2 Noen tekniske og økonomiske forhold ved overføring av strøm

2.1 Nettet som kritisk infrastruktur

2.1.1 Samfunnsmessige konsekvenser ved strømavbrudd

I dagens samfunn er elektrisitet en nødvendighet. Nesten alle viktige samfunnsoppgaver og -funksjoner er kritisk avhengige av et velfungerende kraftsystem med pålitelig strømforsyning. Svikt i strømforsyningen som gir omfattende og langvarige strømavbrudd skjer sjelden i det norske kraftsystemet. Imidlertid vil konsekvensene av slike avbrudd være store. Nettet ivaretar en av de grunnleggende funksjonene i kraftforsyningen, og er en helt sentral infrastruktur i ethvert moderne samfunn.

I Norge er elektrisitetens andel av energibruken betydelig høyere enn i andre land, delvis som en følge av en stor kraftintensiv industri, men også fordi elektrisitet i større grad enn i andre land brukes til oppvarming. Dette bidrar til å gjøre oss spesielt sårbare for avbrudd. Ettersom elektrisitet utgjør storparten av vår energibruk, og det også er høy grad av gjensidig avhengighet mellom kraftforsyning og andre viktige samfunnsfunksjoner, vil et omfattende strømbrudd ramme de fleste sektorer og samfunnsoppgaver.

De samfunnsmessige konsekvensene ved strømbrudd øker jo lenger strømmen er borte. Et kort strømbrudd (inntil 4 timer) vil sjelden utgjøre noen direkte fare for liv og helse, men kan øke sannsynligheten for ulykker og dødsfall. Renseanlegg for drikkevann kan slutte å fungere, gater uten lys øker sannsynligheten for trafikkulykker, overfall og hærverk, og manglende telefondekning kan blant annet føre til at nødmeldinger ikke kommer fram. Generelt vil funksjonaliteten til vanlige kommunikasjonsmidler som telefon og internett, samt tilgangen til informasjonskanaler som radio og TV berøres. For industrien kan selv kortere strømbrudd føre til full stans i produksjon med påfølgende store økonomiske tap. Eksempelvis vil et strømavbrudd på over noen timer bli svært kostbart for aluminiumsproduksjon, da det flytende metallet i elektrolysecellene vil bli nedkjølt og størkne og produksjonen vil måtte innstilles i lang tid etterpå.

Et lengre strømbrudd vil skape betydelige problemer både for husholdninger, næringsliv og industri, samt for vitale samfunnsfunksjoner som helsetjenester, vannforsyning og transport. Apparater og hjelpemidler vi omgir oss med til daglig og som vi er avhengige av vil ikke fungere. Dette inkluderer blant annet trygghetsalarmer og medisinsk utstyr hos pleietrengende som bor hjemme, elektriske dører, heiser og kjølesystemer i næringsbygg og bensinpumper på bensinstasjonene. Spesielt vanskelig kan det være hvis et lengre strømbrudd rammer et stort geografisk område. Det kan for eksempel bli for langt til nærmeste fungerende bensinpumpe, noe som kan skape forsinkelser. Vi er også sårbare for redusert tilgang på egne midler ettersom betalingsterminaler og nettbanker ikke fungerer uten strøm.

Vinterstid vil et strømbrudd raskt føre til bortfall av varme. Spesielt utsatt er de som bor i boliger eller på sykehjem uten annen oppvarmingskilde enn elektrisitet, noe som er vanlig i byer og tettsteder. Et strømbrudd med lengre varighet vil da kunne føre til helsefare og dødsfall for syke og eldre. I en slik situasjon vil også skoler og barnehager stenge.

Den absolutte sikkerhet mot strømavbrudd kan ikke oppnås. En garantert uavbrutt strømforsyning ville blitt veldig kostbart for samfunnet, ført til store miljøinngrep og det ville knapt være teknisk mulig å oppnå. Virksomheter som er kritisk avhengig av strømforsyning vil ofte ha krav om nødstrøm eller bør vurdere et slikt tiltak for å redusere egen sårbarhet.

Foto: Oslo Byarkiv

2.1.2 Verdien av sikker strømforsyning

Det er svært krevende å anslå de totale kostnadene som er knyttet til strømbrudd for ulike sluttbrukere. Dette gjelder spesielt alle de indirekte kostnadene som oppstår som følge av ringvirkningene av et strømbrudd, slik som stans i transportsystemer, IT-systemer, kommunikasjonsmidler og betalingssystemer.

Tapte salgsinntekter for næringsliv og industri som følge av at produksjonen stopper opp er eksempler på direkte kostnader som det kan være mulig å anslå gjennom undersøkelser av strømkundens betalingsvilje for sikker strømforsyning. Derimot er det vanskeligere å tallfeste indirekte kostnader som for eksempel forbrukeres nyttetap eller ulempe knyttet til at tjenesten eller produktet de ønsker å kjøpe ikke er tilgjengelig. De indirekte kostnadene ved et strømbrudd kan være mer omfattende enn de direkte kostnadene. For eksempel vil de indirekte kostnadene ved et strømbrudd på en jernbanestasjon, i form av de reisendes kostnader og ulemper ved forsinkelser og kanselleringer, være mye større enn de direkte kostnadene, som i første omgang er tapte billettinntekter.

Et annet kompliserende element er å ta hensyn til at konsekvensene øker med varigheten av strømbruddet og størrelsen på det berørte området. Det er vanskelig å tallfeste både hvor raskt og hvor mye kostnadene stiger med strømbruddets varighet og geografiske omfang. For eksempel vil det være tidspunkter hvor strømbruddet går fra å medføre moderate konsekvenser, slik som ventetid og tapte salgsinntekter, til også å resultere i store samfunnsmessige ringvirkninger og i ytterste konsekvens tap av menneskeliv. Hvor disse kritiske tidspunktene befinner seg på tidsaksen vil variere med omstendighetene, slik som temperatur, strømbruddets utbredelse og befolkningssammensetning i de berørte områdene.

Den store usikkerheten knyttet til de totale kostnadene ved strømbrudd, gir en tilsvarende usikkerhet også ved beregninger av den faktiske verdien av sikker strømforsyning. Uten et godt estimat på verdien av sikker strømforsyning, er det vanskelig å bestemme hva som er samfunnsøkonomisk riktig nivå på investeringer i forsyningssikkerhet.

Spørsmål omkring forsyningssikkerhet for elektrisitet har i det siste vært gjenstand for atskillig oppmerksomhet og diskusjon. Enkelte trender kan tyde på at toleransen for avbrudd har blitt mindre og tilsvarende at verdien av sikker strømforsyning har blitt større de seneste årene. En årsak til det økte fokuset på forsyningssikkerhet er trolig at samfunnets og den enkeltes avhengighet av strøm har økt. Velstandsøkning og teknologisk utvikling er to grunner til dette. Økonomisk vekst har bidratt til økt energibehov som følge av større produksjon av varer og tjenester. Veksten i disponibel inntekt har delvis blitt benyttet til å øke forbruket og dermed også etterspørselen etter produkter som krever elektrisk energi. Den teknologiske utviklingen har ført til at elektriske produkter stadig har blitt rimeligere og lettere tilgjengelige for vanlige husholdninger og bedrifter. Utvikling av sofistikerte produkter og produksjonsprosesser, som er mer avhengig av stabil strømforsyning og god spenningskvalitet, har også økt kravene til leveringskvaliteten for strøm. Det å etablere en mer robust strømforsyning vil medføre kostnader og miljøinngrep. Ved vurdering av nye nettprosjekter avveies samfunnets fordeler og kostnader, jf. kapittel 6.

