Regional kraftsystemutredning for ... - Eidsiva Nett AS

Regional 

kraftsystemutredning 

for utredningsområde 4 

Hedmark og Oppland 

2010 

Hovedrapport 

KSU Hedmark og Oppland 2010

INNHOLD 

1. INNLEDNING 4 

2. BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 4 

2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet 4 

2.2 Utredningsområdet 4 

2.3 Deltakere i utredningsprosessen – organisering 5 

2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder 6 

2.5 Samordning mot lokale energiutredninger 6 

2.6 Samordning mot fylkeskommunale planer 6 

2.7 Korrektur – møte i kraftsystemutvalget 6 

2.8 Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon 6 

3. UTREDNINGSFORUTSETNINGER 8 

3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont 8 

3.2 Mål for det framtidige nettsystemet 8 

3.2.1 Leveringskvalitet 8 

3.2.2 Miljøhensyn 9 

3.2.2.1 Vernede vassdrag i Hedmark og Oppland 9 

3.2.2.2 Verneplaner – landskap. 9 

3.2.2.3 Miljøhensyn ved prosjektering av luftledninger og kabelanlegg 9 

3.2.2.4 Elektromagnetiske felt – eksempel fra rettssak 10 

3.2.3 Kostnader 10 

3.3 Økonomiske og tekniske forutsetninger 10 

3.4 Kostnader for ikke-levert energi 12 

3.5 Samfunnsøkonomiske beregninger 13 

3.6 Særegne forhold innen utredningsområdet 13 

4 DAGENS KRAFTSYSTEM 15 

4.1 Energisammensetningen i utredningsområdet 15 

4.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet 15 

4.2.1 Generelt 15 

4.2.2 Regionale overføringsforhold 22 

4.3 Forbruksdata 24 

5. FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 25 

5.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland 25 

5.2 Planer for utbygging av alternativ energi 30 

5.3 Effektprognoser 31 

5.4 Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystemet 32 

5.5 Kost/nytte av alternative prosjekter 33 

5.5.1 Kongsvinger kraftverk – ny 132 kV-tilknytning 33 

5.5.2 Beito transformatorstasjon 33 

5.5.3 Ny transformatorstasjon ved Fagernes (Skrautvål) 34 

KSU Hedmark og Oppland 2010 - Hovedrapport 2 2

5.5.4 Raufoss industripark 35 

5.5.5 Nedre Vinstra – ny transformator 300/66 kV 36 

5.5.6 66 kV-linje Rena–Koppang – reinvestering 36 

5.5.7 66 kV-linje Bjørke–Bekkelaget 37 

5.5.8 Strømforsyning til Gjøvik by 38 

5.5.9 Kabling/flytting av 66 kV-ledninger i Brumunddal, Kongsvinger og Hamar 39 

5.5.10 Elverum transformatorstasjon rehabilitering eller ny stasjon 39 

5.5.11 Nye Einunna kraftverk: Nettilknytning 66 kV 39 

5.5.12 Rehabilitering av 66 kV dobbeltledning Fåberg-Hunderfossen 39 

5.5.13 Ny Fåvang transformatorstasjon (Kvitfjell) 40 

5.5.14 Rybakken transformatorstasjon – økning av transformatorkapasitet 40 

6. TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV I NETTSYSTEMET 41 

6.1 Oversikt over planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg 41 

6.2 Tiltak i senere revisjoner som ikke er ferdig analysert 41 

6.3 Alternativer for utviklingen av kraftsystemet i området – økonomiske konsekvenser 44 


1. Innledning 

Dette dokumentet er den åpne delen av kraftsystemutredningen for område Hedmark og Oppland, utgave 

2010, og betegnes som hovedrapport som skal være et sammendrag av den komplette grunnlagsrapporten. 

Denne inneholder informasjon som i henhold til gjeldende lover og forskrifter skal være underlagt taushetsplikt 

og kun være tilgjengelig for personer med tjenstlig behov. 

2. Beskrivelse av utredningsprosessen 

2.1 Lovgrunnlag og rammer for utredningsarbeidet 

Dokumentet er basert på ”Veileder nr 1/2007 Veileder for kraftsystemutredninger” (på dokumentets omslagsside 

benevnt som veileder 2 2007) utgitt av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i januar 

2007. Det formelle grunnlaget i energiloven, energilovforskriften og forskrift om energiutredninger framgår 

her. I brev fra NVE til Eidsiva energi Nett AS datert 8.1.2004 er det formulert et vedtak som ble omgjort 

i nytt brev datert 17.2.2004 der det ble presisert en justering av den geografiske utstrekningen av utredningsområdet 

for å bli i tråd med den avgrensingen som er praktisert. Gjeldende vedtak er: 

1. Eidsiva energinett AS pålegges å koordinere arbeidet med kraftsystemutredninger for regionalnettet 

i fylkene Hedmark og Oppland, unntatt nordre del av Tynset kommune i Hedmark fylke, avgrenset 

av områdekonsesjonsgrensen til Kvikne-Rennebu Kraftlag A/L, jf. forskrift om energiutredninger § 

2. 

2. Første kraftsystemutredning skal offentliggjøres og oversendes Norges vassdrags- og energidirektorat 

innen 1. mai 2004. Utredningen skal deretter oppdateres hvert år innen 1. mai. 

Presiseringen av områdeavgrensningen gjennom Tynset kommune ble gjentatt i brev fra NVE til Eidsiva 

Nett AS datert 14. mai 2008. 

Som korreksjon til veiledningsdokumentet er det utsendt en e-postmelding fra NVE til KSU-ansvarlige 

selskap den 9.2.2006 med en del korrigeringer av krav til effekt- og energistatistikk. Ytterligere tillegg er 

formulert i nye e-postmeldinger fra NVE den 4. mars 2009 og 19.3.2010. 

2.2 Utredningsområdet 

Baksiden av dette dokumentet viser kart over de to aktuelle fylkene der områdekonsesjonsoppdelingen er 

angitt. Vedlegg 7.4 viser kart over utredningsområdet med geografisk inndeling av konsesjonsområder 

(områdekonsesjonærer) der de elektriske anleggene i regionalnettet (samt de fleste småkraftverkene i distribusjonsnettet) 

som krever anleggskonsesjon er inntegnet. Utenfor det formelle utredningsområdet har 

Røros Elektrisitetsverk en spesiell status på grunn av at forsyningsområdet er avhengig av overføring fra 

regionalnettet i Nord-Østerdalen i hele tunglastperioden. Dette forbruket er dermed, på grunn av den fysiske 

kraftflyten i nettet, tatt med som en belastning på nettet i Hedmark sjøl om Røros er definert inn under 

utredningsområde Sør-Trøndelag. 

I Hedmark er Eidsiva Nett AS (EN) dominerende regionalnettseier og tariffansvarlig anleggskonsesjonær. 

Fylket er arealmessig delt mellom fire områdekonsesjonærer (inklusive EN). 

I Oppland er eierforholdene mer komplekse. I Gudbrandsdalen (nord for Lillehammer og Gausdal) og på 

Hadeland er hovedregel at områdekonsesjonær også er regionalnettseier, mens i Vest-Oppland (nord for 

Hadeland – det vil si Valdres og Gjøvik/Toten) er EN regionalnettseier. Lengst nordvest i Gudbrandsdalen 

(Skjåk) er Opplandskraft formell eier av regionalnettet som forsyner Skjåk Energi fra 132 kV-nettet som er 

bygd og dimensjonert for overføring av produksjonen fra kraftverkene i Øvre Otta til sentralnettspunktet 

Vågåmo. 

Med et samlet landareal på 49 950 km 2 og en folkemengde pr. 1.1.2010 på knapt 376 000 er innlandsfylkene 

relativt tynt befolket (7,5 innbyggere/ km 2 ). Oppland og Hedmark er to av de tre fylkene i landet som 

ikke har kraftintensiv industri (i henhold til Statnetts og NVEs definisjon). 


2.3 Deltakere i utredningsprosessen – organisering 

Utredningsutvalget for regional kraftsystemutredning i Hedmark og Oppland har hatt uendret representasjon 

av netteierselskaper i forhold til forrige utredningsperiode bortsett fra at utvalget ble utvidet med en 

representant fra VOKKS Nett AS på kraftsystemmøtet som ble avholdt 15. mai 2007. Anleggskonsesjonærer 

(med kortform av selskapsnavnene i parentes) og representanter i utvalget er: 

A/S Eidefoss (EF) 

Arne Kaldhusdal, 

Gudbrandsdal Energi AS (GE) Ivar Nerhus, avløst av Stein Kotheim fra 2009 

VOKKS Nett AS 

Olav Stensli 

Eidsiva Vannkraft AS (EV) 

Henning Jakobsen, 

Statnett SF (SN) 

Ole Petter Janset, 

Eidsiva Nett AS (EN) 

Per H. Nistad og Tore Løvlien (KSU-kontakt og sekretær). 

Utredningsutvalget er satt sammen av de største regionalnettseierne, systemansvarlig og utredningsansvarlig. 

Den har fungert som styringsgruppe ledet og administrert av utredningsansvarlig. Utvalget har tidligere 

vedtatt vedtekter som fastsetter oppgavefordeling og arbeidsform. Virksomhet og kontakt i utvalget knyttet 

til årets revisjon har vært muntlig via telefon og skriftlig via elektronisk meldingsutveksling. Møtet i det 

utvidede kraftsystemutvalget ble også avholdt den 25. mai 2010 som et ledd i korrekturprosessen av utredningen 

før offentliggjøring. 

Øvrige kombinasjoner mellom navn på eiere/konsesjonærer (nett- og kraftverkseiere) i utredningsområdet 

og benyttede kortformbenevnelser som er benyttet i dette utredningsdokumentet er: 

A/L Nord Østerdal Kraftlag (NØK), 

Bagn kraftverk (BKV), 

EB Nett AS (EBN), 

Elverum Nett AS (EEV), 

Hadeland EnergiNett AS (HEN), 

Eidsiva Bioenergi AS (EB) 

Jernbaneverket, Bane Energi (JBV), 

Kraftverkene i Orkla (KVO), 

Oppland Energi (OE), 

Opplandskraft (OK), 

Skagerak Kraft AS (SK), 

Skjåk Energi (SE), 

Stange Energi AS (SEAS), 

Statnett (SN), 

Sør Aurdal Energi BA (SAE), 

Valdres Energiverk AS (VEAS), 

Vang Energiverk KF (VE), 

Vinstra Kraftselskap DA (VK), 

Østerdalen Kraftproduksjon AS (ØK), 

Øvre Otta DA (ØO), 

Åbjøra Kraftverk (ÅK). 

I forbindelse med tidligere utredningsrevisjoner er det definert fire regionale arbeidsgrupper, men da det i 

denne revisjonen ikke er avdekket behov for nye utbyggingsprosjekter, har det ikke vært behov for møtevirksomhet. 

Disse områdene er: 

• Hedmark nord (Nord-Østerdalen): NØK, EN (og REV utenfor utredningsområdet), 

• Hedmark sør (Sør-Østerdalen, Solør-Odalen/Glåmdalen og Hedmarken): EEV, SEAS og EN, 

• Gudbrandsdalen: SE, EF, GE, EV (administrasjon for OK og VK) og EN, 

• Vest-Oppland (Hadeland, Valdres og Gjøvik/Toten): VE, VEAS, SAE, VOKKS, HEN og EN. 

I tilknytning til arbeidet med meldinger og konsesjonssøknader for de planlagte kraftutbyggingsprosjektene 

i Otta og Lågen inngår den nettanalysen som er nevnt i 2008-utgaven av KSU-dokumentet. 


2.4 Samordning med tilgrensende utredningsområder 

• Sentralnettet: Utredningsområdet er tilknyttet sentralnettets 300 kV spenningsnivå i Vågåmo, Vardal, 

Hadeland, Minne, Vang, Fåberg og Balbergskaret; på 132 kV-nivå i Skarnes, Kongsvinger og Eidskog. 

I tillegg er Øvre Vinstra kraftverk direkte tilknyttet sentralnettet (uten regionalnettsforbindelse). 

Som nevnt i forrige avsnitt er Statnett medlem i utredningsutvalget – både for å ivareta samordningsbehovet 

mot systemansvarlig/sentralnettsoperatør og som regionalnettseier (300 kV-ledningene Fåberg–Nedre 

Vinstra/Harpefoss (med transformering) og Fåberg–Rendalen samt 132 kV-linja Vågåmo– 

Osbu). I forbindelse med planlegging av nytt aggregat i Rendalen kraftverk (nevnt i kapittel 5) med tilhørende 

generatortransformator og 300 kV bryterfelt er det avdekket behov for å samordne mot sentralnettet 

spenningsdimensjonering av 300 kV driftsspenning i stasjonen. Sjøl etter at reaktor i Fåberg 

er satt i drift ligger normalspenningen over den normerte øvre grensen for dette spenningsnivået. 

• Sideordnede nett: Utredningsområdet grenser i nord til utredningsområdene Sør-Trøndelag og Møre og 

Romsdal; i vest mot Sogn og Fjordane (uten elektrisk sammenknytning på regionalnettsnivå) og Buskerud; 

i sør mot Oslo og Akershus. I øst grenser området til de svenske nettselskapene Fortum Distribution 

(tidligere Birka Energi AB/Uddeholm/Värmlandsenergi) og Malungs Elverk AB. 

Det er mot Buskerud og Sør-Trøndelag utredningsområdet har den sterkeste nettmessige tilknytningen. 

Forbindelsen mot Trøndelag representeres ved ledningen mellom KVO-nettet og ved at Røros normalt 

er tilknyttet Hedmark og er avhengig av forbindelsen sørfra i tunglastperioden. I forbindelse med 2004- 

revisjonen av utredningsdokumentet ble samordning mot Trøndelag ivaretatt ved at spørsmålet om forsterkning 

av regionalnettet mot Røros ble diskutert mellom de tre berørte nettselskapene TrønderEnergi 

Nett AS, Røros Elektrisitetsverk AS og EN. 

Fylkesgrensen Oppland–Buskerud passeres av 132 kV-ledningen Hadeland(–Aslaksrud)–Follum som 

forsyner Jevnaker transformatorstasjon. 

For øvrig er det i 2009 ikke registrert nye behov for å utrede andre samordningsprosjekter. I 2006 var 

det noe informasjonsutveksling mot utredningsområde 1 i tilknytning til strømforsyning av et planlagt 

hyttefelt på grensen mellom Stange og Eidsvoll kommuner (angitt som prosjekt 15 i dette dokumentet). 

2.5 Samordning mot lokale energiutredninger 

Det er i en viss grad hentet informasjon fra energiprognosene i lokale energiutredninger (LEU) ved oppsett 

av KSU-effektprognoser i områder der det ikke foreligger konkrete forsterkningsbehov som krever mer 

gjennomarbeidet prognosegrunnlag. For øvrig er samordningen ivaretatt ved at LEU-ansvarlig og KSUkontaktperson 

er samme person hos flere områdekonsesjonærer. I områder med fjernvarmenettutbygging er 

det i stor grad antatt at prognosert energiøkning vil bli dekket med fjernvarmeleveranse. 

2.6 Samordning mot fylkeskommunale planer 

I ”Regionalt handlingsprogram 2010” for Oppland fylkeskommune og ”Energi- og klimaplan for Hedmark 

fylke” er det formulert som et mål å utnytte lokale bioenergiressurser fra landbruket som et bidrag til lokal 

verdiskaping og oppnå en miljøgevinst ved reduserte klimagassutslipp. 

For øvrig er det ikke registrert noen momenter i plandokumentene om næringsutvikling og endringer i bosettingsmønster 

som kan tenkes å påvirke regionalnettstrukturen. 

2.7 Korrektur – møte i kraftsystemutvalget 

Utvidet møte i kraftsystemutvalget ble avholdt den 25.5.2010. Referat er gjengitt i vedlegg kapittel 7.2. Det 

framkom i denne prosessen ingen kommentarer som påvirket hovedinnholdet av utredningsdokumentet. 

2.8 Foreslåtte tiltak i forrige utredningsrevisjon 

Nedenfor er beskrevet status med angivelse av hva som er skjedd med de anbefalte utbyggingstiltakene i 

forrige utredningsrevisjon i den rekkefølge og de nummereringer de er nevnt i forrige revisjon av utredningsdokumentet. 


1. Kongsvinger kraftverk: Ny 132 kV nettilknytning: Kraftutbyggingsprosjekt pågår. Framdriftsplanen 

innebærer igangkjøring av aggregat 2 våren 2011 med tilhørende behov for nettilknytning 

innen senhøsten 2010. 

2. Beito transformatorstasjon: Prosjektet fikk konsesjon på et luftlinjealternativ høsten 2008. Dette 

vedtaket ble påklaget. OED omgjorde NVEs konsesjon til alternativ med kabel over sjøen Øyangen 

og stasjonsplassering ved Beito renseanlegg den 10. september 2009. Endelig konsesjonsdokument 

fra NVE forelå den 20. januar 2010. Forventet idriftsettelse: senhøsten 2011. 

3. Fagernes (Skrautvål) transformatorstasjon: Ny transformatorstasjon er fortsatt under vurdering 

og er prioritert etter dekning av innmatingsbehovet i Beitostølområdet. 

4. Raufoss industripark: Iverksetting av ombyggingsprosjektet (der blant annet regionalnettstrukturen 

endres fra 7 til 3 transformatorstasjoner) har startet, men aktiviteten har foreløpig hovedsakelig 

vært begrenset til distribusjonsnettet, bortsett fra at en 66/5 kV-stasjon (trafo Sporet) er nedlagt. 

5. Nedre Vinstra – ny transformering 300/66 kV (erstatning av gammel 15 MVA transformator uten 

regulering fra 1953): Behovet er tatt med som en del av gjennomført nettanalyse knyttet til kraftutbyggingsprosjekter 

i Otta og Lågen. 

6. Rena-Koppang – reinvestering: Arbeid med underlag for konsesjonsbehandling er igangsatt. 

7. Ny 66 kV-ledning Bjørke–Bekkelaget: Fortsatt avventes investeringsbeslutning inntil det foreligger 

en avklaring omkring effektbehov for sjukehusutbyggingsprosjektet ved Sanderud som ligger 

langs den påtenkte linjetraséen. 

