Innholdsfortegnelse - Varanger Kraft

Innholdsfortegnelse
Innhold
Side 2 av 71
1 Innledning........................................................................................................................... 3
2 Beskrivelse av utredningsprosessen................................................................................... 3
2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen............................................. 3
2.2 Samordning mot tilgrensende utredningsområder ..................................................... 6
2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer........................................ 7
3 Forutsetninger i utredningsarbeidet.................................................................................... 8
3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet.......................................................................... 8
3.2 Spenningskvalitet ....................................................................................................... 8
3.3 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont ........................................................... 14
3.4 Økonomiske forutsetninger...................................................................................... 15
3.5 Tekniske forutsetninger............................................................................................ 19
3.6 Særegne forhold innen planområdet ........................................................................ 21
4 Beskrivelse av dagens kraftsystem................................................................................... 24
4.1 Energisammensetning i utredningsområdet ............................................................. 25
4.2 Generell beskrivelse av overføringsnettet i Finnmark ............................................. 29
4.3 Driftsforhold av betydning for utnyttelsen av regionalnettet................................... 34
4.4 Overføringstariffer innen utredningsområdet........................................................... 37
4.5 Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet ................................................................ 38
4.6 Gjennomførte endringer i anlegg ............................................................................. 39
5 Fremtidige overføringsforhold ......................................................................................... 40
5.1 Prognoser for effekt- og energibalansen .................................................................. 41
5.2 Nettanalyser over fremtidig utvikling av kraftsystemet........................................... 51
6 Tiltak og investeringsbehov ............................................................................................. 52
6.1 Sanering av bestående anlegg .................................................................................. 52
6.2 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg.................................................. 53
7 Litteraturreferanser........................................................................................................... 61
7.1 Lover og forskrifter .................................................................................................. 61
8 Vedlegg ............................................................................................................................ 63
8.1 Historisk energibruk.............................................. Feil! Bokmerke er ikke definert.
8.2 Prognoser energiforbruk........................................................................................... 66
8.3 Prognoser folketall ................................................................................................... 67
8.4 Prognoser produksjon............................................................................................... 68
8.5 Effektprognoser........................................................................................................ 70

1 Innledning
Innledning
Side 3 av 71
Varanger KraftNett AS har utarbeidet denne utgaven av regional kraftsystemutredning
for regionalnettet i Finnmark samt for deler av Kvænangen og Loppa kommuner i
Troms Fylke. Denne utredningen erstatter kraftsystemutredningen fra 2004.
Utredningen omfatter forsyningsområdene til Hammerfest Energi Nett AS (HFEL),
Alta Kraftlag AL(AK), Repvåg Kraftlag AL(RK), Loustejok Kraftlag AL(LK),
Nordkyn Kraftlag AL(NK) og Varanger KraftNett AS(VKN).
Utredningen viser hvilke forutsetninger og målsetninger som ligger til grunn for
utviklingen av regionalnettene i planområde 22, Finnmark.
Det presiseres at utredningen ikke er bindende og innebærer ingen
investeringsbeslutninger. Utredningen er å betrakte som ett tidsbilde i en kontinuerlig
prosess. Endrede forutsetninger vil derfor medføre at planen justeres.
Utredningen vil være ett dokument som samler alle relevante opplysninger knyttet til
regionalnettene i utredningsområdet. Dokumentet vil være nyttig for aktører som
planlegger tiltak innenfor utredningsområdet. Offentlige etater kan benytte utredningen
som kilde til informasjon om planlagte tiltak. Dokumentet vil også gi Norges
Vassdrags og Energidirektorat mulighet til å vurdere tiltak før en eventuell
konsesjonsbehandling.
2 Beskrivelse av utredningsprosessen
2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen
Norge er delt inn i 19 utredningsområder inkludert
sentralnettet som Statnett har ansvaret for. VKN er av
NVE tildelt ansvaret som utredningsansvarlig for
område 22, Finnmark, unntatt kautokeino og inkludert
deler av Loppa og Kvænangen Kommuner i Troms.
Utredningen omfatter konsesjonspliktige anlegg på 33,
66 og 132 kV-nett med tilhørende produksjons og
transformeringsanlegg.
Kautokeino kommune dekkes av Troms KraftNett AS,
som er utredningsansvarlig for utredningsområde 21,
midtre og nordre del av Troms fylke.
Avdelingsjef Nett Tore Martinsen (VKN) er
utredningsansvarlig for utredningsområde 22.

Elektriske anlegg som faller inn under
områdekonsesjonen (fordelingsnett med spenning
fom. 22 kV og lavere) er ikke omfattet av denne
utredningen.
Kapittel 2 Beskrivelse av utredningsprosessen
Side 4 av 71
Figur 1 Utredningsområder
Følgende selskap har anleggskonsesjoner på sentral- og regionalnettsnivå i
utredningsområdet.
• Statnett SF
• Statkraft SF
• Pasvik Kraft AS
• Hammerfest Energi Nett AS AS (også områdekonsesjonær)
• Alta Kraftlag AL (også områdekonsesjonær)
• Repvåg Kraftlag AL (også områdekonsesjonær)
• Loustejok Kraftlag AL (også områdekonsesjonær)
• Nordkyn Kraftlag AL (også områdekonsesjonær)
• Varanger KraftNett AS (også områdekonsesjonær)
• Norsk Miljøkraft Måsøy AS
• Kvænangen Kraftverk AS
• Porsa kraftlag
• Statoil ASA
Det nedenforstående kartutsnittet viser grensene for områdekonsesjoner i Finnmark.
Det hvite området tilhører utredningsområde 21 Troms.

Figur 2: Kart over Finnmark og de enkelte forsyningsområder
Kapittel 2 Beskrivelse av utredningsprosessen
Side 5 av 71
Planarbeidet er organisert som et prosjekt der de enkelte representanter fra
konsesjonærene samtidig utgjør kraftsystemutvalget. De enkelte konsesjonærer bidrar
med data om sine respektive anlegg til utredningen.
Utredningsansvarlig: VKN Tore Martinsen
Data om energi- og effektforhold, tekniske
data, distribusjonsnett fra de enkelte
konsesjonærer
Figur 3: Organisering av utredningsarbeidet
NVE stiller krav til at det avholdes kraftsystemmøte minst hvert annet år.
Kraftsystemmøtets formål er å utpeke deltakere til kraftsystemutvalget som skal
arbeide frem utredningen. Første kraftsystemmøte for område 22 ble avholdt
22.12.2004. Planutvalget består av representanter fra de enkelte konsesjonærer.

Følgende personer deltar i kraftsystemutvalget.
• Tore Martinsen, VKN/PK
• Geir Reite, HFEL
• Bjørn H. Jensen, RK
• Tor Fermann, AK
• Bjørn H. Jenssen, SN
• Stig Løvlund, SN RN
• Håvard Pedersen, NK
• Svein Thommasen, LK
Kapittel 2 Beskrivelse av utredningsprosessen
Side 6 av 71
Planutvalget har i løpet av prosessen avholdt to møter. 19.1.2005 og 16.32005. Et
utvidet møte ble avholdt 29.4.2005.
Pga. de store avstandene og lav befolkningstetthet er det ikke noe sammenhengende
regionalnett i Finnmark. Flere av forsyningsområdene har ikke nettmessig tilknytning
til regionalnettet i naboområdene. Samordningen mot distribusjonsnettet er håndtert
innefor hvert enkelt selskap. Da distribusjonsnetteier samtidig er dominerende eier av
regionalnett ansees koordineringen innefor hver enkelt delområde og være god.
Representantene fra de enkelte selskap sitter inne med det vesentligste av informasjon
knyttet til prognoser, lasdata, lasttetthet mv. i distribusjonsnettene. I tillegg er det disse
som har det vesentligste av kontakt mot kommuner og fylkeskommunen i forbindelse
med offentlige planer, reguleringsplaner osv. Kontakt mot fylke og kommuner
ivaretaes også ved utsendelse av kraftsystemutredning til de respektive kommuner og
fylke.
De senere år er det tatt initiativ til planlegging av store mengder produksjon innenfor
utredningsområdet. Blant annet vindkraft og gasskraft. Samordningen mot disse
aktørene er søkt ivaretatt gjennom forhåndsmeldinger, konsesjonsøknader og samtaler
med de respektive aktørene.
2.2 Samordning mot tilgrensende utredningsområder
Utredningsområder som grenser til område 22 er område 21 Troms og Sentralnettet.
Koordineringen her er søkt ivaretatt gjennom kontakt med utredningsansvarlige i
Troms Kraft og Statnett. NVE avholder i forlengelsen av ferdigstilt utredning møter
med de planansvarlige i Troms og Finnmark slik at deler av den nødvendige
samordningen er ivaretatt her. Samordningen mot Sentralnettet ivaretaes også
gjennom at Statnett er representert i kraftsystemutvalget.
I tillegg er det for enkelte av selskapene nettmessig tilknytning på
distribusjonsnettnivå mot Distribusjonsnett i Finland. For Varanger KraftNett vil også
koordinering mot Russland aktualiseres i større grad etter hvert. Troms KraftNett, som
er regional planansvarlig i Troms, er forespurt om behovet for en samordnet utbygging
av regionalnettet i grenseområdet mellom planregionene. Det er et visst samarbeid
mellom Alta Kraftlag og Nord-Troms Kraftlag på regionalnett- og distribusjonsnettsnivå.
Nettet til Nord-Troms Kraftlag vil bli ytterligere integrert mot sentralnettet i

Kapittel 2 Beskrivelse av utredningsprosessen
Side 7 av 71
Finnmark, gjennom den konsesjonsgitte 66 kV ledningen fra Alta Kraftverk til
Kautokeino.
”Forskrift om energiutredninger” 14 legger opp til en todeling av utredningsarbeidet.
Lokale energiutredninger skal utarbeides av områdekonsesjonærer. Tabellen under er
en oversikt over gjennomførte lokale enrgiutredninger i utredningsområdet. Samtlige
lokale energiutredninger er oversendt VKN, og representerer ett meget godt og
innholdsrikt materiale med hensyn til regional kraftsystemutredning.
Kommune Områdekonsesjonær
Hammerfest Hammerfest energi Nett AS
Kvalsund Hammerfest energi Nett AS
Hasvik Hammerfest energi Nett AS
Kvænangen Alta Kraftlag Al
Loppa Alta Kraftlag Al
Alta Alta Kraftlag Al
Nordkapp Repvåg Kraftlag Al
Måsøy Repvåg Kraftlag Al
Porsanger Loustejok Kraftlag Al
Karasjok Loustejok Kraftlag Al
Gamvik Nordkyn Kraftlag Al
Lebesby Nordkyn Kraftlag Al
Sør-Varanger Varanger KraftNett AS
Nesseby/Unjarga Varanger KraftNett AS
Tana/Deatnu Varanger KraftNett AS
Vadsø Varanger KraftNett AS
Vardø Varanger KraftNett AS
Båtsfjord Varanger KraftNett AS
Berlevåg Varanger KraftNett AS
Figur 4 Oversikt over Lokale enrgiutredninger utarbeidet i 2004 innenfor utredningsområdet
2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planer
Samordningen mot Kommunale og fylkeskommunale planer ivaretaes ved at
Kraftsystemutredningen sendes på høring til Samtlige Kommuner og Finnmark
Fylkeskommune. Tilsvarende blir kommunale og fylkeskommunale planer sendt på
høring til de respektive netteiere. Kommunene forholder seg som regel til
områdekonsesjonær. Når områdekonsesjoner samtidig er regionalnettseier anses
samordningen mot regionalnettet som god.
Høringsuttalelser gitt av de respektive kommuner og fylkeskommunen vil bli
innarbeidet i utredningen som er under utarbeidelse eller i påfølgende års utredning.

3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemet
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 8 av 71
Hovedmålsetningen for regionalnettene i Finnmark er å sørge for en kostnadseffektiv
utbygging og drift av overføringsanlegg innenfor utredningsområdet.
I tillegg vil målsetninger innefor nedefornevnte tema være viktige:
• Spenningskvalitet
• Leveringspålitelighet
• Nettap
• Beredskap
• Miljøkrav
• Kostnader
3.2 Spenningskvalitet
Spenningsgrenser som forutsettes for ulike driftssituasjoner i regionalnettet, er vist i
tabell Feil! Fant ikke referansekilden.. På grunn av lange overføringsavstander vil
ofte begrensninger i overføringskapasiteten skyldes problemer med for lave
spenninger.
Spen- Område Anbefalt Maks
Min i 15 min.
ningsnivå
Normalt/høylast
MIN (etter utfall)
33 kV Nordkyn Kraftlag 34 36,5 30 -
66 kV Alta Kraftlag 58-61 64 57 57
66 kV Hammerfest Energi 66
Nett AS Nett AS.
68 60 -
66 kV Repvåg Kraftlag 66 70 60 55
66 kV Luostejok Kraftlag 65 70 60 55
66 kV Nordkyn Kraftlag 67 72 60 -
66 kV Varanger KraftNett 68 69 61 -
132 Hammerfest Energi 138
Nett AS Nett AS.
145 128 -
132 kV Alta Kraftlag 132-137 145 125 125
132 kV Varanger KraftNett 138 145 128 -
Figur 5 Forutsatte spenningsgrenser (kV) i regionalnettet i Finnmark.
Tabellen skal forstås slik at spenningen i en normalsituasjon helst ikke skal være
høyere/lavere enn de angitte maks/minimumsgrenser noe sted i nettet.
Problemene ved for høye eller lave spenninger kan etter nærmere vurderinger utløse
investeringer i reaktorer og/eller kodensatorbatterier, evt. medføre utkopling av linjer/kabler
med stor ladeytelse. Maksimal spenningsgrense vil som regel avgjøres av

Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 9 av 71
isolasjonsnivået til komponenter i nettet, mens minimums nivået som regel bestemmes
av leveringsbetingelser mot sluttbrukere.
NVE har med virkning fra 1.1.2005 innført ”Forskrift om leveringskvalitet i
kraftsystemet” 15 . Forskriften skal bidra til å sikre en tilfredsstillende leveringskvalitet i
det norske kraftsystemet, og en samfunnsmessig rasjonell drift, utbygging og utvikling
av kraftsystemet. Herunder skal det tas hensyn til allmenne og private interesser som
blir berørt. Forskriften stiller krav til de som eier og driver/bruker elektriske anlegg
eller utstyr som er tilknyttet kraftsystemet. Forskriften beskriver krav til registrering
av flere parametere samt setter grenseverdier som er viktige for spenningskvaliteten.
Videre er det fastsatt regler for informasjon og klagebehandling. Deler av forskriften
trer ikke i kraft før 1.1.2006 og 1.1.2007.
Frekvensen i utredningsområdet er som regel bestemt av frekvensen i kraftsystemet
for øvrig. Dette er regulert gjennom ”Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet” 12 .
For netteiere i fylket har i hovedsak tilgjenglighet vært hovedmålsetningen for de ulike
nettdelene. Endrede lastsituasjoner og større variasjoner over året har imidlertid
medført større fokus også på spenningsproblematikken. Med vekslende import til og
eksport fra fylket, med stor energitransport på tvers av fylket, er det allerede foretatt
en del reguleringstiltak i Sentralnettet, i tillegg til innførte begrensninger i
nettdelinger.
Dagens KILE ordning hensyntar kun lange avbrudd (>3 min) og kan lett bli
overfokusert i forhold til spenningsproblematikkene. Sett fra et kundesynspunkt med
utstrakt databruk og med masse elektronikk i bruk, er mindre avbrudd og
spenningsdiper vel så kritisk, som lengre avbrudd. Netteierne har vært oppmerksom på
dette i lengre tid og vil lojalt følge opp nye krav fra kunde og myndigheter. Konkret
vurderes det løpende spolejording av distribusjonsnettet.
3.2.1 Leveringspålitelighet
Leveringspålitelighet er definert som kraftsystemets evne til å levere elektrisk energi til
sluttbruker. Leveringspålitelighet er knyttet til hyppighet og varighet av avbrudd i
forsyningsspenningen. NVE innførte fra 01.01.01 regler som gjør at nettselskapenes
inntekter er avhengig av leveringspåliteligheten i nettet. Regelverket inngår som en del
av forskrift av 11. mars 1999 nr. 302 om økonomisk og teknisk rapportering,
inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer 9 . Alle nettselskap som har sluttbrukere
er pålagt å innrapportere avbruddsdata for alle avbrudd over 3 minutter. Herunder skal
det for hvert enkelt nettnivå fastsettes mengde ikke levert energi fordelt på varslede og
ikke varslede avbrudd. Fra 1.1.2005 skal også antall kortvarige avbrudd (avbrudd
kortere enn 3 minutter) registreres.
Dagens KILE ordning hensyntar kun lange avbrudd (>3 min) og kan lett bli
overfokusert i forhold til spenningsproblematikkene. Sett fra et kundesynspunkt med
utstrakt databruk og med masse elektronikk i bruk, er mindre avbrudd og
spenningsdiper vel så kritisk, som lengre avbrudd. Netteierne har vært oppmerksom på
dette i lengre tid og vil lojalt følge opp nye krav fra kunde og myndigheter. Etter
nærmere vurderinger vil det være aktuelt med spolejording i distribusjonsnettet.

Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 10 av 71
Det vil være viktig for regionalnettet i Finnmark er å sikre en tilfredsstillende
leveringspålitelighet, slik at produsenter og forbrukere får samme grad av sikkerhet og
dermed rammebetingelser, som resten av landet. Dårlig pålitelighet skal ikke være en
grunn for at etablering ikke skal skje i fylket.
Tradisjonelt har planlegging av regionalnettene tatt utgangspunkt i deterministiske
metoder, som for eksempel N-1 kriteriet. I Finnmark har det imidlertid på grunn av
lange avstander og høye kostnader, ikke vært mulig i de fleste tilfellene å benytte
kriteriet. Etablering av vindkraft medfører forsterkninger, som kan bidra til å bedre
leveringspålitelighet. Dette vil også bedre den generelle påliteligheten for
nettområdene.
Effektivisering innad i verkene setter også fokus på investeringene, slik at disse nå må
”rangeres” og prioriteres. Med fastsatt KILE ramme og avbruddsdata, har man nå fått
bedre mulighet til å ta i bruk stokastiske (probabilistiske) metoder for kategorisere
disse investeringene. Optimal leveringspålitelighet i regionalnettet bestemmes således
ved å minimalisere de totale overføringskostnadene, inklusive kundens
avbruddskostnader, sett over anleggenes levetid.
0
1
Kostnad
Underinvestering
Figur 6 Optimal pålitelighet
Samfunsøkonomisk pålitelighetsnivå
Målsetning:
Optimal pålitelighetsnivå
Overinvestering
Avbrudds kostnader
Investering
Drift og vedlikehold
Elektriske tap
Totale kostnader
Pålitelighet

3.2.2 Nettap
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 11 av 71
Generelt vil investeringer i nettet for å redusere nettapen gjennomføres der dette er
samfunnsøkonomisk lønnsomt. Driften av regionalnettene påvirker nettapene. Det er
derfor viktig å ha optimale delingspunkter i nettet samt unngå transport av for mye
reaktiv effekt.
3.2.3 Beredskap
Finnmark er et fylke med spredt bosetning og med til dels store klimatiske
utfordringer. Med et regionalnett av radiell karakter i tillegg og små muligheter for
omkoblinger på dette nivået, vil et strømbrudd vinterstid kunne sette liv og helse på
spill. Sett i lys av dette, vil beredskapsarbeidet i fylket være særdeles viktig. Erfaringer
fra strømbrudd i ekstrem kulde, har også vist at behovet for forsterkninger kan tvinges
fram utifra en risiko og sårbarhetsvurdering. Netteierne i fylket har hele tiden dette i
minne og de forskjellige everkene har derfor som målsetting å opprettholde en
nødvendig beredskap, slik at ikke liv, helse og store økonomiske verdier går tapt, om
uhellet først skulle være ute. Beredskapen gjelder så vel materiellmessige som
mannskapsmessige tiltak, i tillegg til at anlegg designes og utføres slik at sikkerheten
ivaretas.
På lagersida har man etablert et samarbeid med utveksling av informasjon om
tilgjengelig beredskapsmateriell hos de enkelte everkene. Det presiseres at denne
oversikten er et tillegg til det materiellet som allerede er anskaffet i KBO regi. For at
denne oversikten skal ha noen verdi, er det viktig at den oppdateres jevnlig. I tillegg
har flere verk gått sammen om en beredskapsavtale for sjøkablene i området. Her er
det knyttet avtale med. Seløy undervannsservice AS.
Utfordringene framover blir å få definert en hensiktsmessig ”kompetanseberedskap”,
slik at man er i stand til å takle større ulykker og kriser om de skulle komme. Tilgang
til kompetanse ett viktig suksesskriterium i framtiden. Ikke minst blir det viktig å få
tatt vare på den kompetansen som leverandørene besitter i dag. E-beredskap etablering
kan være et viktig bidrag i så hensende.
Tradisjonelt er everkenes montørstasjoner plassert utifra en vurdering av framkommelighet
ved storm og uvær. Resultatet er at everkene i fylket har relativ mange
montørstasjoner, som er et viktig bidrag for å få ned utrykningstiden, når veger og
havner er stengt.
Ved større feil eller naturkatastrofer er det også utarbeidet egne beredskapsplaner for
strømforsyningen i fylket. I og med at det kun er unntaksvis i lettlastperioder at det
finnes omkoblingsmuligheter via distribusjonsnettet, har det vært viktig og er fortsatt
viktig med en nær kobling mellom beredskapsplanleggingen og denne
kraftsystemutredningen. Et eksempel på dette er den nye linja mellom Lakselv-
Karasjok, som ble høyaktuell etter et langvarig strømbrudd vinterstid og hvor man nå
ønsker å redusere risikoen.

Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 12 av 71
En overgang til bruk av risiko og sårbarhetsanalyser i nettplanlegging forutsetter en
tettere integrering med beredskapsarbeidet. En optimalisering og forenkling må
vurderes utifra sannsynlighet og konsekvens ved feil. Feilhyppighet i regionalnettet et
for tiden veldig lav, og for å kunne skaffe seg et tilstrekkelig beslutningsunderlag, vil
det bli viktig og utveksle erfaringer innad i fylket. Oppdatert regelverk innenfor
energiutredninger forutsetter derfor en tettere integrering mot beredskapsarbeidet.
Enhet Beredskapsp Revidert Dato
lan utarbeidet
Kontaktperson Telefonnummer
Alta Kraftlag Al X 01.09.2002. Per Erik Ramstad 78 45 09 00
Hammerfest Energi Nett As X Jan Svendsen 78 42 82 00
Repvåg Kraftlag Al X Bjørn H. Jenssen 78 47 68 00
Loustejok Kraftlag Al X 26.04.2002. Sverre Pedersen 78 46 06 00
Nordkyn Kraftlag Al X Per Kåre Langås 78 49 97 00
Varanger Kraft Nett AS X
Under
01.04.2004 Leif E. Jankila 78 96 26 00
Pasvik Kraft AS
utarbeidelse Arild Edvardsen 78 99 49 70
AS Kvænangen Kraftverk X 22.12.1993
Statnett SF X Alf Olaussen 78 44 46 00
KBO Fylkesrepresentant X Svein Fredriksen 78 42 82 00
Figur 7 Oversikt over beredskapsplaner og kontakter
3.2.4 Generelle Miljøkrav
Hensynet til miljø i form av krav til arealutnyttelse, estetisk utforming, krav om tiltak
grunnet frykt for helserisiko hos mennesker og negativ innvirkning på f.eks. reindrift
og fuglebestand, blir stadig mer fokusert på ved planer om tiltak i overføringsnettet.
Folk som bor i nærheten av strømførende anlegg er opptatt av mulige helseskader.
Eventuelle merkostnader ved miljøtiltak må veies opp mot aktuelle fordeler før
endelige avgjørelser om trasévalg/plassering av anlegg tas.
Netteierne i Finnmark vil til enhver tid følge de krav som myndighetene setter.
Myndighetene har ikke fastsatt grenseverdier for magnetfelter i Norge. Imidlertid vil
netteierne vil følge opp Helsedirektoratets varsomhetsstrategi ved at det søkes å unngå
å legge nye ledninger nær boligområder i tillegg til at det vil bli vurdert bruk av
mastetyper som gir lavere magnetfelter.
Natur og miljø i arktiske strøk er som de flest vet sårbar og trenger langt tid på å leges
dersom den først skades. Everkene har og er opptatt av at egen framtreden, ikke skal
skade miljø og natur rundt oss. I forhold til natur og dyreinteresser, planlegges arbeidet
utført på den minst skadelige årstiden. Everkene er også opptatt at innleid arbeidskraft
følger de samme forsiktighetsregler. En tettere rullering av energiutredningene slik
forskriften nå beskriver, gjør sitt til at natur og miljømyndigheten vil bli
forhåndsvarslett langt tidligere ved nye tiltak. Forhåpentligvis vil dette medføre til en
styrket dialog og en avklaring av problemområder på et tidlig stadium.

Figur 8: Vernede områder og Nasjonalparker
3.2.5 kostnader
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 13 av 71
Investeringsbeslutninger tas av konsesjonssøker. Følgende kostnadselementer legges
til grunn innenfor utredningsområdet:
• Investeringskostnader
• Drift og vedlikeholdskostnadene
• Tapskostnadene
• Avbruddskostnadene
En optimalisering av nettdriften inebærer at summen av de fire kostnadselementene
minimaliseres. Som analysemetode benyttes nåverdimetoden, da denne regnes som
den beste metoden for denne type analyser.
Nåverdien regnes ut etter følgende formel:
n p −n
K 0 = ∑ K i * ( 1+
)
i=
1 100
Der :
K = sum av kostnadene over analyseperioden referert analyseperiodens start
0
K i = sum kostnad år i
p = Kalkulasjonsrente.
n = analyseperiodens lengde

3.3 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 14 av 71
Utredningens tidshorisont er 10 år, fra 2005 til 2015. Hovedvekten er imidlertid
konsentrert om perioden 2005-2010. Det er i denne omgang lagt vekt på de nærmeste
år, fordi prosjekter i den nære framtid vil være helt avgjørende og legge føringer for de
etterkommende år.
Plangruppa erkjenner at dagens regionalnett i Finnmark historisk har vært ansett som
områdekonsesjonærens eget distribusjonsnett, dog på et høyere spenningsnivå pga av
lange avstander. Utstrekning og omfang av konsesjonærenes regionalnett er uten annen
sammenhengende forbindelse enn sentralnettet og uten andre kunder enn sitt eget
distribusjonsnett og egenproduksjon.
I lys av det forannevnte og med de aktivitetene som planlegges i fylket, er det på sin
plass å ”oppgradere” betydning av regionalnettet i fylket. Sett i sammenheng med
kapasitet i sentralnettet i fylket, vil regionalnettet være helt avgjørende for å realisere
kraftproduksjon basert på vind og gass. Dersom ikke regionalnettet og sentralnettet i
fylket oppgraderes, får det konsekvenser for den videre utnyttelse av miljøvennlige
energiressurser og dermed også næringsinteresser i fylket. I denne sammenheng må
regionalnettet anses som en av, om ikke den viktigste forutsetning/rammebetingelse
for bosetningsmønster og næringsmessig utvikling av fylket.
Gjennom regional kraftsystemutredning ønsker plangruppa å rette søkelys på de tiltak
som er nødvendig for at Finnmark fortsatt skal ha et minimum av infrastruktur for å
klare å utvikle fylket og ressursene videre. Likeså er det viktig for plangruppa og få
fram de særegne forholdene innen miljø, kulturarv, reindrift etc. og som hele tiden tas
hensyn til ved utbygging av kraftnettet.
Kraftsystemutredningen med de foreslåtte tiltak anser plangruppa for å være et innspill
til en dialog med miljøinteresser, kulturinteresser, samiske interesser, politiske
interesser, myndighet og forbrukere. Dette for så tidlig som mulig å få fram
problemområder, slik at risikoen for allerede marginale tiltak kan reduseres. Når ingen
vil ha overføringslinjer må det forhandles fram løsninger/rammer som alle kan leve
med.
Regionalnettet i Finnmark er en viktig del av samfunnets infrastruktur. Ved infrastrukturplanlegging
skal det legges ”en-eierbetraktning” til grunn. Dette betyr at
planleggingen av regionalnettet skal samordnes med planleggingen av tilgrensende
sentral- og distribusjonsnett (vertikal samordning) og med tilgrensende regionalnett
(horisontal samordning).
Anleggskonsesjonærene har som ambisjon å utvikle regionalnettet videre i takt med
den generelle utviklingen i fylket. Regionalnettet skal bidra til en effektiv og pålitelig
transport av energi i fylket og på den måten være en viktig forutsetning for etablering
av ny virksomhet i området. Det presiseres at utredningen er en kontinuerlig prosess,
der endrede forutsetninger vil endre planene. Utredningen justeres hvert år og følger
forskriftens krav for energiutredninger.

3.4 Økonomiske forutsetninger
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 15 av 71
De økonomiske forutsetninger som ligger til grunn for nettplanleggingen, er preget av
varierende grad av påvirkbarhet og usikkerhet. I de følgende underkapitlene
presenteres en del forutsetninger som påvirker overføringskostnadene og leveringspåliteligheten
i regionalnettet i Finnmark. Dette innbefatter også en kort innføring i
gjeldende regelverk. Kjennskap til gjeldende regelverket er i høy grad en viktig
forutsetning for regionalnettet i fylket. Hvordan regelverket influerer, er videre vist
med eksempler for Finnmarksverkene.
3.4.1 Investeringskostnader
Anleggskostnader (for ledninger, kabler, transformatorer mv.) er først og fremst
avhengig av spenningsvalg og kapasitetskrav. De påvirkes imidlertid også av terrengmessige,
klimatiske, ervervs- og markedsmessige forhold, konsesjonskrav, forskrifter
og normer for dimensjonering av anlegg. Kostnader for komponenter i
overføringsnettet er gjort tilgjengelig gjennom ulike kostnadskataloger (SeFAS, NVE)
Ser man videre på investeringskostnadene så bør de innholde både materiell,
arbeidskraft og prosjekteringskostnader. Finansdepartementet anbefaler i at
investeringsavgift (Fjernet 1.10.2002) tillegges, ved beregning av samfunnsøkonomisk
lønnsomhet, mens merverdiavgiften holdes utenfor 1 .
Treffsikkerheten til kostnadskatalogene vil være unøyaktig og det antas at usikkerheten
i kostnadsestimatene er ± 20%.
3.4.2 Anleggsbidrag
Hensikten med anleggsbidrag er å gi signaler til kunder om unormale høye kostnader
ved tilknytning. Anleggsbidraget gjør at dett ikke belastes eksisterende kunder.
Kunden får dermed gjennom anleggsbidraget størrelse, et signal om at alternativ
lokalisering er å foretrekke. Fra 2002 skal utregning av anleggsbidrag ikke ta hensyn
til størrelse på forventet energiøkning. Dette for å unngå diskriminering i forhold til
andre energibærere. Finnmark fylke har historisk mottatt en del statsstønad til
utbygging av linjer. Denne ordningen er nå borte. Det imidlertid innført en ordning
med tariffstøtte til de everkene med høyest enhetspris pr kWh, målt i forhold til tildelt
inntektsramme.
Anleggsbidrag i regionalnettet er ikke regulert i forskrift. Ved slike nettilknytninger vil
anleggsbidrag avtales etter forhandling i en bilateral avtale.
3.4.3 Teknisk og økonomiske levetid/Analyseperiode
Levetider for ulike typer komponenter påvirkes av bl.a. vedlikeholdsrutiner og
klimatiske forhold. Det må skilles mellom teknisk og økonomisk levetid. Den
økonomiske levetida er fastsatt levetid for komponenter som benyttes ved anleggets
avskrivninger. For samfunnsøkonomiske lønnsomhetsberegninger benyttes anleggets
avskrivningstid som analyseperiode. Teknisk levetid er den tiden hvor anlegget er i
god nok stand til å drives forsvarlig. Ofte er denne tiden lenger enn den økonomiske
1 NVE Referansehåndbok Regional kraftsystemutredning

Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 16 av 71
levetiden og ”prosjektet” vil få en bedre samfunnsøkonomisk lønnsomhet, enn den
som er beregnet. I samfunnsøkonomiske lønnsomhetsberegninger skal det tas hensyn
til eventuelle restverdier ved analyseperiodens slutt. Normal analysetid er 25-30 år. Se
for øvrig .
Type anlegg Luftledninger Jordkabelanlegg Sjøkabelanlegg
Stålmaster Tremaster Oljekabler PEX-kabler Vekselstrøm Likestrøm
Teknisk levetid > 40 > 30 35-40 > 25 >30 >30
Økonomisk levetid 40 30 30 30 30 30
Figur 9 Tekniske og økonomiske levetider
3.4.4 Drift og vedlikeholdskostnader
Drift og vedlikeholdskostnader påvirkes av vedlikeholdsrutiner, men også av
klimatiske forhold, anleggenes alder, materialvalg og utførelse. SeFAS har anslått at
disse kostnadene for f.eks. luftledninger årlig utgjør 1,5 % av anleggskostnadene.
Drift og vedlikeholdskostnadene oppgis i prosent av nyverdi. I tabellene nedenfor er
everkenes prosentsatser oppgitt for ulike anleggskomponenter.
Luftledninger:
AK HE RK LK NK VK
Tremaster
Stålmaster
2,0 % 1,5% 1,5 % 2,5 % 1,5 % 0,8 %
Figur 10 Årlige drift og vedlikeholdskostnader for luftledninger i prosent av nyverdi
Kabelanlegg:
AK HE RK LK NK VK
Jordkabler 1,5 % 0,5 % 0,5 % 3,0 % 1,5 % 1,5 %
Sjøkabler 2,0 % 0,5 % 1,5 %
Figur 11 Årlige drift og vedlikeholdskostnader for kabelanlegg i prosent av nyverdi
Andre typer anlegg:
AK HE RK LK NK VK
Transformator 2,0 % 1,0 % 1,5 % 4,0 % 1,5 % 3,0 %
Koplingsanlegg 2,0 % 1,0 % 2,5 % 4,0 % 0,5 % 4,0 %
Kompenseringsanlegg 2,0 % 1,0 % 4,0 % 0,5 % 1,5 %
Figur 12 Årlige drift og vedlikeholdskostnader for andre anlegg i prosent av nyverdi
3.4.5 Tapskostnader
Tapskostnader bestemmes av spotmarkedsprisen og vil dermed variere med den
generelle utvikingen i kraftmarkedet. Forutsetninger om en langsiktig utvikling av
midlere spotmarkedspris kan til en viss grad påvirke valg og utforming av framtidige
systemløsninger.

Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 17 av 71
I nettanalyser regnes effektmessige nett-tap (MW) i maksimallast om til et midlere
årsenergitap (GWh) via en såkalt tapsbrukstid. Tapsbrukstida vil kunne variere fra
nettdel til nettdel. I regionalnettet i Finnmark antas tapsbrukstida å ligge rundt 2600
timer. Feil! Fant ikke referansekilden.viser hvordan nåverdien av tapene varierer
med ulik framtidig Spotpris, brukstid og nettnivå, gitt da analyseperiode og rentesats.
For regionalnettet med 132-66 kV linjer, varierer kostnadene for tapene fra ca 13.000
pr kW ved en lav spotpris på 15 Øre/kWh til ca 18.350 pr kW ved høy pris på 30
Øre/kWh. Feil! Fant ikke referansekilden. viser tilsvarende de kapitaliserte
tapskostnadene for transformatorer i regionalnettet. Belastningstapene og
tomgangstapene er prisjustert til 2005 kr.
21 000
Nåverdi av elektriske
tap i Kr/kW ved
ulike brukstider,
nettnivå og framtidig
19 000
Spotpris.
Basert på
kapitaliserte
e kvivalente
tapskostnader med
6% realrente og 30 17 000
års analyseperiode.
Kostnadsnivå 2003.
Tapsdata hentet fra
Planbok SeFAS
15 000
13 000
11 000
15 Øre/kWh 20 Øre/kWh 25 Øre/kWh 30 Øre/kWh
Nettnivå 4 trafo 2400 h 11 980 13 632 15 284 16 936
Nettnivå 5 132-66 kV 2400 h 12 571 14 222 15 874 17 526
Nettnivå 6 trafo 2400 h 13 650 15 302 16 954 18 606
Nettnivå 4 trafo 2600 h 12 393 14 183 15 972 17 762
Nettnivå 5 132-66 kV 2600 h 12 984 14 773 16 562 18 352
Nettnivå 6 trafo 2600 h 14 063 15 853 17 642 19 432
Nettnivå 4 trafo 2800 h 12 806 14 733 16 660 18 588
Nettnivå 5 132-66 kV 2800 h 13 397 15 324 17 251 19 178
Nettnivå 6 trafo 2800 h 14 476 16 403 18 330 20 257
Figur 13 Kapitalisert ekvivalent tapskostnader i Kr/kW
Kapitaliserte tapskostnader for
fordelingstrafoer 200 kVA
Tomgangstap
Belastningstap
kr/kW
39 323
8 890
Figur 14 Kapitaliserte tapskostnader trafoer referert 2003

3.4.6 Avbruddskostnader
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 18 av 71
Kile satsene vist i tabellen under er ett uttrykk for kundenes tap ved strømbrudd. I
tillegg vil Netteier oppleve tap som følge av reparasjonskostnader og tapt levering.
Disse kostnadene er ikke tatt med i analysene.
Ikke varslet Varslet
KILE-satser fra 01.01.2003 til 31.12.2006
avbrudd avbrudd
Kundegruppe [kr/kWh] [kr/kWh]
Industri 66 46
Handel & tjenester 99 68
Jordbruk 15 10
Husholding 8 7
Offentlig 13 10
Treforedling og kraftintensiv industri 13 11
Figur 15 Kile Kostnader
3.4.7 Kalkulasjonsrente
Kalkulasjonsrenten som brukes i beregningene av lønnsomhet ved langsiktige
investeringer i infrastruktur, består av en risikofri rente og et risikotillegg. Førstnevnte
fastsettes av Finansdepartementet og er i dag 3,5 pst. Finansdepartementet anbefaler
risikotillegg for nettinvesteringer på 2,5%. Benyttet kalkulasjonsrente er pt. 6%.
3.4.8 Økonomisk analysemetode
Nåverdien av ett prosjekt framkommer som summen av kapitaliserte verdi av
investeringer, nettap, avbruddskostnader og driftskostnader.

3.5 Tekniske forutsetninger
I de etterfølgende kapitlene er de tekniske analyseforutsetningene benyttet i
utredningen beskrevet.
3.5.1 Dimensjonerende belastning
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 19 av 71
Kriteriene for fastsettelse av dimensjonerende belastning er ulike for indre og ytre
områder. I ytre områder, dvs. HENs, RKs, NKs og delvis VKNs forsyningsområder vil
maksimalbelastningen ikke variere så mye med temperaturen. Maksimalbelastningen
kan være like høy ved noe høyere utetemperatur og vind.
For indre områder, dvs. AKs, LKs og delvis VKNs forsyningsområde vil forbruket øke
ved avtakende temperatur. Her er laveste tredøgnsmiddeltemperatur som statistisk
inntreffer i ett av ti år en naturlig referanse for dimensjonerende belastning. Den store
andelen av elektrisk oppvarming i alminnelig forsyning gjør at belastningstoppene
vanligvis inntreffer etter en kuldeperiode av noen dagers varighet. Konsekvensen av å
velge 10 års returtid i stedet for f.eks. 2 års returtid antas å være at dimensjonerende
belastning i alminnelig forsyning øker med 5-10 %. Det er vanlig å betegne belastning
ved tredøgnsmiddeltemperaturer som statistisk vil inntreffe i ett av to, henholdsvis ti år
som "normal høylast" og "ekstrem høylast".
Det er i denne planen valgt å temperaturkorrigere forbruket for alle områdene ut i fra
laveste 3-døgnsmiddel uavhengig av om det er et indre område eller et ytre område (se
vedlegg 7 for nærmere informasjon). Dette ser ut til å stemme bra med de
maksimallastene som er målt for de ulike områdene. I de ytre områdene er det mindre
differanse i antall grader mellom 2-års og 10-års returtid, enn for de indre områdene,
og dermed mindre differanse mellom normal- og ekstrem høylast.
Forutsetninger om lastutvikling er vist i tabellene og brukstida er forutsatt uendret,
dvs. at årsenergiforbruket og maksimallast utvikler seg likt. Termisk overføringskapasitet
for luftledninger og kabler beregnes ut fra følgende forutsetninger:
Prosjektert Omgivelsestemper
Ledertemperatur atur Som/vind 2
Vind Sol
3
Luftledninger 50 ºC eller 80°C 20° / 0°C 0,6 m/s Nei 4
Oljekabler 85°C 15°C / 5°C 5 - -
PEX-kabler 90°C 15°C/ 5°C - -
Figur 16 Parameter for beregning av overføringskapasitet.
Med disse forutsetningene kan termisk overføringskapasitet i ampere beregnes for
noen av de mest aktuelle luftledningstverrsnittene. Overføringskapasiteten for
komponenter begrenses av at for høy ledertemperatur kan medføre fare for
personsikkerhet (bakkeavstand, eksplosjonsfare m.v.) og/eller uakseptabel materialdeformasjon.
Dette er spesifisert nærmere i normer.
2 Forutsatt lufttemperatur vil vise store geografiske variasjoner om vinteren.
3 Eldre ledninger kan være prosjektert for en linetemperatur på 40°C eller 50°C
4 Gjelder ved dimensjonerende belastning
5 Vanligvis sjøtemperatur

Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 20 av 71
Begrensninger i linjenes overføringsevne vil kunne variere med ulike temperaturer. En
temperaturoppgradering av linjene, gjennom å forsterke enkelte kritiske punkt, kan
imidlertid øke overføringsevnen. Eksempler på overføringsevne hvor ulike
temperaturer er lagt til grunn er vist nedenfor. Utfyllende tabeller finnes i Vedlegg 9.
Strømkapasitet, (A) og ytelse, (MVA) for kombinasjoner av line/lufttemperatur
50ºC / 20ºC 50ºC / 0ºC 80ºC / 20ºC
80ºC / 0ºC
132/66 kV
132/66
132/66 kV
132/66
Tverrsnitt [mm [A] [MVA] [A] kV[MVA] [A] [MVA] [A] kV[MVA]
1 * FeAl 1*50 259 - / 30 333 - / 38 352 - / 40 404 - / 46
1 * FeAl 1*70 344 - / 39 442 - / 51 468 - / 53 538 - / 62
1 * FeAl 1*95 419 94 / 48 539 121 / 62 571 129 / 65 655 147 / 74
1 * FeAl 1*120 486 109 / 56 625 141 / 71 663 149 / 76 761 171 / 86
1 * FeAl 1*150 561 126 / - 721 162 / - 766 172 / - 879 198 / 99
1 * FeAl 1*185 640 144 / - 823 185 / - 874 197 / - 1003 226 / -
1 * FeAl 1*240 750 170 / - 960 220 / - 1050 240 / - 1200 270 / -
^2 ]
Figur 17 Overføringsevne ved ulike temperaturer
Ved god kjøling kan mer strøm overføres uten at tillatt ledertemperatur overskrides. I
den grad overføringskapasiteten skulle begrenses av termiske forhold, er det naturlig å
undersøke om overføringskapasiteten kan økes ved at en forutsetter en
omgivelsestemperatur som, med tillegg for diverse usikkerheter, er knyttet til
temperaturforholdene ved maksimallast. Ved utfall av ledninger kan en også forutsette
at parallelle ledninger tåler en gitt prosent overbelastning i inntil 15 minutter, avhengig
av belastningen på ledningen før feilsituasjonen. Dette pga. termisk treghet 6 , dvs. at
det tar en viss tid før ledermaterialet varmes opp. Det undersøkes spesielt om
overføringskapasiteten over detekterte og potensielle flaskehalser kan økes i forhold til
tidligere angitte grenser.
I de tilfeller hvor det under prosjektering er lagt til grunn en ledertemperatur på for
eksempel 50 ºC, kan en som første alternativ til å bygge nytt, vurdere å legge en høyere
ledertemperatur til grunn. I så fall må en foreta en kontrollberegning og kontroll av at
utstyr og bakkeavstand. Ved en slik temperaturoppgradering kan det i mange tilfeller
være nok å sett inn en del lenger master. Ellers kan en omkobling avhjelpe kritiske
situasjoner, slik at personsikkerhet og andre krav blir ivaretatt.
Temperaturoppgradering vil i mange tilfeller bli langt rimeligere enn for eksempel å
bygge nytt. Faren ved temperaturoppgradering er imidlertid at man kan få meget
anstrengte driftssituasjoner, hvor sikkerhetsmarginene er redusert.
3.5.2 Luftledning kontra Jordkabel
Anvendelse av kabel i stedet for luftledning vil ofte begrenses av store avstander. Rent
økonomisk vil luftledning være billigere enn kabel. Rent visuelt vil kabel være å
foretrekke og vil bli kunne anvendes over kortere strekninger i byer og tettbebyggelse.
3.5.3 Utnyttelse av transformatorer.
Det legges til grunn at de fleste transformatorer i en flaskehalssituasjon kan belastes
mer enn merkeytelsen, forutsatt lave lufttemperaturer eller forsert kjøling. For nye
6 NVE-EEP notat, datert 28.04.80
Termisk grensestrøm, termisk tidskonstant og tid/temperaturforhold for stålaluminiumliner

Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 21 av 71
transformatorer (< 20 år) kan en som en grov tommelfingerregel regne med at disse
kan overbelastes med 1 % for hver grad temperaturen er under 30 °C, inntil maksimalt
30 % over merkebelastning. For eldre transformatorer, og om en vil overbelaste mer,
må dette avklares med fabrikanten i hvert enkelt tilfelle. I sentralnettet er det satt en
maksgrense på 20% overbelastning på trafoer, etter avtale med anleggseier.
3.5.4 Reaktiv effekt.
Behovet for å holde spenningen oppe på enden av lange radialer er den viktigste
grunnen til å innføre nye konsdensatorbatterier i regionalnettet. I tillegg vil det kunne
motiveres utfra tapsmessige forhold for å hindre for stor reaktiv transport i nettet. Nye
vindkraftparker forutsettes å være tilstrekkelig kompensert slik at det ikke fører til
investeringer for netteierne. Stor overføring på linjer fører til at ledningen trekker
reaktiv effekt ut av nettet. Det kan bli aktuelt å kreve ytterligere reaktiv kompensering
ved bygging av nye vindkraftverk for å motvirke dette.
3.5.5 Andre forhold
Andre forhold av viktighet er at nettet ved et gitt stadium faktisk kan drives på en slik
måte som planleggingen legger til grunn. Dette krever at vern og releer er innstilt etter
planforutsetningene og at f.eks. begrensende endepunktskomponenter skiftes ut og
tilpasses ledningenes overføringskapasitet ut fra termiske eller andre forhold.
3.6 Særegne forhold innen planområdet
Regionalnettet i Finnmark kjennetegnes flere steder av at kraft skal overføres over
relativt store avstander og at forbruket som skal dekkes, er relativt lavt.
Regionalnettet er for en stor del ikke sammenhengende, men er indirekte
sammenknyttet via sentralnettet, eventuelt også over forbindelser med liten
overføringskapasitet i distribusjonsnettet (22 kV).
Deler av kraftnettet går i relativt øde områder og til dels i terreng som kan
karakteriseres som utsatt rent klimatisk. Ved uvær om vinteren vil
feilsøking/reparasjon av disse ledningene bli forsinket på grunn av hensynet til
sikkerhet for personellet.
Med unntak av deler av Varanger Krafts forsyningsområde sør for Varangerfjorden er
det lite produksjon som mater inn på regionalnettet/distribusjonsnettet i forhold til
forbruket. I Havøysund er det store mengder vindkraft som produseres og leverer inn
på Regionalnettet til Repvåg Kraftlag.
Store deler av regionalnettet har historisk sett hatt radiell struktur. Tiltak de senere år
har til en viss grad endret dette forholdet. Blant annet nevnes ny 66 kV ledning
Lakselv- Karasjok og 2 ny 132 kV ledninger Skaidi-Hammerfest. Reservekapasitet
finnes til en viss grad i underliggende distribusjonsnett. Overføringskapasiteten i dette
nettet begrenses ofte av stort spenningsfall.

