Samfunnsøkonomiske lønnsomhet av omsøkte tiltak

Totale investeringskostnader for Lyse–Fagrafjell er per 1. september 2017 estimert til 2,1 milliarder kroner, i reelle kroner (ikke nåverdi) og uten innlagt usikkerhet. De oppdaterte kostnadsestimatene medfører at Lyse–Fagrafjell framstår med høyere kostnader enn Lyse–Bærheim fra konseptvalgfasen.

Det skyldes etter NVEs vurdering at Lyse–Bærheim ikke er utredet i samme detaljeringsgrad som Lyse–Fagrafjell og at det er enkelte elementer kostnadsestimeringsmodellene ikke fanger opp i en tidlig fase. Det påvirker ikke vurderingen av hvordan konseptene rangeres, jf. kapittel 4.2.4.

Tabellen under viser NVEs sammenstilling av samfunnsøkonomisk lønnsomhet av Lyse–Fagrafjell, med middels forbruksvekst. Nullalternativet innebærer planer som er vedtatt, og inkluderer

reinvestering av eksisterende anlegg. Dette inkluderer 300 kV-ledningene fra Tonstad og Kvinesdal, og sjøkablene over Hafrsfjord, eksisterende transmisjonsnettstasjoner og 132 kV-ledningene Lyse–

Tronsholen 1 og 3. I stasjonene gjennomføres levetidsforlengende tiltak på 2020-tallet og

totalombygging 15 år etter. Alle ledninger og stasjoner klargjøres for 420 kV ved totalombygging.

Nullalternativet inkluderer også oppgradering av Duge-ringen til 420 kV, og det er forutsatt at det bygges ut 200 MW vindkraft og 40 MW småkraft innenfor Sør-Rogaland-snittet.

NVE har lagt til grunn de oppdaterte kostnadsestimatene fra Statnett (mottatt august 2017), som er økt siden konseptvalgfasen. Kostnaden kan endre seg, da usikkerhet ikke er hensyntatt i estimatet.

Regionalnettinvesteringer -80 Kostnaden kan øke bl.a. dersom det må kables mer enn det som er forutsatt.

Drifts- og vedlikeholdskostnader

nytt nett -10

Sum kostnader -1890

Sparte reinvesteringer 490

Økt utnyttelse av handelskapasitet 0–360 Usikker størrelse, men høyere enn null.

Reduserte avbruddskostander som

følge av feil 210

Noe underestimert fordi det ikke er tatt hensyn til at systemkoblingen i Stokkeland ligger inne en større andel av tiden enn tiden med flyt over N-1 grensen.

Sensitiv for endringer i forbruksutvikling.

Unngåtte avbruddskostnader som følge av utkobling av forbruk ved

intakt nett etter ca. 2035 260

Også et absolutt krav etter loven - oppfyller tilknytningsplikten også etter 2035.

Verdien som er beregnet er sensitiv for endringer i forbruksutviklingen.

Reduserte overføringstap 190

Sum prissatte nyttevirkninger 1510 Differanse mellom prissatte

kostnader og nyttevirkninger -380 til -740

Ikke-prissatte virkninger Unntatt areal- og miljøvirkninger

Forbedret forsyningssikkerhet +++ Verdi av forsyningssikkerhet som ikke fanges opp av avbruddskostnadene.

Forutsigbarhet i planlegging av regional- og transmisjonsnettet

+

Beslutning om hvor nytt transmisjonsnettpunkt på Nord-Jæren skal ligge gir forutsigbarhet i planlegging av regional- og transmisjonsnettet

Tilrettelegging for ny produksjon + Opsjonsverdi: Fleksibilitet for

videre forbruksutvikling +

Etter en samlet vurdering av kostnader og nyttevirkninger, kommer Lyse–Fagrafjell ut med en negativ prissatt nytte på mellom 380 og 740 MNOK i nåverdi, gitt middels forbruksvekst. Kostnadene består av investeringskostnader i nye transmisjonsnettanlegg, nødvendige regionalnettinvesteringer og drifts-

og vedlikeholdskostnader i nytt nett. De prissatte nyttevirkningene består av sparte reinvesteringer i eksisterende nett, sparte investeringer i transmisjonsnettet mellom Duge og Fjotland stasjoner,

reduserte avbruddskostnader som følge av feil i nettet og reduserte overføringstap. I tillegg er unngåtte avbruddskostnader som følge av utkobling av forbruk ved intakt nett i framtiden en nyttevirkning.