8. Forsyning av Gjøvik by: Det har vært liten aktivitet i prosjektet etter at nettanalysen ble fullført 

våren 2007 med anbefaling om ny transformatorstasjon i Gjøvik sentrum. 

9. Kabling av 66 kV-ledninger: Noe aktivitet det siste året med å forberede kabling av en strekning 

av dobbeltledningen (FeAl 240) nordover fra Brumunddal transformatorstasjon gjennom sentrumsbebyggelsen. 

Tilsvarende prosjekt er også gjennomført mellom Gjøvik transformatorstasjon og 

Bjugstadtangen koblingsstasjon (FeAl 150). I Kongsvinger mellom Norsenga og Kongsvinger 

transformatorstasjoner er kabling under planlegging. I Hamar vil sannsynligvis tilsvarende behov 

for å fjerne luftledningen nordover ut fra Børstad transformatorstasjon (dobbeltledning FeAl 95) bli 

gjennomført ved å flytte noen spenn av traseen. 

10. Transformeringskapasitet i Stange: Tiltak med transformatorrokering og ny transformator til 

Bekkelaget er gjennomført. 

11. Elverum transformatorstasjon – reinvestering: Det har vært en del aktivitet med et forprosjekt 

for å avgjøre om den gamle stasjonen fra tidlig på 50-tallet skal benyttes (bygningsmessig vedlikehold 

og utvidelse av 11/22 kV-anlegget) eller det bør bygges nytt anlegg ved siden av den gamle 

stasjonen. Utredning viser at ny stasjon er det gunstigste alternativet. 

12. Nye Einunna kraftverk - nettilknytning på 66 kV: Prosjektet er under konsesjonsbehandling. 

13. Kvitfjell (Ringebu) transformatorstasjon: Tidspunkt for etablering av ny transformatorstasjon 

tilpasses utbyggingsaktiviteten for hoteller og fritidsbebyggelse. 

14. Nettilknytning av planlagt kraftutbygging i Otta- og Lågenvassdraget: Arbeid med meldinger 

og konsesjonssøknader pågår. Det tidligere Åsårenprosjektet er innarbeidet i denne totalplanen. 

15. Ny transformatorstasjon Stange syd: Fortsatt ingen utbyggingsbeslutning for hytteområdene. 

Nytt behov knyttet til utbygging av dobbelt jernbanespor og 4-felts E6 (tunneler) langs Mjøsa. 

16. Spenningsheving 66–132 kV Tynset–Tolga–Os med nye transformeringer: Som de to siste årene 

er status her at det avventes beslutning om utbygging av Tolga kraftverk. Det mest sannsynlige 

alternativet er da transformering 132/66 kV i Tolga. 

17. Åbjøra-Gjøvik – tverrsnittsøkning: Ingen aktivitet. 

18. Reinvestering 66 kV-linje Sandvold-Lunde-Engjom: Liten aktivitet det siste året. 

19. Diverse eldre 66 kV-ledninger – reinvestering, riving: Liten aktivitet det siste året. Prosjekt 11 

med eventuell ny stasjon i Elverum har tatt utgangspunkt i at stasjonen ikke behøver å planlegges 

med 66 kV bryterfelter for linjene mot Lutufallet og Rena. 

20. Ny 66 kV kabel Fåberg-Mesna med avvikling av dobbeltledningen på den samme strekningen: 

Liten aktivitet det siste året. 


21. Rybakken – utvidelse av transformatorkapasitet: Fortsatt avventes belastningsutviklingen. 

22. Økning av transformatorkapasitet Nedre Tessa: Er knyttet til konsesjonsbehandling for Nedre 

Smådøla. 

23. Krabyskogen transformatorstasjon – økning av transformatorkapasiteten: Det er ikke tatt beslutning 

om eventuell transformatorrokering. 

24. Eid kraftverk – transformering 132/22 kV: Liten aktivitet det siste året 

3. Utredningsforutsetninger 

3.1 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont 

Som angitt i NVEs krav skal utredningsdokumentet ha en tidshorisont på minimum 10 år med krav om 

detaljert prosjektbeskrivelse for neste års prosjekter. De utbyggingstiltakene som er ført opp i kapitlene 5.5 

og 6 er ment å være en komplett oversikt over alle påtenkte prosjekter på alle utredningsstadier. 10 årshorisonten 

er benyttet direkte i oppstilling av effektprognoser (2010–2020) og lastflytberegninger (stadium 

2020). 

Et hovedmål med dette dokumentet er å bidra til å få en rasjonell utvikling av regionalnettet i utredningsområdet. 

Videre skal utredningen 

• oppfylle NVEs krav til kraftsystemutredning for regionalnettet i utredningsområdet, 

• danne et grunnlag for utarbeidelse av anleggskonsesjoner og øvrige investeringer og reinvesteringer, 

• i en viss grad også være et dokument ("oppslagsverk") med opplysninger/data om regionalnettet i utredningsområdet 

som kan brukes i andre sammenhenger. 

3.2 Mål for det framtidige nettsystemet 

Et overordnet mål ved utredningen av nettet i området er basert på NVEs generelle målformulering om 

kostnadseffektiv utforming og drift av kraftsystemet – noe som innebærer å minimalisere summen av kostnadsfaktorene 

investering, nettap, avbrudd, drift og vedlikehold med analysemetoder og datagrunnlag som 

angitt i kapittel 3.3. 

Det synes som om de nasjonale mål om overgang til vannbåren varme og bruk av CO 2 -nøytrale fornybare 

energikilder påvirker elforbruket i de områder med utbygd fjernvarmenett på den måten at økningen i 

energiforbruket i betydelig grad tas opp av fjernvarme mens elforbruket stagnerer. Imidlertid er hovedtrenden 

den at fjernvarme erstatter uprioritert (elektrokjel-)forbruk. Informasjonskilden bak disse opplysningene 

er noen av de lokale energiutredningene. Øvrig bruk av elektrisk energi til boligoppvarming i bygg der 

det ikke er lagt til rette for alternative oppvarmingsmetoder, vil det åpenbart ta lang tid å få erstattet med 

mindre høyverdige energikilder. 

Blant de øvrige energipolitiske målformuleringene forventes vindkraft og gass å gi ubetydelige bidrag til 

områdets energibalanse. Det er ikke rapportert om konkrete prosjekter av betydning knyttet til denne type 

energikilder, men som nevnt i kapittel 4.7 er bruk av naturgass og noen vindkraftprosjekter under utredning. 

Uten økonomiske inngrep i markedsmekanismen vil graden av energiøkonomisering være svært avhengig 

av forholdet mellom det markedsbaserte prisnivået på elektrisk energi og kostnadene for å få gjennomført 

de mest aktuelle tiltakene. Med dagens kraftprisnivå synes det nødvendig med politiske vedtak om økonomiske 

støtteordninger for å oppnå raske resultater. 

Følgende generelle kriterier (opplistet som kapittel 3.2.1–3.2.4) er aktuelle for et kraftsystem: 

3.2.1 Leveringskvalitet 

I denne sammenheng er kun avbruddskriteriet i kvalitetsbegrepet behandlet. Målet er at nye anlegg bygges 

ut fra samfunnsøkonomisk lønnsomhet i henhold til NVEs anbefaling. I utredningen er anbefalte tiltak 

forsøkt beregnet primært ut fra samfunnsøkonomiske kriterier. N-1-kriteriet ivaretas indirekte ved å ta med 

avbruddskostnadene som samfunnsøkonomisk parameter. 


Ingen av konsesjonærene har foreløpig rapportert om konkrete erfaringer av virkninger knyttet til gjeldende 

leveringskvalitetsforskrift etter iverksettelse av pålagte tiltak. 

3.2.2 Miljøhensyn 

Grovt sett kan utredningsområdet befolkningsmessig karakteriseres som relativt tettbefolket i områdene 

rundt Mjøsbyene og på Hadeland (og til dels langs Glommadalføret i søndre del av Hedmark). Øvrige områder 

er hovedsakelig enten grisgrendt eller ubebodd. Denne distriktsmessig grove todelingen faller også 

sammen med skillet mellom jordbruksområder og skogs-/fjellområder. 

3.2.2.1 Vernede vassdrag i Hedmark og Oppland 

Vern av vassdrag er ikke lovforankret og er skjedd gjennom enkeltvedtak i Stortinget. Formelt er vernet av 

vassdrag begrenset til vern mot kraftutbygging og som hovedregel knyttet til vannstrengene i nedbørsfeltet. 

Stortinget har ved sin behandling av hver av de fire verneplanene påpekt behovet for å beskytte vernede 

vassdrag mot andre former for vassdragsinngrep, dersom disse enkeltvis eller samlet er med på å undergrave 

verneverdiene som ligger til grunn for vernet. 

Totalt er det et beregnet utbyggingspotensial på vel 7 TWh i de vernede vassdragene. 

3.2.2.2 Verneplaner – landskap. 

For å sikre et representativt utvalg av norsk natur for framtida ved fredning, er det med utgangspunkt i 

St.meld. nr. 46 (1988–89) opprettet nasjonalparker, naturreservater, landskapsområder etc. 

I utredningsområdet er det gjennomført en rekke verneplaner for: 

• våtmarksområder, 

• fossile forekomster, 

• kvartærgeologiske forekomster, 

• barskog og edelløvskog. 

Beliggenhet og utstrekning framgår på kart som finnes i NVEs internettpresentasjon (oppslag ”Atlas”). 

De største enkeltsaker som har vært under behandling i 1990-årene er: 

• forslag til opprettelse av Forelhogna/Gauldalsvidda nasjonalpark med tilgrensende landskapsområder, 

• planarbeid med sikte på utvidelse av Rondane og Dovrefjell nasjonalparker med tilgrensende landskapsområder. 

3.2.2.3 Miljøhensyn ved prosjektering av luftledninger og kabelanlegg 

Ledningsmaster: 

I utredningsområdet finnes både betongmaster, stålmaster og tremaster (rundtømmer og limtremaster). Av 

kostnadsmessige og miljø-/utseendemessige grunner vil det så langt som mulig bli benyttet impregnerte 

tremaster i utredningsperioden – spesielt i skogsområder. Denne mastetypen medfører begrensninger i 

spennlengde og mastehøyde. I dyrket mark kan det være ønskelig med færre mastepunkter. Her kan limtremaster 

brukes. Disse kan dimensjoneres for lengre spenn. De kan prismessig konkurrere med stolpelengder 

på over 19 m. Galvaniserte stålmaster vil bli brukt der tremaster av forskjellige årsaker ikke kan 

brukes. 

Eksempler på miljøhensyn for luftledninger: 

Ny 132 kV linje Framruste–Øyberget–Skjåk I–Vågåmo ble bygd ut fra gitte miljøkrav: Tremastlinje av 

rundtømmer, eller limtre, farget ståltravers, komposittisolatorer på planoppheng og mattet faseledning. 

Generelt benyttes sjelden gjennomgående jordlinje; kun innføringsvern i begge ender. 

I Hamar by er det for noen år siden etablert ny transformering 66/11 kV i Furnes transformatorstasjon. 

Dette har gjort det mulig å rive gammel betongmastledningsrekke (33/11 kV) gjennom et boligområde. 


Et siste eksempel på miljømessige gevinster er riving av eldre 66 kV-ledninger i maskenett når teknisk 

levetid er utløpt. Dette gjelder i områder der verdien av bedret leveringssikkerhet ved tosidig forsyning er 

lavere enn kostnadene ved reinvestering. 

Kabling: 

Når det gjelder valg mellom luftline og kabling er det hovedsaklig i enkelte områder i Lillehammer, Hamar, 

Brumunddal og Elverum det er valgt kabelforbindelser for å komme fram i bysentre. I forbindelse 

med anleggsutbygging før OL i Lillehammer ble ca. en km av den doble 66 kV-ledningen Fåberg– 

Brumunddal kablet. I 2004 ble forbindelsen over Mjøsa mellom Biri og Bruvold tatt i bruk der hele strekningen 

på 7,5 km er kablet. 

Som eget samleprosjekt (nr. 9 i dette dokumentet) er det ført opp noen eksternt initierte (og finansierte) 

planer om kabling av eldre 66 kV-ledninger gjennom bebygde områder. 

Krav om kabling er også det viktigste utgangspunktet for klage og protest mot NVEs konsesjon for Beito 

transformatorstasjon med 132 kV luftlinjetilknytning (prosjekt nummer 2 i oversikten). Konsesjonen ble av 

OED i vedtaksbrev datert 10.9.2009 endret til et kabelalternativ. 

3.2.2.4 Elektromagnetiske felt – eksempel fra rettssak 

Ved nye anlegg følges generelt gjeldende anbefalinger med hensyn til grenseverdier for feltpåvirkning. 

I forbindelse med gjenoppbygging av den gamle 66 kV-linja mellom Vang og Elverum i 1993–94 framsatte 

en del grunneiere langs en parsell av traséen krav om spesiell erstatning på grunn av elektromagnetiske 

felt. Erstatningssaken ble behandlet i Sør-Østerdal herredsrett. Den nyoppbygde linja er i forhold til den 

gamle trukket noe lengre unna bolighusene og har, som forberedelse til spenningsheving til 132 kV, fått 

større faseavstand og høyde over bakken. Både beregninger og målinger viste at feltpåvirkningen med det 

nye mastebildet stort sett ble mindre enn med fortsatt drift på den gamle linja. Herredsretten avviste erstatningskravet. 

Denne saken ble behandlet i 1995. 

3.2.3 Kostnader 

Målet er lavest mulig kostnader innenfor det samfunnsøkonomiske kriteriet. Det er i stor grad den enkelte 

netteier som påvirker de konkrete, lokale kostnadene når beslutningen om nettiltak er tatt. 

Ved kalkulering av aktuelle byggekostnader for luftledninger i utredningsområdet kommer kostnadene 

hovedsaklig i kategorien "lette forhold" i henhold til NVEs publikasjon nr 1 "Kostnader for hovedkomponenter 

i kraftsystemet" for størstedelen av prosjektene. 

3.3 Økonomiske og tekniske forutsetninger 

Tabell 1. Økonomiske og tekniske forutsetninger 

Parameter Verdi Kommentar 

Utredningsplanleggingskriterium 

Investeringskostnader 

Kalkulasjonsrente 4,5 %. 

Renter i byggetida 

Det samfunnsøkonomiske kriteriet. 

Summen av kostnadene for prosjektering, 

materiell og arbeidskraft. 

Er ikke med i kostnadsberegningene 

Minimalisere summen av kostnadene 

for investering, drift og vedlikehold, 

nettap og avbrudd. 

Standardsats i henhold til Finansdepartementets 

veileder for samfunnsøkonomiske 

analyser (og bekreftet 

av NVE 9.2.06). Eidsiva 

Nett krever avkastning før skatt på 

8,3 % (lik NVE-rente) minus prognosert 

inflasjon på 2,5 % p.a. 

Merverdiavgift Skal ikke medtas. Finansdepartementets anbefaling. 

Drifts- og vedl.kostnader 

1,5 % av investeringskostnadene pr. år 


Parameter Verdi Kommentar 

Brukstid nettap 

Pris nettap 

Pris avbrudd 

3500 timer i regionalnettet; 3000 timer i distribusjonsnettet. 

REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 2, 

tabell 2.1. 

NVEs avbruddskostnader i KILE-ordningen. 

Lokale avbruddskostnader nyttes der slike 

foreligger. 

Temperaturkorr. effekt Korreksjonsfaktor 1 % pr. °C 

Lastutvikling 

Avskrivningstider 

Økonomisk levetid 

Teknisk levetid 

Gjennomsnittlig ca. 0,5 %/år 

NVEs avskrivningsregler. 

Settes lik antatt teknisk levetid: 

• Luftledninger: 70 år, 

• Jord- og sjøkabler: 50 år, 

• Krafttransformatorer: 50 år. 

Så lenge anlegget kan opprettholde sin tiltenkte 

funksjon og personsikkerheten er ivaretatt. 

Pris nyanlegg REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 1. 

Dimensjonerende last 

Grenseverdier liner 

Maksimal last fratrukket utkoplbart forbruk. 

REN/Sefas planleggingsbok, del III, kap. 5.1. 

Linetemperatur: Hovedsakelig 50 °C 

Overbelastbarhet transformatorer 

(timer) overbelastning opp til 20 %. 

Normalt ikke kontinuerlig overlast. Kortvarig 

Tabell 1. Økonomiske og tekniske forutsetninger 

Hvis det ikke foreligger mer spesifikke 

data. 

I forbindelse med teknisk/økonomiske analyser vil en optimal systemløsning sjelden innebære komponentbelastninger 

som overskrider tekniske grenseverdier i normale driftssituasjoner. Imidlertid er det viktig at 

utfallsanalyser inneholder en kontroll av at ingen enkeltkomponenter utsettes for uforsvarlige termiske 

påkjenninger. Aktuelle dimensjoneringsnormer innebærer at strømtransformatorer og HF-sperrer (stadig 

mindre aktuell nettkomponent) ikke kan belastes utover merkestrøm, mens belastningsevnen for faseliner 

og krafttransformatorer er avhengig av omgivelsestemperaturen. Produsentene anbefaler en absolutt øvre 

lastgrense på 150 % for store transformatorer. Normalt aksepteres en grense på 120 % for krafttransformatorer 

utendørs under ekstreme kuldeperioder om vinteren og med typisk varighet og lastprofil som normalt 

opptrer i et kaldt vinterdøgn, sjøl om dette går på bekostning av levetid. 

Områdekonsesjonærenes effektprognoser er i en viss grad basert på energiprognoser fra de lokale energiutredningene 

der spesifikt årsforbruk pr. innbygger er holdt omtrent konstant i prognoseperioden dersom det 

ikke er registrert spesiell næringsutvikling. Det meste av næringsutviklingen i utredningsområdet dreier seg 

om vinterturisme i skiområder som Beitostølen, Bjorli, Skei, Kvitfjell, Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellet. 

Det er tatt hensyn til eventuell fjernvarmeutbygging. Som eksempel kan nevnes at det ikke er forventet 

noen elkraftøkning i Hamar sentrum da forbruksøkningen er forutsatt dekket av fjernvarme. Basis for 

prognosene er 2009-data for temperaturkorrigert målt årsforbruk fratrukket utkoblbart. Ut fra det faktum at 

hele utredningsområdet har innlandsklima, er det benyttet kun ett observasjonspunkt for temperaturen som 

er Kise på Neshalvøya i Mjøsa. Dette punktet er dessuten sentralt i den delen av området som har størst 

befolkningstetthet, og måleverdier foreligger i tillegg som timeverdier (inkluderer også vindparameteren). 

