Del 2
Opprustning av nettet for å redusere energitapet
10 Opprustning av nettet for å redusere energitapet
10.1 Innledning
18. juni i år fattet Stortinget følgende vedtak nr. 552 (2002-2003):
«Stortinget ber Regjeringen om å lage en plan for opprustning av overføringsnettet med sikte på å redusere energitapene. Planen skal vise hvilket potensial der er for å unngå energitap i ledningsnettet, hva det vil koste og hvilke virkemidler som skal brukes. Denne legges fram for Stortinget innen utgangen av 2003.»
Som oppfølging av dette vedtaket vil Olje- og energidepartementet redegjøre for ulike forhold knyttet til nettap, hvordan kraftnettet er organisert, hvilke virkemidler og regulering som myndighetene benytter, samt målsetninger i forhold til overføringsnettet for kraft.
10.2 Overføringsnettet
Det norske nettet for overføring av kraft er bygget opp igjennom vel 100 år. Nettet transporterer elektrisk kraft fra kraftverk til forbruker i de mengder og på det tidspunkt kundene ønsker. Kraftforbruket varierer betydelig over året og over døgnet. Nettet må være sterkt nok til å håndtere forbruket når det er størst.
Etter innføringen av markedsreformer i kraftsektoren på begynnelsen av 1990-tallet, og et sterkere fokus på effektivisering av nettvirksomheten, har investeringene i både produksjon og nett blitt betydelig redusert til tross for en fortsatt vekst i forbruket. Dette har medført at utnyttelsen av tidligere investeringer i systemet har økt.
Nettet består av overføringsledninger og kabler. Når elektrisk kraft transporteres vil det ut fra fysiske lover alltid oppstå energitap. Tapet i nettet øker proporsjonalt med avstanden kraften skal overføres og kvadratisk med mengden strøm som transporteres. Ved å øke spenningen i overføringen kan de samme mengder overføres, men med et mindre tap. På denne måten kan større mengder overføres over større avstander med mindre tap.
Overføring av kraft i sentralnettet skjer vanligvis over store avstander, for eksempel fra Vestlandet til Oslo-området. I regionalnettet overføres vanligvis kraften over kortere avstander enn på sentralnettsnivå. På grunn av lavere spenningsnivå er tapene større per overført mengde. De største tapene oppstår i distribusjonsnettet som er det siste, og vanligvis det korteste stykket før kraften kommer fram til forbruker.
Av den totale lengden på nettet representerer distribusjonsnettet om lag 91 prosent, regionalnettet om lag 6 prosent og sentralnettet om lag 3 prosent. I distribusjonsnettet er andelen kabel om lag 37 prosent, mens den i regional- og sentralnettet er om lag 3 prosent. Dette henger sammen med at kostnadene for kabling er høyere på de høyere spenningsnivåene (regional- og sentralnett) enn på de lavere spenningsnivå (distribusjonsnett). Andelen av kabel er ellers mye større i byområder enn i landlige områder. Dette skyldes i all hovedsak utfordringene ved å bygge nettanlegg i tettbebygde strøk.
De marginale tapene ved overføring av elektrisk kraft fra kraftverk til forbruker avhenger av samlet produksjon og forbruk. Det marginale tapet er det økte tapet ved å sende èn ekstra kWh gjennom nettet. Det vil også variere med lokaliseringen av produksjonen og forbruket. Tapene endres derfor over døgnet og året. I noen områder av Norge er tilgangen på kraft større enn etterspørselen, mens etterspørselen vil være større enn tilgangen i andre områder. En økning av etterspørselen i overskuddsområder, for eksempel Helgeland, vil medføre lavere nettap enn om økning i etterspørselen skjer i underskuddsområder, for eksempel i Oslo.
Sett i forhold til årlig kraftforbruk har de årlige nettapene blitt redusert fra om lag 10 prosent på begynnelsen av 1970-tallet til om lag 7,5 prosent på begynnelsen av 1990-tallet. I dagens nett er tapet om lag 8 prosent, hvilket tilsvarer om lag 10 TWh/år. Den svake økningen de siste 10-15 årene har sammenheng med reduksjonen i investeringer i nettet. Nettapene varierer fra år til år som følge av varierende forbruk gitt av varierende energipriser, temperaturer, konjunkturer og utveksling av kraft med utlandet.
Tapene fordeler seg med om lag halvparten på distribusjonsnett, en fjerdedel på regionalnett og en fjerdedel på sentralnett. Tapskostnadene vil variere fra år til år som følge av endringer i fysiske forhold og kraftprisen. Med en kraftpris på 20 øre/kWh (eksklusive avgifter), vil årlige tapskostnader beløpe seg til anslagsvis 1 mrd. kroner for distribusjonsnett og 0,5 mrd. kroner for henholdsvis regionalnett og sentralnett. Samlet sett utgjør dette om lag 15 prosent av total årlig inntektsramme for nettselskapene i Norge.
