Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør-Rogaland

Rapport 2016/55

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør-Rogaland – analyse av behov og tiltak

Haakon Vennemo, Ingeborg Rasmussen og John Magne Skjelvik

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør-Rogaland – analyse av behov og tiltak

Kategori	Rapporter
Underkategori(er)	EvalueringKvalitetssikring, tvister og ekspertuttalelserKraft og energiLokal- og regional utvikling
År	2016
Rapportnummer	55
Forfatter(e)	Haakon Vennemo Ingeborg Rasmussen John Magne Skjelvik
Last ned	file_download (1 MB)
Les i nettleser	find_in_page

RAPPORT	 	
2016/	55	 	
 	
Kvalitetssikring av Kraftsystemet i 	Sør	-	
Rogaland	 –	 analyse av behov og tiltak	 
 	
Haakon Vennemo, Ingeborg Rasmussen og John Magne Skjelvik	 	
VISTA ANALYSE AS

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
 	
Dokumentdetaljer	 	 	
Vista Analyse AS	 	Rapport nummer 	2016/55	 	
Rapporttittel 	 	Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– 	
analyse av behov og tiltak	 	
ISBN	 	978	-82	-8126	-312	-3 	
Forfatter	 	Haakon Vennemo, Ingeborg 	Rasmussen og John 	
Magne Skjelvik	 	
Dato for ferdigstilling 	 	09.12.2016	 	
Prosjektleder	 	Haakon Vennemo	 	
Kvalitetssikrer	 	Henrik Lindhjem	 	
Oppdragsgiver	 	Statnett	 	
Tilgjengelighet	 	Offentlig	 	
Publisert 	 	www.vista	-analyse.no	 	
Nøkkelord	 	Kraftledning, kraft, samfunnsøkonomisk analyse, 
konseptvalgutredning, kvalitetssikring, 	Rogaland

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	1 	
Forord	 	
Foreliggende 	rapport er vår kvalitetssikring av konsept	valgutredningen for videre 	
utvikling av kraftsystemet i 	Sør	-Rogaland	. Kvalitetssikringen er gjennomført på 	
oppdrag fra Statnett. 	Ingrid Mittet	 var Statnetts kontaktperson i første del av arbeidet. I 	
andre del har	 Tor Morten Sneve	 vært kontaktperson. I tillegg har en rekke 	
ressurspersoner hos Statnett deltatt på arbeidsmøter, bidratt med informasjon og 
kunnskap og svart på spørsmål underveis i kvalitetssikringsprosessen. Vi takker for 
stor behjelpelighet og et 	kons	truktivt samarbeid.	 	
Kvalitetssikringen ble gjort ferdig på grunnlag av konseptvalgutredning 	gjort tilgjengelig	 	
18. og 2	1. november	. 	
 
Oslo, 	9. desember	 2016	 	
Haakon Vennemo	 	
Prosjektleder	 	
Vista Analyse AS

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	3 	
Innhold	 	
Forord	 ................................	................................	................................	.........................	 1 	
Sammendrag og konklusjoner	 ................................	................................	..................	 5 	
1. 	Innledning	 ................................	................................	................................	...........	11	 	
1.1	 	Objektet for kvalitetssikringen	 ................................	................................	.....	11	 	
1.2	 	Arbeidet med kvalitetssikringen og tidsforløp	 ................................	..............	12	 	
1.3	 	Nærmere om kvalitetssikringen	 ................................	................................	...13	 	
2. 	Behovsanalysen	 ................................	................................	................................	.15	 	
2.1	 	Overordnet vurdering	 ................................	................................	..................	15	 	
2.2	 	Hovedpunkter i KVU	-ens behovsanalyse	 ................................	....................	15	 	
2.3	 	Vurdering av KVU	-ens behovsanalyse	 ................................	........................	20	 	
3. 	Mål og rammer	 ................................	................................	................................	....	22	 	
3.1	 	Overordnet vurdering	 ................................	................................	..................	22	 	
3.2	 	Mål og rammer i KVU	 ................................	................................	..................	22	 	
3.3	 	Vurdering av mål og rammer i KVU	 ................................	.............................	23	 	
4. 	Aktuelle konsepter 	– mulighetsstudie	 ................................	...............................	25	 	
4.1	 	Overordnet vurdering	 ................................	................................	..................	25	 	
4.2	 	Hovedpunkter i KVU	-en	s mulighetsstudie	 ................................	...................	26	 	
4.3	 	Vurdering av KVU	-ens mulighetsstudie	 ................................	.......................	28	 	
4.4	 	Vedlegg 1: Underl	agsnotat om miljøvirkninger	 ................................	............	28	 	
5. 	Alternativanalysen	 ................................	................................	..............................	31	 	
5.1	 	Overordnet vurdering	 ................................	................................	..................	31	 	
5.2	 	Alternativanalysen i KVU	-en	 ................................	................................	.......	32	 	
5.3	 	Konsept	ene realiserer mål og rammer	 ................................	........................	35	 	
5.4	 	Den samfunnsøkonomiske analysen er stort sett god	 ................................	.35	 	
5.5	 	Verdien av ny informasjon er vurdert	 ................................	..........................	43	 	
5.6	 	Fordelingseffekter er tilfredsstillende vurdert	 ................................	...............	45	 	
5.7	 	Alternativanalysen trekker etter vårt syn for bastante konklusjoner	 .............	45	 	
6. 	Vurdering og anbefaling	 ................................	................................	.....................	47

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
4 	 	Vista Analyse	 	
Referanser	 ................................	................................	................................	................	 48	 	
Vedlegg 1: Endringer i KVU	-en i løpet av kvalitetssikringen	 ................................	. 49	 	
 
 
Tabeller: 	 	
Tabell S.1.1	 	Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av nettkonseptene	 ............................	 7 	
Tabell 1.1	 	Tidslinje for aktiviteter i forbindelse med KS av KVU Sør	-Rogaland	 ........	 13	 	
Tabell 2.1	 	Oppsummert vurdering av behovsanalysen	 ................................	............	 15	 	
Tabell 3.1 Oppsummert vurdering av mål og rammer	 ................................	.................	 22	 	
Tabell 4.1 Oppsummert vurdering av aktuelle konsepter og mulighetsstudie	 ..............	 26	 	
Tabell 4.2	 	Samlet miljøvirkning av konseptene.	 ................................	.......................	 29	 	
Tabell 5.1 Oppsummert vurdering av alternativanalysen	 ................................	............	 32	 	
Tabell 5.2 Kostnadsestimat for reinvester	inger i ledninger i nullalternativet (MNOK)	 .. 38	 	
Tabell 5.3 Kostnadsestimat for reinvesteringer i stasjoner i nullalternativet (MNOK)	 ... 39	 	
Tabell 5.4 Kostnadsestimat for Lyse	-Stokkeland, Lyse Bærheim og Lyse	-Stølaheia 	
(MNOK)	 ................................	................................	................................	......................	 39	 	
Tabell 	5.5 Endring i drift	- og vedlikeholdskostnader sammenlignet med nullalternativet	
 ................................	................................	................................	................................	... 40	 	
Tabell 5.6 Prissatte	- og ikke prissatte virkninger (MNOK 2016)	 ................................	.. 42	 	
Tabell 5.7	 	Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av nettkonseptene	 ..............................	 46	 	
Tabel	l V.1	 	Tidslinje for aktiviteter i forbindelse med KS av KVU Sør	-Rogaland	 ........	 49	 	
 
Figurer: 	 	
Figur S.1.1 Mulige tilknytningspunkt i Vestre korridor fo	r ny 420 kV ledning. Kilde: 	
Mulighetsstudien.	 ................................	................................	................................	.........	 6 	
Figur 2.1	 	Fordeling av effektforbruk på forbruksgrupper i Sør	-Rogaland. Prosent. 	
Kilde: KVU	-ens Behovsanalyse	 ................................	................................	..................	 17	 	
Figur 2.2	 	Forventet flyt på Sør	-Rogalandsnittet med og uten 240 MW ny vind	- og 	
småkraft. Kilde. Behovsanalysen.	 ................................	................................	...............	 19	 	
Figur 4.1	 	Mulige tilknytningspunkt i Vestre korridor for ny 420 kV ledning. Kilde: 	
Mulighetsstudien.	 ................................	................................	................................	.......	 27	 	
Figur 5.1	 Estimeringsmodell for investeringskostnader	 ................................	...............	 37

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	5 	
Sammendrag og konklusjoner 	 	
Utredningen 	«Kraftsystemet i 	Sør	-Rogaland	 – Analyse av behov og tiltak	» tilfredsstiller 	
etter vårt skjønn de krav som 	OED (2013)	 setter	 til konseptvalgutredninger. 	
Utredningen redegjør 	presist	 for behovet for tiltak, gir 	hensiktsmessige	 mål for tiltaket, 	
argumenterer 	godt 	for hvilke konsepter som kan imøtekomme behovet, og ana	lyserer 	
relevante konsepte	r. Utredningen konkluderer med at	 Statnett bør bygge ny 	
sentralnettsledning fra Lyse til Stokkeland. 	Ledningen 	bør	 stå ferdig i 2023 f	or å unngå 	
risiko for strømutkobling ved intakt nett fra	 2025	. Vi mener denne konklusjonen er fo	r 	
kategorisk sett i forhold til saksunderlaget. 	Et	ter vår vurdering 	er det ikke 	godtgjort	 at 	
for	syningssituasjonen 	er kritisk i 2025	, og sa	mfunnet har 	dermed 	bedre tid til rådighet. 	
Det er usikkert hvor fort etterspørselen øker. 	Det er	 lite som skiller Lys	e-Stokkeland fra 	
alternativet Lyse	-Bærheim og begge bør utredes videre. Et 	regionalt nettalternativ	 	
knyttet til det nye kraftverket i Lysebotn II bør også utredes. 	Det	 regionale alternativet 	
kan gi verdifulle år i utsettelse av sentralnettstiltak, til mode	rat kostnad. 	 	
 
Kraftnettet inn mot Sandnes og Stavanger i Sør	-Rogaland er sårbart. Området har 	
form av en stor odde, som forsynes av to sentralnettsledninger fra resten av landet, se 
figur S.1. Ved feil på en av ledningene vil kraftforsyningen til 	ma	nge	 avhenge av at den 	
andre ledningen fungerer. Videre har befolkningen i området vokst betydelig de senere 
årene. Folketallet i Sandnes, Stavanger og Sola er nesten 25 prosent høyere ved 
inngangen til 2016 enn 14 å	r tidligere. Dersom 	vi skulle få samme vekst framover, vil vi 	
rundt 2030 stå overfor en befolkning på henimot tre hundre tusen personer, med 
tilhørende kraftbehov. 	 	
Forsyningssikkerhet i lys av denne befolkningsveksten er årsaken til at Statnett har 
igangsatt konseptvalgutredningen 	«Kraftsystemet i Sør	-Rogaland, analyse av behov 	
og tiltak	». Statnetts utredning konkluderer med at det beste alternativet for å løse det 	
identifiserte behovet er å bygge ny	tt sentralnett fra Lyse til Stokkeland som kan stå 	
ferdig til bruk i 2023. Lyse	-Stokkeland er ifølge utredningen et klart bedre valg enn 	
alternativet Lyse	-Stølaheia, og noe bedre enn Lyse	-Bærheim. Ifølge Statnett er det 	
viktig å få Lyse	-Stokkeland ferdig til 2023 fordi etterspørselen etter strøm en kald 	
vinterdag mot midten av 2020	-tallet kan tenkes å overstige kapasiteten, og føre til 	
strømutkobling. Strømutkobling ved intakt nett 	skal ikke skje	 fordi det er svært kostbart	, 	
og den nye ledningen kan forhindre det.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
6 	 	Vista Analyse	 	
 	
Figur S.	1.1 Mulige tilknytningspunkt i Vestre korridor for ny 420 kV ledning. Kilde: 	
Mulighetsstudien.	 	
 
Vista Analyse har fått i oppdrag å kvalitetssikre Statnetts 	utredning etter de 	
retningslinjene OED (2013) har utarbeidet for kvalitetssikring av konseptvalg	-	
utredninger. Dette omfatter å vurdere om behov er godt redegjort for, om mål og 
rammer for tiltaket er 	fornuftige og 	i tråd med behovsanalysen, om utvalget av 	
konsepter å analysere er rimelig, og om de analyserte konseptene er konsistente med 
mål og behov. Videre skal det vurderes om det er gjennomført en god samfunns	-	
økonomisk analyse i tråd med gjeldende veiledere og metode og teori. Som 
kvalitetssikrer skal V	ista Analyse også gjøre eventuelle tilleggsanalyser av 	
alternativene, vurdere betydningen av fremtidig informasjon, og fremme en anbefaling 
om hvilke(t) konsept Statnett bør gå videre med.	 	
Statnett har etter vår vurdering levert en 	god	 utredning	 	
Utredninge	n 	«Kraftsystemet i Sør	-Rogaland, analyse av behov og tiltak	» tilfredsstiller 	
etter vårt skjønn de kravene OED (2013) stiller til konseptvalgutredninger. Utredningen 
redegjør godt for behovet for tiltak, setter fornuftige mål for tiltaket, argumenterer 	klar	t 	
for hvilke konsepter som kan imøtekomme behovet og analyserer de mest relevante 
konseptene. Den samfunnsøkonomiske analysen i utredningen er etter vår vurdering 
gjennomført i tråd med gjeldende veiledere og metode og teori. Spesielt er Stølaheia
Bærheim
Stokkeland	
Åna	-Sira	
Kjelland	
Kvinesdal
Lyse	
Vestre 
korridor	
420 kV
300 kV
132 kV
Mulig ny forbindelse på 420 	kV	
Ertsmyra	
Tjørhom	
Endepunkt for ny 
ledning i dette 	området

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	7 	
avbruddskostnader 	ved feil behandlet godt. Vi er uenige i behandlingen av 	
avbruddskostnader ved intakt nett, men det er ikke en avgjørende innvending.	 	
Vi mener det er riktig å 	skrin	legge Lyse	-Stølaheia	 	
En konklusjon i Statnetts rapport er at konseptet Lyse	-Stølaheia bør skr	inlegges. Vi er 	
enig i denne konklusjonen. Statnett demonstrerer på en overbevisende måte at Lyse	-	
Stølaheia er en dyrere løsning som ikke oppnår noe mer på nyttesiden enn Lyse	-	
Stokkeland og Lyse	-Bærheim. Lyse	-Stølaheia er dyrere enn alternativene til tross	 for at 	
den versjonen av Lyse	-Stølaheia som analyseres, er nedstrippet og billigere enn 	
versjoner som har vært til diskusjon før. 	 	
Forskjellen i kostnad 	skyldes blant annet omfattende kablingskostnader. Forskjellen i 	
kostnad 	er så stor at konklusjonen er r	obust. I tillegg gir Lyse	-Stølaheia færre 	
muligheter (redusert fleksibilitet) for den videre planleggingen av kraftnettet i Sør	-	
Rogaland enn de andre alternativene gir. 	 	
Statnett har 	søkt 	konsesjon på Lyse	-Stølaheia, men ønsker nå å trekke søknaden. 	
Basert	 på analysen i rapporten er dette en naturlig oppfølging.	 	
Avbrudd ved intakt nett er avgjørende	 	
Statnett presenterer en samfunnsøkonomisk analyse der det kan se ut til at 
nullalternativet 	– ikke å bygge ny kraftlinje før tidligst 	2063	 – kommer best ut. I 	
Statnetts analyse har nullalternativet like prissatte virkninger som 
utbyggingsalternativene Lyse	-Stokkeland og Lyse	-Bærheim, og nullalternativet har 	
bedre ikke	-prissatte virkninger. 	 	
I Statnetts resonnement er det tatt med en kostnad ved strømbrudd ved int	akt nett. Å 	
unngå strømbrudd ved intakt nett er samtidig et såkalt 	skal	-krav 	i analysen. Vi mener 	
det blir dobbelttelling å inkludere kostnaden ved strømbrudd ved intakt nett både som 
et endelig beløp i den samfunnsøkonomiske kalkylen og som skal	-krav som 	trumfer alt 	
annet utenom kalkylen. Når vi fjerner beløpet i kalkylen, blir nullalternativets fortrinn 
enda klarere, jf tabell S.1. Nullalternativet blir nå 300 millioner kroner mer lønnsomt 
enn det 	nest 	beste alternativet. 	 	
Tabell S.	1.1 	Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av nettkonseptene	 	
MNOK 2016 nåverdi	 	Nullalternativ	 	Lyse	-	
Stokkeland	 	
Lyse	-	
Bærheim	 	
Lyse	-	
Stølaheia	 	
Sum prissatte virkninger ifølge KVU	 	-3470	 	-3490	 	-3640	 	-4660	 	
Minus kostnad ved 	tvangsmessig 	
utkobling	 av forbruk	 	
260	 	 	 	 	
Sum prissatte virkninger	 	-3210	 	-3490	 	-3640	 	-4660	 	
Differanse fra nullalternativet	 	0 	-280	 	-430	 	-1450	 	
Ikke	-prissatte avbruddskostnader	 	 	+ 	+ 	+ 	
Miljøvirkninger	 	 	-/-- 	-- 	-- 	
 