2.2 Overføring av strøm

Kraftnettets funksjon er å transportere elektrisk kraft fra produsenter til forbrukere, i de mengder og på de tidspunkter forbrukerne ønsker. I kraftsystemet må strøm produseres i det øyeblikket den skal forbrukes. Derfor er en sentral egenskap ved kraftsystemet at det hvert øyeblikk må være balanse mellom samlet produksjon og samlet bruk av kraft, såkalt momentan balanse. Dette stiller høye krav til kapasiteten i nettet.

2.2.1 Hvordan strøm overføres

Sentralnettet er i all hovedsak masket, det vil si at strømmen kan gå flere veier for å komme til et punkt. Nettkundene, produsenter og forbrukere, er i nesten alle tilfeller knyttet til det maskede nettet via radialer (en enkelt ledning mellom forbruket/produksjonen og et punkt i det maskede nettet).

Boks 2.3 Overføringstap

Energitapet beregnes som den momentane forskjellen mellom elektrisitet som produseres og forbrukes. Tapet for de ulike nettnivåene måles som energi matet inn i det aktuelle nettet minus den energien som er tatt ut. Det prosentvise tapet beregnes i forhold til det innmatede volumet i det aktuelle nettet.

Den elektriske energien som går tapt i det samlede kraftnettet i Norge ligger nå normalt på ca 10 TWh/år. Dette utgjør om lag 8 prosent av normal årsproduksjon.

Figuren under viser at de største tapene er i distribusjonsnettet.

¹ Tapstallene per nettnivå er hentet fra nettselskapenes årlige tekniske og økonomiske innrapportering til NVE og omfatter derfor bare tap i nett som har inntektsramme. Figuren viser ikke det samlede tapet i kraftnettet. Blant annet inngår ikke tap i en del produksjonsrelaterte nett.

Kilde: NVE

Elektriske tap er en uunngåelig fysisk egenskap ved transport av elektrisk energi. Størrelsen på energitapet avhenger av mengde energi som overføres relativt til ledningens kapasitet. Tapene øker når overføringslengde eller mengde overført energi øker, mens de synker med høyere spenningsnivå. De seneste årene har tapene i det norske sentralnettet vært økende – en utvikling som er koblet til økt forbruk og produksjon og større belastning på nettet.

Ulike tiltak kan benyttes for å redusere tapene. Nye kraftledninger bidrar i de aller fleste tilfeller til at tapene totalt sett reduseres, ved at kraften som skal transporteres fordeler seg på flere ledninger. Spenningsoppgradering i sentralnettet, fra 300 kV til 420 kV, innebærer grovt sett at tapene i den aktuelle ledningen halveres, gitt ellers like forutsetninger. På den annen side vil nye og oppgraderte ledninger tilrettelegge for økt overføring av strøm, noe som også kan trekke i retning av økte tap totalt sett, men lavere tap i prosent.

Ved bruk av kabel som alternativ til luftledninger over lengre avstander i sentralnettet øker tapene betydelig. Utvalg I, nedsatt av regjeringen for å vurdere sjøkabelalternativet for kraftledning mellom Sima og Samnanger, gjorde en vurdering som viste at luftledningsalternativet ville ha gitt et tap på om lag 25 GWh/år mens kabling ville gi energitap på om lag 60-175 GWh/år, avhengig av valgte kabelalternativ. Det presiseres at det her var snakk om en lang sjøkabel. Utvalget bestod av Roland Eriksson, Inga Bruteig, Kari Sletten og Vigeir Bunæs.

I et kraftsystem vil strømmen flyte dit hvor det er minst motstand, i henhold til fysikkens lover. Et kraftsystem som henger sammen og har lik frekvens kalles et synkront system.

Kraftsystemet er basert på vekselstrøm. For enkelte forbindelser benyttes høyspenning likestrøm. Før disse kobles til vekslestrømssystemet må det omformes mellom vekselstrøm og likestrøm, i en omformerstasjon. I motsetning til i et vekselstrømsystem kan kraftflyten i et likestrømssystem enkelt styres. I tillegg vil det være lavere nettap på likestrømsforbindelser enn på vekselstrømsforbindelser. Likestrøm benyttes som oftest der hvor det er behov for styrt overføring av kraft over lange avstander og for forbindelser mellom land eller områder som ikke er synkrone.

Over lange avstander transporteres strøm ved høye spenninger. Før strømmen distribueres til brukere, nedtransformeres den til lavere spenningsnivåer. I nettet finnes en rekke transformatorstasjoner som endrer spenning fra et nivå til et annet og binder de ulike nettnivåene sammen.

2.2.1.1 Overføringstap

Strømoverføring innebærer at noe energi går tapt på veien. Det er lavere prosentvise tap ved overføring på høye spenningsnivå enn på lavere nettnivåer. Det er noe av grunnen til at overføring over avstander, som er hovedoppgaven til sentralnettet, skjer ved høy spenning. Se boks 2.3 for mer om tap i nettet.

2.2.1.2 Elektromagnetisme

En kraftledning avgir elektriske og magnetiske felt. Elektromagnetiske felt oppstår rundt alle elektriske apparater, og kan inndeles i elektriske felt og magnetfelt.

Elektriske felt omgir elektriske apparater som er tilkoblet strømnettet, og kan eksistere selv om apparatet er slått av. Elektriske felt øker med spenningen og kan forårsake oppladning av metallgjenstander som ikke er jordet. Elektriske felt kan avskjermes av de fleste materialer.

En strøm som går gjennom en ledning setter opp et magnetisk felt rundt lederen. Størrelsen på magnetfeltet er avhengig av hvor mye strøm som går gjennom lederen, avstand til ledningen og hvordan flere magnetfeltkilder virker sammen. Feltet øker med økt strømstyrke og avtar når avstanden til kilden øker. Spenningen på kraftledningen i seg selv er ikke avgjørende for styrken på magnetfeltet, men ledninger med høyere spenning overfører ofte mer strøm enn ledninger med lavere spenning og vil derfor ofte gi et sterkere magnetfelt. Magnetfelt kan vanskelig avskjermes.

Statens Strålevern er ansvarlig myndighet for elektromagnetiske felt og helse. Magnetfelt måles vanligvis i enheten mikrotesla (μT). Strålevernsforskriften har fastsatt grenseverdien for befolkningen til 200 μT. Ved oppføring av nye elektriske anlegg eller oppgradering av eksisterende anlegg, skal det utredes om magnetfelt i nærliggende bygg kan bli høyere enn 0,4 μT.

2.2.2 Hva det vil si å ha tilstrekkelig kapasitet i nettet

Som nevnt er momentan balanse en sentral egenskap ved kraftsystemet. Et annet viktig trekk ved kraftsystemet er at kraftforbruket og -produksjonen varierer betydelig over året og over døgnet. Det er ikke uvanlig at det høyeste momentane forbruket i Norge i løpet av et år er tre-fire ganger høyere enn det laveste.

