Regional KSU 2012 Hovedrapport - Område 21 ... - Troms Kraft

Kraftsystemutredningfor Troms2012-2021

Troms Kraft Nett ASTroms 1. juni 2012

ForordTroms Kraft Nett har utarbeidet den andrekraftsystemutredningen etter at forskrift omenergiutredninger ble gjort gjeldende 1.1.2003.Utredningen har en tidshorisont på 10 år, dvs. fra 2012til 2021.Fornybar energi, i form av vindkraft, har gjort sittinntog i fylket. I neste 10-års periode er det planlagtutbygging av 607 MW vindkraft i utredningsområdet.Dette stiller store krav til så vel stasjonære somdynamiske elektrotekniske kvalitetsforhold. I tillegg erTroms utpekt som landets beste område for utvinningav tidevannskraft, og det er allerede meldt inntidevannskraftverk i Rystraumen og Kvalsundet. Dettebetyr at det ikke lengre bare er forbrukersiden som ermed på å dimensjonere kraftsystemet vårt.Kraftsystemutvalg i Troms har biståttutredningsansvarlig med kraftsystemutredningen oghar hatt møter etter behovUtredningen dekker Midt – Troms og Nord – Troms,også omtalt som utredningsområde 21.TKN har utført en tilleggsutredning med hensyn tilintegrasjon av vindkraft i Troms-nettet. Utredningenomhandler også en tariffvurdering for de størsteaktørene i utredningsområdet.Utredningsområdet omfattermidtre og nordre Troms, samtKautokeino kommune i FinnmarkArvid ÅsmoutredningsansvarligTromsø 1. juni 2012II

Innholdsfortegnelse1 INNLEDNING 12 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN 22.1 UTREDNINGSOMRÅDET OG DELTAKERE I UTREDNINGSPROSESSEN .................................... 22.1.1 Kommuner og befolkning i utredningsområdet.............................................. 32.1.2 Deltakere i prosessen ...................................................................................... 42.2 SAMORDNING MED TILGRENSENDE UTREDNINGSOMRÅDER................................................ 42.3 SAMORDNING MOT KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER .................................. 53 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET 63.1 MÅL FOR DET FREMTIDIGE KRAFTSYSTEMET ..................................................................... 63.1.1 Leveringskvalitet ............................................................................................ 73.1.2 Beredskap. ...................................................................................................... 83.1.3 Nettap ............................................................................................................. 83.1.4 Generelle miljøkrav ........................................................................................ 83.1.5 Verneområder ................................................................................................. 93.1.6 Utredninger ................................................................................................... 103.2 UTREDNINGENS AMBISJONSNIVÅ OG TIDSHORISONT ......................................................... 113.2.1 Tidshorisont .................................................................................................. 113.2.2 Ambisjonsnivå .............................................................................................. 113.2.3 Revisjon ........................................................................................................ 113.2.4 Disposisjon ................................................................................................... 113.3 ØKONOMISKE FORUTSETNINGER ....................................................................................... 113.3.1 Investeringskostnader ................................................................................... 113.3.2 Anleggsbidrag .............................................................................................. 123.3.3 Økonomisk levetid ....................................................................................... 123.3.4 Analyseperiode ............................................................................................. 123.3.5 Kalkulasjonsrente ......................................................................................... 133.3.6 Kostnad for tap ............................................................................................. 133.3.7 Kunders kostnader ved avbrudd ................................................................... 133.3.8 Netteiers kostnad ved feil ............................................................................. 143.3.9 Drift- og vedlikeholdskostnader ................................................................... 143.3.10 Nytte og kostnadsberegninger (beregningsmetodikk) .................................. 143.4 TEKNISKE FORUTSETNINGER .............................................................................................. 143.4.1 Lastprognose ................................................................................................ 143.4.2 Termisk grenselast ........................................................................................ 153.4.3 Spenningsgrenser .......................................................................................... 163.4.4 Valg av spenningsnivå .................................................................................. 163.4.5 Dimensjonerende belastning ........................................................................ 163.4.6 Temperaturkorrigering av effekt .................................................................. 173.4.7 Temperaturkorrigering av energi .................................................................. 173.4.8 Produksjonsprofiler ...................................................................................... 183.4.9 Brukstid for tap ............................................................................................. 183.4.10 Reaktiv effekt ............................................................................................... 183.4.11 Estetiske og miljømessige restriksjoner ....................................................... 193.4.12 Luftledning kontra kabel .............................................................................. 193.5 SÆREGNE FORHOLD INNEN UTREDNINGSOMRÅDET .......................................................... 193.5.1 Forbrukstyngdepunkt .................................................................................... 193.5.2 Kraftproduksjon ............................................................................................ 193.5.3 Klima ............................................................................................................ 193.5.4 Utbygging og drift av nettet ......................................................................... 203.5.5 Spesielle krav til leveringspålitelighet .......................................................... 20III

3.5.6 Befolkning/Areal .......................................................................................... 203.5.7 Historiske forhold og tradisjoner av betydning for energisystemet.............. 213.5.8 Stabilitetsforhold .......................................................................................... 224 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM 234.1 ENERGISAMMENSETNINGEN I UTREDNINGSOMRÅDET....................................................... 234.1.1 Alternative energikilder ................................................................................ 234.1.2 Stasjonær energibruk for ulike energibærere................................................ 254.1.3 Oppsummering av de lokale energiutredningene ......................................... 264.2 GENERELL BESKRIVELSE AV OVERFØRINGSNETTET ......................................................... 274.2.1 Utbygging av kraftsystemet .......................................................................... 274.2.2 Drift av kraftsystemet ................................................................................... 274.2.3 Overføringskapasitet .................................................................................... 284.2.4 Aktiv og reaktiv effektutveksling i utvekslingspunkter ............................... 294.3 BELASTNINGSDATA ............................................................................................................. 294.3.1 Energiforbruk ............................................................................................... 304.3.2 Effektuttak .................................................................................................... 324.4 PRODUKSJONSDATA ............................................................................................................ 354.4.1 Energiproduksjon ......................................................................................... 364.4.2 Maksimal vinterytelse .................................................................................. 364.4.3 Dagens produksjonsanlegg fordelt på nettnivå ............................................. 374.4.4 Kondensatorbatteri ....................................................................................... 374.5 KRAFTBALANSE ................................................................................................................... 374.5.1 Energi ........................................................................................................... 374.5.2 Effekt ............................................................................................................ 394.6 DRIFTSFORHOLD AV BETYDNING FOR UTNYTTELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM .............. 414.6.1 Nettets tilstand. ............................................................................................. 414.6.2 Flaskehalser i nettet ...................................................................................... 444.6.3 Spenning og kompensering. ......................................................................... 444.6.4 Tap ................................................................................................................ 444.6.5 Nettvern ........................................................................................................ 464.6.6 Komponentsvikt ........................................................................................... 464.6.7 Kortslutningsforhold .................................................................................... 464.6.8 Revisjonsintervall ......................................................................................... 464.6.9 Driftssentraler i utredningsområdet .............................................................. 464.7 OVERFØRINGSTARIFF/INNTEKTSRAMME INNEN UTREDNINGSOMRÅDET ......................... 474.7.1 Utvikling i overføringstariff ......................................................................... 474.7.2 Prognosert inntektsramme for år 2010 ......................................................... 494.8 LEVERINGSKVALITET OG FORSYNINGSSIKKERHET ........................................................... 504.8.1 Spenningsforhold .......................................................................................... 504.8.2 Mekaniske forhold ........................................................................................ 504.8.3 Leveringspålitelighet .................................................................................... 504.8.4 Faktisk ikke levert energi ............................................................................. 524.8.5 Kvalitetskontroll ........................................................................................... 534.8.6 Forsyningssikkerheten i området .................................................................. 554.9 GJENNOMFØRTE ENDRINGER I ANLEGG ............................................................................. 555 FREMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD 565.1 BELASTNINGSDATA ............................................................................................................. 565.1.1 Prognosert energiforbruk .............................................................................. 575.1.2 Prognosert effektuttak .................................................................................. 585.2 PRODUKSJONSDATA ............................................................................................................ 595.2.1 Planlagte produksjonsanlegg for alternativ energi ....................................... 605.2.2 Prognosert energiproduksjon ........................................................................ 635.2.3 Prognosert effektproduksjon ........................................................................ 645.3 KRAFTBALANSE ................................................................................................................... 64IV

5.3.1 Scenarioutvikling .......................................................................................... 645.3.2 Prognosert energibalanse .............................................................................. 675.3.3 Prognosert effektbalanse .............................................................................. 715.3.4 Utvikling i kraftbalansen målt mot sentralnett ............................................. 745.4 NETTANALYSER OVER FREMTIDIG UTVIKLING AV KRAFTSYSTEMET ............................... 785.4.1 Lav Vekst – tung og lettlast .......................................................................... 795.4.2 Vekst og Handel – tung og lettlast (Raudfjell mater mot Finnfjordbotn) ..... 805.4.3 Vekst og Handel – tung og lettlast (Raudfjell mater mot Meistervik) ......... 815.4.4 Sammendrag fra tilleggsutredninger til KSU 2005-2014 ............................. 826 TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV 836.1 SANERING AV BESTÅENDE ANLEGG .................................................................................... 836.2 NYANLEGG OG OPPGRADERING AV EKSISTERENDE ANLEGG ............................................ 836.2.1 Nettutbygging på grunn av planlagte produksjonsanlegg ............................ 836.2.2 Trafokapasitet mot sentralnettet ................................................................... 846.2.3 Kost/nytte av utbyggingsprosjekter .............................................................. 846.3 KOSTNADER VED LANGSIKTIG UTVIKLING AV NETTSYSTEMET ........................................ 84LITTERATURHENVISNINGER 85V

TabellisteTABELL 2-1 HISTORISK BEFOLKNINGSUTVIKLING MED FREMSKRIVING ................................................................. 4TABELL 2-2 KRAFTSYSTEMUTVALGET ................................................................................................................. 4TABELL 3-1 ØKONOMISK LEVETID FOR KOMPONENTER I KRAFTSYSTEMET ......................................................... 12TABELL 3-2 KILE – KOSTNADER FOR ULIKE KUNDEGRUPPER ............................................................................. 13TABELL 3-3 SPENNINGSGRENSER I REGIONALNETTET ......................................................................................... 16TABELL 3-4 DIMENSJONERENDE UTETEMPERATUR REFERERT TROMSØ .............................................................. 17TABELL 3-5 GRADDAGSTALL ............................................................................................................................ 18TABELL 4-1 TRAFOKAPASITETER I UTREDNINGSOMRÅDET ................................................................................. 28TABELL 4-2 INTERVALLER I DAGENS BFK I UTREDNINGSOMRÅDET ................................................................... 46TABELL 4-3 INNTEKTSRAMME FOR NETTEIERE I UTREDNINGSOMRÅDET ............................................................. 49TABELL 4-4 ILE PER NETTNIVÅ OG KUNDEGRUPPE FOR TKN ............................................................................. 52FigurlisteFIGUR 2-1 UTREDNINGSOMRÅDET ....................................................................................................................... 2FIGUR 2-2 UTREDNINGSOMRÅDET BESTÅR AV 19 KOMMUNER ............................................................................. 3FIGUR 3-1 NASJONALPARKER (BLÅ) OG LANDSKAPSVERNOMRÅDER (GRØNN) ...................................................... 9FIGUR 3-2 PRODUKSJONSPROFIL FOR NOEN PRODUKSJONSANLEGG..................................................................... 18FIGUR 3-3 KOMMUNEVIS BEFOLKNINGSTETTHET OG LANDAREAL ...................................................................... 20FIGUR 3-4 KOMMUNEVIS BEFOLKNINGSTETTHET I TETTSTEDER ......................................................................... 21FIGUR 3-5 NESEKURVE VED OPPRAMPING AV VINDKRAFTVERK I TROMS (FAKKEN) ............................................ 22FIGUR 4-1 HISTORISK PRODUKSJON AV ALTERNATIV ENERGI FRA KJENTE PRODUKSJONSANLEGG ........................ 25FIGUR 4-2 ENERGIFORBRUK PER INNBYGGER OG ENERGIBÆRER I TKNS KONSESJONSOMRÅDE [1] ...................... 26FIGUR 4-3 ENERGIFORBRUK PER INNBYGGER OG ENERGIBÆRER I YMBERS KONSESJONSOMRÅDE [1] ................ 26FIGUR 4-4 REGIONALNETTET DELES INN I SEKS HOVEDOMRÅDER ....................................................................... 28FIGUR 4-5 GEOGRAFISK FORDELING AV ENERGIFORBRUKET I UTREDNINGSOMRÅDET ......................................... 30FIGUR 4-6 HISTORISK UTVIKLING I ELEKTRISK ENERGIFORBRUK I UTREDNINGSOMRÅDET ................................... 31FIGUR 4-7 GJENNOMSNITTLIG ENERGIFORDELING FOR ALMINNELIG FORSYNING ................................................. 32FIGUR 4-8 HISTORISK ENERGIUTVIKLING INNEN HOVEDGRUPPENE AV LASTKATEGORIER .................................... 32FIGUR 4-9 GEOGRAFISK FORDELING AV EFFEKTUTTAKET ................................................................................... 33FIGUR 4-10 HISTORISK UTVIKLING AV EFFEKTUTTAKET I UTREDNINGSOMRÅDET ............................................... 34FIGUR 4-11 HISTORISK EFFEKTUTVIKLING INNEN HOVEDGRUPPENE AV LASTKATEGORIER .................................. 34FIGUR 4-12 GRAFISK FREMSTILLING AV ENERGIPRODUKSJON I UTREDNINGSOMRÅDET ....................................... 36FIGUR 4-13 UTVIKLINGEN AV MAKSIMAL VINTERYTELSE I UTREDNINGSOMRÅDET ............................................. 37FIGUR 4-14 HISTORISK UTVIKLING AV ENERGIBALANSEN I UTREDNINGSOMRÅDET ............................................. 38FIGUR 4-15 KRAFTBALANSE GEOGRAFISK FORDELT I UTREDNINGSOMRÅDET, GWH ........................................... 38FIGUR 4-16 HISTORISK GEOGRAFISK KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH .................................................... 39FIGUR 4-17 UTVIKLING AV EFFEKTBALANSEN I UTREDNINGSOMRÅDET .............................................................. 39FIGUR 4-18 KRAFTBALANSEN GEOGRAFISK FORDELT I UTREDNINGSOMRÅDET, MW .......................................... 40FIGUR 4-19 HISTORISK GEOGRAFISK KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW ..................................................... 40FIGUR 4-20 ALDERSSAMMENSETNING FOR 132 KV LUFTLINJER ......................................................................... 41FIGUR 4-21 ALDERSSAMMENSETNING FOR 66 KV LUFTLINJER ........................................................................... 42FIGUR 4-22 ALDERSSAMMENSETNING FOR KABLER I UTREDNINGSOMRÅDET ...................................................... 43FIGUR 4-23 ALDERSSAMMENSETNING FOR TRAFOER I UTREDNINGSOMRÅDET .................................................... 44FIGUR 4-24 NETTAPENE VARIERER MED FORBRUKET ......................................................................................... 45FIGUR 4-25 OVERSIKT OVER ENERGIFLYTEN I TKNS FORSYNINGSOMRÅDE ........................................................ 45FIGUR 4-26 NETTLEIE HUSHOLDNING 20 000 KWH, EKSKL FORBRUKSAVGIFT OG MVA ....................................... 48FIGUR 4-27 NETTLEIE NÆRING 160 MWH, U/MVA ............................................................................................. 48FIGUR 4-28 NETTLEIE NÆRING 1,6 GWH, U/MVA............................................................................................... 49FIGUR 4-29 ANTALL AVBRUDD PER RAPPORTERINGSPUNKT ............................................................................... 50FIGUR 4-30 AVBRUDDSTID PER RAPPORTERINGSPUNKT ..................................................................................... 51FIGUR 4-31 HISTORISK UTVIKLING ILE PER KUNDEGRUPPE ............................................................................... 52FIGUR 4-32 HISTORISK UTVIKLING ILE PER NETTNIVÅ ...................................................................................... 53FIGUR 5-1 PROGNOSERT ENERGIUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO MAKSLAST ) ................... 57FIGUR 5-2 PROGNOSERT ENERGIUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO MINLAST) ...................... 58FIGUR 5-3 PROGNOSERT EFFEKTUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO MAKSLAST ) ................... 58FIGUR 5-4 PROGNOSERT EFFEKTUTTAK FOR KOMMENDE PERIODE (BEHOV- SCENARIO MINLAST) ...................... 59FIGUR 5-5 FREMTIDIGE PRODUKSJON FRA ALTERNATIVE ENERGIBÆRERE ........................................................... 62FIGUR 5-6 GEOGRAFISK PLASSERING AV PLANLAGTE PRODUKSJONSANLEGG ...................................................... 63FIGUR 5-7 PROGNOSERT ENERGIPRODUKSJON (PRODUKSJON- SCENARIO MAKSPROD ) ....................................... 63VI

FIGUR 5-8 FREMSTILLING AV ULIKE SCENARIO .............................................................................................. 64FIGUR 5-9 FREMSTILLING AV SCENARIOKRYSSET – PRODUKSJON OG LASTUTVIKLING ................................. 66FIGUR 5-10 FREMSTILLING AV SCENARIOKRYSSET – UTVIKLING INFRASTRUKTUR ....................................... 67FIGUR 5-8 PROGNOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- H LAST/H PROD ) ............ FEIL! BOKMERKE ER IKKEDEFINERT.FIGUR 5-9 PRONOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- H LAST/L PROD )............... FEIL! BOKMERKE ER IKKEDEFINERT.FIGUR 5-10 PRONOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- L LAST/H PROD )............. FEIL! BOKMERKE ER IKKEDEFINERT.FIGUR 5-11 PRONOSERT ENERGIBALANSE (ENERGIBALANSE- L LAST/L PROD ) ............. FEIL! BOKMERKE ER IKKEDEFINERT.FIGUR 5-12 PROGNOSERT ENERGIBALANSE, OPPSUMMERING AV SCENARIER ............... FEIL! BOKMERKE ER IKKEDEFINERT.FIGUR 5-13 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- V&H) ......... FEIL! BOKMERKE ER IKKE DEFINERT.FIGUR 5-14 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- H LAST/L PROD ) .......... FEIL! BOKMERKE ER IKKEDEFINERT.FIGUR 5-15 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- L LAST/H PROD ) .......... FEIL! BOKMERKE ER IKKEDEFINERT.FIGUR 5-16 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE (EFFEKTBALANSE- L LAST/L PROD ) ........... FEIL! BOKMERKE ER IKKEDEFINERT.FIGUR 5-17 PROGNOSERT EFFEKTBALANSE, OPPSUMMERING AV SCENARIER ............... FEIL! BOKMERKE ER IKKEDEFINERT.FIGUR 5-18 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- H LAST/H PROD ) .............. 74FIGUR 5-19 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- H LAST/L PROD ) .............. 74FIGUR 5-20 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- L LAST/H PROD ) .............. 75FIGUR 5-21 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, GWH (ENERGIBALANSE- L LAST/L PROD ) .............. 75FIGUR 5-22 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- H LAST/H PROD ) ............... 76FIGUR 5-23 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- H LAST/L PROD ) ............... 76FIGUR 5-24 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- L LAST/H PROD ) ............... 77FIGUR 5-25 PROGNOSERT KRAFTBALANSE I REGIONALNETT, MW (EFFEKTBALANSE- L LAST/L PROD ) ................ 77FIGUR 6-1 FORVENTET KAPITALBEHOV I UTREDNINGSPERIODEN ........................................................................ 84VII

1 INNLEDNINGI henhold til forskrift om energiutredninger § 2 har NVE utpekt Troms Kraft Nett AS (TKN)som utredningsansvarlig selskap for utredningsområde Troms (utredningsområde 21).• Sørge for at det utarbeides en samlet kraftsystemutredning for utredningsområde 21, somomfatter forsyningsområdene til TKN og Ymber. Denne revideres hvert år.• Samordne utredningen med konsesjonærene i overliggende og underliggende nettnivå oginnenfor eget utredningsområde og samarbeide med utredningsansvarlige for tilgrensendeutredningsområder (Hålogaland Kraft AS og Varanger Kraft AS)• Uttale seg i forhold til oversendte anleggskonsesjonssøknader fra NVE som berørerutredningsområdet• Inneha sekretariatsfunksjon for kraftsystemutvalget i området. Føre referat overbehandlingen i utvalget. Oversende godkjent referat til NVE til orientering innen en månedetter at møtet er avholdt• Holde NVE løpende orientert om utredningsarbeidet (skifte av kontaktperson,adresseendringer, organisasjonsmessige endringer mm)Utredningen viser hvilke forutsetninger og målsetninger som ligger til grunn for utviklingen avregionalnettet i perioden 2012-2021. Utredningen beskriver også utviklingen av kraftsystemet iutredningsområdet.I tillegg til å være et sentralt grunnlag ved NVEs behandling av konsesjonssøknader, erkraftsystemutredningen et viktig dokument for å vise nettutviklingen i utredningsområdet. Detvektlegges å framskaffe enkle oversikter i utredningen, da en forventer større påtrykk fra mediamht. nettutvikling sett i lys av økte krav til strømleveransen. De største brukerne er representerti kraftsystemutvalget og har dermed muligheten til å påvirke utformingen av framtidigenettanlegg i utredningsområdet. Til sist er kraftsystemutredningen et viktig dokument for destyrende organer i Troms Kraft og Ymber som underlag for investeringsbeslutninger.Det presiseres at utredningen ikke er bindende, og innebærer ingen investeringsvedtak.Utredningen er å betrakte som et tidsbilde i en kontinuerlig prosess. Endrede forutsetninger vilderfor medføre at utredningen justeres.