Ut fra en enkel korrelasjonsanalyse er det benyttet en korreksjonsmetode mellom elforbruk (prioritert) og 

temperatur som utgjør 1,2 % / °C i temperaturintervallet fra -7 til +1 °C der temperaturfølsomheten er 

størst. Når målt temperatur er over +10 °C eller under -17 °C, korrigeres med 0,8 % / °C i forhold til ukentlig 

normaltemperatur. I de to øvrige intervallene endres følsomheten lineært som angitt i følgende figur: 


Temperaturkorrigering av elkraftforbruk 

1,4 

1,2 

Korreksjon % / °C 

1 

0,8 

0,6 

0,4 

0,2 

0 

-30 -20 -10 0 10 20 30 

°C 

Figur 1. Temperaturkorrigering 

Dette gir en korreksjon for 2009-forbruket på 0,2 % som da blir basis for årsforbruksprognosene. 

Effektprognosene, som er utgangspunkt for nettutviklingsbehovet, er, der det ikke foreligger separate 

prognoser, basert på energiprognosenes prosentverdier. Imidlertid er det noen områder der prognosert forbruksøkning 

er knyttet til forbrukskategorier som har en noe avvikende årsprofil i forhold til øvrig forbruk 

– typisk hytter og høyfjellshoteller som har høysesong senere på vinteren enn normalt tidspunkt for 

topplast for hele regionen. Her vil normalt prosentvis energiprognose på grunn av sammenlagringseffekten 

ligge høyere enn effektprognosen. 

Temperaturkorrigeringen for effekt er basert på forskjellen mellom målt middeltemperatur en periode forut 

for topplasttimen for regionen og valgt returtemperatur for det samme målepunktet. Ideelt sett burde all 

temperaturkorrigering vært foretatt kun på den temperaturavhengige delen av energiforbruket. Da det er 

urealistisk å oppnå en slik målemessig separasjon (bortsett fra for sluttbrukermåling på timesnivå av industrielt 

prosessforbruk), er man avhengig av å benytte ulike metoder for korrelasjonsanalyser mellom 

totalt energiforbruk og værparametre (spesielt temperaturen) for å korrigere et målt forbruk til en værreferanseverdi. 

NVE-dokumentet ”EN-seksjonsnotat nr. 7/93 Bruk av temperaturdata i kraftsystemdrift og 

planlegging” inneholder statistikkresultater fra perioden 1980–91 der døgnmiddeltemperaturer for de ulike 

statistiske returtider er interessant i denne forbindelsen. For nevnte målepunktet Kise er følgende temperaturer 

ført opp: 

Returtemperaturer [°C] 2 års retur 5 års retur 10 års retur 50 års retur 

Laveste døgnmiddel -19,7 -25,1 -28,6 -36,5 

Laveste 3-døgnsmiddel -17,8 -23,2 -26,8 -34,8 

Med utgangspunkt i perioden 6.–8 januar med en middeltemperatur på -21,5 °C er dette 3,7 grader kaldere 

enn to års retur og 1,7 grader mildere enn 5 års retur. Med en antatt utvikling i retning av et mildere klima 

synes det tilstrekkelig å benytte 5 års returtemperatur som nettdimensjoneringsgrunnlag – spesielt med 

utgangspunkt i at begynnelsen av januar (og resten av vinteren) subjektivt sett har blitt oppfattet som kaldere 

enn hva som kan forventes i en 5-årsperiode. Ved å velge en korreksjonsfaktor lik 1 %/°C betyr det at 

målte verdier i topplasttime 9 den 8. januar justeres opp med 1,7 % som basis for effektprognoser. 

3.4 Kostnader for ikke-levert energi 

Da det foreløpig ikke kjent at det er utført detaljerte undersøkelser på avsavnskostnader for kundemassen i 

utredningsområdet, er det i de fleste beregninger benyttet de generelle KILE-satser for aktuelle kundegrupper. 


3.5 Samfunnsøkonomiske beregninger 

I presentasjonen av utbyggingsalternativenes økonomiske konsekvenser (investering, driftskostnader, nettap 

og leveringstap) er verdiene angitt som relative nytteverdier i forhold til "nullalternativet" – det vil si å 

beholde dagens nett ut utredningsperioden. Plussverdier angir derfor positiv nytteverdi (forbedring). 

3.6 Særegne forhold innen utredningsområdet 

Tabell 2 Kommunevis befolkningsoversikt og areal (kilde SSB) 

Fylke og Folkemengde Areal. km² 

kommune 1.1.1997 1.1.2010 I alt 1) Landareal 

Innb. per 

km² landareal 

Folketilvekst 

1997–2010 i % 

Progn. 

bef.utv. til 

2030 i % 2) 

0402 Kongsvinger 17 236 17 377 1 038 964 18,0 0,8 % 5,4 % 

0403 Hamar 27 909 28 344 351 338 83,9 1,6 % 12,8 % 

0412 Ringsaker 31 974 32 524 1 280 1125 28,9 1,7 % 11,1 % 

0415 Løten 7 292 7 272 370 363 20,0 -0,3 % 3,7 % 

0417 Stange 18 642 19 104 725 641 29,8 2,5 % 13,8 % 

0418 Nord-Odal 5 055 5 118 508 473 10,8 1,2 % 8,4 % 

0419 Sør-Odal 7 754 7 791 517 478 16,3 0,5 % 19,8 % 

0420 Eidskog 6 385 6 327 641 605 10,5 -0,9 % 6,4 % 

0423 Grue 5 152 5 078 839 778 6,5 -1,4 % -9,9 % 

0425 Åsnes 7 604 7 607 1 041 1005 7,6 0,0 % -5,0 % 

0426 Våler 3 877 3 870 705 679 5,7 -0,2 % -4,8 % 

0427 Elverum 19 260 19 834 1 229 1210 16,4 3,0 % 20,9 % 

0428 Trysil 6 782 6 763 3 016 2948 2,3 -0,3 % -6,2 % 

0429 Åmot 4 284 4 285 1 339 1295 3,3 0,0 % 1,4 % 

0430 Stor-Elvdal 2 705 2 679 2 167 2130 1,3 -1,0 % -8,7 % 

0432 Rendalen 2 055 1 998 3 178 3064 0,7 -2,8 % -16,1 % 

0434 Engerdal 1 460 1 434 2 195 1921 0,7 -1,8 % -9,1 % 

0436 Tolga 1 707 1 671 1 122 1098 1,5 -2,1 % -9,8 % 

0437 Tynset 5 371 5 490 1 870 1821 3,0 2,2 % 2,7 % 

0438 Alvdal 2 430 2 441 944 921 2,7 0,5 % -2,6 % 

0439 Folldal 1 695 1 669 1 275 1257 1,3 -1,5 % -10,0 % 

0441 Os 2 063 2 033 1 039 1007 2,0 -1,5 % -6,1 % 

04 Hedmark 188 692 190 709 27 388 26120 7,3 1,1 % 7,9 % 

0501 Lillehammer 25 537 26 381 477 447 59,0 3,3 % 15,8 % 

0502 Gjøvik 27 931 28 807 673 631 45,7 3,1 % 20,1 % 

0511 Dovre 2 812 2 776 1 366 1347 2,1 -1,3 % -9,6 % 

0512 Lesja 2 150 2 174 2 257 2174 1,0 1,1 % 3,0 % 

0513 Skjåk 2 329 2 265 2 079 1979 1,1 -2,7 % -7,0 % 

0514 Lom 2 436 2 410 1 945 1871 1,3 -1,1 % -3,9 % 

0515 Vågå 3 724 3 722 1 349 1272 2,9 -0,1 % -1,8 % 

0516 Nord-Fron 5 790 5 800 1 145 1097 5,3 0,2 % -1,9 % 

0517 Sel 6 099 5 999 909 892 6,7 -1,6 % -2,5 % 

0519 Sør-Fron 3 199 3 175 733 702 4,5 -0,8 % -5,4 % 

0520 Ringebu 4 557 4 540 1 250 1222 3,7 -0,4 % -0,1 % 

0521 Øyer 4 893 5 002 640 617 8,1 2,2 % 6,5 % 

0522 Gausdal 6 114 6 142 1 190 1153 5,3 0,5 % -3,6 % 

0528 Østre Toten 14 389 14 518 554 479 30,3 0,9 % 0,3 % 


Fylke og Folkemengde Areal. km² 

kommune 1.1.1997 1.1.2010 I alt 1) Landareal 

Innb. per 

km² landareal 

Folketilvekst 

1997–2010 i % 

Progn. 

bef.utv. til 

2030 i % 2) 

0529 Vestre Toten 4 12 610 12 770 257 239 53,4 1,3 % 5,2 % 

0532 Jevnaker 6 238 6 268 225 195 32,1 0,5 % 6,5 % 

0533 Lunner 8 522 8 600 292 273 31,5 0,9 % 10,0 % 

0534 Gran 13 110 13 363 758 660 20,2 1,9 % 8,6 % 

0536 Søndre Land 5 932 5 811 729 661 8,8 -2,0 % -8,4 % 

0538 Nordre Land 6 720 6 672 955 928 7,2 -0,7 % -5,2 % 

0540 Sør-Aurdal 3 194 3 186 1 109 1071 3,0 -0,3 % 1,5 % 

0541 Etnedal 1 394 1 389 459 445 3,1 -0,4 % -3,9 % 

0542 Nord-Aurdal 6 388 6 415 908 856 7,5 0,4 % 2,4 % 

0543 Vestre Slidre 2 212 2 225 465 421 5,3 0,6 % -7,6 % 

0544 Øystre Slidre 3 166 3 216 964 882 3,6 1,6 % 13,1 % 

0545 Vang 1 591 1 590 1 504 1314 1,2 -0,1 % 3,3 % 

05 Oppland 183 037 185 216 25 191 23827 7,8 1,2 % 6,4 % 

Hele fastlandet 4 681 134 4 858 200 323758 306252 15,9 3,8 % 19,9 % 

1) 

2) 

Medregnet ferskvann (innsjøer). 

Prognose til 2030 er ut fra midlere rammebetingelser. 

Tabell 2 Befolkningsoversikt 

Som det framgår av tabellen har bykommunene med omland samt Hadelandsområdet en viss befolkningsøkning. 

Resten av utredningsområdet er, med enkelte unntak, preget av stagnasjon og tilbakegang i befolkningsutviklingen. 

Da det meste av utredningsområdet er relativt grisgrendt befolket, blir gjennomsnittlig 

flatebelastning liten. Temperaturforholdene på vinterstid bærer preg av at fylkene er et typisk innlandsområde 

med lave temperaturer i perioder med klarvær og høy utstråling om vinteren. Imidlertid er tilgangen 

på fyringsved og øvrig biobrensel god slik at andelen av boliger med ren elektrisk oppvarming er mindre 

enn landsgjennomsnittet. 

I tillegg til befolkningsutviklingen er belastningsutviklingen i en del områder, spesielt i Trysil, Valdres og 

Gudbrandsdalen, preget av utviklingen innen turisme der SSBs prognoser viser befolkningsnedgang mens 

antall nettkunder kan ha en betydelig økning. Eksempelvis har folketallet i Midt-Gudbrandsdalen (GEs 

forsyningsområde) de senere årene gått noe ned mens antall nettkunder har økt merkbart – en utvikling 

som ser ut til å fortsette i utredningsperioden. 

Den mest konsentrerte industrivirksomheten befinner seg i Raufoss-/Gjøvikområdet. Det er her lagt spesiell 

vekt på å gjøre forsyningen sikker (blant annet med spesielt bredt skogryddingsbelte og analyser av 

forsyningssikkerheten). For øvrig er de to fylkene relativt fattig på industri, men som nevnt i kapittel 3.3, er 

det en del områder som er utbygd for vinterturisme (spesielt områder i Valdres, Bjorli, Skei, Kvitfjell, 

Hafjell, Sjusjøen og Trysilfjellområdet). Dette er i stor grad hytter med høy standard, hoteller og snøproduksjonsanlegg 

som medfører betydelige nettinvesteringer. 

Områder med typisk produksjonsoverskudd er Valdres med produksjonsdimensjonert 132 kV-nett mot 

Gjøvik-/Totenområdet, Skjåk med kraftverkene i Øvre Otta, Vinstra med 300 kV regionalnettsledning til 

Fåberg og et noe mindre overskudd i Nord-Østerdalen med 300 kV regionalnettsledning til sentralnettspunkt 

Balbergskaret (like ved Fåberg). For øvrig er det i dette nettområdet registrert stabilitetsproblemer 

under spesielle driftsforhold. Dette fenomenet har oppstått i situasjoner med overføring av produksjonsoverskudd 

fra kraftverkene Rendalen og Savalen nordover gjennom KVO-nettet (132 kV) samtidig med 

høy produksjon i KVO-verkene. Systemansvarlig har derfor beregnet en grenseverdi for overføring fra 

Savalen til Ulset kraftverk. 

Sammenlignet med kystområdene er terrenget i innlandet regnet som relativt lett å bygge og drive luftnett i. 

Framkommeligheten er normalt god, lite rasproblemer og det er naturlig nok ingen problemer med saltbelegg 

på isolatorer. I skogstraseer er snølast og trefall under kraftig vind et så stort problem at det de siste 

årene er brukt betydelige ressurser på skogrydding både i regional- og distribusjonsnettet. Videre representerer 

hakkespettangrep på de stolpedimensjonene som benyttes i regionalnettet et visst problem i en del 

områder. Det brukes her også en god del ressurser på nettingkledning av stolper. 


Normalt er både 132 og 66 kV-nettet spolekompensert. Unntaket er kun noen mindre galvanisk separate 

nettområder. På grunn av økning av kabelnettet på 66 kV i de senere år har kompenseringsbehovet økt 

tilsvarende. 

4 Dagens kraftsystem 

4.1 Energisammensetningen i utredningsområdet 

De to fylkene har et registrert elforbruk på ca. 7,2 TWh med en topplast på rundt 1750 MW som angitt i 

figurer i kapittel 4.4. 

Med referanse til kildeinformasjon i de lokale energiutredningene utgjør ledningsbasert elektrisk energi 

rundt 70 % av det stasjonære energiforbruket. Tilsvarende andel for bioenergi (dominert av ved- og flisfyring) 

er anslått til vel 20 %. Resten er forskjellige typer fossile energiformer. Av infrastruktur for andre 

energibærere enn ledningsbasert elektrisk energi og salgs-/distribusjonsapparat for ved og flytende fossil 

energi, er det i noen områder utbygd fjernvarmenett. 

Noen fjernvarmekonsesjonsområder: 

Eidsiva Bioenergi har i dag fem fjernvarmeanlegg i drift: Eidsiva Bioenergi Hamar AS, Eidsiva Bioenergi 

Kongsvinger AS, Eidsiva Bioenergi Brumunddal AS, Trysil Fjernvarme AS (65 prosent) og Lena Fjernvarme 

AS (51 prosent). Selskapet har for øvrig flere prosjekter under utvikling i Oppland og Hedmark. De 

største anleggene planlegges eller er under utbygging i Lillehammer, Gjøvik og på Trehørningen industriområde 

i Hamar (produksjon av fjernvarme, damp og strøm). Eidsiva Bioenergi har vedtatt som målformulering 

å nå en produksjon på 1 TWh bioenergi i løpet av de nærmeste årene. 

Elverum Fjernvarme AS leverer på årsbasis ca. 28 GWh til området Leiret/Vestad (Elverum sentrum) fra 

forbrenningssentral, beliggende i Industrigata på Vestad. Det er beregnet et fjernvarmepotensial i løpet av 

en 5-års periode i sentrum og i Terningmoen militærleir på totalt 60–70 GWh. Produksjonen er basert på 

biobrensel (hovedsakelig rivingsvirke, 2 x 4 MW) med oljebrennnere (2 x 3 MW) for topplastproduksjon. 

Otta Biovarme AS startet fjernvarmeleveranse i Otta sentrum i mars 2007 (konsesjon fra 31.10.2007) med 

et rørnett på rundt 1,5 km med en estimert leveranse på rundt 10,5 GWh fra en fjernvarmesentral med en 

fliskjel på 3 MW samt en 3 MW oljekjel og 0,5 MW elektrokjel for topplast- og reserveproduksjon. 

Planlagt byggetrinn 2 vil øke varmeleveransen til 14-15 GWh i 2010. 

Øvrige områder: Et mindre nær-/fjernvarmenett i Os (1,9 MW og 3,5 GWh – kapasitet 5 GWh), Rena Leir, 

Rena sentrum, Kirkenær (forbrenning av impregneringsvirke og elproduksjon), Eidskog, Skarnes og Gran. 

Fjernvarmeutbyggingen er i stor grad basert på utnyttelse av lokalt produsert og CO 2 -nøytral bioenergi fra 

pellets, flis, rivingsvirke og øvrig skogsavfall samt noe avfallsforbrenning. 

Informasjon om tilgjengelig effekt fra øvrige energikilder for lokale nærvarmeanlegg og oppvarming av 

enkeltbygg (oljebrennere, vedovner med mer) er ikke tilgjengelig og har dessuten liten relevans i denne 

sammenheng. 

4.2 Beskrivelse av kraftnettet i utredningsområdet 

4.2.1 Generelt 

Innlandsfylkene ligger geografisk sentralt i Sør-Norge. De vestlige og nordlige deler av området nær 

vannskillet når opp i stor høyde med betydelig nedbør. Nedbøren fra Jotunheimområdet dreneres gjennom 

hoveddalførene Gudbrandsdalen og Valdres. Øvrige dalfører i Oppland er langs elvene Etna og Dokka. I 

Hedmark danner Glomma hoveddalføret fra vannskillet på Trøndelagssiden. 