Slik vi leser det, er grunnen til at vi får disse tallene at 	det er veldig dyrt å bygge nett. I 	
kalkylene prises verdien av ikke	-levert strøm til 30	-70 kr/kWh, som er kanskje 50

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
8 	 	Vista Analyse	 	
ganger høyere enn dagens markedspris til forbrukere inkludert nettleie. Likevel får vi 
ikke lønnsomhet i ledningsalternativene.	 	
Når Statnet	t likevel konkluderer med at det er ønskelig å bygge ledning, skyldes det 	
kravet om å sørge for så stor nettkapasitet at befolkningen i Sør	-Rogaland får levert 	
strøm ved intakt nett dersom de ønsker det. Noe annet ville etter Statnetts mening 
være uaksepta	belt. Vi er enige i at det i et moderne samfunn er uakseptabelt å legge 	
opp til strømutkobling 	– for eksempel rullerende strømutkobling av fire timer lengde 	– 	
istedenfor å bygge tilstrekkelig nett. 	 	
Vi mener samfunnet 	trolig 	har bedre tid enn Statnet	t har lagt til grunn	 	
Av de to ledningsalternativene som står igjen når Lyse	-Stølaheia er valgt bort, 	
prioriterer Statnett Lyse	-Stokkeland. Statnett ønsker å komme i gang med Lyse	-	
Stokkeland fortest mulig, slik at den kan stå ferdig i 2023. Begrunnelsen for	 at det 	
haster, ifølge Statnett, er at det allerede midt på 2020	-tallet oppstår en risiko for at 	
etterspørselen etter strøm overstiger kapasiteten. 	 	
Etter vår vurdering har ikke Statnett argumentert overbevisende for at risikoen for 
strømutkobling ved inta	kt nett oppstår allerede midt på 2020	-tallet. Det blir unøyaktig å 	
legge til grunn at risikoen for strømutkobling oppstår et bestemt år, slik Statnetts 
formuleringer legger opp til. I praksis er spørsmålet hvilken sannsynlighet man 
tolererer. En tolkning a	v utredningen er at sannsynligheten for strømbrudd ved intakt 	
nett overskrider det tolererbare midt på 2020	-tallet. Utredningen gjør ikke rede for noe 	
toleransekriterium og sier at sannsynligheten for strømbrudd midt på 2020	-tallet er 	
ukjent	. Vi synes dett	e blir upresist, all den stund man samtidig begrunner 	
milliardinvesteringen med at sannsynligheten for strømbrudd er blitt for høy. Hvordan 
kan den være for høy når man ikke vet hva den er? I de formelle analysene som følger 
rapporten er risikoen for strøm	brudd ved intakt nett satt til 0,0 inntil år 20	40	. Dette er 	
enkelt sagt risikoen under et mildt år, som er så godt som null, pluss risikoen under et 
kaldt år, som også må være forsvinnende liten	 for at totalen skal bli null	. Utredningen 	
uttaler at som følg	e av tiltak i Bærheim stasjon vil forsyningssikkerheten i Stavanger 	
være om lag den samme i 2025 som i dag. 	 	
Dersom kraftforbruket i Sør	-Rogaland fortsetter å øke, vil man før eller senere måtte 	
forsterke ledningsnettet inn. Men etter vår vurdering synes d	et ikke å være 	
presserende i dag. Statnett argumenterer for at det er bedre å være for tidlig ute enn 
for sent. Det forutsetter imidlertid at man ikke kan bruke ventetiden fornuftig. Vi mener 
det åpenbart er stor usikkerhet om, og hvor fort etterspørselen 	øker, og gitt at den øker 	
er det ikke sikkert at Lyse	-Stokkeland er den beste løsningen. Her kan det være verdt 	
å minne om at Statnett så sent 	som i 201	5 mente at Lyse	-Stølaheia var den beste 	
løsningen.	1 Året etter kan det se ut som man sparer minst en mil	liard på å velge en 	
annen løsning. 	 	
 	 	 	
1 http://www.statnett.no/Nettutvikling/Lyse	-Stolaheia/Nyhetsarkiv/Statnett	-gar	-videre	-med	-Lyse	--	
-Stolaheia/

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	9 	
Lyse	-Stokkeland er ikke åpenbart bedre enn Lyse	-Bærheim	 	eller 	
regionalnettsalternativet	 	
I Statnetts samfunnsøkonomiske analyse kommer Lyse	-Stokkeland og Lyse	-Bærheim 	
så å si likt ut. Det er beregnet en forskjell på 150 millioner kroner, som er innenfor 
usikkerhetsmarginen i den tidlige fasen vi er. I Lyse	-Bærheim har man dessuten tatt 	
kostnad	en ved å forsterke nettet fra Stokkeland til Bærheim, som det går fram av 	
underlagsrapporten Nettutviklingsstrategi 	– videre arbeid at Statnett har lyst til å gjøre i 	
alle fall. Det vil koste i størrelsesorden 150 millioner. 	 	
Når Statnetts analyse likevel 	konkluderer i favør av Lyse	-Stokkeland, så skyldes det to 	
forhold: for det ene er Lyse	-Stokkeland et mer modent konsept, og for det andre gir 	
konseptet	 flere valgmuligheter for den senere nettutviklingen, enn Lyse	-Bærheim. 	 	
Siden Lyse	-Stokkeland er et mer 	modent konsept så kan det ferdigstilles før, og 	
kostnadene er bedre utredet. Vi legger for vår del liten vekt på at Lyse	-Stokkeland kan 	
ferdigstilles før. Det er uansett ikke snakk om mange år i forskjell, og etter vår 
vurdering er det tid man har tilgjeng	elig. Når det gjelder kostnadenes modenhet så 	
peker Statnett på at Lyse	-Bærheim blir dyrere enn forutsatt dersom det må kables mer, 	
eller dersom det viser seg at Bærheim stasjon må bygges helt om istedenfor å 
oppgraderes. Det er jo riktig, men det ligger i	 begrepet forv	entningsverdi at Lyse	-	
Bærheim like gjerne kan bli billigere. 	Konkret blir alternativet billigere enn forutsatt 	
dersom oppgradering av stasjonen er tilstrekkelig	. Alternativet blir også billigere enn 	
forutsatt dersom det kables mindre enn det 	man har tatt høyde for per i dag. 	 	
Ved å gi seg selv bedre tid kan man utrede Lyse	-Bærheim videre slik at man får bedre 	
begrep om kostnadene og også kan vurdere den beste stasjonsstrukturen nord for 
Stokkeland. Dersom stasjonsstrukturen først legges på nytt, kan det tenkes at et 
konsept kny	ttet til en ny stasjon viser seg attraktivt. Det kan man også holde 	
muligheten åpen for hvis man unngår å binde seg nå. 	 	
Det har vært et argument at dersom man bygger Lyse	-Stokkeland ferdig til 2023, kan 	
man unngå levetidsforlengende tiltak i Stokkeland st	asjon som ellers ville vært 	
nødvendig på denne tiden. Det er vårt inntrykk at dette argumentet over tid har fått 
mindre slagkraft. Det er blitt klart at noen kostnader til levetidsforlengning påløper før 
2023, og dessuten at den gamle Stokkeland stasjon ik	ke nødvendigvis kan saneres. 	
Kanskje vil den leve videre som regionalnettstasjon, som gir konsekvenser for 
miljøvurderingen, og som gir anslagsvis 50 millioner i ytterligere kostnader. 	 	
Et annet alternativ til å bygge Lyse	-Stokkeland nå, er å utvikle regio	nalnettet. Av 	
mulighetsstudien går det frem at dersom et nytt kraftverk som er under bygging, 
Lysebotn II, kobles mot regionalnettet, så vil tidspunktet for utkobling ved intakt nett 
forskyves med om lag fem år. Dersom det i tillegg er mulig å øke spenning	en i 	
regionalnettet, så vil tidspunktet forskyves enda tre	-fire år. Til sammen kan altså 	
regionalnettstiltaket utsette tidspunktet for handling med opptil ni år. Kostnaden 
antydes å være drøye 200 millioner kroner pluss en mulig kostnad i form av økte 
linj	etap. Dette fortoner seg som lave beløp sammenliknet med milliardinvesteringer i ny 	
nytt sentralnett	, og sentralnettinvesteringen kunne vente til man uansett må gjøre 	
hovedombygging av stasjoner i 2035	-2040. Statnett avviser regionalnettsalternativet 	
fordi	 det ikke kan ferdigstilles tidsnok. I og med at 2025 etter vårt syn ikke er et kritisk 	
tidspunkt, er ikke dette et argument vi ville lagt særlig vekt på. 	 	
Alt i alt er det altså etter vår vurdering flere grunner til at man har bedre tid enn 
utredningen gi	r inntrykk av:

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
10	 	 	Vista Analyse	 	
 	Tidspunktet «midt på 2020	-tallet» ser ikke ut til å være kritisk	 	
 	Etterspørselsutviklingen og det langsiktige behovet i regionen er usikkert. 
Veksten i etterspørsel kan forsinkes og reduseres, selv om den selvsagt også 
kan forseres. 	 	
 	Lyse	-Bæ	rheim og regionalnettsalternativet (kombinert med senere utbygging 	
dersom etterspørselen øker) er lovende alternativer som fortjener videre 
undersøkelser.	 	
 	Ved først å optimalisere stasjonsstrukturen kan nye endepunktskonsepter 
fremstå som attraktive. 	 	
Vår oppsummering og anbefaling	 	
 	Vi støtter Statnett i at alternativet Lyse	-Stølaheia kan skrinlegges.	 	
 	Vi mener det ikke haster å bygge ny	tt sentralnett. Slik det ser ut nå, kan 	
området tåle en utsettelse av beslutningen til 	henimot midten av	 2020	-tallet. 	 	
 	Per i dag er det lite som skiller alternativene Lyse	-Stokkeland og Lyse	-	
Bærheim. Vi anbefaler å ta begge alternativene med i den videre vurderingen.	 	
 	Vi vil også foreslå å utrede videre et alternativ der Lysebotn II kobles mot 
regionalnettet og spenningen i	 regionalnettet økes. Det kan gi verdifulle år i 	
utsettelse av sentralnettstiltak til en moderat kostnad.	 Kanskje kan man med 	
regionalnettstiltakene vente med sentralnettstiltak til tidspunktet for 
hovedombygging av stasjoner i 2035	-2040.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	11	 	
1.	 Innledning	 	
Ett	erspørselen etter kraft i Sør	-Rogaland har i lang tid vært økende og 	
forsyningssituasjonen oppleves som presset. 	Statnett har 	utarbeidet 	
konseptvalgutredningen 	(KVU	-en) 	Kraftsystemet i 	Sør	-Rogaland	 – analyse av behov 	
og tiltak	 for nærmere å vurdere behov o	g valg av tiltak	. Vista Analyse har på oppdrag 	
fra Statnett kvalitetssikret utredningen i tråd med gjeldende retningslinjer 	(OED, 2013)	. 	
1.1	 Objektet for kvalitetssikringen	 	
Utredninge	n ser i hovedsak på hvordan Statnett kan møte det økende behovet for 	
kraft, særlig effekt, i Sør	-Rogaland. Økende behov fremover er særlig knyttet til antatt 	
befolkningsvekst. Etter en vurdering av ulike muligheter, ender utredningen med å 
studere ledningsa	lternativene Lyse	-Stokkeland, Lyse	-Bærheim og Lyse	-Stølaheia. Det 	
er behov for og studien av disse alternativene, etter forutgående nedvalg i 
mulighetsstudien, som er objektet for denne kvalitetssikringen.	 	
Statnett uttaler 	i den delen av KVU som gjelder n	ettutviklings	strategien	 at ledningen inn 	
fra Lyse er første trinn i en nettutviklingsstrategi for området nord for Stokkeland. 	Vi har 	
ikke vurdert den samfunnsøkonomiske lønnsomheten i slike senere trinn	. Senere trinn 	
har vi ikke vurdert bortsett fra i) i d	en grad de påvirker opsjonsanalysen 	knyttet til trinn 	
én, og ii) som 	ledd i vurderingen av KVUs kapittel om 	nettutviklingsstrategi	. Det er i 	
hovedsak trinn én som er objektet for kvalitetssikringen.	 	
Statnett søkte i 2013 konsesjon for ny ledning fra Lyse t	il Stølaheia, men opplyser i 	
nettutviklingsstrategien at Statnett planlegger å trekke den, men oversende 
tilleggssøknad for Lyse	-Stokkeland. Vår kvalitetssikring omfatter ikke disse planene 	
uten som ledd i 	vurderingen av KVUs kapittel om 	nettutviklingsstra	tegi	. 	
Den 	ferdige	 KVU	-en	 med vedlegg er oversendt oss fredag 18. og mandag 21. 	
november	 2016	. KVU	-en er strukturert i form av et kort sammendrag på fem sider fulgt 	
av fem underlagsrapporter om henholdsvis behov, mål og rammer, mulighetsrommet, 
konseptana	lyse og nettutviklingsstrategi 	– videre arbeid. Dette er de vanlige 	
stikkordene i en KVU, og vi behandler dem her som deler av KVU	-en (og ikke bare 	
underlag).	 	
En viktig del av kvalitetssikringen har væ	rt å gjennomgå	 utkast til	 KVU. Dette har 	
bidratt til å 	gi KVU	-en	 dens ferdige, kvalitetssikrede form	. Se vedlegg 1 for en 	
dokumentasjon av viktige endringer underveis. 	 	
Som ledd i kvalitetssikringen har vi 	også 	gjennomgått en god del dokumentasjon som 	
Statnett har gjort tilgjengelig for oss.	 Viktige 	grunnlagsdokumenter er	: 	
 	Notat miljøvurdering KVU Sør	-Rogaland datert 17. november	 	
 	Notat kostnadsestimat KVU Sør	-Rogaland datert 18. november	 	
 	Notat usikkerhetsanalyse KVU Sør	-Rogaland datert 11. oktober	 	
 	Notat rimelighetsvurdering KVU Sør	-Rogaland datert 15	. september (ppt)	 	
 	Regneark m filnavn Mulighetsstudie 	fil lagret 20. november	 	
 	Regneark m filnavn Alternativanalyse fil lagret 20. november	 	
 	Regneark m filnavn Avbruddskostnadsberegning feilhendelser fil lagret 27. 
oktober