2 BESKRIVELSEAVUTREDNINGSPROSESSEN2.1 Utredningsområdet og deltakere iutredningsprosessenLandet er inndelt i 19 utredningsområder inkludert sentralnettet,som Statnett har ansvaret for. TKN er av NVE tildelt ansvaretfor utredningsområde 21: midtre og nordre del av Troms, samtKautokeino kommune i Finnmark. Utredningen omfatterkonsesjonspliktige anlegg på regionalnettsnivå, omfattende alt66kV nett og mesteparten av 132kV nettet med tilhørendeproduksjons- og transformeringsanlegg.Administrerende direktør Arvid Åsmo er utredningsansvarlig forutredningsområde 21.Avdeling Nettplan i TKN har ansvaret for å utviklekraftsystemutredningen.Sørdelen av fylket dekkes av Hålogaland Kraft AS, og erunderlagt utredningsområde 20 (nordre Nordland og Sør-Troms), hvor Hålogaland Kraft AS har utredningsansvaret.Produksjon og nett tilhørende Kvænangen Kraftverk A/S er ikketatt med i denne regionen, da Kvænangen kommune ifølgeregionsinndelingen til NVE skal legges til utredningsområdeFinnmark, hvor Varanger Kraft Nett AS er utredningsansvarlig.Figur 2-1 UtredningsområdetForskrift om energiutredninger legger opp til en todeling av det konsesjonærpålagteutredningsarbeidet. Lokale energiutredninger skal utarbeides av områdekonsesjonærer(nettselskaper) for hver kommune. Følgende selskap har områdekonsesjon i utredningsområdet:• Troms Kraft Nett AS• Ymber ASI tillegg har Troms Kraft Varme AS fjernvarmekonsesjon.

Kapittel 2: Beskrivelse av utredningsprosessen.Anleggskonsesjonærer skal bidra ved utarbeidelse av kraftsystemutredninger.Følgende selskaper har anleggskonsesjoner på sentral og regionalnettsnivå i utredningsområdet:• Troms Kraft Nett AS• Ymber AS• Finnfjord AS• Statnett SF• Statkraft SFDe fleste anlegg som faller inn under ordningen med kraftsystemutredning tilhører Ymber ogTroms Kraft Nett.2.1.1 Kommuner og befolkning i utredningsområdetDet etterfølgende kartutsnittet illustrerer utredningsområdets utstrekning, med alle kommunerinntegnet.Figur 2-2 Utredningsområdet består av 19 kommunerUtredningsområdet er på kartet markert med oransje farge. Tilgrensende utredningsområde sørfor dette området er nordre Nordland og Sør – Troms, mens utredningsområde Finnmark er inord.Kraftsystemutredning for Troms Side 3

Kapittel 2: Beskrivelse av utredningsprosessen.Tabell 2-1 Historisk befolkningsutvikling med fremskrivingBefolkningsutvikling 1)2002 2005 2008 2011 2012 2013 2016 2019 20211902 Tromsø 60524 62558 65286 68298 69179 70014 72208 74257 755701920 Lavangen 1050 1029 1010 1019 1016 1011 1005 996 9921922 Bardu 3799 3874 3994 3984 3995 4029 4070 4110 41491923 Salangen 2303 2244 2169 2239 2250 2256 2281 2302 23221924 Målselv 6856 6658 6603 6506 6528 6552 6541 6527 65371925 Sørreisa 3298 3330 3312 3376 3402 3416 3461 3512 35461926 Dyrøy 1309 1288 1232 1225 1210 1192 1141 1113 10931927 Tranøy 1684 1632 1579 1547 1528 1519 1480 1448 14351928 Torsken 1129 1033 937 893 880 857 809 769 7371929 Berg 1061 1014 937 929 915 910 874 838 8231931 Lenvik 11080 11035 11160 11307 11380 11447 11608 11751 118441933 Balsfjord 5642 5560 5529 5536 5553 5567 5596 5638 56741936 Karlsøy 2464 2372 2404 2369 2359 2360 2342 2326 23281938 Lyngen 3183 3158 3208 3156 3177 3193 3236 3255 32811939 Storfjord 1860 1934 1893 1900 1901 1896 1894 1902 19031940 Gaivuotna/Kåfjord 2344 2288 2248 2204 2196 2174 2144 2111 20881941 Skjervøy 3014 3003 2934 2887 2886 2879 2850 2827 28191942 Nordreisa 4739 4744 4665 4770 4795 4833 4880 4927 49572011 Guovdageaidnu-Kautokeino 3052 2997 2947 2944 2895 2876 2814 2763 2744Totalt 120391 121751 124047 127089 128045 128981 131234 133372 134842Tabell 2-1 viser en oversikt over forventet befolkningsutvikling i utredningsområdet.Innbyggertallet har hatt en historisk lineær endring på 0,54 % per år mens fremtidig endringantas å være 0,57 % per år.2.1.2 Deltakere i prosessenUtredningsarbeidet er organisert i et kraftsystemutvalg bestående av følgende:Tabell 2-2 KraftsystemutvalgetNavn Firma KarakteristikaJonny Sørensen Norsk Miljøkraft AS Kraftprodusent utenfor Ymber og TKLars Eirik Høgbakk Ymber AS Anleggs- og områdekonsesjonær + produsentErlend Olsen Finnfjord AS Største nettkundeBjørn Hugo Jenssen Statnett SF Sentralnett + systemansvarligLeif Mansverk Statnett SF Sentralnett + systemansvarligFredd Arnesen Troms Kraft Nett AS Utredningsansvarlig + områdekonsesjonærØivind Olsen Troms Kraft Nett AS OmrådekonsesjonærHarry Løvberg Troms Kraft Produksjon AS KraftprodusentKraftsystemutvalget ble etablert i 2004 og justert på kraftsystemmøte . Utvalget er bredtsammensatt og representerer både produsenter, nettkunder og netteiere i utredningsområdet.Dette sikrer at brukerne av nettet har mulighet til å påvirke utformingen av overføringsanlegg deer avhengige av.Kraftsystemutredningen utføres på et fritt og uavhengig grunnlag basert på foreliggendeprognoser for last og produksjonsutviklingen i utredningsområdet.2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområderKoordineringen mot sentralnettet er godt ivaretatt i og med at Statnett er representert ikraftsystemutvalget. Videre har TKN som mål å utvikle et nært samarbeid med Statnett, dasentral- og regionalnettet i utredningsområdet i hovedsak består av samme spenningsnivå, ogKraftsystemutredning for Troms Side 4

Kapittel 2: Beskrivelse av utredningsprosessen.dermed vil komponentene i all hovedsak være like. TKN ser det som naturlig å utvikle felleskompetanse for overføringsanlegg i området.Statnett ønsker å bedre samarbeidet med de ulike områdekonsesjonærer i form avsamarbeidsavtaler for ulike prosjekt. Dette inkluderer informasjonsutveksling i planfasen ogfortløpende oppfølging. Statnett tar initiativ til å få på plass samarbeidsavtaler med Troms KraftNett AS og Ymber AS.Varanger Kraft har forespurt om behovet for en samordnet utbygging av regionalnettet igrenseområdet mot utredningsområde Finnmark. Gjennom den konsesjonsgitte 66kV linjen fraSautso (Alta Kraftverk) til Kautokeino, er det naturlig å fokusere på samarbeid fremover.Når det gjelder samordning med utredningsområde 20 (nordre Nordland og Sør-Troms), pågårdet en vurdering av sammenkobling i distribusjonsnett på 22kV spenningsnivå vedGratangsområdet.Kommunikasjonen vertikalt mot distribusjonsnettet skal ivaretas ved at utredningsansvarlig fårtilsendt lokale energiutredninger til orientering. TKN og YMBER utarbeider årlig lokaleenergiutredninger, der de første utredningene var ferdigstilt 31.12.2004. I tillegg er netteier idistribusjonsnettet i TKN og YMBER representert i kraftsystemutvalget. Disse innehar storelokalkunnskaper, og vil derfor være viktig for å skaffe en oversikt over lokale forhold somlasttetthet, etablering av punktlaster, prognoser m.v. I tillegg er det disse som i det vesentligehar kontakt mot fylke og kommuner, og som har førstehånds kjennskap til offentlige planer somreguleringsplaner, generalplaner, verneplaner m.v., som er viktig dokumentasjon i forbindelsemed prognosering av belastning i fordelingsnettet.Troms Kraft Varme AS er det eneste selskapet som har fjernvarmekonsesjon iutredningsområdet. De installasjonene som TKV innehar, og som selskapet ser for seg iframtiden, har en såpass lav installert ytelse at disse anleggene blir inkludert i den lokaleenergiutredningen.2.3 Samordning mot kommunale og fylkeskommunale planerI utredningsområdet er det ingen formell ordning med samkjøring mot kommunale ogfylkeskommunale planer. Netteiere i distribusjonsnettet benytter likevel disse planene som et avflere grunnlagsdokumenter for prognosering av belastningsutvikling og framtidig nettutvikling.Aktuelle etater i Tromsø Kommune, Troms Fylkeskommune, NHO samt Fylkesmannen i Tromsinviteres årlig til et utvidet kraftsystemmøte.Med en årlig oppdatering er det ikke funnet hensiktsmessig å sende utredningen på høring.Kraftsystemutredning for Troms Side 5

3 FORUTSETNINGERIUTREDNINGSARBEIDET3.1 Mål for det fremtidige kraftsystemetDet overordnede mål for regionalnettet i midtre og nordre del av Troms er å fremme enkostnadseffektiv utbygging og drift av overføringsanlegg i utredningsområdet, slik at formålet (§ 1-2) i energilovsforskriften er oppfylt. Optimalisering av nettdriften innebærer i praksis at summen avfølgende fem kostnadsfaktorer skal minimaliseres:• Investeringskostnader• Drifts- og vedlikeholdskostnader• Tapskostnader• KILE – kostnader• FlaskehalskostnaderTKN og YMBER vil til enhver tid følge de lover og regler som myndighetene setter for nettdriften.I tillegg ønsker en i stor grad å følge de retningslinjer og anbefalinger som bransjen selv setter,(EBL, SEFAS m.v.). Et viktig mål for hele energiforsyningen i Norge er å standardisere utstyr ogspesifikasjoner for på sikt å få til en mer effektiv nettdrift. I så måte vil TKN og YMBER støtte oppom målsetningen når det er mulig med hensyn til de behov en har i forsyningsområdet.Det er også et mål for nettdriften å holde overføringskostnadene så lave som mulig, for å sikre entilfredsstillende avkastning på investert kapital. Imidlertid må målsettingen sees i sammenheng medkrav til leveringspålitelighet, og forventet og faktisk KILE.I tillegg er det flere andre viktige målsettinger som omtales i det etterfølgende.

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.3.1.1 LeveringskvalitetLeveringskvaliteten er et samlebegrep for leveringspålitelighet og spenningskvalitet.Leveringspåliteligheten beskriver kraftsystemets evne til å levere elektrisk energi til sluttbruker,og er knyttet til hyppigheten og varigheten av avbrudd i forsyningen. Spenningskvalitetenbeskriver kvaliteten på spenningen i henhold til gitte kriterier, og er knyttet til anvendbarhetenav elektrisiteten når det ikke er avbrudd. Leveringskvaliteten er regulert gjennom forskrift somtrådte i kraft den 1.1.2005, ”Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet”. Formålet med denneforskriften er at den skal bidra til å sikre en tilfredsstillende leveringskvalitet i det norskekraftsystemet, samtidig som den klargjør hvem som har ansvaret for leveringskvaliteten i etsammenkoblet kraftsystem med produsenter, netteiere og sluttbrukere.Forskriften beskriver en rekke kvalitetsparametere med konkrete krav til størrelse. Dette er:• Langsomme variasjoner i spenningens effektivverdi• Kortvarige over og underspenninger• Spenningssprang• FlimmerintensitetI tillegg er det andre kvalitetsparametere som Norges vassdrags og energidirektorat kan fastsettei hvert enkelt tilfelle:• Overharmoniske spenninger• Interharmoniske spenninger• Signalspenning overlagret forsyningsspenningen.LeveringspålitelighetAlle selskap med sluttbrukere plikter å innrapportere avbruddsdata for alle avbrudd i alle nettmed spenninger over 1 kV. Innrapporteringen omfatter avbrudd forårsaket på alle 3 nettnivå:sentralnett, regionalnett, distribusjonsnett.I tillegg skal alle driftsforstyrrelser i nett med spenningsnivå over 1 kV, feilanalyseres. Det erderfor i de større kraft- og trafo- stasjoner installert feilskrivere, enten mot hvert enkelt vern,eller en sentral skriver koblet mot kontrollanlegget i stasjonen. Ved større hendelser kaninformasjonen fra disse hentes ut. I tillegg er alle stasjonene fjernstyrt, med overføring av allevernmeldinger til vår driftsentral i Tromsø.TKN har også utarbeidet interne måltall for forventet leveringspålitelighet. Måltallene ergrenseverdier, som ved overskridelser krever at netteier analyserer og eventuelt iverksettertiltak.Måltallene for leveringspålitelighet er som følger for hendelser med varighet over 3 minutter:For sluttbrukere tilknyttet regionalnettet er måltallene:• En sluttbruker i TKNs regionalnettnett skal ikke ha mer enn 2 langvarige avbrudd pr år.Varigheten av alle avbrudd skal ikke overstige 12 timer pr år, hvorav varigheten av varsledeavbrudd ikke skal overstige 8 timerFor sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnettet er måltallene:• Antall avbrudd for gjennomsnittskunden skal i snitt være 3,6 eller laver• Årlig avbruddstid for gjennomsnittskunden skal i snitt være 7,0 timer eller lavereYMBER har ikke måltall knyttet til antall avbrudd i nettet sitt.Kraftsystemutredning for Troms Side 7

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.Hovedfokus vil være å kople sammen avbruddskostnader og leveringspålitelighet, for å sette inntiltak og ressurser der de gir de beste samfunnsøkonomiske løsningene.TKN og YMBER har også som mål å holde en så høy standard på utstyr og anlegg at det ikkegår ut over sikkerheten til de ansatte eller tredjeperson.Nivået på leveringspåliteligheten blir bestemt ut fra at de totale kostnader knyttet til investering,nettap, drift, vedlikehold samt avbrudd skal minimaliseres. Først når en har lagt en strategi forinvesteringer i årene fremover, vil en kunne si om nivået på leveringspåliteligheten vilopprettholdes eller om den blir redusert.Ved planlegging av nyanlegg og vedlikehold av eksisterende anlegg, brukes tall forlandsgjennomsnittet for feil på komponenter. I tillegg brukes egne erfaringstall for hvor mye tidsom går med til å reparere feil.I denne utredningen har man benyttet de samme priser for avbrudd som NVE bruker i KILE –ordningen. Ved hjelp av innsamlede data om fordelingen mellom diverse kundegruppertilknyttet de ulike lastuttakene (trafostasjoner), har man beregnet avbruddskostnader perlastpunkt.TKN og YMBER er hver for seg ansvarlig for å registrere feil og avbrudd innenfor sittkonsesjonsområde.3.1.2 Beredskap.TKN og YMBER vil opprettholde en tilstrekkelig beredskap for sine anlegg. TKN harutarbeidet en beredskapsplan [1] for TKN og A/S Kvænangen Kraftverk. Denne planen dekkerkrisesituasjoner som følge av naturkatastrofer, ulykker i fred, og krig. Planen oppdatereskontinuerlig og har et eget kapittel som omhandler reservemateriell.NVE har laget en databaseløsning (eBeredskap) for å registrere beredskapsmateriell. TKN harvært med og finansiert dette prosjektet. TKN har registrert reservemateriell i eBeredskap. Denneoppdateres kontinuerlig så snart det foreligger tilgjengelige komponenter som kan inngå i enslik beredskap.TKN har i tillegg, sammen med resten av Troms Kraft konsernet, tilrettelagt for risikostyring ivirksomheten der systemet er i ferd med å implementeres i daglig drift.YMBER har også utarbeidet en egen beredskapsplan, sist revidert 1.8.1997. Også denneinneholder et eget kapittel om reservemateriell.3.1.3 NettapTap på ett nettnivå vil avle tap på foranliggende nettnivå. Det er derfor viktig at driften avregionalnettet er slik at nettapene minimaliseres. Dette oppnås blant annet ved å velge riktigedelingspunkter i nettet, og ikke transportere store mengder reaktiv effekt.Både TKN og YMBER har innført timesmålinger i alle sine trafostasjoner. Når dissesammenholdes med utvekslingen mot sentralnettet og innmatingen fra produksjonsenheter, vilen ha eksakte tall for tapet i regionalnettet.Det gjøres investeringer i nettet for å redusere nettapene der dette er samfunnsøkonomisklønnsomt.3.1.4 Generelle miljøkravKrav til estetikk, støy fra hovedtrafoer og linjer, magnetfelt og helserisiko er gjenstand for ensterk fokusering. Når nye linjer planlegges vil TKN og YMBER, gjennom tett dialog medmyndigheter, miljøorganisasjoner og lokalsamfunn, søke å minimalisere de estetiske ulempenesom en utbygging medfører. Ved bygging av nye linjer og kabler vil TKN og YMBER følge depålegg som myndighetene gir i spørsmål knyttet til miljøet. Ved de siste tildelinger avKraftsystemutredning for Troms Side 8

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.anleggskonsesjoner for linjer har NVE gitt pålegg om bruk av mattede liner og fargedetraverser. En tilstreber også i størst mulig grad å benytte eksisterende infrastruktur (skogsveiermv.) eller helikopter ved tiltransport av materiell. Istandsetting av berørte området vektleggesmye. I kontrakt med utførende entreprenør har en alltid en forutsetning om at berørte arealeretter ferdigstillelse av anlegg minst skal ha en standard som før byggingen startet. Hensyntagentil miljø kan resultere i økte bedriftsøkonomiske kostnader for prosjekter.Myndighetene har ikke fastsatt grenseverdier for magnetfelt. I NOU rapport 1995:20"Elektromagnetiske felt og helse - forslag til en forvaltningsstrategi" er det ikke bestemt noenavstand fra kraftlinjer til boligareal. Imidlertid omtaler forskriftene (FEA – F 1995 s. 180-181)en varsomhetsstrategi som anbefaler at det ved nærføring av boligfelt m.v. benyttes en minstehorisontal avstand på 15 m ved 300 kV og 18 m ved 400 kV.Enkle tiltak som trekantforlegning av kabler vil forbedre symmetrien på feltene rundt kablene,slik at resultantfeltet blir ubetydelig. I tillegg kan en oppnå magnetfeltreduksjoner ved å benyttekapslede koplingsanlegg, samt ved å benytte bestemte typer ledningsoppheng.3.1.5 VerneområderVern av spesielle naturområder eller naturforekomster i Norge skjer først og fremst i medholdav lov om naturvern av 1970. Naturvernloven brukes vanligvis for å verne områder avinternasjonal, nasjonal eller regional verdi. I naturvernloven er det gitt hjemmel for opprettelseav flere typer verneområder. Kategoriene nasjonalpark, landskapsvernområde og naturreservater de vanligste.Figur 3-1 Nasjonalparker (blå) og landskapsvernområder (grønn)Det er til sammen 61 verneområder i Troms, bestående av 51 naturreservater, 3 nasjonalparker,5 landskapsvernområder og 2 fuglefredningsområder. I Finnmark er det kun en nasjonalparkinnenfor utredningsområdet. Nasjonalparkene og landskapsvernområdene er vist i figur 3-1.Kraftsystemutredning for Troms Side 9

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.NaturreservatNaturreservat omfatter ofte mindre områder enn nasjonalparker og landskapsvernområder ogregnes som den "strengeste" kategorien i naturvernloven og medfører ofte til dels omfattenderestriksjoner på bruken av området; ferdsel kan for eksempel forbys. Formålet med å opprettenaturreservater er i første rekke å verne om naturfaglige forhold; eksempelvis ta vare pågeologiske forekomster, plante- og dyreliv.NasjonalparkerNasjonalparker utgjør ofte store områder. Det finnes i dag 3 nasjonalparker i Troms og en iFinnmark innenfor utredningsområdet.LandskapsvernområderDe fire landskapsvernområdene i utredningsområdet er: Prestvannet, Raisduottarhaldi,Skipsfjord og Store Risøya landskapsvernområde,FuglefredningsområderI Troms er fuglefredningsområdene Eggøya og Lille Follesøya opprettet.Andre vernede områderDet finnes flere områder som er vernet mot kraftutbygging og andre inngrep som skaderverneinteressene.I tillegg finnes det et stort antall områder som er foreslått fredet.Alle områder som er båndlagt av miljøhensyn blir det tatt hensyn til ved planlegging av nyenettanlegg.Opplysningene om verneområder er hentet fra Fylkesmannen i Troms sine Internettsider, samtandre kilder.Fylkesmannen i Troms:http://www.miljostatus.no/troms/tema/biologisk_mangfold/naturvern/index.htm3.1.6 UtredningerUtredningssystemet skal imøtekomme behovet for å dokumentere for kunder og myndigheter atenergitransporten skjer på en kostnadseffektiv måte. Kraftsystemutredningen skal i tillegg væreet styringsredskap for beslutningstakere i nettselskapene, for å sikre at de riktige beslutningerblir tatt. Til sist skal utredningen være et referansedokument for NVE ved søknad omanleggskonsesjon.Kraftsystemutredning for Troms Side 10

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.3.2 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont3.2.1 TidshorisontTidshorisonten til utredningen er 10 år der hovedvekten er lagt på den første femårsperioden.Utredningsarbeidet er ment å være en kontinuerlig prosess, hvor en løpende justererutredningene i henhold til de langsiktige målene.3.2.2 AmbisjonsnivåUtredningens ambisjonsnivå er å vise en samlet framstilling av hvordan overføringsbehovet forkraft antas å utvikle seg framover, og hvilke tiltak som er nødvendig for å møte dette framtidigebehovet.3.2.3 RevisjonDet presiseres at utredningsarbeidet er en kontinuerlig prosess der endrede forutsetninger kanpåvirke både tidspunkt for, og omfang av nødvendige tiltak. Utredningen justeres hvert år, ogfølger således den nye forskriften for energiutredninger.3.2.4 DisposisjonUtredningen følger for en stor del NVEs forslag til disposisjon og innhold forkraftsystemutredninger [1].3.3 Økonomiske forutsetningerNettselskapene skal opptre forretningsmessig innenfor samfunnsøkonomiske rammer. Det måderfor legges til grunn investeringskriterier der samfunnsøkonomisk lønnsomhet (for eksempelhensyn tatt til leveringspålitelighet) veies mot bedriftsøkonomiske hensyn og prisutvikling.Bedriftsøkonomisk inntjening er knyttet til kostnadsdekning gjennom tariffen. I de tilfeller derdet er urimelig at fellesskapet skal dekke kostnadene ved strømforsyning, vil en benytteanleggsbidrag/investeringstilskudd etter regler bestemt av myndighetene, eller anbefalinger frabransjen.Planlegging av det fremtidige kraftsystemet bygger på tekniske og økonomiske analyser (kostnytteanalyser) av de ulike utbyggingsprosjektene.I det etterfølgende presenteres de økonomiske og tekniske forutsetninger som ligger til grunnfor denne utredningen.3.3.1 InvesteringskostnaderVed tilfeller der det ikke foreligger egne kostnadstall, benyttes enhetskostnader fra SEFASplanleggingsbok. I følge håndboken vil angitt kostnad ha et variasjonsområde på ± 20 %.Byggekostnader inkluderer ikke merverdiavgift, investeringsavgift eller renter i byggetiden.Investeringskostnaden er primært avhengig av spenningsvalg, kapasitetskrav, hensyn tilframtidig oppgradering og krav til komponentpålitelighet. Spesielt momentet med framtidigoppgraderingsmulighet er interessant, under det faktumet at luftledninger har levetider størreenn 25 – 30 år. Dersom overføringsbehovet i framtiden skulle øke drastisk, så kan en i dag ta"høyde" for dette ved å tilrettelegge for oppgradering av linjer til høyere spenningsnivå og /eller større linetverrsnitt. Det hele vil være et kostnadsspørsmål knyttet opp motKraftsystemutredning for Troms Side 11