Det er nedbøren i stor høyde sammen med fall inn mot hoveddalførene som gir det største tilskuddet av 

elektrisk energi i Oppland. I tillegg kommer tilskudd som følge av fall i selve hovedvassdragene. Totalt er 

det i Oppland og Hedmark ved utgangen av 2008 (nyeste tilgjengelige offisielle data) bygd ut henholdsvis 

7,57 og 2,46 TWh – noe som utgjør omlag 5,3 og 1,7 % av landets samlede vannkraftproduksjon (kilde: 

NVE). Kraftproduksjonen innenfor området sett under ett er normalt noe høyere enn forbruket, mens produksjonen 

hovedsakelig er lokalisert til de tynnest befolkede områdene slik at det er overføringsbehov øst- 


og sørover. Imidlertid er reguleringsgraden av produksjonssystemet totalt sett relativt dårlig, slik at området 

periodevis har et effektoverskudd om sommeren og et relativt betydelig behov for effekttilskudd om 

vinteren. Hedmark er for øvrig det eneste fylket som har høyere vernet årsproduksjonspotensial enn det 

som er utbygd. Andel vernet i forhold til totalt nyttbart er henholdsvis 48 og 32 % for Hedmark og Oppland 

mot 22 % på landsbasis. Oppland sammen med Sogn og Fjordane og Nordland er de fylkene som har 

størst gjenværende utbyggbart vannkraftpotensial. 

I takt med de store kraftutbyggingene i Oppland og Nord-Østerdalen er det bygget tre 300 kV ledninger 

med utspring i N. Vinstra/Harpefossen, Ø. Vinstra og Rendalen via Lillehammerområdet til Oslo-området 

– to ledninger på vestsida av Mjøsa og en på østsida. 300 kV-ledningen fra Øvre Vinstra er senere bygget 

nordover med transformering i Vågåmo og videre forbindelse til Aura og Trøndelag og utgjør dermed 

foreløpig den eneste sentralnettsforbindelsen på 300 kV-nivå mellom Sør- og Midt-Norge. 

300 kV-nettet gjennom Gudbrandsdalen gir det lokale regionalnettet på 66 kV en solid nettmessig 

forankring i Fåberg, N. Vinstra/Harpefossen og Vågåmo. 

Ledningsforbindelser på 300, 132 og 66 kV som krysser grensene til utredningsområdet: 

• 300 kV Vågåmo–Aura 

• 300 kV Vang–Minne 

• 300 kV Fåberg–Røykås 

• 300 kV Fåberg–Vardal–Hadeland–Ulven 

• 132 kV Hadeland–Follum 

• 132 kV Kongsengen–Minne 

• 132 kV Vågåmo–Osbu 

• 132 kV Brattset–Litjfossen–Ulset–Savalen 

• 132 kV Höljes–Lutufallet 

• 132 kV Charlottenberg–Eidskog 

• 66 kV Minne–Hjellum 

• 66 kV Minne–Nord-Odal–Kvisler 

• 66 kV Tynset–Tolga–Os–Røros. 

Mellomriksforbindelsen Charlottenberg–Eidskog (132 kV) ble etablert i 1986 for å oppnå tosidig forsyning 

for Eidskog (og Charlottenberg), samt for å kunne foreta systematisk kraftutveksling ved å utnytte forskjellen 

i kraftpris mellom Sverige og Norge (flaskehalsinntekter). I den forbindelse ble det utarbeidet trekantavtaler 

mellom NVE Statskraftverkene (senere SN), Uddeholm (senere Gullspång, Birka og Fortum) og 

Hedmark Energiverk (senere HEAS og Eidsiva Nett). Med virkning fra 1.1.1993 ble 132 kV-forbindelsen 

Minne–riksgrensen utleid til Sentralnettet. 

Den andre mellomriksforbindelsen i utredningsområdet er Höljes–Lutufallet. Overføringsevnen her er 

begrenset av 132/66 kV transformator i Lutufallet (50 MVA) samt 66 kV linjene Lutufallet–Nybergsund 

(FeAl 120) og Lutufallet–Elverum (FeAl 70). Imidlertid er dette en verdifull reserveinnmating til regionalnettet 

i Sør-Østerdalen og Trysil. Den har også vært benyttet i feil- og vedlikeholdssituasjoner for å få ut 

produksjonen på begge sider av grensen. 

Enlinjeskjema for utredningsområdets regionalnett med påførte transformator- og generatorytelser, noen 

overføringskapasiteter og påregnelig vinterproduksjon i kraftverk er gjengitt bakerst i kapittel 7.4. I lastflyt- 

og tapsberegningene er reaktivdelen av produksjons- og lastverdiene, i mangel av reelle registreringer, 

lagt inn med generelle effektfaktorer (cos φ omkring 0,98 for last og reaktivproduksjon i kraftverk regulert 

for å oppnå mest mulig realistiske spenningsforhold). 

Regionalnettet i Vest-Oppland er bygget opp som et "produksjonsdimensjonert" nett med tre 

paralleltgående ledninger fra Valdres til Gjøvik/Toten. Opprinnelsen til dette nettet var utbyggingen av 

Åbjøra kraftverk og det generelle kraftbehovet i distriktet. 132 kV spenning ble valgt ut fra 

overføringsbehovet. Enda eldre er det opprinnelige 132 kV-nettet gjennom Hadeland (som nå er revet på 

strekningen fra Minne til Hadeland transformatorstasjon). I dag er nettet (direkte eller indirekte) knyttet til 

300 kV i Hadeland, Vang, Minne og Vardal (egentlig definert som et provisorisk anlegg, men nylig fullført 

rehabilitert med fjernstyring). 


På bakgrunn av områdets tilknytninger til 300 kV-nettet og for å få et mer detaljert bilde av lastforholdene 

i regionalnettet er det i denne utredningen valgt å dele utredningsområdet i 5 delområder: Østerdalen, 

Solør-Odal/Glåmdalen, Hedemarken, Gudbrandsdalen og Vest-Oppland. 

Neste figur viser Statnetts marginaltapsberegninger (fortegn referert uttak) for et utvalg av 

sentralnettspunktene fram til våren 2010. Sesongvariasjonene viser at området har effektunderskudd under 

høylast. Videre viser tallverdiene for de fleste utvekslingspunkter at forbrukets systembelastning på 

sentralnettet er relativt moderat bortsett fra 132 kV-strengen østover fra Minne mot riksgrensen der 

marginaltapsøkningen fram til Eidskog er nærmere 5 %-enheter i vinterperioden (grønn kurve viser 

perioder med maksimal avregningsverdi på 12 %). Et uttrykk for dette framgår også av forrige figur der 

verdiene for Vågåmo viser at innmating det meste av året er tapsmessig ugunstig til tross for at punktet er 

definert innenfor område Midt-Norge med redusert fastledd for (såkalt ”innfasingstariff”) for å gi 

insitament til kraftutbygging. 

Sentralnett - marginaltap virkedag 

12 

10 

8 

6 

4 

% 

2 

0 

jan. 98 jan. 99 jan. 00 des. 00 des. 01 des. 02 des. 03 des. 04 des. 05 des. 06 des. 07 des. 08 des. 09 

-2 

-4 

-6 

Vågåmo Vang Eidskog 

Figur 2. Marginaltap i sentralnettet 

De neste figurene viser varighetskurver med hovedvekt på sentralnettsutveksling. 


S-nettutveksling Fåberg 66 kV, Rendalen 300 kV og Vang 66 og 132 kV 

300 

250 

200 

150 

MW 

100 

50 

0 

-50 

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 

-100 

-150 

timer i 2009 

Fåberg T1+2 Balbergskaret utv. H1100 Vang sum 

Figur 3. Varighetskurve sentralnettsutveksling Fåberg, Rendalen og Vang 

Varighetskurve T2 Rendalen 2008 

100 

80 

60 

40 

MW 

20 

0 

-20 

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 

-40 

-60 

timer i 2009 

RendalenT2 300kV RendalenT2 132kV Rendalen T2 66 kV 

Figur 4. Varighetskurve treviklingstransformator T2 i Rendalen 

Varighetskurven over er valgt da den aktuelle transformatoren er en relativt kritisk komponent i det aktuelle 

området samtidig som den utgjør en driftsmessig utfordring med manglende spenningsreguleringsmulighet 

– spesielt når spenningsnivået i 300 kV-nettet etter planen blir senket (jf. beskrivelse av samordning 

med sentralnettet i kapittel 2.4 og avsnitt om spenningsforhold senere i dette underkapitlet) 


Minne sum 132 og 66 kV og utveksling 132 kV Vardal 

MW 

100 

75 

50 

25 

0 

-25 

-50 

-75 

-100 

-125 

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 

timer i 2009 

Minne sum 

Vardal utveksling sentralnett 

Figur 5. Varighetskurve sentralnettsutveksling Minne og Vardal (125 MVA transf.ytelse) 

Etterfølgende figur over viser effekten av bruk av regionalnettet for utveksling med Sverige over 132 kVforbindelsen 

Eidskog-Charlottenberg. Det framgår her at det har vært beskjeden utveksling med Sverige i 

2009 (med tilhørende liten regionalnettstransitt på strekningen Vang-Heradsbygd-Åsnes-Kongsvinger): 

Varighetskurve 132 kV-utveksling mot Sverige, linje Heradsbygd-Åsnes 

samt s-nettutveksling i Kongsvinger 

175 

150 

125 

100 

75 

MW 

50 

25 

0 

-25 

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 

-50 

-75 

-100 

timer i 2009 

Kongsvinger sun utv. Netto utv. Eidskog-Ch.berg Heradsbygd-Åsnes 

Figur 6. Varighetskurve s-nettsutveksling Kongsvinger med Sverige-utveksling og H.bygd-Åsnes 


Aldersfordeling 

Neste to figurer viser aldersfordelingen for ledninger og transformatorer. Den høye andelen ledninger som 

er mer enn 40 år gamle tilsier et relativt høyt reinvesteringsbehov i løpet av de nærmeste årene. 

Aldersfordeling linjer 

800 

700 

600 

500 

km 

400 

132 kV 

66 kV 

300 

200 

100 

0 

> 50 40-50 30-40 20-30 10-20 < 10 

Alder antall år 

Figur 7. Aldersfordeling luftlinjer 

Aldersfordeling transformatorytelse ekskl. generatortransformatorer ref. primær 

reg.nettnettspenning 

1200 

1000 

800 

MVA 

600 

132 kV 

66 kV 

400 

200 

0 

> 40 30-40 20-30 10-20 < 10 

År 

Figur 8. Aldersfordeling for transformatorer fordelt på 132 og 66 kV primærspenning 


Lengde kabel og luftledning 

I tabellen under er også kraftverksanlegg tatt med (blant annet de oppførte 5 km med 300 kV 

kabel). 

Antall km 66 kV 132 kV 300 kV 

Luftledning 1160 1071 149 

Kabel 51 21 5 

Tabell 3. Nettstatistikk linjer og kabler 

Transformeringskapasitet mellom spenningsnivåer i reg.nettet og fra reg.nett mot distr.nett 

Generatortransformatorer er ikke medtatt. Treviklingstransformatorer der den ene viklinga er mot generator 

eller har liten systembetydning (for eksempel lokalforsyning til stasjonen) er kun tatt med som toviklingsenhet. 

Systemspenning MVA Antall 

300/132/66 145/100/45 1 

132/66/11 260/260/240 3 

132/66/22 132/110/70 3 (den ene i reserve) 

132/132 125 0,436 (norsk andel) 

132/66 360 6 

132/22 876 31 

132/11 40 1 

66/22 928 59 

66/11 653 40 

Tabell 4. Nettstatistikk transformatorer 

Spenningsforhold/reaktiv effekt: 

Sentralnettet i området har problemer med periodevis høyt spenningsnivå. Det er derfor installert en 300 

kV reaktor på 100 MVAr i Fåberg. Statnett har besluttet at spenningsnivået i 300 kV-nettet generelt skal 

begrenses til normert øvre materiellgrense på 300 kV. I Rendalen har normalnivået ligget på nærmere 310 

kV helt siden anlegget ble bygd og omsetningsforhold på transformatorene er tilpasset dette 

(treviklingstransformator T2: 310/132/65 kV dessverre uten reguleringsmulighet). En eventuell senking av 

300 kV-nivået vil gi et spenningsnivå i underliggende 132 og 66 kV-nettet som både gir høyere nettap 

(beregnet til ca. 0,3 MW som årsgjennomsnitt) og gir problemer ved sammenknytning mot nabonett (132 

kV KVO-nettet nordover og 66 kV Koppang–Rena sørover). Spenningsforskjellen vil forhindre 

sammenkobling slik at flytting av delingspunkt vil innebære ”koblingsblunk” (med strømstans for kunder i 

66 kV-nettet). 

Den reaktive effekten i regionalnettet søkes regulert slik at summen av reaktiv effektutveksling mot sentralnettet 

blir null under tunglast. Ideelt sett bør reaktivforbruket produseres nærmest mulig forbruksstedene. 

Her benyttes kondensatorbatterier og aggregatmagnetisering i lokale kraftstasjoner. Da regionalnettet i stor 

grad drives parallelt med sentralnettet, er riktig trinning av transformatorene viktig for å unngå transitt av 

reaktiv effekt mellom sentralnettspunktene – spesielt i Vardal, Vang og Minne. På grunn av parallelldriften 

kan det allikevel være vanskelig å oppnå balanse i hvert enkelt utvekslingspunkt. 

Nettet ønskes drevet med så høy spenning som mulig. I 132 kV Østnettet er det en begrensning øverst i 

Valdres på ca. 142 kV med nåværende 22 kV spenningsnivå. På grunn av omsetningsforholdet på en del 

transformatorer ned til 11/22 kV distribusjonsnettsspenning lenger øst blir maksimal utgangsspenning fra 

Vang og Minne rundt 135 kV. I 66 kV-nettet er det også en del problemer med uheldig omsetningsforhold 

(60 kV i midtstilling samt lavt utgangsspenningsnivå i distribusjonsnettet) som begrenser muligheten for å 

heve dette spenningsnivået over en utgangsspenning fra sentralnettet på 66–68 kV. 


4.2.2 Regionale overføringsforhold 

Figur 9. Kart 

I forskjellige sammenhenger er det vanlig å dele de to fylkene i utredningsområdet i naturlige topografiske 

områder eller regioner: 

• Vest-Oppland bestående av Hadeland, Valdres og Gjøvik/Toten, 

• Gudbrandsdalen fra Lillehammer og nordover, 

• Østerdalen fra Elverum og nordover (ofte delt i Nord- og Sør-Østerdalen), 

• Sør-Hedmark (Solør-Odalen/Glåmdalen), 

• Hedmarken (tidligere skrivemåte ”Hedemarken”) om flatbygdene på østsida av Mjøsa. 

I de følgende underkapitlene er denne oppdelingen benyttet. 

Figuren under viser utviklingen av lokal vannkraftutbygging der oppgangen helt til høyre angir tilskuddet 

fra Otta-utbyggingen: 


Utvikling av middelprodusjon og tilgj. vintereffekt 

GWh 

8 000 

7 000 

6 000 

5 000 

4 000 

3 000 

2 000 

1 000 

0 

1900 1920 1940 1960 1980 2000 

År 

1600 

1400 

1200 

1000 

800 

600 

400 

200 

0 

MW 

Akkumulert årsprod. GWh 

Akkumulert vintereffekt MW 

Figur 10. Historisk produksjonstilgang 

Av total årsproduksjon utgjør bidraget fra de kraftverkene som er definert som magasinverk omkring 54 %. 

Den eneste registrerte kilde for elkraftproduksjon utenom vannkraft er fire produksjonsanlegg fra forbrenning 

av gass fra avfallsplasser litt sør i Lillehammer sentrum (GLØR), på grensen mellom Hamar og Løten 

(Heggvin), i Gjøvik og på Hadeland. Registrert effekt på i størrelsesorden 0,2-0,6 MW. I tillegg finnes et 

privat vindkraftverk (gardsmølle Lusæter) på 225 kW (0,5 GWh) i Heidal i Sel kommune idriftssatt i november 

2004. 

Områdekonsesjonær GWh 

EEV Nett 134 

Eidsiva energi Nett AS 580 

A/S Eidefoss 12 

Gudbrandsdal Energi AS 75 

Hadeland EnergiNett AS 74 

Nord-Østerdal Kraftlag AL 61 

Sør Aurdal Energi 58 

Valdres Energiverk AS 12 

Vang Energiverk 22 

VOKKS Nett AS 18 

Neste tabell angir hvor mye produksjon som er elektrisk tilkoblet 

de respektive distribusjonsnett (angitt ved midlere årsproduksjon) 

ved siden av totalt forbruk i de respektive områder. 

Energi GWh 

Effekt MW 

Område Målt Målt Netto 

Østerdalen 1069 266 271 

Solør-Odal 859 218 222 

Hedemarken 1408 348 354 

Gudbr.dalen 1448 369 376 

Tabell 5. Lokal produksjon og områdevis forbruk 

Vest-Oppland 2373 565 574 

Sum 7157 1766 1796 

Som kriterium for å tilordne kraftverk til distribusjonsnettet er det benyttet en definisjon av nettnivåtilknytning 

som inkluderer kraftverk der høyeste spenningsnivå ikke er over 22 kV i det nettanlegget som er 

direkte tilknyttet kraftverket. Ovenfor er det en tabell som angir områdevis energi- og effektsum for totalforbruk 

og registrert utkoblbart forbruk. Nettoverdi til høyre er i tillegg temperaturkorrigert (prognosegrunnlag) 

slik at denne nettoverdien dermed ikke er lik målt pluss utkoblbart uprioritert). 


4.3 Forbruksdata 

Neste to søylediagrammer framstiller effekt- og energiutviklingen for områdets totale elforbruk. Til tross 

for at det er flere områder med en markert forbruksøkning (gjelder spesielt hytteområdene), viser områdesummen 

en stagnasjon. 