Ved analyser av forsyningssikkerheten i et kraftsystem, og behovet for investeringer i overføringsforbindelser, er både kraftbalansen og effektbalansen relevante størrelser. Kraftbalansen forteller om kraftsystemet har kapasitet til å dekke etterspørselen over tid. Kraftbalansen innenlands i Norge er definert som forholdet mellom samlet produksjon og samlet forbruk av kraft i et år med normal nedbør.

Det er imidlertid effektbalansen som legger sterkest føringer på dimensjoneringen av strømnettet. Effektbalansen er forholdet mellom tilgang og bruk av kraft på ett bestemt tidspunkt. Kraftnettet har begrenset effektkapasitet, blant annet fordi komponentene i systemet har en termisk grense som angir hvor mye elektrisk effekt som kan overføres uten at tapet øker betraktelig og i ytterste konsekvens at komponenten ødelegges eller utgjør en fare for omgivelsene. Ulike typer vern og brytere (systemvern) sørger for at komponenter frakobles før de ødelegges. For å utøve sin funksjon må strømnettet altså være sterkt nok til å håndtere det løpende forbruket – også i det øyeblikket forbruket er høyest. Disse effekttoppene, som gir nettet maksimal belastning, oppstår i Norge vanligvis i løpet av morgentimene på årets kaldeste dager.

Selv om rene energibetraktninger gir lite informasjon om den momentane driftssikkerheten i systemet, henger utviklingen i kraft- og effektbalansen sammen. En gradvis strammere kraftbalanse som følge av økt forbruk og/eller liten tilgang på ny produksjonskapasitet, øker kravene til overføringskapasitet inn til underskuddsområder. Strømnettet må være dimensjonert for å tåle effekttoppene som kan oppstå, også i et tørrår hvor tilgjengelig produksjonskapasitet i enkelte områder kan være liten som følge av lav vannstand i magasinene. I kapittel 3 gis en gjennomgang av dagens kraftbalanse og behovet for investeringer i overføringskapasitet.

2.3 Organisering og finansiering av nettet

Energiloven legger rammene for reguleringen av kraftsektoren, herunder nettvirksomheten.

Strømnettet er et naturlig monopol. Gjennomsnittskostnadene per transportert enhet synker med økende utnyttelse av nettet inntil kapasiteten begynner å bli presset. Det betyr at det vil være kostbart for samfunnet å ha flere parallelle nett, og det er dermed ikke åpnet for konkurranse innen nettvirksomheten. Dette er en av grunnene til at nettvirksomheten er sterkt regulert og ansvaret er fordelt mellom energimyndighetene, systemansvarlig og nettselskap.

2.3.1 Myndigheter, nettselskap og andre aktørers roller og ansvar

Energimyndighetene er ansvarlige for å legge det overordnede rammeverket for reguleringen av nettsektoren. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) er reguleringsmyndighet for sektoren.

I lys av at nettet er et naturlig monopol er sektoren organisert slik at alle brukere og produsenter i et geografisk område er tilknyttet et nettselskap på ett nettnivå. Det er nettselskapene som er ansvarlige for å planlegge og gjennomføre de nødvendige investeringene i sitt nett. Nettselskapene er avhengige av tillatelser for å bygge og drive nettet. I de tre nettnivåene er det i dag 156 nettselskap i Norge. Statnett er systemansvarlig og den største eieren i sentralnettet. Dette gir Statnett en sentral rolle i det norske kraftsystemet.

2.3.2 Regulering av nettselskapene og finansiering av nettinvesteringer

Nettselskapene får sine inntekter ved at kundene betaler tariffer. Det er dermed nettkundene som finansierer investeringer i nettet. Myndighetene setter maksimalt tillatte inntekt som oppad begrenser tariffene. Overordnede prinsipper for tariffering er regulert av myndighetene.

Nettet er underlagt omfattende offentlig regulering. Formålet med reguleringen er å sikre at brukerne ikke betaler for mye for nettet, samtidig som investeringene i nettet er tilstrekkelige til å sikre kapasitet og kvalitet. Nettreguleringen er en kombinasjon av direkte og indirekte virkemidler. Tilsynsvirksomhet er også sentralt. Direkte reguleringer setter opp eksplisitte krav eller påbud for nettvirksomhet. Indirekte regulering av nettvirksomhet er basert på økonomiske insentiver. Samlet sett sikrer reguleringen av nettvirksomheten de nødvendige investeringer samtidig som den gir insentiver til rasjonell og effektiv drift.

Det er i hovedsak de direkte reguleringene av nettselskapene som skal sørge for at nødvendige investeringer gjennomføres og at nettet vedlikeholdes på en tilfredsstillende måte. Eksempler på direkte reguleringer er leveringsplikten, tilknytningsplikten og plikten til å holde anlegg i tilfredsstillende driftsikker stand til enhver tid, herunder sørge for vedlikehold og modernisering som sikrer en tilfredsstillende leveringskvalitet. NVE har mulighet til å pålegge nettselskapene å gjennomføre tiltak for å redusere omfanget eller konsekvensene av kortvarige og langvarige avbrudd.

Den indirekte reguleringen (insentivreguleringen) utfyller den direkte reguleringen av nettselskapene og skal stimulere nettselskapene til å drive og utvikle nettet effektivt. Reguleringen er utformet slik at NVE fastsetter en årlig maksimal tillatt inntekt, inntektsramme, for det enkelte nettselskap. I fastsettelsen av inntektsrammene benytter NVE seg blant annet av sammenlignende effektivitetsanalyser som tar hensyn til at selskapene opererer under ulike rammebetingelser. Inntektsrammereguleringen skal sikre selskapene en rimelig avkastning på investert kapital over tid, gitt effektiv drift, utnyttelse og utvikling av nettet. Et gjennomsnittlig effektivt selskap vil vanligvis ha både bedriftsøkonomisk lønnsomme og ulønnsomme investeringsprosjekter i sin portefølje.

2.4 Beskrivelse av kraftnettet

2.4.1 Nettet i Norge

Nettet i Norge deles inn i tre nivåer: distribusjonsnett, regionalnett og sentralnett.

Distribusjonsnett er de lokale nettene som vanligvis sørger for distribusjon av kraft til sluttbrukerne, som husholdninger, tjenesteyting og industri. Distribusjonsnettene har normalt spenning opp til 22 kV, men spenningen transformeres ned til 230 volt for levering til vanlige strømbrukere.

Regionalnettene er bindeledd mellom sentralnettet og distribusjonsnettene, og består i hovedsak av kraftledninger med 66 kV og 132 kV spenning. Regionalnettet er om lag 19 000 km. De største regionalnettseierne er Hafslund Nett AS, Eidsiva Nett AS og Skagerak Nett AS med over 1000 km hver. 12 selskaper eier mer enn 500 km.

Sentralnettet binder sammen produksjon og forbruk i ulike landsdeler, gir aktørene i alle landsdeler adgang til en markedsplass og sørger for sentrale utvekslingspunkt i alle regioner. Sentralnettet omfatter også utenlandsforbindelsene. Sentralnettet består i hovedsak av kraftledninger med 300 eller 420 kV spenning, men i enkelte deler av landet inngår også kraftledninger med 132 kV spenning. Dette gjelder blant annet nord for Balsfjord i Troms hvor det kun er sentralnettsledninger med 132 kV spenning.