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.sannsynlighetsbetraktninger rundt en sterk framtidig lastøkning, eller realisering av nyproduksjon med behov for innmatingskapasitet.Investeringskostnader / komponentkostnader er også påvirket av klima og valg av trase.3.3.2 AnleggsbidragDen 1.1.2002 innførte NVE nye regler (Forskrift for økonomisk og teknisk rapportering,inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer, § 17-5) for beregning av anleggsbidrag. Denstørste endringen i forskriften var at det nå ikke kan tas hensyn til energiforbruk ved beregningav anleggsbidrag.Sentral/RegionalnettNettselskap plikter å stille ledig kapasitet tilgjengelig ved tilknytning av nyeproduksjonskilder/uttak i regional og sentralnettet. Rene produksjonsanlegg bekostes i sin helhetav kunden. Produksjonsrelaterte nettanlegg (som bygges for tilknytning til eksisterende nett)kostnadsfordeles etter effektansvarlighet, mens kapasitetsheving i eksisterende nett bekostesfullt ut av kraftprodusent.Anleggsbidrag skal være med på å forhindre at store kostnader belastes eksisterende kunder.Investeringer som medfører tilknytning til distribusjonsnettet er ikke omtalt i dette kapitlet, mener beskrevet i det åpne vedlegget.3.3.3 Økonomisk levetidDen økonomiske levetiden angir antatt økonomisk levealder for en komponent. Levetiden erdefinert som det antall år en komponents kostnader til drift og vedlikehold er lavere ennkostnader ved å bytte den ut med en ny.Et forhold som virker bestemmende for den økonomiske levetiden, er den teknologiskeutviklingen på det området en skal foreta en investering. Sterk teknologisk utvikling vilforårsake redusert økonomisk levetid.Sterkere lastutvikling enn forventet kan avkorte levetiden for komponenter. I tillegg villevetiden være avhengig av klimapåkjenning, vedlikeholdsrutiner og prestasjon imonteringsutførelsen.I [1] presenteres følgende veiledende verdier for økonomisk levetid:Tabell 3-1 Økonomisk levetid for komponenter i kraftsystemetKomponent / anleggØkonomisk levetidVannkraftanlegg40-60 årTrafostasjoner25-35 årOverføringslinjer25-35 årFordelingslinjer20-30 årKabelanlegg15-30 årKondensatorbatteri15-25 årVindmøller25 årGrensene som presenteres er romslige. Dette skyldes at det er vanskelig å angi eksakte tall, dalevetid som nevnt over er avhengig av mange faktorer. Av dette følger det at økonomisk levetidkan være forskjellig fra avskrivningstiden for vedkommende komponent.Levetiden er angitt mer i detalj i de ulike analyser.3.3.4 AnalyseperiodeAnalyseperioden angir det tidsintervallet som beregninger er gjort innenfor. En komponent somhar kortere økonomisk levetid enn analyseperioden blir antatt reinvestert med samme typekomponent. Komponenter med levetid utover analyseperioden vil få godskrevet dette ved enrestverdi.Kraftsystemutredning for Troms Side 12

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.Det er i beregninger valgt en analyseperiode på 30 år, hvis ikke annet er oppgitt i de enkelteanalysene.3.3.5 KalkulasjonsrenteFor samfunnsøkonomiske lønnsomhetsanalyser fastsettes kalkulasjonsrenten avFinansdepartementet. For statlige investeringer er renten for tiden 4,5 %. Dette er en realrentedvs. at alle kostnader regnes i fast kroneverdi, slik at en slipper å justere for inflasjon ogprisstigning.Bedriftsøkonomisk avkastningskrav vil avhenge av eiernes krav til inntjening ogfinansieringsform (egen eller fremmedfinansiering). Bransjen skattlegges hardere nå enntidligere, og det er større krav til lønnsomhet. Disse forhold aktualiserer diskusjonen omavkastning. Dette til tross, er det valgt å benytte ett avkastningskrav på 6 % realrente undernettanalysene.3.3.6 Kostnad for tapSamfunnsøkonomiske kostnader for tap er beregnet av SEFAS i "Planleggingsbok for kraftnett".Korttidsgrensekostnad (KGK) brukes som prinsipp for å bestemme de samfunnsøkonomiskeproduksjonskostnadene for energi og effekt.Den ekvivalente årskostnad av tap er funnet ved hjelp av følgende formel:k pekv = k p + k wekv * T tderk pekv er ekvivalent årskostnad for tapk p er kostnad av maksimale effekttapk wekv er ekvivalent årskostnad for energitapT t er brukstid for tapEr brukstid for tap 2400 timer blir ekvivalent årskostnad:I 22 kV – nettet: kpekv = 430 + 0,23 * 2400 = 982 kr/kWI 66 og 132 kV – nettet: kpekv = 305 + 0,23 * 2400 = 857 kr/kWGenerelt er beregninger i Netbas utført i maksimallast, men kan eksempelvis utføres månedsvis.Omregning til tapt energi er utført ved hjelp av brukstid for tap.3.3.7 Kunders kostnader ved avbruddKostnadene for avbrudd er satt lik NVEs satser som gjelder for KILE ordningen.Tabell 3-2 KILE – kostnader for ulike kundegrupperKILE-kostnader 2008 Ikke varslede avbrudd Varslede avbruddIndustri 74,20 kr/kWh 51,40 kr/kWhHandel og tjenester 110,50 kr/kWh 76,50 kr/kWhJordbruk 16,60 kr/kWh 11,60 kr/kWhHusholdning 9,40 kr/kWh 8,20 kr/kWhOffentlig 14,30 kr/kWh 10,80 kr/kWhTreforedling og kraftkrevende industri 14,90 kr/kWh 11,90 kr/kWhDen nye ordningen med flere sluttbrukergrupper og mer differensierte kostnader for avbrudd,vil bli brukt i fremtidige analyser.Med disse verdiene for kunders kostnader ved avbrudd, er det beregnet kostnader for hvertrafostasjon. Dette er omtalt i [1].Kraftsystemutredning for Troms Side 13

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.3.3.8 Netteiers kostnad ved feilNettselskapets egne kostnader ved feil er i henhold til ”Planleggingsbok for kraftnett” satt til kr10 700,- per feil i distribusjonsnett. Samme kostnadstall benyttes i sentral og regionalnett inntildet foreligger tallmateriale for landsgjennomsnitt på disse nettnivåene. Kostnadene er de direktekostnadene (merkostnader) ved feil og avbrudd og omfatter kostnader for selve feilsøkingen ogreparasjonen, det vil si arbeidstid (overtid), transport, utstyr og materiell.3.3.9 Drift- og vedlikeholdskostnaderDersom disse ikke er kjent ut fra egen historikk, benyttes en fast prosentsats avinvesteringsbeløpet. Dette ansees som nøyaktig nok for sammenligning mellom prosjekter. ITKN benyttes 1,5 % dersom det ikke foreligger historiske tall.Drift og vedlikeholdskostnadene vil være avhengig av anleggets alder, vedlikeholdsintervall,valg av teknisk løsning og klimamessige påkjenninger. I værharde strøk vil en forvente høyeredrift og vedlikeholdskostnad på grunn av sterkere klimatiske påkjenninger og flerekomponentsvikt.Hvor langt komponenten er kommet i livsløpet spiller også inn. Der er en realitet at en måforvente flere defekter / svikt i begynnelsen og ved slutten av komponentens levetid (badekar –kurven).3.3.10 Nytte og kostnadsberegninger (beregningsmetodikk)Nytten ved et prosjekt framkommer som kapitalisert verdi av reduserte tap, redusertevedlikeholdskostnader og redusert ikke-levert energi. De kapitaliserte verdiene for hvert år ianalyseperioden blir summert og omregnet til dagens kroneverdi (nåverdi).Som analysemetode velges nåverdimetoden, da denne er teoretisk mest tilfredsstillende.Nåverdien beregnes med følgende formel:der :Kn0 = ∑i=1⎛ p ⎞Ki ⋅ ⎜1+ ⎟⎝ 100 ⎠−nKo = sum kostnad i analyseperioden referert analyseperiodens begynnelseKi = sum kostnad år ip = kalkulasjonsrente. Her benyttes realrenten = analyseperiodens lengdeKostnadene ved en utbygging blir regnet om til dagens kroneverdi. Ved å benytte faste priser ikontantstrømmen trenger en ikke å ta hensyn til inflasjon.3.4 Tekniske forutsetningerNedenfor er det angitt hvilke tekniske forutsetninger utredningen bygger på.3.4.1 LastprognoseLastprognosen er utarbeidet på grunnlag av opplysninger fra TKN og YMBER om historiskeffekt- og energiutvikling samt kjennskap til fremtidig utvikling i bolig og næringsstrukturen.Lastprognose for ulike utvekslingspunkt er omtalt i [1].Kraftsystemutredning for Troms Side 14

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.3.4.2 Termisk grenselastLuftledningDet anvendes data utgitt av SEFAS. Disse legger til grunn en driftstemperatur på lederen på80°C, lufttemperatur 20°C, vindstyrke 0,6 m/s (flau vind) og med en emisjonskoeffisient forlinen på 0,5. Disse forholdene tilsvarer sommersituasjon. Ved analyser hvor maksimal vinterlastinngår, og hvor systemet er presset vil vi i mer detaljerte analyser anvende 0°C somlufttemperatur, samt ta hensyn til aktuelle spenningsgrenser.Flere av linjene bygd før 1990 er prosjektert og bygget med en maksimal driftstemperatur på 40eller 50°C. Dette blir det tatt hensyn til ved analyser der disse linjene inngår.KabelDet anvendes data fra tekniske spesifikasjoner utgitt av kabelleverandørene. Maksimalstrømmenvil være avhengig av forlegningsmåte og avstand til andre kabler i samme grøft. For PEX –kabler, forutsettes en maksimal ledertemperatur på 90°C. Temperaturen i jord er forutsatt å være15°C. For oljekablene er tillatt maksimal ledertemperatur 80/85°C, mens temperaturen i jord /sjø / omgivelse er 15-20°C.I kabelnettet er en generelt forsiktig med å overskride strømverdiene som er omtalt i [1]. PEX –kabler kan belastes 200 % i 15 minutter, forutsatt 75 % initiell last. For oljetrykkabler børoverlast sjekkes i hvert enkelt tilfelle, pga. økt dynamisk oljetrykk for kabelanlegg.Ved krysning av vei blir ofte kablene forlagt i rør. For å kompensere for tapt overføringsevnekan en fylle rørene med bentonitt eller hvitmiks.Det er verdt å merke seg at sjøkablers belastningsevne bestemmes av forlegningen i landtaket.TrafoerOverbelastning av trafoer vil innebære en temperaturstigning i viklinger, isolasjonsmaterialer ogkjølemiddel. En slik temperaturstigning vil kunne ha betydning for aldringsprosessene iisolasjonsmaterialene. Ved streng kulde, og tatt i betraktning den store tidskonstanten en har fortemperaturstigning, vil en likevel tillate overbelastning med inntil 30 % av merkelast ved strengkulde. På nye trafoer har en målinger av toppoljetemperaturen. Så lenge denne holdes under90°C kan trafoen overbelastes betydelig, uten tap av levetid. Ved høy overlast er detgjennomføringen i trafokassen som er begrensende.Kraftsystemutredning for Troms Side 15

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.3.4.3 SpenningsgrenserI regionalnettet er maksimalspenningen bestemt av isolasjonsnivået på de ulike komponentene,mens minimumsspenningen er bestemt ut fra stabilitetsmessige betraktninger og / ellerleveringsbetingelser hos kunder. Ved for lav spenning vil en i tillegg suge ut store mengderreaktiv effekt fra kraftstasjoner, noe som er uønsket. I stasjoner med ensidig innmating,beskjeden overføring i normal lastsituasjon og lange radialer vil det reaktive tapet (reaktans iledningen) være så stort at spenningen hos mottaker blir for lav. Spenningsfallet vil såledesvære den begrensende faktoren for overføringskapasiteten.Tabell 3-3 Spenningsgrenser i regionalnettetspenningsgrenserNettnivå Maks [kV[ Min [kV]132 145 12866 67 60Tabell 3-3 viser maksimum og minimum tillatt spenningsgrense for regionalnettet iutredningsområdet.3.4.4 Valg av spenningsnivåFor å ta hensyn til eventuelle fremtidige spenningsoppgraderinger vil nye kabler og ledninger iutredningsområdet primært bli bygd for 132kV, og blir eventuelt drevet for 66kV inntil videre.Dette medfører at tilknyttede transformatorer må være omkoblbar fra 66kV til 132kV påprimærsiden. Kostnadsforskjellen ved å benytte komponenter for 132kV kontra 66kV erinfinitisemal.Variasjon i kortslutningsytelse i utredningsområdet medfører at det vil bli bestilt trafoer medforskjellig relativ kortslutningsspenning (e Z ) for å tilpasse kortslutningsytelsen til ønsket nivå iunderliggende distribusjonsnett.3.4.5 Dimensjonerende belastningI dimensjonerende belastning inngår all last med unntak av forbruk med utkoplingsklausul (el –kjeler).Som dimensjonerende belastning brukes det ikke-utkoblbare forbruket som forventes vedtemperaturforhold (laveste 3-døgns middel) som statistisk inntreffer med 2- og 10-års returtid.Den store andelen av elektrisk oppvarming i alminnelig forsyning gjør at belastningstoppenevanligvis inntreffer etter en kuldeperiode av en viss varighet. Statistiske temperaturforhold, dvs.3-døgns middel, med 2-års returtid benyttes som referansetemperatur i forbindelse medøkonomisk nettdimensjonering (normal høylast). De nettløsninger som framkommer vil ofte hatilstrekkelig teknisk margin, men for å være på den sikre siden kan nettløsningene kontrolleresmot ekstrem høylast som har 10-års returtid. Det forutsettes at det er samme 3-døgns middel ihele utredningsområdet. Dette vil ikke være tilfelle da klima vil variere fra innlandsklima i indreTroms, til kystklima på ytre Senja. Antagelsen vil likevel være god, da temperaturentilnærmelsesvis vil svinge likt på de forskjellige stedene i utredningsområdet.I tillegg til å bestemme referansetemperatur, er det nødvendig å vite forbruketstemperaturfølsomhet for å kunne korrigere målte maksimalbelastninger.Målte verdier i trafostasjoner blir omregnet til dimensjonerende last idet en tar hensyn tiltemperaturfølsomheten.Kraftsystemutredning for Troms Side 16

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.3.4.6 Temperaturkorrigering av effektTemperaturfølsomheten for alminnelig forsyning er minst om vinteren og atskillig høyere omvåren / høsten. [1] angir en temperaturfølsomhet på 1-1,5 %/°C. I hele utredningsområdet vilnaturlig en slik verdi variere på grunn av ulik geografi. I områder med ensidig mating vil enfinne lavere leveringspålitelighet enn i områder med tosidig mating. Belastningsmaksimum kanderfor i områder med ensidig innmating inntreffe etter en langvarig feil, og behøver ikke åopptre ved laveste temperaturforhold. I utredningsområdet er det valgt å benytte entemperaturfølsomhet på 1,25 %/°C innenfor kategorien alminnelig forsyning.Temperaturkorrigeringen er utført med bakgrunn i formelen:P DUT = P + Pδ(DUT – DUT n )derPDUT er den temperaturkorrigerte maksimaleffekten for aktuelt år [MW]P er den målte effekten for aktuelt år [MW]δ er maksimallastens temperaturfølsomhet [% / °C]DUT er laveste 3 døgns minimumstemperatur før måling av P [°C]DUTn er laveste 3 døgns minimumstemperatur med n års returtid [°C]Ved planlegging brukes 2 års returtid for dimensjonerende utetemperatur, men investeringer blirkontrollert at de også takler 10 års returtid.Tabell 3-4 Dimensjonerende utetemperatur referert TromsøTemperatur for korreksjon av effektBeskrivelse 2010[DUT] 3 Døgnmiddel -11,2DUT2 -11,2DUT10 -14,2Temperaturkoeffisient: 0,0125 per °CDimensjonerende utetemperatur (DUT) med 2 og 10 års returtid, samt DUT, er innhentet fra DetNorske Meteorologiske Institutt (DNMI). Temperaturdataene er hentet fra målestasjon 90450Tromsø. Dimensjonerende temperaturer er vist i tabell 3-4.3.4.7 Temperaturkorrigering av energiEnergien blir temperaturkorrigert ved å bruke en temperaturfølsomhet på 0,015 % / graddag, ogharmonerer med de lokale energiutredninger.Temperaturkorrigeringen er utført med bakgrunn i formelen:W GDT = W + Wα(GDT n - GDT)derWGDT er den temperaturkorrigerte energien det aktuelle året [MWh]W er den målte energien det aktuelle året [MWh]α er energiforbrukets temperaturfølsomhet [% / graddager]GDT er graddagtall for aktuelt år [graddager]GDTn er midlere graddagtall over n år [graddager]Kraftsystemutredning for Troms Side 17

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.For alle trafostasjoner er det benyttet graddagtall for målestasjon 90450 Tromsø.Gjennomsnittlig graddagtall (GDT n ) for denne stasjonen i 30-årsperioden fra og med 1973 til ogmed 2002 er på 5218.Tabell 3-5 GraddagstallGraddagstallSnittTemperaturstasjon 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 30 årTromsø 5018 4819 4801 4730 4768 4746 5044 5031 5159 4556 5218Graddagskoeffisient: 0,00015 per graddag3.4.8 ProduksjonsprofilerMagasinkraftverk [pu]Elvekraftverk [pu]1.000.900.800.700.60[pu]0.500.400.300.200.100.00januarfebruarmarsaprilmaijunijuliaugustseptemberoktobernovemberdesemberMånedFigur 3-2 Produksjonsprofil for noen produksjonsanleggFigur 3-2 viser produksjonsprofilen i pu referert installert ytelse for produksjonsanlegg somelvekraftverk og magasinbaserte kraftverk. I utførte analyser følger produksjonenvinterproduksjon ved tunglastperioder og sommerprofil ved lettlastperioder.3.4.9 Brukstid for tapTapenes brukstid er et viktig underlag for å beregne kostnadene av tap, samt å finne fram tilårlige energitap i et system ut fra effekttapene i tunglast. Beregninger utført av SEFAS ved hjelpav programmet PMAX, oppgir at brukstiden for tap i nettnivå 1-8 vil ligge på ca 2400 h, med enliten spredning rundt.I nettanalyser med stor integrasjon av vindkraft har en erfart problemer med å få tilgang tilsannsynlig årsvariasjon for de nye vindkraftverkene i området. I slike nettanalyser vil en benytteen lavere brukstid for tap, typisk 1900 timer. I tillegg kan det utføres følsomhetsanalyser for å sei hvor stor grad brukstidens størrelse påvirker resultatet.3.4.10 Reaktiv effektBehovet for nye kondensatorbatterier vurderes etter ønske om ikke å ta ut reaktiv effekt frasentralnettet, og ikke å transportere for store kvanta reaktiv effekt. I tillegg må en hatilstrekkelig reaktiv effekt for å holde spenningen oppe i feilsituasjoner. Kompenseringen skjerdels i trafostasjonene og dels ute i fordelingsnettet.Kraftsystemutredning for Troms Side 18