10.3 Regelverk og virkemidler
I dagens regulering er det flere virkemidler i form av insentivordninger, prosesser og direkte krav som skal bidra til en samfunnsmessig rasjonell utvikling av kraftnettet, og som tar hensyn til tapene i nettet.
10.3.1 Krav til planlegging ved nettinvesteringer og vurderinger av konsesjonssøknader
Ved innføringen av energiloven i 1991 ble alle anleggskonsesjonærer pålagt å delta i kraftsystemplanleggingen i regional- og sentralnettet. Ved utarbeidelse av ny forskrift om energiutredninger gjeldende fra 1.1.2003, ble det satt ytterligere fokus på nødvendigheten av en koordinert utredningsvirksomhet i regional- og sentralnettet. For sentral- og regionalnettet er Norge for tiden delt inn i 19 utredningsområder hvor en større anleggskonsesjonær er pålagt å koordinere kraftsystemutredningen. Målet for utredningsarbeidet er å bidra til en samfunnsøkonomisk riktig utbygging av regional- og sentralnettet, hensyn tatt til andre aktuelle energibærere for stasjonær energibruk. Videre vil kraftsystemutredningen fortsatt være et viktig grunnlagsdokument i NVEs arbeid med vurdering av konsesjonssøknader for anlegg i sentral og regionalnettet. Dette vil spesielt gjelde konsesjonssøknader for større kraftledninger.
I tillegg til krav til kraftsystemutredninger, vises det til at Statnett SF også er pålagt å gjennomføre investeringer i sentralnettet etter samfunnsøkonomiske kriterier. Statnett kan også foreta investeringer i regionalnettsanlegg, dersom aktører i underliggende nett ikke gjennomfører samfunnsmessige rasjonelle investeringer, og det er nødvendig av hensyn til systemansvaret, jf. St.prp. nr. 1 (2001-2002) Del IV for Olje- og energidepartementet og Innst. S. nr. 83 (2001-2002).
Forskrift om energiutredning pålegger alle områdekonsesjonærer å gjennomføre en årlig energiutredning for hver kommune i sitt konsesjonsområde, det vil si i distribusjonsnettet. Utredningen skal presenteres for kommunene i et årlig offentlig møte der også andre interesserte aktører skal ha anledning til å delta. Den lokale energiutredningen skal ta utgangspunkt i den nåværende energibruken i kommunen. Utredningen skal vise hvor mye elektrisitet, fjernvarme, olje, gass, biobrensel og eventuelle andre energibærere som benyttes stasjonært i kommunen. Den skal også gi en beskrivelse av forventet energietterspørsel i kommunen fordelt på ulike energibærere, samt en vurdering av hva som regnes som de mest rasjonelle løsningene for samfunnet for å møte den forventede etterspørselen. Etablering av denne type faktagrunnlag er viktig for å legge til rette for en rasjonell utvikling av energisystemet.
Forskriften om energiutredninger åpner for at NVE som forvaltningsmyndighet innenfor energisektoren kan pålegge områdekonsesjonærer og utredningsansvarlige å utrede nettmessige konsekvenser av spesifiserte endringer i energisystemet. NVE godkjenner imidlertid ikke det enkelte anlegget som ønskes utbygd innenfor konsesjonsområdet i distribusjonsnettet, slik NVE gjør for enkeltanlegg innenfor regional- og sentralnettet.
I de samfunnsmessige vurderinger av nettiltak som skal foretas i forbindelse med energiutredninger og senere konsesjonssøknader, og som Statnett er pålagt å nytte som investeringskriterium, vil kostnadene ved energitap kun være ett av flere elementer.
Nettinvesteringer bør gjennomføres når det er samfunnsøkonomisk lønnsomt. En nettinvestering kan blant annet være lønnsom fordi den reduserer en flaskehalskostnad innenlands, eller fordi inntekter gjennom økt handel mellom to land blir realisert. I en samfunnsøkonomisk investeringsanalyse skal alle elementer på kostnads- og inntektssiden hensyntas. Kostnadene ved tiltaket vil i stor grad bestå av investeringskostnader og drift- og vedlikeholdskostnader. I tillegg medregnes eventuelle negative virkninger for forbrukere eller produsenter som følge av prisendringer innenlands og eventuelle reduksjoner i flaskehalsinntekter mot andre land. I tillegg til redusert nettap, vil inntektskomponentene være knyttet til om tiltaket fører til reduserte flaskehalskostnader innenlands eller økt flaskehalsinntekt mot andre land. Det må også medregnes som inntekt dersom tiltaket medfører redusert fare for kortere eller lengre strømavbrudd, eller om tiltaket medfører positive effekter for forbrukere eller produsenter som følge av eventuelle prisendringer. Tekniske standarder, miljøkrav, områdekonsesjonærenes leveringsplikt og eventuelle andre krav må også oppfylles.
