrisitetsverk ble etablert i Hammerfest. I Sør-<strong>Varanger</strong> ble det etablert en<br />
omfattende elforsyning først på 1900-tallet. For øvrig gikk elektrisifiseringen i<br />
Finnmark langt senere enn i resten av landet. I 1938 hadde 28 % av fylkets innbyggere<br />
en eller annen forsyning av elektrisk kraft, mens tilsvarende på landsbasis var 75 %,<br />
jfr. referanse [ 7 ].<br />
Etter tyskernes ødeleggelse av Finnmark i 1944 var så og si alle kraftverker og<br />
ledninger ødelagt. Hele regionalnettet er derfor bygd opp etter 1945.<br />
En større utbygging av det som i dag defineres som regionalnettet, startet i Vest-<br />
Finnmark med utbyggingen av Nedre og Øvre Porsa kraftverk og Repvåg <strong>Kraft</strong>stasjon<br />
på 1950-tallet. Herfra ble det bygd 66 kV ledninger til Hammerfest og Skaidi og<br />
videre fra Skaidi til Alta. 66 kV ledningen mellom Skaidi og Alta er senere bygd om<br />
til 132 kV spenning og inngår i dag i sentralnettet. På 1960-tallet ble Smørfjord<br />
transformatorstasjon tilknyttet 66 kV nettet og deler av 22 kV nettet der ble oppgradert<br />
til 33 kV. På 1970-tallet ble 66 kV nettet ført fram til Honningsvåg og Havøysund.<br />
I Øst-Finnmark ble de første regionalnettsanleggene bygget da det ble etablert en 66<br />
kV ledning fra <strong>Varanger</strong>botn til Bjørnevatn i begynnelsen av 1950-tallet. I første<br />
halvdel av 1960-tallet fikk Vadsø og Vardø strømforsyning via 66 kV nettet.<br />
Nordkynområdet fikk 66 kV tilknytning først på 1970-tallet i forbindelse med<br />
utbyggingen av Adamselv kraftverk.<br />
Regionalnettet i Finnmark er for det meste ikke sammenhengende, men knyttet<br />
sammen via sentralnettet som går gjennom hele fylket. Finnmark ble nettmessig<br />
knyttet til Troms i 1965 da den første ledningen mellom Alta og Kvænangsbotn ble<br />
satt i drift. Et sammenhengende sentralnett i Finnmark ble etablert i 1974 med<br />
idriftsettelsen av 132 kV ledningen Adamselv - Lakselv. Året før ble 132 kV<br />
ledningen Alta - Lakselv idriftsatt.<br />
I det etterfølgende gis en sammenstilling av områdevise nøkkeltall for forbruk,<br />
produksjon, kraftbalanse og overføringskapasiteter.
4.1 Energisammensetning i utredningsområdet<br />
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 25 av 71<br />
Forbrukstyngdepunktene i Finnmark er Alta, Hammerfest, Honningsvåg, Lakselv,<br />
Vadsø og Kirkenes.<br />
Hovedtyngdepunktet av forbruket i Alta <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde er<br />
sentrumsområdene i Alta med en maksimal belastning på ca 67 MW. Maksimalt forbruk i<br />
den delen av nettet som er tilknyttet Kvænangsbotn, er ca 13 MW.<br />
Hovedtyngden av forbruket i Hammerfest Energi Nett AS forsyningsområde ligger<br />
i Hammerfest der maksimallasten kan komme opp i ca 42 MW.<br />
Hovedtyngden av forbruket i Repvåg <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde ligger i<br />
Honningsvåg (Storbukt) der maksimalt forbruk er ca 17 MW, og i Havøysund og<br />
Smørfjord der toppbelastningen ligger på ca 5 MW.<br />
Hovedtyngdepunktet av forbruket i Luostejok <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde ligger i<br />
Lakselv med ca 20 MW. Belastningen i Karasjok utgjør ca 12,5 MW.<br />
Hovedtyngden av forbruket i Nordkyn <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde ligger i<br />
Kjøllefjord og Mehamn med ca 5 MW begge steder. Maksimallast er på ca 12 MW.<br />
Normallast om vinteren ligger mellom 10.5-11.5 MW.<br />
De største forbrukspunktene i <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>s forsyningsområde er Kirkenes og<br />
Vadsø med maksimallast på henholdsvis ca 35 MW og 25MW.
4.1.1 Produksjon<br />
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 26 av 71<br />
Mesteparten av produsert vannkraft i Finnmark mates direkte inn på sentralnettet (<br />
Alta kraftverk og Adamselv) eller direkte inn på det øvrige 132 kV nettet (Skogfoss og<br />
Melkefoss). Produsert vannkraft de siste årene i utredningsområdet Finnmark er vist i<br />
diagrammet.<br />
1 740<br />
1 720<br />
1 700<br />
1 680<br />
1 660<br />
1 640<br />
1 620<br />
1 600<br />
Sum produksjon GWh<br />
Sum produksjon GWh<br />
1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004<br />
Figur 20 Produksjon innenfor utredningsområdet 1997-2004
4.1.2 Energiforbruk<br />
GWh<br />
1 450<br />
1 400<br />
1 350<br />
1 300<br />
1 250<br />
1 200<br />
1 150<br />
1 100<br />
Sum forbruk Finnmark<br />
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 27 av 71<br />
Sum forbruk Finnmark<br />
1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004<br />
År<br />
Figur 21 Sum energiforbruk i utredningsområdet 1997-2004
4.1.3 Energibalanse<br />
GWh<br />
2000<br />
1500<br />
1000<br />
500<br />
0<br />
-500<br />
-1000<br />
-1500<br />
-2000<br />
Historisk Energibalanse<br />
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004<br />
År<br />
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 28 av 71<br />
Sum forbruk Finnmark<br />
Sum produksjon Finnmark<br />
Energibalanse Finnmark<br />
Figur 22 Historisk energibalanse 1997-2004<br />
Figuren viser hvordan utviklingen i energibalansen har vært fra 19987 og frem til i<br />
dag.
4.2 Generell beskrivelse av overføringsnettet i Finnmark<br />
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 29 av 71<br />
Sentralnettet i Finnmark omfatter alt 132 kV nettet fra Kvænangen til<br />
Kirkenes/Russland. Fra <strong>Varanger</strong>botn er det dessuten en forbindelse på 220KV til<br />
Finland. Regionalnettet er tilknyttet sentralnettet i Kvænangsbotn (i Troms fylke),<br />
Alta, Skaidi, Lakselv, Adamselv, Tana bru, <strong>Varanger</strong>botn og Kirkenes. Regionalnettet<br />
er i mindre grad sammenhengende mellom delområdene.<br />
Sum Merkeytelse MVA<br />
200<br />
180<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
1952<br />
1953<br />
1954<br />
1955<br />
1956<br />
1957<br />
1958<br />
1959<br />
1960<br />
1961<br />
1962<br />
1963<br />
1964<br />
1965<br />
1966<br />
1967<br />
1968<br />
1969<br />
1970<br />
1971<br />
1972<br />
1973<br />
1974<br />
1975<br />
1976<br />
1977<br />
1978<br />
1979<br />
1980<br />
1981<br />
1982<br />
1983<br />
1984<br />
1985<br />
1986<br />
1987<br />
1988<br />
1989<br />
1990<br />
1991<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
1995<br />
1996<br />
1997<br />
1998<br />
1999<br />
2000<br />
2001<br />
2002<br />
2003<br />
2004<br />
2005<br />
Figur 23 Aldersammensetning for transformatorer i utredningsområdet<br />
Figuren inneholder transformatorer i regionalnett, sentralnettet og i produksjonsanlegg<br />
i utredningsområdet.<br />
År<br />
Totalt
Lengde [KM]<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
1953<br />
1956<br />
Aldersammensetning 66 og 33 kV ledninger<br />
1959<br />
1962<br />
1965<br />
1968<br />
1971<br />
1974<br />
1977<br />
1980<br />
Figur 24: Aldersammensetning av 33 og 66 kV ledninger<br />
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
År<br />
Side 30 av 71<br />
33<br />
66<br />
1983<br />
1986<br />
1989<br />
1992<br />
1995<br />
1998<br />
2001<br />
2004<br />
Figur 22 og 23 inkluderer også kabler på de respektive spenningsnivå. Enkelte av<br />
ledningene drives på lavere spenningsnivå enn de er bygget for. Dette er det ikke tatt<br />
hensyn til i figurene.<br />
Lengde [KM]<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
Aldersammensetning 132, 150 og 220 kV ledninger<br />
1953<br />
1956<br />
1959<br />
1962<br />
1965<br />
1968<br />
1971<br />
1974<br />
1977<br />
1980<br />
Figur 25 Aldersammensetning 132, 150 og 220 kV ledninger<br />
År<br />
1983<br />
1986<br />
1989<br />
1992<br />
1995<br />
1998<br />
2001<br />
2004<br />
132<br />
150<br />
220
4.2.1 Alta-området<br />
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 31 av 71<br />
Regionalnettet i Alta <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde er tilknyttet sentralnettet i<br />
Kvænangsbotn og Alta (Raipas). Regionalnettet ut fra Kvænangsbotn og Alta er kun<br />
sammenkoplet over 22 kV nettet.<br />
Regionalnettet fra Kvænangsbotn omfatter en 66 kV forbindelse via Burfjord til<br />
Øksfjordbotn og videre til Øksfjord. I tillegg inngår en 132/66/22 kV transformator i<br />
Kvænangsbotn og 66/22 kV transformeringer i Burfjord, Øksfjordbotn og Øksfjord.<br />
Underliggende 22 kV nett er vanligvis delt mellom disse stasjonene. På<br />
Kvænangsfjellet og Nuvnes er det forbindelse til Nord-Troms <strong>Kraft</strong>lags<br />
distribusjonsnett på 22 kV nivå.<br />
I Alta går en 132 kV ledning fra Statnetts stasjon i Raipas til Alta <strong>Kraft</strong>lags stasjon på<br />
Aronnes. I Aronnes er det to 132/22 kV transformatorer. I Raipas er det også en<br />
132/22 kV transformator, hvor Alta <strong>Kraft</strong>lag har uttak til distribusjonsnettet. Det er<br />
også et 22 kV uttak som forsyner østsiden av Altafjorden fram til Porsa <strong>Kraft</strong>stasjon.<br />
Dessuten står det en ubenyttet 132/22 kV transformator i reserve. I Porsa er det<br />
forbindelse til Hammerfest Energi Nett ASs distribusjonsnett på 22 kV nivå.<br />
4.2.2 Hammerfest-området<br />
Regionalnettet i Hammerfest-området er tilknyttet sentralnettet i Skaidi på 132kV<br />
nivå. En 132 kV ledninge er idriftsatt på Strekningen Skaidi-Kvalsund-Hammerfest.<br />
Videre er det bygget en 132 kV ledning fra Hammerfest-Melkøya (Deler av ledningen<br />
er kabel fra Fuglenes ut til Melkøya). Ny ledning fra Skaidi-Kvalsund-Hammerfest er<br />
under bygging og settes i drift Ultimo 2005.<br />
Via 66 kV ledningen Skaidi-Smørfjord-Lakselv er det forbindelse til sentralnettet i<br />
Lakselv.<br />
I Hammerfest og Fuglenes sekundærstasjoner er det 132/22 kV nedtransformering.<br />
Det er også nedtransformering til 11 kV i Hammerfest, Fuglenes har 22/11kV<br />
nedtransformering. Fra Kvalsund går en ledning til Nedre Porsa der det er en 66/22 kV<br />
nedtransformering. Fra Nedre Porsa går det en 66 kV ledning til Sandøybotn der det er<br />
66/22 kV transformering.<br />
Ledningen mellom Sandøybotn og Breivikbotn er en 66kV forbindelse som leverer til<br />
et provisorisk anlegg i Breivikbotn. Linjen mellom Breivikbotn og Hasvik er isolert<br />
for 66 kV, men drives foreløpig med 22 kV. Det samme gjelder for sjøkablene over<br />
Vargsundet og over Sørøysundet. Disse kablene er dublert.<br />
Porsa har en forbindelse til Raipas i Alta via en 22kV linje.<br />
4.2.3 Luostejok-området<br />
Regionalnettet i Loustejok <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde er tilknyttet sentralnettet i<br />
Lakselv via en 132/66 kV transformator og en 132/22 kV transformator. Via 66 kV<br />
forbindelsen Skaidi-Smørfjord-Lakselv er det også mulig å ta ut kraft fra Skaidi.<br />
Ledningen ligger vanligvis delt i Smørfjord mellom Smørfjord og Lakselv.