Store kraftproduksjonsanlegg knyttes til sentralnettet, mens mindre produksjonsenheter kan knyttes til enten regionalnettet (mindre vindkraftanlegg og småkraft) eller distribusjonsnettet (mindre småkraft). Små forbrukere er tilknyttet distribusjonsnettet mens store forbrukere som kraftintensiv industri kan være knyttet direkte til regional- eller sentralnettet.

Sentralnettet er ca 11.000 km. Statnett eier om lag 90 prosent av sentralnettet. Andre eiere av sentralnett er blant annet BKK Nett AS (ledninger og stasjoner inn mot og i Bergens-området), SKL Nett AS (ledninger og stasjoner i Sunnhordland), Lyse Elnett AS (ledninger og stasjoner inn mot og i Stavanger-området) og Hafslund Nett AS (kabler i Oslo).

Kilde: NVE

Nettet i Norden er preget av hvilke energikilder de ulike land har hatt tilgjengelig. Både det norske og svenske nettet er bygget opp for å transportere elektrisitet fra vannkraftverk i områder med lite forbruk til områder hvor forbruket er større enn produksjonsressursene. Sentralnettet i Sør-Norge har derfor mange overføringsledninger som går mellom produksjonsressurser i vest og forbruksområder i øst.

I Sverige er det store produksjonsressurser nord i landet, og det er derfor også åtte ledninger som går i nord-sør retning. I motsetning er det generelt få forbindelser som går nord-sør i Norge. På Vestlandet mellom Boknafjorden og Sognefjorden er det én gjennomgående sentralnettsledning fra nord til sør. Mellom Sør-Norge og Midt-Norge er det i dag en 300 kV-ledning mens det fra Midt-Norge til Nordland er to 300 kV-ledninger som i Nordland går over til én 420 kV-ledning.

2.4.2 Forbindelser til Norden og andre land

Den første utenlandsforbindelsen, Nea – Järpströmmen mellom Norge og Sverige, ble opprettet i 1960, se også boks 6.9. Fortsatt er den største utvekslingskapasiteten med Sverige. I tillegg er det forbindelser til Danmark, Nederland, Finland og Russland. Overføringsforbindelsene til Sverige, Finland og Russland er vekselstrømforbindelser over land mens forbindelsene til Danmark og Nederland er undersjøiske likestrømskabler. Det er flere forbindelser mellom Norden og andre land, først og fremst Russland, Estland, Polen og Tyskland.

Den samlede utvekslingskapasiteten (5.400 MW), se tabell 2.2, er relativt lav sammenliknet med samlet produksjonskapasitet i Norge (ca 31.000 MW). I de fleste år er Norge nettoeksportør, men også relativt ofte nettoimportør, slik tilfellet har vært i 2010 og første halvdel av 2011. Kraftflyten går likevel begge veier i ulike perioder i løpet av året, jf. figur 2.4.

Danmark, Finland, Norge og Sverige er koblet sammen i ett felles kraftsystem. Driften av kraftsystemet i Norge henger derfor tett sammen med forhold i våre naboland. I dette felles systemet går kraftflyten minste motstands vei og eksempelvis transporteres periodevis en del av kraftproduksjonen nord i Norge gjennom det sterke nord-sør nettet i Sverige.

Kilde: SSB

Kraftutvekslingen innad i Norden og med land utenfor Norden er i hovedsak organisert med det formål at kraften til enhver tid flyter dit hvor det er størst energiknapphet, det vil si høyest pris. Det er lagt opp til at kapasiteten på forbindelsene skal være tilgjengelig for alle produsenter og forbrukere. De systemansvarlige tilrettelegger derfor for handelen gjennom såkalt implisitt auksjon og børs-til-børshandel. Handelen mellom Norden og kraftmarkedet i det sentrale Vest Europa1 er nå organisert slik. I de fleste tilfeller deler de systemansvarlige på hver side av forbindelsen flaskehalsinntektene mellom seg og det betales ikke for selve kraftoverføringen, jf. også 2.5.1.

2.5 Effektiv utnyttelse av strømnettet

Hvor mye strøm et kraftsystem kan overføre, kan økes ved mer effektiv utnyttelse av den eksisterende infrastrukturen, investeringer som forbedrer den eksisterende infrastrukturen og nye overføringsforbindelser. Denne meldingen handler i hovedsak om det siste og delvis om investeringer som forbedrer den eksisterende infrastrukturen. Dette delkapitelet ser imidlertid på hvordan eksisterende infrastruktur utnyttes effektivt i dag og deretter på investeringer som forbedrer den eksisterende infrastrukturen.

2.5.1 Utnyttelse av den eksisterende infrastrukturen

I Norge er det Statnett SF som er systemansvarlig nettselskap og som har den overordnede fysiske styring og kontroll med landets kraftsystem. Kraftmarkedet er et viktig verktøy for å sikre en økonomisk effektiv utnyttelse av kraftressursene og nettet.

Det er en tett sammenheng mellom driften og utviklingen av nettet. I Norge har vi derfor valgt at det er samme foretak, Statnett, som skal drifte nettet og som skal eie og utvikle hoveddelen av sentralnettet. Statnett er et statsforetak eid av Olje- og energidepartementet.

2.5.1.1 Systemansvaret og fastsettelse av overføringsgrenser

Systemansvaret er regulert i forskrift om systemansvaret i kraftsystemet.

Som systemansvarlig selskap har Statnett ansvar for en samfunnsøkonomisk rasjonell drift og utvikling av det sentrale nettet.

Statnett driver kontinuerlig driftsplanlegging, både på årlig og ukentlig basis og for kommende driftsdøgn. For systemansvarlig består en viktig del av driftsplanleggingen i å fastsette overføringskapasiteter.

Overføringskapasitetene angir hvor mye strøm som kan overføres over en enkelt overføringsledning eller et overføringssnitt2.Statnett fastsetter overføringsgrensene basert på blant annet vurderinger av effektkapasiteten til de ulike anleggsdelene, samt krav til spenning og stabilitet i kraftnettet. I tillegg tas det hensyn til forsyningssikkerhetskriterier og anlegg som er ute av drift på grunn av revisjoner eller feil. I tilfeller der ønsket kraftoverføring på en ledning eller et snitt overstiger de fastsatte overføringsgrensene, oppstår det en flaskehals.

Statnett håndterer flaskehalser gjennom etablering av prisområder (elspotområder) eller spesialregulering. Ved større flaskehalser av en viss varighet oppretter Statnett prisområder som åpner for ulike kraftpriser på hver side av flaskehalsen. Inndeling i prisområder betyr ikke at det automatisk oppstår ulike priser, men det vil være tilfelle i perioder der overføringskapasiteten reelt sett begrenser flyten mellom områdene. Midlertidige flaskehalser, for eksempel som følge av utfall eller revisjoner, skal i henhold til forskriften om systemansvaret håndteres ved hjelp av spesialregulering. Spesialregulering innebærer blant annet at systemansvarlig betaler produsenter for å regulere opp eller ned sin kraftproduksjon.

2.5.1.2 Kraftmarkedet og driftstimen

Dagens markedsbaserte organisering av den nordiske kraftomsetningen har bidratt til en effektiv prisdannelse på elektrisk kraft og en best mulig utnyttelse av kraftsystemet. Effektiv utnyttelse av ressursene i kraftsystemet har i sin tur bidratt til å redusere behovet for kostbare investeringer i nett og kraftproduksjon.

