Sentralnettet

Sentralnettet utgjør selve hovedveiene i overføringsnettet og har et spenningsnivå på 420 og 300 kV, men det forekommer også noen 132 kV linjer^[1]. Nettet er sammenhengende og strekker seg over hele landet for overføring av store energimengder over store avstander. Nettet har vekselstrømsforbindelser til Sverige, Finland og Russland, mens det er likestrømsforbindelser via sjøkabler til Danmark og Nederland. Til Sverige kan det overføres 3695 MW, til Danmark 1700 MW, til Nederland 700 MW. Fra Finland kan det importeres 80 MW og eksporteres 120 MW. Fra Russland kan 56 MW importeres^[2]. 2 nye likestrømsforbindelser settes i drift i 2021 til Tyskland 1400 MW og UK 1400 MW. Kapasiteten for eksport er dermed over 9000 MW og utgjør en betydelig del (24%) i forhold til produksjonskapasiteten (installert effekt) som var 37 732 MW ved inngangen til 2021 for alle kraftverkene i Norge. Det er Statnett som forvalter og styrer nettet, og som er eier rundt 90 % av nettet^[2]. De største kraftverkene er direkte tilknyttet sentralnettet, og det samme er de aller største forbrukerne som først og fremst er kraftintensiv industri.

Sentralnettet er det høyeste av tre nivåer som overføringsnettet for transmisjon av elektrisk energi i Norge er inndelt i. De to andre nivåene er regionalnett og lokalt distribusjonsnett. Sentralnettet mater regionalnettet, som er det underliggende overføringsnettet. Bare de alle største kraftverkene og forbrukerne er direkte tilknyttet sentralnettet.

I Norge styres sentralnettet fra følgende hovedkontorer: Region Sør-Norge – Oslo, Region Midt-Norge Sunndalsøra (frem til september 2016) og Region Nord-Norge – Alta.

En stor del av nettene er bygget i 1950- og frem til 1980-årene, og den siste delen som bant sentralnettet gjennom hele Norge sammen ble ferdig i 1994. Dette var en kraftlinje fra Salten til Svartisen kraftverk på 420 kV^[3]. Det har vært mange år med moderate investeringer i det sentrale overføringsnettet. Myndighetene ser stort behov for ombygging og utvidelse av kapasiteten;^[2] i 2015 ble det investert 14,1 milliarder kroner i nettet, og mere forventes.^[4][5] Det er flere grunner til dette, og i stortingsmelding nr 14 (2011-2012) er det nevnt bedre sikkerhet for strømleveransen i noen områder, mer fornybar energiproduksjon, forbruksvekst i blant annet petroleumsindustrien og områder med befolkningsvekst, samt utjevne regionale ubalanser og kraftpriser. Store deler av kraftproduksjonen skjer i kraftverkene på Vestlandet og i Nordland, mens Østlandet har det høyeste forbruket uten at dette kan dekkes av kraftverk i landsdelen^[2]. Dermed er kraftflyten i stor grad fra vest mot øst og fra nord til sør i landet. Dette gjenspeiles også i strukturen av sentralnettet.

Feil i kraftforsyningen med utfall får alvorlige konsekvenser for samfunnet, fordi elektrisk energi er så viktig i Norge. Varigheten av strømbrudd har mye å si, og et strømbrudd på inntil fire timer får sjelden konsekvenser for liv og helse, men kan øke sannsynligheten for at så alvorlige konsekvenser kan inntreffe^[2]. Spesielt om vinteren når det er kaldt blir strømutfall et problem fordi mange husholdninger her elektrisitet som eneste varmekilde. Viktige funksjoner som vannforsyning og telefon kan bli berørt. Spesielt for aluminiumverkene kan bortfall av kraftforsyningen bli svært kostbart fordi den flytende metallet i elektrolysecellene vil kjøles ned og størkne. Da må produksjonen innstilles i lang tid etterpå.