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 32 av 71<br />
I Lakselv er det også en 66/22 kV transformering. 22 kV nettet er distribusjonsnett og<br />
beskrives derfor ikke nærmere i planen utover hvordan dette påvirker regionalnettet.<br />
To parallelle 22 kV ledninger fra Lakselv transformatorstasjon til Mobilskogen<br />
fordelingsstasjon er bygd for 66 kV, men drives med 22 kV spenning.<br />
Fra Lakselv går en 66 kV ledning til Karasjok. I nærheten av Luostejok <strong>Kraft</strong>verk og i<br />
Karasjok er det 66/22 kV nedtransformering. Ny 66 kV ledning fra Lakselv til<br />
Karasjok er ferdigstilt april 2005.<br />
Fra Karasjok går det også en 22 kV ledning til Finland.<br />
4.2.4 Nordkyn-området<br />
Regionalnettet i Nordkyn <strong>Kraft</strong>lags område er tilknyttet sentralnettet i Adamselv. Det<br />
er ingen transformering mellom sentralnettet og regionalnettet, men en indirekte<br />
tilknytning via de to generatortransformatorene i Adamselv <strong>Kraft</strong>verk, henholdsvis en<br />
10 MVA 9,5/66 kV transformator og en 3 MVA 9,5/22 kV transformator.<br />
Fra Adamselv går en 66 kV ledning fra Adamselv <strong>Kraft</strong>verk til Kjøllefjord med en<br />
avgreining til Mehamn hvor det er en 66/22 kV transformator i hver stasjon. Fra<br />
Mårøyfjord <strong>Kraft</strong>verk går en 33 kV ledning til Kjøllefjord via Hopseidet. Både i<br />
Hopseidet og i Kjøllefjord er det nedtransformering 33/22 kV. Det går også en 22 kV<br />
forbindelse mellom Mårøyfjord og Adamselv.<br />
Det er ingen forbindelser til de andre regionalnettene.<br />
4.2.5 Repvåg-området<br />
Regionalnettet i Repvåg-området er tilknyttet sentralnettet i Skaidi, se beskrivelsen for<br />
Hammerfest-området, og i Lakselv, se beskrivelsen for Luostejok-området. 66 kV<br />
ledningen Lakselv-Smørfjord er spenningssatt fra Lakselv og utkoplet i Smørfjord.<br />
Repvåg kraftstasjon er tilkoplet 66 kV ledningen Smørfjord-Storbukt ( Linje Øst) og<br />
produserer mot Storbukt transformatorstasjonLedningen Lakselv-Smørfjord er<br />
primært en reserveforbindelse og ligger som tidligere nevnt utkoplet.<br />
Fra Skaidi går en 66 kV ledning til Smørfjord, der det er nedtransformering til 22 kV.<br />
Ut fra Smørfjord går det videre tre 66 kV ledninger, to til Storbukt, og en til<br />
Havøysund. Fra Havøysund går det videre en 66 kV kabel til Vindkraftverket på<br />
Havøygavlen. I Havøysund er det nedtransformering til 11 kV. Havøysund kan også<br />
delvis forsynes via 22 kV nettet som går ut fra Smørfjord. 66 kV ledningen mellom<br />
Smørfjord og Havøysund ble sommeren 1998 innsløyfet i Snefjord<br />
transformatorstasjon, og det ble montert en 6 MVA, 66/22 kV transformator i<br />
stasjonen. Dette ble gjort for å redusere overføringstapene og forbedre<br />
leveringspåliteligheten i området, samt for å øke kapasiteten på reserveforsyningen til<br />
Havøysund.<br />
22 kV ledningen Smørfjord-Snefjord-Havøysund er delt i Snefjord og i Havøysund ved<br />
Hestevann.
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 33 av 71<br />
22 kV ledningen Smørfjord-Valdak har forbindelse til Luostejok <strong>Kraft</strong>lags 22 kV nett<br />
via en nettstasjon med måling , og er delt i Valdak.<br />
Repvåg kraftstasjon er tilkoplet 66 kV ledningen Smørfjord-Storbukt ( Linje Øst) og<br />
produserer mot Storbukt transformatorstasjon. I Storbukt er det nedtransformering til<br />
22 kV.<br />
Forbruket under Kåfjord transformatorstasjon er overflyttet til Vesterpollen<br />
transformatorstasjon.<br />
I Mars 2005 søkte Repvåg kraftlag om konsesjon på en 132 kV ledning Skaidi-<br />
Smørfjord.<br />
4.2.6 <strong>Varanger</strong>-området<br />
<strong>Varanger</strong>-halvøya<br />
Regionalnettet i <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>s forsyningsområde er tilknyttet sentralnettet i<br />
henholdsvis Tana bru, <strong>Varanger</strong>botn og Kirkenes.<br />
I Tana bru er det en 132/22 kV 25 MVA transformator. Via 22 kV ledninger er Tana<br />
bru tilknyttet <strong>Varanger</strong>botn og Leirpollen. Dessuten er det en 22 kV forbindelse til<br />
Finland.<br />
I <strong>Varanger</strong>botn er det to 132/66 kV på henholdsvis 30 og 15 MVA transformatorer og<br />
videre en 66/22 kV transformator. Fra <strong>Varanger</strong>botn går det en 66 kV ledning via<br />
Leirpollen og Kobbkroken til Båtsfjord. Fra Kobbkroken går en 66 kV ledning til<br />
Berlevåg. Denne drives med 22 kV spenning. Det er 66/22 kV nedtransformering i<br />
henholdsvis Leirpollen, Kobbkroken og Båtsfjord (to 66/22 kV 10/12 MVA<br />
transformatorer i Båtsfjord). Fra <strong>Varanger</strong>botn går det dessuten en 132 kV ledning og<br />
en 66 kV ledning mot Vadsø. I Vadsø er det nedtransformering til 66 kV fra 132 kV<br />
og til 22 kV fra både 66 kV og 132 kV. Fra <strong>Varanger</strong>botn går det dessuten en 220 kV<br />
ledning til Finland.<br />
Fra Vadsø går det en 66 kV ledning mot Smelror som opprinnelig ble idriftsatt i 1963.<br />
Det ble sommeren 1998 gitt konsesjon for ombygging av denne ledningen til 132 kV,<br />
og arbeidet med ombyggingen er påbegynt. Ca 1/5 av ledningen er pd. Ombygd. På<br />
resterende del av ledningen er det bygget inn en del nye forankringsmaster, samt at<br />
tidligere forankrings-/vinkelmaster er bygd om. Disse er bygd for 132 kV. Videre er<br />
lina på ledningen byttet ut over hele strekningen. De prognoser for lastøkning som ble<br />
lagt til grunn på beslutningstidspunktet har ikke slått til, derfor er videre investeringer<br />
lagt i bero inntil videre. Realisering av vindkraftverk kan føre til at ledningen må<br />
fullføres. Konsesjonens gikk ut 31.12.04 men det er søkt om forlengelse av denne.<br />
I Vardø (Smelror) er det nedtransformering til 22 kV vi 2 12MVA trasformatorer..<br />
En ny 132 kV ledning fra Smelror til Båtsfjord ble idriftsatt i 1995. Ledningen blir<br />
inntil videre drevet med 66 kV spenning. Til vanlig er nettet delt mellom Smelror og<br />
Båtsfjord.
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 34 av 71<br />
Det ble driftssatt en ny transformatorstasjon i Båtsfjord i 1998, etter at den gamle<br />
stasjonen ble flyttet ut av tettbebyggelsen.<br />
I Tana Bru og Leirpollen ble det idriftsatt nye transformatorer i 2000. Disser er på hhv.<br />
25 og 6MVA. I Leirpollen er det nå regulering på Transformatoren.<br />
Sør-<strong>Varanger</strong><br />
Fra <strong>Varanger</strong>botn går en 132 kV ledning til Kirkenes, denne inngår i sentralnettet. I<br />
Kirkenes er det to 132/22 kV transformatorer. Fra Skogfoss og Melkefoss kraftverker<br />
går en 132 kV ledning til Kirkenes. Dette er en ren produksjonsradial og eies av<br />
Pasvik <strong>Kraft</strong>. I Kirkenes går det også en 150 kV ledning til Boris Gleb i Russland (Eid<br />
av Statnett SF).<br />
Fra <strong>Varanger</strong>botn går det en 66 kV ledning via Gandvik kraftstasjon, derfra til<br />
Bugøyfjord, fra Bugøyfjord videre til Neiden og derfra til Bjørnevatn. I Bugøyfjord,<br />
Neiden og Bjørnevatn er det nedtransformering til 22 kV. Mellom Kirkenes og<br />
Bjørnevatn er det forbindelse på 22kV nivå. Vanligvis er nettet delt i Bjørnevatn.<br />
I Neiden er det etablert en forbindelse mot Finland, via en 22/20kV regulertrafo.<br />
4.3 Driftsforhold av betydning for utnyttelsen av regionalnettet<br />
4.3.1 Overføringskapasiteter og reserveforhold i regionalnettet<br />
Overføringskapasitet på den enkelte ledning og transformator er vist i vedlegg.<br />
Reserveforhold for de enkelte stasjoner i regionalnettet med tilknyttet forbruk er<br />
detaljert beskrevet i vedlegget.