Mens overføring av strøm er regulert monopolvirksomhet, er det konkurranse om kjøp og salg av kraft. Kraftprisen avgjøres av tilbud og etterspørsel i kraftmarkedet. Det meste av omsetningen skjer på Nord Pool Spot. Elspot er det felles nordisk markedet for levering av kraft neste døgn, time for time.

Nord Pool Spot legger informasjon fra de systemansvarlige om gjeldende overføringsgrenser til grunn. Beliggenheten til produksjons- og forbruksaktørene avgjør hvilket prisområde de tilhører, og dermed hvilket område deres bud om kjøp og salg av kraft faller inn under. Hver dag beregner Nord Pool Spot både systempris og områdepriser for hver time det kommende døgnet. Systemprisen, som er felles for hele markedet, gjenspeiler de samlede produksjons- og forbruksforholdene i Norden, men tar ikke hensyn til eventuelle flaskehalser i nettet. Områdeprisene tar derimot hensyn til flaskehalsene i nettet og skaper balanse mellom kjøps- og salgsanmeldingen fra aktørene innenfor hvert område.

Elspotmarkedet danner et godt utgangspunkt for Statnett i arbeidet med planlegging av selve driftstimen. Likevel vil ulike forhold, slik som uventede temperaturendringer eller utfall av produksjon eller ledninger, føre til at faktisk forbruk og produksjon i driftstimen avviker fra tilpasningen som fremkom dagen før i elspotmarkedet. For å opprettholde balanse i systemet kan det være nødvendig for systemansvarlig å sørge for opp- eller nedregulering av produksjon og/eller forbruk tett opptil eller i driftstimen.

I tillegg til elspotmarkedet er det derfor utviklet markeder som aktiveres etter at handelen i elspotmarkedet er avsluttet. Dette inkluderer Elbasmarkedet, som er et fysisk justermarked der aktørene kan handle inntil to timer før driftstimen, og Regulerkraftmarkedet der systemansvarlig betaler aktørene for å justere opp eller ned produksjonen på femten minutters varsel. I tillegg er det et Regulerkraftopsjonsmarked som sikrer nok kapasitet i Regulerkraftmarkedet. Det finnes også marked for primærreserver og system- og balansetjenester med enda kortere aktiveringstid som Statnett benytter i driftstimen for å opprettholde momentan balanse mellom forbruk og produksjon.

Bruk av systemvern er også blant virkemidlene som kan tas i bruk for å sikre at overføringskapasiteten ikke overskrides. Systemvern innebærer utkobling av produksjon eller forbruk. Systemvern der produksjon kobles ut gir relativt små ulemper i forhold til nytten. For store forbrukere, herunder industri, kan det også være lønnsomt å inngå frivillige avtaler om systemvern. For alminnelig forbruk kan utkobling imidlertid få store konsekvenser. Slik automatisk utkobling kan derfor kortvarig avlaste en kritisk situasjon, men for alminnelig forbruk er det ikke en langsiktig akseptabel løsning for å utnytte nettet bedre.

Boks 2.4 Historisk utvikling av strømnettet

På slutten av 1800-tallet gjorde elektrisitet for alvor sitt inntog i Norge og verden for øvrig. I starten var de fleste elektriske anlegg bedriftsinterne og produksjon og forbruk skjedde innenfor et svært begrenset geografisk område. Det ble etter hvert mulig å overføre kraft på lave spenningsnivåer fra 1 til 10 kV, men dette ga svært begrensede muligheter for å overføre kraft over store avstander.

Ut over 1900-tallet ble vannkraft bygget ut i nærheten av byene i Norge til bruk for lys, transport og industri. I 1903 ble Kykkelsrud kraftverk i Glomma satt i drift og i forbindelse med utbyggingen ble det også bygget en kraftoverføring via Oslo til Slemmestad den klart største i landet. Kraften på den 84 km lange ledningen ble overført med det på den tiden uvanlig høye spenningsnivået 20 kV. Epoken fram mot 1920 ble preget av stadig økende kraftmengder og spenningsnivåer samtidig med en sterk utvikling i industri basert på vannkraft.

Foto: Statnett

På 1920-tallet kom det større vannkraftutbygginger lengre fra byer og forbrukere og følgelig et stort behov for nett. Dette medførte betydelige utfordringer i form av naturhindringer som fjell og fjorder og klimatiske påkjenninger. En gikk også over til å benytte spenninger fra 110 til 132 kV på 1920-tallet.

De ulike overføringene fra kraftverk til forbrukere, og mindre samkjøringsområder, ble driftet separat fram til 1930-1940. Først da begynte en større grad av samkjøring av kraftoverføringsanlegg, noe som raskt viste seg å ha mange fordeler. Sikrere forsyning til forbrukerne, og mer hensiktsmessig disponering av vannressursene var blant de primære fordelene.

Produksjonskapasiteten ble mer enn tredoblet i årene fra 1945 til 1965. Flere store kraftintensive industriprosjekter ble også etablert. Teknologisk utvikling gjorde det også mulig å ta i bruk det til da rekordhøye spenningsnivået 220 kV på kraftledningene.

Først tidlig på 1960-tallet ble første ledning med 300 kV satt i drift i Norge. Ved valg av 300 kV ledninger kunne systemene som ble driftet med 220 kV ombygges til drift på 300 kV. 300 kV som systemspenning fikk derfor relativt raskt stor utbredelse. I samme periode som 300 kV ble etablert som det høyeste spenningsnivået i Norge, valgte Sverige 400 kV.

I perioden fra 1945 til tidlig på 1960-tallet var hovedfokus på å bygge ut regionale samkjøringsnett, som blant annet samkjøringen på Østlandet. Til sammen var det fem regionale samkjøringsområder tidlig på 1960-årene. På midten av 60-tallet var nesten samtlige kraftverk av størrelse med i en eller annen form for organisert samkjøringssamarbeid. I løpet av 1960-årene ble det stadig viktigere å integrere disse samkjøringsområdene via landsdelsforbindelser.

På 60-tallet ble også de første overføringsforbindelsene til utlandet etablert. Første forbindelse var Nea-Järpströmmen og i årene som fulgte ble det bygget flere ledninger til Sverige. Norge var fra denne perioden en del av et internasjonalt kraftmarked.

Det ble et tettere internasjonalt samarbeid utover på 1970-tallet. Bygging av kabel til Danmark fra Kristiansand gav muligheter til å utnytte fordelene ved samkjøring av norsk vannkraft og dansk kullkraft.

På 1980-tallet ble kraftoverføringen mellom Vestlandet og Østlandet kraftig styrket. I dette tiåret ble også 420 kV tatt i bruk til kraftoverføring internt i Norge og Norge sør for Dovre ble i denne perioden et tett integrert kraftsystem. Først tidlig på 90-tallet ble Nord-Norge også elektrisk knyttet sammen via ledninger internt i Norge. Tidligere hang disse områdene kun sammen ved at de var koblet til det sterke nord-sør nettet i Sverige.