Konsesjon Gitt
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 22 av 71
I Finnmark er elforsyningen i hovedsak organisert i to nettnivåer. Regionalnettet kan
karakteriseres som et kraftig distribusjonsnett ut fra sentralnettet.
I de ytre områdene er det ofte vind istedenfor kulde som gir dimensjonerende
belastning, eller en kombinasjon av disse. Her forekommer det også saltbelegg og ising
på liner og isolatorer over større områder i forbindelse med stormer, noe som ofte fører
til utfall.
I de indre områdene kan det være ekstrem kulde, ofte over lengre perioder noe som
gjør at utfall i disse periodene kan få store konsekvenser.
Noen fiskeforedlingsbedrifter krever god leveringspålitelighet, da anleggene er blitt
helautomatiserte og selv korte avbrudd medfører lengre stans i produksjonen. Statoils
LNG anlegg på Melkøya utenfor Hammerfest har strenge krav til leveringspålitelighet.
Dette er ivaretatt gjennom egenproduksjon i gasskraftverk på anlegget samt
reserveforsyning via kraftnettet. Den generelle utviklingen viser at krav til
leveringspålitelighet stadig skjerpes. Spesielt fører korte avbrudd og spenningsdip til
problemer som inntil for få år siden ikke førte til problemer. Nærmere vurderinger kan
føre til montasje av spolejording av distribusjonsnettet.
Det er planlagt mye vindkraft i finnmark. Dette gir store utfordringer i forbindelse med
utredningsarbeidet. Totalt er det gitt konsesjon til, konsesjonsøkt og forhåndsmeldt
vindkraft på ca 1700 MW i Finnmark.
Selskap Kommune Lokalisering Effekt MW Årsenergi
GWh Merknad
Statkraft SF Lebesby Gartefjellet 40 140 Konsesjon stadfestet
Statkraft SF Vadsø Skallhalsen 40-65 120-190 Under klagebehandling
Konsesjonssøknader under
behandling
Hydro Energi Båtsfjord Båtsfjordfjellet 250 743
Fred Olsen Renewables Lebesby Laksefjorden 100 300
Fred Olsen Renewables Gamvik Digermulen 100 300
Meldinger under Behandling
Varanger Kraft AS Berlevåg Rakkocærro 350 1050
Varanger Kraft AS Vardø/Båtsfjord Seglkollfjellet 50 160 Anmodet om å stoppe planlegging
Norsk Hydro Sør-Varanger Bugøynesfjellet 90 270 Anmodet om å stoppe planlegging
Norsk Hydro Måsøy Snefjord 100 300
Norsk Miljøkraft AS Vardø Domen 100 300 Anmodet om å stoppe planlegging
Norsk Miljøkraft AS Lebesby Skjøtningeberg 400 1200
Norsk Miljøkraft AS Berlevåg Eliastoppen 40 120
Statkraft SF Berlevåg Laukvikdalsfjellet 70 280
Statkraft SF Hammerfest Tyven 110 330
Totalt 1815 5403
Konsesjonsøknad avslått
Statkraft SF Nordkapp Magerøya 50 150-200 Avslag endelig
Figur 18: Planlagt vindkraft innen utredningsområdet

Figur 19 Kart over vindkraftprosjekter i utredningsområdet
Kapittel 3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
Side 23 av 71

4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 24 av 71
Elforsyningen i Finnmark startet i 1891 da landets første vanndrevne kommunale
elektrisitetsverk ble etablert i Hammerfest. I Sør-Varanger ble det etablert en
omfattende elforsyning først på 1900-tallet. For øvrig gikk elektrisifiseringen i
Finnmark langt senere enn i resten av landet. I 1938 hadde 28 % av fylkets innbyggere
en eller annen forsyning av elektrisk kraft, mens tilsvarende på landsbasis var 75 %,
jfr. referanse [ 7 ].
Etter tyskernes ødeleggelse av Finnmark i 1944 var så og si alle kraftverker og
ledninger ødelagt. Hele regionalnettet er derfor bygd opp etter 1945.
En større utbygging av det som i dag defineres som regionalnettet, startet i Vest-
Finnmark med utbyggingen av Nedre og Øvre Porsa kraftverk og Repvåg Kraftstasjon
på 1950-tallet. Herfra ble det bygd 66 kV ledninger til Hammerfest og Skaidi og
videre fra Skaidi til Alta. 66 kV ledningen mellom Skaidi og Alta er senere bygd om
til 132 kV spenning og inngår i dag i sentralnettet. På 1960-tallet ble Smørfjord
transformatorstasjon tilknyttet 66 kV nettet og deler av 22 kV nettet der ble oppgradert
til 33 kV. På 1970-tallet ble 66 kV nettet ført fram til Honningsvåg og Havøysund.
I Øst-Finnmark ble de første regionalnettsanleggene bygget da det ble etablert en 66
kV ledning fra Varangerbotn til Bjørnevatn i begynnelsen av 1950-tallet. I første
halvdel av 1960-tallet fikk Vadsø og Vardø strømforsyning via 66 kV nettet.
Nordkynområdet fikk 66 kV tilknytning først på 1970-tallet i forbindelse med
utbyggingen av Adamselv kraftverk.
Regionalnettet i Finnmark er for det meste ikke sammenhengende, men knyttet
sammen via sentralnettet som går gjennom hele fylket. Finnmark ble nettmessig
knyttet til Troms i 1965 da den første ledningen mellom Alta og Kvænangsbotn ble
satt i drift. Et sammenhengende sentralnett i Finnmark ble etablert i 1974 med
idriftsettelsen av 132 kV ledningen Adamselv - Lakselv. Året før ble 132 kV
ledningen Alta - Lakselv idriftsatt.
I det etterfølgende gis en sammenstilling av områdevise nøkkeltall for forbruk,
produksjon, kraftbalanse og overføringskapasiteter.

4.1 Energisammensetning i utredningsområdet
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 25 av 71
Forbrukstyngdepunktene i Finnmark er Alta, Hammerfest, Honningsvåg, Lakselv,
Vadsø og Kirkenes.
Hovedtyngdepunktet av forbruket i Alta Kraftlags forsyningsområde er
sentrumsområdene i Alta med en maksimal belastning på ca 67 MW. Maksimalt forbruk i
den delen av nettet som er tilknyttet Kvænangsbotn, er ca 13 MW.
Hovedtyngden av forbruket i Hammerfest Energi Nett AS forsyningsområde ligger
i Hammerfest der maksimallasten kan komme opp i ca 42 MW.
Hovedtyngden av forbruket i Repvåg Kraftlags forsyningsområde ligger i
Honningsvåg (Storbukt) der maksimalt forbruk er ca 17 MW, og i Havøysund og
Smørfjord der toppbelastningen ligger på ca 5 MW.
Hovedtyngdepunktet av forbruket i Luostejok Kraftlags forsyningsområde ligger i
Lakselv med ca 20 MW. Belastningen i Karasjok utgjør ca 12,5 MW.
Hovedtyngden av forbruket i Nordkyn Kraftlags forsyningsområde ligger i
Kjøllefjord og Mehamn med ca 5 MW begge steder. Maksimallast er på ca 12 MW.
Normallast om vinteren ligger mellom 10.5-11.5 MW.
De største forbrukspunktene i Varanger Krafts forsyningsområde er Kirkenes og
Vadsø med maksimallast på henholdsvis ca 35 MW og 25MW.

4.1.1 Produksjon
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 26 av 71
Mesteparten av produsert vannkraft i Finnmark mates direkte inn på sentralnettet (
Alta kraftverk og Adamselv) eller direkte inn på det øvrige 132 kV nettet (Skogfoss og
Melkefoss). Produsert vannkraft de siste årene i utredningsområdet Finnmark er vist i
diagrammet.
1 740
1 720
1 700
1 680
1 660
1 640
1 620
1 600
Sum produksjon GWh
Sum produksjon GWh
1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004
Figur 20 Produksjon innenfor utredningsområdet 1997-2004

4.1.2 Energiforbruk
GWh
1 450
1 400
1 350
1 300
1 250
1 200
1 150
1 100
Sum forbruk Finnmark
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 27 av 71
Sum forbruk Finnmark
1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004
År
Figur 21 Sum energiforbruk i utredningsområdet 1997-2004

4.1.3 Energibalanse
GWh
2000
1500
1000
500
0
-500
-1000
-1500
-2000
Historisk Energibalanse
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
År
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 28 av 71
Sum forbruk Finnmark
Sum produksjon Finnmark
Energibalanse Finnmark
Figur 22 Historisk energibalanse 1997-2004
Figuren viser hvordan utviklingen i energibalansen har vært fra 19987 og frem til i
dag.

4.2 Generell beskrivelse av overføringsnettet i Finnmark
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 29 av 71
Sentralnettet i Finnmark omfatter alt 132 kV nettet fra Kvænangen til
Kirkenes/Russland. Fra Varangerbotn er det dessuten en forbindelse på 220KV til
Finland. Regionalnettet er tilknyttet sentralnettet i Kvænangsbotn (i Troms fylke),
Alta, Skaidi, Lakselv, Adamselv, Tana bru, Varangerbotn og Kirkenes. Regionalnettet
er i mindre grad sammenhengende mellom delområdene.
Sum Merkeytelse MVA
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1952
1953
1954
1955
1956
1957
1958
1959
1960
1961
1962
1963
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Figur 23 Aldersammensetning for transformatorer i utredningsområdet
Figuren inneholder transformatorer i regionalnett, sentralnettet og i produksjonsanlegg
i utredningsområdet.
År
Totalt

Lengde [KM]
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1953
1956
Aldersammensetning 66 og 33 kV ledninger
1959
1962
1965
1968
1971
1974
1977
1980
Figur 24: Aldersammensetning av 33 og 66 kV ledninger
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
År
Side 30 av 71
33
66
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
Figur 22 og 23 inkluderer også kabler på de respektive spenningsnivå. Enkelte av
ledningene drives på lavere spenningsnivå enn de er bygget for. Dette er det ikke tatt
hensyn til i figurene.
Lengde [KM]
250
200
150
100
50
0
Aldersammensetning 132, 150 og 220 kV ledninger
1953
1956
1959
1962
1965
1968
1971
1974
1977
1980
Figur 25 Aldersammensetning 132, 150 og 220 kV ledninger
År
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
132
150
220

4.2.1 Alta-området
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 31 av 71
Regionalnettet i Alta Kraftlags forsyningsområde er tilknyttet sentralnettet i
Kvænangsbotn og Alta (Raipas). Regionalnettet ut fra Kvænangsbotn og Alta er kun
sammenkoplet over 22 kV nettet.
Regionalnettet fra Kvænangsbotn omfatter en 66 kV forbindelse via Burfjord til
Øksfjordbotn og videre til Øksfjord. I tillegg inngår en 132/66/22 kV transformator i
Kvænangsbotn og 66/22 kV transformeringer i Burfjord, Øksfjordbotn og Øksfjord.
Underliggende 22 kV nett er vanligvis delt mellom disse stasjonene. På
Kvænangsfjellet og Nuvnes er det forbindelse til Nord-Troms Kraftlags
distribusjonsnett på 22 kV nivå.
I Alta går en 132 kV ledning fra Statnetts stasjon i Raipas til Alta Kraftlags stasjon på
Aronnes. I Aronnes er det to 132/22 kV transformatorer. I Raipas er det også en
132/22 kV transformator, hvor Alta Kraftlag har uttak til distribusjonsnettet. Det er
også et 22 kV uttak som forsyner østsiden av Altafjorden fram til Porsa Kraftstasjon.
Dessuten står det en ubenyttet 132/22 kV transformator i reserve. I Porsa er det
forbindelse til Hammerfest Energi Nett ASs distribusjonsnett på 22 kV nivå.
4.2.2 Hammerfest-området
Regionalnettet i Hammerfest-området er tilknyttet sentralnettet i Skaidi på 132kV
nivå. En 132 kV ledninge er idriftsatt på Strekningen Skaidi-Kvalsund-Hammerfest.
Videre er det bygget en 132 kV ledning fra Hammerfest-Melkøya (Deler av ledningen
er kabel fra Fuglenes ut til Melkøya). Ny ledning fra Skaidi-Kvalsund-Hammerfest er
under bygging og settes i drift Ultimo 2005.
Via 66 kV ledningen Skaidi-Smørfjord-Lakselv er det forbindelse til sentralnettet i
Lakselv.
I Hammerfest og Fuglenes sekundærstasjoner er det 132/22 kV nedtransformering.
Det er også nedtransformering til 11 kV i Hammerfest, Fuglenes har 22/11kV
nedtransformering. Fra Kvalsund går en ledning til Nedre Porsa der det er en 66/22 kV
nedtransformering. Fra Nedre Porsa går det en 66 kV ledning til Sandøybotn der det er
66/22 kV transformering.
Ledningen mellom Sandøybotn og Breivikbotn er en 66kV forbindelse som leverer til
et provisorisk anlegg i Breivikbotn. Linjen mellom Breivikbotn og Hasvik er isolert
for 66 kV, men drives foreløpig med 22 kV. Det samme gjelder for sjøkablene over
Vargsundet og over Sørøysundet. Disse kablene er dublert.
Porsa har en forbindelse til Raipas i Alta via en 22kV linje.
4.2.3 Luostejok-området
Regionalnettet i Loustejok Kraftlags forsyningsområde er tilknyttet sentralnettet i
Lakselv via en 132/66 kV transformator og en 132/22 kV transformator. Via 66 kV
forbindelsen Skaidi-Smørfjord-Lakselv er det også mulig å ta ut kraft fra Skaidi.
Ledningen ligger vanligvis delt i Smørfjord mellom Smørfjord og Lakselv.

Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 32 av 71
I Lakselv er det også en 66/22 kV transformering. 22 kV nettet er distribusjonsnett og
beskrives derfor ikke nærmere i planen utover hvordan dette påvirker regionalnettet.
To parallelle 22 kV ledninger fra Lakselv transformatorstasjon til Mobilskogen
fordelingsstasjon er bygd for 66 kV, men drives med 22 kV spenning.
Fra Lakselv går en 66 kV ledning til Karasjok. I nærheten av Luostejok Kraftverk og i
Karasjok er det 66/22 kV nedtransformering. Ny 66 kV ledning fra Lakselv til
Karasjok er ferdigstilt april 2005.
Fra Karasjok går det også en 22 kV ledning til Finland.
4.2.4 Nordkyn-området
Regionalnettet i Nordkyn Kraftlags område er tilknyttet sentralnettet i Adamselv. Det
er ingen transformering mellom sentralnettet og regionalnettet, men en indirekte
tilknytning via de to generatortransformatorene i Adamselv Kraftverk, henholdsvis en
10 MVA 9,5/66 kV transformator og en 3 MVA 9,5/22 kV transformator.
Fra Adamselv går en 66 kV ledning fra Adamselv Kraftverk til Kjøllefjord med en
avgreining til Mehamn hvor det er en 66/22 kV transformator i hver stasjon. Fra
Mårøyfjord Kraftverk går en 33 kV ledning til Kjøllefjord via Hopseidet. Både i
Hopseidet og i Kjøllefjord er det nedtransformering 33/22 kV. Det går også en 22 kV
forbindelse mellom Mårøyfjord og Adamselv.
Det er ingen forbindelser til de andre regionalnettene.
4.2.5 Repvåg-området
Regionalnettet i Repvåg-området er tilknyttet sentralnettet i Skaidi, se beskrivelsen for
Hammerfest-området, og i Lakselv, se beskrivelsen for Luostejok-området. 66 kV
ledningen Lakselv-Smørfjord er spenningssatt fra Lakselv og utkoplet i Smørfjord.
Repvåg kraftstasjon er tilkoplet 66 kV ledningen Smørfjord-Storbukt ( Linje Øst) og
produserer mot Storbukt transformatorstasjonLedningen Lakselv-Smørfjord er
primært en reserveforbindelse og ligger som tidligere nevnt utkoplet.
Fra Skaidi går en 66 kV ledning til Smørfjord, der det er nedtransformering til 22 kV.
Ut fra Smørfjord går det videre tre 66 kV ledninger, to til Storbukt, og en til
Havøysund. Fra Havøysund går det videre en 66 kV kabel til Vindkraftverket på
Havøygavlen. I Havøysund er det nedtransformering til 11 kV. Havøysund kan også
delvis forsynes via 22 kV nettet som går ut fra Smørfjord. 66 kV ledningen mellom
Smørfjord og Havøysund ble sommeren 1998 innsløyfet i Snefjord
transformatorstasjon, og det ble montert en 6 MVA, 66/22 kV transformator i
stasjonen. Dette ble gjort for å redusere overføringstapene og forbedre
leveringspåliteligheten i området, samt for å øke kapasiteten på reserveforsyningen til
Havøysund.
22 kV ledningen Smørfjord-Snefjord-Havøysund er delt i Snefjord og i Havøysund ved
Hestevann.

Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 33 av 71
22 kV ledningen Smørfjord-Valdak har forbindelse til Luostejok Kraftlags 22 kV nett
via en nettstasjon med måling , og er delt i Valdak.
Repvåg kraftstasjon er tilkoplet 66 kV ledningen Smørfjord-Storbukt ( Linje Øst) og
produserer mot Storbukt transformatorstasjon. I Storbukt er det nedtransformering til
22 kV.
Forbruket under Kåfjord transformatorstasjon er overflyttet til Vesterpollen
transformatorstasjon.
I Mars 2005 søkte Repvåg kraftlag om konsesjon på en 132 kV ledning Skaidi-
Smørfjord.
4.2.6 Varanger-området
Varanger-halvøya
Regionalnettet i Varanger Krafts forsyningsområde er tilknyttet sentralnettet i
henholdsvis Tana bru, Varangerbotn og Kirkenes.
I Tana bru er det en 132/22 kV 25 MVA transformator. Via 22 kV ledninger er Tana
bru tilknyttet Varangerbotn og Leirpollen. Dessuten er det en 22 kV forbindelse til
Finland.
I Varangerbotn er det to 132/66 kV på henholdsvis 30 og 15 MVA transformatorer og
videre en 66/22 kV transformator. Fra Varangerbotn går det en 66 kV ledning via
Leirpollen og Kobbkroken til Båtsfjord. Fra Kobbkroken går en 66 kV ledning til
Berlevåg. Denne drives med 22 kV spenning. Det er 66/22 kV nedtransformering i
henholdsvis Leirpollen, Kobbkroken og Båtsfjord (to 66/22 kV 10/12 MVA
transformatorer i Båtsfjord). Fra Varangerbotn går det dessuten en 132 kV ledning og
en 66 kV ledning mot Vadsø. I Vadsø er det nedtransformering til 66 kV fra 132 kV
og til 22 kV fra både 66 kV og 132 kV. Fra Varangerbotn går det dessuten en 220 kV
ledning til Finland.
Fra Vadsø går det en 66 kV ledning mot Smelror som opprinnelig ble idriftsatt i 1963.
Det ble sommeren 1998 gitt konsesjon for ombygging av denne ledningen til 132 kV,
og arbeidet med ombyggingen er påbegynt. Ca 1/5 av ledningen er pd. Ombygd. På
resterende del av ledningen er det bygget inn en del nye forankringsmaster, samt at
tidligere forankrings-/vinkelmaster er bygd om. Disse er bygd for 132 kV. Videre er
lina på ledningen byttet ut over hele strekningen. De prognoser for lastøkning som ble
lagt til grunn på beslutningstidspunktet har ikke slått til, derfor er videre investeringer
lagt i bero inntil videre. Realisering av vindkraftverk kan føre til at ledningen må
fullføres. Konsesjonens gikk ut 31.12.04 men det er søkt om forlengelse av denne.
I Vardø (Smelror) er det nedtransformering til 22 kV vi 2 12MVA trasformatorer..
En ny 132 kV ledning fra Smelror til Båtsfjord ble idriftsatt i 1995. Ledningen blir
inntil videre drevet med 66 kV spenning. Til vanlig er nettet delt mellom Smelror og
Båtsfjord.

Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 34 av 71
Det ble driftssatt en ny transformatorstasjon i Båtsfjord i 1998, etter at den gamle
stasjonen ble flyttet ut av tettbebyggelsen.
I Tana Bru og Leirpollen ble det idriftsatt nye transformatorer i 2000. Disser er på hhv.
25 og 6MVA. I Leirpollen er det nå regulering på Transformatoren.
Sør-Varanger
Fra Varangerbotn går en 132 kV ledning til Kirkenes, denne inngår i sentralnettet. I
Kirkenes er det to 132/22 kV transformatorer. Fra Skogfoss og Melkefoss kraftverker
går en 132 kV ledning til Kirkenes. Dette er en ren produksjonsradial og eies av
Pasvik Kraft. I Kirkenes går det også en 150 kV ledning til Boris Gleb i Russland (Eid
av Statnett SF).
Fra Varangerbotn går det en 66 kV ledning via Gandvik kraftstasjon, derfra til
Bugøyfjord, fra Bugøyfjord videre til Neiden og derfra til Bjørnevatn. I Bugøyfjord,
Neiden og Bjørnevatn er det nedtransformering til 22 kV. Mellom Kirkenes og
Bjørnevatn er det forbindelse på 22kV nivå. Vanligvis er nettet delt i Bjørnevatn.
I Neiden er det etablert en forbindelse mot Finland, via en 22/20kV regulertrafo.
4.3 Driftsforhold av betydning for utnyttelsen av regionalnettet
4.3.1 Overføringskapasiteter og reserveforhold i regionalnettet
Overføringskapasitet på den enkelte ledning og transformator er vist i vedlegg.
Reserveforhold for de enkelte stasjoner i regionalnettet med tilknyttet forbruk er
detaljert beskrevet i vedlegget.

4.3.2 Overføringstap i regionalnettet
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 35 av 71
Overføringstapene, referert uttak fra sentralnettet, er vist i diagrammet nedenfor.
Tallene er hentet fra regnskapsrapportering 2000. Tapsprosenten varierer fra 0,8 % til
4,9 %. Her er det imidlertid stor forskjell på utstrekning og størrelse på
regionalnettene.
Nettap i Finnmark.
Hentet fra teknisk
økonomisk
rapportering NVE
regnskap 2000.
1 200 000
1 000 000
800 000
600 000
400 000
200 000
0
[MWh]
Alta Kraftlag AL
Hammerfest
Elverk Nett AS
Figur26. Overføringstap i de forskjellige forsyningsområdene
4.3.3 Nettdelinger i regionalnettet
Luostejok
Kraftlag AL
Nord Troms
Kraftlag AS
Nordkyn Kraftlag
AL
Repvåg Kraftlag
AL
Varanger Kraft
AS
Tapsprosent Regionalnettet 0,8 % 2,8 % 0,5 % 4,7 % 4,9 % 3,5 % 2,0 %
Tapsprosent Distribusjon 5,5 % 6,4 % 7,4 % 7,3 % 5,2 % 6,5 % 6,9 %
Tap D-nett regnskap [MWh] 18 819 14 402 10 250 16 308 3 106 8 551 39 564
Uttak energi Distribusjonsnett [MWh] 323 692 212 001 128 743 205 878 56 820 122 960 535 810
Tap R-nett regnskap [MWh] 2 157 6 172 683 8 154 3 106 4 211 10 517
Uttak energi Regionalnett [MWh] 264 860 217 566 138 637 165 499 59 927 114 409 508 317
I Alta Kraftlags forsyningsområde er det i normal drift deling i distribusjonsnettet
mellom 66/22 kV transformatorstasjonene i Kvænangsbotn, Burfjord, Øksfjordbotn og
Øksfjord. 22 kV nettet som binder sammen 66 kV nettet fra Kvænangsbotn og 132 kV
nettet fra Raipas er delt mellom Alta og Kåven. 22 kV nettet mellom Raipas og
Aronnes er også delt.
Det er forbindelse i 22 kV nettet mellom Alta Kraftlags og Hammerfest Energi Nett
ASs forsyningsområde via 22 kV ledningen Raipas-Porsa. Vanligvis er nettet her delt
mellom Skillefjord og Nyvoll.
I Hammerfest Energi Nett ASs forsyningsområde er det ingen faste nettdelinger i
regionalnettet. Det er deling på 22 kV i Kårhavn. 22 kV nettet i Kvalsund er delt slik
at halvparten av forbruket forsynes fra henholdsvis Porsa og Skaidi. 22 kV nettet
mellom Sandøybotn og Breivikbotn er delt i Burfjord (gjelder den 22 kV ledningen
som ikke er bygd for 66 kV).
12,0 %
10,0 %
8,0 %
6,0 %
4,0 %
2,0 %
0,0 %

Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 36 av 71
I Repvåg Kraftlags forsyningsområde er 66 kV ledningen Lakselv-Smørfjord
spenningssatt fra Lakselv og utkoplet i Smørfjord. Repvåg kraftstasjon er tilkoplet 66
kV ledningen Smørfjord-Storbukt (Linje Øst) og produserer mot Storbukt
transformatorstasjon.
22 kV ledningen Smørfjord-Snefjord-Havøysund er delt i Snefjord og i Havøysund
ved Hestevann. 22 kV ledningen Smørfjord-Valdak har forbindelse til Luostejok
Kraftlags 22 kV nett via en nettstasjon med måling og er delt i Valdak
I Luostejok Kraftlags forsyningsområde er det mulighet til å dele nettet mellom 66
kV og 22 kV i Luostejok transformatorstasjon.
I Nordkyn Kraftlags forsyningsområde er 22 kV forbindelsen mellom Adamselv og
Mårøyfjord vanligvis delt.
I Varanger Krafts forsyningsområde er det delt drift på 66 kV på Varangerhalvøya.
Båtsfjord blir under normal drift forsynt fra Varangerbotn via Leirpollen og
Kobbkroken. 66 kV samleskinnen i Vadsø er vanligvis også delt. Ved normal drift er
nettet også delt på 22 kV siden av T1 i Bjørnevatn. Det er også delt drift på 22 kV
samleskinnene i Kirkenes transformatorstasjon.
4.3.4 Spenningsforhold
I Alta Kraftlags forsyningsområde er det ikke kritiske spenningsproblemer i normal
drift. Imidlertid er trinnkopleren på treviklingstransformatoren i Kvænangsbotn
regulert etter spenningen på 22 kV sida av transformatoren. Dette medfører at 66 kV
spenning i Øksfjord trafostasjon ikke oppnår forventet spenning, uten at dette er
kritisk. Ved utfall av 66 kV nettet fra Kvænangsbotn vil reservemulighetene begrenses
av spenningsfall i 22 kV nettet.
I Hammerfest Elektrisitetsverks forsyningsområde har stasjonene Hammerfest og
Fuglenes automatisk regulering. Innkommende spenning har derfor liten betydning for
spenningsforholdene. Spenningen på 66 kV siden kan derfor variere mellom 60 kV og
68 kV. I Sandøybotn er det manuell omkopler, og en er derfor avhengig av at
spenningen inn bare har små variasjoner.
I Repvåg Kraftlags forsyningsområde varierer spenningen i 66 kV nettet mellom 62
kV og maks 70 kV, avhengig av vindkraftproduksjon på Havøygavelen. I Smørfjord
ligger spenningen normalt på 66 kV. Transformatorene i stasjonene har automatisk
spenningsregulering mellom 60 kV og 70 kV.
Spenningen i Luostejok Kraftlags forsyningsområde avhenger av hvordan 132 kV
transformatorene i Lakselv trinnes. Det er ved normal drift ikke kritiske
spenningsproblemer.
Spenningen i Nordkyn Kraftlags regionalnett kan reguleres av 9.5/66 kV
transformatoren i Adamselv, og er også avhengig av hvordan Mårøyfjord Kraftverk
kjøres. Det er ved normal drift ikke kritiske spenningsproblemer.

Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 37 av 71
Laveste spenning i nettet i Varanger Krafts forsyningsområde er satt til 61 kV. Dette
skyldes reguleringsmulighetene til transformatorene lengst ute i nettet. Spesielt kritisk
er dette i Båtsfjord og Smelror. Her kan spenningen i 66 kV nettet minimum være 60,3
kV for at en skal kunne opprettholde ønsket driftsspenning i 22 kV nettet.
4.3.5 Nettvern
LASTBORTKOPLING
Det er installert frekvensavhengig lastbortkopling i regionalnettet i Finnmark.
Denne aktiviseres hvis frekvensen i nettet synker som følge av feil i sentralnettet og
bidrar til å redde nettet fra et totalt sammenbrudd. Figur 27 viser omfang og
lokalisering av frekvensavhengig lastbortkopling, samt ved hvilken frekvens denne
aktiviseres. Statnett SF er for tiden i gang med en oppdatering av planene for
lastbortkopling.
Forsyningsområde Omfang Lokalisering Frekvens
Alta Kraftlag 7 MW Alta 22 kV 47,5 Hz
Hammerfest El.verk Nett 18 MW 3 MW Hammerfest 22 og 11 kVPorsa 22 kV 47,0 Hz
Repvåg Kraftlag 5 MW Smørfjord 22 kV 47,5 Hz
Luostejok Kraftlag 10 MW Karasjok 66 kV 47,5 Hz
Nordkyn Kraftlag -
Varanger Kraft 56 MW Varangerbotn 22 og 66 kV Kirkens 3,3 og 22 kV 48,0 Hz
Sum Finnmark 99 MW
Figur 27. Omfang av frekvensavhengig lastbortkopling
I tillegg har Nordkyn Kraftlag spenningsavhengig lastbortkopling som aktiviseres
når det oppstår spenningsproblemer i 22 kV nettet som følge av utfall i 66 kV nettet.
4.3.6 Sentralnettet
Revisjoner av ledninger i sentralnettet fører sjelden til utkobling av forbruk, men
medfører til tider begrensninger for produsentene.
4.4 Overføringstariffer innen utredningsområdet
Inntektsrammene vil i tillegg til eiendomskatt, Enovaavgifter, Sentralnettskostnader
danne grunnlaget for overføringstariffene til slutttbrukere. Nettselskapenes
inntektsrammer oppdateres årlig, og alle kostnader inkludert avkastning skal dekkes
innenfor rammen. Inntektsrammen vil være avhengig av spotpris, KPI og eventuelt
økning som følge av nyinvesteringer. Under er det vist en oversikt over
inntektsrammene til everkene i utredningsområdet slik de forventes å bli i 2005.
Inntektsramma er ikke splittet på regional og distribusjonsnett. Inntektsrammen til
sentralnettet i Finnmark er ikke medtatt.

Samlet
Prognose
Inntektsramme 2005
effektivitetskrav (Tall i 1000 kr)
Alta Kraftlag 1,91 50 375
Hammerfest Energi Nett AS 1,69 39 555
Repvåg Kraftlag 1,50 34 510
Loustejok Kraftlag 1,50 22 609
Nordkyn Kraftlag 1,55 14 355
Varanger KraftNett 1,50 107 185
Totalt 268 589
Figur 28 Inntektsrammer og effektivitetskrav
4.5 Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet
4.5.1 Regionalnettets tilstand
Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 38 av 71
Alta Kraftlag`s 66 kV nettet er i god stand etter stor innsats på vedlikehold.
Utskiftninger av oppheng, isolatorer er foretatt. Linjen er meget viktig for forsyning til
området. Ved utfall i tunglast vil ikke det være mulig å oppnå full dekning til våre
kunder i området.
Undersøkelser hos Hammerfest Elektrisitetsverk har vist at stolpene er gode.
Regional nettet er for øvrig under større utbygging og modernisering i forbindelse med
Snøhvit utbyggingen.
Repvåg Kraftlag`s 66 kV nettet er i forholdsvis bra stand. Utsatte opphengsbeslag
slites forholdsvis fort og må jevnlig etterses og eventuelt utskiftes. Det vil bli montert
vibrasjonsdempere på eksisterende 66 kV ledninger for å minimalisere slitasjen i
opphenget. Demperne er kjøpt inn. Sist i planperioden kan en forvente større
fornyinger (trådskifte) på 66 kV ledningene. Sjøkablene i nettet er i god stand. De er
for øvrig godt sikret i landtakene hvor det også er montert katodisk beskyttelse.
Vinteren 1994/95 ble det foretatt termofotografering av Luostejok Kraftlags
regionalnett. Nettet ble funnet å være i god mekanisk tilstand.
Mekanisk tilstand for anleggene i regionalnettet i Nordkyn Kraftlags
forsyningsområde er stort sett god.
Tilstanden på de fleste av regionalnettsledningene i Varanger Krafts
forsyningsområde er god. På 66 kV ledningen Gandvik-Bjørnevatn er det etter
tilstandskontroll funnet mye kordelbrudd i klemmene. Det har også vært en del
trådbrudd i løpet av de senere år. Ledningen er fra 1952 og begynner raskt å nærme
seg tidspunktet hvor reinvestering vil bli nødvendig. Dette må sees i sammenheng med
planer om ny ledning fra Varangerbotn til Melkefoss.
4.5.2 Vurdering av leveringspåliteligheten i dagens regionalnett
Leveringspåliteligheten i regionalnettet avhenger av reserveforholdene i sentralnettet,
utvekslingskapasiteten mellom sentralnettet og regionalnettet og av forholdene i
regionalnettet, samt eventuelle reservemuligheter i distribusjonsnettet.