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.3.4.11 Estetiske og miljømessige restriksjonerFor å ta mest mulig hensyn til estetiske og miljømessige forhold, holdes det god kontakt medFylkesmannens miljøvernavdeling, muséer og andre med kompetanse på dette området. Innspilli forbindelse med anleggskonsesjon blir tatt seriøst og planer tilpasset de synspunkter somframkommer.Ved planlegging av nye linjetraséer søker en så langt som mulig å tilpasse disse slik at de ikkeskal virke dominerende, og skape visuell forurensning. I tillegg søker en å unngå områder somer båndlagt av miljømessige årsaker.3.4.12 Luftledning kontra kabelAnvendelse av luftledning kontra kabel avhenger av en rekke forhold av økonomiske, estetiskeog praktiske forhold. Rent økonomisk betraktet vil luftledning være billigere enn kabel. Estetisker kabel å foretrekke, derfor vil en i byer og tettsteder kun benytte kabel. I følge [1] ersviktfrekvensen for kabel og luftledning for varige feil omtrent like store for spenningsnivået45-132 kV. Reparasjonstiden for kabel er i gjennomsnitt vesentlig lengre. Kabel benyttet somoverføringsmedie ville derfor medført større behov for reserveforsyning enn om luftledning blebenyttet. I praksis vil en derfor benytte luftledning for overføring av kraftmengder over størreavstander. Dette er også dokumentert i NVE rapporten: KTE – notat nr. 42/03; Kabel somalternativ til luftledning.3.5 Særegne forhold innen utredningsområdet3.5.1 ForbrukstyngdepunktForbrukstyngdepunktet i utredningsområdet er Tromsø. Ellers er forbruket spredt utover heleregionen, med mindre sentra og enkelte store punktlaster i mer grisne strøk.I utredningsområdet finnes en stor bedrift innen kategorien kraftkrevende industri: FinnfjordAS. Økt kraftuttak ved bedriften har medført at TKN kjører parallelle linjer for å forsyneanlegget (Statnett har montert trafo i tidligere koplingsstasjon).Langs kysten har man fiskeribedrifter som er svært konjunkturavhengig. Tilpasning avnettkapasitet mot denne gruppen er en utfordring da denne bedriftskategorien har kortebeslutningsprosesser i forhold til et nettselskap. I tillegg er installasjonene i disse bedriftenepreget av store motorlaster, som kan gi redusert spenningskvalitet i omkringliggende nett. TKNstiller strenge krav til oppstart av motorlaster i svake nett. Se også kapittel 4.8.5.3.5.2 KraftproduksjonKraftproduksjonen i utredningsområdet er geografisk spredt. Sør og nord i utredningsområdet erdet kraftverk som mater inn i regional- eller sentralnettet, mens en i tillegg har spredtesmåkraftverk som mater inn i distribusjonsnettet. Småkraftverkene er et viktig bidrag for å holdetilstrekkelig spenning på lange radialer i distribusjonsnettet. Dette gjenspeiler seg også i positivtapsmarginal for innmating fra nevnte småkraftverk.3.5.3 KlimaForsyningsområdet til TKN og YMBER er karakterisert ved to klimatyper, kystklima oginnlandsklima. Dette har gitt seg utslag i valg av materiell og løsninger. For eksempel er det påenkelte steder langs kysten benyttet isolatorer med lang krypestrømsvei (FOG – isolatorer) pågrunn av salting. Stålaluminiumliner er også utsatt for korrosjon og oksidasjon. For å motvirkedisse prosessene benyttes det i utsatte kyststrøk fettede liner eller liner med galvanisertstålkjerne.Kraftsystemutredning for Troms Side 19

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.Ved prosjektering av kraftlinjer i værharde traseer har en konsultert meteorolog med hensyn tilhvilke vind- og islast som kan oppstå. Også i valg av trase har slik konsultasjon vist seg nyttig.3.5.4 Utbygging og drift av nettetRegionalnettet i utredningsområdet drives for en stor del som separate nett, som fysisk erforbundet via sentralnettet. Nettet er også sammenhengende via et utstrakt distribusjonsnett medbegrenset overføringskapasitet.Tilførsel til lokale sentra utenfor Tromsø by har i stor grad ensidig innmating. Det betyr atområder kan bli mørklagt ved kritiske feil. En begrenset reservekapasitet i distribusjonsnettet vilbedre denne situasjonen, men distribusjonsnettet vil på langt nær være en tilstrekkelig reserveved kritiske feil.3.5.5 Spesielle krav til leveringspålitelighetStadig flere bedrifter har økende krav til leveringspålitelighet, spesielt med hensyn til korteavbrudd og dip. TKN har derfor igangsatt et program for installering av spoler i nøytralpunkt itrafostasjoner. Erfaring med spole i enkelte trafostasjoner tilsier at så godt som alle kortvarigeavbrudd er borte etter driftsetting av spole.3.5.6 Befolkning/ArealArealet som omfattes av utredningsområde 21 er relativt stort der store deler består av spredtbebyggelse.Botetthet [personer/km2]Kommuneareal [km2]30,001000025,0090008000Personer / km 220,0015,0010,0070006000500040003000km 25,00200010000,0001902 Tromsø1920 Lavangen1922 Bardu1923 Salangen1924 Målselv1925 Sørreisa1926 Dyrøy1927 Tranøy1928 Torsken1929 Berg1931 Lenvik1933 Balsfjord1936 Karlsøy1938 Lyngen1939 Storfjord1940 Kåfjord1941 Skjervøy1942 Nordreisa2011 KautokeinoKommuneFigur 3-3 Kommunevis befolkningstetthet og landarealDet store samlede arealet medfører stor frihet til bosetting med følgende varierendebefolkningstetthet. Som vist i figur 3-3 er befolkningstettheten i de fleste kommuner lavere enngjennomsnittet i Norge på ca 15 personer/km 2 referert siste folketelling. Tromsø kommuneskiller seg ut ved høyere generell befolkningstetthet enn landsgjennomsnittet.Kraftsystemutredning for Troms Side 20

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.Botetthet [personer/km2]Areal tettsteder [km2]2500,00302000,0025Personer / km 21500,001000,00500,002015105km 20,0001902 Tromsø1920 Lavangen1922 Bardu1923 Salangen1924 Målselv1925 Sørreisa1926 Dyrøy1927 Tranøy1928 Torsken1929 Berg1931 Lenvik1933 Balsfjord1936 Karlsøy1938 Lyngen1939 Storfjord1940 Kåfjord1941 Skjervøy1942 Nordreisa2011 KautokeinoKommuneFigur 3-4 Kommunevis befolkningstetthet i tettstederTromsø og Skjervøy skiller seg ut med høyest befolkningstetthet for tettsteder iutredningsområdet, se figur 3-4.3.5.7 Historiske forhold og tradisjoner av betydning for energisystemetUtformingen av sentral- og regionnettet i utredningsområdet har i utgangspunktet vært bestemtav bosettingsstruktur, industri, valg av produksjonssteder og av hensiktsmessige traseer forgjennomgående sentralnett. De første overføringslinjene ble ført inn til det som den gang var detetteste befolkede områdene. Bosettinga har seinere forskjøvet seg i enda sterkere grad til disseområdene, og en historikk om utbygginga av overføringsnettet Troms vil dreie seg om enøkning av kapasiteten og bedring av leveringssikkerheten inn mot disse stedene.Strukturen i nettet er også preget av denne gradvise utbygginga ved at deler av anleggetavspeiler tidligere valg av spenningsnivåer. Selv om 132kV ble tatt i bruk i vårt land allerede i1928, skjedde ikke dette i Troms før i 1960 da Innset kraftverk ble satt i drift.Den første overføringslinja i Troms ble tatt i bruk i 1910 mellom Gausvik og Harstad. Iutredningsområdet stod den første lengre forbindelsen ferdig i 1913 – mellom Simavik og”sekundærstasjonen” i Tromsø. Linja med spenning på 12kV ble i 1932 supplert med en 36kVforbindelse,som også ble forlenget til Skarsfjord. Begge disse kraftverkene mater i dag direkteinn på fordelingsnettet på 22kV. I Midt-Troms, der det første kraftverket i Bardufoss ble tatt ibruk av Troms fylkes kraftforsyning i 1922, skjedde distribusjonen ved en stadig utvidelse av22kV-nettet. I Nord-Troms ble det bare gjennomført mindre utbygginger med lokale nett imellomkrigstida, og fra YMBERs første kraftverk i Sikka, som stod ferdig i 1950, skjeddedistribusjonen via fordelingsnettet.Det var først da spørsmålet om en større kraftutbygging for Midt-Troms og Tromsø kom oppetter 1945, at det ble aktuelt med overføringer med høyere spenningsnivå. Med utgangspunkt i66kV-nettet, ble overføringene gradvis forlenget.Etter samlinga innenfor et felles kraftrike, har den videre utbygginga av sentral- ogregionalnettet både skjedd ved etablering av 400kV-forbindelse og en videre utbygging av66kV-nettet med utgangspunkt i strukturen fra 1950- og 1960-tallet, men det har mest av altdreid seg om omlegging til og nybygging av 132kV-nett. Nettet representerer således både enKraftsystemutredning for Troms Side 21

Kapittel 3: Forutsetninger i utredningsarbeidet.modernisering, samtidig som det avspeiler strukturen ved elektrisitetens gjennombrudd i vårregion i 1950- og 1960-årene.3.5.8 StabilitetsforholdI utredningsområdet er det så langt ikke erfart utfall eller problemer knyttets tilstabilitetsforhold. Det er derfor ikke utført klassiske stabilitetsanalyser (transient- ogsmåsignalstabilitet) av kraftnettet. En stor integrasjon av vindkraft vil stille store krav til så velstasjonære som dynamiske elektrotekniske kvalitetsforhold. På oppdrag har derfor SINTEFutført en systemteknisk analyse ved vindkraftutbygging i Troms, med fokus påproduksjonsrelaterte spenningsvariasjoner og avstand til stabilitetsgrense. Nettkonfigurasjonensom er lagt til grunn for analysen er vist i [1], og representerer nettet i slutten avutredningsperioden.Figur 3-5 Nesekurve ved oppramping av vindkraftverk i Troms (Fakken)Figur 3-5 viser spenningen i et referansepunkt når all vindkraftproduksjonen økes gradvis franominell produksjon.Caset viser nesekurven for Fakken vindkraftverk. Avstanden til spenningsstabilitet for Fakkener i tunglast ca. 37MW, dvs en god margin i forhold til forutsatt nominell produksjon på120MW.Kraftsystemutredning for Troms Side 22

4 BESKRIVELSEAVDAGENS KRAFTSYSTEM4.1 Energisammensetningen i utredningsområdetBåde TKN og YMBER har utarbeidet lokale energiutredninger, der energisammensetningen erkartlagt. Hver energiutredning omfatter en kommune. De første utredningene var ferdigstilt31.12.2004. En fullstendig oversikt over energisammensetningen i området vil dermed kunnefinnes i de offentliggjorte rapportene.I det etterfølgende gis en kort oppsummering av alternative energikilder (alternativer tilvannkraft) og historisk produksjon.4.1.1 Alternative energikilderNåværende kjent produksjon ved alternative energikilder samt etablerte produksjonsanleggbehandles i dette kapitlet.Vindkraft Sandhaugen (Kvaløya):Norsk Miljøkraft FOU AS, satte i drift en testturbin på 1,5MVA på Sandhaugen 1.3.2004.Produksjonen mates inn i 22kV-distribusjonsnett på Kvaløya.Utbygger er Norsk Miljøkraft FOU AS.Varmesentral i Breivika:Troms Kraft Varme AS har etablert en varmesentral i Breivika som i 2002 leverte ca 32GWhvarme/damp. I 2005 var leveringen fra anlegget ca 40GWh.I januar 2004 ble det idriftssatt et brenselsanlegg for biobrensel på 4MW i BreivikaVarmesentral.Utbygger er Troms Kraft Varme AS.Seminaret varmeanlegg:Denne sentralen med olje og el – kjel leverer varme til Bo og Omsorgssenteret og til Tinghuset.Forventet leveranse er ca 2GWh.Utbygger er Troms Kraft Varme AS.

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Storelva Varmeanlegg:Denne sentralen leverer varme til skole, idrettshall og barnehage på Storelva fra en midlertidigoljefyrt containersentral. Årlig leveranse er ca 0,3 GWh.Utbygger er Troms Kraft Varme AS.Tomasjordnes Varmeanlegg:Denne sentralen har gass og el-kjeler. Sentralen leverer varme til Tomasjordnes boligområde.Årlig leveranse er ca 3,5 GWh.Utbygger er Troms Kraft Varme AS.Strandkanten Varmeanlegg:En midlertidig sentral med el-kjeler leverer varme til Strandkanten boligområde og HålogalandTeater. Årlig leveranse er foreløpig ukjent.Utbygger er Troms Kraft Varme AS.Brøstadbotn Varmeanlegg:Denne sentralen fyres med biobrensel (skogflis) og leverer varme til en rekke offentlige bygg ognæringsbygg i Brøstadbotn. Årlig leveranse er ca 3 GWh.Utbygger er Dyrøy Energi AS.Setermoen Varmeanlegg:Denne sentralen driftes med kjeler for biobrensel, gass og elektrisitet. Sentralen leverer varme tilSetermoen. Årlig leveranse er ca 15 GWh.Utbygger er Forsvarsbygg.Heggelia Varmeanlegg:Denne sentralen fyres med spillolje og leverer varme til bygg på Bardufoss og Heggelia. Årligleveranse er foreløpig ukjent.Utbygger er Forsvarsbygg.Botnhågen Varmeanlegg:Dette anlegget bruker kvernet avfall som brensel og leverer varme til noen bygg i Botnhågen. Itillegg genererer anlegget elektrisitet fra en 400 kVA dampdrevet maskin/generator.Utbygger er Senja Avfall AS.Kraftsystemutredning for Troms Side 24

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Sum Varme Sum Vindkraft Sum Tidevannskraft Sum Småkraft10090807060[GWh]504030201002002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-1 Historisk produksjon av alternativ energi fra kjente produksjonsanleggFigur 4-1 viser en grafisk fremstilling av kjent produksjon for en periode. I fremstillingen er detikke tatt hensyn til små anlegg i form av private sentralvarmeanlegg, varmepumper etc.Les mer om de planlagte produksjonsenhetene i kapittel 5.4.1.2 Stasjonær energibruk for ulike energibærereAlternativ energi kan sees på som energiløsninger som er forskjellig fra tradisjonell elektriskenergi/produksjon. Energiformen kan for noen alternativer bidra til å redusere behovet forforsterkninger av eksisterende kraftnett. Dette forutsetter at energiformen ikke må transporterestil forbruker via kraftnettet. I motsatt fall har energiformen få eller ingen fordeler med hensyn tildimensjonering og drift av kraftnettet.Opplysninger vedrørende stasjonært forbruk er hentet fra lokale energiutredninger og er basert påkjent elektrisk forbruk og offentlige statistiske opplysninger for alternative energibærere.Kraftsystemutredning for Troms Side 25

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.ELEKTRISITET OLJE OG PARAFIN GASS BIOBRENSEL300002500020000[kWh]15000100005000020022003200420052006Årstall20072008200920102011Figur 4-2 Energiforbruk per innbygger og energibærer i TKNs konsesjonsområde [1]Figur 4-2 viser energiforbruket i TKNs konsesjonsområde og er basert på ulike energibærereinkludert elektrisk energi. Av figuren kan man se at elektrisk energi benyttes i større grad ennalternative energibærere. 1ELEKTRISITET Kull, kullkoks, petrolkoks Ved, treavfall, avlut GassBensin, parafin Diesel, gass, fyringsolje Tungolje, spillolje Avfall25000,020000,0[kWh]15000,010000,05000,00,02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-3 Energiforbruk per innbygger og energibærer i YMBERs konsesjonsområde [1]Figur 4-3 viser energiforbruket i YMBERs konsesjonsområde og er basert på ulike energibærereinkludert elektrisk energi. Av figuren kan man se at elektrisk energi benyttes i større grad ennalternative energibærere.4.1.3 Oppsummering av de lokale energiutredningeneI utredningsområdet er det stor variasjon på satsningen på alternative energiformer. Enkeltekommuner har en formening om emnet mens andre i mindre grad tar stilling til bruk avalternative energiløsninger. De lokale energiutredningene viser at kommuner fatter liten interessefor sparepotensial som ligger i energiøkonomisering av kommunens bygningsmasse samt1 Statistikk for energiforbruk per innbygger og energibærer ikke tilgjengelig etter 2009 fra SSBKraftsystemutredning for Troms Side 26

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.muligheter for utnyttelse av råmaterialer/naturressurser som finnes i nærområdene. Kommunenemangler også i mange tilfeller ressurser og kompetanse til å utnytte muligheter som liggerinnenfor kommunens grenser.4.2 Generell beskrivelse av overføringsnettet4.2.1 Utbygging av kraftsystemetI perioden 1960-70 ble det bygd flere store kraftverk i utredningsområdet (blant annet i Øvre-Bardu og Nord-Troms). Samtidig opplevde en at forbruket steg kraftig i enkelte områder. I løpetav 60-tallet ble det derfor bygd ut et 132kV-stamlinjenett for å distribuere den nyvunne kraftenfram til forbruksområdene. NVE stod for det vesentlige av denne utbyggingen. I løpet av dettetiåret bygde også de kommunale elverkene i sørfylket og de interkommunale elverkene inordfylket ut egne regionale overføringsnett, for å sikre forsyningen innen sine respektiveforsyningsområder. Disse utbyggingene resulterte i ett sammenhengende driftsområde i Nord-Norge nord for Salten. Området kunne da også tilføres kraft fra det russiske Boris Glebkraftverket i Pasvikvassdraget.Parallelt med utbyggingen av stamlinjenettet og de regionale overføringsnettene, ble det ogsåbygd ut et høy- og lavspent fordelingsnett fylket rundt. Troms Fylkes Kraftforsyninggjennomførte denne utbyggingen i tre byggetrinn. Det første byggetrinnet ble vedtatt i 1949.Linjestrekninger på til sammen 900 km ble bygd i dette trinnet. Tredje og siste byggetrinn blevedtatt i 1961. Disse tre byggetrinnene for fordelingsnettet til Troms Fylkes Kraftforsyningomfattet noe over 28000 innbyggere, og kostet rundt 38 millioner kroner i løpende kroneverdi.Det aller meste ble betalt av staten gjennom statsstøtteordninga til elektrisitetsutbyggingen.Resten ble finansiert gjennom lån eller krevd inn som tilskudd fra kommuner og abonnenter.4.2.2 Drift av kraftsystemet132kV-nettet i utredningsområdet drives spolejordet av hensyn til størrelsen påjordslutningsstrømmene. Spolene er fordelt og plassert utover i nettet, ut fra normale nettdelinger.66kV-nettet drives isolert i TKN mens YMBER drifter dette nettet spolejordet. Tidligere har ogsåTKN drevet dette nettet spolejordet, men etter driftsuhell under innstilling av spolene har en gåttbort fra denne måten å drive nettet på. Spolene som ble benyttet hadde ikke automatiskregulering, og ved inn og utkoblinger oppstod det stadig resonansproblemer. Nye forskriftskravtil detektering av høy-ohmige jordfeil gjør at TKN på nytt vil vurdere å installere spoler på dettespenningsnivået.I Tromsø – området har en mulighet for å drive masket nett, men det har så langt kun skjedd iomkoblingssituasjoner. 66kV kabelnett i Tromsø by vil fortsatt drives radielt under følgendebegrunnelse:• Utnyttelsen av retningsbestemte jordfeilvern: For sikkert å detektere retningen på jordfeil inettet er en avhengig av radiell nettdrift.• Kontroll med reaktive utjevningsstrømmer: Ulik utgangsspenning på trafoer i parallellkoplingvil gi reaktive utjevningsstrømmer. For å unngå at slike strømmer gir utilsiktedevernutløsninger, benyttes radiell drift.Radiell drift av 66kV kabelnett medfører at en ikke har full momentan reserve i Tromsø.Nettet utenfor Tromsø by består av radialer til de enkelte trafostasjoner, uten annenreservemulighet enn forbindelser i distribusjonsnettet, eller eventuelt småkraftverk i separat drift.En rekke komponenter i nettet (inklusive forbrukerne) genererer eller forbruker reaktiv effekt.Disse vil være geografisk spredd slik at det er behov for å transportere reaktiv effekt. Dennetransporten legger beslag på overføringskapasitet i nettet. For å unngå for stor reaktiv transport erKraftsystemutredning for Troms Side 27

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.det plassert ut kondensatorbatterier ved 11kV eller 22kV samleskinner i utvalgte trafostasjoner,samt enkelte batterier distribuert ute i fordelingsnettet. I tillegg har man roterendefasekompensatorer i form av synkrongeneratorene i kraftverkene. Statnett har også en roterendefasekompensator i nettet, og ett SVC-anlegg. Statisk er det likegyldig for nettet omkompenseringen skjer ved hjelp av kondensatorbatteri eller ved roterende fasekompensator.Dynamisk har roterende fasekompensatorer gunstigere egenskaper, da de virkerspenningsstabiliserende.4.2.3 OverføringskapasitetDetaljer vedrørende overføringskapasitet er omtalt i [1].Regionalnettet i utredningsområdet kan ut fra geografi og netteier, deles inn i 6 hovedområder:Midt – Troms, Balsfjord, Finnsnes / Senja, Tromsø med omland, Lyngen / Skibotn, Nord –Troms inklusive Kautokeino.Figur 4-4 Regionalnettet deles inn i seks hovedområderBeregninger som er utført for å kontrollere om linjenettet er dimensjonert i henhold til lastflyten,er gjort i tunglast. Det er ved dette tidspunktet at nettet blir hardest belastet. Produksjonen i netteter satt til maksimal tilgjengelig vintereffekt, mens belastningene er satt til maksimal belastning i2002, temperaturkorrigert med 2-års returtid. En oppsummering av lastflyten er gitt i [1].Tabell 4-1 Trafokapasiteter i utredningsområdetOmsetningsforhold Ytelse 1)[MVA] Finnfjord AS Troms Kraft Nett Troms Kraft Produksjon Ymber AS Statkraft Statnett132 / 66 kV 455 455132 / 22 kV 402 120 282132 / 11 kV 490 215 275132 / 1 kV 066 / 22 kV 447 353 2066 / 11 kV 360 335 2566 / 1 kV 01) Treviklingstrafoer er tatt med for to spenningsnivåerYtelse fordelt på anleggseierTabell 4-1 viser en oversikt over trafokapasiteter per eier tilknyttet regional og sentralnett.Kart med enlinjeskjema over utredningsområdet er vist i [1].Kraftsystemutredning for Troms Side 28

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Midt-TromsDetaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].BalsfjordDetaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].Finnsnes / SenjaDetaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].Tromsø med omlandDetaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].Lyngen / SkibotnDetaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].Nord – Troms inklusive KautokeinoDetaljer vedrørende sentralnettet og regionalnettet er omtalt i [1].Linjer og kablerI lettlast vil ingen linjer eller kabler bli overbelastet i normal drift.Det bemerkes at innskutte komponenter i liten grad er tatt hensyn til i framstillingen avbelastningsgrad.For detaljer vedrørende belastningsgrad henvises det til [1].TrafoerI lettlast vil ingen trafoer bli overbelastet i normal drift.For detaljer vedrørende belastningsgrad henvises det til [1].4.2.4 Aktiv og reaktiv effektutveksling i utvekslingspunkterReaktiv belastning har betydning for energioverføringen i nettet. Overføring av reaktiv effektmedfører reduksjon i overføringskapasiteten for aktiv effekt og er derfor ikke ønskelig. Enfremstilling av varighetskurver for aktiv og reaktiv utveksling referert transformatorstasjon er visti kraftsystemutredning fra år 2006.4.3 BelastningsdataPå de etterfølgende sidene er lastdata systematisert på ulike måter for å illustrere hvordanutviklingen har vært de siste 10 år.Alminnelig forsyningI kategorien alminnelig forsyning er utetemperaturen den klimafaktoren som påvirkerbelastningen desidert mest. Dette skyldes den store andelen av elektrisk romoppvarming somfinnes innenfor denne kategorien. Energi- og effektforbruket for alminnelig forsyning er derfortemperaturkorrigert ved å bruke metodene angitt i kapittel 3.4.6 og 3.4.7. Kraftkrevende industrier bare i liten grad temperaturavhengig og er derfor ikke temperaturkorrigert. Det samme gjelderfor utkoplbart forbruk.Alminnelig forsyning defineres som alt forbruk med unntak av kraftkrevende industri ogutkoplbart forbruk.Utkoplbart forbrukTilkopling av utkoplbar forbruk skjer bare når det er tilstrekkelig ledig kapasitet i nettet.Kraftsystemutredning for Troms Side 29