4.3.2 Overføringstap i regionalnettet<br />
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 35 av 71<br />
Overføringstapene, referert uttak fra sentralnettet, er vist i diagrammet nedenfor.<br />
Tallene er hentet fra regnskapsrapportering 2000. Tapsprosenten varierer fra 0,8 % til<br />
4,9 %. Her er det imidlertid stor forskjell på utstrekning og størrelse på<br />
regionalnettene.<br />
Nettap i Finnmark.<br />
Hentet fra teknisk<br />
økonomisk<br />
rapportering NVE<br />
regnskap 2000.<br />
1 200 000<br />
1 000 000<br />
800 000<br />
600 000<br />
400 000<br />
200 000<br />
0<br />
[MWh]<br />
Alta <strong>Kraft</strong>lag AL<br />
Hammerfest<br />
Elverk Nett AS<br />
Figur26. Overføringstap i de forskjellige forsyningsområdene<br />
4.3.3 Nettdelinger i regionalnettet<br />
Luostejok<br />
<strong>Kraft</strong>lag AL<br />
Nord Troms<br />
<strong>Kraft</strong>lag AS<br />
Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag<br />
AL<br />
Repvåg <strong>Kraft</strong>lag<br />
AL<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong><br />
AS<br />
Tapsprosent Regionalnettet 0,8 % 2,8 % 0,5 % 4,7 % 4,9 % 3,5 % 2,0 %<br />
Tapsprosent Distribusjon 5,5 % 6,4 % 7,4 % 7,3 % 5,2 % 6,5 % 6,9 %<br />
Tap D-nett regnskap [MWh] 18 819 14 402 10 250 16 308 3 106 8 551 39 564<br />
Uttak energi Distribusjonsnett [MWh] 323 692 212 001 128 743 205 878 56 820 122 960 535 810<br />
Tap R-nett regnskap [MWh] 2 157 6 172 683 8 154 3 106 4 211 10 517<br />
Uttak energi Regionalnett [MWh] 264 860 217 566 138 637 165 499 59 927 114 409 508 317<br />
I Alta <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde er det i normal drift deling i distribusjonsnettet<br />
mellom 66/22 kV transformatorstasjonene i Kvænangsbotn, Burfjord, Øksfjordbotn og<br />
Øksfjord. 22 kV nettet som binder sammen 66 kV nettet fra Kvænangsbotn og 132 kV<br />
nettet fra Raipas er delt mellom Alta og Kåven. 22 kV nettet mellom Raipas og<br />
Aronnes er også delt.<br />
Det er forbindelse i 22 kV nettet mellom Alta <strong>Kraft</strong>lags og Hammerfest Energi Nett<br />
ASs forsyningsområde via 22 kV ledningen Raipas-Porsa. Vanligvis er nettet her delt<br />
mellom Skillefjord og Nyvoll.<br />
I Hammerfest Energi Nett ASs forsyningsområde er det ingen faste nettdelinger i<br />
regionalnettet. Det er deling på 22 kV i Kårhavn. 22 kV nettet i Kvalsund er delt slik<br />
at halvparten av forbruket forsynes fra henholdsvis Porsa og Skaidi. 22 kV nettet<br />
mellom Sandøybotn og Breivikbotn er delt i Burfjord (gjelder den 22 kV ledningen<br />
som ikke er bygd for 66 kV).<br />
12,0 %<br />
10,0 %<br />
8,0 %<br />
6,0 %<br />
4,0 %<br />
2,0 %<br />
0,0 %
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 36 av 71<br />
I Repvåg <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde er 66 kV ledningen Lakselv-Smørfjord<br />
spenningssatt fra Lakselv og utkoplet i Smørfjord. Repvåg kraftstasjon er tilkoplet 66<br />
kV ledningen Smørfjord-Storbukt (Linje Øst) og produserer mot Storbukt<br />
transformatorstasjon.<br />
22 kV ledningen Smørfjord-Snefjord-Havøysund er delt i Snefjord og i Havøysund<br />
ved Hestevann. 22 kV ledningen Smørfjord-Valdak har forbindelse til Luostejok<br />
<strong>Kraft</strong>lags 22 kV nett via en nettstasjon med måling og er delt i Valdak<br />
I Luostejok <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde er det mulighet til å dele nettet mellom 66<br />
kV og 22 kV i Luostejok transformatorstasjon.<br />
I Nordkyn <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde er 22 kV forbindelsen mellom Adamselv og<br />
Mårøyfjord vanligvis delt.<br />
I <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>s forsyningsområde er det delt drift på 66 kV på <strong>Varanger</strong>halvøya.<br />
Båtsfjord blir under normal drift forsynt fra <strong>Varanger</strong>botn via Leirpollen og<br />
Kobbkroken. 66 kV samleskinnen i Vadsø er vanligvis også delt. Ved normal drift er<br />
nettet også delt på 22 kV siden av T1 i Bjørnevatn. Det er også delt drift på 22 kV<br />
samleskinnene i Kirkenes transformatorstasjon.<br />
4.3.4 Spenningsforhold<br />
I Alta <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde er det ikke kritiske spenningsproblemer i normal<br />
drift. Imidlertid er trinnkopleren på treviklingstransformatoren i Kvænangsbotn<br />
regulert etter spenningen på 22 kV sida av transformatoren. Dette medfører at 66 kV<br />
spenning i Øksfjord trafostasjon ikke oppnår forventet spenning, uten at dette er<br />
kritisk. Ved utfall av 66 kV nettet fra Kvænangsbotn vil reservemulighetene begrenses<br />
av spenningsfall i 22 kV nettet.<br />
I Hammerfest Elektrisitetsverks forsyningsområde har stasjonene Hammerfest og<br />
Fuglenes automatisk regulering. Innkommende spenning har derfor liten betydning for<br />
spenningsforholdene. Spenningen på 66 kV siden kan derfor variere mellom 60 kV og<br />
68 kV. I Sandøybotn er det manuell omkopler, og en er derfor avhengig av at<br />
spenningen inn bare har små variasjoner.<br />
I Repvåg <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde varierer spenningen i 66 kV nettet mellom 62<br />
kV og maks 70 kV, avhengig av vindkraftproduksjon på Havøygavelen. I Smørfjord<br />
ligger spenningen normalt på 66 kV. Transformatorene i stasjonene har automatisk<br />
spenningsregulering mellom 60 kV og 70 kV.<br />
Spenningen i Luostejok <strong>Kraft</strong>lags forsyningsområde avhenger av hvordan 132 kV<br />
transformatorene i Lakselv trinnes. Det er ved normal drift ikke kritiske<br />
spenningsproblemer.<br />
Spenningen i Nordkyn <strong>Kraft</strong>lags regionalnett kan reguleres av 9.5/66 kV<br />
transformatoren i Adamselv, og er også avhengig av hvordan Mårøyfjord <strong>Kraft</strong>verk<br />
kjøres. Det er ved normal drift ikke kritiske spenningsproblemer.
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 37 av 71<br />
Laveste spenning i nettet i <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>s forsyningsområde er satt til 61 kV. Dette<br />
skyldes reguleringsmulighetene til transformatorene lengst ute i nettet. Spesielt kritisk<br />
er dette i Båtsfjord og Smelror. Her kan spenningen i 66 kV nettet minimum være 60,3<br />
kV for at en skal kunne opprettholde ønsket driftsspenning i 22 kV nettet.<br />
4.3.5 Nettvern<br />
LASTBORTKOPLING<br />
Det er installert frekvensavhengig lastbortkopling i regionalnettet i Finnmark.<br />
Denne aktiviseres hvis frekvensen i nettet synker som følge av feil i sentralnettet og<br />
bidrar til å redde nettet fra et totalt sammenbrudd. Figur 27 viser omfang og<br />
lokalisering av frekvensavhengig lastbortkopling, samt ved hvilken frekvens denne<br />
aktiviseres. Statnett SF er for tiden i gang med en oppdatering av planene for<br />
lastbortkopling.<br />
Forsyningsområde Omfang Lokalisering Frekvens<br />
Alta <strong>Kraft</strong>lag 7 MW Alta 22 kV 47,5 Hz<br />
Hammerfest El.verk Nett 18 MW 3 MW Hammerfest 22 og 11 kVPorsa 22 kV 47,0 Hz<br />
Repvåg <strong>Kraft</strong>lag 5 MW Smørfjord 22 kV 47,5 Hz<br />
Luostejok <strong>Kraft</strong>lag 10 MW Karasjok 66 kV 47,5 Hz<br />
Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag -<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> 56 MW <strong>Varanger</strong>botn 22 og 66 kV Kirkens 3,3 og 22 kV 48,0 Hz<br />
Sum Finnmark 99 MW<br />
Figur 27. Omfang av frekvensavhengig lastbortkopling<br />
I tillegg har Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag spenningsavhengig lastbortkopling som aktiviseres<br />
når det oppstår spenningsproblemer i 22 kV nettet som følge av utfall i 66 kV nettet.<br />
4.3.6 Sentralnettet<br />
Revisjoner av ledninger i sentralnettet fører sjelden til utkobling av forbruk, men<br />
medfører til tider begrensninger for produsentene.<br />
4.4 Overføringstariffer innen utredningsområdet<br />
Inntektsrammene vil i tillegg til eiendomskatt, Enovaavgifter, Sentralnettskostnader<br />
danne grunnlaget for overføringstariffene til slutttbrukere. Nettselskapenes<br />
inntektsrammer oppdateres årlig, og alle kostnader inkludert avkastning skal dekkes<br />
innenfor rammen. Inntektsrammen vil være avhengig av spotpris, KPI og eventuelt<br />
økning som følge av nyinvesteringer. Under er det vist en oversikt over<br />
inntektsrammene til everkene i utredningsområdet slik de forventes å bli i 2005.<br />
Inntektsramma er ikke splittet på regional og distribusjonsnett. Inntektsrammen til<br />
sentralnettet i Finnmark er ikke medtatt.
Samlet<br />
Prognose<br />
Inntektsramme 2005<br />
effektivitetskrav (Tall i 1000 kr)<br />
Alta <strong>Kraft</strong>lag 1,91 50 375<br />
Hammerfest Energi Nett AS 1,69 39 555<br />
Repvåg <strong>Kraft</strong>lag 1,50 34 510<br />
Loustejok <strong>Kraft</strong>lag 1,50 22 609<br />
Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag 1,55 14 355<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>Nett 1,50 107 185<br />
Totalt 268 589<br />
Figur 28 Inntektsrammer og effektivitetskrav<br />
4.5 Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet<br />
4.5.1 Regionalnettets tilstand<br />
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 38 av 71<br />
Alta <strong>Kraft</strong>lag`s 66 kV nettet er i god stand etter stor innsats på vedlikehold.<br />
Utskiftninger av oppheng, isolatorer er foretatt. Linjen er meget viktig for forsyning til<br />
området. Ved utfall i tunglast vil ikke det være mulig å oppnå full dekning til våre<br />
kunder i området.<br />
Undersøkelser hos Hammerfest Elektrisitetsverk har vist at stolpene er gode.<br />
Regional nettet er for øvrig under større utbygging og modernisering i forbindelse med<br />
Snøhvit utbyggingen.<br />
Repvåg <strong>Kraft</strong>lag`s 66 kV nettet er i forholdsvis bra stand. Utsatte opphengsbeslag<br />
slites forholdsvis fort og må jevnlig etterses og eventuelt utskiftes. Det vil bli montert<br />
vibrasjonsdempere på eksisterende 66 kV ledninger for å minimalisere slitasjen i<br />
opphenget. Demperne er kjøpt inn. Sist i planperioden kan en forvente større<br />
fornyinger (trådskifte) på 66 kV ledningene. Sjøkablene i nettet er i god stand. De er<br />
for øvrig godt sikret i landtakene hvor det også er montert katodisk beskyttelse.<br />
Vinteren 1994/95 ble det foretatt termofotografering av Luostejok <strong>Kraft</strong>lags<br />
regionalnett. Nettet ble funnet å være i god mekanisk tilstand.<br />
Mekanisk tilstand for anleggene i regionalnettet i Nordkyn <strong>Kraft</strong>lags<br />
forsyningsområde er stort sett god.<br />
Tilstanden på de fleste av regionalnettsledningene i <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong>s<br />
forsyningsområde er god. På 66 kV ledningen Gandvik-Bjørnevatn er det etter<br />
tilstandskontroll funnet mye kordelbrudd i klemmene. Det har også vært en del<br />
trådbrudd i løpet av de senere år. Ledningen er fra 1952 og begynner raskt å nærme<br />
seg tidspunktet hvor reinvestering vil bli nødvendig. Dette må sees i sammenheng med<br />
planer om ny ledning fra <strong>Varanger</strong>botn til Melkefoss.<br />
4.5.2 Vurdering av leveringspåliteligheten i dagens regionalnett<br />
Leveringspåliteligheten i regionalnettet avhenger av reserveforholdene i sentralnettet,<br />
utvekslingskapasiteten mellom sentralnettet og regionalnettet og av forholdene i<br />
regionalnettet, samt eventuelle reservemuligheter i distribusjonsnettet.
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem<br />
Side 39 av 71<br />
N-1 kriteriet er oppfylt i sentralnettet, men for en del utfall er reserven ikke<br />
momentan. ”Normalt” drives ikke nettet på Nordkalotten samlet. Det er inngått en<br />
avtale mellom Fingrid og Statnett om ringdrift på Nordkalotten, men det er kun<br />
unntaksvis at dette praktiseres da det er mange kriterier som skal oppfylles før<br />
ringdrift kan gjennomføres.<br />
Feilstatistikken for regionalnettet i Finnmark er usikker, og datamaterialet så lite at en<br />
skal være forsiktig med å trekke sterke konklusjoner ut av det. Følgende kan likevel<br />
leses ut av statistikken:<br />
• En stor del av driftsforstyrrelsene skyldes sterk vind<br />
• En stor andel av alle feil er varige i forhold til det som er normalt for resten av landet<br />
• Ca 70 % av alle avbrudd skjer i perioden oktober til februar<br />
De regionalnettsledningene som synes å være mest utsatt for feil 66 kV forbindelsen<br />
mellom Kvænangsbotn-Øksfjordbotn og 66 kV ledningen Gandvik-Bjørnevatn<br />
Ut fra foreliggende datagrunnlag har Statnett beregnet følgende generelle<br />
avbruddsdata for Finnmark i perioden 1988-97 (10 statistikkår):<br />
Spenning Antall<br />
matepunkt år<br />
Figur 29 Avbruddsdata for 132 kV og 66 kV samleskinner i Finnmark (1988-97)<br />
Statistikken omfatter kun 66 kV samleskinner i stasjoner der en har nedtransformering<br />
fra høyere spenning. For de aktuelle stasjonene i Finnmark vil spenningsløshet for 132<br />
kV samleskinne normalt også gi stans for tilknyttede 66 kV anlegg.<br />
4.6 Gjennomførte endringer i anlegg<br />
Antall avbrudd Midlere antall<br />
avbrudd pr.<br />
matepunkt år<br />
Midlere<br />
stanstid pr.<br />
avbrudd<br />
132 kV 120 115 0,96 26 min.<br />
66 kV 40 56 1,40 26 min<br />
Loustejok <strong>Kraft</strong>lag har idriftsatt en ny 66 kV ledning mellom Lakselv og Karasjok.<br />
Hammerfest Energi Nett AS har idriftsatt en 132 kV ledning mellom Skaidi og<br />
Hamerfest. I løpet av 2005 vil den andre 132kV ledningen til hammerfest ferdigstilles.<br />
132 kV Ledningen Hammerfest-Fuglenes er idriftsatt og kabel fra Fuglenes til<br />
Melkøya er lagt. Stasjonene i Hammerfest og fuglenes er renovert. I kvalsund er det<br />
bygget ny stasjon.