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
12	 	 	Vista Analyse	 	
 	Regneark m filnavn Avbruddskostnadsb	eregning utkobling med intakt nett 	
lagret 27. oktober	 	
 	Regneark m filnavn Beregning av input til utfallsanalyse lagret 27. oktober	 	
 	Notat Beskrivelse av regneark benyttet i avbruddskostnadsberegningene i KVU 
Sør	-Rogaland datert 24. oktober	 	
 	Word	-dokument Bruk	erveiledning samfunnsøkonomiregneark fil lagret 27. 	
oktober	 	
 	Word	-dokument Systemanalyserapport fil lagret 27. mai	 	
 	Word	-dokument Systemanalyserapport RegionalNett fil lagret 27. mai	 	
Vi har også studer	t og kommenter	t tidligere versjoner av 	flere av disse	 dokumentene. 	 	
1.2	 Arbeidet med kvalitetssikringen og tidsforløp	 	
Avrop/kontrakt om KVU for 	Sør	-Rogaland	 ble undertegnet 	10. mars 	201	6, jf. 	Tabell 	1.1. 	
Dette gjaldt kvali	tetssikring av KVU frem til konseptanalysen, dvs del I	-III. 	 	
Første utkast til KVU bestående av d	el I	-III ble gjort klar	t og hentet ut fra eroom 1	1. 	
mars 	201	6. Notat 1 med kommentarer til KVU ble oversendt 	8. april. Det ble så enighet 	
om å kvalitetssikre K	VU	-en i sin helhet. Tilleggsavrop om dette ble undertegnet 19. 	
april. 	 	
Andre u	tkast til full KVU ble gjort klart	, og hentet ut fra eroom 	27. mai	. Dette 	
dokumentet 	ble kommentert i form av 	Notat 	2 av 1	0. juni.	 	
På bakgrunn av Notat 	2 ble KVU revidert. 	Tredj	e versjon 	av KVU	-en	 forelå 	i perioden 	
12	-27. oktober	. Notat 	3 kommenterte dette utkastet 	3. november. 	Endelig KVU ble 	
oversendt på eposter 18	-21. november.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	13	 	
 Tabell 	1.1 	Tidslinje for aktiviteter i forbindelse med KS av KVU 	Sør	-Rogaland	 	
Aktivitet	 	Dato	 	
Avrop undertegnet	 	10. mars	1 	
Første utkast til KVU 	(Del I	-III) 	11. mars	 	
Notat 1 fra Vista	 	8. april	 	
Tilleggsavrop undertegnet	 	19. april	 	
Andre utkast til KVU 	(Full minus 	
sammendrag)	 	
27. mai	 	
Notat 2 fra Vista	 	10. juni	 	
Tredje utkast til 	KVU	 (full)	 	12	-27. oktober	 	
Notat 3 fra Vista	 	4. november	 	
Endelig KVU ferdig	 	18	-21. november	 	
Kilde: Vista Analyse	 	
1.3	 Nærmere om kvalitetssikringen	 	
Konseptvalgutredninger i Statnett er 	vanligvis u	nderlagt 	kvalitetssikringsregime	t 	
hjemlet i Energiloven 	§ 2	-1 tredje ledd	. Dette krever at u	tredningen skal gjennom en 	
ekstern kvalitets	sikring og dernest behandles av Olje	- og Energidepartementet (OED). 	
I følge OED 	(2013)	 er formålet med KVU og kvalitetssikringen: 	 	
”…	å styrke energimyndighetenes styring med konseptvalget, synliggjøre 	
behov og valg av hovedalternativ samt å sikre at den faglig	e kvaliteten på 	
de underliggen	de dokumenter 	i beslutningsunderlaget er god”	 	
Vista Analyse har på oppdrag fra Statnett kvalitetssikret	 KVU	 Kraftsystemet i 	Sør	-	
Rogaland	 – Anal	yse av behov og tiltak	 i tråd med OED sin veileder for konseptvalg	-	
utredning og ekstern kvalitetssikring av store kraftledningssa	ker	 (OED, 2013)	. 	
Nettmeldingen 	(Melding til Stortinget 14 (2011	-2012))	 legger sammen med veilederen 	
føringer for konseptvalgutredningen og den eksterne kvalitetssikringen. 	Den nye 	
energimeldingen 	(Melding til Stortinget 25 (2015	-16))	 bekrefter føringene. 	 	
Under arbeidet	 informerte Statnett om at utredningen neppe ville legges fram for OED. 	
Statnett ba om at kvalitetssikringen ble fullført på vanlig måte. V	i har fu	llført vår 	
kvalitetssikring 	etter avtalt mandat	 og har fulgt de rutiner for kvalitetssikring som vi 	
vanligvis følger.	 	
Rapportens navn er 	altså 	Kraftsystemet i 	Sør	-Rogaland	 – Anal	yse av behov og tiltak 	
etter 202	0. I samråd med Statnett har vi beholdt betegnelsen KVU og 	
konseptvalgutredning om rapporten. 	 	
 	 	 	
1 Avropet er udatert, men filen er datert 10. mars.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
14	 	 	Vista Analyse

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	15	 	
2.	 Behovsanalysen	 	
OEDs veileder 	(OED, 2013)	 slår fast at 	«vurdering av behovet for tiltak og en 	
samfunnsøkonomisk vurdering av de alternative konseptene, er de sentrale delene av 
en konseptvalgutredning»	. 	
OED spesifiserer at kvalitetssikrer skal utføre følgende oppgaver i for	bindelse med 	
behovskapitlet:	 	
 	Vurdere om analysen i tilstrekkelig grad dokumenterer eksisterende og 
forventet utvikling i forbruk, produksjon, nettets fysiske tilstand eller andre 
prosjekt	utløsende behov.	 	
 	Vurdere forutsetningene som legges til grunn i vurd	eringen av sannsynlig 	
utvikling.	 	
 	Vurdere om behovet for å gjennomføre et tiltak er godtgjort.	 	
 	Vurdere om behovsanalysen er tilstrekkelig komplett.	 	
Veilederen presiserer at KVU	-en skal inneholde en analyse og vurdering av det 	
prosjektutløsende 	behovet	 som k	an utløse et eventuelt tiltak. Videre stilles det krav om 	
en kartlegging og vurdering av 	interessenter	 som har betydning for behovet, mer 	
spesifikt forbruk, produksjon og tilstanden i nettet. Virkninger på andre interessenter 
skal ikke vurderes i behovsana	lysen. 	Det skal fremgå tydelig hva som er eksisterende 	
behov, i form av begrensninger i dagens overføringskapasitet, og hva som er forventet 
behov basert på vurdering av sannsynlig utvikling.	 	
2.1	 Overordnet vurdering	 	
Vi har vurdert foreliggende behovsanalyse i	 henhold til 	veilederens krav	. Vurderingen 	
er oppsummert i 	Tabell 	2.1. 	
Tabell 	2.1 	Oppsummert vurdering av 	behovsanalysen 	 	
Tilfredsstillende beskrivelse av 	forventet utvikling i forbruk, 	
produksjon, nettets fysiske tilstand eller andre prosjektutløsende 
behov	 	
✔✔	 	
Vurdere forutsetningene som legges til grunn i vurderingen av 
sannsynlig utvikling	 	✔✔✔	 	
Vurdere om	 behovet for å gjennomføre et tiltak er godtgjort	 	✔✔✔	 	
Behovs	analysen tilstrekkelig komplett (inkludert en kartlegging 	
og vurdering av interessenter) 	 	✔✔✔	 	
Merknad: Antall 	✔svarer til grad av positivitet i vurderingen. Tre 	✔ innebærer at kvalitetssikrer 	
ikke har	 vesentlige merknader. To 	✔ tilsvarer 	noen merknader. Én 	✔ tilsvarer vesentlige 	
merknader.	 ✘ svarer til negativ vurdering.	 	
 
2.2	 Hovedpunkter i KVU	-ens behovsanalyse

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
16	 	 	Vista Analyse	 	
2.2.1	 	Sør	-Rogaland er et område med 	liten produksjon og 	stort importbehov av 	
kraft 	 	
Sør	-Rogaland, som er definert som området fra Feda i sør til Stavanger i nord og fra 	
Lysebotn i ørt til kysten i vest, er et område med mye forbruk og lite produksjon. 
Forbrukstyngdepunktene i området er de befolkningsrike områdene 	på Nord	-Jæren, 	
inkludert	 Stavanger og Sandnes. 	Forbruket 	i regionen 	kan en kald vinterdag komme 	
opp mot 1	 400 MW. 	 	
Regulerbar produksjon	skapasitet	 i området utgjør i dag ca. 300 MW, slik at maksimalt 	
overføringsbehov 	inn til området i dag ligger på ca. 1	 100 MW. Det er to 	
transmi	sjonsnettledninger 	som transporterer strøm inn til området, en 300 kV	-ledning 	
fra hhv. Feda og Tonstad som møtes i Stokkeland transformatorstasjon i Sandnes. 
Herfra går det to 300 kV	-ledninger på samme masterekke (dobbeltkurs) frem til 	
Bærheim transformato	rstasjon ved Forus, og derfra videre til Stølaheia 	
transformatorstasjon i Stavanger. Videre er det	 tre regionalnettsledninger 	på 132 	kV 	fra 	
Lysebotn og vestover mot Nord	-Jæren.	 	
N-1-over	føring	skap	asiteten 	(kapasiteten 	med en feil på ledningene) 	i 	
transmisjonsnettet 	inn til Sør	-Rogaland er i dag ca. 700 MW, mens N	-0-kapasiteten 	
(kapasiteten uten feil på ledningene) 	er ca. 1	 200 MW.	 Overføringskapasiteten på 	
transmisjonsnettet	 er således sårbar for feil i nettet. 	 	
I tillegg er det ifølge Behovsanal	ysen følgende utfordringer i kraftsystemet i Sør	-	
Rogaland:	 	
 	Lave spenninger	, noe	 som 	gjør at 	en	 ikke kan utnytte den termiske kap	asiteten 	
på ledningene i transmisjons	nettet. På kalde vinterdager vil importbehovet 	
overstige overføringskapasiteten, gitt av sp	enningen, og utfall av en 	
transmisjons	nettledning vil gi avbrudd hos kunder. 	 	
 	Regional	nettet i området er høyt utnyttet. Ved feil på ledninger er det ikke 	
sikkert alt forbruk kan dekkes før feilen er reparert. 	 	
 	Et mastehavari på d	e to 300 kV	-ledningene mellom Stokkeland og Stølaheia vil 	
bryte overføringen på b	egge ledningene	, og vil kunne føre til utkobling av 	et 	
stort forbruk	. Sannsynligheten for et slikt mastehavari er liten, men også 	
vanskelig å anslå.	 	
 	Begge 	300 kV	-ledningene som 	kommer inn i Stokkeland stasjon	 gir	 sårbar	het 	
for feil i d	enne stasjonen. Sannsynligheten for utfall av en hel stasjon er 	
imidlertid liten. 	 	
 	Grunnet 	høy utnyttelse av dagens 300 kV	-ledninger er det utfordrende å få 	
gjennomført nødvendig vedlikehold og reinvesteringer på ledninger og i 
stasjoner.	 	
Statnett er i gan	g med flere tiltak i nettet som vil øke overføringskapasiteten inn til Sør	-	
Rogaland. Dette er hovedsakelig tiltak som bedrer spenningsforholdene i nettet. Med 
dagens forbruksnivå vil 	tiltakene 	bidra til å 	øke 	N-1-kapasiteten inn til området fra 700 	
MW til 	ca. 850 MW (	Figur 10 i Behovsanalysen	), og dermed redusere sannsynligheten 	
for at en feil i 	transmisjons	nettet medfører utkobling av forbruk. 	 	
 
Det er et stort reinvesteringsbehov	 i tran	smisjonsnettstasjonene på 2020	- og 2030	-	
tallet. 	Det samlede reinvester	ingsbehovet har en estimert nåverdi på ca. 1,6 mrd. kr., 	
hvorav reinvesteringene i Stokkeland stasjon utgjør 540 mill.kr. (	Tabell 2 i 	
Behovsanalysen	).

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	17	 	
2.2.2	 	Alminnelig forsyning er største kundegruppe	 	
Forbruket fordeler seg 	i dag 	på følgende brukere:	 	
 	
Figur 	2.1 	Fordeling av effektforbruk på forbruksgrupper i Sør	-Rogaland. Prosent. 	
Kilde: KVU	-ens Behovsanalyse	 	
Figur 2.1 viser at vel 40 prosent av forbruket er i husholdningene. Alminnelig forsyning, 
som utgjø	r husholdninger, offentlig forvaltning og næringsliv utenom industri utgjør til 	
sammen 87 prosent. 	 	
En stor del av elforbruket i alminnelig forsyning går til oppvarming, noe som innebærer 
at forbruket er størst på vinteren. Maksimalt forbruk har økt jevnt	 fra ca. 400 MW i 1970 	
til nesten 1	 400 	MW i dag 	(beregnet) 	i takt med befolkningsveksten. Effektintensiteten 	
har vært tilnærmet konstant på ca. 4 kW/person i de siste 10 årene. 	 	
2.2.3	 	Forbruket i omr	ådet forventes å øke i årene fre	mover	 	
Historisk har befolkning	sveksten vært den viktigste driveren for forbruksvekst i Sør	-	
Rogaland	. Behovsanalysen tar utgangspunkt i Statistisk sentralbyrås prognoser fra 	
2014, som forventer befolkningsvekst i regionen i alle sine scenarier. 	I middelscenariet 	
legges det til grunn en 	vekst på 14 prosent fra dagens nivå og frem mot 2025. Deretter 	
avtar veksten noe frem mot 2035 og 2040. Denne veksttakten ligner den en har hatt i 
regionen historisk, bortsett fra perioden 2007	-2015 som hadde høyere vekst. I SSBs 	
lavscenario er veksten fra	m mot 2025 på ni prosent før den etter hvert flater helt ut. I 	
høyscenariet fortsetter den høye veksten en har sett i regionen fra 2007 helt fram til 
2060. Behovsanalysen legger SSBs middelscenario til grunn for sine 
forbruksprognoser. 	 	
SSBs prognoser legg	er til grunn at størstedelen av befolkningsøkningen kommer sør 	
for Stavanger by. I	 middelscenariet legges det til grunn en befolkningsvekst på 11 	
prosent fram til 2	040 for Stavanger kommune, mens	 veksten for Sandnes kommune 	
anslås til over 40 prosent. 	 	
Effektforbruket per innbygger kan endre seg i fremtiden. 	Ettersom en stor del av 	
forbruket går til alminnelig forsyning	, vil d	rivere som påvirker effektforbruket til 	
oppvarming 	være viktige for forbruksutviklingen framover. Mer energieffektive bygg vil 	
kun	ne trekke forbruket per innbygger i alminnelig forsyning ned. Men ettersom 	
byggene i regionen gjennomgående er nyere enn i resten av landet kan potensialet for 
energieffektivisering 	i eksisterende boligmasse 	være begrenset. Det vises dessuten til 41 %	
28 %	
14 %	
11 %	
4 %
2 %	
Husholdning	
Handel og tjenester	
Offentlig
Industri
Jordbruk	
Industri med eldrevne prosesser