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.For å øke fleksibiliteten i nettet har TKN valgt å kun tilby uprioritert nettuttak med momentan og1 timers varslingstid. Utkopling i kategorien momentan styres fra driftssentralen.Fra og med 1997 har TKN etablert rutiner for timesmåling av utkoplbart forbruk. Før 1997 erverdiene beregnet, forutsatt en brukstid på 3000 timer. Summen av effekten innen kategorienealminnelig forsyning og uprioritert kraft er den effekten som måles i utvekslingspunktene motsentralnettet, og som TKN og YMBER oppgir som sin maksimaleffekt.Kraftkrevende industriDet finnes kun en bedrift i utredningsområdet som kommer inn under kategorien kraftkrevendeindustri. Dette er smelteverket i Finnfjordbotn, Finnfjord AS. Bedriften tok i 2004 ut 850GWhelektrisk kraft med et maksimaluttak på 116MW. Uttaket i 2004 er det høyeste registrerte uttakav Finnfjord AS i utredningsperioden. Brukstiden ligger normalt opp mot 8000 timer.4.3.1 EnergiforbrukNedenfor er energiforbruket i utredningsperioden systematisert etter følgende kriterier:• geografisk fordeling• faktisk / temperaturkorrigert forbruk i et 10 års perspektiv• fordeling mellom ulike kundegrupper• fordeling mellom alminnelig forsyning, kraftkrevende industri og utkoplbart forbrukGeografisk fordelingNedenfor er den geografiske fordelingen mellom de to konsesjonærene (TKN og YMBER) vist.Finnfjord AS samt Tromsø by er skilt ut fra øvrig lastuttak.1122 GWh755 GWhFinnfjord ASTromsø by884 GWh201 GWhYmberTroms Kraft Nett, eks.Finnfjord AS ogTromsøFigur 4-5 Geografisk fordeling av energiforbruket i utredningsområdetFigur 4-5 viser geografisk fordeling av energiforbruket i utredningsområdet. Alle tall er gitt iGWh (temperaturkorrigert energiforbruk, inklusivt utkoplbart forbruk). I tallmaterialet forTromsø inngår alle stasjoner på øya, samt stasjonene Kroken, Hungeren og KvaløyaDet største lasttyngdepunktet er Tromsø by med ca 40 % av det totale lastuttaket iutredningsområdet. Finnfjord AS forbruker ca 25 % av totallasten, og er den størsteenkeltkunden.Historisk energiutviklingKraftsystemutredning for Troms Side 30

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Målt energiforbruk (ukorrigert) i utredningsområdet (inklusivt utkoplbart forbruk) har hatt enendring fra 2775 GWh i 2002 til 2763 GWh i 2011. Dette utgjør en lineær endring på 0,0 % perår.Det maksimale forbruket som er registrert noe år var i 2004 med 2918 GWh.Korrigeres det for temperaturvariasjonen i området, kan man se av figur 4-6 side 31, at forbrukethar økt fra 2839 GWh i 2002 til 2962 GWh i 2011. Dette utgjør en lineær endring på 0,5 % perår.Det maksimale temperaturkorrigerte forbruket som er registrert noe år var i 2004 med 3047GWh.For flere detaljer om det historiske forbruket vises det til [1]. Fremgangsmåte vedtemperaturkorrigering er vist i kapittel 3.4.7.3500Faktisk energiforbruk [GWh] 1) Temperaturkorrigert energiforbruk [GWh] 1)30002500GWh20001500100050002002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-6 Historisk utvikling i elektrisk energiforbruk i utredningsområdetFigur 4-6 viser historisk utvikling i elektrisk energiforbruk i utredningsområdet. Diagrammetviser at det maksimale forbruket som ble målt i 10-årsperioden ble registrert i 2001 med 3074GWh (temperaturkorrigert). Stans i anlegget til Finnfjord AS har bidratt til stor reduksjon iuttaket for året 2006.Fordeling mellom ulike kundegrupperStørst kundegruppe er husholdning med ca 43 % av totalt forbruk.Størrelsen på de ulike kundegruppene varierer mye innen utredningsområdet. Området rundtFinnfjordbotn er spesielt der opp mot 90 % er kraftkrevende industri. Dette skyldes et stortlastuttak hos Finnfjord AS.For flere detaljer om energifordelingen henvises det til [1].Kraftsystemutredning for Troms Side 31

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Industri Handel & tj. Jordbruk Husholdning Offentlig Treforedl. & kraft.int.ind.5 % 13 % 0 % 43 % 11 % 27 %0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 %EnergifordelingFigur 4-7 Gjennomsnittlig energifordeling for alminnelig forsyningFigur 4-7 viser energifordeling for alminnelig forsyning fordelt på kundegrupper iutredningsområdet.Fordeling mellom ulike kategorierFordelingen mellom de tre kategoriene: alminnelig forsyning, utkoplbar forsyning ogkraftkrevende industri er nokså stabilt med små ”bølgedaler”. Uttaket i kategorien kraftkrevendeindustri, hadde en fallende tendens i 2002 og 2003 pga driftsstans ved Finnfjord AS, og høyekraftpriser i deler av året. Utkoplbart forbruk har vært tilnærmet uendret i hele perioden.2500Alminnelig forsyning Kraftkrevende industri Utkoplbar forsyning20001500[GWh]100050002002 2003 2004 2005 2006Årstall2007 2008 2009 2010 2011Figur 4-8 Historisk energiutvikling innen hovedgruppene av lastkategorierFigur 4-8 viser variasjonen mellom de tre kategoriene i utredningsperioden. Alminneligforsyning omfatter forbruket i industri, handel & tjenester, jordbruk, husholdning og offentligforvaltning. Kraftkrevende industri består av en sluttbruker, Finnfjord AS med direkte uttak fra132 kV nettet. Uprioritert forbruk kan kobles ut ved varsel, og inngår ikke i den dimensjonerendebelastningen.4.3.2 EffektuttakPå samme måte som energiforbruket er også effektuttaket i perioden 1995 til 2011 systematisertetter følgende kriterier:Kraftsystemutredning for Troms Side 32

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.• geografisk fordeling• faktisk- / temperaturkorrigert forbruk i et 10 års perspektiv• fordeling mellom ulike kundegrupper• fordeling mellom alminnelig forsyning, kraftkrevende industri og utkoplbart forbrukGeografisk fordelingNedenfor er den geografiske fordelingen mellom de to konsesjonærene vist. Smelteverket iFinnfjordbotn og Tromsø er skilt ut fra øvrig lastuttak.199 MWTromsø by102 MWFinnfjord AS161 MW42 MWYmberTroms Kraft Nett, eks.Finnfjord AS ogTromsøFigur 4-9 Geografisk fordeling av effektuttaketFigur 4-9 viser geografisk fordeling av effektuttaket i utredningsområdet. Effektuttaket ertemperaturkorrigert med 2 års returtid.Flere detaljer om effektuttaket er vist i [1].Kraftsystemutredning for Troms Side 33

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Historisk effektutviklingMaksimal effektAlminnelig forsyning600 MW500 MW400 MW[MW]300 MW200 MW100 MW0 MW2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-10 Historisk utvikling av effektuttaket i utredningsområdet 2Figur 4-10 viser det maksimale effektuttaket målt i utredningsperioden. Diagrammet viser at detmaksimale effektuttaket målt i perioden er registrert i 2002 med 558MW. Ser man bare påalminnelig forsyning var maksimalt effektuttak 442MW. Temperaturkorrigeres effekten (med 2års returtid) er maksimalverdien 559MW og er registrert i år 2002.Fordeling mellom ulike kategorierKategorien utkoplbart forbruk har også vært rimelig konstant i hele perioden. I kategorienkraftkrevende industri har uttaket vært tilnærmet konstant i perioden.[MW]Alminnelig forsyning Kraftkrevende industri Utkoplbar forsyning4504003503002502001501005002002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-11 Historisk effektutvikling innen hovedgruppene av lastkategorier2 Effektuttaket er vist inklusivt utkoplbart forbruk.Kraftsystemutredning for Troms Side 34

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Figur 4-11 viser fordelingen mellom de tre kategoriene: alminnelig forsyning, utkoplbarforsyning og kraftkrevende industri. Figuren viser at uttaket i alminnelig forsyning svinger en deli perioden.Det er vanligvis slik at prisen på elektrisitet (spotpris) er forholdsvis høy når regionalnettet harsitt maksimale effektuttak. Uprioriterte nettkunder, som gjerne er prisfølsomme, styrer sitt uttaketter prisen. Med de svingningene en har i spottprisen er det derfor ingen automatikk i atuprioritert forbrukere går over til olje i tunglastsituasjoner. Ved å koble disse fra nettet ville enfor eksempel i 2008 kunne redusere effekttoppen med ca 26 MW i tunglasttimen.Kraftkrevende industri har stor brukstid (∼ 8000 timer), og kjører derfor med flat belastning.Effektuttak i denne kategorien er upåvirket av klima og temperaturforhold.4.4 ProduksjonsdataKraftproduksjonen i utredningsområdet er geografisk spredt. Sør og nord i utredningsområdet erdet kraftverk som mater inn i sentral- eller regionalnettet. I tillegg har en småkraftverk som materinn i et utstrakt distribusjonsnett (22 kV).• Detaljer om tilgjengelig vintereffekt, middelproduksjon og andre data er vist i [1].Installert ytelse i regionens kraftverk er 573 MVA, mens maksimal vinterytelse er 473 MW.Kraftsystemutredning for Troms Side 35

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.4.4.1 EnergiproduksjonNormalproduksjonen av energi i utredningsområdet er . Av kraftverkene i området er detStatkrafts kraftverk i Straumsmo som produserer mest, med ca 430,0 GWh i normalproduksjon.Etterfulgt av Innset kraftverk med .Diagrammet nedenfor viser produksjonen ved kraftverkene i området. Produksjonen er splittetmellom de ulike produsentene. Ytterligere detaljer er vist i [1].Ymber Troms Kraft Produksjon StatkraftNorsk Miljøkraft FOUMiddel-produksjon3000,02500,022992000,0[GWh]1500,01000,0500,00,02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-12 Grafisk fremstilling av energiproduksjon i utredningsområdetFigur 4-12 viser en grafisk fremstilling av produksjon i utredningsområdet. Statkraft og TromsKraft Produksjon AS er de største produsentene av kraft i området.Det er flere store kraftverk i utredningsområdet. Detaljer vedrørende energiproduksjon er vist i[1].4.4.2 Maksimal vinterytelseInstallert ytelse har vært konstant i perioden 1994 til 2011. I januar 2004 ble Sandhaugenvindkraftverk idriftssatt med en installert ytelse på 1,5 MVA. Kraftverket er ikke inkludert imaksimal vinterytelse.Maksimal vinterytelse for området er 473 MW. Størsteparten av produksjonen er tilknyttetsentralnettet.Kraftsystemutredning for Troms Side 36

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Distribusjonsnett Regionalnett Sentralnett500,0450,0400,0350,0300,0[MW]250,0200,0150,0100,050,00,02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-13 Utviklingen av maksimal vinterytelse i utredningsområdetFor detaljer om merkeytelse og maksimal vinterytelse er vist i [1].4.4.3 Dagens produksjonsanlegg fordelt på nettnivåDet finnes i dag 19 kraftstasjoner med 29 generatorer innenfor utredningsområdet. Av disse er 7stasjoner tilknyttet regional- eller sentralnettet, med en total maksimal vinterytelsen på 440,8MW. De øvrige stasjonene er tilknyttet distribusjonsnettet og har en maksimal vinterytelse på32,6 MW.I [1] er det vist en detaljert oversikt over alle kraftstasjonene i området, og nøkkeltall for disse.4.4.4 KondensatorbatteriDet er installert 12 kondensatorbatteri, fordelt rundt i nettet. Total installert ytelse er 78,3 MVAr.[1] viser detaljer om hvert enkelt batteri samt hvilken stasjon det er tilknyttet.4.5 KraftbalanseKraftbalansen fremkommer som differansen mellom produksjon og forbruk i området.Utkoplbart forbruk er ikke inkludert i forbruket.4.5.1 EnergiUtredningsområdet har vært, og er fortsatt, et underskuddsområde for elektrisk energi.Underskuddet har variert mye fra år til år i perioden fra 2002 til 2011. Størst underskudd var i2011 med liten produksjon og høyt forbruk. I enkelte år er underskuddet lite dersom det er stansved Finnfjord AS, samt ved høye priser pga. frykt for strømkrise. Det er derfor grunn til å venteat underskuddet vil øke inntil en eventuell ny produksjon blir bygget ut.Kraftsystemutredning for Troms Side 37

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Produksjon Last Sum for utredningsområdetEnergi [GWh]3500300025002000150010005000-500-10002002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-14 Historisk utvikling av energibalansen i utredningsområdetFigur 4-14 viser utvikling i energibalansen i utredningsområdet. Last er ikke temperaturkorrigertog produksjon er ut fra faktisk produksjon. I et normalår for produksjon og forbruk forventesunderskuddet å bli over 800 GWh.For ytterligere detaljer omkring utviklingen i energibalansen er vist i [1].Geografisk energifordelingTroms Kraft NettYmber-1064 GWh170 GWhFigur 4-15 Kraftbalanse geografisk fordelt i utredningsområdet, GWhFigur 4-15 viser kraftbalansen i år 2011 geografisk fordelt i utredningsområdet og inkludererproduksjon matet inn fra sentralnettsanlegg. Figuren illustrerer lokalitet på lastuttak i forhold tilproduksjon. Produksjonstall er basert på faktisk produksjon mens lasten er basert påtemperaturkorrigert last. Negativ verdi viser produksjonsunderskudd. Som vist i figuren er det iYMBER sitt område et lite overskudd, mens det i TKN sitt område er et stort underskudd.Kraftsystemutredning for Troms Side 38

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.-1000-100-120020022003200420052006200720082009201020112002200320042005200620072008200920102011-110-1400-1600-120-1800-130-2000-140-2200-2400-150-2600-160-2800-170Figur 4-16 Historisk geografisk kraftbalanse i regionalnett, GWhFigur 4-16 viser kraftbalansen for energi i regionalnettet målt mot sentralnettet. Produksjon påregionalnettsnivå er for liten til å balansere ut lasten slik at en er avhengig av økt overføring isentralnettet. Balansen per år 2011 var i TKNs konsesjonsområdet på -2413 GWh mens den iYMBERs område var -160 GWh. Produksjonstall er basert på faktisk produksjon, mens lasten erbasert på temperaturkorrigert last.4.5.2 EffektEffektbalansen i området har endret seg fra et underskudd i starten av perioden til å ligge ibalanse i slutten av perioden. I 2002var underskuddet størst med -85 MW. Produksjonen iområdet har vært tilnærmet konstant i perioden, så økningen i underskuddet skyldes økt lastuttak.Produksjon Last Sum for utredningsområdet600500400300[MW]2001000-100-2002002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-17 Utvikling av effektbalansen i utredningsområdetYtterligere detaljer vedrørende utviklingen i effektbalansen er vist i [1].Kraftsystemutredning for Troms Side 39

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Geografisk fordeling av effektuttakTroms Kraft NettYmber-75 MW44 MWFigur 4-18 Kraftbalansen geografisk fordelt i utredningsområdet, MWFigur 4-18 viser kraftbalansen geografisk fordelt i utredningsområdet fordelt på de tokonsesjonsområdene og inkluderer produksjon matet inn fra sentralnettsanlegg. Figurenillustrerer lokalitet på lastuttak i forhold til produksjon. Produksjonstall er basert på maksimalvintereffekt, mens uttaket er basert på maksimalverdi i 2011 (temperaturkorrigert 2 års returtid).Negativ verdi viser produksjonsunderskudd. Som vist i figuren er det i YMBER sitt område etlite overskudd, mens det i TKN sitt område er et stort underskudd.Detaljer er vist i [1].-3500-37020022003200420052006200720082009201020112002200320042005200620072008200920102011-5-390-10-410-430-15-20-25-450-30-470-35-490-40Figur 4-19 Historisk geografisk kraftbalanse i regionalnett, MWFigur 4-19 viser kraftbalansen for effekt i regionalnettet målt mot sentralnettet. Produksjon påregionalnettsnivå er for liten til å balansere ut lasten slik at en er avhengig av økt overføring isentralnettet. Dette illustrerer hvordan sentralnettet må dimensjoneres for å sikre effektdekning iunderliggende regionalnett. Balansen per år 2011 var i TKNs konsesjonsområdet på -398 MWKraftsystemutredning for Troms Side 40

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.mens den i YMBERs område var -38 MW. Produksjonstall er basert på normalproduksjon vedvinterytelse, mens lasten er basert på temperaturkorrigert last (2-års returtid).4.6 Driftsforhold av betydning for utnyttelse av dagens kraftsystemInvesteringer i kraftsystemet har lang teknisk levetid, og gjør derfor nytte i systemet i mange år.For å oppnå en optimal dimensjonering og drift av regionalnettet tilsier dette en høy grad avutnyttelse. Mange faktorer vil påvirke i hvor sterk grad kraftsystemet tåler en høy utnyttelse:• Nettets tilstand• Spenning og kompensering• Tap• Nettvern• Komponentsvikt• Kortslutningsforhold• RevisjonsintervallI det etterfølgende beskrives de enkelte punktene.4.6.1 Nettets tilstand.Aldersfordelingen er en viktig indikator når en skal vurdere nettets tilstand. I det etterfølgendepresenteres aldersfordelinger for komponentene luftledning, kabel og trafoer. Flere detaljer omnettkomponentene er vist i [1].LuftledningFigurene under viser aldersfordelingen for 66- og 132 kV luftlinjer som inngår i regionalnettet iutredningsområdet.En stor del av 132 kV luftnett ble bygd i perioden 1960-1980. Det betyr at enkelte av ledningeneer over 40 år.TKN 132 kV SN 132 kV NTK 132 kV140,00120,00100,00[km]80,0060,0040,0020,000,00196419681972197619801984198819921996200020042008196719711975197919831987199119951999200320072011ÅrFigur 4-20 Alderssammensetning for 132 kV luftlinjerKraftsystemutredning for Troms Side 41

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Som for 132 kV luftnett ble mesteparten av 66 kV nettet bygd i perioden 1960-1980. ForYMBER er det vesentligste av luftnett bygd på 60 tallet.TKN 66 kV SN 66 kV NTK 66 kV160,00140,00120,00100,00[km]80,0060,0040,0020,000,00196419681972197619801984198819921996200020042008196719711975197919831987199119951999200320072011ÅrFigur 4-21 Alderssammensetning for 66 kV luftlinjerKraftsystemutredning for Troms Side 42

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.KabelFiguren under viser aldersfordelingen for 66 og 132 kV PEX og oljekabler som inngår i sentralog regionalnettet i utredningsområdet.Lange overføringsavstander har gjort at utbredelsen av kabler ikke er stor i utredningsområdet.Fra 1975 finner en de eldste PEX-kablene. En vil måtte forvente at utbredelsen av "vanntre" –dannelse vil øke i årene framover. Per i dag finnes det ingen sikre metoder for å detekterebegynnelsesfase av tredannelsen, men det arbeides med slike metoder. Når slike forefinnes, kanen rehabilitere PEX-kabler som er "vanntreskadet", under planlagte utkoblinger.TKN 132 kV NTK 132 kV TKN 66 kV NTK 66 kV20,0018,0016,0014,00Lengde [km]12,0010,008,006,004,002,000,00196419681972197619801984198819921996200020042008196719711975197919831987199119951999200320072011ÅrstallFigur 4-22 Alderssammensetning for kabler i utredningsområdetI utredningsområdet er det også 5 km med 132 kV sjøoljekabler, som tilhører TKN. Dissekablene ble lagt i 1976. I tillegg finnes 2,4 km med 132 kV sjøoljekabler fra 1962 som er utleid isentralnettsordningen.Kraftsystemutredning for Troms Side 43

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.TrafoerFigurene under viser aldersfordelingen for trafoytelsen i trafostasjoner (nedtransformering til 11og 22 kV) i utredningsområdet.300,00TKN Troms Kraft Produksjon Statkraft NTK Finnfjord AS250,00200,00[MVA]150,00100,0050,000,001952 1956 1960 1964 1968 1972 1976 1980 1984 1988 1992 1996 2000 2004 20081955 1959 1963 1967 1971 1975 1979 1983 1987 1991 1995 1999 2003 2007 2011ÅrstallFigur 4-23 Alderssammensetning for trafoer i utredningsområdetI 20 års perioden fra 1975 har det vært en jevn tilvekst på trafoytelse i sekundærstasjonene. Enmindre del av ytelsen er utbygd før 1970, slik at en vesentlig del av denne har en driftstid på 30år eller mindre. Når en sammenholder total trafoytelse i TKN med registrert maksimalbelastningreferert trafostasjonene, så vil utnyttelsesgraden være ca 38 % (inkl. uprioritert kraft) formaksimaltimen i 2002. Den lave utnyttelsesgraden skyldes i hovedsak at det i utredningsområdeter benyttet dupliserte trafoer i stasjonene, av hensyn til leveringspålitelighet.4.6.2 Flaskehalser i nettetPå regionalnettsnivå er det per i dag ingen kjente flaskehalser. Fremtidig økning i lastuttak tillavere nettnivå vil medføre vurdering av fremtidige investeringer for å unngå eventuellefremtidige flaskehalser.4.6.3 Spenning og kompensering.For å holde tilfredsstillende spenning i høylastsituasjoner, og for å redusere aktivt og reaktivteffekttap, har en i utredningsområdet installert kondensatorbatterier på utvalgte steder i nettet.Plasseringen framgår av anleggslisten omtalt i [1]. I tillegg vil en kunne ta ut et visst kvantumreaktiv effekt fra kraftstasjonene. Behovet for nye kondensatorbatterier vurderes etter ønske omikke å ta ut reaktiv effekt fra sentralnettet, og ikke å transportere for store kvanta reaktiv effekt iregionalnettet. I tillegg må en ha tilstrekkelig reaktiv effekt for å holde spenningen oppe ifeilsituasjoner.4.6.4 TapNettapet i TKNs regionalnett utgjør ca 2,3 % av den energimengden som mates inn frasentralnettspunktene og fra kraftverkene i regionalnettet.Nettapet i regionalnettet i utredningsområdet påvirkes i det store og hele av forbruket iunderliggende distribusjonsnett. Dette skyldes at regionalnettet har stor utstrekning under flere avKraftsystemutredning for Troms Side 44

