Dagmar” - Ringeriks-Kraft Nett

”Dagmar”
Evalueringsrapport
Versjon: 20120227
Jan-Erik Brattbakk
1

Innhold
1 Sammendrag ...............................................................................................................................3
2 Hva skjedde under ”Dagmar”? ....................................................................................................4
2.2 Strømbrudd .........................................................................................................................4
2.3 Høyspentfeil ........................................................................................................................5
2.4 Lavspentfeil .........................................................................................................................6
2.5 Mannskapsressurser ............................................................................................................6
2.6 Informasjon .........................................................................................................................8
2.7 Skader på nettet ..................................................................................................................9
2.8 Skader på høyspent linjenett ...............................................................................................9
2.9 Skader på høyspent kabelnett ........................................................................................... 11
2.10 Skader på lavspentnett ...................................................................................................... 11
2.11 Andre forhold .................................................................................................................... 11
2.12 Kontakt med myndigheter ................................................................................................. 12
2.13 HMS .................................................................................................................................. 12
3 Vurderinger og tiltak forut for Dagmar ...................................................................................... 13
3.1 Værmelding ....................................................................................................................... 13
3.2 Skogrydding for høyspent luftledninger ............................................................................. 13
3.3 Skogrydding for lavspent luftledninger .............................................................................. 15
3.4 Byggingsstrategi for høyspentnett ..................................................................................... 15
3.5 Beredskap ......................................................................................................................... 16
4 Feilstatistikk .............................................................................................................................. 17
5 Hva bør kunder kunne forvente av strømforsyning ved ekstremvær i framtiden? ...................... 19
6 Kommunikasjon og samband..................................................................................................... 20
7 Økonomiske konsekvenser ........................................................................................................ 20
7.1 Modellberegning av konsekvenser ..................................................................................... 20
7.2 Modellberegning av konsekvenser ..................................................................................... 22
7.3 Forutsetninger for beregning av økonomisk effekter av Dagmar ........................................ 22
7.4 Effektivitetsberegninger .................................................................................................... 22
7.5 Effekt på inntektsramme av Dagmar .................................................................................. 23
7.6 Resultateffekt av Dagmar .................................................................................................. 24
7.7 Dagmars effekt på egenkapitalsituasjonen i Nett ............................................................... 25
7.8 Dagmars effekt på kontantstrøm i Nett .............................................................................. 25
8 Kapitaltilførsel fra Ringeriks-Kraft AS til Ringeriks-Kraft Nett AS ................................................. 26
2

9 Samfunnsøkonomi .................................................................................................................... 26
10 Kundebehov .......................................................................................................................... 27
11 Forbedringspunkter ............................................................................................................... 27
12 Hendelser hos andre nettselskap i nærområdet .................................................................... 28
1 Sammendrag
Stormen ”Dagmar” rammet Østlandet og Ringerike på kvelden den 25.12. Totalt ble ca 12 500 berørt
av strømbrudd. Ca 7 700 av 19 500 Ringeriks-Krafts kunder mistet strømmen de to første timene.
Årsaken var omfattende trefall over luftlinjer i hele forsyningsområdet. Arbeidet med å rette opp
forsyningen startet umiddelbart. I løpet av 26.12. fikk ca 5 200 kunder tilbake strøm-forsyningen.
Feilrettingen for de ca 2 500 som fortsatt var uten strøm pågikk fram til 30.12. da den siste kunden
fikk strømmen tilbake.
Sentrale deler av forsyningsområdet beholdt imidlertid forsyningen. Hønefoss sentrum, Vik i Hole,
Tyristrand, Sokna var ikke strømløse. Nes i Ådal var lite berørt. Ringerike Sykehus var ikke berørt.
Nordre del av Hønefoss sentrum ble imidlertid berørt av tre kortvarige fra utfall som følge av
kabelfeil som oppsto under feilrettingsarbeidet.
Pågang på telefon fra kundene ble meget stor med ca 9 400 oppkall de første 40 timene. I startfasen
var det betydelige vansker med håndtering av en slik mengde og mange kunder kom dessverre ikke
gjennom til oss.
Det er ikke påvist sammenheng mellom alder eller vedlikeholdsnivå på luftledninger og antall feil.
Det er videre ikke påvist sammenheng mellom feilhyppighet og når traseene har vært ryddet. Trefall
over blanke luftledninger ført fram gjennom skogsområder er hovedårsaken til feilene. Det oppsto
enkelte kabelfeil som direkte følge av linjefeilene. Det er klar trend med mindre feilhyppighet på
kabelnett og isolert luftlinjenett.
Linjenettet er noen steder skadet mekanisk og deler av kabelnettet er blitt belastet med
overspenninger og kortslutningsstrømmer. Dette kan medføre følgefeil en periode framover.
Det er ikke mottatt informasjon om skader hos kunder i forhold til liv, helse eller eiendom. Det har
ikke vært skader på mannskaper som foresto feilrettingen.
Kostnadene er så langt beregnet til ca 19,2 mnok for KILE, til 2,9 mnok for direktekompensasjon til
kunder og til ca 5 mnok for reparasjon og feilretting. Ringeriks-Kraft har søkt NVE om unntak for KILE
kostnadene. Det er forutsatt at deler av reparasjonskostnadene kan dekkes over forsikringer.
3

2 Hva skjedde under ”Dagmar”?
Ekstremværet Dagmar rammet Norge 1. juledag og natt til 2. juledag. Deler av Vestlandet ble verst
rammet. Østlandet ble også rammet uvanlig hardt. Ca 570 000 kunder mistet strømmen i kortere
eller lengre tid. Den primære feilårsaken var i hovedsak trefall over linjene.
Vindstyrken ble målt til mer enn orkan på Vestlandet og storm på Østlandet. 27,3 m/s ble målt i
Hønefoss (Høyby målestasjon) og 30,9 m/s på Gardermoen. Ringeriks-Kraft hadde mannskaper ute
fra ca kl 1800 den 25.12. da de første feilene ble meldt i øvre områdene Nes i Ådal.
I Ringerike og omegn er det i følge anslag fra Viken Skogeierforening 50 - 70 000 kubikk stormfelt
skog.
2.2 Strømbrudd
I Ringeriks-Krafts forsyningsområde ble ca 12 600 strømkunder berørt av strømbrudd i kortere eller
lengre perioder i løpet av romjulen. Sentrale deler av forsyningsområdet inkludert begge
kommunesentrene Hønefoss og Vik samt Ringerike Sykehus ble ikke berørt av strømbrudd.
De første to timene fra kl 22 var ca 7700 kunder strømløse. Antallet strømløse falt ut over natten
etter hvert som flere mannskaper ble utkalt og feilsøking kom i gang. Den 26.12 kl 10:00 var det ca
5900 strømløse, kl 16 var tallet ca 3900 og kl 22 var antallet ca 2500.
En viktig utfordring i første fase var å skaffe tilstrekkelig oversikt over reparasjonsbehovet på de
mange feilstedene for å kunne planlegge arbeidet og for å kunne gi gode prognoser for varighet av
strømbruddene til kundene.
Informasjonen om trefall og skader nettet var basert på feilstatus i driftsentral, meldinger fra kunder
og innrapportering fra egne mannskaper ute. Det meste av oversikten ble skaffet den 26.12.
Vedlagt kart (Vedlegg 1) viser hvor feilestedene var
Vedlagt tabell (Vedlegg 2) viser hvilket høyspentanlegg som er på stedet
4