Strukturen av sentralnettet er for en stor del maskenett^[2]. Det vil si at det ikke bare er én forbindelse mellom steder der strøm flyter inn og ut av nettet. Strømmen kan med andre ord gå flere veier fra et punkt til et annet. En sier det er parallelle veier mellom produksjonskilder og forbrukssteder. I distribusjonsnettet er det derimot radiale forbindelser, det vil si at om et hus er tilknyttet en nettransformator er det bare en ledning mellom denne og huset. Likeledes er det i fordelingsnettet på 22 kV i hovedsak bare radielle forbindelser, men en har ofte omkoblingmulighet om en del faller ut. At sentralnettet har en masket struktur gjør at en oppnår en stor grad av forsyningssikkerhet, dette fordi utfall av en del (for eksempel en kraftlinje eller transformator) ikke nødvendigvis fører til at forsyningen blir butt. Utfall kan skyldes feil eller utkoblinger. Når dette er oppfylt sier en at N–1-kriteriet er oppfylt. Dette kalles også for redundans. Om nettet har enda større sikkerhet er N–2-kriteriet neste grad av innebygd sikkerhet, og da kan to komponenter samtidig være utkoblet. Om derimot utfall av en komponent fører til at sluttbrukere mister forsyningen omtales dette som N–0.

Om den normale situasjonen er at en har N–1-kriteriet oppfylt, og det bare er i spesielle situasjoner at en ikke kan tåle utfall av en komponent snakker en om N–0-drift. Dette vil si at når forbruket er stort vil feil føre til utfall^[2]. Ved at overføringskapasiteten er kjent og forbruket like så, kan antallet timer N–0-drift oppstår angis i timer per år. Områder med mye N–0-drift er Bergens-området, Stavanger, Kristiansand, Sunnmøre, Sunnfjord, Nordfjord, Lofoten og Vesterålen, samt Nord-Norge nord for Ofoten^[2]. Noen områder med vanskelig forsyningssituasjon har ved hjelp av spesielle systemvern forbedret situasjonen for de mest kritiske forbrukerne. Prioriteringen er slik at med stor belastning og fare for at belastningen på den den gjenværende kraftlinjen blir faretruende høy, kobles industrivirksomheter ut. Dette kalles for N–1/2-drift^[2].

Maksimallast for Norge ble registrert 6. januar 2010 med rundt 24 GW. Dette var en kald vinter som ga stort energibehov. Vinteren 2012/2011 var også kald og det ble målt en ny rekord i kraftimport til Norge i uke 6 i 2011. Utviklingen har ført til at flere områder har økende antall timer uten tilfredsstillende reserve i tilfelle feil og linjeutkoblinnger. Altså det som omtales som N–0-drift. I løpet av de siste 20 årene har årlig maksimalbelastning i kraftsystemet økt med 26 %.

Statnett besluttet i 2010 at N–1-kriteriet skal ligge til grunn for selskapets investeringer. Visse avvik tillates dog basert på samfunnsøkonomiske vurderinger^[2].

Vannkraften har årvisse variasjoner som dekkes opp nasjonalt med import eller eksport, i tillegg er kan det være store variasjoner for tilsiget og produksjonen regionalt. Dette gjør at det er behov for et sterkt overføringsnett mellom landsdeler, og mellom Norge og utlandet^[2]. I tillegg til dette kommer at elektrisitet i stor grad brukes til oppvarming. Den utstrakte bruken av elektrisitet til oppvarming gjør at det er store forskjeller i behovet vinter og sommer, og mellom ulike år. Svingningene mellom kraftproduksjon og forbruk følger heller ikke hverandre, dermed varierer behovet for overføring av kraft betydelig.^[2] De regionale områdene har ulikt behov for nettutvikling og Norge er i denne sammenhengen delt inn i fem regioner.

Kraftbalansen i en region forteller om energioverskudd eller -underskudd innenfor en region. Stor forbruk og liten produksjon betyr underskudd og behov for kraftoverføring fra andre områder. Verdiene er gjennomsnittlige årsverdier og oppgis i TWh. Det kan være nyanser innenfor dette. Bergens-området er et eksempel, her er det knapphet på energi om vinteren i år med liten nedbør, såkalte tørrår. Samtidig kan det være problemer med å få overført alt kraftoverskuddet i år med stor nedbør, det som kalles våte år. Utbygging av store magasiner ville avhjelpe situasjonen rent teoretisk, men i praksis er dette lite realistisk. Forsterkning av nettet blir en mer realistisk løsning.^[6]