5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 40 av 71<br />
Med fysisk balanse menes sammenstilling av forbruk og produksjon i et område som<br />
nettmessig hører sammen. Det ses ikke denne sammenheng på eierstrukturen til nettet.<br />
Viktige momenter som påvirker utviklingen av energi- og effektbalansen i<br />
regionalnettet i<br />
Finnmark, vil normalt være:<br />
Samfunnsutviklingen generelt, herunder fraflytting og urbanisering<br />
Utviklingen innen fiskeriene generelt<br />
Utviklingen i olje og gassproduksjon i Barentshavet<br />
Oljeomlastningsterminaler i østfinnmark<br />
Substitusjon mellom olje og elektrisitet<br />
Incitament i tariffene, samt sluttbrukertiltak<br />
Pris<br />
I dagens situasjon er imidlertid tilgang til ny energi og nye energiformer det mest<br />
karakteristiske trekket i fylket. Følgende aktivitet er registrert på tilgangssiden:<br />
Hammerfest området<br />
LNG fabrikken på Melkøya vil være selvforsynt med kraft, da det skal installeres 5<br />
gassturbiner a 46 MW. Det vil være overskuddskraft tilgjengelig tilsvarende 1<br />
turbin i en periode etter oppstart. I tillegg produseres ca 50 MW spillvarme, som<br />
foreløpig kun er tilgjengelig på Melkøya.<br />
Hammerfest Energi planlegger CO2 fritt gasskraftverk i Hammerfest, 100 MW.<br />
CA 1700 MW ny vindkraft forhåndsmeldt og hvor 40 MW allerede er utbygd på<br />
Havøygavelen.<br />
50 MW Økt import av kraft over Skogfoss fra Russland, seinere en ytterlig økning<br />
med 150 MW.<br />
Tidevannskraft i Kvalsundet. Konsesjon gitt for et pilotanlegg på 300 kVA.<br />
Planlagt utvidet til 20 møller.<br />
Økt innlandsbruk av gass, herunder kombianlegg som Sørøyegget.<br />
Installasjon av 6,5 MW bioanlegg i Alta, Lakselv og Karasjok, med videre mål om<br />
utbygging i øst-fylket.<br />
Mulig oppstart av gruvedrift i Sør-<strong>Varanger</strong><br />
Mulig oljeomlasting i Sør-<strong>Varanger</strong>.<br />
Utviklingen av den fysiske kraftbalansen innen hvert delområde, dvs. differansen<br />
mellom forbruk og produksjon tilknyttet nettsystemet i et geografisk område, viser<br />
sammenholdt med overføringskapasiteten til/fra området, indikasjoner på eventuelt<br />
behov for økt transformeringskapasitet mellom sentralnettet og regionalnettet.
5.1 Prognoser for effekt- og energibalansen<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 41 av 71<br />
Finnmark står på trappen til en ny epoke når det gjelder tilgang til ny energi og ikke<br />
minst nye energiformer. Det tidsskille man nå kan ane konturene av, vil kunne gi en<br />
betydelig aktivitet i form av energiproduksjon, i tillegg til en kraftig oppgradering av<br />
eksisterende nettstruktur, for å håndtere energiøkningen. Fra å være et fylke med<br />
import av kraft i hele vinterhalvåret og eksport på sommeren, kan fylket om noen få år<br />
ha eksport stort sett hele året Utvikling av nett og nettstruktur i fylket vil i de<br />
nærmeste årene kun skje dersom ny produksjon og import blir aktuell. På en annen<br />
side vil ikke den nye produksjonen bli etablert, dersom ikke nettet i området bygges<br />
ut. Her kreves det et tett samarbeid mellom netteierne og produksjonsselskapene, samt<br />
regulator NVE.<br />
En absolutt forutsetning for utbygging av store mengder vindkraft i Finnmark er at<br />
Sentralnettet forsterkes. Statnett startet i 2003 en prosess med forhåndsmelding av ny<br />
420 Kv ledning Balsfjord-Alta-Adamselv-<strong>Varanger</strong>botn. Denne prosessen er nå<br />
stoppet. Statnett mener det er plass til ca 200MW vindkraft i Finnmark. Havøgavlen er<br />
allerede i drift med 40 MW. I kjøllefjord er det gitt konsesjon på 40 MW. Ytterligere<br />
65 MW er konsesjonsgitt på Skallhalsen. Dette prosjektet er under klagebehandling.<br />
Dette innebærer at det kun er tilgjengelig nettkapasitet i Sentralnettet til 55MW<br />
ytterligere produksjonskapasitet. Dette forholdet vil begrense utviklingen av ny<br />
elektrisitetsproduksjon i Utredningsområdet.<br />
5.1.1 Generell beskrivelse<br />
Lavkonjektur i fiskeindustrien gjør at mange store forbruksenheter står stille eller har<br />
redusert aktivitet. Dette påvirker i høy grad forbruket i delområdene og kan i mange<br />
tilfeller ikke veies opp med generell økning i det allmenne forbruket I <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong><br />
sitt område er det fortsatt ikke startet opp noen ny gruvedrift etter AS Sydvaranger, i<br />
de siste månedene har det likevel vært omtalt i media at interessenter er på banen..<br />
Urbanisering har imidlertid medført økt aktivitet i pressområder, mens de mindre<br />
stedene ser ut til å ha stagnasjon eller nedgang i forbruk.
5.1.2 Energiprognoser forbruk<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 42 av 71<br />
Prognosene for energiforbruk viser en økning på 9,7% i perioden 2005-2015. Dette<br />
tilsvarer i underkant av 1% årlig.<br />
GWh<br />
1550<br />
1500<br />
1450<br />
1400<br />
1350<br />
1300<br />
Energiprognose 2005-2015<br />
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015<br />
År<br />
Figur 30 Energiprognose Forbruk<br />
Sum
5.1.3 Effektprognoser forbruk<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 43 av 71<br />
Figuren under viser en mulig utvikling av effektforbruket i Finnmark frem til 2014.<br />
For mer detaljerte oversikter vises til vedlegg kapittel 8. Økningen forventes å bli ca<br />
354 MW i 2014 fra ca 330 MW i dag. Dette tilsvarer en økning på 7% i perioden.<br />
Dette er da eksklusivt eventuell oppstart av gruvedrift/oljeomlasting i Sør-<strong>Varanger</strong> og<br />
forbruk på Melkøya. Dette forbruket kan alene fort komme opp i 100 MW.<br />
MW<br />
355<br />
350<br />
345<br />
340<br />
335<br />
330<br />
325<br />
320<br />
315<br />
Effektprognose Forbruk Finmark<br />
2004 2005 2006 2007 2008 2009<br />
År<br />
2010 2011 2012 2013 2014<br />
Figur 31 Effektprognose forbruk<br />
Generelt er det de større tettstedene som viser en økning, mens mer perifere områder<br />
viser en nedgang.<br />
Effektprognoser
5.1.4 Prognosert effektproduksjon<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 44 av 71<br />
Energiproduksjonen er sterkt avhengig av hvor mye vindkraft som blir realisert i<br />
fylket. Realiseringen gasskraftverk i Hammerfest (Ikke Statoils anlegg på Melkøya) vil<br />
bidra med 100 MW mens planlagt ny vindkraft bidrar totalt med 1295 MW. Det<br />
finnes ikke overføringskapasitet i dag til å overføre dette ut av området, og det må<br />
betydelige nettinvesteringer både i regionalnettet, men særlig i Sentralnettet. Det er ett<br />
Vannkraftverk med i tabellen, Smielva på Nordkyn på 3,31 MW, antas og komme i<br />
drift 2008..<br />
MW<br />
2 500<br />
2 000<br />
1 500<br />
1 000<br />
500<br />
0<br />
Prognosert effektproduksjon<br />
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014<br />
Eksisterende (Brukstid 5000t)<br />
År<br />
Ny Vindkraft Ny Gasskraft Ny Vannkraft<br />
Figur 32 Prognoser effektproduksjon
5.1.5 Prognosert energiproduksjon<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 45 av 71<br />
Prognosert energiproduksjon summeres opp til 7335 GWh i perioden. Derav Vannkraft<br />
13,6 GWh og Gasskraft 700GWh.<br />
GWh<br />
8 000<br />
7 000<br />
6 000<br />
5 000<br />
4 000<br />
3 000<br />
2 000<br />
1 000<br />
0<br />
Prognosert Energiproduksjon<br />
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014<br />
Eksisterende (Snitt 1997-2004)<br />
År<br />
Ny Vindkraft Ny Gasskraft Ny Vannkraft<br />
Figur 33 Prognose energiproduksjon
5.1.6 Prognosert energibalanse<br />
GWh<br />
8000<br />
7000<br />
6000<br />
5000<br />
4000<br />
3000<br />
2000<br />
1000<br />
0<br />
-1000<br />
-2000<br />
Fremtidig Energibalanse<br />
2005 2006 2007 2008 2009<br />
År<br />
2010 2011 2012 2013 2014<br />
Figur 34 Fremtidig energibalanse<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 46 av 71<br />
Sum Forbruk<br />
Sum produksjon<br />
Energibalanse
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 47 av 71<br />
Energibalansen viser at det er ett betydelig overskudd av energi i utredningsområdet<br />
ved slutten av perioden. Utviklingen forutsetter at det etableres kapasitet i Sentralnettet<br />
til transport av energien ut av området.<br />
5.1.7 Prognosert effektbalanse<br />
Figuren under viser at det er behov for å overføre store mengder effekt ut av området<br />
ved slutten av perioden. Figuren er basert på midlere effektverdier for produksjon og<br />
gir derfor ikke ett representativt bilde for effektkapasiteten i området. Finnmark har ett<br />
effektunderskudd om vinteren og et overskudd av effekt om sommeren. Dette skyldes<br />
att store deler av vannkraftproduksjonen er elvekraftverk som produserer mest om<br />
sommeren og mindre i vinterhalvåret.<br />
MW<br />
2500<br />
2000<br />
1500<br />
1000<br />
500<br />
0<br />
-500<br />
Fremtidig Effektbalanse<br />
2005 2006 2007 2008 2009<br />
År<br />
2010 2011 2012 2013 2014<br />
Figur 35 Fremtidig effektbalanse<br />
5.1.8 Vannkraft<br />
Sum Forbruk<br />
Sum produksjon<br />
Effektbalanse<br />
Figur36 viser vannkraftpotensialet i fylket ved utgangen av 2000. Av det totale<br />
potensialet på 3162 GWh, er 466 GWh fortsatt mulig å bygge ut. Det presiseres at<br />
samlet plan tar utgangspunkt i vannkraftverk over 1000 kW. Det betyr at det vil være<br />
et uregistrert potensial for mini og mikrokraftverk. Prisøkningen i markedet på slutten<br />
av 2002 har satt fart i henvendelser om utbygging av slike. Hvorvidt prisøkning også<br />
er nok til at gjenværende utbygdbar kraftpotensialet blir utnyttet er for tidlig å si.
Ref:Energi i<br />
Norge 2001<br />
Vernet<br />
38 %<br />
Gjenværende utbygdbar<br />
15 %<br />
Figur36 Vannkraftpotensialet i Finnmark<br />
5.1.9 Økt import Russland<br />
Vannkraftpotensialet pr. 31.12.2000<br />
Konsesjon gitt<br />
0 %<br />
Utbygd<br />
47 %<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 48 av 71<br />
Utbygd<br />
Konsesjon gitt<br />
Gjenværende utbygdbar<br />
Vernet<br />
Energi [GWh]<br />
Utbygd 1502<br />
Konsesjon gitt 0<br />
Gjenværende utbygdbar 466<br />
Vernet 1194<br />
Totalt 3162<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> har inngått avtaler om økt import av kraft fra Russland. I første<br />
omgang er det snakk om ca 40 MW, med mulighet for en økning til 150-200 MW som<br />
kan legges inn separat mot Norge. Større importmengder vil imidlertid kreve<br />
oppgradering av linjenettet på Russisk side. For bla. å få ut denne kraften har <strong>Varanger</strong><br />
<strong>Kraft</strong> forhåndsmeldt en ny 132 kV linje, alternativ 220 kV linje fra <strong>Varanger</strong>botn til<br />
Melkefoss, med mulighet for forlengelse til Nikel. Linja erstatter dagens 66 kV<br />
<strong>Varanger</strong>botn-Bjørnevatn. Med liten gruveaktivitet vil økt import kreve<br />
nettforsterkninger for å få transportert krafta utav område i lettlast.