Målt effektforbruk områdevis 

2 000 

1 800 

1 600 

1 400 

1 200 

M W 

1 000 

800 

600 

400 

200 

0 

1997 1998 1999 2000 t10 5.2.01 t9 3.1.02 t9 6.1.03 t9 21.1.04 t9 3.3.05 t9 6.3.06 t9 25.1.07 t9 19.12.07 t9 12.2.09 t9 8.1.10 

Vest-Oppland 472 460 481 497 547 507 498 484 494 486 485 503 518 566 

Gudbr.dalen 291 297 316 296 351 325 305 274 304 300 303 303 317 361 

Hedemarken 325 315 334 319 386 357 303 289 301 296 309 315 337 348 

Solør-Odal 184 191 205 202 230 226 190 184 185 182 187 190 195 218 

Østerdalen 219 245 248 246 283 268 221 225 222 221 221 226 237 258 

Sum 1492 1508 1583 1560 1796 1683 1516 1455 1506 1486 1505 1538 1604 1752 

Figur 11. Forbruksstatistikk effekt 

Målt energiforbruk områdevis 

8 000 

7 000 

6 000 

5 000 

G W h 

4 000 

3 000 

2 000 

1 000 

0 

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 

Vest-Oppland 2169 2291 2268 2269 2425 2359 2160 2316 2372 2273 2352 2403 2352 

Gudbr.dalen 1358 1403 1418 1392 1482 1430 1304 1360 1456 1491 1500 1517 1544 

Hedemarken 1351 1408 1411 1383 1457 1404 1263 1310 1337 1333 1366 1401 1419 

Solør-Odal 862 900 895 885 933 864 768 857 846 841 830 743 758 

Østerdalen 1062 1093 1060 1081 1124 1083 996 1021 1016 1025 1048 1061 1086 

Sum 6803 7095 7051 7011 7421 7140 6490 6863 7027 6963 7095 7125 7160 

Figur 12. Forbruksstatistikk energi 


5. FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 

En vurdering av framtidig kapasitetsbehov i elnettet er todelt: 

1. Scenarier: Hva er mulige framtidige utviklingstrekk (politiske beslutninger og næringsutvikling) 

og hvor sannsynlige er de forskjellige framtidsbilder. 

2. Konsekvenser av de enkelte scenarier i punkt 1: Analyse av scenariepåvirkningen på enkeltprosjekter 

og hvilken betydning usikkerheten har for nettstrukturen? 

Kraftsystemutredningen for sentralnettet inneholder en del formuleringer av mulige utviklingstrekk og 

tilhørende nettkonsekvenser. Ingen av disse berører i vesentlig grad innlandsfylkene Hedmark og Oppland 

(som ligger i ”oljeskyggen” og relativt langt unna de store utenlandsforbindelsene). Til en viss grad kan 

enkelte framtidsbilder påvirke overføringsbehovet mellom Trøndelag og Østlandet der den mest sannsynlige 

traséen går gjennom Gudbrandsdalen, men gjeldende sentralnettsutredning har ikke med dette som 

noe konkrete prosjekt. 

Lokalt i Hedmark og Oppland er det lansert to strategiske satsingsområder som begge er direkte energirelatert: 

• Utnyttelse av gjenværende ikke utbygd vannkraftpotensial. 

• Utnyttelse av lokale bioenergiressurser fra landbruket. 

Mulig generell utvikling: 

• Storstilt overgang til varmepumper som oppvarmingsmetode i boliger: Der dette erstatter panelovner, 

bør det medføre et redusert elforbruk (sjøl om enkelte undersøkelser tyder på at energigevinsten 

i fyringsperioden helt eller delvis oppveies av kjøleforbruket om sommeren). Ved varmepumpeerstatning 

av andre oppvarmingsmetoder, vil elforbruket rimeligvis øke. 

• Betydelig overgang til elektrisk drift av bilparken med tilhørende ledebehov. 

• Krav om kabling: Dette vil åpenbart medføre betydelige investeringer med tilhørende samfunnsøkonomiske 

kostnader tilsvarende prisdifferansen mellom luftnett og kabel (som øker med spenningsnivået). 

Sannsynligheten for at miljøkrav på grunn av estetiske forhold, elektromagnetiske felt eller 

frigjøring av arealer skal resultere i slike forskrifts- eller lovbestemmelser i løpet av få år, må anses 

som moderat. 

Utenom energisektoren er scenariespekteret i hovedsak begrenset til tanker rundt den generelle konjunkturutviklingen 

og momenter som påvirker markedsprisnivået på de andre energiformene – noe distriktet har 

felles med i hver fall resten av det nordiske elspotområdet. Dette gjelder også den generelle klimautviklingen 

som innebærer økt vannkrafttilsig og reduksjon av energiforbruk til oppvarming. Spesielt kan en 

redusert snøleggingsperiode få stor betydning for utviklingen av vinteraktivitetsområdene som er bakgrunnen 

for flere av de nettforsterkningsprosjektene som er nevnt i dette dokumentet og de som tidligere er 

gjennomført. 

En klimautvikling med mer såkalt ”ekstremvær” (vind og bløtsnø) vil dessuten kunne medføre høyere nettfeilhyppighet 

og tilhørende avbruddskostnader. I følge informasjon fra meteorologisk fagkompetanse vil 

det for innlandsområdet spesielt måtte forventes økt hyppighet av nedbørsperioder med bløt og tung snø. 

Konsekvensen av de to nevnte lokale momentene er, med det som foreligger av konkrete planer, ansett å 

ha liten innvirkning på de investeringstiltakene som er nevnt i denne utredningen. Generelt vil bioenergi 

brukt som varmekilde i lokale fjernvarmenett (eventuelt supplert med noe elproduksjon) erstatte elektrokjeler 

(og oljebrennere) og dermed avlaste elnettet med uprioritert forbruk i byer og tettbygde områder. 

Videre vil dette redusere behovet for ny nettkapasitet til utbyggingsområder. 

5.1 Kraftutbyggingsprosjekter i Hedmark og Oppland 

Neste tabell angir noen av prosjektene som er under vurdering: 


Prosjekt Kommune Utbygger Planl. eff. Prod. 

[MW] [GWh] 

Rosten Sel OE 85 204 Søkn. i juni 2009 

Ula Sel OK 7,2 21 

Vulu Skjåk ØO 9 25,4 

Stamåe Skjåk ØO 2,8 7,8 

Pillarguri Sel/Vågå OK/EF 80-95 

N. Otta Pillarguri/ 

280-380 

Åsåren 

Storrusten Sel OK 25 100 

Smådøla Lom EF 13 

Kons.søknad på 

49 

høring 2009. 

Kåja Nord-Fron OK 34 125 

Bygdin Vang OK 5,4 19 Lagt på is 

Vinsteren Øystre Slidre OK 2,3 10 Lagt på is 

Øyangen Nord-Fron OK 8 32 Lagt på is 

Rendalen Rendalen OK 94 37 Under bygging 

Kongsvinger Kongsvinger EVk 21 70 Under bygging 

Nytt Einunna kraftverk Folldal ØKAS/OK 21 92 

Tolga Tolga OK 32-44 140-190 

Sum 440-454 1211-1312 

Tabell 6. Større kraftutbyggingsprosjekter 

Analyse av nettilknytningsløsning for prosjektene i Otta og Lågen foreligger i form av en rapport datert 

november 2007 og et oppsummeringsnotat fra mai 2008 fra konsulentselskapet SWECO (vedlegg 7.3). 

Noen sentrale momenter fra rapporten: 

• Analysen viser at med full utbygging vil gunstigste alternativ for de to største kraftverkene, Rosten 

og Pillarguri/ Åsåren (Nedre Otta), være tilknytning til Vågåmo via ny 132 kV-ledning. Et alternativ 

med 66 kV-tilknytning er beregnet å være 76 MNOK dyrere (høye nettap). Dette innebærer 

imidlertid at sum produksjonskapasitet i dette 132 kV-nettet (med Øvre Otta) overstiger transformeringskapasiteten 

132/300 kV i Vågåmo på 300 MVA. Tilnærmet full produksjon i alle kraftverkene 

vil kunne inntreffe i korte perioder på ettersommeren/høsten med nedbør etter oppfylling av 

magasinene. For å unngå en kostbar utvidelse av transformeringskapasiteten må kapasiteten på 132 

kV-forbindelsen Vågåmo-Osbu-Aura vurderes sammen med mulig transformering fra 132 til 66 kV 

i Vågåmo eller ett av kraftverkene for å unngå produksjonstap. 

Sårbarhet ved eventuelt transformatorhavari forutsettes tidsbegrenset til ca. en måned som er Statnetts 

anslag for å kunne transportere og tilkoble en erstatningsenhet (sannsynligvis noe mindre 

ytelse enn 300 MVA). 

• Storrusten kraftverk forutsettes tilknyttet eksisterende 66 kV-linje mellom Heggerusten og Bolongen 

med normaldrift mot Vågåmo. Det forutsettes at kraftverket defineres innenfor det området i regionalnettet 

der Statnett vil praktisere den såkalte innfasingstariffen. 

• Øyom kraftverk forutsettes tilknyttet 66 kV-nettet under Nedre Vinstra. 

• Smådøla vil bli tilknyttet 22 kV-nettet under Nedre Tessa – noe som krever økning av transformatorkapasiteten 

22/66 kV til 20 MVA i denne stasjonen. 

I de forskjellige alternativene framkommer noe varierende behov også for å øke transformeringskapasiteten 

mellom 300 og 66 kV i de to 300 kV-tilknytningspunktene. For Nedre Vinstra er behovet for kapasitetsøkning 

beregnet til å ligge mellom 40 og 90 MVA. For alternativene med de to største kraftverkene tilknyttet 

66 kV-nettet er kapasitetsbehovet 300/66 kV i Vågåmo beregnet til mellom 220 og 190 MVA. Nåværende 

enhet har en ytelse på 107 MVA. 


Figur 13. Plassering av planlagte kraftverk 

Øvrige kommentarer til noen av prosjektene i tabellen: 

Dersom prosjektene i Nord-Gudbrandsdalen blir realisert, forutsettes produksjonen å komme innenfor Statnetts 

nettavregningsprinsipper for innfasingstariff for det definerte området Midt-Norge (der grense mot 

sør i 66 kV-nettet er satt til Bolongen transformatorstasjon). 

I tillegg til Åsårenprosjektet har Eidefoss utarbeidet et forprosjekt for Nedre Smådøla kraftverk (hovedalternativ 

48,5 GWh/13,1 MW). Smådøla har utløp i sjøen Tesse. Kraftverket vil utnytte den nedre del av 

fallet i dette vassdraget. 

Det er også sendt konsesjonssøknad for nytt Einunna kraftverk med en effektøkning fra dagens 9,3 til 20 

MW (både økt fallhøyde og slukeevne). Dette innebærer at dagens 22 kV-tilknytning må suppleres med 66 

kV-forbindelse til Alvdal transformatorstasjon. 

Arbeidet med ututvidelse av Kongsvinger kraftverk med et aggregat nummer to er i gang. Nåværende aggregat 

har en slukeevne på kun 240 m 3 /s (tilsvarende ca. 20 MW) som medfører vanntap i store deler av 

sommerhalvåret. Det nye aggregatet vil muligens bli på 21 MW. Nettilknytningen er planlagt supplert med 

en 132 kV-forbindelse til linje Kongsvinger-Skarnes i tillegg til nåværende 22 kV-tilknytning. Denne regionalnettstilknytningen 

vil medføre en nettapsgevinst og mer stabile driftsforhold for produksjonen. Dette 

er hovedbegrunnelsen for å anbefale dette alternativet i forhold til et vurdert alternativ med 22 kVforsterkning 

som er beregnet å medføre omtrent de samme investeringskostnadene. Planlagt idriftsettelse er 

årsskiftet 2010/2011. 


Tilsvarende utvidelse med nytt aggregat i Rendalen kraftverk er også under bygging. Dette er beregnet å gi 

37 GWh som produksjonsøkning. 

Fullført utbygging i Øvre Otta har gitt en tilgang på 99 MW/360 GWh i Øyberget kraftverk og 76 MW/165 

GWh/år i Framruste kraftverk. Dette har økt med ca. 120 GWh etter nylig fullført overføringstunnel mellom 

de to hovedmagasinene (Breidals- og Raudalsvatnet). 

Småkraftverkspotensial 

Generelt er det en økende interesse for bygging av private mini- og mikrokraftverk. Noen prosjekter er 

allerede realisert. Fra NVEs småkraftverksoversikt er følgende to grafiske framstillinger hentet: 

Hedmark - Potensiale for småkraftverk 

120,0 

0 

100,0 

35 

1000-9999 

kW mellom 3- 

5 kr 

80,0 

11 

50-999 kW 

mellom 3-5 kr 

GWh 

60,0 

20 

0 

1000-9999 

kW under 3 kr 

16 

40,0 

20,0 

0,0 

10 

13 

0 

8 

0 

0 0 

20 

9 

0 0 

0 

6 

0 

27 

20 

3 

0 

0 

23 

0 

8 

19 

7 

0 

52 

7 

16 

17 

10 

4 

0 

7 

9 

5 0 

4 

6 

16 16 

0 

7 

0 

0 

5 

20 

15 

50-999 kW 

under 3 kr 

Samlet Plan 

1000-9999 

kW 

Kongsvinger 

Hamar 

Ringsaker 

Stange 

Nord-Odal 

Sør-Odal 

Eidskog 

Grue 

Åsnes 

Figur 14. Småkaftverkspotensial i Hedmark 

Elverum 

Trysil 

Åmot 

Stor-Elvdal 

Rendalen 

Tolga 

Tynset 

Alvdal 

Folldal 

Os 

Oppland - Potensiale for småkraftverk 

160,0 

140,0 

0 

15 

1000-9999 

kW mellom 3- 

5 kr 

120,0 

28 

0 

7 

0 

20 

50-999 kW 

mellom 3-5 kr 

21 

100,0 

GWh 

49 

0 

80,0 

81 

20 

5 

60,0 

19 

0 

40,0 

22 

0 

60 

38 

20,0 

38 5 0 

0 29 

7 

9 

0 

16 

0 

6 

9 

11 

0,0 0 0 

0 0 0 

Figur 15. Småkraftverkspotensial i Oppland 

0 

42 

0 

8 

44 

16 

0 

31 

0 

6 

24 

0 

0 

4 

5 

6 

9 

29 

39 

10 

21 

11 

25 

20 

15 

0 

13 

8 7 8 

0 0 0 0 0 2 

2 30 0 

0 

4 

0 

0 

Lillehammer 

Gjøvik 

Dovre 

Lesja 

Skjåk 

Lom 

Vågå 

Nord-Fron 

Sel 

Sør-Fron 

Ringebu 

Øyer 

Østre Toten 

Vestre Toten 

Jevnaker 

Gran 

Søndre Land 

Nordre Land 

Sør-Aurdal 

61 

0 

7 

0 

12 

0 

7 

0 

33 

16 

3 

0 12 

60 

0 

10 

10 

33 

18 

21 23 

0 

Etnedal 

Nord-Aurdal 

Vestre Slidre 

Øystre Slidre 

Vang 

1000-9999 

kW under 3 kr 

50-999 kW 

under 3 kr 

Samlet Plan 

1000-9999 

kW 


Kjente aktive prosjekter under konsesjonsbehandling eller bygging: 

Prosjektnavn 

Kommune/tilkn.pkt. Effekt Årspr./ vinterpr. 

[GWh] 

i reg.nettet [MW] 

Status/merknad 

Glesåa Åmot/Osa kraftverk 2,2 6,6 / 2,2 Idriftssatt januar 2009 

Fall Søndre Land/Fall 5 19 Erst. Skrankefoss fra mai 2009 

Islandsmoen Sør-Aurdal/Bagn 0,265 1,0 / 0,25 Kons.søknad sendt feb. 2007 

Kvennfossen Sør-Aurdal/Begna 3,7 8,7/21 Kons.søknad sendt mars 2008 

Veslefallet Stor-Elvdal/Koppang 4,8 16,5 / 6 Idriftssatt 21.4.2010. 

Landbekken Stor-Elvdal/Koppang 0,35 MVA 1,35 / 0,55 Kons.søknad sendt jan. 2008 

Hoel Åsnes-Grue/Åsnes 0,097 

Syversætre foss Åsnes/Åsnes 2 8,8/2,1 Konsesjon 13.10.2008 

Børjåa Eidskog/Eidskog ~ 0,2 

Nye Svatsum Gausdal/Roppa ~ 1,5 

Øvre Kivfallet Rendalen 0,82 1,6/4,2 Konsesjonssøkt 17.12. 2008 

Måråe Skjåk 0,68 3,2 Konsesjonssøkt 12.4.2010 

Lågen Lesja-Dovre 2,5 Konsesjonssøkt 

Skjerungsåa Sel/Otta 1,5 MVA 2,2 Konsesjonssøkt 

Øla Nord-Fron 1,7 7 Konsesjonssøkt 

Storefoss Øystre Slidre 1,4 6 Konsesjonssøkt 

Kvitvella Nord-Aurdal 1,4 5 Konsesjonssøkt 1.9.2009 

Kvernum bruk Østre Toten/Kraby 0,64 2,4 /1,35 Konsesjon avslått høsten 2008 

Folla Folldal 2 

Tabell 7. Småkraftprosjekter under realisering (summert: ca. 14 MW i hvert fylke) 

I tillegg er det søkt om opprusting og utvidelse av Holsfossen (under Lunde transformatorstasjon) med nytt 

aggregat på 2,3 MW og energiøkning fra 2,9 til 9,8 GWh. 

Prosjekter i vurderings- eller planleggingsfase: 

Prosjektnavn 

Kommune/tilkn.pkt. i Effekt Årspr./ vinterpr. 

[GWh] 

reg.nettet [MW] 

Merknad 

Hovda Stor-Elvdal/Rødsmoen ~ 7 

Rogna Stor-Elvdal/Koppang 1,8 1,6/0,5 

Staibekken Stor-Elvdal/Koppang 0,28 0,3/0,1 

Trya Stor-Elvdal/Koppang 1,5 1,4/0,4 

Kålåsmyrfallet Stor-Elvdal/Koppang 4-5 

Neta Stor-Elvdal/Koppang ~ 1,5 

Abborsjøbekken Stor-Elvdal/Koppang ~ 0,5 

Eldåa Stor-Elvdal/Koppang ~ 1 5,2 

Svestadbekken Stor-Elvdal/Koppang 0,4 

Deia Åmot/Osa kraftverk 2,8 12,2 

Åsta Åmot/Rena Rehabilitering av gammelt anl. 

Høvringåa Sel/Eidefossen 2,7 

Ula Sel/Otta 4,2 12 Fra dam 

Øyangen Nord-Fron/Vinstra 8 

Vinsteren Nord-Fron/Vinstra 2,5 

Øla Nord-Fron/Vinstra 4 

Mølmsåa Lesja 2,7 Svært usikker 

Grøna Lesja Svært usikker 

Nore Lesja 3,5 

Lågen Lesja/Dovre 2,5 

Gravåe 

Sel 

Senda Vågå 0,3 


Prosjektnavn 

Kommune/tilkn.pkt. i Effekt Årspr./ vinterpr. 