Det er Statnett som analyserer og legger frem en såkalt nettutviklingsplan som forteller om behovet for utvikling kraftnettet. Fordi investeringsbehovet er så stort og flere prosjekter er kontroversielle er myndigheter og de politiske miljøer involvert. Den omtalte stortingsmeldingen behandler disse behovene. Innenfor disse regionene blir det i det følgende kort forklart hvilke problemer som er analysert og løsningene. All informasjon i de påfølgende avsnittene er hentet fra Nettutviklingsplanen 2013^[6]-2015^[7] og Stortingsmelding 14 fra 2011-2012^[2]:

Nettområdet består av Oslo, Akershus, Vestfold, Østfold og store deler av fylkene Hedmark, Oppland, Buskerud og Telemark. Regionen er Norges største forbruksområde og produksjonsområde. 80 % av forbruket er alminnelig forsyning. Kraftutvekslingen med Sverige går gjennom regionen. Samlet kraftforbruk er rundt 49 TWh og i et normalår er kraftproduksjonen ca. 41 TWh. Det betyr at det er et kraftunderskudd på rundt 8 TWh i et normalår. Dette innebærer at regionen er avhengig av kraftutveksling med resten av landet og med Sverige. Forskjellen innenfor regionen er også stor når det gjelder kraftbalansen. I Oslofjord-området er det høyt forbruk og liten tilgang på regulerbar kraftproduksjon. Kraftunderskuddet her er i et normalår ca. 20 TWh, og dette dekkes med import fra andre deler av regionen, fra Vestlandet, Sørlandet og Sverige. Oslo-området vil på grunn av dette være sårbart for feil i overføringsnettet i en vinter med kulde og stort kraftbehov. Telemark og Buskerud er på den annen side et overskuddsområde med høyere produksjon enn forbruk, og i et normalår er overskuddet 13 TWh. Det er her nødvendig med forbedring av overføringskapasiteten. Dessuten er deler av overføringsnettet fra 1950- og 1960-tallet og det er behov for utskifting og oppgraderinger, som vurderes å ha en pris på 14-21 milliarder, og en samfunnsøkonomisk nåverdi på 75 milliarder kroner.^[8][9]

Nettområdet Sørlandet omfatter Sør-Rogaland, Vest- og Aust-Agder. Noen av Norges største reguleringsmagasiner ligger i dette området. Det samlede kraftforbruket er på 13 TWh per år og i et normalår er kraftproduksjonen på 18 TWH. Kraftoverskuddet for hele regionen er dermed 5-6 TWh. Fra Sørlandet går utenlandskablene, slik at det kan overføres 1700 MW til Danmark og 700 MW til Nederland. Det er ubalanser innenfor regionen og Nord-Jæren og Stavanger-området har stort forbruk og liten produksjon. Overføringskapasitet er begrenset av lav kapasitet på kraftlinjene og det er i tillegg dårlig reserve.^[10] Stavanger hadde i 2010 tilsammen 1170 timer med redusert driftsikkerhet i nettet.

Dette nettområdet består av Rogaland nord for Boknafjorden, Hordaland og Sogn og Fjordane. Området er Norges nest største produksjonsområde for kraft og det er mye uregulert vannkraft. Kraftproduksjonen i et normalår er rundt 34 TWH og kraftforbruket er på 26 TWh per år, dette gir et kraftoverskudd på 8-9 TWh. I området er det mye kraftintensiv industri som aluminiumsverk og petroleumsindustri. Kraftbehovet til industrien utgjør her 50 % av forbruket. Nord for Sognefjorden er det normalt balanse eller kraftoverskudd. Nettkapasiteten nordover er begrenset og derfor går kraftflyten sørover om sommeren. Om vinteren kan kraftflyten gå nordover når kraftbehovet er stort og det samtidig er lite vann i magasinene. Utlandskabler forventes å eksportere 10 TWh i året.^[11]