5.1.10 Biobrensel<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 49 av 71<br />
Finnmark Miljøvarme har det siste året bygd ut fjernvarmenett i Alta, Lakselv og<br />
Karasjok inkludert et briketteringsanlegg i Lakselv. Produksjon av varme forventes<br />
startet opp i Q1 2003. Energisentralene er supplert med elkjeler, samt avsatt plass for<br />
andre energikilder (gass). Totalt er det bygd ut 6,5 MW bio, fordelt på 3,5 MW i Alta<br />
og 1,5 MW i Lakselv og Karasjok. Dette forventes utvidet til resten av fylket seinere.<br />
For kunden vil bioenergien konkurrere med dagens olje/el. Langsiktige kontrakter er<br />
allerede inngått med de største brukerne som i hovedsak vil være offentlige bygg. Med<br />
tilgang til briketter og infrastruktur kan en ane en utvikling mot flere mindre separate<br />
bioanlegg. Økt satsing på distribuerte energisystemer kan være med på å dempe den<br />
underliggende energiveksten på større steder og dermed kan en tenke seg at man<br />
unngår en del nye nettinvesteringer.<br />
5.1.11 Tidevannskraft<br />
Hammerfest Strøm er i gang med et pilotanlegg i Kvalsundet. Generatoren på<br />
prototypen er 300 kW og forventes å produsere ca 0,7 GWh. De første kommersielle<br />
generatorene forventes å gi dobbel så mye energi. Med totalt 20 møller i Kvalsundet<br />
kan dette gi ca 32 GWh kraft i framtiden. Se for øvrig www.tidevannsenergi.com.<br />
Figur37 Tidevannsmøller
5.1.12 Gass<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 50 av 71<br />
I forbindelse med Snøhvitutbyggingen er det gitt konsesjon på 5 stk gassturbiner hvor<br />
det skal produseres ca 120 MW prosessvarme og 184-207 MW elektrisk energi.<br />
Installert effekt er 241 MW el og 168 MW varme, noe som åpner for eksport av<br />
overskuddskraft. Foreløpig er det uklart om overskuddsvarme blir overført til<br />
Hammerfest. I tilknytning til tiltaket har Hammerfest Energi Nett AS Nett søkt og fått<br />
konsesjon på oppgradering av eksisterende 66 kV til 132 kV, samt bygging av ny 132<br />
kV Skaidi-Hammerfest-Melkøya.<br />
Figur38 LNG anlegg Snøhvit<br />
5.1.13 Økt innenlands bruk av gass<br />
I gassmeldingen som ble framlagt er det fokus på økt innenlands bruk av gass. Dette er<br />
også et av formålene til Barents Natur Energi. Selskapet med basis i Hammerfest, har<br />
også gjennomført studier for å avdekke mulige varmemarked i Alta og Tromsø, samt<br />
mulighet for direkte anvendelser. Med tanke på tilgjengelig LNG fra Snøhvitanlegget<br />
ligger utfordringene på distribusjon av gassen. I dag finnes det også kombianlegg med<br />
varme/el produksjon, som lar seg realisere for ca 50 Øre/kWh eksklusiv varmesalg<br />
(Kilde Erik Jarlsby Barents Natur Energi). Hammerfest Natur Næring har som<br />
forretningsidé å utvikle konsept med slike kombianlegg (Sørøyegget). Med økt<br />
tilgjengelighet til gass kan en se for seg en utvikling hvor slike distribuerte<br />
energisystemer blir mer vanlig.
5.1.14 Vindkraft<br />
5.1.15 Mulig utvikling effekt<br />
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold<br />
Side 51 av 71<br />
Med framtidig utbygd vindkraft oppstår problemene i hovedsak i lettlast, hvor krafta<br />
må transporteres utav fylket. I dag er kapasiteten mot Finland ca 60 MW. Legges<br />
overføringskapasitet til Troms til, er den samlede eksportmuligheten 320 MW.<br />
Basislinja i diagrammet er netto utveksling slik den var i 2001. Høyeste eksportsnitt lå<br />
da på 125 MWh/h i lettlast. Nå vil ny vindkraft ha en samtidighetsfaktor og brukstid,<br />
som gjør at produksjonen ikke vil være konstant hele tiden. Ser man bort fra dette og<br />
legger til grunn et ”Worst Case” basert på at maksimal effekt kan opptre når eksporten<br />
allerede er høyest, kan man nå eksportgrensen allerede ved redusert<br />
vindkraftutbygging. Med de siste tiders endringsmeldinger innenfor vindkraft (+400<br />
MW) vil det være behov for å øke eksportkapasiteten utav Finnmark.<br />
For vindkraft interessentene vil et stabilt nett uten flaskehalser, være avgjørende for<br />
om prosjektene realiseres. Netteierne vil på sin side være sikker på at produksjonen<br />
kommer, før man foretar store investeringer. Det blir som høna og egget: Hvem<br />
kommer først? Uansett vil produsentene, netteierne og ikke minst Statnett SF ha et<br />
ansvar, for å løse opp i floken, for at målsetningene om økt satsing på vindkraft skal<br />
nås. For øvrige detaljer vises det til rapporten ”Nettforsterkninger i Finnmark”.<br />
5.2 Nettanalyser over fremtidig utvikling av kraftsystemet
6 Tiltak og investeringsbehov<br />
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov<br />
Side 52 av 71<br />
Kapittel 6 gir en områdevis beskrivelse av de tiltak som kan bli aktuelle i<br />
regionalnettet i Finnmark i løpet av planperioden, og kapittel 5.2 viser hvilke<br />
investeringskostnader som kan komme som følge av disse tiltakene.<br />
Utgiverne av planen presiserer at valg av løsning ikke er foretatt med mindre dette er<br />
nevnt spesielt. Som tidligere presisert inneholder utredningen ingen nye<br />
investeringsbeslutninger. Det vil være usikkerheter knyttet til om og når omtalte<br />
prosjekter blir realisert og til hvilken teknisk løsning som velges. Utbyggers endelig<br />
valg av teknisk løsning foretas først ved innsendelse av konsesjonssøknad.<br />
Det refereres til utførte analyser i den grad disse finnes. I denne planutgaven er det<br />
ikke foretatt detaljerte kostnytteanalyser av planlagte prosjekter med mindre dette<br />
nevnes spesielt.<br />
Tekniske og økonomiske data for planlagte tiltak er vist i vedlegg. Kartskisser med<br />
aktuelle tiltak er vist i vedlegg. Det understrekes at konklusjonene kan endres etter<br />
hvert som forutsetninger avklares i den kontinuerlige planprosessen og det foretas mer<br />
detaljerte analyser.<br />
Oppgitte kostnader er å betrakte som grove kostnadsoverslag og er eksklusive diverse<br />
avgifter, erstatninger og byggetidsrenter så fremt annet ikke er oppgitt.<br />
Kostnadsoverslag som ikke bygger på en detaljprosjektering, vil generelt ha en<br />
usikkerhet på i størrelsesorden minst ± 30 %. Der oppgitte kostnader bygger på en<br />
detaljert prosjektering, er dette nevnt spesielt.<br />
Aktuelle investeringstiltak er delt i to kategorier:<br />
1− Kategori 1 omfatter tiltak som er utredet og vedtatt, eller framlagt for vedtak hos<br />
netteier, eller som antas å være nødvendig ut fra behovet for rehabilitering.<br />
Tidspunktene kan bli forskjøvet i forhold til det som er angitt i planen.<br />
2− Kategori 2 omfatter tiltak som er noe mer usikre enn det som er nevnt ovenfor.<br />
Enkelte alternative prosjekter til de som inngår i kategori 1, inngår også her.<br />
6.1 Sanering av bestående anlegg<br />
Med unntak av strekningen Langfjorden-Bjørnevatn er det ingen ledninger i<br />
regionalnettene i Finnmark som skal saneres. Sanering av overnevnte strekning vil bli<br />
aktuelt etter en evt, ferdigstillelse av Ledningen <strong>Varanger</strong>botn-Skogfoss.<br />
Normalt vil en økning i belastning eller produksjon, gitt nettets radielle karakter, føre<br />
til at tidligere etablerte traseer benyttes til nye/oppgraderte ledninger.
6.2 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg<br />
6.2.1 Statnett SF<br />
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov<br />
Side 53 av 71<br />
Slik det ble vist til tidligere, vil utbygging av vindkraft, økt import fra Russland, samt<br />
mulig overskuddskraft fra Snøhvit LNG anlegg, få konsekvenser for sentralnettet i<br />
fylket (). Avhengig av hvor mye av den omsøkte vindkraften som realiseres, vil det<br />
være nødvendig med ulike nettforsterkningstiltak. Figur 39 viser<br />
investeringskostnadene og nåverdien for ulike alternative nettforsterkningstiltak i<br />
sentralnettet med inntil 640 MW vindkraft installert, som vist i rapporten<br />
”Nettforsterkning i Troms og Finnmark [ 18 ]”. Den laveste nåverdikostnaden ligger på<br />
ca 617 Mill. kr. for en temperaturoppgradering, mens bygging av en ny 420 kV linje<br />
fra Balsfjord til <strong>Varanger</strong>botn kommer opp i 1,9 milliarder kr. Tiltaket med kun<br />
temperaturoppgradering er i følge Statnett urealistisk da det vil gi en meget anstrengt<br />
driftssituasjon.<br />
Kostnad Temepraturoppgradering Kostnad– nye 130 kV ledninger<br />
Tapskostnader (nåverdi) :<br />
581 198 Tapskostnader (nåverdi) :<br />
516 994<br />
Vedlikeholdskostnad (nåverdi) :<br />
835 Vedlikeholdskostnad (nåverdi) :<br />
59 070<br />
Totale investeringskostnader, 90%<br />
Totale kostnader, 90% (nåverdi)<br />
Kostnad– nye 220 kV ledninger<br />
Tapskostnader (nåverdi) :<br />
Vedlikeholdskostnad (nåverdi) :<br />
Totale investeringskostnader 220 kV<br />
Totale kostnader 220 kV, 90%, nåverdi<br />
Figur 39 Nåverdi av oppgraderingstiltak i Sentralnettet 8<br />
Foruten nødvendig tiltak i forbindelse med oppgradering av Sentralnettet dersom<br />
vindkraftpotensialet utnyttes, har Statnett SF planer om en overgang til doble<br />
samleskinner i Skaidi transformatorstasjon. Statnett har våren 2003 utarbeidet en ny<br />
rapport hvor en vurdert de nettmessige konsekvenser med oppdaterte planer om<br />
planlagte vindkraftparker i Troms og Finnmark. Hovedkonklusjonen i rapporten er at<br />
Statnett nå vurderer å sende en forhåndsmelding på en ny 420 kV ledning fra Balsfjord<br />
til Adamselv.<br />
8 Nettforsterkninger i Troms og Finnmark NVE<br />
41 054 Totale investeringskostnader 130kV, 90% 414 771<br />
616 503 Totale kostnader 130 kV, 90% (nåverdi) 849 295<br />
Nye<br />
ledninger<br />
Spennings<br />
oppgradering<br />
345 784 388 586<br />
Kostnad– nye 420 kV ledninger<br />
Tapskostnad, nåverdi<br />
299 414<br />
240 483 185 892 Vedlikeholdskostnad, nåverdi<br />
293 184<br />
1 632 696 1 275 794 Totale investeringskostnader 420 kV, 90% 1 993 998<br />
1 646 493 1 406 406 Totale kostnader 420 kV, 90%, nåverdi 1 880 408
6.2.2 Alta <strong>Kraft</strong>lags område<br />
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov<br />
Side 54 av 71<br />
66 kV ledninger<br />
66 kV ledningene mellom Kvænangsbotn, Øksfjordbotn til Øksfjord er godt<br />
vedlikeholdt. Mest sannsynlig vil det kun avdekkes mindre vedlikeholdsbehov som<br />
kommer inn under ordinære drifts- og vedlikeholdskostnader. Tiltaket plasseres derfor<br />
i kategori 2.<br />
132kV ledning<br />
Det vil i tiden framover bli oppstart på arbeide med å forberedelse til prosjektering av<br />
ny trafostasjon i Alta Vest. Vekst i denne delen av Alta Sentrum gjør at ser på<br />
mulighet for en egen stasjon her, framfor en utvidelse av eksisterende sekunderstasjon<br />
Arbeidet vil i første fase dreie seg om<br />
• Behovsvurderinger, alternativer etc.<br />
• Reguleringer av linjetraseer i samråd med aktuelle etater.<br />
• Reguleringer til alt. tomtevalg<br />
• Fastsette tidsrammer.<br />
Områdekonsesjon<br />
Fornying av områdekonsesjon er innvilget til år 2033.<br />
6.2.3 Hammerfest-området<br />
Ledningsmessig tilknytning av eventuelt LNG-anlegg på Melkøya<br />
I forbindelse med utbygging og drift av olje- og gassfeltet Snøhvit, 160 km nordvest<br />
for Finnmark, er Statoil i gang med bygging av et LNG-anlegg på Melkøya i<br />
Hammerfest kommune. LNG-fabrikken har behov for 50 MW reservekraft. For å<br />
dekke dette reservekraftbehovet må dagens kraftlinjer til Hammerfest forsterkes.<br />
Konsesjoner gitt for følgende anlegg:<br />
kraftledning Skaidi - Hammerfest/Melkøya<br />
oppgradering av eksisterende 66 kV kraftledning til 132 kV.<br />
bygging av ny 132 kV kraftledning, inkludert kabel fra Fuglenes til Melkøya.<br />
riving av eksisterende 66 kV kraftledning fra Skaidi til Hanselv.<br />
riving av eksisterende 22 kV kraftledning fra Hanselv til Hammerfest.<br />
bygging av ny transformator - stasjon for 30MVA 132/66/22kVi Kvalsund.<br />
ombygging av Hammerfest Transformatorstasjon, 2x45 MVA 132/66/22/(11) kV.<br />
Prosjektet sluttføres ultimo 2005.<br />
Kostnader<br />
Følgende kostnadstall er hentet inn fra Hammerfest El.verk Nett AS, for overnevnte<br />
tiltak:<br />
Hammerfest Trafo: 33 mill. NOK<br />
Kvalsund Trafo 14 mill. NOK<br />
132 kV Linjer/kabler etc. 91 mill. NOK<br />
Sum Kostnader 138 mill. NOK
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov<br />
Side 55 av 71<br />
Vindkraft<br />
Statkraft har sendt forhåndsmelding for bygging av en vindmøllepark på ca 110 MW<br />
bak fjellet Tyven ved Hammerfest.<br />
Gasskraft<br />
Hammerfest elver har søkt om konsesjon for ett CO2 fritt gasskraftverk i Hammerfes.<br />
Planlagt produksjon er ca 100 MW og 700GWh.<br />
Mulige tiltak ved fornyelse av konsesjoner<br />
Anleggskonsesjonene for Hammerfest Energi Nett AS utløper 01.01.2015. I løpet av<br />
planperioden vil det således ikke komme investeringer som følge av konsesjonskrav ved<br />
fornyelse av disse konsesjonene.<br />
6.2.4 Luostejok-området<br />
Ny 66 kV linje til Karasjok<br />
Ledningen er idriftsatt april 2005.<br />
Mulige tiltak ved fornyelse av konsesjoner<br />
Anleggskonsesjonene for Luostejok <strong>Kraft</strong>lag utløp 17.03.2004. Konsesjonen er<br />
fornyet med 25 år. Fornyelsen av konsesjonen medfører ingen investeringsbehov i<br />
regionalnettet.