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
18	 	 	Vista Analyse	 	
at 	gevins	ter ved 	tidligere energieffektiviseringer 	ved installering av varmepumper i stor 	
grad 	er blitt tatt ut i økt komfort, og dermed ikke har påvirket energiforbruket særlig.	 Her 	
vil vi legge til at 	energieffektiviseringspotensialet i samlet boligmasse kan være	 	
signifikant dersom (som forutsatt her) nye hus er mer energieffektive enn gamle, og 
innbyggertallet vokser. 	 	
En stor økning i antall elbiler vil kunne dra effektforbruket opp. I Behovsanalysen 
forventes det at elbilen blir bil nummer én på lengre sikt. D	ersom elbilandelen i 	
regionen stiger fra dagens 3,1 prosentandel av bilparken til 50 prosent i 2035 vil dette 
gi et effektbehov for elbillading på opp mot 100 MW	 mot 4 MW i dag. Dersom man 	
fortsatt får en topp i ladingen på ettermiddagen vil dette bidra be	tydelig til økt 	
effektetterspørsel i en periode med høy etterspørsel, og gi en økning i 
effektintensiteten per innbygger på 5 prosent. 	 	
Innføringen av «Avanserte Måle	- og Styringssystemer» (AMS) fra 2019 	kan gi større 	
mulighet for laststyring av effektuttaket, bl.a. ved å flytte det fra en periode med høyt 
forbruk til en annen. I Behovsanalysen anslås det at 	dersom man antar at 20 prosent 	
av varmtvanns	- og elbilforbruket er laststyrt i 2025	, stigende mot 25 prosent i 2030 og 	
30 prosent i 2035	, kan effektforbruket redusere	s med om lag 70 MW.	 	
Overgang til mer effektintensive apparater i husholdningene som induksjons 
komfyrtopper og gjennomstrømsvarmere for varmtvann vil kunne gi høyere effektu	ttak. 	
Felles for disse er at forbrukstiden reduseres, men effektuttaket er høyere når forbruket 
pågår. B	ehovsanalysen mener derfor at dette vil ha lite å si for det samlede 	
effektuttaket i en litt lengre periode. 	 	
Behovsanalysen viser til at videre utbygg	ing av fjernvarme og gassnett vil kunne 	
redusere effektuttaket. Regionen har i dag et eget distribusjonsnett for gass. Maksimal 
effekt er ca. 790 MW, hvorav 210 MW er lokalisert i Stavanger og sørover. Lyse sitt 
fjernvarmenett dekker deler av området, og b	idrar med 25 MW fjernvarme og 5 MW 	
elektrisitet ved full kapasitet. Det er planer om å utvide fjernvarmenettet	, hvorav ca. 25 	
MW er vedtatt utbygget.	 Totalt omfatter planene imidlertid ca 75 MW til 2026 og 125 	
MW til 2016 (Behovsanalysens figur 17).	 Det pl	anlegges ingen utvidelse av 	
naturgassnettet, men planlegges økt produksjon av biogass noen steder i regionen.	 	 	
Behovsanalysen 	legger til grunn fortsatt konstant effektintensitet per 	innbygger i 	
forventningsscenari	et for fremtidig forbruksutvikling. 	Det 	pekes på at	 det er liten 	
usikkerhet knyttet til denne forutsetningen på kort sikt, men at utviklingen er mer 
usikker på lengre sikt	. Effektetterspørselen fra elbiler	 er den største og viktigste 	
usikkerheten knyttet til fremtidig effektintensitet. 	Økningen 	i denne	 kan skje raskt og 	
kan dermed være vanskelig å planlegge for.	 På den annen side kan innføringen av 	
AMS kompensere mye av en eventuell økning.	 	
Behovsanalysen viser til at kraftforbruket i industrien i regionen er lite, og at en ikke 
forventer noen s	tor økning effektuttaket. Det forventes heller ikke elektrifisering av nye 	
prosjekter på sokkelen på kort sikt. 	 	
2.2.4	 	Forventet økt effektbehov	 er prosjektutløsende behov	 	
Den forventede forbruksveksten medfører at andelen av tiden hvor forsyningen er 
utenfor N	-1 øker for hvert år fremover. Også i dag er en utenfor N	-1 i korte perioder	. 	
Økt produksjonskapasitet	 i Sør	-Rogaland kan bedre forsyningssikkerheten. 	Det er søkt 	
om eller fått konsesjon for i	 underkant av 1	 200 	MW produksjonskapasitet, hvorav

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	19	 	
mesteparten 	er vindkraft	 og en liten del er vannkraft. 700 MW kan realiseres med 	
dagens nett, og det er usikkert hvor mange av de planlagte prosjektene som faktisk blir 
bygget ut. 	Basert på en gjennomgang av produksjonsplaner i området, gjenstående 	
utbyggingspotensial 	og forventet realiseringsgrad legger 	Behovsanalysen	 til grunn av 	
det blir bygget ut 240 MW ny produksjon i Sør	-Rogaland, hvorav vindkraft utgjør 200 	
MW og småkraft 40 MW.	3 Småkraften har imidlertid lite å si for 	overførings	behovet. 	 	
Figur 2.2 viser at 	tiden utenfor N	-1 i et normalår 	vil øke i årene framover som følge av 	
forventet forbruksvekst, gitt dagens kapasiteter og vedtatte oppgraderinger m.v. 
Figuren viser også at økt vind	- og småkraftkapasitet innenfor regionen vil redusere 	
tiden utenfor N	-1 noe	, hovedsakelig etter 2025. 	I et tørt & kaldt år vil 	andelen av året 	
utenfor N	-1 være dobbelt så høy som 	i et normalår	 som figuren viser	. 
 	
Figur 	2.2 	Forventet flyt på Sør	-Rogalandsnittet 	med og 	uten	 240 MW ny	 vind	- og 	
småkraft	. Kilde. Behovsanalysen.	 	
I følge Behovsanalysen 	vil forventet forbruk i makslast i 	20	35	 ligge på nivå med den 	
be	reg	nede	 N-0-kapasiteten	, og forbruksmengden og antall timer som ikke kan forsynes 	
uten å få spenningskollaps selv om det ikke	 oppstår feil i nettet vil øke i årene etter. 	
Behovsanalysen understreker 	den store 	usikkerheten i beregningen av N	-0-	
kapasiteten, og at ulike forutsetninger gir en forskjell på +/	- 50 MW kapasitet i 2035. 	
Det er dessuten vanskelig å vurdere hvor høye forb	rukstoppene blir så langt fram i tid. 	 	
På grunnlag av ovennevnte forutsetninger og vurderinger beregner Behovsanalysen 
nåverdien av forventede avbruddskostnader som følge av enkeltfeil i 132	-420 kV	-nettet 	
til 250 mill.kr. Over 60 prosent av disse kostnaden	e skyldes feil på 300 kV	-ledningene 	
på strekningene Feda	-Stokkeland og Tonstad	-Stokkeland. I tillegg er det beregnet 	
 	 	 	
3 Det er nå (desember 2016) bekreftet 315 MW vindkraft i området, jf Behovsanalysens punkt 
7.4. Dette betyr ifølge Statnett lite for kurvene i figuren.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
20	 	 	Vista Analyse	 	
avbruddskostnader for utvalgte dobbeltfeil og utfall av stasjoner, og disse utgjør 40 
mill.kr. i nåverdi. 	 	
Utover i analyseperioden vil 	en	 også få avbruddskostnader som følge av at 	en	 i 	
perioder ikke klarer å forsyne alt forbruket 	fordi effektbehovet overskrider N	-0-grensen. 	
Tidspunktet for når dette oppstår er veldig usikkert, men 	det anslås at en	 risikerer å 	
komme i en slik situasjon fra mi	dten av 2020	-tallet og utover. Nåverdien på forventede 	
avbruddskostnader som følge av utkobling av forbruk ved intakt nett er estimert til 260	 	
mill.kr.	, men anslaget er svært usikkert. 	 	
Det er en betydelig andel av mulige feilhendelser 	som	 ikke 	er verdsatt. Dette gjelder 	
blant annet flere samtidige feil og følgefeil. Dette betyr isolert sett at 
avbruddskostnadene 	er undervurdert	. I tillegg er det betydelig usikkerhet knyttet til 	
følgende faktorer	: 	
 	Temperatur i de enkelte år	 	
 	Overføringskapasiteten i	 transmisjonsnettet	 	
 	Tilgang på lokal produksjon	 	
 	Forbruksutvikling og effekttopper	 	
 	Kostnadssatsene vi legger til grunn i beregningene	 	
 	Driftsituasjonen i periodene hvor importbehovet overstiger N	-0 grensen	 	
2.3	 Vurdering av KVU	-en	s behovsanalyse	 	
Analysen 	dokumenterer 	i tilstrekkelig grad eksisterende og forventet utvikling i 	
forbruk, produksjon, nettets fysiske tilstand eller andre prosjekt	utløsende behov	 	
Det prosjektutløsende behovet er 	forventet økt effektbehov som følge av forventet 	
forbruksvekst 	hoved	sakelig 	i alminnelig forsyning	. Statnett belyser dette 	gjennom 	
analyse	r av mulig forbruksvekst i årene framover	. Siden befolkningsveksten historisk 	
har vært viktig for forbruksutviklingen legges det stor vekt på å drøfte hvordan denne 
kan utvikle seg i åre	ne fr	emover, gitt usikkerheten 	som oljeprisfallet har skapt for 	
utviklingen	 i regionen. 	 	
Selv om utviklingen i husholdningenes effektforbruk er viktig, utgjør 	det tross alt bare 	
vel 40 prosent av samlet effektforbruk i regionen. Utviklingen i effektetter	spørselen i 	
næringslivet er behandlet nokså knapt, begrenset til en kort gjennomgang av mulig 
endringer i etterspørselen fra de største bedriftene i regionen. Det hadde vært ønskelig 
med en noe mer omfattende gjennomgang av 	hvordan	 effektetterspørselen fra	 	
næringslivet	 kan tenkes å utvikle seg fremover	. 	 	
Tilstanden i nettet er tilfredsstillende beskrevet, og behovet for tiltak for å unngå 
utkoblinger som følge av forventet forbruksvekst er synliggjort. 	Det er i denne 	
sammenhengen positivt at det gjø	res forsøk på å beregne avbruddskostnader for ulike 	
hendelser i nettet, selv om disse er svært usikre. Tidspunktene for når det er 
ønskelig/nødvendig med reinvesteringer i de ulike delene av nettet framstår som litt 
uklare, noe som kan skyldes at det er et	 visst rom for fleksibilitet mht. dette. 	 	
Forutsetningene som legges til grunn i vurderingen av sannsynlig utvikling	 er 	
relevante	 	
Behovsanalysen baserer seg på en «tradisjonell» etterspørselsanalyse, hvor 
befolkningsvekst/økonomisk vekst justert for eventu	elle effektivitetsforbedringer 	
bestemmer utviklingen i 	energi	etterspørselen. Etterspørselen etter 	effekt	 	har

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	21	 	
tradisjonelt ikke vært 	analysert på samme systematiske måte. Det gis 	imidlertid 	
omfattende plass til å drøfte hvilke faktorer som eventuelt kan påvirke 
effektetterspørselen fremover. Dette er en viktig diskusjon for bl.a. å få fram 
usikkerheten i utviklingen av denne størrelsen, selv om det konkluderes med at det 
spesifikke effektforb	ruket forventes å være konstant i årene framover. 	I diskusjonen er 	
det nesten utelukkende faktorer knyttet til husholdningenes effektforbruk som trekkes 
frem (bolighus, elbiler, AMS)	. Det	 bidrar til inntrykket av at det er de 40 prosentene 	
husholdningsforb	ruk man egentlig baserer seg på i prognosearbeidet.	 	
Behovet for å gjennomføre et tiltak er godtgjort	 	
Alt i alt sannsynliggjør Behovsanalysen at det før eller siden vil bli behov for 
investeringer i nettet for å kunne dekke opp forventet vekst i effektetter	spørselen på en 	
tilfredsstillende måte. Ettersom det er betydelig usikkerhet om utviklingen i 
etterspørselen	 både med hensyn til trenden i forbruksutviklingen og det maksimale 	
effektforbruket 	ved en kuldeperiode av den typen man bare ser hvert tiende år el	ler 	
sjeldnere,	 og i noen grad også hvor mye kapasitet som vil være mulig å få ut av nett	et, 	
er det vanskelig å tidfeste eksakt når tiltak blir nødvendig	e for å unngå utkoblinger. 	
Dersom etterspørselen øker over tid vil t	iden hvor forsyningen er utenfor N	-1 øke	 	
gradvis, og etter hvert vil man også i perioder være utenfor N	-0. 	 	 	
Behovsanalysen er tilstrekkelig komplett	 	
Behovsanalysen er etter vår vurdering tilstrekkelig komplett. Det prosjektutløsende 
behovet er formulert. Analysen har en god interessen	tanalyse som forklarer de 	ulike	 	
interessene 	de berørte aktørene har	.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
22	 	 	Vista Analyse	 	
3.	 Mål og rammer	 	
OED 	(2013)	 spesifiserer at kvalitetssikrer skal utføre følgende oppgaver i forbindelse 	
med kapitlet om mål og rammer:	 	
 	Vurdere om måle	ne er forankret i gjeldende politisk vedtatte mål.	 	
 	Vurdere om formulerte effektmål 	og rammer er i samsvar 	med 	
konklusjonene fra behovsanalysen.	 	
 	Vurdere om mål	ene	 er formulert slik at de alternative konseptenes 	
måloppnåelse kan vurderes. Hvis det er flere m	ål må det vurderes om det 	
foreligger motsetninger mellom de ulike målene, eller om målstrukturen blir 
for komplisert til å være operasjonell.	 	
 	Vurdere om juridiske, tekniske, finansielle, miljømessige og/eller 
beredskapsmessige krav og andre myndighetsbeste	mte rammebetingelser 	
er tilstrekkelig beskrevet og tatt hensyn til ved utforming av mål og rammer.	 	
OEDs veileder legger stor vekt på mål i betydningen effektmål, mens det sies om 
samfunnsmål at «nettmeldingen gir generell	e samfunnsmål for utbyggingen av ne	tt». 	
Det er på denne bakgrunn man må forstå det første kulepunktet.	 	
3.1	 Overordnet v	urdering	 	
Vi har vurdert foreliggende 	mål og rammer	 i henhold til 	veilederens krav	. Vurderingen 	
er oppsummert 	i Tabell 	3.1. 	
Tabell 	3.1 Oppsummert vurdering av mål og rammer	 	
Forankring i gjeldende politiske vedtak 	 	✔✔✔	 	
Mål og rammer er i samsvar med konklusjonene 	fra 	
behovsanalysen	 	✔✔✔	 	
Målformuleringene er i tilstrekkelig grad egnet til å vurdere 
konseptenes måloppnåelse 	 	✔✔✔	 	
Øvrige rammebetingelser er i tilstrekkelig grad beskrevet 	 	✔ 	
Merknad: Antall 	✔svarer til grad av positivitet i vurderingen. Tre 	✔ innebærer at kvalitetssikrer 	
ikke har	 vesentlige merknader. To 	✔ tilsvarer 	noen merknader. Én 	✔ tilsvarer vesentlige 	
merknader.	 ✘ svarer til negativ vurdering.	 	
3.2	 Mål og rammer i KVU	 	
Vi gjengir kort hovedpunktene fra kapitlet om mål og rammer fra KVU. 	I sam	mendraget 	
til dokumentet innledningsvis refereres det til 	at en har utledet følgende SKAL	-krav 	
som tiltakene som vurderes må ligge innenfor:	 	
 	Alle som er tilknyttet kraftnettet skal som minimum ha strømforsyning ved 
intakt nett.	 	
 	Nettutvikling skal skje på 	en samfunnsøkonomisk rasjonell måte.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	23	 	
 	Systemvern på forbruk i distribusjonsnettet er kun akseptabelt som en 
midlertidig løsning.	 	
 	Utbygging skal skje med minst mulig belastning for tredjepart, naturmangfold, 
landskap og arealinteresser.	 	
Utredningens samfunns	mål er	: 	
«Sikker tilgang på strøm for eksisterende og nytt forbruk i Sør	-Rogaland	.» 	
Utredningens effektmål er	: 	
«Kraftsystemet skal tåle utviklingen i kraftforbruket uten at en feil i 
transmisjonsnettet medfører utkobling av forbruk tilknyttet 	distribusjonsnettet	.» 	
Statnett har i tillegg satt opp rammebetingelser som følger av lovverket:	 	
 	Tilknytningsplikt for forbruk, herunder myndighetenes vekt på tilstrekkelige 
sikkerhetsmarginer uten at det er stilt eksplisitte krav til grad av 
leveringspålit	elighet, f.eks. N	-1 eller maksimalt tillatt utfall med en gitt varighet. 	 	
 	Nettutvikling skal skje på en samfunnsøkonomisk rasjonell måte	 	
 	Systemvern knyttet til forbruk i distribusjonsnettet er kun akseptabelt som 
midlertidig løsning	 	
 	Utbygging bør gi minst 	mulig belastning for tredjepart, naturmangfold, landskap 	
og arealinteresser. 	 	
3.3	 Vurdering av mål og rammer i KVU	 	
Målene er forankret i gjeldende politisk vedtatte mål	 	
Samfunnsmålet er 	gir uttrykk for et overordnet mål for norsk kraftforsyning, som har 	
basis	 i Energiloven og	 ulike stortingsmeldinger	. Vi mener dette er et mål som har 	
politisk konsensus. 	 	
Effektmål og rammer er i samsvar med konklusjonene fra behovsanalysen	 	
Effektmålet er etter vår vurdering i samsvar med konklusjonene i behovsanalysen. Gitt 
ve	kten på forsyningssikkerhet og å unngå utkoblinger mener vi dette er et relevant mål 	
forankret i politiske dokumenter	. 	
Målene er formulert slik at konseptenes måloppnåelse kan vurderes	 	
Effektmålet er formulert slik at måloppnåelse kan vurderes	, gitt at de	t ikke er formulert 	
eksplisitte politiske krav til leveringspålitelighet	. 	
Rammebetingelse	ne	 burde arbeides mer med 	 	
Det første 	SKAL	-kravet	 innledningsvis	, om strømforsyning ved intakt nett	, er å 	
gjenfinne som tredje avsnitt i rammebetingelsen om tilknytni	ngsplikt for forbruk. Rett 	
over, i andre avsnitt, står et utsagn om at myndighetene ikke gir eksplisitte krav om 
leveringspålitelighet, som tilsynelatende er i motstrid med tredje avsnitt.	 Utsagnet i 	
tredje avsnitt begrunnes da med en påstand, i én setning	, om at det er slik Statnett 	
forstår energiloven med forskrifter. 	 	
Vi mener som Statnett at et moderne samfunn ikke kan basere seg på et nett som er 
underdimensjonert og legger opp til merkbar sannsynlighet for strømutkobling. Derfor 
er vi med på at et uts	agn om dette 	kan	 være et SKAL	-krav. 	Det burde vært løftet ut av