9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Oversikt over kunder som var strømløse etter "Dagmar"
Hønefoss nord, 3177,
kunder, 79 min
Hønefoss nord 2744
kunder, 20 min
2.3 Høyspentfeil
I alt 56 høyspent linjetraseer i alle deler av nettområdet ble rammet av vindfall i varierende omfang.
Dette varierte fra et enkelt tre som lå innpå ledningene til et meget stort antall trær, opptil 50
vindfall pr 100 meter ledning.
Elektrisk kontakt mellom vegetasjon og uisolert høyspentledning (jordfeil) medfører automatisk
utkobling av ledningen i løpet av mindre enn 1 sekund. Tilsvarende skjer hvis kontaktledningene
føres sammen og får kontakt med hverandre (kortslutning). Høyspentnettet er konstruert slik at en
enkelt feil i høyspentnettet et sted ofte medfører omfattende strømbrudd. Ved feil mange steder i
samme forsyningssone vil strømbruddets varighet øke.
Det oppsto videre feil på fem høyspent jordkabeltraseer, 4 i Heradsbygda og 1 på Begnamoen. Jf
merking på kart. Slike feil kan typisk inntreffe ved overspenninger som oppstår i forbindelse med feil
andre steder i nettet.
Enkelte nye feil oppsto i løpet av 26.12. Dette var trær som var blitt skadet av uværet og som i
ettertid veltet over og traff ledninger som var blitt innkoblet.
Den 26.12. kl 1831 oppsto det feil i kabelnettet i området Begnamoen direkte som følge av linjefeil.
Dette medførte strømbrudd i deler av Hønefoss sentrum med varighet på 1 time og 19 minutter.
3177 kunder ble berørt. Jf vedlagt kart.
Den 27.12. kl 00.34 oppsto et utfall i Hønefoss sentrum som berørte ca 2 734 kunder. Varighet var
20 minutter. Det var en kabelfeil i Heradsbygda. Jfr. vedlagt kart
5
Hønefoss nord, 2744
kunder, 31 min
26.12 27.12 28.12 29.12 30.12

Den 28.12. kl 18.26 oppsto et utfall i deler av Hønefoss sentrum ca 2 734 kunder var berørt og
varighet var 31 minutter. Jf vedlagt kart.
Informasjonsinnhenting om omfanget, rydding, klargjøring og innkobling av høyspentraseer pågikk
fra starten av og gjennom natten til den 26.12. med tilgjengelige mannskaper. Høyspentforsyningen
til områdene Røyse, Ask - Sørum, deler av Haugsbygd, Soknedal, Sokna – Langvannsbråten ble klart
og innkoblet i løpet av natten.
Den 26.12. ble feilbefengte høyspentseksjoner med flest antall kunder prioritert med trerydding og
etter hvert innkobling. Dette gjaldt i første omgang Ådal syd inkludert Hallingby, Helgelandsmoen,
områdene i Haugsbygd og strekningen Sundvollen – Sollihøgda, Nakkerud. Disse ble innkoblet i løpet
av dagen.
Høyspentforsyningen til områdene Kihlemoen, Hen, Vågaard, Eggemoen, Åsa – Sundvollen,
Viulhøgda i Haugsbygd, Ringkollen og Brekkebygda manglet fortsatt ved midnatt 26.12.
Den 27.12. ble høyspentlinjene til Kihlemoen, Eggemoen, Hen, Åsa Sundvollen, Ringkollen, Vågård
innkoblet. Fortsatt var forsyningen Brekkebygda med 106 kunder ute til 29.12.
Kabelfeil som oppstod på Begnamoen den 26.12. medførte avbrudd for 134 kunder før aggregat ble
tilkoblet den 28.12.
Kabelfeilene Heradsbygda den 28.12. medførte at to trafokretser med 217 kunder ble strømløse før
to dieselaggregat ble innkoblet.
Totalt ble ca 3200 av 12 600 kunder strømløse på grunn av høyspent kabelfeil.
2.4 Lavspentfeil
Lavspent linjenett ble også rammet av vindfall. Fra 128 transformatorkretser ble det rapportert om
feil. I 60 av disse kretsene var det behov for omfattende reparasjonsarbeider. Jf merking på kart.
Dette omfattet trær over ledninger, avslitte ledninger og noen stolpebrudd. Kontakt mellom uisolert
luftledning og vegestasjon fører ikke til utfall i lavspentnett, men ved kontakt mellom ledningene
oppstår det kortslutning og sikringsbrudd.
Etter hvert som høyspentfeilene ble reparert og linjene ble spenningssatt ble mannskapene satt over
på reparasjon av lavspentnettet i de 128 kretsene hvor det var meldt feil. Dette arbeidet pågikk fram
til 30.12. da de siste kundene fikk strømforsyningen tilbake.
2.5 Mannskapsressurser
Praktisk talt hele mannskapsstyrken blant montører ble mobilisert og kunne settes inn i feilrettingsarbeidet.
Kvelden den 25.12. var basis beredskapsstyrken på 5 personer i aktivitet. Ytterligere 9 personer ble
mobilisert ut over natten. Fra og med 26.12. og til samtlige hadde fått igjen strømmen den 30.12. var
det mellom 45 – 50 medarbeidere i kontinuerlig arbeid mellom kl 0700 – 2200 medregnet innleid
6

personell. Herunder var adm direktør og nettsjef vekselvis til stede i beredskapssentret i
Asbjørnsensgate fra morgen 26.12. og fram til kvelden 30.12.
Det ble vurdert som sikkerhetsmessig ikke forsvarlig å gjennomføre omfattende reparasjonsarbeider
nattestid på linjenettet slik forholdene var med mørke og vindfall hvor trær lå tungt over ledninger i
spenn. Det var også viktig å få hvilt ut mannskapene etter hvert fordi man tidlig så at reparasjonsarbeidene
ville strekke seg over flere dager. Det ble tidlig klart at det var behov for eksternt
montasjepersonell og linjeryddere. Tilgjengelig innleie ble deretter rekvirert fra naboselskap og
kunder av Ringeriks-Kraft Service.
Disse mannskapene ble gjort tilgjengelig for Ringeriks-Kraft etter hvert som feilsituasjonen var klarert
i de respektive mannskapers nettområder. Det ble videre mobilisert frivillige, men på grunn av HMS
aspektet knyttet til arbeidet ble disse ikke benyttet.
I første fase til og med 26.12. var de fleste av mannskapsressurser konsentrert om å få klarert så
mange av høyspentlinjene som mulig for innkobling av seksjoner med mange kunder. Dette gjaldt
spesielt Helgelandsmoen, Røyse, Hallingby og Haugsbygd.
Tabell 1: Oversikt over mannskapsbruk
Dato Natt til 26.12 26.12 Natt til 27.12 27.12 Natt til 28.12 28.12 Natt til 29.12 29.12 Natt til 30.12 30.12
Egne montører og driftsfolk 14 24 5 29 1 24 3 27 1 34
Administrativt personale 0 6 0 7 0 6 0 5 0 6
Annet peronslinnleie 0 1 0 2 0 0 0 1 0 0
Linjeryddere Gran Almenning 0 6 0 6 0 3 0 2 0 2
EB montasje 0 0 0 4 0 4 0 5 0 0
Krødsherad Elverk 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1
Lier Entreprenør 0 0 0 4 0 4 0 4 0 4
Øvre Eiker Enregi 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2
Midetnett 0 0 0 0 0 0 0 4 0 2
Sum 14 37 5 48 1 37 3 40 1 42
Det ble leid inn en skogsmaskin.
Det ble lånt inn tre dieselaggregater fra henholdsvis Hallingdal Kraftnett, EB montasje og Hadeland
Energinett.
Feilrettingsarbeidene ble organisert på denne måten
1. Overordnet ledelse
� Kontakt med media, myndigheter og styret
� Koordinering og beslutninger
� HMS
2. Driftshåndtering i driftsentral
� feilsøking og kobling i høyspentnettet
� styring av mannskaper
7