6.2.5 Nordkyn-området<br />
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov<br />
Side 56 av 71<br />
Nordkyn kraftlag får nettilknytning av Vindkraftverket på gartefjellet i Mehamn<br />
trafostasjon. Ytterligere 3 vindkraftverk er under planlegging innenfor området. Nett<br />
tilknytningen blir etablert som produksjonsradial i Linje og kabel på 66 kV nivå.<br />
Tilknyttes 66 kV samleskinne i Mehamn.<br />
Norsk Miljøkraft har forhandsmeldt ca 400 MW på Skjøtningeberg nord for<br />
kjøllefjord.<br />
Fred Olsen Renewables har konsesjonssøkt to vindkraftparker innenfor området.<br />
Langfjorden 100 MW, og Digermulen 100 MW.
Repvåg-området<br />
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov<br />
Side 57 av 71<br />
Planer i forbindelse med Vindmølle anlegg.<br />
Repvåg <strong>Kraft</strong>lag A/L har etter pålegg skiftet samtlige TSB brytere, og i den<br />
forbindelse har vi renovert samtlige Transformator stasjoner i Regionalnettet. Etter at<br />
renoveringen var ferdig har vi fått en vindmøllepark i Havøysund på 40 MW i vårt<br />
forsyningsområde, og en ny på 50 MW er under planlegging i Honningsvåg, summen<br />
av dette vil skape en oppgradering av 66 kV nettet for de berørte områder.<br />
Ny 132 kV ledning Skaidi – Smørfjord<br />
Om den planlagte vindmølle parken på 50 MW i Honningsvåg blir en realitet må<br />
eksisterende 66 kV linje Smørfjord – Skaidi oppgraderes. Ledningen vil erstatte<br />
nåværende 66 kV ledning (FeAl 70 mm 2 ) og vil bli bygd i samme trase. Ledningen vil<br />
bli 17,8 km lang. Det må også installeres en ny 132/66 kV transformering og nytt<br />
apparatanlegg. Kostnadene ved prosjektet er anslått til ca 38 MNOK. Om ikke den<br />
planlagte vindmølleparken blir en realitet vil tiltaket uansett være økonomisk<br />
forsvarlig for oss, kostnadene for prosjektet vil bli noe redusert.<br />
Tiltaket er plassert i kategori 1.<br />
Utskifting av strømførende liner på 66 kV ledninger<br />
Sist i planperioden må de strømførende linene på 66 kV ledningene til Storbukt,<br />
Havøysund og Lakselv antakelig skiftes ut p.g.a. korrosjonsskader. Kostnadene for<br />
dette vil beløpe seg til ca 44 MNOK. Tiltakene er plassert i kategori 2.<br />
Seksjon Kostnad År Merknader<br />
Smørfjord-<br />
Storbukt<br />
ca 14 MNOK 2012<br />
Smørfjord- ca 18 MNOK 2012 Større<br />
Havøysund<br />
tverrsnitt<br />
Lakselv-<br />
Smørfjord<br />
ca 12 MNOK 2012<br />
Mulige tiltak ved fornyelse av konsesjoner<br />
Anleggskonsesjonene for Repvåg <strong>Kraft</strong>lag utløper først etter 2020. I løpet av<br />
planperioden vil det således ikke komme investeringer som følge av konsesjonskrav<br />
ved fornyelse av disse konsesjonene.<br />
Vassdragskonsesjonen for tillatelse til å regulere Tverrelvvassdraget med Repvåg<br />
kraftstasjon er fornyet og utløper 27.07.2023. Vi har vurdert tilstanden på den over 50<br />
år gamle kraftstasjonen og har fått signaler fra servicerapporter at en fornying av<br />
<strong>Kraft</strong>stasjonen er nært forestående. Repvåg <strong>Kraft</strong>lag er i ferd med å søke forlengelse<br />
av denne konsesjonen fram til ca. 2048, slik at en ny investering vil være økonomisk<br />
forsvarlig for oss. Om ikke konsesjonen blir forlenget vil vi måtte foreta kun<br />
nødvendige reparasjoner av anleggene.
6.2.6 <strong>Varanger</strong>-området<br />
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov<br />
Side 58 av 71<br />
I hovedsak er planene til <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> knyttet til om det realiseres<br />
vindkraftproduksjon på <strong>Varanger</strong>halvøya og import fra Russland.<br />
Det er til nå forhåndsmeldt flere vindkraftparker med samlet ytelse på over 775 MW.<br />
Ikke inkludert 2 anlegg (Domen og Seglkollfjellet) som NVE har anmodet utbyggerne<br />
om å stoppe planleggingen av. Hydro Energi har forhåndsmeldt 90 MW vindkraft på<br />
Bugøynesfjellet i Sør-<strong>Varanger</strong>. Nve har anmodet om at planeleggingen stanses.<br />
Fremtidig lokalisering av vindkraft ser derfor ut til å bli på strekningen fra Skallelv på<br />
østsiden av <strong>Varanger</strong>halvøya til Berlevåg på nord- vest på <strong>Varanger</strong>halvøya.<br />
Utbygging av ett eller flere vindkraftverk på strekningen Vadsø-Smelror-Båtsfjord vil<br />
kreve oppisolering til 132 kV Nivå. Utbygging av vindkraft utover ca 100MW på<br />
strekningen vil etter nærmere vurderinger føre til at Strekningen Båtsfjord-Kobkroken-<br />
<strong>Varanger</strong>botn må oppgraderes til 132kV nivå. Med de planer om utbygging av<br />
vindkraft som foreligger i Berlevåg er 220 kV, eller høyere spenningsnivå, det mest<br />
realistiske på denne strekningen. Storskala utbygging av vindkraft er avhengig av at<br />
Sentralnettet forsterkes frem til <strong>Varanger</strong>botn, eventuelt at det åpnes for større eksport<br />
til Finland/Russland.<br />
Oppgradering av Nettet fra Vadsø-Smelror-Båtsfjord til 132kV nivå er<br />
kostnadsberegnet til 40MNOK.<br />
En 220 kV forbindelse Båtsfjord-Kobkroken-<strong>Varanger</strong>botn er kostnadsberegnet til<br />
Ca 154 MNOK.<br />
Ny 132/220 kV ledning <strong>Varanger</strong>botn-Skogfoss<br />
Tiltaket ble forhåndsmeldt i 2001 og blir er nå under konsesjonsbehandling.<br />
Bakgrunnen for dette prosjektet er snarlige behov for større revisjoner av eksisterende<br />
66 og 132 kV ledninger i Sør-<strong>Varanger</strong> og Nesseby. I tillegg opplever <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong><br />
en økende interesse både fra russiske og norske aktører, om import av kraft fra<br />
Russland. I det etterfølgende er problemstillingene belyst:<br />
132 ledningen <strong>Varanger</strong>botn-Kirkenes<br />
Ledningen er bygd i 1964, og nærmer seg raskt et tidspunkt for en omfattende<br />
revisjon. Ledningen er pt. eneste forbindelse mellom Kirkenes og <strong>Varanger</strong>botn, hvor<br />
det kan overføres større kraftmengder. Ledningen inngår i Sentralnettet. Ved arbeid på<br />
denne, vil import fra Russland måtte stanses, mens produksjonen til Pasvik <strong>Kraft</strong> AS i<br />
Melkefoss og Skogfoss må reduseres betydelig, med følgende produksjonstap for<br />
produsenten. Utvekslingsbehovet fra Russland til Norge synes å være økende. I Norge<br />
er det interesse for å importere kraft fra Russland, mens det i Russland er stor interesse<br />
for å eksportere til Norge.<br />
66 kV ledningen Bjørnevatn-<strong>Varanger</strong>botn<br />
66 kV linjen mellom <strong>Varanger</strong>botn og Bjørnevatn ble bygget i 1952, primært for å<br />
overføre produksjonen fra Gandvik <strong>Kraft</strong>stasjon til <strong>Varanger</strong>botn og Kirkenes.