10.3.2 Regulering av nettselskapenes inntekter
Målet med også denne reguleringen er et samfunnsmessig rasjonelt nett, hensyn tatt til blant annet nettapene.
NVE fastsetter en årlig inntektsramme for hvert enkelt nettselskap. Inntektsrammen angir øvre grense for hvor store inntekter selskapet kan hente inn fra nettvirksomheten. Innhenting av inntekter skjer gjennom nettleien. NVE fastsetter inntektsrammen slik at inntekten over tid skal dekke kostnadene ved drift og avskrivning av nettet, samt gi en rimelig avkastning på investert kapital gitt effektiv drift, utnyttelse og utvikling av nettet. Innenfor denne inntektsrammen må selskapene selv disponere midlene på en mest mulig hensiktsmessig måte. Selskapene har dermed insentiv til å avveie kostnadsutviklingen for hver enkelt innsatsfaktor opp mot hverandre.
Ved en investeringsbeslutning må nettselskapet avveie reduksjonen i selskapets kostnader (overføringstap, avbrudd mv.) opp mot de økte kostnadene investeringen medfører (drifts- og vedlikeholdskostnader og kapitalkostnader). I tillegg må effektene på inntektsrammen tas hensyn til. Dersom effekten av reduksjonen i selskapets eksisterende kostnader samt en eventuell økning i inntektsrammen er større enn de økte kostnadene som følger av investeringen, er investeringen lønnsom for nettselskapet.
Kostnader knyttet til overføringstap behandles derfor på lik linje med andre kostnader knyttet til overføringstjenester. På denne måten sikrer også NVEs regulering at nettselskapene har insentiver til å redusere overføringstapet på lik linje med andre kostnader. Dersom selskapene var garantert kostnadsdekning for kjøp av kraft til dekning av overføringstap, ville de kunne økt energitapet mer enn det som var optimalt.
Kvalitetsjusterte inntektsrammer ved ikke levert energi (KILE) ble introdusert i 2001, med den hensikt å bidra til riktig leveringskvalitet i overføringsnettet. Selskapenes insentiver til investering i leveringskvalitet ligger i en avveining mellom økte kostnader ved å redusere avbruddene (og dermed øke leveringskvaliteten) og reduserte avbruddskostnader (lavere faktisk KILE-beløp). Dersom verdien av de reduserte avbruddene er større enn økningen i andre kostnader, vil selskapet investere i økt leveringskvalitet. Insentivene til investeringer i leveringskvalitet må imidlertid naturligvis sees i sammenheng med utviklingen av andre kostnader forbundet med overføringsnettet, for eksempel overføringstap og kapitalkostnader.
Når det gjelder forholdet mellom nettselskapenes inntektsramme og selskapenes fastsettelse av nettleien vises det til St.meld. nr. 41 (2002-2003) Om tariffar for overføring av kraft og tovegskommunikasjon og Innst. S. nr. 66 (2003-2004).
NVE gjennomfører etter oppdrag fra Olje- og energidepartementet prinsipielle og faglige analyser av aktuelle modeller for regulering av nettvirksomheten i neste reguleringsperiode, det vil si fra 2007.
10.3.3 Hensynet til energitapet i nettleien
Dagens regelverk sier generelt at nettleie skal bestå av et energiledd som skal fastsettes på grunnlag av marginale tapskostnader i nettet, og andre ledd (fastledd/effektledd) som skal dekke de residuale kostnadene. For distribusjonsnettets kunder som ikke er effektmålt (hovedsakelig husholdningskunder), angir forskriften at energileddet som et minimum skal dekke kostnader knyttet til marginale tap, mens fastleddet som et minimum skal dekke kundespesifikke kostnader.
Et energiledd som reflekterer de marginale tapskostnadene i nettet vil synliggjøre kostnaden knyttet til nettap ved overføring av kraft, og legger dermed til rette for en effektiv utnyttelse av nettet. Energileddet gir da signaler til bruker av nettet med hensyn på tapskostnaden av økt forbruk eller produksjon.
For sentralnettet og regionalnett fastsettes energileddene for hvert enkelt punkt i nettet og synliggjør at det er ulikt tap forbundet med å mate inn eller ta ut kraft på ulike steder i nettet. For forbrukerne i distribusjonsnettet beregnes normalt et gjennomsnittlig energiledd for hele området. For innmating i distribusjonsnettet beregnes energileddet punktvis slik som det gjøres for innmating i sentral- og regionalnettet.