Kapittel 4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
Side 39 av 71
N-1 kriteriet er oppfylt i sentralnettet, men for en del utfall er reserven ikke
momentan. ”Normalt” drives ikke nettet på Nordkalotten samlet. Det er inngått en
avtale mellom Fingrid og Statnett om ringdrift på Nordkalotten, men det er kun
unntaksvis at dette praktiseres da det er mange kriterier som skal oppfylles før
ringdrift kan gjennomføres.
Feilstatistikken for regionalnettet i Finnmark er usikker, og datamaterialet så lite at en
skal være forsiktig med å trekke sterke konklusjoner ut av det. Følgende kan likevel
leses ut av statistikken:
• En stor del av driftsforstyrrelsene skyldes sterk vind
• En stor andel av alle feil er varige i forhold til det som er normalt for resten av landet
• Ca 70 % av alle avbrudd skjer i perioden oktober til februar
De regionalnettsledningene som synes å være mest utsatt for feil 66 kV forbindelsen
mellom Kvænangsbotn-Øksfjordbotn og 66 kV ledningen Gandvik-Bjørnevatn
Ut fra foreliggende datagrunnlag har Statnett beregnet følgende generelle
avbruddsdata for Finnmark i perioden 1988-97 (10 statistikkår):
Spenning Antall
matepunkt år
Figur 29 Avbruddsdata for 132 kV og 66 kV samleskinner i Finnmark (1988-97)
Statistikken omfatter kun 66 kV samleskinner i stasjoner der en har nedtransformering
fra høyere spenning. For de aktuelle stasjonene i Finnmark vil spenningsløshet for 132
kV samleskinne normalt også gi stans for tilknyttede 66 kV anlegg.
4.6 Gjennomførte endringer i anlegg
Antall avbrudd Midlere antall
avbrudd pr.
matepunkt år
Midlere
stanstid pr.
avbrudd
132 kV 120 115 0,96 26 min.
66 kV 40 56 1,40 26 min
Loustejok Kraftlag har idriftsatt en ny 66 kV ledning mellom Lakselv og Karasjok.
Hammerfest Energi Nett AS har idriftsatt en 132 kV ledning mellom Skaidi og
Hamerfest. I løpet av 2005 vil den andre 132kV ledningen til hammerfest ferdigstilles.
132 kV Ledningen Hammerfest-Fuglenes er idriftsatt og kabel fra Fuglenes til
Melkøya er lagt. Stasjonene i Hammerfest og fuglenes er renovert. I kvalsund er det
bygget ny stasjon.

5 Fremtidige overføringsforhold
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 40 av 71
Med fysisk balanse menes sammenstilling av forbruk og produksjon i et område som
nettmessig hører sammen. Det ses ikke denne sammenheng på eierstrukturen til nettet.
Viktige momenter som påvirker utviklingen av energi- og effektbalansen i
regionalnettet i
Finnmark, vil normalt være:
Samfunnsutviklingen generelt, herunder fraflytting og urbanisering
Utviklingen innen fiskeriene generelt
Utviklingen i olje og gassproduksjon i Barentshavet
Oljeomlastningsterminaler i østfinnmark
Substitusjon mellom olje og elektrisitet
Incitament i tariffene, samt sluttbrukertiltak
Pris
I dagens situasjon er imidlertid tilgang til ny energi og nye energiformer det mest
karakteristiske trekket i fylket. Følgende aktivitet er registrert på tilgangssiden:
Hammerfest området
LNG fabrikken på Melkøya vil være selvforsynt med kraft, da det skal installeres 5
gassturbiner a 46 MW. Det vil være overskuddskraft tilgjengelig tilsvarende 1
turbin i en periode etter oppstart. I tillegg produseres ca 50 MW spillvarme, som
foreløpig kun er tilgjengelig på Melkøya.
Hammerfest Energi planlegger CO2 fritt gasskraftverk i Hammerfest, 100 MW.
CA 1700 MW ny vindkraft forhåndsmeldt og hvor 40 MW allerede er utbygd på
Havøygavelen.
50 MW Økt import av kraft over Skogfoss fra Russland, seinere en ytterlig økning
med 150 MW.
Tidevannskraft i Kvalsundet. Konsesjon gitt for et pilotanlegg på 300 kVA.
Planlagt utvidet til 20 møller.
Økt innlandsbruk av gass, herunder kombianlegg som Sørøyegget.
Installasjon av 6,5 MW bioanlegg i Alta, Lakselv og Karasjok, med videre mål om
utbygging i øst-fylket.
Mulig oppstart av gruvedrift i Sør-Varanger
Mulig oljeomlasting i Sør-Varanger.
Utviklingen av den fysiske kraftbalansen innen hvert delområde, dvs. differansen
mellom forbruk og produksjon tilknyttet nettsystemet i et geografisk område, viser
sammenholdt med overføringskapasiteten til/fra området, indikasjoner på eventuelt
behov for økt transformeringskapasitet mellom sentralnettet og regionalnettet.

5.1 Prognoser for effekt- og energibalansen
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 41 av 71
Finnmark står på trappen til en ny epoke når det gjelder tilgang til ny energi og ikke
minst nye energiformer. Det tidsskille man nå kan ane konturene av, vil kunne gi en
betydelig aktivitet i form av energiproduksjon, i tillegg til en kraftig oppgradering av
eksisterende nettstruktur, for å håndtere energiøkningen. Fra å være et fylke med
import av kraft i hele vinterhalvåret og eksport på sommeren, kan fylket om noen få år
ha eksport stort sett hele året Utvikling av nett og nettstruktur i fylket vil i de
nærmeste årene kun skje dersom ny produksjon og import blir aktuell. På en annen
side vil ikke den nye produksjonen bli etablert, dersom ikke nettet i området bygges
ut. Her kreves det et tett samarbeid mellom netteierne og produksjonsselskapene, samt
regulator NVE.
En absolutt forutsetning for utbygging av store mengder vindkraft i Finnmark er at
Sentralnettet forsterkes. Statnett startet i 2003 en prosess med forhåndsmelding av ny
420 Kv ledning Balsfjord-Alta-Adamselv-Varangerbotn. Denne prosessen er nå
stoppet. Statnett mener det er plass til ca 200MW vindkraft i Finnmark. Havøgavlen er
allerede i drift med 40 MW. I kjøllefjord er det gitt konsesjon på 40 MW. Ytterligere
65 MW er konsesjonsgitt på Skallhalsen. Dette prosjektet er under klagebehandling.
Dette innebærer at det kun er tilgjengelig nettkapasitet i Sentralnettet til 55MW
ytterligere produksjonskapasitet. Dette forholdet vil begrense utviklingen av ny
elektrisitetsproduksjon i Utredningsområdet.
5.1.1 Generell beskrivelse
Lavkonjektur i fiskeindustrien gjør at mange store forbruksenheter står stille eller har
redusert aktivitet. Dette påvirker i høy grad forbruket i delområdene og kan i mange
tilfeller ikke veies opp med generell økning i det allmenne forbruket I Varanger Kraft
sitt område er det fortsatt ikke startet opp noen ny gruvedrift etter AS Sydvaranger, i
de siste månedene har det likevel vært omtalt i media at interessenter er på banen..
Urbanisering har imidlertid medført økt aktivitet i pressområder, mens de mindre
stedene ser ut til å ha stagnasjon eller nedgang i forbruk.

5.1.2 Energiprognoser forbruk
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 42 av 71
Prognosene for energiforbruk viser en økning på 9,7% i perioden 2005-2015. Dette
tilsvarer i underkant av 1% årlig.
GWh
1550
1500
1450
1400
1350
1300
Energiprognose 2005-2015
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
År
Figur 30 Energiprognose Forbruk
Sum

5.1.3 Effektprognoser forbruk
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 43 av 71
Figuren under viser en mulig utvikling av effektforbruket i Finnmark frem til 2014.
For mer detaljerte oversikter vises til vedlegg kapittel 8. Økningen forventes å bli ca
354 MW i 2014 fra ca 330 MW i dag. Dette tilsvarer en økning på 7% i perioden.
Dette er da eksklusivt eventuell oppstart av gruvedrift/oljeomlasting i Sør-Varanger og
forbruk på Melkøya. Dette forbruket kan alene fort komme opp i 100 MW.
MW
355
350
345
340
335
330
325
320
315
Effektprognose Forbruk Finmark
2004 2005 2006 2007 2008 2009
År
2010 2011 2012 2013 2014
Figur 31 Effektprognose forbruk
Generelt er det de større tettstedene som viser en økning, mens mer perifere områder
viser en nedgang.
Effektprognoser

5.1.4 Prognosert effektproduksjon
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 44 av 71
Energiproduksjonen er sterkt avhengig av hvor mye vindkraft som blir realisert i
fylket. Realiseringen gasskraftverk i Hammerfest (Ikke Statoils anlegg på Melkøya) vil
bidra med 100 MW mens planlagt ny vindkraft bidrar totalt med 1295 MW. Det
finnes ikke overføringskapasitet i dag til å overføre dette ut av området, og det må
betydelige nettinvesteringer både i regionalnettet, men særlig i Sentralnettet. Det er ett
Vannkraftverk med i tabellen, Smielva på Nordkyn på 3,31 MW, antas og komme i
drift 2008..
MW
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
Prognosert effektproduksjon
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Eksisterende (Brukstid 5000t)
År
Ny Vindkraft Ny Gasskraft Ny Vannkraft
Figur 32 Prognoser effektproduksjon

5.1.5 Prognosert energiproduksjon
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 45 av 71
Prognosert energiproduksjon summeres opp til 7335 GWh i perioden. Derav Vannkraft
13,6 GWh og Gasskraft 700GWh.
GWh
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
0
Prognosert Energiproduksjon
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Eksisterende (Snitt 1997-2004)
År
Ny Vindkraft Ny Gasskraft Ny Vannkraft
Figur 33 Prognose energiproduksjon

5.1.6 Prognosert energibalanse
GWh
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
-1000
-2000
Fremtidig Energibalanse
2005 2006 2007 2008 2009
År
2010 2011 2012 2013 2014
Figur 34 Fremtidig energibalanse
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 46 av 71
Sum Forbruk
Sum produksjon
Energibalanse

Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 47 av 71
Energibalansen viser at det er ett betydelig overskudd av energi i utredningsområdet
ved slutten av perioden. Utviklingen forutsetter at det etableres kapasitet i Sentralnettet
til transport av energien ut av området.
5.1.7 Prognosert effektbalanse
Figuren under viser at det er behov for å overføre store mengder effekt ut av området
ved slutten av perioden. Figuren er basert på midlere effektverdier for produksjon og
gir derfor ikke ett representativt bilde for effektkapasiteten i området. Finnmark har ett
effektunderskudd om vinteren og et overskudd av effekt om sommeren. Dette skyldes
att store deler av vannkraftproduksjonen er elvekraftverk som produserer mest om
sommeren og mindre i vinterhalvåret.
MW
2500
2000
1500
1000
500
0
-500
Fremtidig Effektbalanse
2005 2006 2007 2008 2009
År
2010 2011 2012 2013 2014
Figur 35 Fremtidig effektbalanse
5.1.8 Vannkraft
Sum Forbruk
Sum produksjon
Effektbalanse
Figur36 viser vannkraftpotensialet i fylket ved utgangen av 2000. Av det totale
potensialet på 3162 GWh, er 466 GWh fortsatt mulig å bygge ut. Det presiseres at
samlet plan tar utgangspunkt i vannkraftverk over 1000 kW. Det betyr at det vil være
et uregistrert potensial for mini og mikrokraftverk. Prisøkningen i markedet på slutten
av 2002 har satt fart i henvendelser om utbygging av slike. Hvorvidt prisøkning også
er nok til at gjenværende utbygdbar kraftpotensialet blir utnyttet er for tidlig å si.

Ref:Energi i
Norge 2001
Vernet
38 %
Gjenværende utbygdbar
15 %
Figur36 Vannkraftpotensialet i Finnmark
5.1.9 Økt import Russland
Vannkraftpotensialet pr. 31.12.2000
Konsesjon gitt
0 %
Utbygd
47 %
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 48 av 71
Utbygd
Konsesjon gitt
Gjenværende utbygdbar
Vernet
Energi [GWh]
Utbygd 1502
Konsesjon gitt 0
Gjenværende utbygdbar 466
Vernet 1194
Totalt 3162
Varanger Kraft har inngått avtaler om økt import av kraft fra Russland. I første
omgang er det snakk om ca 40 MW, med mulighet for en økning til 150-200 MW som
kan legges inn separat mot Norge. Større importmengder vil imidlertid kreve
oppgradering av linjenettet på Russisk side. For bla. å få ut denne kraften har Varanger
Kraft forhåndsmeldt en ny 132 kV linje, alternativ 220 kV linje fra Varangerbotn til
Melkefoss, med mulighet for forlengelse til Nikel. Linja erstatter dagens 66 kV
Varangerbotn-Bjørnevatn. Med liten gruveaktivitet vil økt import kreve
nettforsterkninger for å få transportert krafta utav område i lettlast.

5.1.10 Biobrensel
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 49 av 71
Finnmark Miljøvarme har det siste året bygd ut fjernvarmenett i Alta, Lakselv og
Karasjok inkludert et briketteringsanlegg i Lakselv. Produksjon av varme forventes
startet opp i Q1 2003. Energisentralene er supplert med elkjeler, samt avsatt plass for
andre energikilder (gass). Totalt er det bygd ut 6,5 MW bio, fordelt på 3,5 MW i Alta
og 1,5 MW i Lakselv og Karasjok. Dette forventes utvidet til resten av fylket seinere.
For kunden vil bioenergien konkurrere med dagens olje/el. Langsiktige kontrakter er
allerede inngått med de største brukerne som i hovedsak vil være offentlige bygg. Med
tilgang til briketter og infrastruktur kan en ane en utvikling mot flere mindre separate
bioanlegg. Økt satsing på distribuerte energisystemer kan være med på å dempe den
underliggende energiveksten på større steder og dermed kan en tenke seg at man
unngår en del nye nettinvesteringer.
5.1.11 Tidevannskraft
Hammerfest Strøm er i gang med et pilotanlegg i Kvalsundet. Generatoren på
prototypen er 300 kW og forventes å produsere ca 0,7 GWh. De første kommersielle
generatorene forventes å gi dobbel så mye energi. Med totalt 20 møller i Kvalsundet
kan dette gi ca 32 GWh kraft i framtiden. Se for øvrig www.tidevannsenergi.com.
Figur37 Tidevannsmøller

5.1.12 Gass
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 50 av 71
I forbindelse med Snøhvitutbyggingen er det gitt konsesjon på 5 stk gassturbiner hvor
det skal produseres ca 120 MW prosessvarme og 184-207 MW elektrisk energi.
Installert effekt er 241 MW el og 168 MW varme, noe som åpner for eksport av
overskuddskraft. Foreløpig er det uklart om overskuddsvarme blir overført til
Hammerfest. I tilknytning til tiltaket har Hammerfest Energi Nett AS Nett søkt og fått
konsesjon på oppgradering av eksisterende 66 kV til 132 kV, samt bygging av ny 132
kV Skaidi-Hammerfest-Melkøya.
Figur38 LNG anlegg Snøhvit
5.1.13 Økt innenlands bruk av gass
I gassmeldingen som ble framlagt er det fokus på økt innenlands bruk av gass. Dette er
også et av formålene til Barents Natur Energi. Selskapet med basis i Hammerfest, har
også gjennomført studier for å avdekke mulige varmemarked i Alta og Tromsø, samt
mulighet for direkte anvendelser. Med tanke på tilgjengelig LNG fra Snøhvitanlegget
ligger utfordringene på distribusjon av gassen. I dag finnes det også kombianlegg med
varme/el produksjon, som lar seg realisere for ca 50 Øre/kWh eksklusiv varmesalg
(Kilde Erik Jarlsby Barents Natur Energi). Hammerfest Natur Næring har som
forretningsidé å utvikle konsept med slike kombianlegg (Sørøyegget). Med økt
tilgjengelighet til gass kan en se for seg en utvikling hvor slike distribuerte
energisystemer blir mer vanlig.