Analysene er gjort med en diskonteringsrente på 4 %, en analyseperiode på 40 år, alt diskontert til 2016-nivå. NVE vil påpeke at den tekniske levetiden til de fleste anleggene er lenger enn 40 år. Dette er ikke tatt hensyn til, noe som vil innebære at den samfunnsøkonomiske lønnsomheten er noe høyere enn det beregningene i tabellen viser.

Spennet i prissatt netto nytte kommer blant annet av at det er usikkert hvor høy nyttevirkningen av økt utnyttelse av handelskapasiteten med utlandet er. Denne mener vi er større enn null, men det er usikkert hvor stor den er, da det ikke er vurdert om oppgradering av transmisjonsnettet Duge – Fjotland er mer lønnsomt enn å beholde handelsbegrensninger i perioder med vedlikehold av nettet.

Statnett sier det er usikkert, men har lagt til grunn oppgradering av transmisjonsnettet mellom Duge og Fjotland stasjoner i sine beregninger.

NVE mener de ikke-prissatte nyttevirkningene ved Lyse–Fagrafjell er av vesentlig betydning. I Statnetts analyser er det ikke tatt hensyn til at systemkoblingen i Stokkeland også ligger inne i flere timer enn når området driftes uten N-1-forsyning. Grunnen til at nettet driftes slik, er at det er

komplisert å endre koblingsbildet kun i de timene det er strengt nødvendig. Risikoen for utkobling av forbruk under Stokkeland transformatorstasjon er derfor reelt til stede i en større andel av tiden enn kun de timene 300 kV-nettet belastes høyere enn N-1-grensen. Verdien av økt forsyningssikkerhet er derfor høyere enn det de beregnede avbruddskostnadene viser. Virkningen er inkludert i den ikke-prissatte virkningen av økt forsyningssikkerhet i NVEs sammenstilling av samfunnsøkonomisk lønnsomhet.

NVE mener videre at de beregnede avbruddskostnadene ikke reflekterer hele den samfunnsmessige kostnadene ved avbrudd. KILE-satsene skal gjenspeile kostnader ved avbrudd i strømforsyningen i størst mulig grad, men det er flere elementer som ikke fanges opp. For avbrudd som overstiger 24 timer antas det at kostnadene utvikler seg lineært, noe som sannsynligvis er feil. KILE tar heller ikke fullt ut hensyn til kostnader ved avbrudd i forsyningen til kritisk infrastruktur, avbrudd som følge av flere samtidige feil og konsekvensene av at mange forbrukere mister strømmen samtidig. Dette er situasjoner som potensielt kan oppstå i Sør-Rogaland ved utfall av én transmisjonsnettledning, med alvorlige konsekvenser for samfunnet, herunder liv og helse.

Den absolutte fristen for å gjøre tiltak som styrker forsyningssikkerheten vil etter Statnetts beregninger oppstå rundt 2035, når forbruket ikke kan forsynes selv med intakt nett. Dette gjenspeiles ikke tydelig i avbruddskostnadene, som utgjør 260 millioner kroner i dagens verdi. NVE vil understreke at dette er et absolutt krav for å oppfylle tilknytningsplikten.

NVE vil også påpeke at Statnetts lønnsomhetsvurderinger ikke inkluderer nytteverdien av å

tilrettelegge for ny produksjon. Lyse–Fagrafjell vil tilrettelegge for å frigjøre kapasitet i 132 kV-nettet mellom Lysebotn og Tronsholen. Beregninger viser at omlegging av Lysebotn 2 kraftverk mot 420 kV-nettet kan gi plass til ca. 150 MW ny produksjon i 132 kV-nettet, og det er gitt konsesjon til en betydelig mengde ny kraftproduksjon i dette området. Verdien av dette er ikke tallfestet.