3. Mannskaperorganisering
� innkalling av egne mannskaper
� innleieorganisering
� forpleining, utkjøring av mat til arbeidslagene
4. Informasjonstjeneste
� telefonmottak
� kundemottak
� Informasjonsformidling internt
5. Koordinering av lavspent feilretting
� utarbeidelse arbeidsordrer
� koordinering av arbeidslag
� dokumentasjon
2.6 Informasjon
Pågangen fra kundene var meget stor. Det var ca 9400 telefonoppkall fra kl 22 den 25.12. fram til kl
13.00 den 27.12. Telefonsvarer med kapasitet på 60 samtidige svar var i drift hele denne perioden.
Feil på telenett og internettilgangen fram til kl 13.00 den 26.12 medførte at man i denne perioden
ikke lykkes med å legge ut oppdatert informasjon på telefonsvarer og på hjemmesiden.
På grunn av begrenset oversikt over reparasjonsomfang og reparasjonstider i startfasen den 26.12.
ble informasjon til kundene om forventet varighet på strømbruddene upresise.
� Ringerikes Blad som la ut informasjon for oss på sin hjemmeside fram til vår hjemmeside var
operativ.
� Den 26.12. på formiddagen ble det via NRK Buskerud sendt ut statusinformasjon på radioens
P1 riksnett.
� Hjemmesiden ble brukt til statusoppdateringer gjennom hele perioden.
� Det ble gitt fire radiointervjuer til NRK Buskerud.
� Ringerikes Blad og NRK Buskerud ble løpende informert om status så lenge det var strømløse
kunder.
� Det ble sendt SMS meldinger med info til kunder hvor vi planla nødvendige utkoblinger
� Det ble sendt informasjon på mail til styrets medlemmer 27.12, 28.12. og 30.12.
I forhold til den meget store pågangen var det ikke tilstrekkelig bemanning på telefonmottak den
26.12. Dette bedret seg de påfølgende dagene. Det er vanskelig å se for seg at man kunne ha
håndtert den store pågangen fullt ut, men vi ville ha klart det bedre med flere folk i startfasen.
8

2.7 Skader på nettet
Luftledningsnettet, både på høyspent og lavspent i alle deler av forsyningsområdet ble skadet av trær
som veltet over nettet. I de fleste tilfellene lot det seg gjøre å strekke opp trådene igjen etter at
trærne var fjernet.
Flere steder måtte det gjennomføres omfattende skogrydding av traseen. Det ble bruk skogryddere
fra Gran Allmenning og skogsmaskin på de mest utsatte områder.
Det er grunn til å forutsette at nettet flere steder er påført både mekaniske og elektriske
påkjenninger som har medført svekkelser. Dette kan gi seg utslag som feil på senere tidspunkt.
2.8 Skader på høyspent linjenett
I området Åsbygda, Nymoen, Vågård, Nakkerud, Eggemoen og Brekkebygda var det et mindre antall
stolpebrudd på høyspentnettet. Der nye stolper måtte settes opp før høyspentlinjer kunne strekkes
opp igjen tok reparasjonene lang tid. I Brekkebygda kom man for sent i gang med mastereising og
den strømløse perioden ble derfor for lang. En reserve linjetrase mellom Eggemoen og Vågård er så
langt ikke gjenoppbygget.
Foto fra Eggemoen:
9

Foto fra Vågård
10

2.9 Skader på høyspent kabelnett
Som følge av elektriske belastninger i nettet (overspenninger og kortslutningsstrømmer) når feilene
på luftledningsnettet oppsto ble jordkabler skadet. Dette medførte tre strømbrudd i Hønefoss
sentrum den 26. og 27.12. Feilene oppsto i Heradsbygda og på Begnamoen på i alt fem
jordkabeltraseer. Ca 134 kunder her måtte i første omgang forsynes med tre dieselaggregater. Her er
fortsatt to kabeltraseer ute av drift pr dato. Forsyningen er utført med provisoriske kabelforbindelser
oppå bakken i samsvar med hva som er tillatt. Graving av permanent kabel vil bli foretatt så snart
telen går.
2.10 Skader på lavspentnett
I 128 av transformatorkretsene spredt rundt i hele området var kunder i ulik grad berørt av
strømbrudd. Årsakene her var også veltede trær over ledninger og i noen tilfeller stolpebrudd. Flere
av kundene her ble belastet med de lengste strømbruddene. I 45 av kretsene ble det gjennomført
midlertidige reparasjoner som må tas igjen og repareres permanent.
Foto fra Nymoen
2.11 Andre forhold
Brytere i nettet
I forbindelse med koblingen i høyspent linjenettet ble det noen steder konstatert funksjonssvikt i
fjernstyrte brytere. Dette medførte at enkelte brytere måtte betjenes for hånd. Årsakene var
mekanisk kiling, svikt i teleforbindelse og batterisvikt.
11

Dieselaggregater
Det ble behov for dieselaggregat ut over våre to flyttbare aggregat. Det ble da leid inn aggregat fra EB
Nett, Hadeland Energi og fra Hallingdal Kraftnett. Transportmulighetene viste seg som flaskehals ved
at vår lastebil og aggregattilhenger ikke passet sammen. Et av de innleide aggregatene sviktet i
startfasen, men kom i drift etter reparasjon. Som følge av aggregatdriften oppsto det behov for
påfyllingslogistikk for å forsyne 1200 liter diesel i døgnet.
Intern reservestrøm
I beredskapssentret i Asbjørnsensgate sviktet UPS / batteribackup ved strømbruddene i byen. Dette
medførte at koblingssentralen i en kort periode den 26.12. ble flyttet til hovedanlegget i 3. etg i
Fossveien hvorfra koblingene i nettet ble foretatt.
Oversikt over hvor kjøretøy og mannskaper til en hver tid befant seg
Oversikt over hvor de forskjellige kjøretøyene til en hver tid befant seg var ikke tilfredsstillende.
Dette har en viktig HMS-side og det er viktig for effektiv mannskapskoordinering. System for
flåtestyring kunne i denne situasjonen ha gitt bedre oversikt, bedre mannskapssikkerhet og en mer
effektiv ressursutnyttelse.
Godtgjøring til mannskaper som jobbet
De mannskaper som deltok i feilrettingsarbeidene i romjulen ble gitt økonomisk bonus med størrelse
avhengig av hvor mange dager man hadde arbeidet. Samlet godtgjørelse for hele perioden var
kr 3 900,-.
2.12 Kontakt med myndigheter
Ringeriks-Kraft Nett er en del av Kraftforsyningens Beredskaps Organisasjon(KBO) som rapporterer til
NVE og andre beredskapsmyndigheter. Hit ble det innrapportert status 2 ganger daglig fra og med
27.12.
Det var kontakt med Ringerike kommunes beredskapsledelse fra og med 27.12. kl 1200. I første rekke
for håndtering av problemer som kundene meldte om i forhold til private vannverk som var
strømløse.
2.13 HMS
Vi har ikke mottatt informasjon om at kunder har vært utsatt for uhell, helseskader eller skade på
eiendom. Det er heller ikke meldt om skader på egne mannskap i forbindelse med reparasjonsarbeidene.
Det er gitt unntak for arbeidstidsbestemmelsene i arbeidsmiljøloven ved ”naturhendelser” og
arbeidene pågikk så lenge man fant det forsvarlig i forhold til de oppgaver som skulle løses. Spesielt
ble linjearbeid i mørket vurdert som risikofylt og ble derfor begrenset.
12