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.sentralnettspunktene, samtidig som innmating av kraft i regionalnettet er liten. Dette illustreres ifiguren under.Levert energi ex tapNett-tap reg-nett(sek verdiakse i GWh)Innmating fra kraftverk i regnettNett-tap dist-nett (sek verdiakse i GWh)[GWh]3 5003 0002 5002 0001 5001 00050018016014012010080604020[GWh]01998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010[år]0Figur 4-24 Nettapene varierer med forbruketAv figuren går det fram at tapet i regionalnettet generelt følger levert energi i underliggendedistribusjonsnett (ikke temperaturkorrigert). For sammenligningens skyld er tapene ifordelingsnettet vist i samme figur.Energiflyt i TK’s Nett - 2011 (2010) i GWh581,0(580,2)TKP’skraftverkSentralnett353,2(327,5)FS9,9(11,0)2478,6(2264,9)126,3(119,0)NTKRegionalnett5,7(4,2)2080,5(2012,9)69,8(70,3)Tap1,0(3,4)VindkraftNMKFra 01.03.04Lokalnett104,0(96,0)Tap2108,4(2034,2)Kunder(ca 67000 målepunkt)Figur 4-25 Oversikt over energiflyten i TKNs forsyningsområdeAv de totale tapene oppstår normalt 55 % i distribusjonsnettet og 45 % i regionalnettet.Kraftsystemutredning for Troms Side 45

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Momentane tap i nettet varierer proporsjonalt kvadratet av belastningen. Det betyr at dersombelastningsgraden og / eller forbruksmønsteret varierer, så vil også tapskvantumet variere.4.6.5 NettvernVed ekstrem topplast eller feilsituasjoner kan det oppstå effektsvikt og/eller termisk overlast iregionalnettet. For å hindre kollaps under slike ekstremsituasjoner er det innførtbelastningsfrakobling (BFK) som nettmessig tiltak. Dagens BFK beskrives i tabellen under.Tabell 4-2 Intervaller i dagens BFK i utredningsområdetStasjon Spenning Frekvens Effekt Tid[kV] [Hz] [MW] [s]Hungeren 11/22 48.5 35 MomentanKvaløya 22 48.0 25 0.15Charlottenlund 11 47.5 40 0.15Storslett 22 48.0 10 MomentanI tillegg har TKN montert BFK ved Finnfjord AS. Størrelsen på den utkoblede lasten bestemmesav den totale lastsituasjon i nettet. Finnfjord AS har også avtale om belastningsfrakobling ianstrengte belastningssituasjoner i sentralnettet.4.6.6 KomponentsviktInnføringen av FASIT i regionalnettet vil med tiden gi en statistikk som vil opplyse hvilkesviktfrekvenser som foreligger for komponenter i utredningsområde. Foreløpig er antall svikt forfå til at det er mulig å finne pålitelige sviktfrekvenser. Inntil videre benyttes derfor feilstatistikkfra Statnett.4.6.7 KortslutningsforholdStatnett har utarbeidet 3-fase kortslutningsverdier i 132 kV nord-nettet.Verdiene presenteres i [1] og er et utdrag av Statnetts kartlegging av kortslutningsytelser i nettet.Beregningene for maksimal kortslutningsytelse er utført med maksimal produksjon (roterendeytelse) inne, mens minimal ytelse er utført med sterkt redusert produksjon innkoblet.Per i dag kreves det ingen spesielle nettmessige tiltak (reaktorer og driftskobling) for å begrensekortslutningsverdiene i nettet. Dersom roterende ytelse øker i tiden framover, eller at nye sterkekraftforbindelser bygges, vil en være oppmerksom på at økte kortslutningsverdier stiller størrekrav til effektbrytere og bryteevne.4.6.8 RevisjonsintervallRevisjoner er lagt til perioden fra og med mai til og med september. Ved utkobling avtrafostasjoner, og annen hovedforsyning skjer dette i koordinasjon mot fordelingsnettet. Planlagtearbeider i fordelingsnettet utføres når stasjonsforsyningen likevel er utkoblet. På denne måtensøker en å minimalisere kunders ulemper ved å redusere hyppigheten og varigheten av planlagteutkoblinger.4.6.9 Driftssentraler i utredningsområdetDriftsentral Troms Kraft ASTroms Krafts Driftssentral er døgnbemannet. Driftssentralens primære oppgave er fjernkontrollav nett, trafostasjoner og produksjonsanlegg med tilhørende vannsystem. For sentral- ogregionalnett, innehar Driftssentralen funksjon som leder for kobling. Dette gjelder også forproduksjonsanlegg tilhørende eller administrert av Troms Kraft.Kraftsystemutredning for Troms Side 46

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.I dette arbeidet inngår blant annet planlegging, rapportering, registrering av feil og avbrudd, ogkoordinering av revisjoner.Driftssentral Ymber ASYmber AS har regionalnett som er tilknyttet sentralnettet. Alle anlegg på dette nivået kanfjernstyres via driftssentralen. Dette gjelder også produksjonsanlegg som kan mate inn påregionalnettet.Driftsentralen er bemannet med en døgnkontinuerlig hjemmevaktsordning. Turnusen er delt på 7personer med en varighet på en uke per vakt.Det er ikke formalisert samarbeidsavtaler mellom driftsentralene i utredningsområdet.4.7 Overføringstariff/inntektsramme innen utredningsområdet4.7.1 Utvikling i overføringstariffHver enkelt netteier utarbeider egen nettariff mot de kunder som tar ut kraft fra hans nett.Inkludert i tariffen er også sentralnettskostnadene (kostnader fra overliggende nett). Fra og med2003 er det benyttet punktvis marginaltap for hvert uttak i regionalnettet. Sluttbrukere direktetilknyttet regionalnettet erfarer derfor et energiledd som er produktet av systemprisen time fortime og gjeldende marginaltapssats for uttak/innlevering i aktuelt utvekslingspunkt for en gitttidsperiode. For produsenter er fastleddet i sentralnettet videreført, med det resultat atprodusenten ikke bidrar til å dekke faste kostnader i regionalnettet. I kategorien ”innmating”tarifferes kraftverkene i distribusjonsnettet etter samme prinsipp som kraftverk i regionalnettet.Dette fordi en ønsker å honorere de kraftverkene som reduserer tapene i nettet, og straffe dekraftverkene som øker tapene i nettet.I tariffarbeidet vektlegges følgende 3 forhold (i uprioritert rekkefølge):• Forutsigbarhet: Dvs. tariffene skal svinge minimalt fra år til år• Ansvarlighet: Dvs. tariffen skal gi incitament til riktig utnyttelse av nettet (insentivvirkning)• Prisriktighet: Dvs. tariffen skal være riktig i forhold til den kvaliteten vi levererUnder følger en drøfting av kundekategoriene med størst omsetning:Husholdning litenTKNs nettleie er stabil og ligger under snittet i Nord-Norge, og landsgjennomsnittet. (Merk atalle tall er eksklusive merverdiavgift for å kunne sammenligne hele landet). YMBERs nettleieligger over begge snittene.Kraftsystemutredning for Troms Side 47

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Figur 4-26 Nettleie husholdning 20 000 kWh, ekskl forbruksavgift og mvaMellomstore sluttbrukereDenne gruppa omfatter alle kundetyper mellom 100 000 og 400 000 kWh. I TKN gis kundene enmulighet til å velge en alternativ tariff uten effektledd. En slik tariff kan være et alternativ forkunder med dårlig brukstid (høyt effektuttak i kW i forhold til energiforbruket).For TKN er nivået på nettleien i perioden stabil. TKN ligger under landsgjennomsnittet mensYMBER ligger over landsgjennomsnittet.Figur 4-27 Nettleie næring 160 MWh, u/mvaKraftsystemutredning for Troms Side 48

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Store sluttbrukereDenne kundegruppa omfatter alle kunder over 400.000 kWh som er tilknyttet på lavspentnivå(nettstasjon). Kundegruppa omfatter både næring, storhusholdning og annen tjenesteyting. TKNligger på nivå med landsgjennomsnittet, mens YMBER ligger over landsgjennomsnittet.Figur 4-28 Nettleie næring 1,6 GWh, u/mva4.7.2 Prognosert inntektsramme for år 2012Inntektsrammene representerer grunnlaget for overføringstariffene, og selskapene må håndteresine kostnader i nettvirksomheten inkludert avkastning innenfor rammen. Nettselskapenesinntektsrammer oppdateres årlig på bakgrunn av forventet endring i prisnivået representert vedkonsumprisindeksen (KPI), forventet spotpris, forventet NVE-rente og økning i nyinvesteringer.Tabell 4-3 Inntektsramme for netteiere i utredningsområdetPrognose på innteksramme for 2012Sentral - Regional og distribusjonsnettNavn DEA - resultat for år 2012Ymber 1,0261 74 368Troms Kraft Nett 1,1224 430 773Totalt 505 141Innteksramme for år2012 (tall i 1000)Tabell 4-3 viser en oversikt over prognosert inntektsramme for YMBER og TKN.Inntektsrammen angir øvre grense for hva som kan hentes inn gjennom tariffen. Verdiene angirsamlet inntektsramme for både sentral, regional og distribusjonsnett. Inntektsrammen fordeles påde respektive nettnivåene etter objektive kriterier.Kraftsystemutredning for Troms Side 49

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.4.8 Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet4.8.1 SpenningsforholdEtter at TKN installerte trafo i en trafostasjon i Lenvik, har en ikke lenger spenningsproblemer iregionalnettet. Inngangsspenningen i alle trafostasjoner er så høy at spenningsregulatoren kanregulere spenningen på sekundærsiden til ønsket nivå (22 eller 11 kV).4.8.2 Mekaniske forholdLinjene befares med jevne mellomrom. Det er opp til hver enkelt netteier å avgjøre hvor oftedette skal gjøres. Det finnes ikke felles retningslinjer for hvordan kontrollen skal utføres.TKN utfører systematisk termofotografering av alle linjer og trafostasjoner hvert annet år. Dettemedfører at begynnende feil lukes ut før større driftsforstyrrelser oppstår. I tillegg termograferesnye anlegg for å ha et sikkert fødselsbilde av anlegget for å kunne se utviklingen over tid.I tillegg har TKN startet et tilstandsprosjekt der kvaliteten på nettkomponentene vurderes ogdokumenteres. Prosjektet tar først for seg distribusjonsnettet før regional- og sentralnettet skalgjennomgås.4.8.3 LeveringspålitelighetTKN har det siste året hatt en endring i antall avbrudd fra 3,58 avbrudd per rapporteringspunkt i2010 til 3,57 i 2011. Dette er en endring på -0,3 % i forhold til 2010. Trenden for antall avbruddper rapporteringspunkt viser en endring på -3,7 % per år fra 2002 til 2011. Varigheten på avbruddper rapporteringspunkt siste året har hatt en endring fra 7,04 timer i 2010 til 5,12 timer i 2011.Dette tilsvarer -27,3 % fra 2010 til 2011. Trenden fra år 2002 viser til en endring på -4,4 % perår. På kort sikt viser trenden en utvikling på -0,5 % per år for antall avbrudd og -7,8 % per år forvarigheten siden år 2007.Antall avbrudd pr RP pr år. (stk)Snitt Norge (antall pr år)6,005,00Antall per rp.pkt4,003,002,001,000,002002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-29 Antall avbrudd per rapporteringspunktFigur 4-29 viser antall avbrudd per rapporteringspunkt for TKN og landsgjennomsnittet. TKNligger noe over landsgjennomsnittet når man betrakter antall avbrudd per rapporteringspunkt.Kraftsystemutredning for Troms Side 50

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Årlig avbruddstid pr RP (Timer)Snitt Norge. (Timer/år)10,009,008,00Timer per rp.pkt7,006,005,004,003,002,001,000,002002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-30 Avbruddstid per rapporteringspunktFigur 4-30 viser avbruddstid per rapporteringspunkt for TKN og landsgjennomsnittet. TKNligger noe over landsgjennomsnittet når man betrakter avbruddstid per rapporteringspunkt.Kraftsystemutredning for Troms Side 51

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.4.8.4 Faktisk ikke levert energiILE avhenger i stor grad av hvilket nettnivå en feilsituasjon oppstår i og med at konsekvensen aven feil øker ved høyere nettnivå. Faktorer som i tillegg til nettnivå påvirker ILE er tidsrom forleveringssvikt. Tidsrommet regnes som tiden fra en feilsituasjon oppstår til feilen er utbedret ellerforsyning er gjenopprettet. ILE vil dermed være den energien som normalt ville blitt levert, mensom grunnet feil ikke ble levert kunde.Tabell 4-4 ILE per nettnivå og kundegruppe for TKNÅr SUM ALLE NETT SENTRALNETT REGIONALNETT DISTRIBUSJONSNETT2011 ILE (MWh) ILE (MWh) ILE (MWh) ILE (MWh)01 INDUSTRI 85,7 0,0 32,1 53,602 HANDEL OG TJENESTER 108,2 0,0 46,4 61,803 JORDBRUK 21,4 0,0 5,5 16,004 HUSHOLDNING 486,9 0,0 159,3 327,605 OFFENTLIG 153,0 0,0 43,3 109,706 TREFOREDLING OG KRAFT. IND. 0,3 0,0 0,1 0,2Total ILE 855,5 0,0 286,7 568,8Tabell 4-4 viser faktisk ikke levert energi per nettnivå og kundegruppe tilknyttet nett i TKNskonsesjonsområde.01 INDUSTRI 02 HANDEL OG TJENESTER03 JORDBRUK 04 HUSHOLDNING05 OFFENTLIG 06 TREFOREDLING OG KRAFT. IND.900,0800,0700,0600,0[MWh]500,0400,0300,0200,0100,00,02007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-31 Historisk utvikling ILE per kundegruppeFigur 4-31 viser utvikling i faktisk ikke levert energi per kundegruppe i TKNskonsesjonsområde. Figuren tar kun hensyn til ILE per kundegruppe fra og med år 2007. Eldrestatistikker er ikke tatt med da disse vil medføre misvisning grunnet omlegging som er foretatt ikundegrupperinger.Kraftsystemutredning for Troms Side 52

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Distribusjonsnett Regionalnett Sentralnett1200,01000,0800,0[MWh]600,0400,0200,00,02005 2006 2007 2008 2009 2010 2011ÅrstallFigur 4-32 Historisk utvikling ILE per nettnivåFigur 4-32 viser utvikling i faktisk ikke levert energi per nettnivå i TKNs konsesjonsområde. Avfiguren går det frem at ILE i nettnivå som sentral og regionalnett forholder seg relativt stabiltmens ILE i distribusjonsnett varierer noe mer. Forhold som påvirker ILE er nærmere beskrevet ikapittel 4.8.3.4.8.5 KvalitetskontrollSpenningI normal drift vil spenningen være innenfor akseptable grenser i alle trafostasjoner. Grenser forhva som er akseptabelt er vist i kapittel 3.4.3.FrekvensNettfrekvensen er bestemt av nasjonale kontraktsvilkår, som er dokumentert i Nordelsretningslinjer.MotorstarterFor at større kunder ikke skal forårsake forstyrrelser i nettet, spesielt der vi har svake nett, er detsatt krav til kunden mht motorstarter og annet lastpåslag, som kan påvirke kvaliteten i nettetoverfor andre kunder.Følgende krav er satt til motorstarter og lastpåslag som kan påvirke kvaliteten.• Maksimalt tillatt spenningsfall ved oppstart av motorlaster uten hyppige starter (hyppigestarter er definert som flere enn 12 starter/døgn eller mer enn 1 start/time) er 5 % av nominellspenning (RMS-verdi).• Maksimalt tillatt spenningsfall ved oppstart av motorer med hyppige starter må fastsettesindividuelt avhengig av hyppigheten. Kravet varierer mellom 2 og 5 %.• Dersom kunde/konsulent ikke greier å oppgi fornuftige verdier for hyppighet av oppstart, måselvfølgelig den strengeste spenningsgrensen benyttes.Kraftsystemutredning for Troms Side 53

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.Mulige unntak• For store motorer (> 35 kW, vurderes i forhold til plassering i nettet) bør startstrøm begrensestil 1 - 2 x merkestrøm.• Netteier velger det strengeste kravet av 1-2 x merkestrøm eller spenningsfall målt i % (seover).• Nettkunden skal bruke nettet på en slik måte at det ikke forstyrrer netteierens tekniske drifteller strømforsyning til andre nettkunder.• Netteier kan kreve umiddelbar utbedring av anlegg for anleggseier regning dersom elektriskkraft blir brukt på en måte som volder problemer for netteierens tekniske drift eller leveransetil andre nettkunder.Spenningsfallet måles i utvekslingspunktet mellom TKN og nettkunden.Vindkraft og annen innmatingI den senere tid er det kommet flere forespørsler angående vindkraft samt mini- og mikro –vannkraftverk.TKN har i den forbindelse laget en beskrivelse på hva disse produsentene har lov til å påvirkekvaliteten i vårt nett. Noen generatortyper vil forbedre spenningskvaliteten, mens andre typer vilforverre kvaliteten, betydelig.For vindturbiner forholder vi oss til SINTEF Energiforskning sin anbefaling "TR A5329Retningslinjer for tilkobling av vindkraftverk"Følgende krav er satt til produsenter som mater inn i TKN sitt nett.• Langsomme spenningsvariasjoner – innmatingen skal ikke bidra med mer enn + / - 4 %spenningsendring i distribusjonsnettet• Flimmerbidraget skal være mindre enn P lt = 0,5 for "long term" flimmer (2 timer) og P st =0,7for "short term" flimmer (10 minutter) iht. IEC 61000-3-7 [1].• Spenningsdipp ved start og stoppforløp av turbiner - skal ikke gi spenningsendring over 4 %av nominell spenning.• Overharmoniske bidrag. For at produsentene skal holde seg innenfor kravet i henhold til IEC61800-3 [1], skal kortslutningsforholdet (Sk / Sn) ved nettilkoblingspunktet være bedre enn20 (kortslutningsytelse Sk over omformerytelse Sn).Målinger av kvalitetenTKN har høy kompetanse på måling av spenningskvalitet i nettet, med et stort utvalg avinstrumenter, for eksempel PQ – node, PowerGuide, MedCal, MultiMedCal. TKN har også værtmed i flere prosjekter i regi av SINTEF Energiforskning.TKN har i tillegg startet opp et prosjekt for kontinuerlig logging av nettkvaliteten i våre størstestasjoner. Dette for å kunne se kvaliteten på det som mates inn i distribusjonsnettet. I dissestasjonene er det mulig å logge bl.a. I, U, kVA, kVAr, kWh, harmoniske, interharmoniske,transienter (ned til under 1 mikrosekund), flikker, overspenning, DIP, avbrudd med mer, inklEN50160. Dette logges i henhold til den nye forskriften om leveringskvalitet av 1.1.2005.Dette systemet vil automatisk sende en e-post til overordnet vakt, med varsling når hendelserinntreffer i nettet, og når kvaliteten kommer utenfor kravene.Kraftsystemutredning for Troms Side 54

Kapittel 4: Beskrivelse av dagens kraftsystem.4.8.6 Forsyningssikkerheten i områdetForsyningssikkerheten beskriver kraftsystemets evne til å sørge for pålitelig leveranse av strømtil enhver tid, og består av to dimensjoner:• Kraftbalanse, dvs. balanse mellom produksjon og forbruk.• Systemsikkerheten, dvs. systemets evne til å handtere feilhendelser uten at det rammerbrukerne av kraftnettet.Forsyningssikkerheten betraktes som god i de deler av nettet hvor en har momentan reserve. Påsteder hvor regionalnettet har karakter av ensidig innmating med begrenset reserve iunderliggende nett, er forsyningssikkerheten satt ”under lupen” i ROS – prosjektet (Risiko OgSårbarhet) som TKN er i ferd med å gjennomføre.4.9 Gjennomførte endringer i anleggKraftsystemutredning for Troms Side 55

5 FREMTIDIGEOVERFØRINGSFORHOLD5.1 BelastningsdataEffekt og energi er en knapphetsfaktor, grunnet innenlands utvikling og eksportavtaler medutlandet. For å kunne forutsi utviklingen av kraftsystemet, vil en være avhengig av prognoser forframtidig energi- og effektutvikling. Det vil også være nyttig med prognoser for å kunne forutsihvilken pris man skal legge til grunn ved verdifastsettelse av nettap.Viktige parametere som påvirker utviklingen av energi- og effektbalansen i utredningsområdeter:• Samfunnsutviklingen generelt (mobilitet, fraflytting etc.)• Utviklingen innen fiskeriene og kraftkrevende industri• Prisutviklingen på elektrisitet kontra andre substitutter• Ny krafttilgang via eksisterende og nye alternativer, for eksempel vindkraft og biokraft• Energisparing• Effektstyring direkte, eller via tariff.Som følge av den nye energiloven fra 1991 stilles det ikke lenger krav til egenoppdekning forenergiverkene. Det er likevel viktig å studere utviklingen i kraftbalansen, da denne indikererhvordan "omkringliggende" nett må tilpasses og dimensjoneres for å takle fremtidig effekt- ogenergibalanse i utredningsområdet.Beregninger utført vedrørende effekt/energibehov baseres på to prognoser.Last-HøyLastprognosen for disse to scenarioene baseres på en delvis trendfremskriving av historiskeffektbehov og energiutveksling i regionens trafostasjoner. Det er også lagt til grunn at allekjente/planlagte nye punktlaster rundt om i regionen realiseres. Nye punktlaster som er lagt tilgrunn er vist i [1]. Referanseverdi for trendfremskriving baserer seg på regionalnettets makstimei 2002. Dette året er representativt for forbruk under normale prisforhold.Last-LavLastprognosen for disse to scenarioene baseres på at ny planlagt/kjente punktlast rundt om iregionen ikke realiseres. Utvikling i energi og effektbehov i regionen baseres påtrendfremskriving av historisk behov, referanseår:2002.