Lyse–Fagrafjell vil også legge til rette for videre forbruksvekst i regionen, som følge av at det oppstår overkapasitet når den bygges. Dette har en nytteverdi i framtiden, og omfatter både alminnelig forsyning og økt forbruk innenfor industri og næringsvirksomhet, og eventuelle behov vi ikke kjenner per i dag. Denne verdien er heller ikke tallfestet.

Det er stor usikkerhet i forbruksutvikling i området. De beregnede avbruddskostnadene er følsomme for forbruksutviklingen, og dette betyr mye for lønnsomheten til tiltaket, vist i tabellen under.

Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av Lyse–

Forbedret forsyningssikkerhet + ++ +++

Tilrettelegging for ny produksjon + + +

Forutsigbarhet i planlegging av regionalnett + + +

Opsjonsverdi i fleksibilitet for videre utvikling +++ ++ +

Om vi legger til grunn høy forbruksvekst, er Lyse–Fagrafjell helt nødvendig, og de forventede avbruddskostnadene blir så høye at det gir positiv prissatt nytte av tiltaket. NVE mener det er mest sannsynlig at lav til middels forbruksvekst inntreffer, men det er stor usikkerhet rundt dette, og vi kan ikke utelukke høy forbruksvekst. Med antakelsen om lav til middels forbruksvekst reduseres den prissatte lønnsomheten ved Lyse–Fagrafjell vesentlig. Med lav forbruksvekst vil prissatt netto nytte ville ligge mellom -1070 og -720 MNOK. NVE vurderer at Lyse–Fagrafjell likevel er samfunnsmessig rasjonell.

De ikke-prissatte nyttevirkningene veier etter NVEs vurdering opp for den negative prissatte nytten.

Dette gjelder særlig de ikke-prissatte virkningene knyttet til forsyningssikkerhet og tilrettelegging for videre forbruksvekst. Vektlegging av disse nyttevirkningene er i tråd med vedtatt policy, som framgår at Nettmeldingen og Energimeldingen. Her er det fastslått at konsekvensene ved å underinvestere i nettet vurderes som større enn konsekvensene ved å overinvestere, særlig når det gjelder

forsyningssikkerhet. Samtidig mener NVE at verdien av å tilrettelegge for forbruksvekst må vektlegges.

Videre vil det ved lav forbruksvekst uansett være behov for å iverksette tiltak, da dagens situasjon er i strid med forskrift om systemansvaret, med hensyn til den varige risikoen for utkobling av forbruk i distribusjonsnettet. Det finnes ikke realistiske, alternative tiltak som kan sikre at systemkoblingen kan fjernes til en lavere samfunnsmessig kostnad enn Lyse–Fagrafjell. På grunnlag av dette, og fordi ikke-prissatte virkninger må vektlegges, mener NVE at Lyse–Fagrafjell er samfunnsmessig rasjonell også med lav forbruksutvikling.

Med den informasjonen vi per i dag har, mener NVE at det sannsynligvis ikke er rasjonelt å utsette Lyse–Fagrafjell. En utsettelse ville være lønnsom dersom vi forventet at ny, beslutningsrelevant informasjon om forbruksutvikling eller alternative tiltak kunne gjøre kostnadsbesparelser høyere enn redusert nytte. I Stokkeland transformatorstasjon forventer vi et betydelig reinvesteringsbehov de kommende årene, som reduserer nyttevirkningene av en utsettelse betydelig. Det samme gjør nyttevirkninger knyttet til reduserte overføringstap, mulighet for tilknytning av ny kraftproduksjon, reduserte avbruddskostnader og forutsigbarhet i planleggingen av transmisjons- og distribusjonsnettet.

4.2.6 Tekniske løsninger