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov<br />
Side 59 av 71<br />
Forutsetningene for å drive denne linjen på 66 kV har endret seg. Lastuttakene på linja<br />
i Neiden, Bugøyfjord og Gandvik, vil i en makslast situasjon være på omtrent 3 MW.<br />
Maks produksjon i Gandvik <strong>Kraft</strong>stasjon er 4,2MW. Ledningen har de siste årene hatt<br />
flere trådbrudd. I 2001 og 2002 ble det gjennomført tilstandskontroll av ledningen.<br />
Tilstandskontrollen viser at det er svært mye kordelbrudd på strekningen. Ledningen<br />
har i dag liten mulighet for overføring av større effekt, både på grunn av linens<br />
tilstand, og de nettmessige begrensningene mellom Kirkenes transformatorstasjon og<br />
Bjørnevatn transformatorstasjon. Revisjon av linja vil bli svært omfattende, med både<br />
utskifting av line og armaturer på om lag 30 % av mastene. Revisjon av ledningen vil<br />
heller ikke gi noen bedret situasjon for regional/sentralnettet mhp<br />
overføringskapasiteten mellom Sør-<strong>Varanger</strong> og <strong>Varanger</strong>botn trafo og vil derfor ha<br />
en begrenset utnyttelsesgrad. Den forhåndsmeldte ledningen vil i stor grad følge<br />
traseen til eksisterende 66 kV ledning. Overføring av produksjon fra Gandvik<br />
<strong>Kraft</strong>stasjon og forsyning av Neiden og Bugøyfjord transformatorstasjoner, er planlagt<br />
løst med en enkel transformering fra eksisterende 132 kV ledning samt en mindre<br />
utbygging av 22 kV nettet.<br />
132 kV Kirkenes-Skogfoss<br />
Ledningen eies av Pasvik kraft AS og er definert som en produksjonsradial. Ledningen<br />
er bygget i 1964 i forbindelse med Skogfoss kraftverk. Denne ledningen har også et<br />
snarlig behov for en større revisjon. Dette kan vanskelig utføres, uten store<br />
produksjonstap. Melkefoss og Skogfoss har ikke magasinkapasitet, slik at<br />
produksjonsstans fører til tapt vann.<br />
Ny ledning Skogfoss-Russland<br />
Den Russiske produsenten i Pasvikvassdraget (Pasvikaskaden/Kolenergo), har et sterkt<br />
ønske om å øke vannkrafteksporten inn i det nordiske markedet. Dagens nett har<br />
maksimal importkapasitet på 50 MW. Våre Russiske naboer har et ønske om en<br />
utvidet eksport i størrelsesorden inntil ca 250 MW. I møter med Kolenergo er VK<br />
kommet fram til en trase fra Nikel til Skogfoss.<br />
1. 132 kV ledning fra <strong>Varanger</strong>botn til Skogfoss. Ledningen følger eksisterende trase fra<br />
<strong>Varanger</strong>botn til Munkefjord. Fra Munkefjord føres ledningen til eksisterende Tavgreiningspunkt<br />
ved Melkefoss. Det etableres 132 kV koblingsstasjon her.<br />
2. 220 kV ledning fra <strong>Varanger</strong>botn-Skogfoss. Traseen blir den samme som for<br />
alternativ 1. Det vil da bli nødvendig å etablere en 220/132 kV transformering i<br />
Skogfoss. Ledningen kan i en overgangsfase drives på 132 kV. Usikkerheten her<br />
knytter seg til muligheter og vilje til å øke eksport volumet framover, samt ikke<br />
minst en beslutning om å forsterke sentralnettet inn til <strong>Varanger</strong>botn.<br />
Kostnader Alt 1 : MNOK 106<br />
Kostnader Alt 2 : MNOK 172<br />
Prosjektet er plassert i kategori 1.<br />
Et 0 alternativ er også vurdert. Dvs å beholde nettet som i dag, men foreta omfattende<br />
revisjon på eksisterende linjer. Kontantstrømsanalysen for alternativene inklusive 0<br />
alternativet, omfatter investeringskostnader, revisjonskostnader, nettap samt tapt<br />
produksjon i utkoblingstiden. Nåverdiberegning av Alternativ 1, VS Alternativ 0, gir
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov<br />
Side 60 av 71<br />
en internrente tilsvarende kalkulasjonsrenten på 6 % . Alternativ 2, med en 220 kV<br />
løsning, gir en noe lavere internrente, men kan forsvares om det etableres langsiktige<br />
utvekslings avtaler med Russland, utover det en 132 kV løsning har kapasitet til.<br />
Mulige tiltak ved fornyelse av konsesjoner<br />
Anleggskonsesjonene for <strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> og Pasvik <strong>Kraft</strong> utløper først etter 2020. I<br />
løpet av planperioden vil det således ikke komme investeringer, som følge av<br />
konsesjonskrav ved fornyelse av disse konsesjonene.
7 Litteraturreferanser<br />
7.1 Lover og forskrifter<br />
Kapittel 7 Litterarurreferanser<br />
Side 61 av 71<br />
Energiloven<br />
Lov av 29. juni 1990 nr 50 om produksjon, omforming, overføring, omsetning,<br />
fordeling og bruk av energi m.m. (Energiloven i kraft 1.1.1991) Sist endret 1.1.2002.<br />
I tilknytning til Energiloven er følgende forskrifter sentrale:<br />
1. 1991.01.11 nr 0013: (OED) Sikkerhetsbestemmelser for kraftforsyningen.<br />
2. 2001.12.14 nr 1455: (OED) Delegering av myndighet til Norges vassdrags- og<br />
energidirektorat etter energiloven.<br />
3. 1991.01.18 nr 0024: (OED) Delegering av myndighet til Olje- og energidepartementet<br />
etter energiloven.<br />
4. 2001.12.10 nr 1377: (OED) Forskrift om innbetaling av påslag på nettariffen til<br />
Energifondet (forskrift om Energifondet).<br />
5. 1990.12.07 nr 0959: (OED) Forskrift om produksjon, omforming, overføring,<br />
omsetning, fordeling og bruk av energi m.m. (energilovforskriften)<br />
6. 1991.01.11 nr 0012: (OED) Delegering av myndighet til Olje- og energidepartementet<br />
etter energiloven.<br />
7. 1992.12.11 nr 1065: (OED) Forskrift om gjennomføring i norsk rett av EØS-avtalens<br />
vedlegg IV punkt 1 (rådsforordning (EØF) nr 1056/72) om innberetning om planlagte<br />
investeringer av interesse for Det europeiske økonomiske samarbeidsområde<br />
vedrørende olje, gass- og elektrisitetssektoren.<br />
8. 1999.03.11 nr 0301: (OED) Forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden<br />
ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester.<br />
9. 1999.03.11 nr 0302: (OED) Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering,<br />
inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer.<br />
10. 2001.12.10 nr 1377: (OED) Forskrift om innbetaling av påslag på nettariffen til<br />
Energifondet (forskrift om Energifondet).<br />
11. 2001.12.17 nr 1421: (OED) Forskrift om planlegging og gjennomføring av rekvisisjon<br />
av kraft og tvangsmessige leveringsinnskrenkninger ved kraftrasjonering.<br />
12. 2002.05.07 nr 0448: (OED) Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet.<br />
13. 2002.12.16 nr 1606: (OED) Forskrift om beredskap i kraftforsyningen.<br />
14. Forskrift om energiutredninger.<br />
15. Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet<br />
16. 2002.12.16 nr 1607: (OED) Forskrift om energiutredninger.<br />
17. Statnett tariffprosjekt 2003. Mai 2002<br />
18. EN Notat 21/99 Samfunnsøkonomisk vurdering av tiltak i kraftsystemet<br />
19. NVE Referansehåndbok Regional kraftsystemutredninglegging<br />
20. EFI TR 3783, s 58 ff.: "Teknisk-økonomisk planlegging av fordelingsnett"<br />
21. NVE-EEP notat, datert 28.04.80 Termisk grensestrøm, termisk tidskonstant og<br />
tid/temperaturforhold for stålaluminiumliner<br />
22. Regional <strong>Kraft</strong>systemutredning Finnmark 1998<br />
23. Systemspenningen for tilknytningen av vindparken i Hammerfest blir på 132 kV, da<br />
linja 66 kV linja Skaidi-Hammerfest er under oppgradering til 132 kV
Kapittel 7 Litterarurreferanser<br />
Side 62 av 71<br />
24. Norges Vassdrags- og energiverk, datert mars 1993. Sikkerhetsbestemmelser for<br />
kraftforsyningen (Fastsatt ved Kronprinsregentens res. av 11. januar 1991)<br />
25. Nettforsterkninger i Troms og Finnmark NVE
8 Vedlegg<br />
8.1 Tiltak i regionalnettet 2005-2015<br />
Vedlegg<br />
Side 63 av 71<br />
Prosjekter Stasjon Anlegg Selskap Spenning<br />
Kostnad<br />
[MNOK] Kategori Merknad<br />
1 Skaidi Smørfjord Ledning RK 132 38 1<br />
2 Trådskift Smørfjord-Havøysund/Storbukt/Lakselv Ledning RK 66 44 2<br />
3 <strong>Varanger</strong>botn-Skogfoss Ledning VKN 220 172 1<br />
4 Skogfoss-Russland Ledning/Trafo VKN 220 21 1<br />
5 Vadsø-Smelror-Båtsfjord Ledning/trafo VKN 132 40 1<br />
6 Båtsfjord-Kobkroken-<strong>Varanger</strong>botn Ledning/Trafo VKN 220 140 2<br />
7<br />
Nett-tilknytning Langfjorden/Digermulen<br />
Vindmølleparker Ledninger<br />
Fred Olsen<br />
Renewables 132 169 2<br />
8 Ledning Skjøtningeberg-Adamselv Ledning Norsk Miljøkraft 220 - 2 Produksjonsradial<br />
Sum 624<br />
8.2 Historisk energibruk<br />
Forbruk GWH 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004<br />
Alta <strong>Kraft</strong>lag 207 334 334 335 346 365 341 347<br />
Hammerfest energi Nett AS 217 221 218 216 218 214 209 238<br />
Repvåg <strong>Kraft</strong>lag 112 107 103 106 108 111 98 106<br />
Loustejok <strong>Kraft</strong>lag 133 147 141 142 146 145 131 143<br />
Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag 56 57 57 58 58 58 52 57<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> Nett AS 512 543 539 536 558 541 488 497<br />
Sum forbruk Finnmark 1 237 1 410 1 392 1 391 1 434 1 433 1 318 1 388<br />
Produksjon GWh<br />
Alta <strong>Kraft</strong>lag 28 25 25 27 28 28 28 28<br />
Hammerfest energi Nett AS 66 66 66 66 66 66 66 66
Repvåg <strong>Kraft</strong>lag 27 19 14 17 22 24 108 128<br />
Loustejok <strong>Kraft</strong>lag 9 9 10 9 8 10 10 10<br />
Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag 31 29 26 26 30 31 28 28<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> Nett AS 381 454 458 478 421 382 323 323<br />
Sentralnettet (eks-import<br />
Russland) 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104<br />
Sum produksjon Finnmark 1 645 1 707 1 703 1 726 1 678 1 644 1 668 1 688<br />
Energibalanse GWh<br />
Alta <strong>Kraft</strong>lag -179 -309 -309 -308 -318 -337 -312 -319<br />
Hammerfest energi Nett AS -151 -155 -152 -150 -152 -148 -143 -172<br />
Repvåg <strong>Kraft</strong>lag -86 -88 -89 -89 -87 -87 10 22<br />
Loustejok <strong>Kraft</strong>lag -124 -138 -131 -132 -138 -135 -121 -133<br />
Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag -25 -28 -31 -32 -28 -27 -24 -29<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> Nett AS -132 -89 -81 -58 -137 -159 -165 -174<br />