Kilde: Basert på illustrasjon i Skjold og Thue

Energiloven kom tidlig på 90-tallet, og medførte store endringer for hele elektrisitetssektoren, blant annet ved å fjerne oppdekningsplikten. Fokus ble skiftet fra å være svært utbyggingsrettet til å gå mer i retning av bedret utnyttelse av etablert infrastruktur, og utnyttelse av utbygd overkapasitet i produksjonssystemet. I 1992 ble den statlige forvaltningsbedriften Statkraftverkene delt i det konkurransebaserte produksjonsselskapet Statkraft SF, og den monopolbaserte sentralnettseieren og systemansvarlige Statnett SF. Det ble etablert systemer som gjorde det mulig å utnytte landets samlede kraftressurser på en mer effektiv måte, uten at det krevdes nyinvesteringer i strømnettet.

Et sentralnett dominert av 300 kV, med innslag av 420 kV ble fram mot årtusenskiftet og langt ut på 2000-tallet stadig bedre utnyttet, uten særlige nyetableringer. I dag har vi et sentralnett som er godt utnyttet. For å tilrettelegge for ny produksjon og forbruk og samtidig sørge for en sikker kraftforsyning står vi foran en ny epoke med nyutbygginger.

Kilde: Statens nett (2007), Universitetsforlaget og Kraftoverføringens kulturminner (2010), NVE

2.5.2 Tiltak for å øke kapasiteten i den eksisterende infrastrukturen

Kapasiteten i nettet kan økes gjennom tiltak i et eksisterende nett. Dette kan være tiltak som temperaturoppgraderinger, kondensatorbatteri og bruk av andre reaktive komponenter som SVC3 anlegg. I Norge har slike tiltak vært benyttet lenge. Statnett har i mange år hatt en strategi om å gjennomføre tiltak som øker overføringskapasiteten uten at de innebærer vesentlige nettinvesteringer. Denne typen tiltak sammen med en effektiv utnyttelse av nettet har redusert behovet for store nettinvesteringer.

Et alternativ til helt nye nettinvesteringer er å utføre spenningsoppgraderinger. Spenningsoppgradering med økt overføringskapasitet skjer ved forsterkninger eller utskiftninger av eksisterende liner, master og stasjoner hvor eksisterende traséer i størst mulig grad anvendes. Statnett har hatt en strategisk satsing på å øke spenningen fra 300 kV til 420 kV. På lengre sikt jobbes det for at alle dagens 300 kV anlegg vil bli bygget om til å tåle 420 kV spenning.

Fordi spenningsoppgradering innebærer at eksisterende ledninger og stasjoner bygges om vil de også kunne gi driftsmessige utfordringer i ombyggingsperioden. Dette innebærer at det resterende strømnettet må ha nok kapasitet i ombyggingsperioden. For at spenningsoppgraderinger skal være et alternativ til nyinvesteringer må derfor oppgraderingsarbeidet starte på et tidlig tidspunkt. I noen tilfeller er det mulig å arbeide med spenning på ledningen for å redusere behovet for utkobling.

Spenningsoppgraderinger er tid- og kostnadskrevende tiltak. Den store fordelen er at endringen i miljøpåvirkning ofte blir liten sammenlignet med bygging i nye traseer.

2.5.3 Utnyttelsen av nettkapasiteten i dag

De siste 20 årene har det vært relativt små investeringer i sentralnettet. Samtidig har mengden overført strøm økt betydelig.

Som det framgår av 2.5.1 og 2.5.2 har det vært fokus på å utnytte eksisterende nett mer effektivt og gjøre investeringer i eksisterende nett og traseer. Innføring av markedsmekanismer har vært et nyttig verktøy. Mye av dette potensialet er nå utnyttet og i noen områder er overføringskapasiteten blitt for liten. Det er derfor nødvendig med større investeringer i eksisterende traseer og i nye overføringsledninger for å heve overføringskapasiteten betydelig. Utnyttelsen av nettkapasiteten virker også inn på driften av kraftsystemet.

2.6 Delene nettet består av

2.6.1 Liner og mastetyper

Sentralnettet består hovedsakelig av ledninger med spenningsnivåene 300 og 420 kV.

Det er stor variasjon i hvordan master på ulike spenningsnivå og innenfor samme spenningsnivå ser ut. Mange av egenskapene avhenger av linekonfigurasjon og mastetype. Spesielt er det stor variasjon i mastene i distribusjons- og regionalnettet.

Kilde: Statnett

Kilde: Statnett

Tabell 2.3 viser karakteristika for kraftledninger på ulike spenningsnivå. Tallene er hentet fra konkrete konsesjonssøknader, men det er som nevnt store variasjoner. Figur 2.9 viser illustrasjoner av master i regional- og sentralnettet.

Illustrasjonene er ikke i målestokk.

Kilde: NVE

2.6.2 Transformatorstasjoner

Transformatorstasjonene endrer spenning fra et nivå til et annet og binder de ulike nettnivåene sammen. I transformatorstasjonene kobles nettet sammen og danner et kraftsystem med produksjon og forbruk.

En transformatorstasjon består av transformatorer og bryterfelt. Bryterfeltene innholder komponenter som gjør det mulig å koble anlegg sammen eller fra hverandre avhengig av driftsbilde. Koblingene kan skje både manuelt eller automatisk, eksempelvis som følge av at et vern utløses etter feil på et anlegg.

Arealbehov avhenger av spenning og antall ledninger som er tilknyttet transformatorstasjonen. I en transformatorstasjon brukes ofte utendørs bryterfelt. Disse bryterfeltene vil være de mest arealkrevende komponentene i en stasjon. Eksempelvis anser Statnett arealbehovet fra 50 til 80 dekar for etablering av nye transformatorstasjoner i sentralnettet. Det totale arealet som erverves er større for å ta hensyn til eventuelle fremtidige utvidelser, buffersoner og arrondering.

2.6.3 Jord- og sjøkabler

Jord- og sjøkabler er i liten grad brukt i sentralnettet. Kablene kan enten overføre likestrøm eller vekselstrøm. Kraftsystemet er i all hovedsak basert på vekselstrøm. For overføring av store mengder kraft over lange avstander fra et punkt til et annet kan en i enkelte tilfeller benytte likestrømsteknologi. Både vekselstrøm- og likestrømsteknologi kan bygges som luftledning eller jord-/sjøkabler, men med ulike tekniske begrensninger. Ved lange avstander uten behov for tilkoblingspunkter underveis er likestrømkabler med høy spenning (HVDC) det mest kostnadseffektive og gir lavest nettap. Likestrømkabler krever imidlertid store kost- og arealkrevende omformeranlegg, såkalte likerettere. Ved kabling på kortere avstander i sentralnettet der kabelen er nærmere integrert med kraftsystemet for øvrig er vekselstrømkabler best egnet.

Det finnes to hovedtyper av HVDC kabelteknologi4. CSC teknologien krever et sterkt vekselstrømnett i begge ender av kabelen, mens VSC-teknologi kan benyttes til å styrke et svakt nett. Tendensen i dag er at det er VSC-teknologi som benyttes i de fleste nye prosjekter, men så langt kun på lavere spennings- og kapasitetsnivå enn det som normalt kreves i sentralnettet. Statnett og Energinet.dk planlegger imidlertid å bruke VSC-teknologi for Skagerrak 4. Dette vil i tilfelle bli den første kabelen som bruker denne teknologien på så høy spenning som 500 kV.