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
24	 	 	Vista Analyse	 	
rammebetingelsen kalt tilknytningsplikt for forbruk og 	drøftet og 	presisert	 som eget 	
krav. Det viktigste er imidlertid at 	det alltid er noe sannsynlighet for strømutkobling ved 	
intakt nett	. Derfor 	burde man formulert kravet i sannsynlighetstermer. 	Dette er desto 	
viktigere fordi det viser seg senere at det er dette SKAL	-kravet hele utredningen 	
henger på. 	Kravet	 er helt avgjørende for utredningens konklusjon og anbefaling.	 	 	
SKAL	-kravet 	om systemvern	 har noe av det samme vurderingsproblemet siden ordet 	
midlertidig ikke er definert. I 	det siste 	kravet	, om minst mulig belastning for tredjepart, 	
natur osv er ordet SKAL altfor strengt. Av det vurderte konseptene i utredningen er det 
åpenbart 	nullalternativet som gir minst belastning	 på natur og miljø	. Men 	det viser seg 	
at S	tatnett 	til tross for formuleringen ikke går 	rett på nullalternativet som anbefalt 	
løsning.	 I dokumentets hoveddel er SKAL blitt til BØR, som gir mye bedre mening. 	 	
SKAL	-kra	v bør i alminnelighet være 	konsise	 minimumskrav	 som 	er selvforklarende og 	
ikke gir rom for vurdering og drøfting	 når de vel er satt	.. Vurdering og drøfting hører 	
hjemme i den samfunnsøkonomiske analysen av de alternativene som tilfredsstiller 
kravene. Ved 	å knytte SKAL	-krav til absolutter som ikke lar seg oppfylle (alle skal 	
(alltid) ha strømforsyning, skal skje med minst mulig belastning) og begreper med 
uklart innhold (midlertidig) blir SKAL	-kravene til vurderingskriterier, dvs til BØR	-krav.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	25	 	
4.	 Aktuelle kon	septer 	– mulighetsstudie	 	
OED 	(2013)	 spesifiserer at kvalitetssikrer skal utføre følgende oppgaver i forbindelse 	
med kapitlet om mulighetsrommet:	 	
 	Vurdere de identifiserte konsepter opp mot rammer, behov og måloppnåelse,	 	
og bedømme hvorvidt den fulle bredden av muligheter er ivaretatt.	 	
 	Vurdere om nettselskapets valg av konsepter som skal analyseres videre i 
alternativanalysen er de relevante og om nettselskapet har begrunnet valgene 
tilstrekkelig.	 	
I mulighetsstudien skal 	alternative konsepter kartlegges, beskrives og vurderes. 	
Begrepet konsept er definert i nettmeldingen. OED 	(2013)	 sier at mulighetsstudien skal 	
belyse valgmulighetene. Videre:	 	
«Det er viktig at identifiserte konsept i m	ulighetsstudien ikke kun begrenses 	
til nettbaserte løsninger, men også omfatter tiltak som ligger utenfor 
nettselskapenes ansvarsområde slik som tiltak på forbruks	- 	og 	
produksjonssiden.»	 	
Nettmeldingen	 (Melding til Stortinget 14 	(2011	-2012))	 er inne på mye av det samme 	
når den sier: 	 	
«Det vil som oftest være flere ulike løsninger 	– konsepter 	– som dekker 	
samme behov og oppnår samme mål. Prosjektene vil ofte utelukke 
hverandre, fordi når et prosjekt gjennomføres, reduseres beh	ovet av andre. 	
Det er derfor viktig at nettselskapene vurderer og beskriver alle relevante 
løsninger...Når det vurderes hvilket nettkonsept som vil være best for 
samfunnet, vil det være naturlig å sammenligne flere ulike 
ledningsalternativ, som forsyning f	ra ulike tilknytningspunkt, oppgradering 	
og systemmessige tiltak og også tiltak på produksjons	- og forbrukssiden.»	 	
Meldingen legger likevel til: 	 	
«Selv om det kan finnes andre tiltak som er mer lønnsomme enn 
nettinvesteringen, men hvor andre aktører er ans	varlige og hvor tiltakene 	
ikke gjennomføres, må nettselskapet gjennomføre de tiltak som er 
nødvendige for å oppfylle sine plikter.» 	 	
Dette illustrerer de avveiningene en aktør som Statnett står overfor 	– mulighetsrommet 	
for Statnett kan være et annet enn 	mulighetsrommet for samfunnet som helhet. 	 	
4.1	 Overordnet v	urdering	 	
Vi har vurdert foreliggende 	mål og rammer	 i henhold til 	veilederens krav	. Vurderingen 	
er oppsummert i 	Tabell 	4.1 (se neste side)

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
26	 	 	Vista Analyse	 	
Tabell 	4.1 Oppsummert vurdering av aktuelle konsepter og mulighetsstudie	 	
Vurdering av de identifiserte konsepter opp mot rammer, behov 
og måloppnåelse, og hvorvidt den fulle bredd	en av muligheter 	
er ivaretatt	 	
✔✔✔	 	
Nettselskapets valg av konsepter som skal analyseres videre i 
alternativanalysen er de relevante, og nettselskapet har 
begrunnet valgene tilstrekkelig.	 	
✔✔✔	 	
Merknad: Antall 	✔svarer til grad av positivitet i vurderingen. Tre 	✔ innebærer at kvalitetssikrer 	
ikke har	 vesentlige merknader. To 	✔ tilsvarer 	noen merknader. Én 	✔ tilsvarer vesentlige 	
merknader.	 ✘ svarer til negativ vurdering.	 	
4.2	 Hovedpunkter i KVU	-en	s mulighetsstudie	 	
4.2.1	 	Alternativene til økt kapasitet i nettet vil 	i følge Mulighetsstudien 	ikke 	
kunne løse behovet	 	
Mulighetsstudien vurderer en rekke tiltak som alternativer til økt nettkapasitet for å løse 
behovet. Flere av disse vil kunne bidra positivt, men tiltakene er 	ifølge utredningen 	
enten svært kostbare og/eller virkningene er usikre. Følgende tiltak vurderes:	 	
Effektreduksjon	. Behovsanalysen identifiserer en rekke muligheter for å redusere 	
effektforbruket, slik som energieffektivisering, tiltak som følge av innføring 	av AMS og 	
videre utbygging av fjernvarme og gass. 	Dette er tiltak som enten bidrar til lavere nivå 	
på effektetterspørselen og/eller reduserer maksimalt effektuttak. Det er imidlertid 
usikkert i hvilken grad disse tiltakene vil kunne bidra tilstrekkelig til	 å løse behovet. 	
Dette skyldes bl.a. at en stor del av forbruket er alminnelig forsyning, som har høye 
men korte effekttopper. Noen av tiltakene vil imidlertid kunne ha effekt på lengre sikt.	 	
Flytting av forbruk	. Siden det meste av forbruket er alminnelig 	forsyning er ikke dette 	
noe realistisk alternativ. 	 	
La hele kraftproduksjonen fra Lysebotn II kjøres mot 132 kV	-nettet. 	Det er gitt 	
konsesjon til at halvparten av produksjonen i det nye kraftverket skal kjøres mot 
regionalnettet, mens den andre halvparten 	skal gå mot transmisjonsnettet. Ved å kjøre 	
hele produksjonen mot regionalnettet frigjøres kapasitet i transmisjonstettet. Dagens 
regionalnett har imidlertid ikke kapasitet til dette, slik at kapasiteten må oppgraderes til 
en anslått kostnad på ca. 210 mil	l.kr. i nåverdi. 	Dette vil utsette tidspunktet for utkobling 	
ved intakt nett med ca. fem år. 	Nettet kjøres i dag med lav spenning	, og å oppgradere 	
denne vil forskyve dette tidspunktet ytterligere med tre	-fire år. Dette tiltaket tas ikke 	
med til videre som 	selvstendig tiltak, men 	det 	vurderes i Alternativanalysen om det kan 	
være aktuelt i kombinasjon med andre nett	-tiltak. 	 	
Ny vindkraft ut over nullalternativet.	 Ny produksjon ut over de 200 MW som legges til 	
grunn i nullalternativet vil ha liten betydning fo	r effektbehovet ettersom den er 	
begrenset av termisk kapasitet på ledningene. 	 	
Energilagring.	 I Sør	-Rogaland vil dette i praksis være batterier. Batteriteknologien er i 	
rivende utvikling og batteriprisene faller, men dette framstår ikke som praktisk mulig 	og 	
lønnsomt for å møte det prosjek	tutløsende behovet.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	27	 	
Gasskraftverk.	 Dette framstår som svært kostbart tiltak og dermed ikke rasjonelt. 	 	
Eget prisområde i Sør	-Rogaland	. Det er lite regulerbar produksjonskapasitet innenfor 	
området, og det meste av forbruke	t er i alminnelig forsyning. Det er derfor usikkert om 	
et eget prisområde vil bidra til å løse effektbehovet.	 	
4.2.2	 	Økt kapasitet i nettet kan løse behovet	 	
Dermed står en i Mulighetsstudien igjen med økt kapasitet i nettet for å løse behovet. 
Spenningsproblem	er begrenser overføringskapasiteten i dagens nett. Et alternativ til å 	
bygge ny ledning kan derfor være å installere dynamisk kompensering 	som bidrar til at 	
ledningene kan utnyttes opp mot termisk kapasitet. Dette gir imidlertid bare en liten 
kapasitetsøknin	g til en relativt høy kostnad, og utelukkes derfor som et reelt tiltak. 	 	
En forbindelse mellom SKL	-området og Sør	-Rogaland over Boknafjorden er tidligere 	
anslått til i størrelsesorden fire til seks mrd.kr. En slik forbindelse kan få uheldige 
konsekvenser f	or kraftsystemet, ettersom det vil knytte sammen to 	
underskuddsområder som begge har begrenset overføringskapasitet inn til området, 
noe som vil kreve betydelige tilleggsinvesteringer i nettet i Sør	-Rogaland. Dette 	
alternativet avvises. 	 	
Dermed står en igj	en med en ny forbindelse fra øst, den såkalte vestlige korridor. Det 	
er fire mulige tilknytningspunkt for denne ledningen: Tjørhom, Ertsmyra, Kvinesdal og 
Lyse	, se figur 4.1	. 	
 	
Figur 	4.1 	Mulige 	tilknytningspunkt i Vestre korridor for ny 420 kV ledning. Kilde: 	
Mulighetsstudien.	 	
Ettersom en ny ledning fra Lyse allerede er godt utredet i forbindelse med 
konsesjonsprosessen for Lyse	-Stølaheia er det mindre usikkerhet mht. Stølaheia
Bærheim
Stokkeland	
Åna	-Sira	
Kjelland	
Kvinesdal
Lyse	
Vestre 
korridor	
420 kV
300 kV
132 kV
Mulig ny forbindelse på 420 	kV	
Ertsmyra	
Tjørhom	
Endepunkt for ny 
ledning i dette 	området

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
28	 	 	Vista Analyse	 	
investeringskostnader og mil	jø/naturinngrep for dette alternativet enn for de andre. 	
Utredningene gjør også at en ledning fra Lyse kan gjennomføres raskere, slik at den vil 
kunne s	tå klar mot slutten av 2022	, mot	 2025 for de	 andre. Kortere gjennomføringstid 	
for Lyse gjør i følge Muli	ghetsstudien at en reduserer usikkerheten i 	
avbruddskostnader og utkobling av forbruk ved intakt nett i nullalternativet på et 
tidligere tidspunkt. De andre tilknytningspunktene bør derfor være åpenbart bedre enn 
Lyse for at en skal endre løsning på nåvær	ende tidspunkt. En ledning fra Lyse vil også 	
medføre sparte kostnader i Dugeringen 	på 360 mill.kr. 	for å kunne utnytte full 	
handelskapasitet på mellomlandsforbindelsene (kostnaden er lagt inn i	 nullalternativet)	. 	
En ledning fra Lyse sammenliknes også med o	ppgradering av eksisterende 	
transmisjonsnettledninger i Sør	-Rogaland	. Dette 	forkastes pga. høyere kostnader enn 	
en ny ledning til Lyse. Spenningsoppgradering og strømoppgradering av eksisterende 
nett framstår også som 	dyrere. 	 	
Mulighetsstudien konkludere	r dermed med at en ledning fra Lyse samfunnsøkonomisk 	
sett framstår som det beste tilknytningspunktet. 	Som vist i figur 4.1 har en slik ledning 	
tre mulige endepunkter, Stokkeland, Bærheim eller Stølaheia. Disse tre alternativene 
tas med inn i Alternativana	lysen. 	 	 	
4.3	 Vurdering av KVU	-en	s mulighetsstudie	 	
Den fulle bredden av muligheter er ivaretatt	 	
Etter vår vurdering er den fulle bredden i muligheter godt ivaretatt. Vi kan ikke se hvilke 
andre muligheter som kunne vært undersøkt.	 	
Valget av konsepter som sk	al analyseres vider	e er 	velbegrunnet	 	
Vi er enige i konklusjonen om å ta med en ny ledning fra Lyse med tre alternative 
endepunkt videre inn i Alternativanalysen. Videre er det positivt at man ikke utelukker 
alternativet med å kjøre hele produksjonen fra 	nye Lysebotn II på regionalnettet fra en 	
vurdering i Alternativanalysen	 sammen med andre nett	-tiltak. Dette alternativet kan 	
tross alt gi en utsettelse for gjennomføring av andre, mer omfattende tiltak på opp mot 
ni år til en kostnad på 210 mill.kr., noe s	om kan være en opsjon å vurdere slik at en 	
f.eks. får mer tid til å optimalisere mer langsiktige tiltak. 	 	
4.4	 Vedlegg 1: Underlagsnotat om miljøvirkninger	 	
Det er utarbeidet et eget notat «Miljøvurdering av KVU Sør	-Rogaland» som ligger som 	
vedlegg til Mulighets	studien. 	 	
Enkel metodikk basert på databaser og tidligere innhentet informasjon 	 	
Miljøvurderingene tar utgangspunkt i metoden i 	Statens vegvesen Håndbok V712 og 	
Direktoratet for økonomistyrings (DFØ) sin veileder for samfunnsøkonomiske analyser. 
Vurderinge	ne tar utgangspunkt i 	informasjon fra grunnlagskartet (Geodata basis) og 	
registrerte 	data	 	i 	databasene Naturbase (Miljødirektoratet) og Askeladden 	
(Riksantikvaren)	 og bruker disse til å vurdere i hvilken grad konseptene vil være i 	
konflikt med miljømål for	 bl.a. naturmangfold, landskap, bebyggelse og friluftsliv. 	I 	
tillegg benyttes informasjon fra tidligere utredninger om Statnetts ledninger i Sør	-	
Rogaland.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	29	 	
Konsekvensene vurderes også ved å ta utgangspunkt i antall kilometer ny ledning som 
skal bygges og e	ventuelt hvor mye 	gammel ledning o.a. 	som skal saneres. I tillegg 	
påvirkes omfanget av miljøverdiene i områdene hvor det skal bygges og/eller saneres. 
Når 	en	 har vurdert omfanget og graden av konflikt med miljømål finner 	en	 den samlede 	
miljøvirkningen.	 	
Vi 	har ingen merknader til hovedtrekkene i fremgangsmåten.	 	
Ny 	ledning	 fra Lyse til Nord	-Jæren gir lavest miljøvirkning	 	
Miljøvurderingene starter med en overordnet vurdering av de fire ovennevnte 
tilknytningspunktene for en linje fra Vestre korridor, pluss nul	lalternativet oppgradering 	
av eksisterende nett. 	Resultatene er oppsummert i tabell 4.1	 	
Tabell 	4.2 	Samlet miljøvirkning av konseptene. 	 	
Konsept	 	Samlet 	miljøvirkning	 	
0: Reinvestering i stasjoner	 	Ikke vurdert	 	
1: Oppgradering av eksisterende 
nett	 	
Liten/middels negativ (	-/--) 	
2: Ny 420 kV Lyse	- Nord	-Jæren	 	Middels/liten negativ (	--/-) 	
3: Ny 420 kV Tjørhom	-Nord	-Jæren	 	Stor/middels negativ (	---	/--) 	
4: Ny 420 kV Ertsmyra	-Nord	-Jæren	 	Middels/stor negativ (	--/---	) 	
5: Ny 420 kV Kvinesdal	-Nord	-Jæren	 	Middels/stor negativ (	--/---	) 	
Kilde: Miljønotatet	 	
Konseptene som har minst negativ miljøvirkning sammenlignet med nullalternativet 
(konsept 0) er konsept 1 og konsept 2, henholdsvis oppgradering av eksisterende nett 
og ny 420 kV ledning mellom Lyse og Nord	-Jæren. Begge konseptene omfatter 	
sanering av eksi	sterende nett, noe som er positivt for omfanget og de samlede 	
miljøvirkningene. 	 	
Vi konstaterer at de samlede miljøvirkningene for konsept 2 (Middels/liten negativ (	--/-)) 	
i Mulighetsstudien er blitt til «Liten/middels negativ (	-/--)». 	Vi er usikre på om d	ette 	
innebærer noen forskjell, og dette har uansett	 ikke noe å si for konklusjonene i 	
Mulighetsstudien. 	( 	
Ledning Lyse	-Stokkeland har lavest miljøvirkning	 fordi den er kortest	 	
Miljønotatet vurderer også miljøvirkningene 	av de tre ulike endepunktene for le	dningen 	
fra Lyse til Nord	-Jæren (konsept 2 i tabell 4.1). Alle tre ligger i området rundt Stavanger 	
og Sandnes, et område som er preget av tett bebyggelse, industri og jordbruksareal. 	 	
De tre alternativene er like fram til Seldalsheia, vest for Høgsfjorden	. For å kunne skille 	
de tre alternativene fra hver	andre fokuserer miljønotatet på strekningene hvor de tre 	
alternativene er ulike. 	 	
I en kort tidshorisont vil det være minst negative miljøvirkninger av å bygge Lyse	-	
Stokkeland	 (Middels/liten, (	--/-)). Alte	rnativet er kortere enn Lyse	-Bærheim og har der	-	
for mindre omfang. Alternativet omfatter en ny transformatorstasjon, som sann	synlig	vis