[GWh] 

reg.nettet [MW] 

Merknad 

Div. prosjekter Vågå/Nedre Tessa 1 

Div. prosjekter Lesja/Lora 1 

Holongen Vågå 0,6 

Bessa Vågå 2,5 

Einbugga Dovre 2,2 

Vulu Lom 2 8 

Tverråa vest Lesja 

Rinda Vågå 0,5 

Grøna Vågå 0,2 

Øy Vågå 0,2 

Bøvre Lom 0,16 1,1 

Helga Lom 0,255 1,0 

Bergdøla Sel (Heidal) 0,2 1,4 

Mosåa Øyer 1-2,8 8-11 

Nedrefoss Øystre Slidre 

Ygna 

Øystre Slidre 

Geispa 

Nord-Aurdal 

Sum: 7 

Bjørgoelva Nord-Aurdal 

(0,4–1,4) 

Sum: 27 (1,5–6) Forprosjektering 

Leirelva Nord-Aurdal 

Jomesåne Vestre Slidre 

Trehørningen Hamar / Furnes 8 MVA Varmekraftverk 

Kvernbekken Alvdal 0,1 

Storbekken Alvdal 1 

Dagdylju Folldal 0,15 

Kakella Folldal 1,5 

Neka Rendalen 0,7 

Nordre Haukåa Rendalen 0,1 

Søndre Haukåa Rendalen 0,1 

Renåa Rendalen 1 

Anda Rendalen 0,25 

Sandbekken Rendalen 0,25 

Kverninga Rendalen 1 

Lona Tolga 0,25 

Møkkelbekken Tolga 0,25 

Toljefossen Tolga 0,3 

Staisbekken Tynset 0,25 

Fossbekken Tynset 

Mølnarbekken Tynset 0,03 

Riva Tynset 1 

Tabell 8. Planlagte småkraftprosjekter (summert: ca. 35 MW i Hedmark og 38 MW i Oppland) 

5.2 Planer for utbygging av alternativ energi 

Følgende informasjon om innlandsfylkene er mottatt fra Eidsiva Fjernvarme AS: 

Området har i følge offisiell statistikk en andel bioenergiforbruk på nærmere 20 % (1,9 TWh) av det stasjonære 

forbruket. Nasjonal andel er knapt 10 %. Med en andel avvirkning av rundtømmer på over 40 % av 

det norske kvantumet på vel 8 mill. m 3 , gir skogsarealet i fylkene et fortsatt uutnyttet bioenergipotensial 

som er stipulert til rundt 1 TWh – det vil si totalt omkring 3 TWh. En betydelig andel av dette potensialet 

er forutsatt knyttet til fjernvarmeprosjekter fordelt på følgende utbygginger: 


200-300 GWh i Hedmark: Hamar, Kongsvinger, Trysil, Brumunddal, Rena og Kirkenær. 

200 GWh i Oppland: Gjøvik, Raufoss, Lillehammer og Lena. 

Oversikt over eksisterende fjernvarmenett framgår i kapittel 4.1. Kommentar til noen av prosjektene: 

1) På Lillehammer er det utredet flere alternative energiressurser for et fjernvarmesystem med utgangspunkt 

i varmepumpeløsninger eller bioenergi i størrelsesorden 4,4 til 8 MW og 10–20 GWh. 

Fjernvarmeutbyggingsprosjektet er igangsatt. Totalt potensial er anslått til ca. 60 GWh med første varmeleveranse 

(gassfyrt) høsten 2010. 

2) Gjøvik: Eidsiva Bioenergi har overtatt tildelt konsesjon fra et annet selskap. Her er potensialet beregnet 

til 150 GWh (inklusive 80 GWh damp). 

3) Beitostølen: Et flisfyrt anlegg med ytelse på 2 MW og 10 GWh er planlagt. 

4) Trysil: Trysil Fjernvarme AS har utvidet fjernvarmenettet fra Innbygda sentrum opp til turistsenteret i 

Trysilfjellet dimensjonert for en maksimaleffekt på 5,5 MW. Det vurderes et utviklingsprosjekt med gassifisering 

av flis med elektrisitetsproduksjon på ca. 1 MW. 

5) Kirkenær: Her er det satt i drift et anlegg for mottak og forbrenning av impregnert treavfall. Dette gir 

dessuten tilstrekkelig overskuddsenergi til å drive en generator på ca. 2 MW. 

6) Hamar: I området Trehørningen bygges nå en ny varmesentral med avfallsforbrenning kombinert med 

elproduksjon (8 MVA, 40 GWh/år). Planlagt varmeproduksjon med 30 MW termisk effekt: 50 GWh damp 

og 100 GWh fjernvarme. Anslått gjenværende potensial i Hamar: ca. 120 GWh. 

7) Kongsvinger: Nåværende fjernvarmenett omfatter byområdet nord for Glomma (gjenværende potensial: 

ca. 20 GWh). Utbygging på sørsida av elva er under vurdering (ca. 30 GWh). 

Finansieringsmulighetene fra Energifondet, som forvaltes av Enova, har stor betydning for endelig vedtak 

om bygging og gjennomføring av tiltak innen energisparing og ny miljøvennlig energi. 

5.3 Effektprognoser 

Med utgangspunkt i prognoser for effektutviklingen for forbruket under de enkelte regionalnettspunkter gir 

det følgende områdeverdier i kommende 10-årsperiode: 

Prognose prioritert forbruk områdevis, fra temp.korr. basis 2009/10 

MW 

2000 

1800 

1600 

1400 

1200 

1000 

800 

600 

400 

200 

0 

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

Vest-Oppland 576 579 582 584 587 590 592 595 597 600 

Gudbr.dalen 380 384 388 392 396 400 403 407 411 415 

Hedemarken 355 357 358 359 361 362 364 365 366 368 

Solør-Odal 222 222 223 223 223 223 224 224 224 224 

Østerdalen 272 274 275 277 279 280 282 283 285 287 

Sum 1806 1816 1826 1836 1845 1855 1865 1874 1884 1894 

Figur 16. Prognosert effektforbruk (gjennomsnittlig årlig økning på ca. 0,5 %) 


Tilsvarende lav prognose for utviklingen anses å være representert ved en stagnasjon i forbruksutviklingen 

– det vil si siste vintersesongs effektregistreringer. 

En motsatt utvikling med høyt alternativ tilsvarende basisprognose pluss ca. 0,5 %/år i tillegg til de individuelle 

lastøkningene nevnt i neste kapittel gir: 

Prognose prioritert forbruk områdevis, høy prognose 

MW 

2000 

1800 

1600 

1400 

1200 

1000 

800 

600 

400 

200 

0 

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

Vest-Oppland 579 585 590 596 601 607 612 618 623 629 

Gudbr.dalen 382 388 394 399 405 411 417 422 428 434 

Hedemarken 357 360 363 367 375 383 386 389 392 396 

Solør-Odal 223 225 226 227 229 230 231 233 234 235 

Østerdalen 274 277 280 283 286 289 292 295 298 301 

Sum 1816 1834 1853 1872 1896 1919 1938 1957 1975 1994 

Figur 17. Effektutvikling, høy prognose 

5.4 Nettanalyser av framtidig utvikling av kraftsystemet 

Når det gjelder konsekvenser av kraftutbyggingsplaner, er det senere i denne utredningen nevnt noen prosjekter 

som betinger ny regionalnettstilknytning. I tillegg vil planene om spenningsheving fra 66 til 132 

kV nord for Tynset bli påvirket av om Tolga kraftverk blir bygd. Dette vil medføre en svært nyttig innmating 

i et underskuddsområde. Fordelene er økt leveringssikkerhet (på grunn av at kapasiteten nordfra i 66 

kV-nettet til TrønderEnergi gir full forsyningsreserve i større deler av året), nettapsgevinst (spesielt om 

vinteren) og stabilisering av spenningen med økt kortslutningseffekt og ”stivere” nett. 

Referert til scenarieformuleringen i innledningen til kapittel 5 er høy og lav prognose i lastflytberegningen 

for stadium 2019 referert til følgende utviklingstrekk med følgende utbyggingsplaner: 

• Høy prognose med følgende utbygging: 

o 

o 

Nytt sjukehus for Hamarområdet bygges ved Sanderud med økt belastning som krever gjennomført 

tiltak som angitt i kapittel 5.5.7 – inklusive ny transformatorstasjon (ekstralast 5 

MW). 

Fortsatt utvikling i vinterturistområdene som innebærer gjennomføring av følgende tiltak referert 

kapittel 6.2: Nr. 13 (ny transformatorstasjon ved Kvitfjell), økning av transformatorkapasiteten 

i Trysil, tiltak 21 (økning av transformatorkapasiteten i Rybakken) samt ny transformatorstasjon 

ved Skei i Gausdal (nevnt i 2008-versjonen av dette dokumentet). Videre hyttebygging 

som resulterer i tiltak mr. 15 (ny transformatorstasjon i Stange sør). 


o 

Generell utvikling: Klimautvikling med overgang til ”gammeldags” vintertemperatur med 

normal snøleggingsperiode (betydning for utviklingen i hytte- og fritidsområdene i fjellet), avtrappende 

bioenergisatsing, positiv konjunkturutvikling og lave kraftmarkedspriser (lave priser 

på olje/gass/kull). Videre kan en storstilt overgang til elektrisk framdrift av bilparken gi merkbar 

lastøkning for batterilading. 

• Moderat utvikling: Utvikling blir slik at tiltak nevnt ovenfor ikke er nødvendig å gjennomføre. For 

øvrig iverksettes de øvrige tiltakene der forutsetningene i stor grad er oppfylt eller besluttet gjennomført. 

Som generell utvikling er det tatt utgangspunkt i følgende: Fortsatt milde vintre og redusert snøleggingsperiode, 

fortsatt betydelig bioenergiutbygging, negativ generell konjunkturutvikling og høye 

kraftpriser (økning av priser på fossil energi og dårlig kraftbalanse i prisområdet). Dette er antatt å innebære 

en utflating av effektutviklingen på nåværende nivå. 

Det er ingen hovedforbindelser som er i nærheten av kapasitetsgrensen. Utgangspunkt for nettforsterkninger 

vil oftest være driftssikkerhet/reserve og teknisk tilstand (først og fremst stolpekvaliteten) eventuelt 

kombinert med nettapsinnsparing. 

5.5 Kost/nytte av alternative prosjekter 

I forhold til forrige revisjon av dette dokumentet er de prosjekter som ikke er fullført opprettholdt. 

5.5.1 Kongsvinger kraftverk – ny 132 kV-tilknytning 

Det er gitt konsesjon på utvidelse av kraftverket med et nytt aggregat og byggeprosess startet i 2008. I den 

forbindelse er det foretatt en nettanalyse med alternativene forsterkning av eksisterende 22 kV-forbindelse 

mellom kraftverket og Kongsvinger transformatorstasjon og ny 132 kV-tilknytning til ledningen Kongsvinger-Skarnes 

som passerer en snau km fra kraftverket. Konklusjonen ble at sistnevnte alternativ er økonomisk 

og driftsteknisk gunstigst. Eksisterende transformering mellom maskinspenning og 22 kV vil bli 

opprettholdt av nettaps- og driftsmessige årsaker for å kunne benytte vinterproduksjonen direkte for lokalforsyning. 

Da dette er en del av kraftutbyggingsprosjektet, er ikke nettanlegget kalkulert separat. 

5.5.2 Beito transformatorstasjon 

Beitostølen 

Skrautvål 

Figur 18. Linjekart Valdres – Beito transformatorstasjon 

Behovet for å styrke forsyningen av Beitostølområdet med dekning av en rask belastningsutvikling er analysert 

av Valdres Energiverk. Optimal utbyggingsplan innebærer de tiltak med 22 kV-forsterkning som er 

gjennomført i de siste årene. På grunn av at lastøkningen har vært raskere enn tidligere forventet, tas det 

sikte på å få bygd stasjonen så snart det er praktisk mulig, opprinnelig planlagt til vintersesongen 

2010/2011. De tre 22 kV-linjene fra henholdsvis Kalvedalen, Lomen og Heggenes som nå forsyner områ- 


det er nå nærmest fullastet under tinglast. Prosjektrapport fra VEAS: ”Raudalen transf.stasjon” datert 

11.9.2002 er senere supplert med ytterligere utredninger. Da det ikke er realistisk med ytterligere 22 kVledninger 

for å forsterke kapasiteten, er det i praksis ingen reelle alternativer til å bygge transformatorstasjonen. 

Den rimeligste tilknytningen var å bygge en 132 kV T-avgrening på linja mellom Kalvedalen og 

Heggenes som en ca. 2,6 km luftlinje (kalkulert til ca. 20 mill. kr) fram til planlagt tomt for stasjonen rett 

nedenfor tettbebyggelsen ved Beitostølen. Dette er foreløpig kalkulert til ca. 20 mill. kr. Et kabelalternativ 

over sjøen Øyangen var kalkulert til å bli 6-7 mill. kr dyrere. 

Det ble gitt konsesjon på luftlinjealternativet høsten 2008, men konsesjonen er påklaget til OED. Departementet 

endret NVEs konsesjonsvedtak i brev datert 10.9.2009 i favør av det nevnte kabelalternativet. Denne 

saksbehandlingen har medført at tidligste idriftssettelsestidspunkt er forskjøvet ca. et år til vintersesongen 

2011/2012. 

Valget av en T-avgreningsløsning for dette prosjektet er diskutert med systemansvarlig som har bedt om en 

vurdering av en fullverdig koblingsstasjon i Raudalen avgreningspunkt. Imidlertid har det aktuelle nettet to 

T-avgreninger til – henholdsvis ved Hyggjande og Slidre. Dersom det kreves nettoppgradering for å oppnå 

en vernmessig renere nettstruktur i området, synes det å gi en bedre løsning å bygge koblingsstasjonen ved 

punktet Hyggjande og eventuelt på et senere stadium utvide løsningen ved å erstatte ledningen Hyggjande– 

Slidre med en dobbeltledning med et tilhørende fjerde linjefelt i koblingsstasjonen. Denne koblingsstasjonen 

er foreløpig ikke tatt med økonomisk i Beitoprosjektet. 

5.5.3 Ny transformatorstasjon ved Fagernes (Skrautvål) 

22 kV nettet til Valdres Energiverk forsynes fra 132/22 kV transformator tilknyttet Lomen kraftverk – 20 

MVA, Kalvedalen kraftverk – 10 MVA (treviklingstransformator 132/22/7 kV), Faslefoss kraftverk – 20 

MVA, Åbjøra kraftverk – 20 MVA samt fra Heggenes transformatorstasjon – 20 MVA og Fossheimfoss 

småkraftverk – 2 MVA (forsyning på 22 kV-nettet). 

Kalvedalen og Lomen forsyner i tillegg Vang Energiverk. 

22 kV nettet i området er opprustet i tidsrommet 1977 til 1995 og vurderes som relativt godt dimensjonert. 

Imidlertid er forsyningen i Fagernesområdet svært anstrengt i tunglastperioden. 

Ved normal drift og normal driftsdeling er transformatoren i Faslefoss fullastet dersom aggregatet står. 

Belastninger: 

MW 

Faslefoss 23,0 

Åbjøra 9,0 

Heggenes 14,0 

Kalvedalen 6,0 

Lomen inkl. Fossheim 13,0 

Sum 65,0 

Fordelingsnettet drives optimalt tapsmessig så langt dette er praktisk og driftsmessig mulig. Samtidig er 

begrensninger av KILE-kostnader ved driftsforstyrrelser forsøkt hensyntatt. 

Ved større feil i Faslefoss på transformator eller 22 kV samleskinner under tunglastperioden klarer en ikke 

å opprettholde strømforsyningen i Fagernesområdet, dvs. at kravet til N-1 ikke etterkommes. 

Beregninger og utfallsanalyse viser at det er en underdekning på ca. 3 MW selv når en tar inn reserveforsyning 

fra naboverkene Sør Aurdal Energi og Hallingdal Energi nett. 

Spenningsfallet blir ca. 8 %. Det er installert et kondensatorbatteri på 1200 kVAr i Fagernesområdet for 

bl.a. for å redusere spenningsfallet ved reserveforsyning og tap. 

En ny transformatorstasjon for sikring av strømforsyningen i området ble første gang behandlet i kraftsystemplanen 

for Oppland 1998–2002 som konkluderte med en plassering av en ny transformatorstasjon i 

Skrautvål ved Kjørlisaga. Denne plasseringen vil i tillegg forbedre forsyningssituasjonen ved utfall av 

Heggenes og Lomen. 

Referert kartutsnittet over er transformatorstasjonen tenkt plassert under 132 kV-ledningen mellom Åbjøra 

og Heggenes. Det var behov for ytterligere dokumentasjon og beregning av samfunnsøkonomisk lønnsomhet 

før en eventuell konsesjonssøknad på ny stasjon sendes NVE. Det ble i tilknyting til 2004-revisjonen 

av kraftsystemutredningen utført en lokal kraftsystemutredning for dette området som dokumenterer behovet 

for ny transformatorstasjon i Skrautvål. Med bakgrunn i redusert belastningsutvikling i forhold til tidli- 


gere prognoser er planlagt realiseringstidspunktet for denne transformatorstasjonen under vurdering og vil 

tidligst bli etablert i 2013-2014. 

Kostnadsoverslag er ca. 20 mill. kr for et stasjonsanlegg med en 132/22 kV transformator på 20 MVA og 

ca. 3 stk 22 kV linjefelter. Som underlag for prosjektet henvises til egen rapport fra VEAS: ”Faslefoss 

kraftverk” datert 27.9.2002. 

Med bakgrunn i at behovet er knyttet til økt innmatingskapasitet i distribusjonsnettet, er alternativet til en 

ny stasjon å øke transformeringskapasiteten i Faslefoss kraftverk. Dette alternativet innebærer høyere anleggskostnader 

og gir høyere kostnader i distribusjonsnettet da kraftverket er lengre unna lasttyngdepunktet 

enn den påtenkte transformatorstasjonen. 