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.5.1.1 Prognosert energiforbrukEnergibehovet varierer mye fra stasjon til stasjon. [1] gir en detaljert oversikt over prognosenfor de ulike stasjonene.Generelt forventes det størst økning i by og bynære strøk, samt i fiskerisektoren.Pronosert energiforbruk for perioden - Last - Høy 2012 til 2021 [GWh]400035003000Energi [GWh]250020001500100050002002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallFigur 5-1 Prognosert energiuttak for kommende periode (Last-Høy)Figur 5-1 viser prognosert energibehov ut fra kjente byggeplaner og trendfremskriving frareferanseåret 2002. Prognosen viser en endring i energibehovet på ca 51,9 % i perioden, ellerlineært 4,3 % per år frem mot slutten av utredningsperioden.En endring i forutsetningene for fremtidige investeringer innen byggebransjen,industrivirksomhet eller fiskerinæring med mer, kan medføre energibehov forskjellig frafremstillingen i figur 5-1.Kraftsystemutredning for Troms Side 57

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Pronosert energiforbruk for perioden - Last-Lav 2012 til 2021 [GWh]400035003000Energi [GWh]250020001500100050002002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallFigur 5-2 Prognosert energiuttak for kommende periode (Last-Lav)Figur 5-2 viser en alternativ prognose innen energibehovet i regionen. Utviklingen forutsetter atplanlagte utbygginger i regionen uteblir samt at aktivitet innen eksisterende størreindustrivirksomhet legges ned i løpet av utredningsperioden. Prognosen vil gi en endring ienergibehovet på ca 37,2 % i perioden, eller 3,2 % per år frem mot slutten avutredningsperioden.5.1.2 Prognosert effektuttakUtviklingen i effektuttaket vil imidlertid variere mye fra stasjon til stasjon. Generelt er det iførste rekke de bynære strøk som får den største økningen, med enkelte store punktlaster ikystnære strøk.700Prognosert effektuttak i perioden - Last-Høy 2012 til 2021 [MW] 3) 4)600500Effekt [MW]40030020010002002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallFigur 5-3 Prognosert effektuttak for kommende periode (Last-Høy)Kraftsystemutredning for Troms Side 58

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Figur 5-3 viser prognosert effektbehov ut fra kjente byggeplaner og trendfremskriving frareferanseåret 2002. Prognosen viser en endring i effektbehovet på ca 5,7 % i perioden, ellerlineært 0,6 % per år frem mot slutten av utredningsperioden.700Prognosert effektuttak i perioden - Last-Lav 2012 til 2021 [MW] 3) …600500Effekt [MW]40030020010002002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallFigur 5-4 Prognosert effektuttak for kommende periode (Last-Lav)Figur 5-4 viser en alternativ prognose innen effektbehovet i regionen. Utviklingen forutsetter atplanlagte utbygginger i regionen uteblir samt at aktivitet innen eksisterende størreindustrivirksomhet legges ned i løpet av utredningsperioden. Prognosen vil gi en endring ieffektbehovet på ca -8,2 % i perioden, eller -0,9 % per år frem mot slutten avutredningsperioden.5.2 ProduksjonsdataDet er under planlegging seks vindkraftanlegg i utredningsområdet, der Kvitfjell allerede erinnvilget konsesjon. Omfanget av den samlede utbyggingen i utredningsområdet er foreløpigusikkert, grunnet lønnsomhet og miljømessige interessemotsetninger. Dette til tross er det tatthensyn til vindkraftparker i utredningsarbeider. Detaljer vedrørende vindkraftparker er vist i [1].Det er under planlegging to tidevannskraftverk i utredningsområdet med innvilget konsesjon.Detaljer vedrørende tidevannskraftverk er vist i [1].I tillegg foreligger det planer om utvidelser og nybygging av større eller mindrevannkraftanlegg. Detaljer vedrørende vannkraftverk er vist i [1].Beregninger vedrørende fremtidig produksjon i regionen baseres på toprognoser.Prod - HøyPlanlagt kraftproduksjon forutsettes realisert etter planlagt ytelse og til planlagt tidspunkt.Detaljer vedrørende meldte produksjonsanlegg vist i [1].Prod - LavPlanlagt kraftproduksjon skrinlegges eller utsettes til et tidspunkt som ligger i etterkant avutredningsperioden. Årsak kan være økonomiske, politiske, miljømessige eller andreforutsetninger som medfører at produksjonsanlegg ikke kan realiseres etter planen.Kraftsystemutredning for Troms Side 59

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.5.2.1 Planlagte produksjonsanlegg for alternativ energiKapitlet omfatter en kort beskrivelse av fremtidige produksjonsanlegg for alternativ energi samtnormalproduksjon for hvert produksjonsanlegg.Vindkraft Kvitfjell (Kvaløya):Det er under planlegging et stort vindkraftanlegg ved Kvitfjell på Kvaløya. Installert ytelse vilbli ca 200 MW og årsproduksjonen er prognosert til ca 660 GWh.Konsesjon for bygging er gitt av NVE, og innehas av Norsk Miljøkraft Tromsø AS.Vindkraft Sandhaugen (Kvaløya):Norsk Miljøkraft FOU AS planlegger å sette i drift en 3 MVA turbin i tillegg til eksisterende.Det planlegges også flere turbiner på sikt, slik at samlet ytelse i parken blir 7 MVA med en totalproduksjon på 24,5 GWh.Produksjonen er planlagt matet inn i 22 kV – distribusjonsnett på Kvaløya.Utbygger er Norsk Miljøkraft FOU AS.Vindkraft Fakken I og II (Vannøya):Troms Kraft Produksjon AS planlegger et vindkraftverk på Fakken (Vannøya). Produksjonen erestimert til 136 GWh (44MW). Utbyggingen skal etter planen skje i 2012.Troms Kraft Produksjon AS planlegger andre byggetrinn av Fakken vindpark (Fakken II).Produksjonen er estimert til 200 GWh (60 MW). Utbyggingen skal etter planen skje i 2019.Vindkraft Måsvik (Rebbenesøya):Troms Kraft Produksjon AS planlegger et vindkraftverk i Måsvik (Rebbenesøya). Produksjonener estimert til 40 GWh (15MW). Utbyggingen skal etter planen skje i 2017.Vindkraft Rieppi (Skibotn):Troms Kraft Produksjon AS planlegger et vindkraftverk på Rieppi (Skibotn). Produksjonen erestimert til 240 GWh (80MW). Utbyggingen skal etter planen skje i 2017.Vindkraft Flatneset (Senja):Troms Kraft Produksjon AS planlegger et vindkraftverk på Flatneset (Senja). Produksjonen erestimert til 100 GWh (35MW). Utbyggingen skal etter planen skje i 2014.Vindkraft Raudfjell (Kvaløya):Norsk Miljøkraft AS planlegger et vindkraftverk på Raudfjell (Kvaløya). Produksjonen erestimert til 520 GWh (144 MW).Annen vindkraft:Kommersielle aktører har kontaktet TKN for å få opplysninger om ledig innmatingskapasitet iregionalnettet på Sør-Senja. Det vurderes i denne forbindelse utbygging av en vindkraftpark iområdet rundt Stonglandseidet.Tidevannskraftverk RystraumenKinetic Energy AS planlegger å bygge et pilotanlegg i Rystraumen (Rya/Kvaløya).Produksjonen er estimert til 4,6 GWh (4,0MW). Konsesjon er gitt for en turbin med landanleggog varer til 1.1.2030. Tidspunkt for utbygging er ukjent. Det eksisterer planer for ytterligereutbygging.Utbygger er Norrønt ASKraftsystemutredning for Troms Side 60

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Annen vannkraft:I regionen er det en voksende interesse for utbygging av småkraftverk (

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Anlegget skal i løpet av 2011-2012 utvides med en ny varmesentral for biobrensel (skogflis) påTroms Kraft sitt område. Sentralen skal levere varme til Tomasjordnes boligområde samt TromsKraft og skoler i området. Forventet effekt er ca 2 MW og inntil 11 GWh varme årlig.Planlegging og prosjektering av varmesentralen foregår i 2010 og 2011. Prosjektet har fått støttefra Energifondet av Enova SF.Utbygger er Troms Kraft Varme AS.Botnhågen og Finnsnes:Utvidelse av fjernvarmenettet fra anlegget i Botnhågen til Finnsnes utredes i år 2009-2010.Anlegget skal bruke varme fra energigjenvinningsanlegget på Botnhågen.Utbygger er Senja Avfall AS.Sum Varme Sum Vindkraft Sum Tidevannskraft250020001500[GWh]100050002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallFigur 5-5 Fremtidige produksjon fra alternative energibærereFigur 5-5 viser en grafisk fremstilling i tilknytning til kjente fremtidige planer for utbygging avproduksjonsanlegg, eventuelt oppgradering av slike anlegg. I fremstillingen er det ikke tatthensyn til små anlegg i form av private sentralvarmeanlegg, varmepumper etc.Kraftsystemutredning for Troms Side 62

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Troms Kraft Produksjon AS har tidligere utredet utbygging av et vannkraftverk i Ullsfjord. Omog når eventuell utbygging starter, er avhengig av prisutviklingen i markedet. Dette kraftverketvil ha en årsproduksjon på 155 GWh og en installert effekt på 36 MVA. Det er stor usikkerhetom prosjektet blir realisert, og anleggets produksjonsdata inkluderes derfor ikke i den fremtidigekraftbalanse.Figur 5-6 Geografisk plassering av planlagte produksjonsanlegg5.2.2 Prognosert energiproduksjonDagens energiproduksjon i utredningsområdet er ca 2299 GWh (middelproduksjon). Deplanlagte vindkraftanleggene, omtalt tidligere, vil gi et årlig tilskudd på ca 3649 GWh.Akkumulert ny energiproduksjon400035003000Energi [GWh]250020001500100050002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallFigur 5-7 Prognosert energiproduksjon (Prod - Høy)Nesten all ny produksjon vil komme fra vindkraft, 20,0 GWh, mens resterende kommer fratradisjonell vannkraft eller tidevannskraft. Produksjonsenheter som ennå ikke er tidfestet er idiagrammet lagt inn i 2021.Kraftsystemutredning for Troms Side 63

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.5.2.3 Prognosert effektproduksjonDagens effektproduksjon er 573 MVA (merkeytelse). De planlagte vindkraftanleggene vil gi enøkning i installert ytelse på ca 5,0 MVA. Dette er imidlertid en usikker effektreserve i tunglast. Iprognosen er det sett bort fra vindkraft og tidevannskraft som effektreserve. Maksimalvinterytelse inneværende år for hele utredningsområdet er 473 MW.5.3 Kraftbalanse5.3.1 ScenarioutviklingFølgende kapittel presenteres scenariotankegangen som brukes videre i utredningen.Figur 5-8 Fremstilling av ulike scenarioTanken med aksekorset som vises i figuren ovenfor, er å skape et oversiktlig bilde med tanke påhvilke scenarioutviklinger som kan identifiseres for utredningsområdet. Aksekorset, somplasserer scenario i henhold til last/produksjon, sier samtidig også noe om hvor stor gradinfrastrukturen påvirkes.Basert på kommentarer fra utredningsansvarlig og KSU utvalget, kan de ulike scenarioene kortoppsummeres på følgende måte:NIMBY, definerer et scenario som kombinerer en høy last prognose med lavproduksjonsutvikling i eksisterende infrastruktur. Det antas en moderat nettutvikling, hvor det ihovedsak dreier seg om reinvesteringer i dagens nett grunnet teknisk tilstand, og noeoppgradering grunnet lastutvikling. Store infrastrukturprosjekt legges på is grunnet lavproduksjonsutvikling.Noen lokale/globale drivere:Politisk klima (begrenset innføring av fornybar energi)Økonomisk utvikling lokalt og globalt (ikke lønnsomt mednye produksjonsprosjekter)Holdninger (forbruk øker, men produksjon stagnerer pganegative holdninger til nettutvikling i befolkningen)I utredningsområdet er de fleste nye produksjonsanleggene småkraftverk, se kapittel 7.11. Iscenarioet ser man for seg at bare 30 % av de meldte småkraftverkene blir realisert. Øvrige vind– og vannkraftverk vil ikke bli realisert ettersom disse krever større naturinngrep ognettutbygginger. Dette på bakgrunn av en motvilje i befolkningen til utbygging av vind – ogKraftsystemutredning for Troms Side 64

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.vannkraftverk, samt nødvendige nettanlegg. Kraftprodusentene vil heller ikke harammebetingelser som gir gode økonomiske incentiver til å gjennomføre investeringer. Deprosjektene som blir realiserte vil være småkraftverk som kan tilknyttes dagens nett uten behovfor oppgradering av dagens nett.Lastutviklingen i scenarioet baserer seg på at 2/3 av kjente punktlaster realiseres i tillegg tiltrendfremskriving av dagens last. Fiskeriindustrien vest i utredningsområdet foretarinvesteringer i økt produksjonskapasitet, smelteverket (Finnfjord AS) øker sin produksjon samtvekst i handel og næring i området Tromsø by.Lav Vekst, tar for seg en fremtidig utvikling som tilsvarer dagens infrastruktur, samtproduksjon. Forbruk er stipuler basert på historiske data. Store punktlaster er derimot neglisjert.Scenarioet gjenspeiler i stor grad den historiske utviklingen de siste 15 årene, hvor det har værtlite investeringer i infrastruktur grunnet lite ny produksjon i regionen.Noen lokale/globale drivere:Økonomisk utvikling lokalt og globalt (stagnasjon)Politisk klima (grønne sertifikater innført fra 1.1.2012,begrenset vilje til å satse på fornybar energi)Innføring av AMS kan påvirke forbrukBefolkningsutvikling (stagnasjon)I utredningsområdet forutsettes det at meldte produksjonsanlegg ikke blir realisert på grunn avlave spott og sertifikatpriser. En antar at viljen til fornybar energi satsing stagnerer, innføringenav grønne sertifikater bidrar ikke i stor nok grad til økte investeringer innen vind – ogvannkraftprosjekter. Befolkningen har en generell motvilje og negativ holdning til nyeproduksjonsanlegg og nettanlegg.Forbruket er antatt til å stagnere med en utvikling basert på forbruk de siste 15 årene.Innføringen av AMS vil påvirke forbruket og befolkningen får et mer bevisst forhold til egetforbruk. I utredningsområdet antas det at distriktene vil oppleve noe fraflytting, mens de størrebyene og tettstedene vil ha en lav befolkningsvekst (1-2 %).Batteri, definerer et scenario med fokus på produksjonsøkning fremfor forbruksvekst. Det antasat føringer fra politisk hold, samt globale drivere, gir incentiv til nye produksjonsprosjekt, både istor og liten skala. Dette vil igjen føre til sterk infrastrukturutvikling i regionalnettet.Noen lokale/globale drivere:Politisk klima (incentiver -> fornybar energi/nettutvikling)Økonomisk utvikling lokalt og globaltHoldninger (ENØK fokus, AMS, forbruk holder segmoderat)Kapasitet mot sentralnettetBefolkningsutvikling (stagnasjon)For dette scenarioet forutsettes det at de om lag 2/3 av dagens kjente kraftverk blir realisert.Dette på bakgrunn at en ser for seg at fra politisk hold vil det være svært gode økonomiskeincentiver til å gjennomføre investeringer innen kraftproduksjon, da særlig innen småkraft ogvindkraft som utredningsområdet er preget av. De produksjonsanleggene som blir realiserte vilogså medføre nettutbygginger i regional – og distribusjonsnettet for tilstrekkelig med kapasitetmot sentralnettet.Kraftsystemutredning for Troms Side 65

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Lastutviklingen i utredningsområdet ser en for seg øker noe. De fleste, ca 90 %, av dagenskjente punktlaster blir ikke realiserte og en opplever en svak økning i forbruket. Dette skyldes atfiskeriindustrien vest i utredningsområdet opplever at investeringer i økt produksjonskapasitetikke gir økonomiske gevinster. I tillegg stagnerer utviklingen innen handel og næring i Tromsøområdet.Holdningen blant husholdninger etter innføringen av AMS har ikke endret seg og enser en utvikling basert på trendfremskriving av forbruket.Vekst og Handel (V&H), i dette scenarioet forventes det sterk utvikling når det gjelder forbrukog produksjon. Globale og lokale drivere stimulerer til ny industrivirksomhet, samt nyeproduksjonsprosjekt. Det vil være en sterk infrastruktur som følger av denne utviklingen.Noen lokale/globale drivere:Økonomisk utvikling lokalt og globalt (råvarepriser)Politisk klimaBefolkningsutvikling (tilvekst)Kapasitet mot sentralnettetFor dette scenarioet forutsettes det at 75 % av dagens kjente produksjonsanlegg blir realisert.Dette på bakgrunn at en ser for seg at fra politisk hold vil det være svært gode økonomiskeincentiver til å gjennomføre investeringer innen kraftproduksjon, da særlig innen småkraft ogvindkraft som utredningsområdet er preget av. De produksjonsanleggene som blir realiserte vilogså medføre nettutbygginger i regional – og distribusjonsnettet for tilstrekkelig med kapasitetmot sentralnettet.Lastutviklingen i scenarioet er basert på at 75 % av kjente punktlaster realiseres i tillegg tiltrendfremskriving av dagens last. Fiskeriindustrien vest i utredningsområdet foretarinvesteringer i økt produksjonskapasitet, smelteverket (Finnfjord AS) øker sin produksjon samtvekst i handel og næring i området Tromsø by.1.1.1.1 Produksjon og lastutviklingFigur 5-9 Fremstilling av scenariokrysset – Produksjon og lastutviklingScenarioene er delt opp ved hjelp av to akser. Den vertikale aksen sier noe om hvor kraftigdrivkreftene for endring i produksjonsstruktur og forbruk er. Det kan tenkes at en kraftigproduksjon og lastutvikling vil befinne seg i de to øverste kvadrantene. For scenarioene underden horisontale aksen vil det typisk kunne befinne seg scenarioer som innbefatter lavlastutvikling, samt moderat produksjonsutvikling.Kraftsystemutredning for Troms Side 66

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Ulike globale og lokale forhold som kan påvirke produksjon og lastutvikling i regionen eridentifisert, og vises i figuren ovenfor.Energibalansene for de ulike scenarioene er basert på kombinasjoner av last ogproduksjonsprognoser presentert i kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. og Feil! Fant ikkereferansekilden..1.1.1.2 InfrastrukturFigur 5-10 Fremstilling av scenariokrysset – Utvikling infrastrukturDen horisontale aksen forteller noe om hvordan nettet utvikler seg, fra begrenset utvikling forscenario NIMBY og Lav Vekst, til en sterkere nettutvikling for Vekst og Handel samt Batteriscenarioet.Generelt sett kan det tenkes å knytte sterk nettutvikling sammen med økt produksjon i regionen.Samtidig vil det kunne tenkes at lastutvikling i mindre grad påvirker infrastrukturen iregionalnettet.Utvikling i infrastruktur, knyttet opp mot de ulike scenarioene er presentert i [1].I det etterfølgende presenteres prognosert effekt og energibalanse for utredningsområdet. Detuprioriterte forbruket er utelatt.5.3.2 Prognosert energibalanseEnergibalansen angir hvor mye energi som i et normalår må tilføres eller eksporteres fraområdet. I følge innsamlede data var det i referanseåret 2002 en energibalanse på -329 GWhbasert på faktisk energibruk og produksjon. Dersom planlagt utbygging av vindkraft i løpet avkommende 10 års periode realiseres, forventes underskuddet å snu til overskudd. Det erimidlertid knyttet stor usikkerhet til lønnsomheten ved nødvendig utvidelse av linjekapasiteten.Se kapittel Feil! Fant ikke referansekilden. for flere detaljer om energibalansen.Prognosert energibalanse i regionen baserer seg på prognoser for energibehov og produksjon.Prognoser for energibehov og produksjon er fremstilt i kapittel 5.1 og 5.2. Ved å kombineredisse kan man presentere scenarioer for fremtidig balanse i regionen.Beregninger vedrørende fremtidig energibalanse i regionen.Kraftsystemutredning for Troms Side 67

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Scenarioene i 5.3.1 beskriver hvordan en forutsetter at utviklingen innen last og produksjon vilvære i utredningsperioden. Det er disse forutsetningene som ligger til grunn for figurene på deneste sidene.Energibalanse -V&H6000Produksjon Last Sum for utredningsområdet50004000Energi [GWh]30002000150210000-1000-4762002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallEnergibalanse -V&HFigur 5-11 Prognosert energibalanse (energibalanse -v&h)Figur 5-11 viser forventet energibalanse ut fra planlagte produksjonsenheter og forventetenergibehov vist i figur 5-1.Energibalansen vil etter modellen endres fra -476 GWh i år 2002 til 1502 GWh i år 2021.Ny produksjon i regionen er i basert på vindkraft og småkraft.Energibalanse- NIMBYEnergi [GWh]Produksjon Last Sum for utredningsområdet3500300025002000150010005000-500-1000-476-5592002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallEnergibalanse- NIMBYFigur 5-12 Pronosert energibalanse (energibalanse- nimby)Kraftsystemutredning for Troms Side 68