Hordaland og Nord-Rogaland er har kraftunderskudd i normalår, spesielt i Bergens-området og området nord for Hardangerfjorden, det såkalte BKK-området. Dette området har hatt en stor forbruksvekst over flere år, samtidig som utviklingen av kraftnettet og utbygging av nye kraftverk har vært liten. I vinterperioder med lave temperaturer og tørt vært, kan det være stort kraftuttak og liten produksjon. Det er derfor behov for økt kapasitet for kraftoverføring fra produksjonskildene lenger øst i Vest-Norge;^[12] nye kraftlinjer vurderes at ha en pris på 7-8 milliarder og en samfunnsøkonomisk nåverdi på 29 milliarder kroner.^[8][13]

Regionalnettet i Sogn og Fjordane er fullt utnyttet. Dette gjør at det i dag er begrenset mulighet for etablering av småkraftverk. Utvidelser blir ofte dyrere da prosjekter endres underveis.^[14] Da Ørskog–Sogndal linjen ble ferdig i 2016, startet prosjekter for 2-3 TWh årlig.^[15]

Området består av Møre og Romsdal, Sør-Trøndelag og store deler av Nord-Trøndelag, og har en årlig kraftproduksjon på rundt 14 TWH. Forbruket er på rundt 21 TWh og kraftunderskuddet er derfor i et normalår på rundt 7 TWh.^[16] Det er få regulerbare vannkraftverk i regionen, denne kapasiteten utgjør bare 8 % av landets magasinkapasitet. Midt-Norge er den regionen med størst kraftunderskudd, og 35 % av forbruket dekkes av import i et normalår.

Det er stort energibehov i kraftintensiv industri og i petroleumsvirksomheten, og normalforbruket per år er på 10 TWh eller 50 % av forbruket. Når det gjelder kraftunderskuddet er det store forskjeller innad i regionen, da Sør- og Nord-Trøndelag har svakt kraftunderskudd. Derimot har Møre og Romsdal betydelig kraftunderskudd. Det var på 2000-tallet at kraftsituasjonen ble betydelig forverret med stor økning i petroleumsindustri og kraftintensiv industri, og det er utsikt til økning av forbruket av elektrisk kraft til å produsere gass i Nyhamna.^[17] Situasjonen er vanskeligst om vinteren og våren i tørrår. Utvikling av kraftsystemet de nærmeste årene er fokusert om å bygge ut overføringskapasitet til naboregioner med kraftoverskudd, som Sogn og Nordland.^[18] Midt-Norge er forøvrig transittområde for kraftflyt fra nord til sør i Norge. Statnett besluttet i 2016 å bygge en 420 kV ledning mellom Namsos og Trollheimen. Kabelen under Trondheimsfjorden skal bygges senest i 2028.^[19][20][21]

Nettregion Nord-Norge består av Finnmark, Troms, Nordland og Nord-Trøndelag nord for Tunnsjødal. Samlet årlig kraftforbruk er på 19 TWh og produksjonen i et normalår er på 24 TWh. Kraftoverskuddet er dermed på 5 TWh i et normalår. Det er forskjeller innad i regionen og Sør-Troms har i et normalår kraftunderskudd. Sør for Ofoten er det kraftverk med store magasiner, mens det i den nordlige del av regionen er mest uregulerbar vannkraft. Dette betyr at det i nord er størst produksjon om sommeren. Kraftbehovet er vesentlig til alminnelig forsyning som står for 60 % av behovet, som dermed er temperaturavhengig. Området nord for Ofoten har om sommeren i et normalår kraftoverskudd og stor overføring av kraft sørover. Om vinteren er situasjonen omvendt. Dette gir store sesongvariasjoner i forbruk og produksjon som gjør at overføringskapasiteten i kraftsystemet er en begrensning.

I et tørrår kan situasjonen nord for Ofoten bli vanskelig, spesielt om det er feil i overføringsnettet. Regionen er avhengig av kraftutveksling med resten av landet og med Sverige, i tillegg til en viss kraftimport fra Russland og Finland. Økt petroleumsvirksomhet og gruvedrift i Finnmark kan komme til å øke forbruket. Det er i tillegg potensial for stor utbygging av vannkraft, dette vil i så fall for en stor del være uregulert vannkraft og vindkraft. Dette er utviklingstrekk som gir behov for større overføringskapasitet innad i regionen og sørover mot Midt-Norge og mot Sverige.^[22]