5.5.4 Raufoss industripark 

Det er utarbeidet og vedtatt en reinvesteringsplan for høyspentnettet som går ut på å erstatte dagens sju 

regionalnettsanlegg (66 kV) med tre stasjoner og standardisere på 11 kV som høyspent distribusjonsnettspenning 

(mesteparten del 5 kV i dag) over en periode på 10 år med et kostnadsestimat på ca. 40 mill. 

kr. 

Hovedbegrunnelsen for prosjektet er at den tekniske levetida for regionalnettsanleggene er definert som 

utløpt i kombinasjon med at industrivirksomheten har generelt svært høye avbruddskostnader. 

Bjugstad-tangen 

Gjøvik transf.st. 

Transf. Vest 

RA1 

Transf. Elva 

Transf. Nord 

Transf. Sporet 

Transf. Vakta 

Transf. Syd 

Figur 19. Prinsippskisse dagens 66 kV anlegg Raufossnett 

Bjugstad-tangen 

Gjøvik transf.st. 

Transf. Nord 

Transf. Vest 

Transf. Vakta 

Figur 20. Prinsippskisse ferdig utbygd 66 kV anlegg Raufossnett 


5.5.5 Nedre Vinstra – ny transformator 300/66 kV 

Eksisterende 15 MVA 300/66 kV transformator er 50 år og mangler regulering. Det er gjennomført en 

samfunnsøkonomisk analyse av lønnsomheten av investering i ny transformator med følgende hovedresultater: 

Tall i mill. kr Gammel transformator Ny 50 MVA transf. Ny 100 MVA transf. 

Investering 8 12,5 

Avbruddskostnader 4,6 

Tapskostnader 7 4,9 4,9 

Sum 11,6 12,9 17,4 

Tabell 9. Alternativer for økt transformatorytelse Nedre Vinstra 300/66 kV 

Teknisk levetid på den gamle transformatoren (på grunnlag av blant annet oljeprøver) er vurdert til omkring 

2015. Lastflytanalysen viser at den begrensede transformeringskapasiteten betinger tilskudd til det 

aktuelle 66 kV-nettet både sør- og nordfra i tunglastperioder. Den anstrengte driften med liten fleksibilitet 

og driftsmessige begrensninger er generelt vanskelig å konkretisere i en økonomisk modell. Dette vises 

også i tabellen over ved at fordelen med dobling av transformeringskapasiteten, som gir forbedret reserve, 

ikke har latt seg kvantifisere. Det er også vanskelig å finne nytteverdien av å ha delvis transformatorreserve 

mellom Vågåmo og Nedre Vinstra. 

Statnett har øremerket en transformator i Nord-Trøndelag for flytting til Nedre Vinstra. Denne operasjonen 

er knyttet til langsiktige planer om spenningsheving til 420 kV i den aktuelle stasjonen, men de aktuelle 

driftsproblemene i Gubrandsdalen vurderes av GE som så alvorlige at det kan bli aktuelt å vurdere andre 

alternativer for å bedre driftssituasjonen på et tidligere tidspunkt. 

Dette behovet er tatt med i den pågående analysen av nettilknytning av kraftutbyggingsprosjektene i Nord- 

Gudbrandsdalen. 

5.5.6 66 kV-linje Rena–Koppang – reinvestering 

Fra internrapport EN datert 24.11.2006 gjengis følgende: 

Knapt 6 mil av de to linjestrekningene Elverum-Rena og Rena-Rødsmoen-Koppang er bygd i 1954 mens 

seksjonen på 24 km lengst nord er 10 år yngre. Den tekniske tilstanden til de eldste strekningene (spesielt 

de 28,5 km med FeAl 35 fra Rødsmoen og nordover) er i en slik tilstand at det må tas en snarlig beslutning 

mellom reinvestering eller sanering. 

Fig. 21. 66 kV-ledninger Elverum–Rendalen 


Det er gjennomført en analyse av disse alternativene for begge de aktuelle strekningene med følgende resultat: 

Alternativ Nåverdi [mill. kr] Internrente [%] 

1. Reinvest. Rena-Koppang og riving av Elverum-Rena 5,0 9,2 

2. Reinvest. Elverum-Rena og riving av Rena-Koppang 5,7 8,9 

3. Reinvestering av begge -4,0 4,5 

Tabell 10. Alternativer for framtidig nettstruktur 66 kV Sør-Østerdalen 

På grunn av analyseresultatet ovenfor synes alternativ 3 med komplett reinvestering lite aktuelt. 

Hovedårsaken til at alternativ 1 viser noe dårligere lønnsomhet enn nummer 2 er lengre linjestrekning som 

må reinvesteres, men forskjellen antas å ligge innenfor usikkerhetsmarginene. Til tross for at alternativ 1 er 

beregnet å gi et noe dårligere resultat enn nummer 2, er det valgt å satse på det første alternativet som gir 

tosidig forsyning av Koppang og en gjennomgående nord-syd-forbindelse (bestående av både 132 og 66 

kV). Hovedårsaken til denne konklusjonen er forsyningsmessig sårbarhet med tilhørende driftsmessige 

ulemper ved ensidig forsyning av Koppang (omdømme). Det anbefalte alternativet går ut på å benytte 

tverrsnitt FeAl 120 (minstetverrsnitt for å oppnå tilstrekkelig mekanisk styrke) og bygge om nevnte 28,5 

km som er i dårligst forfatning først og deretter utnytte nevnte aldersforskjell på 10 år ved å gjennomføre 

resten av reinvesteringsprosjektet 10 år senere. I hele denne perioden må det (for å ha tosidig forsyning til 

Rena-området) gjennomføres tiltak for å opprettholde drift av ledningen Rena-Elverum. 

5.5.7 66 kV-linje Bjørke–Bekkelaget 

Figur 22. Prosjekt Bjørke-Bekkelaget 

Utdrag fra EN-internrapport datert 6.10.2006: 

Begrunnelse: Bekkelaget transformatorstasjon er ensidig forsynt med T-avgrening fra Hedmarkslinja. 

Videre har Minne-ledningen for liten kapasitet for å dekke belastningen i Stange i tunglast. 

Forslag til tiltak: I tidligere utredningsrevisjon for Hedmark er det foreslått løsninger på dette (relativt 

kostbart kabelprosjekt fra Hamar) som har blitt mindre aktuelt som følge av endrede utredningsforutsetninger. 

Det rimeligste alternativet som dekker begge overnevnte behov, er å forlenge den nyrenoverte 

ledningen Hommerstad–Bjørke videre fra Bjørke til Bekkelaget. Nettkonfigurasjonen framgår av 

kartskissen under der prosjektet på totalt ca. 6 km er markert som stiplet linje. Alle linjene i kartutsnittet 

har condor-tverrsnitt. 


Figur 23. Traséforslag Bjørke-Bekkelaget 

Hele prosjektet har en relativt lav lønnsomhet (-2,3 mill. kr tilsv. 3,6 % internrente) sjøl for det rimeligste 

alternativet med minimal kabling (kun de siste 250 m fram til Bekkelaget). Hvis man imidlertid 

som første byggetrinn etablerer luftlinjeforbindelsen fra Bjørke fram til krysningspunktet med Hedmarkslinja 

(ca. 3,3 km til en kostnad på ca. 3,1 mill kr) med linjetilkobling her, er det beregnet en nåverdi 

på 1,7 mill. kr (tilsvarende internrente på 13,2 %) – hovedsakelig på grunn av nettapsgevinsten. 

Realisering av prosjektet avventes i påvente av avklaring omkring etablering av nytt sjukehus for 

Hedmarken-distriktet ved Sanderud. 

5.5.8 Strømforsyning til Gjøvik by 

Byen er i dag forsynt med 11 kV spenning fra kun en transformatorstasjon som ligger litt utenfor bysentrum. 

Det er gjennomført en analyse av risikoen som følge av dette og en investeringsanalyse med 

utgangspunkt i ny Sentrum transformatorstasjon. For å gjøre denne stasjonen uavhengig av transformering 

i Gjøvik transformatorstasjon (Kallerud), må den tilknyttes 132 kV-nettet – enten på tamp fra Kallerud 

eller med gjennomgående forbindelse videre til kabelmuffehus for Mjøskablene. Det tas sikte på 

å flytte den ene 80 MVA-transformatoren fra Kallerud til Sentrum. I tillegg til nettaps- og driftssikkerhetsgevinsten 

innebærer prosjektet noe redusert framtidig reinvesteringsbehov i 11 kV kabelkapasitet 

fra Kallerud til sentrumsområdene. Dette er i så fall avhengig av om distribusjonsnettet vil måtte fungere 

som en reserve for denne sentrumsstasjonen eller ikke. En nåverdianalyse viser at differansen i totalkostnader 

mellom ”nullalternativet” og bygging av den nye stasjonen ligger innenfor usikkerhetsmarginene. 

En vesentlig del av kostnadene med dagens strømforsyningsløsning er knyttet til sårbarhet 

ved en omfattende feil i stasjonen som lammer forsyningen av byen. Sjøl om det er gjennomført en del 

tiltak de senere år for å forhindre alvorlige situasjoner med for eksempel brann, vil det fortsatt være en 

liten sannsynlighet for hendelser som innebærer en uakseptabelt lang periode med avbrudd for det 

meste av byen. Det vil derfor bli søkt om en investeringsbeslutning og konsesjon for prosjektet bestående 

av en 132 kV kabeltilknytning fra Kallerud til en stasjon i sentrumsområdet med tilstrekkelige utvidelsesmuligheter 

for en framtidig utvidelse med transformator nummer to og ca. 4 km videreføring 

av 132 kV-tilknytningen til Bråstad kabelmuffehus nord for byen (ilandføringen av Mjøskablene fra 

Nes) eller som ny Mjøskryssing fram til tilsvarende muffehus på Nes-sida (omtrent samme kabellengde). 

Dette byggetrinn to vil ha som positiv miljøkonsekvens at 132 kV-linja fra nevnte muffehus til 

Kallerud kan rives. 

Beregningsresultatene er som følger: 

Alt. 

Navn/beskrivelse 

1 Beholde dagens nettstruktur. Kun utskifting av 11- 

kabler 

Ny 132/11 kV transformatorstasjon med tosidig forsyning 

og to transformatorer. 

2 

Ny forenklet 132/11 kV transf.stasjon. Denne forsynes 

3 

ensidig og etableres med en transformator. 

Tabell 11. Alternativer for forsyning av Gjøvik byområde 

Inv.utg. Nåverdi 

(Mkr) (Mkr) 

67 30 

131 62 

95 59 


Våren 2010 er det påvist skade på en av kablene i strandsona på Gjøviksida. Dette kan være en indikasjon 

på ”alderdomssvakheter” på denne snart 50 år gamle kabelforbindelsen. Med dette som utgangspunkt 

planlegges en litt mer grundig utredning av systemløsningen for dette området. 

5.5.9 Kabling/flytting av 66 kV-ledninger i Brumunddal, Kongsvinger og Hamar 

Dobbeltledningen over en strekning på ca. 2 km gjennom et boligområde nordover fra Brumunddal 

transformatorstasjon planlegges lagt i kabel (initiert av Ringsaker kommune). Tilsvarende behov er registrert 

for ledningen Kongsvinger tr.stasjon-Norsenga. 

Også ut fra Børstad mot Furnes i Hamar er det, på grunn av byggeprosjekter, aktuelt å legge om noen 

spenn av luftlinjetraseen på dobbeltledningen. På det meste av strekningen på 5,2 km mellom Børstad 

og Furnes er det stor interesse for kabling gjennom boligområder. 

I forbindelse med standardheving av E6 langs Mjøsa og gjennom Gudbrandsdalen (Ringebu–Otta) er 

det nødvendig med flytting av linjetraseen på noen strekninger (2010-2012). 

5.5.10 Elverum transformatorstasjon rehabilitering eller ny stasjon 

Stasjonen ble bygd på begynnelsen av 50-åra. Bygget har et akkumulert behov for bygningsmessig vedlikehold. 

Videre er det en viss næringsmessig utbygging i lokalområdet som krever flere 22 kV-avganger – 

noe det ikke er plass til i nåværende bygning. Disse forholdene er utgangspunkt for en pågående analyse av 

om eksisterende stasjonsanlegg skal rehabiliteres eller om det er mest hensiktsmessig å bygge ny stasjon 

(enten som ren 66 kV primærspenning eller ved bruk av 132 kV-materiell forberedt for framtidig spenningsheving 

fra 66 kV). 

Som angitt nedenfor viser alternativet med ren 66 kV-løsning best lønnsomhet. Eventuell bruk av 132 kVmateriell 

er begrunnet ut fra framtidig mulighet for å avvikle 66 kV som spenningsnivå i området. Det er i 

alle alternativene forutsatt at linjer med bryterfelt mot Rena og Lutufallet blir avviklet i framtida. 

Alternativ 

Investering 

[Mkr] 

Nåverdi 

[Mkr] 

0: Beholde gammel stasjon. Nødvendig vedlikehold og sikkerhetstiltak 37 -5,4 

1: Reinvestering i gammel stasjon 38 2,2 

2: Ny stasjon bygd for 66 kV 38 3 

3: Ny stasjon bygd med 132 kV-materiell 44 -4,4 

Tabell 12. Alternativer for framtidig nettstruktur i Elverumsområdet 

5.5.11 Nye Einunna kraftverk: Nettilknytning 66 kV 

Glommens og Laagens Brukseierforening (GLB) og Østerdalen Kraftproduksjon AS (ØKAS) har sendt 

konsesjonssøknad om nytt Einunna kraftverk (bygd som fjellanlegg ved eksisterende stasjon) med ny inntaksdam 

(se kartskisse på figur 29 prosjekt 14). Økt generatorinstallasjon overstiger kapasiteten i det lokale 

22 kV-nettet som dagens kraftverk er tilknyttet. Prosjektet har derfor forutsatt 66 kV-linje fra Alvdal transformatorstasjon 

som primær nettilknytning. 

5.5.12 Rehabilitering av 66 kV dobbeltledning Fåberg-Hunderfossen 

Dette er ei ca. ei mil lang og 50 år gammel betongmastlinje der tilstandsrapporter viser til dels alvorlige 

skader. Dette har aktualisert en beslutning om hvorvidt de påviste skadene skal utbedres (relativt omfattende 

reparasjon med utskifting av enkeltmaster) eller det skal vurderes full reinvestering (i eksisterende trase 

eller ny trase ved siden av eksisterende). Det hører med i vurderingen at det, til tross for tverrsnitt 2 x 

FeAl 150, er et betydelig nettap på denne ledningen (ca. 6 GWh/år tilsvarende over 1,5 Mkr/år) i og med at 

det her overføres det meste av Hunderfossproduksjonen (ca. 500 GWh og rundt 110 MW det meste av 

sommerhalvåret). 

Disse momentene vil sannsynligvis gi som utredningsresultat (ikke fullført) at full reinvestering er det 

gunstigste alternativet. Dette er foreløpig kalkulert til 30 mill. kr. 


Prosjektet har et par vesentlige utfordringer: Ledningen er bærer av en fiberkabel som ikke kan være ute av 

drift i lengre tid. Videre er det lite plass til disposisjon den siste strekningen ved innføringen til Fåberg (se 

neste figur) med parallellføring av både 300 kV-ledning til Balbergskaret/Rendalen/Vang og dobbel 66 kV 

sørover til Brumunddal. Her er det i figuren antydet en mulig mastekonstruksjon som krever minimal trasebredde. 

Figur 24. Snitt mastebilder, innføring til Fåberg 

5.5.13 Ny Fåvang transformatorstasjon (Kvitfjell) 

For å styrke forsyningen til Kvitfjell planlegges en ny transformatorstasjon ved 66 kV linja på Segelstad 

vest for Lågen. Bakgrunnen er både registrert belastningsøkning og leveringssikkerheten ved levering fra 

Ringebu transformatorstasjon. Det er også større utbyggingsplaner i Kvitfjell. Last i Ringebu transformatorstasjon 

den 8. januar 2010 var 25 MW (total kapasitet er 30 MVA). Det planlegges å flytte ledig 10 

MVA fra Rybakken (se neste avsnitt) til den nye stasjonen. Det tas sikte på å søke konsesjon sommeren 

2010 med idriftsettelse i 2012. 

5.5.14 Rybakken transformatorstasjon – økning av transformatorkapasitet 

10 MVA transformator T1 var fullastet under siste vinters topplast den 8. januar. Ny 20 MVA transformator 

vil bli installert i 2011 (eller senest 2012). 


6. TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV I NETTSYSTEMET 

Det er i utredningsperioden ikke noen anlegg som er planlagt frigjort for sanering bortsett fra den forenklingen 

av nettstrukturen i industrinettet i Raufoss som er beskrevet i kapittel 5.5.4. Øvrige ikke tidsatte 

planer om nettsanering er 66 kV-ledningene Rena–Elverum (nevnt i kapittel 5.6), Elverum–Lutufallet 

(begge nevnt i kapittel 5.5.11) og Sollia–Nedre Vinstra. 

6.1 Oversikt over planer for oppgradering av elektriske anlegg og for nyanlegg 

Tabellen under er en oppsummering fra kapittel 5.5 av de foreslåtte prosjektene der kostnadsanslaget kun 

gjelder selve investeringen. Dette er prosjekter som forutsettes realisert uavhengig av den scenariebeskrivelsen 

som er nevnt i innledningen til kapittel 5 i og med at forutsetningene med grunnlag for investeringene 

allerede er til stede eller er knyttet til kapasitetsbehov fra kraftutbygging. Som angitt med spørsmålstegn 

er investeringstidspunktene i liten grad fastlagt. 

Nr Prosjekt i utredningsperioden 

Konsesjonær 

[Mkr] 

Kostn. 