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Figur 5-12 viser prognosert energibalanse ut fra energibehov vist i figur 5-1 dersom alleplanlagte produksjonsenheter for elektrisitet ikke realiseres.Energibalansen vil etter modellen endres fra -476 GWh i år 2002 til -559 GWh i år 2021.Energibalanse- BatteriProduksjon Last Sum for utredningsområdet350030002500Energi [GWh]2000150010005004970-500-1000-4762002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallEnergibalanse- BatteriFigur 5-13 Pronosert energibalanse (energibalanse- batteri)Figur 5-13 viser prognosert energibalanse ut fra energibehov som vist i figur 5-2 og produksjonsom vist i figur 5-7.Energibalansen vil etter modellen endres fra -476 GWh i år 2002 til 497 GWh i år 2021.Energibal.- Lav vekstEnergi [GWh]Produksjon Last Sum for utredningsområdet3500300025002000150010005000-500-1000-4762002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021Årstall-739Figur 5-14 Pronosert energibalanse (energibal.- lav vekst)Figur 5-14 viser prognosert energibalanse ut fra energibehov som vist i figur 5-2 dersom alleplanlagte produksjonsenheter for elektrisitet ikke realiseres.Kraftsystemutredning for Troms Side 69

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Energibalansen vil etter modellen endres fra -476 GWh i år 2002 til -739 GWh i år 2021.Energibalanse- Vekst&Handel 2012 - 2021 [GWh]Energibalanse- Batteri. 2012 - 2021 [GWh]2000Energibalanse- NIMBY. 2012 - 2021 [GWh]Energibalanse- Lav Vekst. 2012 - 2021 [GWh]1500Energi [GWh]10005000-5002002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021-1000ÅrstallFigur 5-15 Prognosert energibalanse, oppsummering av scenarierKraftsystemutredning for Troms Side 70

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.5.3.3 Prognosert effektbalansePrognosert effektbalanse angir forskjellen mellom prognosert maksimal tilgjengelig vintereffekti utredningsområdet, fratrukket prognosert lastuttak. Lastuttaket er inklusivt utkoplbart forbruk.Utredningsområdet hadde i referanseåret 2002 en effektbalanse på -85 MW temperaturkorrigertlast (2 års returtid) og vinterytelse for produksjon. Balansen forventes i løpet av kommende 10års periode å endres til -82 MW. I oversikten er det sett bort fra effekten fra vindkraftverk ogsmåkraftverk grunnet den store usikkerheten knyttet til tilgjengeligheten av denne effekten. Forflere detaljer henvises til kapittel Feil! Fant ikke referansekilden..Prognosert effektbalanse i regionen baserer seg på scenarioer for effektbehov og produksjon.Scenarioer for effektbehov og produksjon er fremstilt i kapittel 5.3.1.Beregninger vedrørende fremtidig effektbalanse i regionen.Effektbalanse- V&HEffekt [MW]Produksjon Last Sum for utredningsområdet6005004003002001000-100-200-85-502002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallFigur 5-16 Prognosert effektbalanse (Feil! Fant ikke referansekilden.)Feil! Fant ikke referansekilden. viser forventet effektbalanse ut fra planlagteproduksjonsenheter og forventet effektbehov vist i figur 5-3.Effektbalansen vil etter modellen endres fra -85 MW i år 2002 til -50 MW i år 2021.Kraftsystemutredning for Troms Side 71

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Effektbalanse- NIMBYProduksjon Last Sum for utredningsområdet600500400Effekt [MW]3002001000-100-522002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021Årstall-66Figur 5-17 Prognosert effektbalanse (Feil! Fant ikke referansekilden.)Feil! Fant ikke referansekilden. viser forventet effektbalanse dersom alle planlagteproduksjonsenheter for elektrisitet ikke realiseres. Effektbehovet følger figur 5-3.Effektbalansen vil etter modellen endres fra -52 MW i år 2002 til -66 MW i år 2021.Effektbalanse- BatteriEffekt [MW]Produksjon Last Sum for utredningsområdet6005004003002001000-100-200-85-42002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallEffektbalanse- Batteri Figur 5-18 Prognosert effektbalanse (Feil! Fant ikke referansekilden.)Feil! Fant ikke referansekilden. viser forventet effektbalanse ut fra planlagteproduksjonsenheter og forventet effektbehov som vist i figur 5-4.Effektbalansen vil etter modellen endres fra -85 MW i år 2002 til -4 MW i år 2021.Kraftsystemutredning for Troms Side 72

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Effektbal.- Lav vekstProduksjon Last Sum for utredningsområdet600500400Effekt [MW]3002001000-100-200-852002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021-40ÅrstallFigur 5-19 Prognosert effektbalanse (Feil! Fant ikke referansekilden.)Feil! Fant ikke referansekilden. viser forventet effektbalanse dersom alle planlagteproduksjonsenheter for elektrisitet ikke realiseres. Effektbehovet følger figur 5-4.Effektbalansen vil etter modellen endres fra -85 MW i år 2002 til -40 MW i år 2021.Effektbalanse- Vekst&Handel 2012 - 2021 [MW]Effektbalanse- NIMBY. 2012 - 2021 [MW]Effektbalanse- Batteri. 2012 - 2021 [MW]Effektbalanse- Lav Vekst. 2012 - 2021 [MW]4020Effekt [MW]0-20-40-602002 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021-80-100ÅrstallFigur 5-20 Prognosert effektbalanse, oppsummering av scenarierKraftsystemutredning for Troms Side 73

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.5.3.4 Utvikling i kraftbalansen målt mot sentralnettEnergi1500-1761000-178-180500-1820-500-100020122013201420152016201720182019202020212012201320142015201620172018201920202021-184-186-188-190-192-1500-194-196-2000-198Figur 5-21 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, GWh (energibalanse -v&h)-1800-176-200020122013201420152016201720182019202020212012201320142015201620172018201920202021-178-180-2200-182-184-2400-186-188-2600-190-192-2800-194-196-3000-198Figur 5-22 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, GWh (energibalanse- nimby)Kraftsystemutredning for Troms Side 74

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.2000-17615001000-178-180-182500-1840-50020122013201420152016201720182019202020212012201320142015201620172018201920202021-186-188-190-1000-1500-192-194-196-2000-198Figur 5-23 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, GWh (energibalanse- batteri)-1400-176-160020122013201420152016201720182019202020212012201320142015201620172018201920202021-178-180-1800-182-184-2000-186-188-2200-190-192-2400-194-196-2600-198Figur 5-24 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, GWh (energibal.- lav vekst)Figur 5-21 til figur 5-24 viser kraftbalansen for energi i regionalnettet for kommende 10 årsperiode. Eksisterende produksjon på regionalnettnivå balanserer ikke ut energibehovet forlavere nettnivå og er avhengig av overliggende sentralnett for å oppfylle behovet.Kraftsystemutredning for Troms Side 75

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.Effekt-380-39,9-40020122013201420152016201720182019202020212012201320142015201620172018201920202021-40-420-40,1-440-40,2-40,3-460-40,4-480-40,5-500-40,6Figur 5-25 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, MW (Feil! Fant ikke referansekilden.)Kraftsystemutredning for Troms Side 76

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.-250-39,9-270-290-31020122013201420152016201720182019202020212012201320142015201620172018201920202021-40-40,1-330-40,2-350-40,3-370-390-40,4-410-40,5-430-40,6Figur 5-27 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, MW (Feil! Fant ikke referansekilden.)-250-39,9-270-290-31020122013201420152016201720182019202020212012201320142015201620172018201920202021-40-40,1-330-40,2-350-40,3-370-390-40,4-410-40,5-430-40,6Figur 5-28 Prognosert kraftbalanse i regionalnett, MW (Feil! Fant ikke referansekilden.)Figur 5-25 til figur 5-28 viser prognosert kraftbalanse for effekt i regionalnettet. Eksisterendeproduksjon på regionalnettnivået balanserer ikke ut belastningen i tunglasttimen og er avhengigav overliggende nett for å oppfylle effektbehovet. Underskuddet er forventet å øke utover iperioden. Dette gir et signal til Statnett om økt utnyttelse av sentralnettet med muligeforsterkninger av nettet.Kraftsystemutredning for Troms Side 77

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.5.4 Nettanalyser over fremtidig utvikling av kraftsystemetDet forventes en sterk økning av produksjon fra vindkraftverk i utredningsperioden. I tillegg villasten i Tromsø øke betydelig. Lastflytanalyser presentert for utredningsperioden er de sammeanalysene som ble utført ved forrige energiutredning. Det er ikke funnet hensiktsmessig å utførenye lastflytanalyser grunnet neglisjerbare endringer i forutsetningene som lå til grunn vedtidligere analyser. I tillegg utføres det eller er utført utvidede analyser (tilleggsutredninger tilKSU 2005-2014) vedrørende nettutvikling grunnet vindkraftutbygging i utredningsområdet.Utvidede analyser [1] er unntatt offentlighet og omtalt i egne dokumenter.Konklusjonene i dette kapitlet forutsetter at det gjøres nettinvesteringer i perioden for å ta håndom den nye produksjonen fra vindkraftverk og lastøkning i området. Blant annet er det forutsattat vindkraftverkene Kvitfjell og Raudfjell realiseres med totalt ca 440 MW. For å ta hånd omdenne produksjonen er det forutsatt at det bygges en 132 kV linje til Finnfjordbotn, via Kvitfjellog Raudfjell, eller alternativt en 132 kV linje til Meistervik via Raudfjell.Det er også forutsatt at vindkraftverkene Fakken og Måsvik 3 blir realisert med hhv. 60 MW og18 MW. For å ta hånd om denne kraften bygges det en linje fra Kvaløya til Fakken, mensMåsvik mater inn i distribusjonsnettet på 22 kV spenningsnivå.ScenarioerFor simulering av fremtidig lastflyt og belastningsgrad er det benyttet 2 ulike scenarioer.Lav Vekst, her simuleres en situasjon hvor lite eller ingen endring skjer i nettet, fremtidig meldteproduksjonsanlegg vil ikke bli realisert, samtidig er det forventet lav reinvestering/nyinvesteringi nettet. Lasten baserer seg på prognoser fra TKN og Ymber, fremtidig kjente punktlaster erderimot fjernet fra prognosen. Lastflytanalyser for dette scenarioet finnes i [1].Vekst og Handel, her forventetes det at all forhåndsmeldt produksjon i løpet av perioden vilrealiseres, dette gjelder all vindkraft og all småkraft. Det er forventet høy aktivitet når detgjelder reinvestering/nyinvestering i regionalnettet, og det antas at nødvendige forsterkninger avnettet for å transportere økt last og planlagt utbygging av vindkraft gjennomføres.Lastprognosen for dette scenarioet inkluderer fremtidige kjente punktlaster. Lastflytanalyser ersimulert for to ulike nett, ett alternativ hvor fremtidig vinkraft i forbindelse med Raudfjell matermot Finnfjordbotn, og ett alternativ hvor fremtidig vinkraft i forbindelse med Raudfjell matermot Meistervik. Lastflytanalyser for dette scenarioet finnes i [1].Produksjon ved lastflytanalyserProduksjonsdata ved lastflytanalyser baserer seg på tilgjengelig vinterytelse der ytelsen variereretter en gitt produksjonsprofil for de forskjellige produksjonsanleggene.3 Måsvik var tidligere planlagt med kapasitet på 75 MW., men planlagt ytelse er nå redusert 18 MW.Kraftsystemutredning for Troms Side 78

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.5.4.1 Lav Vekst – tung og lettlastTunglastUtgangspunktet for beregning av lastflyten ved utgangen av utredningsperioden ertunglastsituasjonen i 2002 (regionalnettets maksimaltime). Last og produksjon (maksimaltilgjengelig vintereffekt) er i henhold til prognoser, dokumentert i [1].Det bemerkes at innskutte komponenter i liten grad er tatt hensyn til i framstillingen avbelastningsgrad.SpenningsforholdAlle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav tilspenning.Belastningsgrad i linjer og kablerHøyest belastet vil strekningen Ringvassøy og Kvaløya bli med 105 % belastningsgrad.Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].Belastningsgrad i trafoerBelastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].LettlastLastflyt i lettlast ved utgangen av utredningsperioden er vist i [1].Utgangspunktet for beregning av lastflyten er tunglastsituasjonen i 2005 (regionalnettetsmaksimaltime), med justering av last og produksjon (maksimal tilgjengelig vintereffekt) ihenhold til prognoser, dokumentert i [1].Både belastning og produksjon er skalert i henhold til årsprofil. Beregningene tilsvarer forventetlastflyt ved utgangen av utredningsperioden.SpenningsforholdAlle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav tilspenning.Belastningsgrad i linjer og kablerScenarioet preges av svært lav belastningsgrad på linjer og kabler i kraftsystemet, ingenoverføringslinjer/kabler i regionalnettet vil være belastet over 33 % (strekningen Kvaløya –Gimle).Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].Belastningsgrad i trafoerBelastningsgrad for de ulike trafoene er vist i [1].Kraftsystemutredning for Troms Side 79

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.5.4.2 Vekst og Handel – tung og lettlast (Raudfjell mater mot Finnfjordbotn)TunglastUtgangspunktet for beregning av lastflyten ved utgangen av utredningsperioden ertunglastsituasjonen i 2002 (regionalnettets maksimaltime). Last og produksjon (maksimaltilgjengelig vintereffekt) er i henhold til prognoser, dokumentert i [1].Vindkraft er i beregning av lastflyt lagt inn med installert effekt. I forbindelse med integrasjonav vindkraft er linjer og kabler dimensjonert for å ta hensyn til en produksjon som er langt størreenn lastuttak i nærheten av produksjonssted. Selv om vindkraft er usikker effektstøtte viltilhørende nettanlegg ikke bli overbelastet ved bortfall av vindkraftproduksjon.Det bemerkes at innskutte komponenter i liten grad er tatt hensyn til i framstillingen avbelastningsgrad.SpenningsforholdAlle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav tilspenning.Belastningsgrad i linjer og kablerHøyest belastet vil kabelen mellom Kvaløya og Charlottenlund bli, med en belastning på 118 %.Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].Belastningsgrad i trafoerBelastningsgrad for de ulike trafoene er vist i [1].LettlastLastflyt i lettlast ved utgangen av utredningsperioden er vist i [1].Utgangspunktet for beregning av lastflyten er tunglastsituasjonen i 2005 (regionalnettetsmaksimaltime), med justering av last og produksjon (maksimal tilgjengelig vintereffekt) ihenhold til prognoser, dokumentert i [1].Både belastning og produksjon er skalert i henhold til årsprofil. Beregningene tilsvarer forventetlastflyt ved utgangen av utredningsperioden.SpenningsforholdAlle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav tilspenning.Belastningsgrad i linjer og kablerIngen linjer eller kabler vil bli overbelastet ved utgangen av utredningsperioden. Høyest belastetvil linjene mellom Svanelvmo og Silsand bli, med 38 % belastningsgrad.Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].Belastningsgrad i trafoerBelastningsgrad for de ulike trafoene er vist i [1].Kraftsystemutredning for Troms Side 80

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.5.4.3 Vekst og Handel – tung og lettlast (Raudfjell mater mot Meistervik)TunglastUtgangspunktet for beregning av lastflyten ved utgangen av utredningsperioden ertunglastsituasjonen i 2002 (regionalnettets maksimaltime). Last og produksjon (maksimaltilgjengelig vintereffekt) er i henhold til prognoser, dokumentert i [1].Vindkraft er i beregning av lastflyt lagt inn med installert effekt. I forbindelse med integrasjonav vindkraft er linjer og kabler dimensjonert for å ta hensyn til en produksjon som er langt størreenn lastuttak i nærheten av produksjonssted. Selv om vindkraft er usikker effektstøtte viltilhørende nettanlegg ikke bli overbelastet ved bortfall av vindkraftproduksjon.Det bemerkes at innskutte komponenter i liten grad er tatt hensyn til i framstillingen avbelastningsgrad.SpenningsforholdAlle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav tilspenning.Belastningsgrad i linjer og kablerHøyest belastet vil kabelen mellom Kvaløya og Charlottenlund være med 118 %belastningsgrad.Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].Belastningsgrad i trafoerBelastningsgrad for de ulike trafoene er vist i [1].LettlastLastflyt i lettlast ved utgangen av utredningsperioden er vist i [1].Utgangspunktet for beregning av lastflyten er tunglastsituasjonen i 2005 (regionalnettetsmaksimaltime), med justering av last og produksjon (maksimal tilgjengelig vintereffekt) ihenhold til prognoser, dokumentert i [1].Både belastning og produksjon er skalert i henhold til årsprofil. Beregningene tilsvarer forventetlastflyt ved utgangen av utredningsperioden.SpenningsforholdAlle stasjoner vil ha spenninger innenfor sine spenningskrav. Se kapittel 3.4.3 for krav tilspenning.Belastningsgrad i linjer og kablerIngen linjer eller kabler vil bli overbelastet ved utgangen av utredningsperioden. Høyest belastetvil linjene mellom Svanelvmo/Silsand og Finnfjordbotn bli, med 38 % belastningsgrad.Belastningsgrad for de ulike linjer og kabler er vist i [1].Belastningsgrad i trafoerBelastningsgrad for de ulike trafoene er vist i [1].Kraftsystemutredning for Troms Side 81

Kapittel 5: Fremtidige overføringsforhold.5.4.4 Sammendrag fra tilleggsutredninger til KSU 2005-2014Tilleggsutredninger til KSU 2005-2014 [1] inneholder detaljert informasjon vedrørendealternative nettløsninger og kostnader. Utredningene gir beslutningsgrunnlag for nettutvikling iutredningsområdet ved en eventuell utbygging av vindkraft og sikring av fremtidigenergiforsyning i utredningsområdet.NettløsningerProblemstilling:Formålet med rapporten er å dokumentere ulike samfunnsøkonomisk riktige investeringer forregionalnettet i Troms, avhengig av om det kommer vindkraft eller ikke.Ved tidspunkt for utarbeidelse av utredningen var det gitt konsesjon for utbygging av ca 757MW vindkraft i Troms.Utbyggingsalternativer:Alternative utbygginger av nettet er omtalt i [1].Analyseresultater / anbefalinger:Resultater fra analyser er omtalt i [1].Marginale tapProblemstilling:Formålet med rapporten er å beregne hvilken nettariff man kan forvente dersom nettet bliutbygget som forespeilet i rapporten omtalt i [1] Nettforsterkninger i Troms (KSP 12-2005),utarbeidet av NORSEC på oppdrag fra Troms Kraft Nett. I [1] er det analysert flere ulikeutbyggingsalternativer for nettet, avhengig av hvor mye vindkraft som vil bli bygget ut. Iforeliggende rapport tar man utgangspunkt i forskjellige delutredninger.Tidspunkt for tariffberegningene er satt til 2009. Dette året er valg fordi man da forventer at allede planlagte kraftverkene vil være realisert.Utbyggingsalternativer:Alternative utbygginger av nettet er omtalt i [1].Analyseresultater:Resultater fra analyser er omtalt i [1].Kraftsystemutredning for Troms Side 82

6 TILTAKOGINVESTERINGSBEHOV6.1 Sanering av bestående anleggDet finnes ikke regionalnettsanlegg i området som ikke er i drift.6.2 Nyanlegg og oppgradering av eksisterende anleggDette kapitlet omhandler vedtatte og mulige nyanlegg, større revisjoner og utvidelser avledningsnett og trafostasjoner utredningsområdets regionalnett. Det presiseres at selv om ettiltak er satt opp på langtidsprogrammet for nettet, er ikke endelig utbygging vedtatt. Planene vilbli fortløpende revidert, og det kan skje forskyvninger i investeringstidspunktene.Det er hver enkelt netteier sitt ansvar å utføre nødvendige analyser i forbindelse medutbygginger i de nettdelene en er eier av. Ansvar for å koordinere utbyggingene, slik at dettotale nettsystem blir utbygget til lavest mulig samfunnsøkonomiske kostnader, tilliggerregional kraftsystemansvarlig.I forbindelse med utarbeidelse av kraftsystemutredningen har regionalnettseierne meldt fra om10 endringer/utbygginger som er på plan-/gjennomføringsstadiet. I [1] er de mest aktuelletiltakene beskrevet. I analysene som er utført er det kun vurdert økonomiske forhold. Ikkeøkonomiskeforhold, som estetikk, miljø og lignende, vil bli trukket inn i forbindelse medbeslutningsprosessen. I tillegg har TKN laget en økonomisk langtidsplan som også resulterer itiltak.6.2.1 Nettutbygging på grunn av planlagte produksjonsanleggFlere vannkraftverk og vindkraftverk er på planleggingsstadiet per i dag. Sannsynligrealiseringsdato er fastsatt for de fleste. Ytelsen for vannkraftverkene er små, så det er i de flestetilfeller ikke behov for å forsterke eksisterende regionalnett for å transportere denne kraften.Vindkraftverkene er imidlertid langt større. Her er det er behov for å bygge linjer fravindkraftanleggene til nærmeste regionalnettspunkt. I enkelte tilfeller vil det være behov forogså å forsterke eksisterende regionalnett.Som følge av planer for flere større vindkraftverk som mater inn mot samme regionalnett iomegn av Tromsø, har TKN utført en konsekvensanalyse med hensyn til nettkapasitet. Tiltakbeskrevet i denne analysen er omtalt i [1].

Kapittel 6: Tiltak og investeringsbehov6.2.2 Trafokapasitet mot sentralnettetSom vist i kapittel 5.3.4 vil ikke trafokapasiteten i sentralnettet være tilstrekkelig iutredningsperioden.6.2.3 Kost/nytte av utbyggingsprosjekterI [1] er alle kjente utbyggingsprosjekter beskrevet.6.3 Kostnader ved langsiktig utvikling av nettsystemetMed utgangspunkt i investeringstabellen ovenfor kan man fremstille årlig kapitalbehov til re ognyinvesteringer i utredningsperioden.NyanleggModernisering180160140120mill.kr1008060402002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021ÅrstallFigur 6-1 Forventet kapitalbehov i utredningsperiodenFigur 6-1 viser kapitalbehovet for planlagte investeringer i utredningsområdet. Det er grunn til åforvente at kapitalbehovet i siste halvdel av perioden vil bli større enn illustrert i figuren somfølge av nye ukjente behov.Prosjekter som er planlagt gjennomført tidlig i perioden kan bli forskjøvet i tid som følge avendrede forutsetninger.Figur 6-1 viser alle kostnader i [1] medregnet i kapitalbehovet. Det er altså ikke tatt hensyn tileventuelle ”gjensidig utelatende prosjekter”.Kraftsystemutredning for Troms Side 84

Vedlegg 1LitteraturhenvisningerLITTERATURHENVISNINGER[1] Kraftsystemutredning for Troms 2011-2020. Grunnlagsrapport.Kraftsystemutredning for Troms Side 85