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
30	 	 	Vista Analyse	 	
vil etableres sørøst for dagens Stokkeland transformatorstasjon. Det vil mot	virke 	
graden av konflikt bebygde områder 	ved dagens stasjon. Det er mye jordbruksareal 	
med høy produktivitet i Sandnes, og alternativet vil derfor ha middels grad av konflikt 
med jordbruk. Avbøtende tiltak vil så lang	t det er mulig 	være 	å plassere mastene 	
utenfor de mest verdifulle arealene. 	 	
Lys	e-Bærheim kan ha stor grad av konflikt med bebyggelse og land	skap siden 	
området mellom Stokkeland og Bærheim er preget av bebyggelse og industri. På 
lenger sikt vil det sannsynligvis bli behov for oppgraderinger i regional	- og sentralnettet 	
i området run	dt Sandnes og Stavanger. En framtidig 	nettut	bygging mellom Stokkeland 	
og Bærheim gjør det krevende å skille miljøvirkningene av alternativene Lyse	-	
Stokkeland og Lyse	-Bærheim fra hverandre i et lengre tids	perspektiv. Det g	jør	 også 	
miljøvurderinge	n av Lyse	-Bærheim noe usikker	. Vi vil peke på at en her strengt tatt 	
beveger seg utenfor alternativet slik det er definert, og er over i en framtidig, ukjent 
oppfølging. 	 	
Lyse	-Stølaheia omfatter nybygging i områder uten eksisterende kraftnett og i med 	
færre	 teknisk	e inngrep enn de to andre alternativene. Dette alternativet vil dermed ha 	
større grad av konflikt med miljømål for landskap og friluftsliv.	 	
Det er en del usikkerhet knyttet til miljøvurderingen av Lyse	-Bærheim, særlig på grunn 	
av forventet framtidig nettut	bygging på vestsiden av Sandnes og Stavanger. 	
Usikkerheten rundt de andre alternativene er lav. Med den kunnskapen 	en	 har nå 	
konkluderes det med	 at samlet miljøvirkning av Lyse	-Bærheim og Lyse	-Stølaheia er 	
tilnærmet den samme	 (Middels, (	--)). De to alterna	tivene er i konflikt med ulike 	
miljømål, siden Bærheim er i nærheten av industri og boligområder mens Lyse	-	
Stølaheia vil krysse områder med lite eksisterende infrastruktur og som brukes til 
friluftsliv. 	 	
Vurderingene er på et relativt overordnet plan, noe 	vi har forståelse for at de må være 	
på dette stadiet i planleggingsprosessen. Dette gjør imidlertid at omfanget av 
miljøvirkningene fortsatt er usikre, dette gjelder ikke minst sammenlikningen av 
miljøvirkninger mellom alternativene. F.eks. skyldes konklus	jonen om at de samlede 	
miljøvirkningene for Lyse	-Bærheim på det nåværende stadiet ansees å være litt større 	
enn for Lyse	-Stokkeland etter hva vi kan se rett og slett at førstnevnte linje er noe 	
lengre. Effektene kan imidlertid også være ulike mht. konflikt	er i forhold til industri og 	
boligområder. Det er derfor viktig å huske på at ytterligere analyser og en evt. 
verdsetting av de ulike ulempene vil kunne endre på dette.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	31	 	
5.	 Alternativanalyse	n	 	
OEDs veileder 	(OED, 2013)	 slår fast at «vurdering av behovet for tiltak og en 	
samfunns	økonomisk vurdering av de alternative konseptene, er de sentrale delene av 	
en konseptvalgutredning».	 	
OED spesifiserer at kvalitetssikrer skal utføre følgende oppgaver i forbindelse med 
kapitlet 	om alternativanalyse:	 	
 	Vurdere hvorvidt de oppgitte alternativene vil bidra til å realisere målene og 
oppfylle kravene. 	 	
 	Vurdere om det er gjennomført en god samfunnsøkonomisk analyse, med 
vurdering av prissatte og ikke	-prissatte virkninger, i tråd med gjel	dende metode 	
og teori.	 	
 	Vurdere om usikkerhetsanalysen på en tilstrekkelig måte belyser usikkerheten i 
det prosjektutløsende behovet og andre faktorer som har betydning for 
alternativvurderingen. Forutsetningene som ligger til grunn for 
kraftsystemmodellkjø	ringer skal vurderes, men det er ikke krav om at ekstern 	
kvalitetssikrer skal gjennomføre egne kraftsystemmodellkjøringer.	 	
 	Veie de ulike konseptene mot hverandre og gjøre eventuelle tilleggsanalyser av 
alternativene. På bakgrunn av dette skal kvalitetssikr	er fremme en anbefaling 	
om hvilke konsept nettselskapet bør gå videre med.	 	
 	Vurdere hvorvidt økt informasjonstilgang på senere tidspunkt kan påvirke 
rangeringen mellom alternativene.	 	
Det sies også at «de samfunnsøkonomiske vurderingene av alternative konsep	t skal 	
være relativt overordnede og gi grunnlag for tilrådinger om det eller de alternativer som 
er de beste. Alternativanalysen skal også inneholde en vurdering av usikkerhet.» Det 
er også verdt å ta med seg at 	 	
«i alternativanalysen skal minimum et nulla	lternativ og to andre konsept 	
analyseres og rangeres».	 	
5.1	 Overordnet v	urdering	 	
Vi har vurdert foreliggende 	alternativanalyse	 i henhold til 	veilederens krav	. Vurderingen 	
er oppsummert i	 Tabell 	5.1.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
32	 	 	Vista Analyse	 	
Tabell 	5.1 Oppsummert vurdering av alternativanalysen	 	
Hvorvidt oppgitte alternativer realiserer målene og oppfyller 
kravene	 	✔✔✔	 	
Analyse med v	urdering av prissatte og ikke	-prissatte virkninger, 	
i tråd med gjeldende metode og teori	 	✔✔✔	 	
Hvorvidt usikkerhetsanalysen er tilstrekkelig, og forutsetningene 
som ligger til grunn for kraftsystemkjøringene er rimelige og 
godt begrunnet	 	
✔✔	✔ 	
Vurdering av hvordan økt informasjonstilgang kan påvirke 
rangering og anbefalinger 	 	✔ 	
Merknad: Antall 	✔svarer til grad av positivitet i vurderingen. Tre 	✔ innebærer at kvalitetssikrer 	
ikke har	 vesentlige merknader. To 	✔ tilsvarer 	noen merknader. Én 	✔ tilsvarer vesentlige 	
merknader.	 ✘ svarer til negativ vurdering.	 	
I det følgende henter vi i neste avsnitt inn KVU	-ens omtale av alternativenes fysiske 	
karakter. Vi svarer så ut de spørsmålene som er stilt oss som kvalitetssikrere, knyttet til 
mål og 	rammer, den samfunnsøkonomiske analysens kvalitet, usikkerhetsanalysen, og 	
spørsmålet om verdien av ny informasjon. I drøftingen av den samfunnsøkonomiske 
analysens kvalitet går vi nærmer inn på prissatte virkninger (investering, drift, 
avbruddskostnader),	 og ikke prissatte virkninger. Fordelingsvirkninger kommenteres 	
kort.	 	
5.2	 Alternativanalysen i KVU	-en	 	
På bakgrunn av nedvalget i mulighetsstudien analyserer KVU	-en Lyse	-Stokkeland, 	
Lyse	-Bærheim og Lyse	-Stølaheia opp mot nullalternativet ingen utbygging. Stok	keland, 	
Bærheim og Stølaheia ligger på rekke og rad i nord	-syd retningen opp mot Stavanger, 	
jf. figur 4.1. Lyse ligger øst i utbyggingsområdet. 	Etter et sammendrag starter a	nalysen 	
med å presentere de fire alternativene (avsnitt 2.	1 i KVU	-en). Deretter dis	kuteres 	
investerings	- 	og reinvesteringskostnader i alternativene i avsnitt 2.2, 	
avbruddskostnader ved feil og intakt nett (avsnitt 2.3), øvrige prissatte virkninger 
(avsnitt 2.4) og miljøkonsekvenser (avsnitt 2.5). I avsnitt 2.6 diskuteres alternativenes 
evne til å oppfylle skal	-kravet om tilknytningsplikt for forbruk. 	 	
Alternativanalysens ka	pittel 3 er usikkerhetsanalyse og kapittel 4 diskuterer 	
realopsjoner. Et kort kapittel 5 om fordelingsvirkninger avslutter alternativanalysen. 
Metodikk og forutsetninge	r er redegjort for i vedlegg 1. Vedlegg 2 drøfter mulige 	
begrensninger mellom Lysebotn II og Tronsholen, og konkluderer tentativt at en 
fleksibel løsning der Lysebotn II kobles vekselvis på transmisjons	- og regionalnettet 	
kan være 	en 	løsning	 for dette kraf	tverket	. 	
5.2.1	 	Nullalternativene og tiltaksalternativene

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	33	 	
Nullalternativet 	beskriver	 dagens situasjon og forventet utvikling i fravær av nye 	
tiltak	 	
I nullalternativet 	blir oppgraderingene i Vestre korridor gjennomført som planlagt og det 	
blir installert to nye k	ondensatorbatterier i Bærheim stasjon. Dette øker 	
overføringskapasiteten i 	transmisjonsnett	et sammenlignet med i dag. 	Statnett forventer	 	
i nullalternativet 	å gjøre ekstra tiltak i Vestre korridor for å unngå handelsrestriksjoner 	
ved utkobling av ledninger 	på grunn av feil eller vedlikehold når de planlagte 	
mellomland	sforbindelsene kommer på plass.	 Konkret er det forutsatt å bygge den 	
såkalte Dugeringen. 	 	
I nullalternativet opprettholde	s den konsesjonsgitte løsningen for tilkobling av nye 	
Lysebotn	 II kraftve	rk ut hele analyseperioden. Den konsesjonsgitte løsningen 	
innebærer at Lysebotn kraftverk ligger med ett aggregat på 185	 MW mot 132 kV	-nettet 	
og det andre aggregatet på 185 MW mot 	transmisjonsnett	et. I tillegg forvente	s at det 	
blir bygget ut 200 MW ny vind	kraft og 40 MW ny småkraft innenfor Sør	-Rogalandsnittet 	
sammenlignet med i dag.	 Senhøsten 2016 ble det klart at 315 MW ny vindkraft er 	
investeringsbesluttet, altså mye mer enn forutsatt, uten at det ifølge Alternativanalysen 
spiller særlig rolle for forsyn	ingssituasjonen.	 	
Statnett f	orventer 	i nullalternativet 	at effektbruken per innbygger holder seg på om lag 	
samme nivå som vi har sett historisk og at forbruket dermed øker i takt med 
befolkningen. 	I og med at befolkningen forventes å øke, blir k	onsekvensen av dette 	at 	
flere og flere feil	hendelser	 i nettet 	fører til 	avbrudd i strømforsyningen, og	 at mengden 	
forbruk som blir koblet ut ved feil vil øke. 	Likevel vil de tiltakene som er lagt inn i 	
nullalternativet	, langt på vei oppheve dette fram til 	2025. Situasjonen i Stavanger, målt i 	
antall timer utenfor N	-1, vil være om lag den samme i 2025 som i dag. 	 	
Etter hvert 	som 	og dersom 	befolkningen øker mer vil det 	komme 	en situasjon hvor 	
Statnett	 ikke klarer å dekke alt forbruk ved intakt nett. 	 	
Det er e	t stort reinvesteringsbehov i 	transmisjonsnett	stasjonene i området. I 	
nullalternativet blir reinvesteringene gjennomført i henhold til reinvesteringsplanen, 
med levetidsforlengende 	reinvesterings	tiltak på 2020	-tallet og større ombygginger på 	
2030	-tallet.	 Mot slutten av analyseperioden må det også investeres i ledninger.	 	
Lyse	-Stokkeland krever nytt	 stasjonsanlegg og omlegging av regionalnettet	 	
Alternativet	 Lyse	-Stokkeland 	innebærer en ny du	pleks	-ledning fra Lyse stasjon til 	
Stokkeland, en strekning på om la	g 70 km. Første del av traseen, fra Lyse til 	
Høgsfjorden, vurderes som vanskelig grunnet krevende tras	étilgang, høy islast og 	
andel fjellfundament. Resterende strekning vurderes som middels vanskelig. 	 	
Å føre den nye ledningen inn til eksisterende Stokkel	and stasjon krever omfattende 	
ombygging av stasjonen. Det er usikkert om dette lar seg gjennomføre, og 	Statnett	 har 	
derfor l	agt	 til grunn at 	det	 bygge	s en ny stasjon på ny tomt i 	Stokkelandsområdet i 	
stedet for 	å 	bygg	e om	 eksisterende stasjon. Grunnforhold	ene vurderes som middels 	
vanskelige. 	 	
Ny stasjon på ny tomt medfører behov for omlegginger i regionalnettet. I analysene 	er 	
det lagt opp til å bygge 	en	 ny	 dobbeltkurs på 132 kV mellom 	eksisterende	 og nye 	
Stokkeland	 stasjon	. Det er mulig Lyse Elnett vil vel	ge andre tilknytningsalternativer, 	
men det 	har	 relativt lite å si for den samlede investeringskostnaden for Lyse	-	
Stokkeland.	 Det er lagt til grunn at det er mulig å 	spare noen av de levetidsforlengende