Det ble tidlig klart at omfanget var så stort mannskapene måtte hvile. Det ble satt opp daglig liste for
ressursplanlegging og derved kunne det opprettholdes en rimelig fordeling av belastninger på den
enkelte medarbeider.
Oversikt over hvor mannskapene til en hver tid befant seg er viktig var ikke tilfredsstillende sett ut fra
et HMS perspektiv.
Medarbeiderne som deltok i reparasjonsarbeidene er blitt intervjuet i ettertid. Det er her meldt om
enkelttilfeller med farlige situasjoner i forhold til arbeid på høyspentanlegg og i forhold til trefelling.
Det er også noen som har meldt om en for kraftig belastning over tid.
Kravet om at medarbeiderne fyller ut sikker jobbanalyse (SJA) er spesielt viktig ved uvante og
ekstraordinære reparasjonsarbeider. Med få unntak ble dette i følge intervjuene droppet i denne
situasjonen. Det kom videre fram at mannskapene var fornøyd med matforpleiningen og at denne
ble brakt ut på arbeidsstedene.
3 Vurderinger og tiltak forut for Dagmar
3.1 Værmelding
Det ble ikke sendt ut ekstremvarsel for Østlandet i forkant av ”Dagmar”. Det ble meldt vind på inntil
10 m/s på yr.no for Ringerike.
På denne bakgrunn ble det ikke iverksatt spesielle tiltak ut over ordinær vaktberedskap med en
driftsledervakt og fire montørvakter.
3.2 Skogrydding for høyspent luftledninger
I og med at årsaken til avbruddsskader på nettet i hovedsak var trefall over linjene er det naturlig å se
på hvilke krav som stilles for rydding langs luftledningsanlegg. Bestemmelsene som danner
grunnlaget for hvordan kraftgater skal ryddes er regulert i Forskrifter om elektriske forsyningsanlegg
(FEF) med veiledning. Disse vedtas av direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB).
Her er kravet til avstand mellom blank 22 kV ledning og til vegetasjon 3 meter. Våre kraftgater er på
denne bakgrunn etablert med 10 m bredde. Jf figur 1.
13

Figur 1. Ryddebelte for 22 kV blank luftledning
Det er historisk inngått mer enn 1 000 tinglyste grunneieravtaler i Hole og Ringerike basert på de til
en hver tid gjeldende forskriftskravene. I grunneieravtalene er det godtgjort for båndlegging av
ryddebeltet til grunneier basert på anslått tap ved framtidig skogsdrift. De siste erstatningsbeløpene
for båndlegging som er inngått er på kr 6,- per m 2 .
Ringeriks-Kraft har ca 360 km med blanke høyspentlinjer. 72 % (260 km) av denne ledningstraseen
går gjennom områder som krever skogrydding. Rutinen for rydding av traseene har en syklus på 5 år.
Dette er basert på vekstfarten til vegetasjon som vokser opp i traseen under ledningen. Det utføres i
tillegg adhocrydding alle steder i nettet på basis av informasjon om avvik som kommer inn.
Ved rydding fjernes vegetasjon innenfor ryddebeltet. I tillegg fjernes også enkelttrær utenfor
ryddebeltet som har potensiale for å falle inn over ledningene. Dette kan være syke/døde trær eller
trær som heller mye inn mot ledningstraseen. Tillatelse til dette er nedfelt i grunneieravtalene.
Når kvistene på trærne som står inntil traseen vokser for langt inn mot ledningene foretas bredding
av traseen. Dette ble sist utført i 2003. Da benyttes det helikopter med en sag hengende under som
flys langs ledningene.
Ledningene befares med helikopter minimum en gang per år. Kontroll av vegetasjon er noe av det
som kontrolleres da.
14

DSB gjennomfører hvert år et 2 – 3 dagers tilsyn av nettvirksomheten. Hos Ringeriks-Kraft ble det
senest holdt slikt tilsyn den 18. og 19. november 2011. Vår rutine for skogrydding er drøftet med DSB
som ikke har hatt merknader til dette. DSB har ikke meldt avvik på vår skogrydding.
3.3 Skogrydding for lavspent luftledninger
Forskrift om elektriske forsyningsanlegg (FEF) foreskriver at vegetasjon ikke skal berøre lavspentledningene.
I praksis vil det si at det etableres 1 m trase rundt ledningene. I lavspentanlegg oppstår
det i motsetning til høyspentanlegg ikke driftsforstyrrelse hvis vegetasjon skulle berøre blanke
ledninger. Driftsforstyrrelser inntreffer hvis trær velter over ledningene slik at ledningene blir ført
sammen og kortslutter eller om ledninger ryker av. Lavspentledingene ryddes også hvert femte år.
3.4 Byggingsstrategi for høyspentnett
Etter 1992 er det praktisk talt ikke bygget blanke 22 kV høyspentlinjer i Ringeriks-Krafts område.
Bygging av høyspentnett skjer ved jordkabel eller sjøkabel der dette er mulig. Det bygges isolerte
høyspent luftledninger (BLX eller hengekabel) hvis det ikke er hensiktsmessig å legge jordkabel, f.eks
hvis arbeidene betinger kostnadskrevende fjellsprenging.
Siden 1992 er det bygget om 160 km 22 kV luftlendingsnett til jordkabel, sjøkabel og isolerte
luftledninger. Det er brukt ca 170 mnok på ombygging av nettet siden 2005. Kostnadene med slik
fornyelse utgjør 0,7 – 1,2 mnok pr km.
Kriteriene for prioritering av ombygging er følgende i prioritert rekkefølge:
1. HMS: Dette betyr at anlegg i dårlig mekanisk forfatning må fornyes hvis de utgjør fare for liv
og eiendom.
2. Forsyningskapasitet: Forsyningskapasiteten i ledningene skal være slik at spenningen hos
kundene holdes innenfor forskriftskravet som er 230V + - 10 %.
3. Leveringskvalitet: Feilstatistikk og KILErisiko
Fornyelsestakten må tilpasses lovpålagte oppgaver som f.eks ombygging av transformatorplattformer
og AMS. Fornyelser prioriteres innenfor de tilgjengelige økonomiske rammene for
nettselskapene som årlig fastsettes av NVE. I vår 10 årsplan for nettinvesteringer er det framover
avsatt ca 20 mnok per år til fornyelse av både høyspent og lavspentnett.
Vedlegg 3: Langtidsinvesteringsplan for Ringeriks-Kraft Nett
På bakgrunn av de ombygginger som er foretatt de siste 15 årene har Ringeriks-Kraft et relativt nytt
nett sammenlignet med andre selskap i vår region. I figur 2 vises til oversikt utarbeidet av NVE
presentert på et lederforum 17.11.2011 som viser at Ringeriks-Kraft har det nyeste nettet blant de
selskap i regionen det er sammenlignet med. Figuren angir forholdet mellom akkumulerte
avskrivning i forhold til historiske investeringer. Lavt % tall tilsvarer relativt nytt nett.
15