Norges kraftsystem er delt inn i prisområder som tilsvarer nettregionene. Forskjell i pris mellom områdene forteller om flaskehalser i kraftoverføringene mellom regionene. Konseptet gjør synlig behov for nettinvesteringer og gir en verdisetting av dette behovet.^[2] Statnett har plan for nettutvikling.^[23]

Inndelingen av prisområder har vært kontroversiell og i 2010 mottok EFTA-s overvåkningsorgan, ESA, en klage på Statnett sin praksis. Klageren mente at prisforskjellene er diskriminerende på kraftforbrukerne, at det skaper usikkerhet for investeringer i industrien og at de virker hemmende på investeringer i Norge. Imidlertid forsvarer Olje- og energidepartementet denne praksisen med at det gir en bedre utnyttelse av nettet og at flaskehalser i nettet håndteres bedre. Det gir også intensiver for å utnytte vannmagasinene for kraftverkene bedre, ved at magasinene ikke tappes ned for fort. En annen virkning er at industribedrifter får prissignaler til å stenge ned produksjonen i situasjoner med regionalt kraftunderskudd^[24].

På grunn av de problemene en har med kapasiteten for overføring i kraftnettet er det en rekke prosjekter under planlegging i Norge i dag. I tabellen under er planlaget kraftlinjer listen opp:

I tillegg til disse linjene er det flere andre kraftlinjer som det er sett behov for, men som er avhengig av om fremtidige prosjekter realiseres, som vindkraft og industrietablering^[6].

Innlandet er det siste store området i Norge med 300 kV som høyeste spenningsnivå.^[27] I Statnetts områdeplan for Innlandet 2023 planlegges det fram mot år 2035-2040 å oppgradere forbindelsen gjennom Gudbrandsdalen, mellom Aura kraftverk på Sunndalsøra og Frogner i Lillestrøm, fra 300 kV til 420 kV.^[28] Planen innebærer oppisolering og temperaturoppgradering av en rekke strekninger og fornying av andre. I tillegg til å koble sammen det nordre og det søndre 420-kV-nettet, anslår Statnett at tiltaket, sammen med andre tiltak i Sverige og over Sognefjorden, vil øke overføringskapasiteten mellom nord og sør i det svensk-norske nettet med 50-60%. Tiltaket forutsetter også utbedringer av det eksisterende 420-kV-nettet mellom Sunndalsøra og Namsos, videre omtalt i områdeplanen for Midt-Norge. Ifølge Europower skyldtes strømprisforskjellene i 2021 i første rekke flaskehalser fra Midt-Norge og sørover, hjulpet av at eksportkapasiteten ut av Sør-Norge var den dobbelte av den interne kapasiteten gjennom Midt-Norge.^[29] På lengre sikt ser Statnett for seg at en ytterligere utvidelse kan komme gjennom Østerdalen.^[28]

Det oppstod store kontroverser rundt byggingen av kraftledningen fra Eidfjord til Samnanger, da denne går gjennom uberørte naturområder. Lokalpolitikere og privatpersoner i Hardanger, samt miljøorganisasjoner protesterte mot planene. De ønsket kraftoverføringen lagt i sjøkabel. Denne kraftledningen ble satt i drift i desember 2013. Flere av prosjektene er kontroversielle, og i slike saker er det Olje- og energidepartementet som tar den endelige avgjørelsen.

I 1960 ble det for første gang eksportert elektrisk kraft via en høyspent kraftlinje mellom Norge og Sverige. Siden har det blitt bygget flere kraftlinjer til Sverige, samt til daværende Sovjetunionen. Utviklingen etter 1960 ble at Norge, Sverige, Finland og Danmark bygde ut sine sentralnett i et sammenhengende kraftnett. Dette samarbeidet fikk navnet Nordel, hvor også Island var medlem. Denne organisasjonen er senere erstattet av ENTSO-E, som er en lignende organisasjon for alle de europeiske landene.