Det finnes flere ulike kabelteknologier for vekselstrøm, for eksempel oljekabel og PEX-kabel. En begrensende faktor ved bruk av vekselstrømskabler er at reaktiv effektproduksjon binder opp kabelens termiske kapasitet og begrenser overføringskapasiteten. Denne reaktive effektproduksjonen øker med lengde. For å begrense dette fenomenet er det vanlig å installere reaktiv effektkompensering i endene av kabelen. Ofte kan det også være behov for kompensering ved kabelens midtpunkt. Vekselstrømkabler er lite egnet for overføring over lange avstander.

Når det gjelder jord- og sjøkabler i sentralnettet er de ulike teknologienes modenhet og kvalifisering et viktig tema av hensyn til forsyningssikkerhet. Internasjonalt er det mer begrenset erfaring med kabling på høyere spenningsnivå enn på de spenningsnivå som benyttes i distribusjons- og regionalnettet. De teknologiske utfordringene kabling kan innebære ble belyst av Utvalg I, nedsatt av regjeringen for å vurdere sjøkabelalternativet for kraftledning mellom Sima og Samnanger. Utvalget vurderte fire ulike typer overføringssystemer for en eventuell sjøkabel. De vurderte vekselstrøm med henholdsvis PEX- eller oljekabel og likestrøm med henholdsvis masseimpregnert kabel og polymer kabel. De konkluderte med at alle systemene representerte mulige tekniske løsninger for strekningen Simadalen–Kvam, men at en sjøkabel i Hardangerfjorden i så fall måtte imøtekomme flere krav til kapasitet, dybde og lengde som i kombinasjon savner motstykke i verden. Uansett valgt teknologi ville mulig løsning for prosjektet være utfordrende og kreve mer eller mindre omfattende teknologikvalifisering.

Statnett og øvrige nettselskaper bør være pådrivere for utvikling og kvalifisering av ny teknologi. Utvikling av ny overføringsteknologi inngår også i forskningsprogrammet RENERGI under Norges forskningsråd, (NFR) som blant annet finansieres av Olje- og energidepartementet. Per desember 2011 hadde det under RENERGI-programmet blitt bevilget til sammen om lag 125 millioner kroner til 20 ulike prosjekter innen kabelrelatert FoU for perioden 2004-2013. NFR rapporterer i 2010 om viktige resultater innen blant annet måling av vanninnhold i isolasjonsmaterialer og kabelendeavslutninger og systemer for kontroll av stabiliteten i transmisjonsnettet. Slike forskningsaktiviteter gir energi- og miljømyndighetene, nettselskaper og andre god anledning til å være oppdatert på kunnskapsstatus om nye muligheter for å redusere miljøvirkninger knyttet til overføringsanlegg, herunder om kabling på høye spenningsnivå.

2.7 Virkninger av kraftoverføringsanlegg for natur, lokalsamfunn og andre arealinteresser

Kapittel 2.6 beskriver den fysiske utformingen til delene kraftnettet består av. Selv om kraftoverføringsanlegg blir utformet skånsomt, vil etablering av både luftledninger og jord- eller sjøkabel medføre inngrep i naturen. Aktuelle konsekvenser er påvirkning på arters leveområder, fragmentering av naturområder, påvirkning på reindrift, elektrokusjons- og kollisjonsfare for fugl og visuelle virkninger for landskapet. Lokalsamfunn og andre arealinteresser som friluftsliv, reiseliv, landbruk og kulturminner og -miljøer vil også kunne berøres av kraftoverføringsanlegg. Hvordan hensyn til miljø, lokalsamfunn og andre arealinteresser inngår som kriterier for samfunnsmessig fornuftige nettinvesteringer er beskrevet i 6.5.2. Under gis det et overblikk over virkninger kraftoverføringsanlegg kan ha for natur, lokalsamfunn og andre arealinteresser, men en nærmere redegjørelse er lagt til kapittel 6.7. Der redegjøres det mer utførende om slike virkninger av kraftoverføringsanlegg på ulike spenningsnivå og ved valg av henholdsvis luftledning og sjø- eller jordkabel. Videre omtaler kapittel 6.7 hvordan regjeringens politikk for avbøtende tiltak kan redusere slike negative virkninger.

Ofte er det de visuelle virkningene for bebyggelse, naturlandskap, kulturmiljø, friluftsliv og turisme som skaper størst engasjement ved spørsmål om etablering eller ombygging av en kraftledning. Kraftoverføringsanlegg medfører visuelle virkninger på landskapet. Anleggenes synlighet og virkninger på naturmangfoldet avhenger blant annet av type anlegg (spenning, mastetype og linekonfigurasjon for luftledninger, arealbehov for endepunktsinstallasjoner og langs jord- eller sjøkabler), hvilken landskapstype den går gjennom, i hvilken grad omgivelsene (topografi og vegetasjon) kan skjule den og hvorvidt den er eksponert fra områder hvor mennesker ferdes. Kraftledninger kan også påvirke andre arealbruksinteresser som landbruk og utmarksnæringer, herunder reindrift. Reinen flyttes mellom vår-, sommer-, høst- og vinterbeiter og er derfor avhengig av store områder. Barriereeffekter og økt menneskelig aktivitet kan påvirke reinen. Videre kan kraftledninger få direkte virkninger for kulturminner dersom mastene, vei eller riggplasser plasseres i selve kulturminnet. Mer indirekte virkninger for kulturminner kan være visuelle virkninger sett fra kulturminnet eller sett ut i fra hvordan kraftledningen og kulturminnet sees i sammenheng i landskapet.

Hensynet til virkninger for naturmangfoldet er et viktig tema for konsekvensutredning og konsesjonsbehandling av kraftoverføringsanlegg som innebærer arealinngrep. Det er derfor viktig at konsekvensene av tiltaket for naturmangfoldet er tilstrekkelig utredet, slik at man har et godt grunnlag for vurderingen og vektleggingene av naturmangfold opp mot andre samfunnsinteresser. Naturmangfoldloven og konsekvensutredningssystemet stiller krav som samlet skal tilrettelegge for godt beslutningsgrunnlag om dette temaet. I konsesjonsvedtak etter energiloven om kraftoverføringsanlegg inngår vurderinger basert på prinsippene for offentlig beslutningstaking i naturmangfoldloven kapittel II, herunder vurderinger av samlet belastning. En generell omtale av hvordan disse bestemmelsene skal anvendes er gitt i boks 7.3. Den viktigste trusselen mot mange rødlistede arter og naturtyper er arealbruksendringer og fysiske inngrep.

I likhet med andre arealinngrep kan både luftledninger og kabelanlegg med tilhørende endepunktsinstallasjoner påvirke naturmangfold gjennom direkte arealbeslag og barriereeffekter i områder med truet, nær truet eller verdifulle naturtyper eller arter. I anleggsfasen vil aktivitet og terrenginngrep kunne forstyrre dyre- og fuglelivet og medføre at vilt og fugl trekker bort fra områdene hvor aktiviteten foregår. Dersom sammenhengende naturområder fragmenteres eller reduseres kan dette påvirke arter som er trekkende eller er avhengig av store habitater. Eventuell virkning for verneområder er avhengig av omfanget av inngrepet (antall mastefester og nødvendig anleggsarbeid), hvilken andel av verneområdet som berøres og områdets verneformål.

Fugl er den artsgruppen som gjennom kollisjoner eller strømoverføring (elektrokusjon) er mest utsatt for påvirkning fra luftledninger. Risiko avhenger av mange faktorer, men er størst i distribusjonsnettet. I noen saker har det vært vurdert om luftledninger med tilhørende ryddegate vil kunne påvirke arealbruken til vilt som villrein. På den annen side kan ryddegater ha en positiv virkning på annet hjortevilt på grunn av lauvoppslag i ryddebeltet som gir godt beite.