5.1.14 Vindkraft
5.1.15 Mulig utvikling effekt
Kapittel 5 Fremtidige overføringsforhold
Side 51 av 71
Med framtidig utbygd vindkraft oppstår problemene i hovedsak i lettlast, hvor krafta
må transporteres utav fylket. I dag er kapasiteten mot Finland ca 60 MW. Legges
overføringskapasitet til Troms til, er den samlede eksportmuligheten 320 MW.
Basislinja i diagrammet er netto utveksling slik den var i 2001. Høyeste eksportsnitt lå
da på 125 MWh/h i lettlast. Nå vil ny vindkraft ha en samtidighetsfaktor og brukstid,
som gjør at produksjonen ikke vil være konstant hele tiden. Ser man bort fra dette og
legger til grunn et ”Worst Case” basert på at maksimal effekt kan opptre når eksporten
allerede er høyest, kan man nå eksportgrensen allerede ved redusert
vindkraftutbygging. Med de siste tiders endringsmeldinger innenfor vindkraft (+400
MW) vil det være behov for å øke eksportkapasiteten utav Finnmark.
For vindkraft interessentene vil et stabilt nett uten flaskehalser, være avgjørende for
om prosjektene realiseres. Netteierne vil på sin side være sikker på at produksjonen
kommer, før man foretar store investeringer. Det blir som høna og egget: Hvem
kommer først? Uansett vil produsentene, netteierne og ikke minst Statnett SF ha et
ansvar, for å løse opp i floken, for at målsetningene om økt satsing på vindkraft skal
nås. For øvrige detaljer vises det til rapporten ”Nettforsterkninger i Finnmark”.
5.2 Nettanalyser over fremtidig utvikling av kraftsystemet

6 Tiltak og investeringsbehov
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov
Side 52 av 71
Kapittel 6 gir en områdevis beskrivelse av de tiltak som kan bli aktuelle i
regionalnettet i Finnmark i løpet av planperioden, og kapittel 5.2 viser hvilke
investeringskostnader som kan komme som følge av disse tiltakene.
Utgiverne av planen presiserer at valg av løsning ikke er foretatt med mindre dette er
nevnt spesielt. Som tidligere presisert inneholder utredningen ingen nye
investeringsbeslutninger. Det vil være usikkerheter knyttet til om og når omtalte
prosjekter blir realisert og til hvilken teknisk løsning som velges. Utbyggers endelig
valg av teknisk løsning foretas først ved innsendelse av konsesjonssøknad.
Det refereres til utførte analyser i den grad disse finnes. I denne planutgaven er det
ikke foretatt detaljerte kostnytteanalyser av planlagte prosjekter med mindre dette
nevnes spesielt.
Tekniske og økonomiske data for planlagte tiltak er vist i vedlegg. Kartskisser med
aktuelle tiltak er vist i vedlegg. Det understrekes at konklusjonene kan endres etter
hvert som forutsetninger avklares i den kontinuerlige planprosessen og det foretas mer
detaljerte analyser.
Oppgitte kostnader er å betrakte som grove kostnadsoverslag og er eksklusive diverse
avgifter, erstatninger og byggetidsrenter så fremt annet ikke er oppgitt.
Kostnadsoverslag som ikke bygger på en detaljprosjektering, vil generelt ha en
usikkerhet på i størrelsesorden minst ± 30 %. Der oppgitte kostnader bygger på en
detaljert prosjektering, er dette nevnt spesielt.
Aktuelle investeringstiltak er delt i to kategorier:
1− Kategori 1 omfatter tiltak som er utredet og vedtatt, eller framlagt for vedtak hos
netteier, eller som antas å være nødvendig ut fra behovet for rehabilitering.
Tidspunktene kan bli forskjøvet i forhold til det som er angitt i planen.
2− Kategori 2 omfatter tiltak som er noe mer usikre enn det som er nevnt ovenfor.
Enkelte alternative prosjekter til de som inngår i kategori 1, inngår også her.
6.1 Sanering av bestående anlegg
Med unntak av strekningen Langfjorden-Bjørnevatn er det ingen ledninger i
regionalnettene i Finnmark som skal saneres. Sanering av overnevnte strekning vil bli
aktuelt etter en evt, ferdigstillelse av Ledningen Varangerbotn-Skogfoss.
Normalt vil en økning i belastning eller produksjon, gitt nettets radielle karakter, føre
til at tidligere etablerte traseer benyttes til nye/oppgraderte ledninger.

6.2 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anlegg
6.2.1 Statnett SF
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov
Side 53 av 71
Slik det ble vist til tidligere, vil utbygging av vindkraft, økt import fra Russland, samt
mulig overskuddskraft fra Snøhvit LNG anlegg, få konsekvenser for sentralnettet i
fylket (). Avhengig av hvor mye av den omsøkte vindkraften som realiseres, vil det
være nødvendig med ulike nettforsterkningstiltak. Figur 39 viser
investeringskostnadene og nåverdien for ulike alternative nettforsterkningstiltak i
sentralnettet med inntil 640 MW vindkraft installert, som vist i rapporten
”Nettforsterkning i Troms og Finnmark [ 18 ]”. Den laveste nåverdikostnaden ligger på
ca 617 Mill. kr. for en temperaturoppgradering, mens bygging av en ny 420 kV linje
fra Balsfjord til Varangerbotn kommer opp i 1,9 milliarder kr. Tiltaket med kun
temperaturoppgradering er i følge Statnett urealistisk da det vil gi en meget anstrengt
driftssituasjon.
Kostnad Temepraturoppgradering Kostnad– nye 130 kV ledninger
Tapskostnader (nåverdi) :
581 198 Tapskostnader (nåverdi) :
516 994
Vedlikeholdskostnad (nåverdi) :
835 Vedlikeholdskostnad (nåverdi) :
59 070
Totale investeringskostnader, 90%
Totale kostnader, 90% (nåverdi)
Kostnad– nye 220 kV ledninger
Tapskostnader (nåverdi) :
Vedlikeholdskostnad (nåverdi) :
Totale investeringskostnader 220 kV
Totale kostnader 220 kV, 90%, nåverdi
Figur 39 Nåverdi av oppgraderingstiltak i Sentralnettet 8
Foruten nødvendig tiltak i forbindelse med oppgradering av Sentralnettet dersom
vindkraftpotensialet utnyttes, har Statnett SF planer om en overgang til doble
samleskinner i Skaidi transformatorstasjon. Statnett har våren 2003 utarbeidet en ny
rapport hvor en vurdert de nettmessige konsekvenser med oppdaterte planer om
planlagte vindkraftparker i Troms og Finnmark. Hovedkonklusjonen i rapporten er at
Statnett nå vurderer å sende en forhåndsmelding på en ny 420 kV ledning fra Balsfjord
til Adamselv.
8 Nettforsterkninger i Troms og Finnmark NVE
41 054 Totale investeringskostnader 130kV, 90% 414 771
616 503 Totale kostnader 130 kV, 90% (nåverdi) 849 295
Nye
ledninger
Spennings
oppgradering
345 784 388 586
Kostnad– nye 420 kV ledninger
Tapskostnad, nåverdi
299 414
240 483 185 892 Vedlikeholdskostnad, nåverdi
293 184
1 632 696 1 275 794 Totale investeringskostnader 420 kV, 90% 1 993 998
1 646 493 1 406 406 Totale kostnader 420 kV, 90%, nåverdi 1 880 408

6.2.2 Alta Kraftlags område
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov
Side 54 av 71
66 kV ledninger
66 kV ledningene mellom Kvænangsbotn, Øksfjordbotn til Øksfjord er godt
vedlikeholdt. Mest sannsynlig vil det kun avdekkes mindre vedlikeholdsbehov som
kommer inn under ordinære drifts- og vedlikeholdskostnader. Tiltaket plasseres derfor
i kategori 2.
132kV ledning
Det vil i tiden framover bli oppstart på arbeide med å forberedelse til prosjektering av
ny trafostasjon i Alta Vest. Vekst i denne delen av Alta Sentrum gjør at ser på
mulighet for en egen stasjon her, framfor en utvidelse av eksisterende sekunderstasjon
Arbeidet vil i første fase dreie seg om
• Behovsvurderinger, alternativer etc.
• Reguleringer av linjetraseer i samråd med aktuelle etater.
• Reguleringer til alt. tomtevalg
• Fastsette tidsrammer.
Områdekonsesjon
Fornying av områdekonsesjon er innvilget til år 2033.
6.2.3 Hammerfest-området
Ledningsmessig tilknytning av eventuelt LNG-anlegg på Melkøya
I forbindelse med utbygging og drift av olje- og gassfeltet Snøhvit, 160 km nordvest
for Finnmark, er Statoil i gang med bygging av et LNG-anlegg på Melkøya i
Hammerfest kommune. LNG-fabrikken har behov for 50 MW reservekraft. For å
dekke dette reservekraftbehovet må dagens kraftlinjer til Hammerfest forsterkes.
Konsesjoner gitt for følgende anlegg:
kraftledning Skaidi - Hammerfest/Melkøya
oppgradering av eksisterende 66 kV kraftledning til 132 kV.
bygging av ny 132 kV kraftledning, inkludert kabel fra Fuglenes til Melkøya.
riving av eksisterende 66 kV kraftledning fra Skaidi til Hanselv.
riving av eksisterende 22 kV kraftledning fra Hanselv til Hammerfest.
bygging av ny transformator - stasjon for 30MVA 132/66/22kVi Kvalsund.
ombygging av Hammerfest Transformatorstasjon, 2x45 MVA 132/66/22/(11) kV.
Prosjektet sluttføres ultimo 2005.
Kostnader
Følgende kostnadstall er hentet inn fra Hammerfest El.verk Nett AS, for overnevnte
tiltak:
Hammerfest Trafo: 33 mill. NOK
Kvalsund Trafo 14 mill. NOK
132 kV Linjer/kabler etc. 91 mill. NOK
Sum Kostnader 138 mill. NOK

Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov
Side 55 av 71
Vindkraft
Statkraft har sendt forhåndsmelding for bygging av en vindmøllepark på ca 110 MW
bak fjellet Tyven ved Hammerfest.
Gasskraft
Hammerfest elver har søkt om konsesjon for ett CO2 fritt gasskraftverk i Hammerfes.
Planlagt produksjon er ca 100 MW og 700GWh.
Mulige tiltak ved fornyelse av konsesjoner
Anleggskonsesjonene for Hammerfest Energi Nett AS utløper 01.01.2015. I løpet av
planperioden vil det således ikke komme investeringer som følge av konsesjonskrav ved
fornyelse av disse konsesjonene.
6.2.4 Luostejok-området
Ny 66 kV linje til Karasjok
Ledningen er idriftsatt april 2005.
Mulige tiltak ved fornyelse av konsesjoner
Anleggskonsesjonene for Luostejok Kraftlag utløp 17.03.2004. Konsesjonen er
fornyet med 25 år. Fornyelsen av konsesjonen medfører ingen investeringsbehov i
regionalnettet.

6.2.5 Nordkyn-området
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov
Side 56 av 71
Nordkyn kraftlag får nettilknytning av Vindkraftverket på gartefjellet i Mehamn
trafostasjon. Ytterligere 3 vindkraftverk er under planlegging innenfor området. Nett
tilknytningen blir etablert som produksjonsradial i Linje og kabel på 66 kV nivå.
Tilknyttes 66 kV samleskinne i Mehamn.
Norsk Miljøkraft har forhandsmeldt ca 400 MW på Skjøtningeberg nord for
kjøllefjord.
Fred Olsen Renewables har konsesjonssøkt to vindkraftparker innenfor området.
Langfjorden 100 MW, og Digermulen 100 MW.

Repvåg-området
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov
Side 57 av 71
Planer i forbindelse med Vindmølle anlegg.
Repvåg Kraftlag A/L har etter pålegg skiftet samtlige TSB brytere, og i den
forbindelse har vi renovert samtlige Transformator stasjoner i Regionalnettet. Etter at
renoveringen var ferdig har vi fått en vindmøllepark i Havøysund på 40 MW i vårt
forsyningsområde, og en ny på 50 MW er under planlegging i Honningsvåg, summen
av dette vil skape en oppgradering av 66 kV nettet for de berørte områder.
Ny 132 kV ledning Skaidi – Smørfjord
Om den planlagte vindmølle parken på 50 MW i Honningsvåg blir en realitet må
eksisterende 66 kV linje Smørfjord – Skaidi oppgraderes. Ledningen vil erstatte
nåværende 66 kV ledning (FeAl 70 mm 2 ) og vil bli bygd i samme trase. Ledningen vil
bli 17,8 km lang. Det må også installeres en ny 132/66 kV transformering og nytt
apparatanlegg. Kostnadene ved prosjektet er anslått til ca 38 MNOK. Om ikke den
planlagte vindmølleparken blir en realitet vil tiltaket uansett være økonomisk
forsvarlig for oss, kostnadene for prosjektet vil bli noe redusert.
Tiltaket er plassert i kategori 1.
Utskifting av strømførende liner på 66 kV ledninger
Sist i planperioden må de strømførende linene på 66 kV ledningene til Storbukt,
Havøysund og Lakselv antakelig skiftes ut p.g.a. korrosjonsskader. Kostnadene for
dette vil beløpe seg til ca 44 MNOK. Tiltakene er plassert i kategori 2.
Seksjon Kostnad År Merknader
Smørfjord-
Storbukt
ca 14 MNOK 2012
Smørfjord- ca 18 MNOK 2012 Større
Havøysund
tverrsnitt
Lakselv-
Smørfjord
ca 12 MNOK 2012
Mulige tiltak ved fornyelse av konsesjoner
Anleggskonsesjonene for Repvåg Kraftlag utløper først etter 2020. I løpet av
planperioden vil det således ikke komme investeringer som følge av konsesjonskrav
ved fornyelse av disse konsesjonene.
Vassdragskonsesjonen for tillatelse til å regulere Tverrelvvassdraget med Repvåg
kraftstasjon er fornyet og utløper 27.07.2023. Vi har vurdert tilstanden på den over 50
år gamle kraftstasjonen og har fått signaler fra servicerapporter at en fornying av
Kraftstasjonen er nært forestående. Repvåg Kraftlag er i ferd med å søke forlengelse
av denne konsesjonen fram til ca. 2048, slik at en ny investering vil være økonomisk
forsvarlig for oss. Om ikke konsesjonen blir forlenget vil vi måtte foreta kun
nødvendige reparasjoner av anleggene.

6.2.6 Varanger-området
Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov
Side 58 av 71
I hovedsak er planene til Varanger Kraft knyttet til om det realiseres
vindkraftproduksjon på Varangerhalvøya og import fra Russland.
Det er til nå forhåndsmeldt flere vindkraftparker med samlet ytelse på over 775 MW.
Ikke inkludert 2 anlegg (Domen og Seglkollfjellet) som NVE har anmodet utbyggerne
om å stoppe planleggingen av. Hydro Energi har forhåndsmeldt 90 MW vindkraft på
Bugøynesfjellet i Sør-Varanger. Nve har anmodet om at planeleggingen stanses.
Fremtidig lokalisering av vindkraft ser derfor ut til å bli på strekningen fra Skallelv på
østsiden av Varangerhalvøya til Berlevåg på nord- vest på Varangerhalvøya.
Utbygging av ett eller flere vindkraftverk på strekningen Vadsø-Smelror-Båtsfjord vil
kreve oppisolering til 132 kV Nivå. Utbygging av vindkraft utover ca 100MW på
strekningen vil etter nærmere vurderinger føre til at Strekningen Båtsfjord-Kobkroken-
Varangerbotn må oppgraderes til 132kV nivå. Med de planer om utbygging av
vindkraft som foreligger i Berlevåg er 220 kV, eller høyere spenningsnivå, det mest
realistiske på denne strekningen. Storskala utbygging av vindkraft er avhengig av at
Sentralnettet forsterkes frem til Varangerbotn, eventuelt at det åpnes for større eksport
til Finland/Russland.
Oppgradering av Nettet fra Vadsø-Smelror-Båtsfjord til 132kV nivå er
kostnadsberegnet til 40MNOK.
En 220 kV forbindelse Båtsfjord-Kobkroken-Varangerbotn er kostnadsberegnet til
Ca 154 MNOK.
Ny 132/220 kV ledning Varangerbotn-Skogfoss
Tiltaket ble forhåndsmeldt i 2001 og blir er nå under konsesjonsbehandling.
Bakgrunnen for dette prosjektet er snarlige behov for større revisjoner av eksisterende
66 og 132 kV ledninger i Sør-Varanger og Nesseby. I tillegg opplever Varanger Kraft
en økende interesse både fra russiske og norske aktører, om import av kraft fra
Russland. I det etterfølgende er problemstillingene belyst:
132 ledningen Varangerbotn-Kirkenes
Ledningen er bygd i 1964, og nærmer seg raskt et tidspunkt for en omfattende
revisjon. Ledningen er pt. eneste forbindelse mellom Kirkenes og Varangerbotn, hvor
det kan overføres større kraftmengder. Ledningen inngår i Sentralnettet. Ved arbeid på
denne, vil import fra Russland måtte stanses, mens produksjonen til Pasvik Kraft AS i
Melkefoss og Skogfoss må reduseres betydelig, med følgende produksjonstap for
produsenten. Utvekslingsbehovet fra Russland til Norge synes å være økende. I Norge
er det interesse for å importere kraft fra Russland, mens det i Russland er stor interesse
for å eksportere til Norge.
66 kV ledningen Bjørnevatn-Varangerbotn
66 kV linjen mellom Varangerbotn og Bjørnevatn ble bygget i 1952, primært for å
overføre produksjonen fra Gandvik Kraftstasjon til Varangerbotn og Kirkenes.

Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov
Side 59 av 71
Forutsetningene for å drive denne linjen på 66 kV har endret seg. Lastuttakene på linja
i Neiden, Bugøyfjord og Gandvik, vil i en makslast situasjon være på omtrent 3 MW.
Maks produksjon i Gandvik Kraftstasjon er 4,2MW. Ledningen har de siste årene hatt
flere trådbrudd. I 2001 og 2002 ble det gjennomført tilstandskontroll av ledningen.
Tilstandskontrollen viser at det er svært mye kordelbrudd på strekningen. Ledningen
har i dag liten mulighet for overføring av større effekt, både på grunn av linens
tilstand, og de nettmessige begrensningene mellom Kirkenes transformatorstasjon og
Bjørnevatn transformatorstasjon. Revisjon av linja vil bli svært omfattende, med både
utskifting av line og armaturer på om lag 30 % av mastene. Revisjon av ledningen vil
heller ikke gi noen bedret situasjon for regional/sentralnettet mhp
overføringskapasiteten mellom Sør-Varanger og Varangerbotn trafo og vil derfor ha
en begrenset utnyttelsesgrad. Den forhåndsmeldte ledningen vil i stor grad følge
traseen til eksisterende 66 kV ledning. Overføring av produksjon fra Gandvik
Kraftstasjon og forsyning av Neiden og Bugøyfjord transformatorstasjoner, er planlagt
løst med en enkel transformering fra eksisterende 132 kV ledning samt en mindre
utbygging av 22 kV nettet.
132 kV Kirkenes-Skogfoss
Ledningen eies av Pasvik kraft AS og er definert som en produksjonsradial. Ledningen
er bygget i 1964 i forbindelse med Skogfoss kraftverk. Denne ledningen har også et
snarlig behov for en større revisjon. Dette kan vanskelig utføres, uten store
produksjonstap. Melkefoss og Skogfoss har ikke magasinkapasitet, slik at
produksjonsstans fører til tapt vann.
Ny ledning Skogfoss-Russland
Den Russiske produsenten i Pasvikvassdraget (Pasvikaskaden/Kolenergo), har et sterkt
ønske om å øke vannkrafteksporten inn i det nordiske markedet. Dagens nett har
maksimal importkapasitet på 50 MW. Våre Russiske naboer har et ønske om en
utvidet eksport i størrelsesorden inntil ca 250 MW. I møter med Kolenergo er VK
kommet fram til en trase fra Nikel til Skogfoss.
1. 132 kV ledning fra Varangerbotn til Skogfoss. Ledningen følger eksisterende trase fra
Varangerbotn til Munkefjord. Fra Munkefjord føres ledningen til eksisterende Tavgreiningspunkt
ved Melkefoss. Det etableres 132 kV koblingsstasjon her.
2. 220 kV ledning fra Varangerbotn-Skogfoss. Traseen blir den samme som for
alternativ 1. Det vil da bli nødvendig å etablere en 220/132 kV transformering i
Skogfoss. Ledningen kan i en overgangsfase drives på 132 kV. Usikkerheten her
knytter seg til muligheter og vilje til å øke eksport volumet framover, samt ikke
minst en beslutning om å forsterke sentralnettet inn til Varangerbotn.
Kostnader Alt 1 : MNOK 106
Kostnader Alt 2 : MNOK 172
Prosjektet er plassert i kategori 1.
Et 0 alternativ er også vurdert. Dvs å beholde nettet som i dag, men foreta omfattende
revisjon på eksisterende linjer. Kontantstrømsanalysen for alternativene inklusive 0
alternativet, omfatter investeringskostnader, revisjonskostnader, nettap samt tapt
produksjon i utkoblingstiden. Nåverdiberegning av Alternativ 1, VS Alternativ 0, gir

Kapittel 6 Tiltak og investeringsbehov
Side 60 av 71
en internrente tilsvarende kalkulasjonsrenten på 6 % . Alternativ 2, med en 220 kV
løsning, gir en noe lavere internrente, men kan forsvares om det etableres langsiktige
utvekslings avtaler med Russland, utover det en 132 kV løsning har kapasitet til.
Mulige tiltak ved fornyelse av konsesjoner
Anleggskonsesjonene for Varanger Kraft og Pasvik Kraft utløper først etter 2020. I
løpet av planperioden vil det således ikke komme investeringer, som følge av
konsesjonskrav ved fornyelse av disse konsesjonene.

7 Litteraturreferanser
7.1 Lover og forskrifter
Kapittel 7 Litterarurreferanser
Side 61 av 71
Energiloven
Lov av 29. juni 1990 nr 50 om produksjon, omforming, overføring, omsetning,
fordeling og bruk av energi m.m. (Energiloven i kraft 1.1.1991) Sist endret 1.1.2002.
I tilknytning til Energiloven er følgende forskrifter sentrale:
1. 1991.01.11 nr 0013: (OED) Sikkerhetsbestemmelser for kraftforsyningen.
2. 2001.12.14 nr 1455: (OED) Delegering av myndighet til Norges vassdrags- og
energidirektorat etter energiloven.
3. 1991.01.18 nr 0024: (OED) Delegering av myndighet til Olje- og energidepartementet
etter energiloven.
4. 2001.12.10 nr 1377: (OED) Forskrift om innbetaling av påslag på nettariffen til
Energifondet (forskrift om Energifondet).
5. 1990.12.07 nr 0959: (OED) Forskrift om produksjon, omforming, overføring,
omsetning, fordeling og bruk av energi m.m. (energilovforskriften)
6. 1991.01.11 nr 0012: (OED) Delegering av myndighet til Olje- og energidepartementet
etter energiloven.
7. 1992.12.11 nr 1065: (OED) Forskrift om gjennomføring i norsk rett av EØS-avtalens
vedlegg IV punkt 1 (rådsforordning (EØF) nr 1056/72) om innberetning om planlagte
investeringer av interesse for Det europeiske økonomiske samarbeidsområde
vedrørende olje, gass- og elektrisitetssektoren.
8. 1999.03.11 nr 0301: (OED) Forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden
ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester.
9. 1999.03.11 nr 0302: (OED) Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering,
inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer.
10. 2001.12.10 nr 1377: (OED) Forskrift om innbetaling av påslag på nettariffen til
Energifondet (forskrift om Energifondet).
11. 2001.12.17 nr 1421: (OED) Forskrift om planlegging og gjennomføring av rekvisisjon
av kraft og tvangsmessige leveringsinnskrenkninger ved kraftrasjonering.
12. 2002.05.07 nr 0448: (OED) Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet.
13. 2002.12.16 nr 1606: (OED) Forskrift om beredskap i kraftforsyningen.
14. Forskrift om energiutredninger.
15. Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet
16. 2002.12.16 nr 1607: (OED) Forskrift om energiutredninger.
17. Statnett tariffprosjekt 2003. Mai 2002
18. EN Notat 21/99 Samfunnsøkonomisk vurdering av tiltak i kraftsystemet
19. NVE Referansehåndbok Regional kraftsystemutredninglegging
20. EFI TR 3783, s 58 ff.: "Teknisk-økonomisk planlegging av fordelingsnett"
21. NVE-EEP notat, datert 28.04.80 Termisk grensestrøm, termisk tidskonstant og
tid/temperaturforhold for stålaluminiumliner
22. Regional Kraftsystemutredning Finnmark 1998
23. Systemspenningen for tilknytningen av vindparken i Hammerfest blir på 132 kV, da
linja 66 kV linja Skaidi-Hammerfest er under oppgradering til 132 kV

Kapittel 7 Litterarurreferanser
Side 62 av 71
24. Norges Vassdrags- og energiverk, datert mars 1993. Sikkerhetsbestemmelser for
kraftforsyningen (Fastsatt ved Kronprinsregentens res. av 11. januar 1991)
25. Nettforsterkninger i Troms og Finnmark NVE

8 Vedlegg
8.1 Tiltak i regionalnettet 2005-2015
Vedlegg
Side 63 av 71
Prosjekter Stasjon Anlegg Selskap Spenning
Kostnad
[MNOK] Kategori Merknad
1 Skaidi Smørfjord Ledning RK 132 38 1
2 Trådskift Smørfjord-Havøysund/Storbukt/Lakselv Ledning RK 66 44 2
3 Varangerbotn-Skogfoss Ledning VKN 220 172 1
4 Skogfoss-Russland Ledning/Trafo VKN 220 21 1
5 Vadsø-Smelror-Båtsfjord Ledning/trafo VKN 132 40 1
6 Båtsfjord-Kobkroken-Varangerbotn Ledning/Trafo VKN 220 140 2
7
Nett-tilknytning Langfjorden/Digermulen
Vindmølleparker Ledninger
Fred Olsen
Renewables 132 169 2
8 Ledning Skjøtningeberg-Adamselv Ledning Norsk Miljøkraft 220 - 2 Produksjonsradial
Sum 624
8.2 Historisk energibruk
Forbruk GWH 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Alta Kraftlag 207 334 334 335 346 365 341 347
Hammerfest energi Nett AS 217 221 218 216 218 214 209 238
Repvåg Kraftlag 112 107 103 106 108 111 98 106
Loustejok Kraftlag 133 147 141 142 146 145 131 143
Nordkyn Kraftlag 56 57 57 58 58 58 52 57
Varanger Kraft Nett AS 512 543 539 536 558 541 488 497
Sum forbruk Finnmark 1 237 1 410 1 392 1 391 1 434 1 433 1 318 1 388
Produksjon GWh
Alta Kraftlag 28 25 25 27 28 28 28 28
Hammerfest energi Nett AS 66 66 66 66 66 66 66 66

Repvåg Kraftlag 27 19 14 17 22 24 108 128
Loustejok Kraftlag 9 9 10 9 8 10 10 10
Nordkyn Kraftlag 31 29 26 26 30 31 28 28
Varanger Kraft Nett AS 381 454 458 478 421 382 323 323
Sentralnettet (eks-import
Russland) 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104
Sum produksjon Finnmark 1 645 1 707 1 703 1 726 1 678 1 644 1 668 1 688
Energibalanse GWh
Alta Kraftlag -179 -309 -309 -308 -318 -337 -312 -319
Hammerfest energi Nett AS -151 -155 -152 -150 -152 -148 -143 -172
Repvåg Kraftlag -86 -88 -89 -89 -87 -87 10 22
Loustejok Kraftlag -124 -138 -131 -132 -138 -135 -121 -133
Nordkyn Kraftlag -25 -28 -31 -32 -28 -27 -24 -29
Varanger Kraft Nett AS -132 -89 -81 -58 -137 -159 -165 -174
Sentralnettet (Eks. Import
Russland) 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104 1 104
Energibalanse Finnmark 407 297 311 335 245 210 350 300
Vedlegg
Side 64 av 71
Energibalansen viser forholdet mellom produksjon og forbruk innenfor utredningsområdet i perioden 1997-2004. Tabellen viser også
produskjon, forbruk og energibalanse områdevis.
Produksjon GWh 1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004
Mattisfoss 7 9 9 7 10 8 8 8
Kåven 19 14 14 17 16 17 18 18
Hakkstabben 2 2 2 2 2 2 3 3
Kvænangen Kraftverk 280 280 280 280 280 280 280 280
Repvåg Kraftstasjon 27 19 14 17 22 24 28 28
Havøygavlen
Vindkraftverk 0 0 0 0 0 0 80 100
Loustejok Kraftverk 9 9 10 9 8 10 10 10
Mårøyfjord Kraftstasjon 31 29 26 26 30 31 28 28
Hammerfest Kraftstasjon 5 5 5 5 5 5 5 5
Breivikbotn Kraftstasjon 5 5 5 5 5 5 5 5

Porsa Kraftstasjon 56 56 56 56 56 56 56 56
Melkefoss 112 137 140 141 124 121 96 96
Skogfoss 227 282 286 298 252 224 190 190
Gandvik 22 18 17 19 26 19 18 18
Kongsfjord 20 18 15 21 19 18 19 19
Alta kraftverk 625 625 625 625 625 625 625 625
Adamselv Kraftstasjon 199 199 199 199 199 199 199 199
Sum GWh 1 645 1 707 1 703 1 726 1 678 1 644 1 668 1 688
Tabellen viser oversikt over eksisterende produksjon i utredningsområdet.
Vedlegg
Side 65 av 71

8.3 Prognoser energiforbruk
Energiprognoser GWH 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Alta Kraftlag 347 353 359 365 372 378 385 392 399 406 413 420
Hammerfest energi Nett
AS 238 242 243 244 254 254 258 261 265 268 271 275
Repvåg Kraftlag 106 107 108 108 108 108 108 109 109 109 109 110
Loustejok Kraftlag 143 142 142 142 142 142 141 141 140 141 141 141
Nordkyn Kraftlag 57 57 57 57 57 57 57 58 57 57 57 57
Varanger Kraft Nett AS 497 501 502 504 506 508 510 512 514 516 518 520
Sum 1389 1402 1410 1420 1439 1447 1459 1473 1484 1497 1510 1523
Vedlegg
Side 66 av 71

8.4 Prognoser folketall
Fremskrivnng folketall
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
Sør-Varanger 9 500 9 550 9 650 9 750 9 900 9 970 10 070 10 170 10 270 10 370 10 470 10 570
Nesseby 908 900 899 891 886 881 876 870 865 860 854 849
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
Fremskrivning av folketall er i hovedsak basert på prognoser fra SSB MM00.
Vedlegg
Side 67 av 71

8.5 Prognoser produksjon
Vindkraft
Tiltakshaver Kommune Lokalisering MW GWh
Statkraft SF Lebesby Gartefjellet 60 180
Hydro Energi Båtsfjord Båtsfjordfjellet 50 160
Fred Olsen Renewables Lebesby Laksefjorden 100 300
Fred Olsen Renewables Lebesby Digermulen 100 300
Varanger Kraft AS Berlevåg Rakkocærro 250 800
Norsk Hydro Måsøy Snefjord 50 160
Norsk Miljøkraft AS Lebesby Skjøtningeberg 400 1100
Norsk Miljøkraft AS Berlevåg Eliastoppen 40 120
Statkraft SF Berlevåg Laukvikdalsfjellet 70 210
Statkraft SF Hammerfest Tyven 110 330
Statkraft SF Vadsø Skallhalsen 65 190
Sum Vindkraft 1295 3850
Vedlegg
Side 68 av 71
Effekt 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Gartefjellet 60
Båtsfjordfjellet 50
Laksefjorden 100
Digermulen 100
Rakkocærro 250
Snefjord 50
Skjøtningeberg 400
Eliastoppen 40
Laukvikdalsfjellet 70
Tyven 110
Skallhalsen 65
Sum Effekt Vindkraft MW 0 125 0 500 110 160 400 0 0 0
Energi 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Gartefjellet 180

Vedlegg
Side 69 av 71
Båtsfjordfjellet 160
Laksefjorden 300
Digermulen 300
Rakkocærro 800
Snefjord 160
Skjøtningeberg 1100
Eliastoppen 120
Laukvikdalsfjellet 120
Tyven 210
Skallhalsen 190
Sum energi Vindkraft GWh 0 370 0 1560 330 160 1220 0 0 0
Gasskraft
Effekt 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Hammerfest 100
Sum Gasskraft MW 100
Energi 700
Sum Gasskraft GWh 700
Vannkraft
Smielva (Nordkyn) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Effekt 3,13
Energi 13,6
Ny effektproduksjon 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Vindkraft 0 125 125 625 735 895 1295 1295 1295 1295
Gasskraft 0 0 0 0 100 100 100 100 100 100
Vannkraft 0 0 3,13 3,13 3,13 3,13 3,13 3,13 3,13
Sum MW 0 125 125 625 835 995 1395 1395 1395 1395

Vedlegg
Side 70 av 71
Ny energiproduksjon 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Vindkraft 0 370 370 1930 2260 2420 3640 3640 3640 3640
Gasskraft 0 0 0 0 700 700 700 700 700 700
Vannkraft 0 13,6 13,6 13,6 13,6 13,6 13,6 13,6
Sum GWh 0 370 370 1930 2960 3120 4340 4340 4340 4340
8.6 Effektprognoser
2 års 10 års 2 år 10 år 2 år 10 år 2 år 10 år 2 år 10 år
Temp. Korrigert Temp. Korrigert Årlig Pluss 4 År Pluss 5 År Pluss 5 År
Statnetts
makstime
2000
Statnetts
makstime
2001
Statnetts
makstime
2000
Statnetts
makstime
2001 Prognose Prognose 2004 2004 2009 2009 2014 2014
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
Side 71 av 71
Breivikbotn
Regtrafo 0,0 5,5 0,0 5,6
0,0 % 0,0 %
5,5 5,6 5,5 5,6 5,5 5,6
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
Varangerb. 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
SUM 304 317 317 330 316 330 321 337 338 354