Sentralnettet (Eks. Import<br />
Russland) 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104<br />
Energibalanse Finnmark 407 297 311 335 245 210 350 300<br />
Vedlegg<br />
Side 64 av 71<br />
Energibalansen viser forholdet mellom produksjon og forbruk innenfor utredningsområdet i perioden 1997-2004. Tabellen viser også<br />
produskjon, forbruk og energibalanse områdevis.<br />
Produksjon GWh 1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004<br />
Mattisfoss 7 9 9 7 10 8 8 8<br />
Kåven 19 14 14 17 16 17 18 18<br />
Hakkstabben 2 2 2 2 2 2 3 3<br />
Kvænangen <strong>Kraft</strong>verk 280 280 280 280 280 280 280 280<br />
Repvåg <strong>Kraft</strong>stasjon 27 19 14 17 22 24 28 28<br />
Havøygavlen<br />
Vindkraftverk 0 0 0 0 0 0 80 100<br />
Loustejok <strong>Kraft</strong>verk 9 9 10 9 8 10 10 10<br />
Mårøyfjord <strong>Kraft</strong>stasjon 31 29 26 26 30 31 28 28<br />
Hammerfest <strong>Kraft</strong>stasjon 5 5 5 5 5 5 5 5<br />
Breivikbotn <strong>Kraft</strong>stasjon 5 5 5 5 5 5 5 5
Porsa <strong>Kraft</strong>stasjon 56 56 56 56 56 56 56 56<br />
Melkefoss 112 137 140 141 124 121 96 96<br />
Skogfoss 227 282 286 298 252 224 190 190<br />
Gandvik 22 18 17 19 26 19 18 18<br />
Kongsfjord 20 18 15 21 19 18 19 19<br />
Alta kraftverk 625 625 625 625 625 625 625 625<br />
Adamselv <strong>Kraft</strong>stasjon 199 199 199 199 199 199 199 199<br />
Sum GWh 1 645 1 707 1 703 1 726 1 678 1 644 1 668 1 688<br />
Tabellen viser oversikt over eksisterende produksjon i utredningsområdet.<br />
Vedlegg<br />
Side 65 av 71
8.3 Prognoser energiforbruk<br />
Energiprognoser GWH 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015<br />
Alta <strong>Kraft</strong>lag 347 353 359 365 372 378 385 392 399 406 413 420<br />
Hammerfest energi Nett<br />
AS 238 242 243 244 254 254 258 261 265 268 271 275<br />
Repvåg <strong>Kraft</strong>lag 106 107 108 108 108 108 108 109 109 109 109 110<br />
Loustejok <strong>Kraft</strong>lag 143 142 142 142 142 142 141 141 140 141 141 141<br />
Nordkyn <strong>Kraft</strong>lag 57 57 57 57 57 57 57 58 57 57 57 57<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> Nett AS 497 501 502 504 506 508 510 512 514 516 518 520<br />
Sum 1389 1402 1410 1420 1439 1447 1459 1473 1484 1497 1510 1523<br />
Vedlegg<br />
Side 66 av 71
8.4 Prognoser folketall<br />
Fremskrivnng folketall<br />
Folketall Antall 2 004 2 005 2 006 2 007 2 008 2 009 2 010 2 011 2 012 2 013 2 014 2 015<br />
Sør-<strong>Varanger</strong> 9 500 9 550 9 650 9 750 9 900 9 970 10 070 10 170 10 270 10 370 10 470 10 570<br />
Nesseby 908 900 899 891 886 881 876 870 865 860 854 849<br />
Tana 3 050 3 031 3 014 2 994 2 975 2 957 2 938 2 919 2 901 2 882 2 863 2 845<br />
Vadsø 6 200 6 200 6 200 6 200 6 200 6 200 6 200 6 200 6 200 6 200 6 200 6 200<br />
Vardø 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400 2 400<br />
Båtsfjord 2 230 2 230 2 240 2 250 2 260 2 266 2 274 2 282 2 290 2 298 2 306 2 314<br />
Berlevåg 1 158 1 141 1 136 1 131 1 126 1 116 1 109 1 101 1 094 1 087 1 079 1 072<br />
Gamvik 1 252 1 252 1 253 1 254 1 256 1 259 1 261 1 267 1 260 1 262 1 259 1 261<br />
Lebesby 1 518 1 521 1 524 1 518 1 519 1 522 1 528 1 526 1 519 1 522 1 518 1 514<br />
Porsanger 4 385 4 395 4 399 4 408 4 411 4 426 4 429 4 438 4 440 4 448 4 452 4 456<br />
Karasjok 2 907 2 924 2 936 2 960 2 973 2 992 3 007 3 024 3 041 3 052 3 066 3 083<br />
Nordkapp 3 538 3 541 3 553 3 558 3 563 3 556 3 563 3 572 3 576 3 578 3 576 3 586<br />
Måsøy 1 437 1 433 1 437 1 432 1 425 1 414 1 417 1 417 1 413 1 415 1 414 1 405<br />
Alta 17 415 17 535 17 634 17 760 17 850 17 962 18 064 18 157 18 251 18 342 18 431 18 521<br />
Loppa 1 400 1 397 1 397 1 391 1 384 1 382 1 377 1 371 1 370 1 369 1 367 1 360<br />
Kvænangen 1 442 1 433 1 430 1 420 1 422 1 412 1 410 1 406 1 401 1 393 1 393 1 389<br />
Hammerfest 9 080 9 098 9 110 9 127 9 141 9 151 9 160 9 163 9 181 9 188 9 202 9 213<br />
Kvalsund 1 097 1 091 1 089 1 083 1 084 1 082 1 077 1 074 1 073 1 064 1 066 1 065<br />
Hasvik 1 194 1 192 1 196 1 197 1 200 1 198 1 192 1 196 1 195 1 189 1 193 1 189<br />
Sum 72 111 72 264 72 497 72 724 72 975 73 146 73 351 73 554 73 740 73 918 74 110 74 291<br />
Fremskrivning av folketall er i hovedsak basert på prognoser fra SSB MM00.<br />
Vedlegg<br />
Side 67 av 71
8.5 Prognoser produksjon<br />
Vindkraft<br />
Tiltakshaver Kommune Lokalisering MW GWh<br />
Statkraft SF Lebesby Gartefjellet 60 180<br />
Hydro Energi Båtsfjord Båtsfjordfjellet 50 160<br />
Fred Olsen Renewables Lebesby Laksefjorden 100 300<br />
Fred Olsen Renewables Lebesby Digermulen 100 300<br />
<strong>Varanger</strong> <strong>Kraft</strong> AS Berlevåg Rakkocærro 250 800<br />
Norsk Hydro Måsøy Snefjord 50 160<br />
Norsk Miljøkraft AS Lebesby Skjøtningeberg 400 1100<br />
Norsk Miljøkraft AS Berlevåg Eliastoppen 40 120<br />
Statkraft SF Berlevåg Laukvikdalsfjellet 70 210<br />
Statkraft SF Hammerfest Tyven 110 330<br />
Statkraft SF Vadsø Skallhalsen 65 190<br />
Sum Vindkraft 1295 3850<br />
Vedlegg<br />
Side 68 av 71<br />
Effekt 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014<br />
Gartefjellet 60<br />
Båtsfjordfjellet 50<br />
Laksefjorden 100<br />
Digermulen 100<br />
Rakkocærro 250<br />
Snefjord 50<br />
Skjøtningeberg 400<br />
Eliastoppen 40<br />
Laukvikdalsfjellet 70<br />
Tyven 110<br />
Skallhalsen 65<br />
Sum Effekt Vindkraft MW 0 125 0 500 110 160 400 0 0 0<br />
Energi 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014<br />
Gartefjellet 180
Vedlegg<br />
Side 69 av 71<br />
Båtsfjordfjellet 160<br />
Laksefjorden 300<br />
Digermulen 300<br />
Rakkocærro 800<br />
Snefjord 160<br />
Skjøtningeberg 1100<br />
Eliastoppen 120<br />
Laukvikdalsfjellet 120<br />
Tyven 210<br />
Skallhalsen 190<br />
Sum energi Vindkraft GWh 0 370 0 1560 330 160 1220 0 0 0<br />
Gasskraft<br />
Effekt 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014<br />
Hammerfest 100<br />
Sum Gasskraft MW 100<br />
Energi 700<br />
Sum Gasskraft GWh 700<br />
Vannkraft<br />
Smielva (Nordkyn) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014<br />
Effekt 3,13<br />
Energi 13,6<br />
Ny effektproduksjon 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014<br />
Vindkraft 0 125 125 625 735 895 1295 1295 1295 1295<br />
Gasskraft 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100<br />
Vannkraft 0 0 3,13 3,13 3,13 3,13 3,13 3,13 3,13<br />
Sum MW 0 125 125 625 835 995 1395 1395 1395 1395
Vedlegg<br />
Side 70 av 71<br />
Ny energiproduksjon 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014<br />
Vindkraft 0 370 370 1930 2260 2420 3640 3640 3640 3640<br />
Gasskraft 0 0 0 0 700 700 700 700 700 700<br />
Vannkraft 0 13,6 13,6 13,6 13,6 13,6 13,6 13,6<br />
Sum GWh 0 370 370 1930 2960 3120 4340 4340 4340 4340<br />
8.6 Effektprognoser<br />
2 års 10 års 2 år 10 år 2 år 10 år 2 år 10 år 2 år 10 år<br />
Temp. Korrigert Temp. Korrigert Årlig Pluss 4 År Pluss 5 År Pluss 5 År<br />
Statnetts<br />
makstime<br />
2000<br />
Statnetts<br />
makstime<br />
2001<br />
Statnetts<br />
makstime<br />
2000<br />
Statnetts<br />
makstime<br />
2001 Prognose Prognose 2004 2004 2009 2009 2014 2014<br />
Raipas 132 47,4 46,4 49,3 48,2 -2,0 % -2,1 % 43,7 45,3 39,6 40,7 35,8 36,6<br />
Raipas 22 14,4 13,7 15,0 14,2 -4,9 % -5,0 % 11,8 12,2 9,2 9,4 7,1 7,3<br />
Kv.botn 66 9,4 10,3 9,7 10,7 10,5 % 10,3 % 14,0 14,4 23,0 23,6 37,8 38,6<br />
Kv.botn 22 0,6 0,6 0,6 0,6 3,1 % 3,0 % 0,6 0,7 0,7 0,8 0,9 0,9<br />
Porsa 22 1,9 2,0 2,0 2,0 3,1 % 3,0 % 2,1 2,2 2,5 2,6 2,9 3,0<br />
Mattisfoss 22 0,4 0,3 0,5 0,4 -22,7 % -22,8 % 0,2 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0<br />
Kåven 22 4,5 3,9 4,6 4,1 -12,4 % -12,5 % 2,6 2,7 1,4 1,4 0,7 0,7<br />
Hakkstb. 11 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 % 0,0 % 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0<br />
Karasjok 66 13,4 12,7 14,1 13,4 -5,5 % -5,1 % 10,7 11,5 8,1 8,9 6,1 6,8<br />
Lakselv 22 20,0 20,7 21,2 21,9 3,2 % 3,5 % 22,7 24,3 26,6 29,0 31,2 34,5<br />
Havøysund 11 3,8 5,2 3,9 5,4 1,0 % 0,9 % 5,4 5,5 5,6 5,8 5,9 6,0<br />
Smørfjord 22 4,4 5,9 4,5 6,1 1,0 % 0,9 % 6,1 6,3 6,4 6,6 6,8 6,9<br />
Snefjord 22 0,4 0,6 0,5 0,6 1,0 % 0,9 % 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7<br />
Storbukt 22 13,0 17,7 13,4 18,2 1,0 % 0,9 % 18,2 18,7 19,1 19,6 20,1 20,5<br />
Veidnes 22 0,7 1,0 0,7 1,0 1,0 % 0,9 % 1,0 1,0 1,0 1,1 1,1 1,1<br />
Vesterpoll. 22 0,5 0,7 0,6 0,7 1,0 % 0,9 % 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8<br />
Uttak Nordkyn 11,1 10,6 11,4 10,9 0,0 0,0 9,2 9,5 7,4 7,6 5,9 6,0<br />
Fuglenes 11,6 11,8 11,8 12,0 1,5 % 1,5 % 12,3 12,6 13,3 13,5 14,3 14,5<br />
Hammerfest 18,9 23,7 19,3 24,1 2,5 % 2,5 % 25,5 26,0 28,9 29,3 32,7 33,1<br />
Sandøybotn 3,9 0,4 4,0 0,4 0,0 % 0,0 % 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4
Vedlegg<br />
Side 71 av 71<br />
Breivikbotn<br />
Regtrafo 0,0 5,5 0,0 5,6<br />
0,0 % 0,0 %<br />
5,5 5,6 5,5 5,6 5,5 5,6<br />
Båtsfjord 22 kV 12,0 12,2 12,4 12,6 1,5 % 1,6 % 12,7 13,2 13,7 14,3 14,7 15,3<br />
Kobbkroken 22 kV 3,6 3,7 3,7 3,8 1,5 % 1,6 % 3,8 4,0 4,1 4,3 4,4 4,6<br />
Leirpollen 22 kV 2,4 2,4 2,5 2,5 1,5 % 1,6 % 2,5 2,6 2,7 2,9 2,9 3,1<br />
Smelror 22 kV 16,8 17,1 17,4 17,7 1,5 % 1,6 % 17,8 18,5 19,2 20,0 20,6 21,5<br />
Vadsø 22 kV 22,9 23,2 23,6 24,0 1,5 % 1,6 % 24,2 25,1 26,0 27,1 28,0 29,2<br />
Bjørnevatn 22 kV 7,6 7,5 8,1 8,0 -1,9 % -1,4 % 7,0 7,6 6,4 7,1 5,8 6,5<br />
Bugøyfj. 22 kV 0,3 0,2 0,3 0,3 -1,9 % -1,4 % 0,2 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2<br />
Gandvik 22 kV 1,3 1,2 1,3 1,3 -1,9 % -1,4 % 1,2 1,3 1,1 1,2 1,0 1,1<br />
Kirkenes 22 kV 36,7 36,0 39,1 38,5 -1,9 % -1,4 % 34,0 36,9 31,0 34,3 28,2 31,2<br />
Neiden 22 kV 1,3 1,2 1,3 1,3 -1,9 % -1,4 % 1,2 1,3 1,1 1,2 1,0 1,1<br />
Tana bru 22 kV 13,3 13,0 14,2 13,9 -1,9 % -1,4 % 12,3 13,3 11,2 12,4 10,2 11,3<br />
<strong>Varanger</strong>b. 22 kV 5,4 5,3 5,8 5,7 -1,9 % -1,4 % 5,0 5,5 4,6 5,1 4,2 4,6<br />
SUM 304 317 317 330 316 330 321 337 338 354