Dessuten skal energileddet tidsdifferensieres i regional- og sentralnettet. I distribusjonsnettet skal nettselskapet tilby en tariff med tidsdifferensiert energiledd til de kunder som er pålagt måleravlesning flere ganger i året. Lasten i nettet vil variere over tid (sesong og døgn). Normalt er det slik at høy last i nettet også medfører høyere tap i nettet, og motsatt. Ved å tidsdifferensiere energileddet tar man hensyn til at tapene varierer med tidspunkt på døgnet/året, og kostnaden ved å overføre kraft knyttet til nettap vil variere tilsvarende. I sentral- og regionalnettet er det krav til at energileddet minimum differensieres vinter-dag, vinter-natt/helg og sommer. For distribusjonsnettet er kravet minimum differensiering mellom sommer og vinter. Årsaken til at det ikke er krav til hyppigere differensiering i distribusjonsnettet er hovedsakelig at de fleste kundene i distribusjonsnettet ikke har timesmålere.
10.4 Videre utvikling av overføringsnettet
Utviklingen av elektrisitetsnettet vil være avhengig av endringene i tilbud av og etterspørselen etter elektrisitet. Spesielt vil store økninger i etterspørselen eller tilbudet i bestemte regioner kunne medføre behov for investeringer i sentral- og regionalnettet. I tillegg skjer det stadig en forbedring av anleggskomponenter og overføringsteknologi som benyttes i kraftnettet. Det er imidlertid ingen teknologiske fremskritt de siste årene som synes å medføre vesentlige endringer i energitapene i kraftnettet.
I Statnetts nettutviklingsplan mot 2020 er investeringer i sentralnettet estimert til om lag 6,2 milliarder kroner i perioden 2003-2010, eller gjennomsnittlig om lag 775 millioner kroner pr. år. Fra 2010 til 2020 er investeringene anslått til 3,4 milliarder kroner eller 340 millioner kroner pr. år. Dette estimatet omfatter ikke eventuelle investeringer i kabler til utlandet. Frem mot 2010 representerer dette et betydelig høyere investeringsnivå i sentralnettet enn det vi har registrert gjennom de senere årene, men likevel lavere enn før 1996.
På bakgrunn av regionale kraftsystemplaner utarbeidet ved årsskiftet 2002-2003, framgår et planlagt investeringsbehov i regionalnettet på om lag 7 milliarder kroner i den kommende 10 års perioden. Dette utgjør et årlig gjennomsnitt på 700 millioner kroner. Dette er et vesentlig høyere investeringsnivå enn det vi har erfart de siste årene.
10.5 Konklusjon
Med dagens teknologi for overføring av elektrisk energi, vil det alltid være tap. Størrelsen på tapene må imidlertid vurderes i forhold til både de kvantifiserbare kostnadselementene som investeringskostnader, drifts- og vedlikeholdskostnader, flaskehalskostnader og avbruddskostnader, samt de ikke-kvantifiserbare kostnadene knyttet til miljø, estetikk, sikkerhet og sårbarhet. Det er lite som taler for at tapskostnadene i systemet alene nødvendiggjør et behov for investeringer. Det er de totale kostnadene som er viktig ved tiltak i kraftnettet. En ensidig minimalisering av energitapene i kraftnettet uavhengig av utviklingen i andre kostnader, vil medføre meget store samlede kostnader forbundet med overføringstjenester og vil være lite samfunnsmessig rasjonelt.
Det er utredet et behov for betydelige investeringer både i sentral- og regionalnettet som på sikt vil kunne være gunstig i forhold til å redusere energitapene i kraftnettet. Dette vil imidlertid være tiltak som iverksettes for å redusere de totale kostnadene i kraftsystemet og ikke ene og alene for å redusere nettapene. Det er netteierne som må vurdere hvilke tiltak som vil være aktuelle å gjennomføre ut i fra de til enhver tid gjeldende rammevilkår.
Departementet anser ikke energitapene i det norske kraftnettet som unødvendig høye. Energilovens system knyttet til planlegging og realisering av investeringer i kraftnett og andre elektriske anlegg, er etter departementets vurdering hensiktsmessig. Krav om kraftsystemutredninger og lokale energiutredninger, NVEs behandling av konsesjonssøknader for elektriske anlegg, nettselskapenes økonomiske insentiver gjennom inntektsrammereguleringen, samt krav om at nettleien skal reflektere tapet i overføringsnettet, legger etter departementets oppfatning til rette for en samfunnmessig rasjonell utvikling av overføringsnettet. Departementet legger til grunn at en gjennom dette tar hensyn til energitapet på en tilfredsstillende måte. Videre vises det til at Statnett SF skal gjennomføre investeringer i det sentrale overføringsnettet etter samfunnsøkonomiske prinsipper. Det er imidlertid fra myndighetenes side viktig å følge nøye med i utviklingen både av investeringer, nettap og leveringskvalitet i årene som kommer, for å sikre en samfunnsmessig rasjonell utvikling av kraftsystemet.