Figur 2. NVEs
Prosent
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
3.5 Beredskap
Akkumulerte avskrivninger / historisk investeringskostnad - Buskerud
Norges vassdrags- og energidirektorat
16
EB Nett AS
E-CO Vannkraft AS
Flesberg Elektrisitetsverk AS
Hallingdal Kraftnett AS
Hemsedal Energi KF
Hurum Energiverk AS
Krødsherad Everk KF
Landsgjennomsnitt
Lier Everk AS
LL Rollag Elektrisitetsverk
Midt Nett Buskerud AS
Nore Energi AS
Ringeriks-Kraft Nett AS
Ustekveikja Kraftverk DA
Øvre Eiker Nett AS
30.01.2012
� Ringeriks-Kraft har i samsvar med beredskapsforskriftene utarbeidet en beredskapsplan.
Denne er revidert ved flere anledninger, senest etter en intern prosess den 14.4. 2011.
� Det er i henhold til kravene i beredskapsforskriften utarbeidet ROS analyser for
virksomheten.
� NVE gjennomførte beredskapstilsyn av virksomheten den 13. nov 2006.
� Beredskapsarbeidet ble i tidsrommet 26.12. kl 0730 til 30.12. kl 21 ledet av
beredskapsleder/nestleder fra sentret i Asbjørnsensgate. Organisasjonen var motivert for
oppgaven og arbeidet ble avviklet effektivt forholdende tatt i betraktning. En viktig erfaring
var at kriteriene for setting av beredskapsorganisasjonen bør vurderes med hensyn på at
terskel for iverksetting bredskapsplanen bør senkes.
� Beredskapsutstyr: Behovet for nødaggregater ble synliggjort under feilrettingen. Det var god
tilgang på å låne aggregater fra andre selskap. Kabelfeil i boligområder krever relativt store
aggregat. Det vurderes derfor å anskaffe et større aggregat i tillegg til de to vi har.
10

� Beredskapsmateriell var tilgjengelig på eget lager med gode muligheter for påfyll hos grossist
i Oslo. Koordinering av beredskapsmateriellet bør imidlertid utføres av en egen funksjon som
fastsettes i beredskapsplanen.
NVE har innhentet informasjon etter ”Dagmar” og utarbeidet en rapport datert 20.1.2012. Her
opplyser NVE at de vil gjennomføre følgende tiltak/analyser som forutsettes også å omfatte
Ringeriks-Kraft:
”NVE vil vurdere ulikheter mellom selskaper i områder berørt av Dagmar. NVE vil vurdere
hvorvidt det er forskjeller i skadeomfang som skyldes ulik kablingsgrad eller metode for
skogrydding.
NVE vil i samarbeid med andre myndigheter og kompetansemiljøer innhente erfaringer fra
bl.a. ekstremværet Dagmar og vurdere framtidig skogrydding rundt kraftgater, vekstfart,
endring av skogtype, heving av skoggrensen, bredden på ryddegater og avveie eventuelle
målkonflikter mellom hensyn til forsyningssikkerhet og hensyn til skogrydding og miljø
(jf NVEs Klimatilpassingsstrategi). NVE vil også vurdere å initiere en studie av feil, årsaker og
kosteffektive tiltak knyttet til tekniske anlegg.”
4 Feilstatistikk
Hvert år gir NVE ut en feilstatistikk for alle nettselskap i Norge. Siste oppdaterte statstikk er fra året
2010. Et utdrag av statistikken er formidlet til styret i septembermøtet. Antallet avbrudd per kunde
per år gir et bilde av hvilken driftsstabilitet som i gjennomsnitt oppleves i hele nettet. Her er da veid
inn nedgravd kabelnett i sentrale områder og luftledninger utenfor tettsteder.
Antall vbrudd pr kunde
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
NVEs avbruddstatistikk for 2010
Langvarige avbrudd (3 - > sek)
17

Antall avbrudd per kunde
Ikke levert energi( ILE) i promille
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
NVEs Statistikk for avbrudd i nettet i 2010
Kortvarige avbrudd (0-3 sek)
NVEs avbruddstatistikk for 2010
Ikke levert energi / levert energi
18

5 Hva bør kunder kunne forvente av strømforsyning ved
ekstremvær i framtiden?
NVE vurderer i sin rapport etter ”Dagmar”:
”Samfunnet må regne med at ekstremvær som Dagmar vil forekomme. Det er ikke mulig å
garantere en avbruddssikker strømforsyning.”
Her vil det være forskjeller i konsekvenser for kundene mellom ulike områder gitt samme påvirkning
av ekstremvær. Ettersyn og nettvedlikehold følges tett opp av DSB og vil neppe utgjøre avgjørende
forskjeller mellom nettselskapene. Dette avhenger i hovedsak av hvordan nettet i ulike områder til
en hver tid er bygget.
� Et distribusjonsnett som er fullstendig kablet i jord og sjø vil ikke bli påvirket av ekstremvær
så lenge det ikke er elektrisk sammenkoblet med luftledningsnett.
� Isolerte luftledningsnett (BLX og hengekabel) vil bli påvirket av ekstremvær, men vesentlig
mindre enn blanke ledninger.
� Forholdet mellom omfanget av jordkabel/isolerte luftledninger og blanke luftledninger i
22 kV høyspentnett vil i stor grad bestemme sårbarheten.
Kabling i Ringeriks-Krafts nettområde vil kunne økes med 5 - 10 km hvert år gitt gjeldende
økonomiske rammer som for tiden gjelder.
Som erstatning for kabling kan det etableres enkelte tiltak for å bedre leveringskvaliteten i en viss
grad på kort og mellomlang sikt i utsatte nettområder. Ved å øke antallet av fjernstyrte effektbryterpunkter
i nettet vil det i noen grad kunne begrense omfanget av strømbruddene til de mest utsatte
områdene slik at feil her ikke påvirker det øvrige nettet. Kostnadene varierer mellom kr 200 000 –
kr 300 000 pr bryterpunkt.
Det er viktig at det ikke ovenfor kundene ikke kommuniseres at avbruddsfri strømforsyning kan
forventes. Kundene vil i framtiden kunne oppleve nye, omfattende strømbrudd ved ekstremvær og
bør være forberedt på dette.
”Dagmar” var et mildvær og det var ikke var kulde gjennom feilrettingsperioden. Et scenario med
10 kuldegarder, vind og snø kunne blitt meget utfordrende. Heri ligger blant annet en betydelig
utfordring for kommunal beredskap som vil bli fulgt opp i møte med kommunenes beredskapsledelse.
I den forbindelse aktualiseres problemstillinger knyttet til kunder som ikke kan klare seg uten strøm.
Det må forutsettes at mange kunder kan komme i vanskelige situasjoner ved langvarige strømbrudd.
Det bør vurderes hvilken informasjon som bør utarbeides og gis til kundene.
Konsekvensene av ”Dagmar” bør også føre til en diskusjon med NVE og OED som fastsetter rammevilkårene
for hvordan strømnettet i Norge skal utvikles framover.
19