I 1977 ble det lagt en høyspent sjøkabel mellom Norge og Danmark, den såkalte Cross-Skagerrak. Senere har flere kabler blitt lagt mellom landene, og en fjerde ble satt i drift i desember 2014. Dette vil øke overføringskapasiteten fra 1000 MW til 1700 MW.^[30]

NorNed er en annen sjøkabelforbindelse som ble tatt i bruk i 2008 mellom Norge og Nederland. Denne har en kapasitet på 700 MW.^[31]

NordLink er en sjøkabelforbindelse under planlegging mellom Norge og Tyskland. Den er planlagt med en kapasitet på 1400 MW, og skal være i kommersiell drift i 2020.^[32][33] En annen sjøkabel under planlegging er North Sea Network som skal gå mellom Norge og Storbritannia. Denne vil også få en kapasitet på 1400 MW. Med disse to kablene vil eksportkapasiteten til utlandet økes med 50 %. Kablene skal sikre norsk energiforsyning i år med liten vannkraftproduksjon og kalde vintre. Dessuten forventes det at vannkraft vil erstattet fossile energikilder i Europa, og bidra til verdiskapning i Norge.^[34]

Norges vannkraftbaserte kraftsystem med sin store magasinkapasitet er spesielt interessant for kraftutveksling med naboland med termiske kraftsystemer. En grunn er at vannkraftverkene har evne til hurtig å endre produksjonen, mens kraftstasjoner med dampturbiner ikke kan endre sitt effektpådrag like hurtig. Dette er en ulempe når forbruket gjennom døgnet endrer seg, spesielt om forbruket har en kortvarig toppverdi. En tilknytting til det norske systemet vil derfor kunne bidra med effekt når behovet i disse landene øker og minker.

En annen grunn er den store årvisse variasjonene som kan oppstå i det norske kraftsystemet: I år med mye nedbør vil en ha større innenlandsk produksjon enn forbruk av energi. Dette medfører eksport fra Norge. I år med lavt tilsig vil Norge derimot være avhengig av import fra nabolandene.^[35]

En ny situasjon vil oppstå når kabelforbindelsen NordLink til Tyskland står ferdig. I Tyskland har det såkalte energiewende skjedd de siste årene, dette vil si en markant overgang til fornybare energikilder som sol- og vindkraft. Selv om det fremdeles er et stort bidrag fra konvensjonelle energikilder for elektrisitetsproduksjon, er bidraget fra disse ikke regulerbare kildene så store at det er behov for tilknytning til kraftverk som hurtig kan balansere ut endringene. Om sol eller vind hurtig gir mindre bidrag er det behov for rask økning av eksporten fra Norge til Tyskland. Altså at norske vannkraftverker hurtig øker sin produksjon. Det motsatt er ønskelig om disse kildene bidrar mye, da er det ønskelig at norske vannkraftverker hurtig kan stanses. Denne typen energiutveksling kalles for balansekraft.^[36]

Sjøkabelforbindelse til Nederland og den fremtidige til Storbritannia vil på sikt også ha behov for balansekraft. I henhold til IEA trenger Europa totalt 100 GW med balansekraftkapasitet. Det er estimert at det norske kraftsystemet kan bidra med minst 25 % av dette.^[36] Norge blir av den grunn kalt «Europas grønne batteri».^[37] Norske myndigheter er interessert i å se på løsninger for omfattende utveksling av balansekraft, men har også forsøkt å dempe forventningene til hvor enkelt dette lar seg gjøre.^[38]

I en studie som Markedskraft utførte i 2014 viser at nettoeksporten via kabelforbindelsen til Tyskland vil bli null i 2020. Altså at import og eksport utbalanseres over året. For sjøkabelen til Storbritannia forventer Markedskraft at nettoeksporten fra Norge kan bli 10 TWh i 2020. Dette er nesten like mye som kabelens maksimale kapasitet. Årsaken er at Storbritannia vil komme til å legge ned mange kullkraftverk i årene som kommer. Som en følge av dette forventes det at Norge ikke vil ha noe kraftoverskudd i 2020, dette til tross for utbygging av mange småkraftverk og andre fornybare kilder. Prisen for elektrisk kraft i Norge er som en følge av disse kabelforbindelsene beregnet til å øke med cirka 4 øre/kWh. Samme konklusjoner har Statnett kommet frem til: I sine konsesjonssøknader for kablene til Storbritannia og Tyskland har Statnett beregnet prisøkningen til å bli cirka 4 øre/kWh i 2020, og nesten 3 øre/kWh i 2030 sammenlignet med om kablene ikke var bygget.^[11]

• Kart over Sentralnettet (31 MB), NVE. Arkiv