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
34	 	 	Vista Analyse	 	
tiltakene i eksisterende Stokkeland stasjon ved å 	etablere en mellomtransformering fra 	
132 kV til 50 kV i den eksisterende stasjonen.	 Eksisterende stasjon opprettholdes som 	
en regionalnettstasjon av mindre dimensjon, eller 	den 	saneres fullstendig dersom 	
mellomtransformeringen legges til en omkringliggende	 stasjon.	 	
Parallelt	 med 	KVU	-en har det pågått og 	pågår detaljerte utredninger av Lyse	-	
Stokkeland. Det gjør at 	man	 har mer informasjon om dette konseptet og at 	
usikkerheten i kostnadsestimatet er mindre enn normalt i 	tidlig	fase.	 	
Lyse	-Bærheim forutsetter utv	idelse av eksisterende Bærheim stasjon	 	
Lyse	-Bærheim	 innebærer en ny du	pleks	-ledning fra Lyse til eksisterende Bærheim 	
stasjon. 	KVU	-en	 legger til grunn samme tras	é som Lyse	-Stokkeland, men i tillegg 	
kommer kostnader for delstrekningen Stokkeland	-Bærheim på	 rundt 10 	km	. Siste del 	
av traseen inn mot Bærheim stasjon fremstår som krevende grunnet tett bebyggelse. I 
tillegg må 	man	 krysse eksisterende 300 kV	-forbindelser fra Tonstad og Kjelland. Det er 	
derfor en risiko for 	å kable deler av strekningen, selv om 	de	t vurdere	s som teknisk 	
mulig å komme frem med luftledning hele veien. 	 	
I Bærheim stasjon antar 	KVU	-en	 at Lyse	-ledningen går inn på to nye autotrafoer. Hvis 	
Statnett	 blir underlagt krav om dublering av vitale anleggsandeler vil det i tillegg være 	
behov for 	å sette inn to stk. 420 kV dobbeltbryterfelt. 	Grunnarbeidet vil være 	
omfattende og ombyggingen krevende, blant annet grunnet arealbegrensninger i 
stasjonen. 	 	
Omfanget av Lyse	-Stølaheia 	er mindre enn 	tidligere konsesjonssøkt løsning	 	
Lyse	-Stølaheia	 ble konsesjonssøkt av Lyse Sentralnett i 2013. Den konsesjonssøkte 	
løsningen innebar ca. 70 km tri	pleks	 luftledning, to	-tre 	km	 sjøkabel og syv 	km	 jordkabel 	
i tunnel frem til Stølaheia stasjon	, samt en stor ombygging av eksisterende 	
stasjonsanlegg fra 300 	til 420 kV i Stølaheia. På kabelstrekningene var det forutsatt tre 	
kabelsett. 	 	
An	alysene i KVU	-en	 viser at du	pleks	-ledning gir tilstrekkelig overføringskapasitet. I 	
tillegg 	er det trolig tilstrekkelig med 	to kabelsett, noe som kan gjøre det mulig å komme 	
frem med kabel i grøft i stedet for tunnel. 	Det reduserte omfanget 	er lagt 	til grunn i 	
analysen	 i KVU	-en	. Det påvirker investeringskostnadene, men har liten betydning for 	
øvrige virkninger. Forventet invest	eringskostnad er derfor lavere enn for den tidligere 	
konsesjonssøkte løsningen. Det er imidlertid betydelig usikkerhet i deler av 
kostnadsestimatet, særlig knyttet til omfanget av kabel. 	 	
De første 50 	km	 av traseen fra Lyse til Stølaheia forutsettes å være	 den samme som 	
for de to øvrige utbyggingskonseptene. Den resterende traseen vurderes som middels 
vanskelig ut fra en helhetsvurdering av faktorer som trasetilgang, islast og andel 
fjellfundament. 	 	
Stølaheia stasjon må bygges om og utvides for å ta imot Ly	se	-ledningen og tiltakene 	
anses som omfattende. Grunnforholdene er videre krevende og utgjør en sentral 
kostnadsdriver.	 	
Reinvesteringer for å opprettholde tilknytning av Lysebotn kraftverk mot 
regionalnettet	 	
I alle alternativ forutsetter 	KVU	-en	 at Lysebotn	 kraftverk viderefører sin tilknytning med 	
ett aggregat som mater inn mot 132 kV	-nettet og ett som mater mot 420 kV	-nettet ut

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	35	 	
analyseperiode	n. Det går i dag tre regionalnettledninger fra Lysebotn til Nord	-Jæren. 	
Statnett planlegger at ny 420 kV	-ledning fra	 Lyse skal gå i deler av traseen til en av de 	
eksisterende regionalnettledningene. Det innebærer at den aktuelle 
regionalnettledningen rives for å gi plass til den nye 420 kV	-ledningen. 	Det 	antas 	
behov for å rive	 63 km 132 kV simpleks	-ledning i alle utbygg	ingsalternativ. 	 	
I vurderingen av konseptene er det	 antatt at det vil være tilstrekkelig å videreføre de to 	
gjenværende 132 kV	-ledningene, Lysebotn 1 og 3, for å beholde Lysebotn II tilknyttet 	
132 kV	-nettet. Dette forutsetter at 	Lyse Elnett	 	oppgraderer rel	evante 	
endepunktkomponenter for å	 maksimere kapasiteten på de gjenværende ledningene	, 	
samt noe bruk av systemvern og spesialregulering. 	 	
Det er	 videre tatt hensyn til 	én reinvestering i hver av de gjenværende ledningene for å 	
kunne videreføre tilknytningen	 ut analyseperioden. 	Disse skal etter planen reinvesteres 	
mellom 2022 og 2045. 	På reinvesteringstidspunktet anta	s at nye 	132 kV dupleks	-	
ledninger bygges parallelt med eksisterende sim	pleks	-ledninger før disse rives. 	Dette 	
innebærer riving og nybygging av r	undt 80 km ledning for Lysebotn	-Tronsholen 1 og 	
om lag 60 km ledning for Lysebotn	-Tronsholen 2. 	Traseen er trolig	 middels vanskelig.	 	
5.3	 K	onseptene realiserer mål og 	rammer	 	
Utredningens samfunnsmål er, jf kapittel 3:	 	
«Sikker tilgang på strøm for eksisterende 	og nytt forbruk i Sør	-Rogaland.» 	 	
Utredningens effektmål er: 	 	
«Kraftsystemet skal tåle utviklingen i kraftforbruket uten at en feil i 
transmisjonsnettet medfører utkobling av forbruk tilknyttet distribusjonsnettet.»	 	
Vi mener 	utbyggings	konseptene bidrar til	 å realisere disse målene. Konseptene er 	
også i tråd med relevante rammer for nettutbygging.	 Vi viser dog til våre bemerkninger 	
om rammene i kapittel 3, der vi påpeker at SKAL	-kravene gir vurderingsrom. 	 	
5.4	 Den samfunnsøkonomiske analysen er stort sett god	 	
I dette avsnittet besvarer vi OEDs ønske om å vurdere om den samfunnsøkonomiske 
analysen er god, med vurdering av prissatte og ikke	-prissatte virkninger, i tråd med 	
gjeldende metode og teori.	 Kort oppsummert	 mener vi at den samfunnsøkonomiske 	
analysen er g	od, selv om vi har 	et par	 merknader	. 	
Vår ene merknad, som er av faglig karakter, er at vi ikke synes det er riktig å inkludere 
ulempen ved manglende strømforsyning ved intakt nett med et endelig beløp i den 
samfunnsøkonomiske analysen, samtidig som dette 	er med som et skal	-krav utenom 	
analysen. 	 	
En annen merknad kan sies å være av mer vurderingsteknisk art. Avsnittet Konklusjon 
og sammendrag, kapittel 1 i Alternativanalysen, trekker etter vår vurdering mer 
bastante konklusjoner enn det er grunnlag for i te	ksten deretter.	 	
5.4.1	 	Investeringskostnader	 	
Estimeringen av investeringskostnadene er dokumentert i et eget notat 
(Kostnadsestimat KVU Sør	-Rogaland, datert 18.november 2016). I notatet

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
36 	 	Vista Analyse	 	
dokumenteres 	prosess, metodikk og forutsetninger 	som ligger til grunn for 	
investeringskostnadene som er brukt i KVU	-en. Notatet følges av flere regneark. 	
Investeringskostnadene med de viktigste forutsetningene er presentert i 
alternativanalysen. Det foreligger også en rimelighetsvurdering (notat i form av PP 
datert 15.09.2016) og 	et notat som dokumenterer KVU	-ens usikkerhetsanalyse (notat 	
datert 11.10.2016).	 	
Som en del av kvalitetssikringen har vi vurdert: 	 	
 	Metodevalg med begrunnelse 	 	
 	Forutsetninger 	– begrunnelse og grunnlag (underlagsnotat)	 	
 	Inputdata med kildehenvisning og 	begrunnelse (underlagsnotat)	 	
 	Usikkerhetsspenn og beregning av forventningsverdier (underlagsnotat)	 	
 	Konsistens på tvers av konseptene og innenfor konseptene (underlagsnotat)	 	
 	Samsvar mellom notat og KVU 	 	
 
Det er også gjort enkelte etterberegninger basert på 	tilsendte regneark der blant annet 	
forutsetninger og inngangsdata som er gjengitt i underlagsnotatet er sporet i regne	-	
arket. 	 	
Invester	ingskostnader estimert etter an	erkjente metoder 	 	
Estimeringen av investeringskostnadene er gjort gjennom en 	"top	-down" es	timering 	
bygd opp av antagelser om mengde og enhetspriser.	 Estimeringen følger kravene i	 	
Finansdepartementets veileder 	(Finansdepartementet, 2008)	 og	 AAC	EI (Association 	
for the Advancement of	 Cost Engineering International	). S	tatnett benytter estimat	-	
klasse 5 i tidligfasen. Dette er i tråd med internasjonale standarder for kostnads	-	
estimering i tidligfasen. 	Estimeringsprosessen er standardisert og 	er 	beskrevet i 	del 1 i 	
kostnadsnotatet. Kostnadsnotatet sammen med medfølgende r	egnark gir en god 	
dokumentasjon 	av analysene som gjør at både inngangsdata,	 forutsetninger og 	
analyser er 	etterprøvbare. Vi har sjekket konsistens mellom kostnadsnotat, regn	eark 	
og KVU, og ikke funnet avvik eller in	konsistens	 mellom dokumentene. 	 	
Kostnadsestimatet er beregnet fra et basisestimat med et forventet tillegg som følger 
av 	usikkerhetsanalysen, samt en restusikkerhet. I	 	KVU oppgis forventede 	
investeringskostnader i faste priser og diskonterte forventede investeringskostnader 
(2016 MNOk)	 benyttes i den samfunnsøkonomiske analysen	. Det er benyttet en 	
diskonteringsrente på fire prosent. Det er gjort følsomhetsanalyser med andre 
kalkulasjonsrenter (tre og fem prosent). Dette er i tråd med gjeldene anbefalinger fra 
Finansdepartementet. 	 	
Forvent	ningsverdiene er brukt i den samfunnsøkonomiske analysen. Dette er i tråd 	
med etablert praksis og krav til samfunnsøkonomiske analyser. Statnett har ikke 
gjennomført egne usikkerhetsanalyser for regionalnettkostnader, men antatt at 
kostnader tilsendt fra r	eg	ionalt nettselskap er 	forventings	rette. Der disse er estimert av 	
Statnett er basisestimat benyttet i den samfunnsøkonomiske analysen. Dette er så vidt 
vi kan bedømme gjort konsistent på tvers av alternativene.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	37	 	
Figur 	5.1 er hentet fra underlagsnotatet og viser hvordan forventningsverdien er 	
fremkommet. 	 	
 	
Figur 	5.1 Estimeringsmodell for investeringskostnader	 	
Kilde: 	Stat	nett (Underlagsnotat Kostnadsestimat KVU Sør	-Rogaland figur 3) 	 	
I KVU	-en er det lagt til grunn at konseptene skal være et minimum av det som er 	
nødvendig for å møte angitte behov. Basisestimatene er basert på erfaringstall og 
inneholder således noe realise	rt usikkerhet. Dette er det tatt hensyn til i beregningen 	
av forventningsverdier. Basisestimatene bygger på følgende forutsetninger: 	 	
 	Standard teknologi	 (både ledning og stasjon)	 	
 	Luftledning skal legges til grunn med mindre kabel er eneste løsning	 	
 	Tverrsn	itt skal være duplex (om ikke kapasitetsmessige hensyn og andre 	
ledninger i området gir behov for triplex)	 	
 	Antall km ledning skal være det antall som antas å være billigst mulig og 
gjennomførbart basert på kartstudie	 	
 	Minimum	 antall stasjoner som tilfredsst	iller prosjektutløsende behov	 	
 
Enhetsprisene er basert på erfaringstall	.. Enhetsprisene er delt i	 tre kategorier (lett, 	
middels og vanskelig), som hver har ulike 	verdier	. Valg av kategori er dokumentert og 	
begrunnet. Ledningslengde er lagt inn i basisestimatet, og det er lagt til grunn det 
løsningsvalget som 	antas å være	 rimeligst mulig basert på kartstudie. 	Med dette 	
menes den	 kombinasjon av antall km og terrengtype som gi	r antatt lavest kostnader.	 	
5.4.2	 	Usikkerhetsanalyse og forventningsverdier 	 	
Det er gjennomført usikkerhetsanalyser for å avdekke muligheter og risiko, samt 
usikkerhet i de beregnede investeringskostnadene. Usikkerheten kan trekke i begge 
retninger, slik at 	forventningsverdien kan bli både høyere og lavere enn basisestimatet. 	
I og med at basisestimatet er basert på erfaringstall er noe usikkerhet og også 
uspesifiserte kostnader realisert	. 	
Et viktig poeng i usikkerhetsanalysen er at det er sett bort fra usikk	erhet knyttet til 	
løsningsvalg som innebærer scope	-endringer. Når det da også er lagt til grunn at 	
billigste løsningsvalg (billigst mulig basert på kartskisser) velges, kan det stilles

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
38	 	 	Vista Analyse	 	
spørsmål ved om sannsynligheten for kostnadsøkninger begrunnet i behov 	for å 	
justere løsningsvalget er større enn sannsynligheten for at det er mulig å endre 
løsningsvalget slik at kostnadene blir lavere. Begrunnelsen for å låse løsningsvalget til 
billigst mulig basert på kartskisser er at eventuelle senere endringer i løsnin	gsvalg 	
også må kunne begrunnes med en nytteside som forsvarer kostnadene for at 
løsningsvalget skal endres. Så lenge dette kravet følges opp i det videre arbeidet, er 
dette en hensiktsmessig avgrensning. Hvis det ikke følges opp, risikerer prosjektet 
kostn	adsøkninger og kostnadssprekk. 	Alternativene i KVU	-en har ulik modningsgrad, 	
noe som blant annet gjør at usikkerhetsspennet rundt forventningen varierer til dels 
mye mellom alternativene. Dette omtales i KVU, og det kan enkelte steder synes som 
en høy usik	kerhet rundt forventningsverdien vurderes som negativt. Vi presiserer at 	
forventningsverdien skal legges til grunn i en samfunnsøkonomisk analyse, og at 
staten i utgangspunktet er risik	onøytral 	i forhold til usystematisk risiko, 	og at et stort 	
usikkerhetss	penn som følge av at prosjektet er umodent ikke i seg selv er negativt. 	 	
Usikkerhet i ulike valg i 	kostnads	modellen er vurdert (f. eks. sannsynligheter for nye 	
eller ombygde stasjoner, omfattende eller enkle grunnarbeider). 	Enkelte	 usikkerheter i 	
enhetskos	tnader i estimeringsverktøyet 	er 	vurdert opp mot erfaringsdata	 gjennom en 	
rimelighetsvurdering	. Der rimelighetsvurderingen gir andre vurderinger enn det som 	
ligger til grunn for enhetskostnadene i kostnadsmodellen, er avviket behandlet som en 
del av usikke	rhetsanalysen. Usikkerhetssimuleringene er gjort ved hjelp av verktøyet	 	
@Risk 	og bruk av	 Monte Carlo	-analyser	. Forventningsverdiene kommer som resultat 	
av usikkerhetsanalysen (påslag på basisestimat). Det er redegjort for valg av 
sannsynlighetsmodell for h	ver enkelt variabel som inngår i usikkerhetsanalysen der det 	
også er angitt hvilken sannsynlighet og konsekvens som er lagt inn i modellen. Vi 
observerer at det er benyttet ulike fordelinger (discret, uniform og trigen). Det hadde 
styrket usikkerhetsnotate	t om valg av 	fordeling	 hadde vært begrunnet, samt om det 	
også hadde vært knyttet en kommentar til sannsynligheter og utfall for de valgte 
variablene. Usikkerhet og vurderinger av usikkerhet er imidlertid godt drøftet tekstlig i 
andre av KVU	-ens underlagsdo	kumenter slik at det er mulig å finne bakgrunnen for de 	
anslagene som er gjort. Vår vurdering er at de oppgitte 	sannsynlighetene	 og utfallene 	
som vises i usikker	hets	notatet er forankret og begrunnet i KVU	-en. 	 	
Kostnadene for nødvendige re	investeringer	 i nu	llalternativet (ledninger og stasjoner) og 	
estimerte investerings	kostnader for utbyggingsalternativene Lyse	-Stokkeland, Lyse	-	
Bærheim 	og Lyse	-Støleheia vises i følgende tabeller (hentet fra kostnadsnotatet). 	 	
Tabell 	5.2 Kostnadsestimat for reinvesteringer i ledninger	 i nullalternativet (MNOK) 	 	
 	Tonstad	- 	Stokke	-	land	 	
Kvinesdal	- 	Åna	-Sira	 	Åna	-	Sira	-	Kjelland	 	
Kjelland	-	Stokkeland	 	Lysebotn	-	Tronsholen 1 	
Lysebotn	- 	Tronsholen 3 	
Dugeringen	 	
Basisestimat	 	575	 	220	 	363	 	360	 	 	 	 	
Forventnings	-	
verdi	 	
646	 	227	 	408	 	406	 	400	 	328	 	492	 	
Usikkerhets	-	
spenn	 	
590	-700	 	200	-250	 	370	-450	 	370	-440	 	 	 	 	
Kilde: Statnett (Kostnadsnotat tabell 2)