6 Kommunikasjon og samband
Det ble observert svikt i teleforbindelser til flere av Ringeriks-Krafts telepunkter. Dette forhindret i en
periode effektiv kommunikasjon med kunder og i noen tilfeller forhindret betjening av fjernstyrte
brytere i nettet. Et fungerende telenett er avgjørende for å kunne håndtere en krisesituasjon.
Kundene vil ha rask informasjon og har gjort seg avhengig av et fungerende telesystem.
Ringeriks-Krafts eget, interne VHF radionett mellom driftsledervakta og montørene ute fungerte
tilfredsstillende hele tiden.
7 Økonomiske konsekvenser
7.1 Modellberegning av konsekvenser
De økonomiske konsekvensene av ”Dagmar” er så langt beregnet som følger. Dette består av KILE,
direktekompensasjon og reparasjonskostnader.
1. KILE-kostnadene for ”Dagmar” alene er beregnet til 19,2 mnok.
Dette beløpet føres som kostnad i resultatet for 2011. Konsekvensen blir høyere kostnad
enn hos de selskapene Ringeriks-Kraft sammenlignes med i effektivitetsberegningene. Dette
vil medføre betydelig reduksjon i effektiviteten for inntektsrammen i 2013. På den andre
siden vil 40 % av kostnadene bidra til økt inntekstramme i 2013.
KILE kostnadene føres videre i regnskapet for mer/mindreinntekt og derved fratrekkes fra
tariffgrunnlaget som igjen er grunnlaget for nettleien i 2012 og eventuelt i flere år framover.
Ringeriks-Kraft har etter drøfting med bransjen og NVE valgt å søke unntak for denne
KILE-kostnaden. Bakgrunnen er at ”Dagmar” var en unik naturhendelse som det ikke har
vært samfunnsøkonomisk riktig (eller neppe mulig) å dimensjonere nettvirksomheten ut fra.
Det kan derfor hevdes at det er urimelig at selskapet da skal belastes med fulle samfunnsøkonomiske
kostnadskonsekvenser av hendelsen.
NVE opplyser at søknadene om unntak for KILE ikke vil bli behandlet før kostnadsrapporteringen
for året 2011 er gjennomført. Dette betyr sannsynligvis at det ikke vil bli
konkludert i saken før i 3. kvartal 2012.
20

Tabell 2: Fordeling av KILE kostnadene på områder:
Kilebeløp ”Dagmar” pr KILE i hele 2010
Områder
område
Heradsbygda 1 014 192 169 541
Sokna 555 793 146 870
Hønefoss sentrum *) 4 798 210 619 731
Ask 222 188 46 140
Tyristrand 323 043 291 375
Helgelandsmoen og Røyse 2 176 095 373 660
Steinsletta , Loraåsen 354 072 39 657
Fra Sundvollen til Sollihøgda 1 154 231 437 008
Åsa , Østre , Steinsfjorden 1 174 329 25 374
Haugsbygd, Åsbygda 2 145 189 419 720
Eggemoen, Vågråd, Hen 3 529 901 226 560
Ådal syd 1 030 647 136 081
Ådal nord 390 129 77 012
Nes og Hedal 359 100 148 369
*) Forårsaket av kabelfeil
2. Direktekompensasjon til kunder som opplevde strømbrudd med lengre varighet enn
12 timer. Tarifforskriftene tilsier at kundene kan søke om kompensasjon. Så langt har
ca 2 100 søkt om kompensasjon. Søknadsfrist er 1. mars. Det anslås et utbetalingsbeløp på
2,9 mnok etter utløp av fristen.
Kostnaden føres som en vanlig driftskostnad i regnskapet for 2011. Kostnaden vil som andre
kostnader i nett bidra til redusert effektivitet i inntektsrammen for 2013 samtidig som 40 %
av kostnadene blir godskrevet. Ringeriks-Kraft har søkt om at disse kostnadene unntas fra
effektivitetsberegningen for 2013.
3. Feilrettingskostnadene i forbindelse med ”Dagmar” er anslått til ca 5 mnok i 2011.
Disse kostnadene føres i regnskapet for 2011. De behandles på samme måte som andre
driftskostnader i effektivitetsberegning for 2013 og bidrar med 40 % til inntektsrammen for
2013. Det er søkt om at disse kostnadene unntas fra effektivitetsberegning.
Nettet er forsikret mot naturskade. Forsikringsselskapet IF har satt i gang taksering av
skadene. Erstatningsbeløpet vil tidligst være klar etter sommerferien.
21

7.2 Modellberegning av konsekvenser
Administrasjonen har brukt våre økonomimodeller til å se på de økonomiske effektene av Dagmar.
I beregningene har vi lagt til grunn at
� AMS gjennomføres som planlagt i 2012 – 2014 med 55 mnok
� Nettinvesteringene videreføres med ca 20 mnok/år frem til 2020
� Låneopptak i Nett i hht plan, dvs 70 % til AMS er ferdig, deretter 50 %
� Nedbetaling av lån starter når AMS er gjennomført
� Ikke utbytte fra Nett før i 2015
Beregningene er gjennomført før endelig regnskap Nett er avlagt, så mindre avvik kan forekomme.
7.3 Forutsetninger for beregning av økonomisk effekter av Dagmar
Kostnadselementer i beregningene
2011 2012 2013 2014 2015
KILE som følge av Dagmar 19 200 1 500 -
-
-
Direkte erstatning til kunder 2 900 -
-
-
-
Reperasjonskostnader 5 000 2 000 -
-
-
Forsikringsoppgjør - -2 000 -
-
-
Sum 27 100 1 500 -
-
-
Ovennevnte tabell viser at Dagmar alene kostet Ringeriks-Kraft 27,1 mnok i 2011. I beregningene er
det lagt til grunn at vi vil få en økning i KILE i 2012 som er ca 1,5 mnok høyere enn budsjettet på 3,5
mnok i 2012. Dette skyldes at det kan ha oppstått svekkelser i nettet som følge av belastningene
Dagmar medførte. Tilsvarende er det lagt inn ekstra reparasjonskostnader i 2012 for å ta høyde for
endelig kostnad på reparasjoner fra Dagmar og reparasjoner som følger av at nettet kan være
svekket.
De er tatt høyde for at vi får 2 mnok i forsikringsoppgjør for Dagmar i 2012.
7.4 Effektivitetsberegninger
Et viktig element i nettselskapenes inntekter er det enkeltes selskaps effektivitet i forhold til
gjennomsnittet i bransjen. Er man på snittet i bransjen, får man en effektivitet på 100 %.
Effektiviteten beregnes av NVE på bakgrunn av en såkalt DAE modell. Dette er en så kompleks og
omfattende modell at Ringeriks-Kraft ikke har anledning å gjøre egne komplette DAE bergninger.
Vi har lagt til grunn at en økning av våre kostnader med 1 mnok kroner reduserer vår effektivitet med
0,75 prosentpoeng.
Vi har foretatt beregninger for følgende scenario:
1. Dagmar gir full effekt, dvs alle kostnader må ta inn på vanlig måte og NVE bruker ikke sin
anledning til å gi økonomisk henstand på deler av kostnadene ved Dagmar
2. NVE trekker ut KILE kostnadene av effektivitetsberegningene eller ettergi KILE kostnadene.
Gir samme effekt på effektivitetsberegningene
3. Alle kostnader av Dagmar blir trukket ut av effektivitetsberegningene
22