År idrifts. Merknad, begrunnelse 

1 Kongsvinger kraftverk: ny 132 kV tilknytn. EN/EV 2010 Del av kraftutbyggingsprosj. 

2 Beito transformatorstasjon EN 24-32 2011 Belastningsøkning 

3 Fagernes (Skrautvål) transformatorstasjon EN Ca. 20 2013 Belastningsøkning, lev.sikk. 

4 Raufoss industripark EN Ca. 40 2008-17 Leveringssikkerhet 

5 Nedre Vinstra: Ny transf. 300/66 kV SN 12 2012-13? Lev.sikk., teknisk tilstand 

6 Rena–Koppang: reinvestering EN Ca. 29 2012-2022 Teknisk tilstand, alder 

7 Ny 66 kV-ledning Bjørke–Bekkelaget EN 13 2018? Avbr.kostnader og nettap 

8 Ny tr.st. Gjøvik sentrum med 132 kV-tilkn. EN 131 2014? Avbr.kostnader og nettap 

9 

Div. traseomlegginger og kabling av 66 kVlinjer 

i Brumunddal (3 km), Kongsv. (3,5 

2010-2012 

EN og 12 + 12 

Miljø og ekstern anleggsaktivitet 

GE +8 

km) og oml. i Hamar og langs E6 

10 Elverum transformatorstasjon – renovering EN 38 2011 Teknisk tilstand, kapasitet 

11 Nye Einunna kraftv.: 66 kV linje fra Alvdal ØKAS 2011 Del av kraftutb.prosjekt 

12 Reinvestering 66 kV Fåberg-Hunderfossen EN 30 2013 Teknisk tilstand, nettap 

13 Ny Fåvang transformatorstasjon GE Ca. 20 2011-2012 Belastningsøkning 

14 Rybakken: Økning av transf.kapasitet GE Ca. 5 Belastningsøkning 

Tabell 13. Analyserte prosjekter 

6.2 Tiltak i senere revisjoner som ikke er ferdig analysert 

Nr Prosjekt 

År 

Konsesjonær 

idriftss. 

Merknad, begrunnelse 

15 Nettilknytning nye kraftverk i Otta og Lågen EF/GE/EV 2012-15 Del av kraftutb.prosjekt 

16 Ny transformatorstasjon Stange sør SEAS 2015? Belastningsøkning 

17 Spenningsheving Tynset-Tolga-Os. EN Spenningsfall og nettap 

18 Åbjøra–Gjøvik: Tverrsnittsøkning EN Nettap, teknisk tilstand 

19 Reinv. 66 kV-linje Sandvold-Lunde-Engjom EN 2012-15 Teknisk tilstand 

20 Div. 66 kV-ledninger: Reinvestering eller riving EN Teknisk tilstand 

21 66 kV-nett Fåberg-Mesna EN Miljø, teknisk tilstand 

22 Nedre Tessa: Økning av transformatorkapasitet EF 2012 Kraftutbygging, kons.søkt 

23 Krabyskogen tr.st.: Transformeringskapasitet EN Kapasitet 

24 Eid kraftverk – transformering 132/22 kV EN Kraftutbygging 

25 Ylja kraftverk: Økt transf.kapasitet EN Driftssikkerhet 

26 Ny Hyggjande koblingsstasjon 132 kV EN Driftssikkerhet 

27 Engjom-Skei: 22 kV-ledning forb. for 66 kV EN Belastningsøkning 

28 Nettilkn. nytt aggr. Braskereidfoss kraftverk EN/EV Del av kraftutb.prosjekt 

Tabell 14. Prosjekter under vurdering 


Med referanse til scenariebeskrivelsen i kapittel fem er en del av tiltakene (nr. 13, 14, 16 og 27) delvis 

knyttet til en fortsatt konjunkturutvikling med etterspørsel etter fritidseiendommer, vinteraktiviteter og 

hotellkapasitet. 

Kommentarer til prosjekter som ikke er beskrevet i kapittel 5: 

15. Nettilknytning nye kraftverk i Otta og Lågen: 

Som nevnt i kapittel 5.1 vurderes flere kraftutbyggingsprosjekter i Otta- og Lågenvassdraget mellom 

300 kV-punktene Vågåmo og Nedre Vinstra. Nettilknytningen er ikke endelig klarlagt, men de to største 

kraftverkene vil sannsynligvis bli tilknyttet Vågåmo over ny 132 kV-ledning. Da nettutbyggingen vil 

være inkludert i konsesjonssøknaden for kraftverkene, er prosjektet tatt med her kun for oversiktens 

skyld. 

16. Ny transformatorstasjon Stange sør 

Et område med fritidsbebyggelse er planlagt i området Strandlykkja–Morskogen (på begge sider av 

fylkesgrensen mot Akershus) med et stipulert maksimalt omfang på 1500–2000 tomter som kan komme 

til å kreve regionalnettforsterkninger. Endelig omfang av utbyggingen vil avgjøre om eksisterende 

distribusjonsnett (11 kV i Stange og 22 kV i Eidsvoll) har tilstrekkelig kapasitet eller om det kreves 

nettforsterkninger. I så fall vil sannsynligvis en ny transformatorstasjon med tilknytning til 66 kV linje 

Minne-Tangen være den teknisk, økonomisk og miljømessig riktige løsningen (relativt lang avstand til 

nærmeste transformatorstasjon på begge sider). 

Det har vært liten aktivitet i dette utbyggingsprosjektet det siste året med fortsatt usikkerhet til omfang 

og tidsplaner, men det har kommet konkrete forespørsler fra Jernbaneverket og Statens vegvesen om 

strømlevering knyttet til pågående E6- og jernbaneutbygging langs Mjøsa med tunneler og sporveksler 

som også nærmer seg ledig kapasitet i eksisterende 11 kV-nett. Det tas derfor sikte på å gjennomføre et 

forprosjekt for å få en grovkalkyle av en enkel transformatorstasjon i området. 

17. Spenningsheving Tynset-Tolga-Os 

Nettanalyse viser at spenningsfall og nettap mellom Tynset og Røros vil bli et økende problem med 

økende belastning. Dette er behandlet i analyserapport fra Trønderenergi (”Forsyningsforholdene i R- 

nettet gjennom Nord-Østerdalen til Røros-området” datert 10. oktober 2002) som konkluderer med at 

teknisk-økonomisk optimal systemløsning innebærer installasjon av kondensatorbatterier (gjennomført 

i 2005) og spenningsheving fra 66 til 132 kV på strekningen Tynset-Tolga snarest mulig. Ved planlegging 

av dette prosjektet er det naturlig å ta hensyn til behovet for en generell oppgradering av stasjonsanleggene 

i Tolga og Os. Dersom disse kostnadene tas med i spenningshevingsprosjektet, er det ikke 

mulig å oppnå positiv nåverdi (med en dokumenterbar tapsgevinst i tunglast på rundt 0,9 MW). For å 

kunne oppnå et akseptabelt økonomisk fundament for prosjektet er det nødvendig å definere en del av 

prosjektkostnadene som en nødvendig teknisk standardheving av anleggene. Prosjektet er ikke ferdiganalysert. 

Før endelig investeringsbeslutning tas, vil det bli vurdert om man skal foreta spenningsheving 

helt fram til Os eller eventuelt stoppe i Tolga. Etter analysetidspunktet i 2002 er det registrert en 

stagnasjon og til dels nedgang i forbruksutviklingen – blant annet på grunn av at det er satt i drift 

fjernvarmeanlegg både i Os (1,9 MW/3,5 GWh) og på Røros (4 varmesentraler – totalt 5,6 MW og 12 

GWh). Dessuten ble det satt i drift ny produksjon på Røros i 2008 (Ormhaugfossen, 1,2 MW/7,3 GWh 

med antatt sommer- og vinterproduksjon på hhv. 3 og 4 GWh). En ytterligere bedring av driftssikkerhet 

og spenningsstabilitet vil oppnås dersom Tolga kraftverk blir utbygd. En realisering av dette kraftverksprosjektet 

vil kreve en avklaring av hvilket spenningsnivå stasjonen skal tilknyttes og i stor grad 

være bestemmende for når en eventuell spenningsheving vil bli gjennomført. 

18. 132 kV-nettet i Valdres (”Åbjøra”-ledningene) 

Av tapsøkonomiske årsaker (og alder/teknisk tilstand) er forsterkning av den svakeste av de parallelle 

ledningene mellom Åbjøra og Gjøvik (fra FeAl 120 til FeAl 253) under løpende vurdering, men det er 

lite sannsynlig at det er økonomisk grunnlag for forsterkningstiltak før utløp av den tekniske levetida. 

På en strekning gjennom et boligområde ut fra Gjøvik har det vært forespørsler om feltreduserende tiltak. 

En analyse av dette ga som resultat at det er mulig å oppnå en betydelig feltreduksjon ved å bygge 

om dobbeltledningen fra planoppheng (ved siden av hverandre) til en ”juletre”mast med større bakkeavstand 

kombinert med en optimal faserekkefølge i masta. Dette forslaget er imidlertid ikke videreført 

som konsesjonssøkt investeringsobjekt. 


19. Reinvestering Sandvold–Lunde–Engjom (Gausdal) 

Ledningsanlegget er en ca. 75 år gammel og 19 km lang betongmastlinje, enkelkurs med 50 mm 2 Cu 

som strømførende line. Spesielt seksjon Lunde-Engjom har vært en del utsatt for overslag mellom 

toppline og faseliner i perioder med ising. For øvrig er det en del betongskader på mastene. 

Driftsproblemene og den generelle tilstanden på linja tilsier at linja rives og bygges opp igjen med trestolper 

og linetverrsnitt FeAl 120 26/7 (minstetverrsnitt for å oppnå tilstrekkelig mekanisk styrke) etter 

følgende framdriftsplan: Lunde–Engjom innen 2012 og Sandvold–Engjom innen 2015. 

20. Langsiktig plan for øvrige gamle 66 kV-ledninger 

Dette gjelder lange linjer med lav nytteverdi (se kartutsnitt nedenfor). Drifts- og vedlikeholdskostnadene 

for disse holdes under oppsikt for å avgjøre tidspunkt for utløp av teknisk/økonomisk levetid. Et 

par av disse vil det neppe være økonomisk forsvarlig å gjenoppbygge (Sollia–NedreVinstra og Elverum–Lutufallet 

som antas revet). Framtida for de øvrige ledningene i samme aldersgruppe, bortsett fra 

ledningen i forrige kapittel og Elverum-Rena-Koppang som er nevnt i kapittel 5.5.7, er det ikke tatt 

stilling til. I denne kategorien hører også en kort ledningsseksjon mellom Rena og Rødsmoen transformatorstasjon 

på rundt en km (bygd i 1954) som forsyner Rødsmoen. Endelig konsesjon for å reinvestere 

i denne ledningen ble gitt i mai 2007, men konsesjonen vil neppe bli benyttet da behovet for 

denne forbindelsen blir borte ved iverksetting av det som ligger i prosjekt nummer 6 ovenfor med avvikling 

av Rena (Nesvangen) transformatorstasjon og 66 kV-ledningen Rena-Elverum. 

Dobbeltledningen Fåberg-Brumunddal har betongskader som krever plan for langsiktige tiltak. 

Ledningen Minne-Linder-Kvisler hører også med i denne kategorien der det i løpet av få år må tas en 

beslutning om framtidig nettstruktur. Foreløpige vurderinger tyder på at det gunstigste alternativet er 

ensidig forsyning Minne–Nord-Odal med riving av strekningen Linder–Kvisler ved utløp av tekniskøkonomisk 

levetid. 

Generelt ser det ut til at med aktuell feil- og avbruddsstatistikk er det flere (grisgrendte) områder der 

det økonomisk beste alternativet er ensidig regionalnettsforsyning med helt eller delvis reserve fra nabostasjoner 

i underliggende distribusjonsnett (eventuelt supplert med lokal produksjon). 

21. Fåberg-Mesna 

Kabelforbindelsen i Lillehammer mellom Fåberg og Mesna (del av byringen, 3 x 1 x 1000 TXSE) har 

en parallellforbindelse gjennom den nordligste delen av dobbeltledningen gjennom Ringsaker mot 

Brumunddal og Furnes som er nevnt i forrige avsnitt (17). Normalt drives denne ledningen uten forbindelse 

mot Mesna, men det er etablert en dobbeltledning på 600 m fra stasjonen opp til linja som T- 

avgrening. 

De akutte problemene med betongskader og svekkelse av innfesting av isolatorer på traversene er utbedret 

med forskjellige vedlikeholdstiltak, men det kan synes som om det må vurderes mer permanente 

tiltak spesielt på strekningen Fåberg–Mesna der deler av denne strekningen går gjennom et boligområde. 

Dersom man i framtida skulle rive denne dobbeltledningen (2 x FeAl 240) uten å gjennomføre andre 

nettforsterkningstiltak, ville det medføre en betydelig reduksjon av overføringskapasiteten fra Fåberg 

og sørover gjennom Ringsaker med tilhørende svekkelse av forsyningssikkerheten for den mest folkerike 

kommunen i Hedmark. De mest nærliggende alternativene til å opprettholde en tilstrekkelig overføringskapasitet 

på strekningen Fåberg–Mesna er dermed å reinvestere i luftledning i samme trase eller 

dublere eksisterende kabelforbindelse (ca. 4,5 km). Ut fra antagelsen om at førstnevnte alternativ av 

miljøhensyn ikke anses som akseptabelt gjennom boligområdet, synes kabelalternativet å være mest 

aktuelt. Tidspunktet for iverksettelse av tiltak vil være avhengig av hvordan tilstanden på betongmastene 

utvikler seg. 

22. Nedre Tessa – utvidelse av transformatorkapasitet 

I forbindelse med kraftutbyggingsprosjektet Smådøla blir det behov for å skifte ut en 5 MVA transformator 

med en 20 MVA-enhet. 

23. Krabyskogen – utvidelse av transformatorkapasitet 

I flere år har det vært nødvendig å overføre deler av lasten til nabostasjoner i tunglast (nettapsmessig 

ugunstig) for å unngå overlast (merkeytelse: 20 MVA). Det vurderes derfor praktiske muligheter for å 

øke transformatorkapasiteten (se neste prosjekt). 


24. Eid kraftverk – ny transformering 132/22 kV 

Kraftverket med installert ytelse 2 x 5,3 MVA er tilknyttet 22 kV-nettet til Sør Aurdal Energi (SAE). 

Sammen med tre mindre kraftverk i området gir dette et betydelig produksjonsoverskudd det meste av 

året som flyter inn i regionalnettet i Bagn kraftverk og Begna transformatorstasjon med relativt høye 

nettap i 22 kV-nettet som resultat. I tillegg til de eksisterende kraftverkene er det søkt om konsesjon på 

et nytt elvekraftverk i Begna nedstrøms Eid: Kvennfossen på 3,7 MW (21 GWh). Ytterligere et prosjekt 

er under utredning. 

Nettapsinnsparing og bedre driftsstabilitet for kraftverket er hovedmotivet for å vurdere en 132 kVtransformering 

i stasjonen med T-avgrening fra 132 kV-ledning Bagn–Begna (ca. 2,4 km). Aktuell 

transformatorytelse er 20 MVA. En mulig løsning vil være å flytte transformatoren i Kraby til Eid og 

anskaffe en større enhet til Kraby. 

Prosjektet er i startfasen. 

25. Ylja kraftverk – økt transformatorkapasitet 

Aktuell transformator fra maskinspenning til 22 kV i Ylja kraftverk for forsyning av distribusjonsnettet 

til Vang Energiverk er en enhet på kun 6 MVA plassert inne i fjellanlegget for kraftverket. Vang Energiverk 

har opplyst at forsyning av belastningen i området under tunglast er avhengig av at produksjonen 

i 22 kV-nettet (Eidsfoss kraftstasjon) er tilgjengelig. En økning av transformeringskapasiteten med 

eksempelvis en enhet på 20 MVA 132/22 vil innebære nytt utendørs 132 kV-anlegg (to ekstra bryterfelter) 

og ny transformator. 

Prosjektet er ennå ikke analysert for å sammenligne denne systemløsningen med ny transformatorstasjon 

med eventuelle forsterkningsalternativer i 22 kV-nettet fra de øvrige innmatingspunktene til dette 

distribusjonsnettet. 

26. Ny Hyggjande koblingsstasjon 

For beskrivelse av dette prosjektet: Se kapittel 5.5.2. 

27. 66 kV Engjom–Skei 

I tidligere utgaver av dette dokumentet var det ført opp ny transformatorstasjon i Skei-området i Gausdal. 

Det er foreløpig konkludert med at forsyning på 22 kV-nivå er den rimeligste løsningen for å dekke 

prognosert lastøkning i dette området slik at prosjektet ble tatt ut av KSU-prosjektlista. Imidlertid er 

det aktuelt å reinvestere i den 22 kV-ledningen som forsyner området. I den forbindelse vurderes om 

denne skal forberedes for senere spenningsheving til 66 kV for å være forberedt for ytterligere framtidig 

lastøkning som aktualiserer 66 kV-transformering. 

28. Nettilknytning av nytt aggregat i Braskereidfoss kraftverk 

Dette er et parallellprosjekt til Kongsvinger kraftverk med vurdering av om eventuell realisering av 

nytt aggregat bør knyttes til flytting av Våler transformatorstasjon til Braskereidfoss med 132 kVtilknytning 

til ledningen Heradsbygd–Åsnes. 

6.3 Alternativer for utviklingen av kraftsystemet i området – økonomiske konsekvenser 

Med referanse til beskrivelse av alternative utviklingstrekk i samfunnet med tilhørende antatt konsekvens 

for regionalnettet i kapittel 5.4 er følgende et grovt anslag for den samfunnsmessige kostnadsforskjellen 

mellom de to alternative utviklingene: 

o 

o 

Ekstra nettap ca. 6 MW i tunglast til en kapitalisert kostnad på ca. 120 Mkr. 

Nye transformatorstasjoner i Stange (Sanderud og Stange syd) og Kvitfjell samt utvidet transformeringskapasitet 

i diverse stasjoner er anslått til i størrelsesorden 80 Mkr. Det er da forutsatt at 

disse tiltakene ikke er nødvendig å gjennomføre (altså ikke bare utsatt) i det moderate alternativer. 


NETTSELSKAPER I HEDMARK OG OPPLAND 

KVIKNE RENNEBU 

A/L NORD ØSTERDAL KRAFTLAG 

SKJÅK ENERGI 

EIDEFOSS AS 

GUDBRANDSDAL ENERGI AS 

VANG ENERGIVERK KF 

EIDSIVA NETT AS 

VALDRES ENERGIV. AS 

ELVERUM NETT AS 

VOKKS NETT AS 

SØR-AURDAL ENERGI BA 

STANGE ENERGI AS 

HADELAND ENERGINETT AS 

Tegnforklaring 

Forsyningsomåde 

Europaveg 

Riksveg 

Elv 

Innsjø

Regional kraftsystemutredning for ... - Eidsiva Nett AS

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?