Visuelle virkninger og virkninger på naturmangfold av jord- og sjøkabelanlegg avhenger av terreng og topografi, valg av kabelteknologi og spenningsnivå. Ved legging av jordkabel må vegetasjonen fjernes over grøftetraseen i anleggsfasen. Eventuell sprengning av fjell medfører permanente spor i landskapet. For jordkabelanlegg på høyere spenningsnivå er det nødvendig med kjørbar adkomst langs kabeltraséen også i driftsfasen. På høyere spenningsnivå krever både jord- og sjøkabelanlegg store installasjoner i endepunktene samt eventuelle kompenseringsanlegg underveis. Avhengig av topografi kan jordkabeltrasé ned til vannkanten medføre inngrep i forbindelse med legging av sjøkabel. For sjøkabler må også mulig påvirkning på naturmangfoldet under vann vurderes.

Det er et sentralt hensyn ved planlegging og konsesjonsbehandling å søke å finne fram til de løsninger som totalt sett er gunstigst for samfunnet. Valg av trasé og utforming av kraftledninger innebærer ofte avveininger mellom hensynet til ulike natur- og samfunnshensyn som berøres. Eksempelvis kan hensyn til visuelle virkninger i et lokalsamfunns nærmiljø eller hensynet til sikker bygging og drift av anleggene i mange tilfeller være i motstrid med hensyn til naturmangfold og utmarksinteresser som reindrift og hensynet til å unngå fragmentering av urørt natur. Konsesjon gis ikke dersom det vurderes at tiltakets nytte ikke veier opp for de kostnader og ulemper det medfører. Avveininger må gjøres og den totalt sett beste løsningen for samfunnet må etterstrebes.

2.8 Kostnader for nett

Kostnadene for nett varierer betydelig mellom prosjekter. Omfang, materialer, spenningsnivå, anleggstype, topografi, klimatiske forhold som vind- og islaster, tekniske løsninger, tilgjengelighet, grunnforhold og avbøtende tiltak er faktorer som vesentlig påvirker de endelige kostnader for prosjektene. Det er derfor vanskelig å si noe helt generelt om kostnadsnivået for nettinvesteringer. Hensikten med tallene som presenteres her er å illustrere størrelsesorden.

2.8.1 Ledninger og kabler

Kostnadene ved å bygge luftledninger synes å ha økt betydelig de senere år, blant annet som følge av høyere materialkostnader og råvarepriser.

En typisk kostnadsfordeling for luftledning på ulike nettnivå er: 20 prosent til planlegging, prosjektering, erstatninger og avbøtende tiltak, 45 prosent til rigging, linestrekking og byggarbeider inkludert betong og 35 prosent til mastestål, armatur og line. Boks 2.6 angir kostnadsintervaller for ledninger i sentral- og regionalnettet.

Også for kabelprosjekter er det store forskjeller i kostnader mellom prosjekter. Installasjonene vil variere med lokale forhold som vanndybde og jordsmonn og konstruksjonsvalg vil avhenge av faktorer som overføringsevne, termiske forhold, spenningsnivå og mekaniske påkjenninger. Høyere materialpriser de siste årene har bidratt til økte kostnader. Det har betydning for kostnadene om det benyttes vekselstrøm- eller likestrømsteknologi.

2.8.2 Transformatorstasjoner

Kostnadene for nye stasjoner består av kostnader til bygningsmasse eller fundamentering ved utendørsanlegg, feltkostnader og selve krafttransformatoren.

En ny transformatorstasjon i sentralnettet anslås å koste mellom 200 til 300 millioner, typisk rundt 270 millioner kr. En vanlig fordeling av kostnadene er rundt 50 prosent til høyspennings- og kontrollanlegg, rundt 35 prosent til grunnarbeider, betong og bygg og rundt 15 prosent til planlegging, administrasjon, ledelse og HMS.

Typiske kostnader for en ny stasjon i regionalnett vil kunne ligge på alt fra 5-60 mill kroner. Utvidelse av transformeringskapasitet vil kunne gjennomføres for mellom tre og ti mill kroner i mange av de mindre punktene.

2.9 Smart grids – intelligente nett

Smart grids, eller intelligente nett, er en betegnelse som brukes for å beskrive hvordan elektrisk infrastruktur kan utformes, utvikles og driftes for å oppnå et mer effektivt kraftsystem. Ved utforming av intelligente nett tar man i bruk teknologi, særlig IKT-basert, og markedsbaserte løsninger. Ulike land og regioner har ulike kraftsystemer og står overfor ulike utfordringer. Dette innebærer at valget av løsninger ikke vil være likt overalt, men vil avhenge av lokale og regionale forhold.

De viktigste teknologiene knyttet til intelligente nett er knyttet til:

• Overvåking, styring og vern lokalt i nettet.

• Kommunikasjonsinfrastruktur for automatiserte måle- og styringssignaler, samt data til kontrollvirksomhet.

• Automatiske kontrollsystemer for både nettkomponenter, produksjonskilder og kundebelastninger.

Mer intelligente nett kan bidra til balansering av kraftsystemet og øker den systemansvarliges fleksibilitet i valg av produksjonskilder så vel som laststyring. Slike løsninger kan muliggjøre blant annet automatisk tilpasning av småforbruk til markedsutviklingen, storskala hurtigladning av elbiler og løsninger for å tillate lokal innmating av egenprodusert strøm.

2.9.1 Bruk av intelligente nett i det norske sentralnettet i dag

IKT og avanserte kontrollsystemer er i stor grad tatt i bruk i driften av det norske sentralnettet. Statnett har i lang tid brukt systemvern og avanserte komponenter for å styre spenningen og reaktiv effekt, jf. 2.5, for å kunne øke overføringskapasiteten uten å foreta større nettinvesteringer. Statnett benytter et avansert driftsentralsystem med innsamling og presentasjon av kontinuerlige målinger som sikrer oversikt over tilstanden i kraftsystemet til enhver tid.

2.9.2 Utviklingen fremover

En rekke forskningsmiljø og energibransjen, både i Norge og andre land, arbeider med mer intelligente nett. Spesielt har EU, USA og Sør-Korea fokus på temaet. Mye av teknologien knyttet til intelligente nett er umoden og det er behov for omfattende forsknings- og utviklingsarbeid.

Viktige drivere internasjonalt for intelligente nett er behov for å redusere utslippene av CO₂ gjennom overgang til mer fornybar energi. Integrering av store mengder uregulerbar kraft gir nye utfordringer når det gjelder drift og utvikling av nettet. I tillegg er det i en rekke land behov for å modernisere eksisterende elektrisk infrastruktur og få på plass et mer effektivt og integrert kraftsystem. Forsyningssikkerhet er en annen viktig driver for intelligente nett. Økt energiforbruk og eksisterende begrensninger og flaskehalser i og mellom nasjonale kraftsystemer er en annen driver.

Implementering av avanserte måle- og styringssystemer er en byggekloss for å kunne automatisere kraftsystemet, men utgjør kun én bestanddel av begrepet intelligente nett. Investeringene i slike målesystemer vil skje i distribusjonsnettet.