Dette gir følgende tall for effektivitet i de ulike scenario:
1 mnok i økt kostnad = 0,75 prosentpoeng lavere effektivitet
2011 2012 2013 2014 2015
0. Effektivitetsplan september 2011 90,0 % 90,0 % 92,5 % 92,5 % 95,0 %
1. Full effekt av Dagmar 88,6 % 91,4 % 69,0 % 91,0 % 95,0 %
2. KILE blir ettergitt/ikke en del av effektivitetsberegning 88,6 % 91,4 % 83,0 % 91,0 % 95,0 %
3. Dagmar blir trukket ut av effektivitetsberegningene i sin helhet 88,6 % 91,4 % 89,5 % 91,0 % 95,0 %
Tabellen viser at det først og fremst er i 2013 effekten av Dagmar blir synlig i effektivitetsberegningene,
med et fall i effektiviteten på 23,5% hvis Dagmar får full effekt.
Endringene i 2011 og 2012 fra planen i september 2011, skyldes at nå har NVE kommet med sine
rammer for 2011 og planer for 2012. Dermed bruker vi NVEs tall fremfor våre estimater.
7.5 Effekt på inntektsramme av Dagmar
Basert på de ovennevnte kriterier har vi beregnet hvordan de ulike scenario vil påvirke disponibel
inntektsramme. Disponibel inntektsramme er definert som inntektsramme minus KILE.
TNOK
140 000
120 000
100 000
80 000
60 000
40 000
20 000
-
Disponibel inntektsramme
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
0. IR - 2011.9.1 1. Full effekt Dagmar
2. Uten KILE effekt på effektivitet 3. Uten Dagmar effekt på effektivitet og KILE
Figuren viser at med full kostnadseffekt (rød linje, 1. scenario) får vi et betydelig fall i
inntektsrammen i 2011, men en økning i 2013. Dette har sammenhengen med at det er kostnader to
år tilbake i tid (2011) som er grunnlaget for økningen (2013). Lilla linje (3. scenario) viser uten
Dagmar effekt. Vi ser at arealet som er under lilla linje i 2011/2012 er større enn arealet over lilla
linje i 2013/2014. Denne differansen i areal er uttrykk for kostnaden ved effektivitetstapet og er
beregnet til å utgjøre ca 9 mnok i perioden 2011 - 2014.
Fra 2014 ser vi at linjene løper likt, som er ventet i og med at inntektsrammemodellen er bygd opp
med prinsippet om at kostnader to år tilbake danner grunnlag for inntektsrammen i år 0.
Blå linje viser prognosene slik vi beregnet dem per 1.9.2011. Hovedårsaken til at ikke blå (0 scenario)
og lilla linje (3. scenario) er like nå, er at rentenivået på fem års statsrente (som er grunnlaget for
23

kapitalavkastningen i inntektsrammen), er nær 3 prosentpoeng lavere enn ved våre beregninger i
august/september 2011.
7.6 Resultateffekt av Dagmar
TNOK
30 000
25 000
20 000
15 000
10 000
5 000
-
(5 000)
(10 000)
(15 000)
(20 000)
(25 000)
Resultatprognoser
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
0. Resultat etter skatt - 2011.9.1 1. Full effekt Dagmar
2. Uten KILE effekt på effektivitet 3. Uten Dagmar effekt på effektivitet og KILE
Figuren viser at Dagmar gir vesentlig negativ effekt på resultatet i 2011 og tilhørende positiv effekt i
2013, før de ulike scenario løper likt. Også her er differansen i areal mellom rød og lilla linje utrykk for
tapet som følge at Ringeriks-Kraft får et fall effektiviteten i 2013. Dette tapet er beregnet til å utgjøre
ca 12 mnok i perioden 2011 -2012. Dette henger sammen med at det er kostnader to år tilbake
(2011) som gir grunnlag for inntekter i år 0 (2013).
Differanse mellom prognosen fra september 2011 og dagens prognoser fra 2014 skyldes i hovedsak
lavere prognose for fem års statsrente.
24

7.7 Dagmars effekt på egenkapitalsituasjonen i Nett
35 %
30 %
25 %
20 %
15 %
10 %
5 %
0 %
Negativt resultat i 2011 vil påvirke Ringeriks-Kraft Netts egenkapital negativt. Figuren viser at Netts
egenkapital vil styrkes fremover, men den vil ikke komme tilbake til planene uten at det enten blir
holdt igjen utbytte lengre enn til 2015, eller blir gitt en kapitaltilførsel. I ovennevnte figur er det
forutsatt at Nett skal betale utbytte til Mor med 50 % av årets kontantstrøm fra 2015.
7.8 Dagmars effekt på kontantstrøm i Nett
TNOK
25 000
20 000
15 000
10 000
5 000
-
(5 000)
Egenkapitalandel
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
0. EK-grad bokført verdier - 2011.9.1 1. Full effekt Dagmar
2. Uten KILE effekt på effektivitet 3. Uten Dagmar effekt på effektivitet og KILE
Kontantstrøm
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
0. Årlig kontantstrøm - 2011.9.1 1. Full effekt Dagmar
2. Uten KILE effekt på effektivitet 3. Uten Dagmar effekt på effektivitet og KILE
Dagmar har mindre effekter på kontantstrømmene i Nett. Dette skyldes at vi har forutsatt at
nettleien ikke endres, men at vi genererer en merinntekt i 2011 (19,2 mnok) som motregnes mot en
mindreinntekt i 2013 (som er beregnet til å utgjøre ca 9 mnok). Dette ser vi ved at rød og lilla linje
løper tilnærmet parallelt. Kontantstrømmen forverres ved scenario 2, grønn linje ved at Nett får
25

utgifter til direkte erstatning til kunder og arbeidet med feilretting. Kontantstrømseffektene mellom
scenario 1 -3 er i størrelsen 2 – 3 mnok i perioden 2011-2014.
Fra 2014 nøytraliseres kontantstrømseffektene.
8 Kapitaltilførsel fra Ringeriks-Kraft AS til Ringeriks-Kraft Nett AS
Ringeriks-Kraft har siden 2005 satset betydelig på opprustning og utbygging av nettet. Dette vises
også i de økonomiske størrelsene. Nedenstående tabell viser at Ringeriks-Kraft i perioden 2005 til og
med 2011 har tilført nettselskapet ca 130 mnok i kapital, hvorav ca 70 mnok i egenkapital
(kapitalinnskudd og ikke tatt utbytte) og ca 60 mnok i ansvarlig lån fra Mor.
Tekst 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012E 2013E 2014E 2015E Sum
Resultat 5 603 12 325 16 363 160 6 506 12 466 - 817 20 747 9 132 8 786 92 905
Utbytte -2 800 - - - - - - - - - - -2 800
Kapitalinnskudd - 22 000 - - - - - - - - - 22 000
Ansvarlig lån fra Mor - -22 000 12 699 15 000 20 000 20 000 15 000 33 000 35 000 10 000 10 000 148 699
Kapitaltilførsel fra Mor til Nett 2 803 12 325 29 062 15 160 26 506 32 466 15 000 33 817 55 747 19 132 18 786 260 804
Ivesteringer i nettet 16 000
9 535
Planene frem til 2015 er 0 kr i utbytte samtidig som det skal gis ca 90 mnok i ansvarlig lån. Dette
innebærer at i perioden 2005 til 2015 vil Ringeriks-Kraft ha tilført nettselskapet ca 260 mnok i kapital,
fordelt med ca 110 mnok i styrking av egenkapital og ca 150 mnok i ansvarlig lån fra Morselskapet.
Ut fra ovennevnte kapitaltilførsel ville Ringeriks-Kraft Nett ikke hatt anledning til å investere ca 170
mnok i nettet 2005 – 2011. Det planlegges å investeres ytterligere ca 130 mnok i perioden 2012 –
2015. Ringeriks-Kraft vil dermed ha investert ca 300 mnok i nettet over 10 år. Dette tilsvarer ca 150 %
av nettkapitalen i 2005.
Kapitaltilførselen har også medført at Nett har kunnet hatt et høyt drifts- og vedlikeholdsnivå. I tiårs-
perioden 2005 – 2015 vil Ringeriks-Kraft har brukt ca 400 mnok på drift og vedlikehold på nettet.
9 Samfunnsøkonomi
Samfunnsøkonomisk analyse
27 974
29 455
26
Kabel
20 meter ryddebelt
på hver side
Merkostnad kabel
mot linje (kun ved
nybygging)
km blank høyspent 360 360 360
pris/km med overgang til kabel 1 000 240 400
Investeringsbehov 360 000 86 400 144 000
Levetid i år 40 40 40
Samfunnsøkonomisk avkastningskrav 6 % 6 % 6 %
34 000
Samfunnsøkonomisk nytte i kr/år 23 926 5 742 9 570
26 392
25 000
46 800
47 800
19 800
19 800
302 556

Endring i vedlikeholdskostnad -5 000 2 500 -5 000
Netto samfunnsøkonomisk kostnad 18 926 8 242 4 570
KILE Dagmar 18 500
Direkterstatning 4 500
Oppretting av ødlagte anlegg 5 000
Sum kost Dagmar 28 000
Konklusjon: Skal det være lønnsomt å investere seg ut av stormer som ”Dagmar” må de slå til hvert
år. Kommer de hvert andre år er det samfunnsøkonomisk mer fordelaktig å ta kostnadene med KILE.
10 Kundebehov
Kundenes forventninger og behov i forbindelse med en hendelse som ”Dagmar” syntes å være noe
annerledes enn ved ”ordinære” driftsforstyrrelser som er kortvarige og mindre omfattende. Flere vi
var i kontakt med hadde opplevd selve stormen og trefall i umiddelbar nærhet av hjemmet som
skremmende. Strømbruddet som fulgte var i tillegg uvanlig langvarig. Hos mange var vannforsyningen
forsvunnet. Flere opplevde at det lå stolper og ledninger på bakken i nærheten av huset.
Mange var bekymret for frysebokser.
Dette gjorde at mange kunder ikke slo seg til ro med våre ”enveis” informasjonskanaler som
telefonsvarer, hjemmeside og SMS. Kundene ønske å snakke med noen som kunne gi konkret
informasjon, noen de kunne rådføre seg med og drøfte situasjonen med. Dette tilsier at under en
krisesituasjon bør det være relativt sett være flere avsatt til å snakke med kunder enn ellers.
11 Forbedringspunkter
Den 6.1.2012 ble det avholdt et evalueringsmøte hvor mange av de sentrale medarbeiderne i
arbeidet med ”Dagmar” deltok. Det er videre gjennomført en intervju-undersøkelse med alle
involverte medarbeidere for å få fram synspunkter og erfaringer. Dette vil danne grunnlag for
oppdatering av beredskapsplan og utarbeidelse av nye ROS analyser. Stikkordsmessig vil følgende
aktiviteter bli satt på agendaen for nærmere gjennomgang og grunnlag for oppdatering av
beredskapsplan.
Beredskap:
1. Nye kriterier for setting av beredskapsorganisasjon med sikte på å senke terskel for setting av
beredskapsorganisasjon og innkalling av beredskapspersonell. Dette bør innebære og starte
på et høyt beredskapsnivå for så heller å kunne trappe ned.
2. Mer personell opplæres og gjøres tilgjengelig for å besvare kundehenvendelser. Dette er
iverksatt. Bruk av SMS ved varsling av kunder er også innført.
3. Flere til å svare på kundehenvendelser i en krisesituasjon bør vurderes ved revidering av
beredskapsplanen.
27

4. Opplæring i oppsett av IT infrastruktur for samhandling mellom telefonsvarer og ringesløyfe.
Dette er iverksatt.
5. Flåtestyring av bilpark for å ha en bedre oversikt over hvor folk og biler befinner seg i en
krisesituasjon .
6. Vurdering av en avtale om leie av beredskapshelikopter. Dette kan være nyttig når store
områder er rammet slik som under ”Dagmar”.
7. Avtaler om innleie av eksternt montasjepersonell, linjeryddere, skogsentreprenører og
transportører og anleggsentreprenører.
8. Etablering av rolle som materiellkoordinator i beredskapsorganisasjonen.
9. Anskaffelse av, containerbasert, mobilt, støyisolert reserveaggregat på ca 700 kW og
tilslutning til avtaler om aggregatutveksling i Buskerud.
10. Anskaffelse av stasjonært reserveaggregat i Fossveien med kapasitet for varig drift av IT
rommet inkludert kjøleaggregatet. Aggregatet bør ha autostart.
11. Beredskapsgjennomgang med kommunens beredskapsorganisasjoner.
Andre forhold:
1. Bruk av detonerende lunte for fjerning av farlige trær over linje.
2. Hyppigere gjennomgang og prøving av fjernstyrte bryterpunkter er iverksatt.
3. Gjennomgang av eksisterende reservekraftløsninger i Fossveien, Asbjørnsensgate og
Hønefoss kraftstasjon er iverksatt.
4. Vurdering av tiltak i 2012 som på kort sikt kan bedre leveringskvaliteten noe i utsatte deler av
forsyningsområdet. Dette gjelder områdene Sollihøgda, Sundvollen - Kleivstua og deler av
Haugsbygd. Her kan endret oppdeling av nettet gjennomføres ved installasjon av
effektbrytere på utsatte linjestrekk og ved bruk fjernstyrte skillebrytere. For Sollihøgdas
vedkommende vil nybygging av sisteforsyningstraseen opp til området kunne framskyndes
for gjennomføring i 2012.
5. Oppdatering av sikkerhetsinstrukser for linjerydding.
12 Hendelser hos andre nettselskap i nærområdet
Uværet passerte Ringerike og gikk over Nordre Akershus og deler av Hedmark. Målt vindstyrke var
30 m/s på Gardermoen.
Hafslund Nett
Omfattende vindfall. Områdene i Romerike som ligger i Hafslunds nettområde. De rapporterer om
ca 50 000 berørte kunder og kostnader på 56 mnok, hvorav KILE utgjør 28 monk.
Eidsiva Nett
Svært omfattende vindfall i søndre deler av Hedmark, spesielt kommunene Solør og Elverum ble
sterkt rammet. Eidsiva rapporterer ca 35 000 berørte kunder, 45 monk i KILE, 15 mnok
direktekompensasjon til 13 500 kunder og på og feilretting 20 mnok.
28

Hadeland Energinett
Omfattende vindfall over luftlinjer. Her var totalt 11 400 kunder berørt i kortere eller lengre perioder.
KILE utgjorde mnok 2,5. Direktekompensasjon til kunder anslås til 1 mnok. Reparasjonskostnader
utgjorde 3,1 mnok.
Vedlegg:
1. Kart over hvor feilene inntraff (Det finnes ytterligere 40 kart som viser detaljer på de
avmerkede stedene, disse er ikke sendt over)
2. Sammendragstabell over skadde høyspent luftledningstraseer og kabeltraseer
3. Langtidsinvesteringsplan for Ringeriks-Kraft Nett
29