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	39	 	
Tabell 	5.3 Kostnadsestimat for reinvesteringer i stasjoner i nullalternativet (MNOK)	 	
 	Støleheia	 	Bærheim	 	Stokkeland	 	Kjelland	 	Åna	-Sira	 	Harfrsfjord	 	
Basisestimat	 	399	 	351	 	678	 	392	 	438	 	300	 	
Forventnings	-verdi	 	457	 	420	 	717	 	446	 	490	 	315	 	
Usikkerhetsspenn	 	320	-560	 	320	-510	 	570	-850	 	300	-550	 	320	-600	 	270	-360	 	
Kilde: Statnett (Kostnadsnotat tabell 3)	 	
Kostnadsnotatet inkluderer en tilstandsbeskrivelse av dagens stasjoner. Dette gir viktig 
bakgrunnsinformasjon for kostnadsestimatene	 for reinvesteringer i nullalternativet	. Det 	
vises til at det etter levetidsforlengelsen uansett er behov for totalombygging av 
stasjonene 15 år etter at de levetidsforlengede tiltakene er gjennomført. 	Nye 	
forskriftskrav	 med blant annet nye krav til komponenter og avstander gjør at det ikke 	
nød	vendigvis er rasjonelt å bygge om stasjoner på eksisterende tomter. Det gis en 	
relevant og troverdig beskrivelse av vurderingene som er gjort i forhold til hver enkelt 
stasjon. 	Vi støtter den valgte tilnærmingen med å legge inn en usikkerhet mht om det 	
byg	ges nye stasjoner i denne kategorien eller om eksisterende stasjoner 	
levetidsforlenge	s gjennom en reinvestering. 	 	
Forventningsverdiene for utbyggingsalternativene er vist i følgende tabell. Nødvendige 
kostnader knyttet til omlegginger i regionalnettet (85 	MNOK) i alternativet Lyse	-	
Stokkeland er inkludert i forventningsverdien for dette alternativer. 	 	
Tabell 	5.4 Kostnadsestimat for Lyse	-Stokkeland, Lyse Bærheim og Lyse	-Stølaheia 	
(MNOK) 	 	
 	Lyse	-Stokkeland	 	Lyse	-Bærheim	 	Lyse	-Stølaheia	 	
Basisestimat	 	1393	 	1086	 	2662	 	
Forventnings	-verdi	 	1815	 	1425	 	3095	 	
Usikkerhetsspenn	 	1500	-2100	 	1250	-1550	 	2700	-3500	 	
Kilde: 	Statnett (Kostnadsnotat tabell 4)	 	
I samtlige alternativer er det antatt det skal bygges i 	eksisterende	 regionalnettstrasé 	
mellom Lyse og Tronsholen, og at 	eksisterende	 nett må rives. Kostnadene for dette er 	
inkludert i beregningene. 	Forutsetningen bak kostnadsestimeringen for hvert enkelt 	
alternativ er dokumentert og godt 	beskrevet	 i kostnadsnotatet. Vi ha	r ingen merknader 	
til forutsetningene og beskrivelsene som gis annet enn at de vurderes som relevante 
og er beskrevet på et hensiktsmessig nivå gitt at prosjektet er i tidligfasen. 	 	
5.4.3	 	Nærmere om usikkerhetsanalysen	 	
Ri	melighetsvurderingene viser at 	kostnad	 pe	r km nybygd	 ledning er blant de laveste i 	
sammenligningsgruppen til tross for at vanskelighetsgraden er satt til 
middels/vanskelig. Total	kostnadene for nye og ombygde stasjoner er ifølge 	
rimelighetsvurderingen lavere enn gjennomsnittet i Statnett. Enhetsk	ostnadene for 	
ledninger og ”ekstra stor stasjon” er kalibrert opp gjennom usikkerhetsanalysen. Vi 
finner denne kalibreringen godt begrunnet. Den første delen av ledningsstrekningen 
(Lyse	-Seldalsheia) er felles for alle de tre alternativene. 	I en konseptval	gfase e	r det 	
derfor usikkerhetsspennene	 for den siste delen	 av strekningen, samt 	stasjonstiltakene i 	
henholdsvis S	tokkeland, Bærheim og Stølaheia som er mest interessante.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
40	 	 	Vista Analyse	 	
De største usikkerhetene i nullalternativet er knyttet til omfang av 	reinvesteringer i 	
eksisterende stasjoner. Det er lagt til grunn en sannsynlighetsvekt mellom ny stasjon 
og ombygging på hhv 75 og 25 prosent. Begrunnelsen er knyttet til en vurdering av at 
levetidsforlengelse kan være lite rasjon	elt i og med stasjonene må 	bygges om for å 	
tilfredsstille nye standarder og krav relativt kort tid etter levetidsforlengelsen. For 
utbyggingsalternativene er 	usikkerheten	 knyttet til stasjonsomfang og grunnforhold. 	 	
I alternativet Lyse	-Bærheim er det en usikkerhet mht om det må bygg	es ny stor stasjon 	
eller om det kan 	benyttes	 samme stasjon som i nullalternativet. I beregningene er det 	
lagt til grunn en sannsynlighet på 30 prosent for at kostnadene tilsvarer en ny stasjon, 
og 70 prosent for at samme stasjon som kan benyttes	 i nullalte	rnativet	. Det er også tatt 	
hensyn til at grunnforholdene kan være mer krevende enn det som er lagt til grunn i 
basisestimatet. 	 	
Det er ikke klart for oss om «samme stasjon som i nullalternativet» er det 75	-25 	
vektede gjennomsnittet vi nettopp beskrev. Det 	er liten kostnadsforskjell mellom «ny 	
stasjon» og «samme stasjon som i nullalternativet», noe som skulle tilsi at «samme 
stasjon som i nullalternativet» faktisk består av dette gjennomsnittet. I så fall avviker 
beregningene fra den tekstlige fremstillingen	, der «samme stasjon som i 	
nullalternativet» presenteres som ombygging av stasjonen.	 	
For 	Stølaheia	 stasjon går usikkerheten på hvorvidt det skal bygges ekstra stor stasjon 	
(30 prosent) eller stor stasjon (70 prosent), og risiko for at grunnforholdene ved 
ombygging blir vanskeligere enn det som er lagt til grunn i basis. 	 	
Med unntak for paragrafen over har vi	 ingen merknader til vurderingene s	om er gjort. 	 	
5.4.4	 	Drift og vedlikholdskostnader	 	
Drifts	- og vedlikeholdskostnadene er estimert	 basert på antall kilometer 	ny ledning og 	
antall stasjoner. Det er så vidt vi kan se forutsatt samme drifts	- 	og 	
vedlikeholdskostnader til stasjoner i alle alternativene som følge av at det er samme 
antall stasjoner i alle utbyggingsalternativene som det er i nullalternativet. Det byg	ges 	
nye 	stasjoner i både Stokkeland	- og Stølaheia	-alternativet	, men 	blir også sanering og 	
det er	 antatt 	at 	det ikke blir vesentlige endringer i 	driftskostnadene	 for stasjoner	. 	
Drifts	- og vedlikeholdskostnader 	som er beregnet er derfor avgrenset til antall	 km	 ny 	
ledning	/kabel.	 Drifts	- og vedlikeholdskostnadene p	er år 	er utgjør en relativt liten andel 	
av prosjektets kostnader	. Det er ikke gjennomført usikkerhetsanalyser for drifts	- og 	
vedlikeholdskostnadene. Det er ikke et krav om usikkerhetsanalyser av diss	e 	
kostnadene, og med den ubetydelige vekten disse kostnadene har er det vår vurdering 
at dette heller ikke er nødvendig. 	 	
Endringer i drifts	- og vedlikeholdskostnader sammenliknet med nullalternativet er vist i 	
tabellen under. Vi har ingen merknader til be	regningene. 	 	
Tabell 	5.5 Endring i drift	- og 	vedlikeholdskostnader	 sammenlignet med nullalternativet	 	
MNOK 2016 (nåverdi	) 	Nullalternat
iv 	
Lyse	-	
Stokkeland	 	
Lyse	-	
Bærheim	 	
Lyse	-	
Stølaheia	 	
Drifts	- og 	
vedlikeholdskostnader 	 	
0 	-10	 	-20	 	-20

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	41	 	
5.4.5	 	Avbruddskostnader	 	
Vi har ingen vesentlige merknader til metoden for å beregne avbruddskostnader. 
Avbruddskostnadene inkluderer kun konsekvenser av avbrudd som skjer ved en 
enkeltfeil alene, men dette er et	ter vårt skjønn greit da det er meget sjelden at flere feil 	
inntreffer	. Det kan dessuten være komplisert å beregne sannsynlighet og konsekvens 	
av korrelerte, samtidige feil. 	De 	historiske tidsseriene 	for flyt på linjene inn til området 	
og for produksjon i 	kraftverkene	 er hentet fra de lokale kraftverkene.	 Beregnet andel av 	
tiden med flyt over N	-1 kapasitet er basert på historisk flyt, justert for forventede 	
fremtidige endringer. 	 	
Det er benyttet en analyseperiode på 40 år, med oppstart i 2023. 	Flytvarighets	kurvene 	
er beregnet for hvert femte år i denne perioden, 	mens det for årene imellom er 	
interpolert. 	 	
Avbruddskostnadene i er delt i to komponenter; i) avbrudd som følge av feil og ii) utfall 
som følge av utkobling med intakt nett. 	 	
Avbrudd som følge av utk	obling med intakt nett inntreffer når N	-0-grensen overstiges, 	
og det av den grunn blir nødvendig å koble ut forbruk for å unngå spenningskollaps i 
området. 	 	
I de samfunnsøkonomiske vurderingene av nullalternativet 	er 	avbruddskostnadene 	
beregnet som et gjen	nomsnitt 	med og uten vindkraft. 	 	
For utbyggingsalternativene 	er det ikke gjort	 noen tilsvarende utfallsanalyser av 	
situasjonen uten vindkraft. 	 Begrunnelsen for dette er	 at en ny 	sentralnettsledning	 fra 	
Lyse 	langt på vei	 	vil fjerne avbruddskostnadene som følge av utfall av 	
sentralnettledningene inn til området, slik at forskjellen på avbruddskostnadene med og 
uten vindkraft blir mye mindre. 	 	
For "høyt forbruk"	-alternativet for Lyse	-Stokkeland vil man likevel få avbruddsk	ostnader 	
som følge av utfall på sentralnettledningene inn til området. 	Dette er det justert for i 	
beregningene. 	 	
Samlet sett er beregningene av avbruddskostnadene godt dokumentert, og det er gjort 
grundige og gode analyser av disse kostnadene. 	 	
5.4.6	 	Ikke	-verdsa	tte miljøvirkninger	 	
Miljøvirkningene er vurdert med utgangspunkt i eget notat om Miljøvirkninger, som er 
vedlegg til 	Mulighetsstudien. For nærmere omtale og vurdering av denne vises det til 	
kap. 4 ovenfor. 	De samlede miljøvirkningene for strekningen 	Lyse	-Stokkeland i 	
miljønotatet er karakterisert som «Middels/liten (	--/-)», mens dette i Alternativanalysen 	
er blitt til «Liten/middel (	-/--)». 	Vi opplever det som en bagatell. 	 	
5.4.7	 	Prissatte og ikke prissatte virkninger	 	
Med unntak av kostnadene som er bere	gnet for tvangsmessig utkobling av forbruk 	
bekrefter og støtter vi de prissatte og ikke prissatte virkningene som er presentert i 
KVU	-en. 	Så langt vi har oversikt er den tekstlige beskrivelsen av tiltak i Bærheim 	
stasjon ikke i overenstemmelse med forutset	ningene bak tallene. 	Vi har som nevnt tatt 	
ut kostnadene 	for tvangsmessig utkobling av forbruk 	i og med at det også er et skal	-	
krav at det ikke skal være utkobling ved intakt nett. 	Våre vurderinger av opsjonsbildet

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
42	 	 	Vista Analyse	 	
kommer til uttrykk i neste avsnitt. Tabel	len under gjengir KVU	-ens vurdering av dette. 	
Vi har ikke oppsummert våre vurderinger i en tilsvarende tabell.	 	
De samfunnsøkonomiske relevante virkningene er oppsummert i 	Tabell 	5.6. 	
Tabell 	5.6 Prissatte	- og ikke prissatte virkninger (MNOK 	2016) 	 	
MNOK 2016 nåverdi	 	Null	-	
alternativ	 	
Lyse	-	
Stokkeland	 	
Lyse	-	
Bærheim	 	
Lyse	-	
Stølaheia	 	
Investeringskostnader 	 	0 	-1520	 	-1200	 	-2500	 	
Reinvesteringskostnader 	 	-2560	 	-2070	 	-2560	 	-2290	 	
Drifts	- og vedlikeholdskostnader 	
nytt nett	 	
0 	-10	 	-20	 	-20	 	
Ekstra tiltak i Dugeringen	 	-360	 	0 	0 	0 	
Avbruddskostnader 	 	-290	 	-80	 	-50	 	-40	 	
Tvangsmessig utkobling av 
forbruk* 	 	
Ikke 
relevant	 	
 	 	 	
Reduserte overføringstap 	 	 	190	 	190	 	190	 	
Sum prissatte virkninger	 	-3210**	 	-3490	 	-3640	 	-4660	 	
Differanse fra 
nullalternativet***	 	
0 	
-280	 	-430	 	-1450	 	
Ikke prissatte 
avbruddskostnader (netto)	 	
 	+ 	+ 	+ 	
Miljøvirkninger eksklusiv 
opsjoner (netto)	 	
 	-/- - 	- - 	- - 	
 	 	 	 	 	
Opsjoner	 	 	 	 	 	
Fleksibilitet i videre utvikling etter 
trinn 1	 	
- 	Stor	 	Middels	 	Liten	 	
Mindre tap ved økt trafoytelse 
Lysebotn II	 	
Liten	 	Stor	 	Stor	 	Stor	 	
Innfrir SKAL	-krav om 	
tilkn.plikt for forbruk 	 	
Nei	 	Ja	 	Ja	 	Ja	 	
* Avvik fra KVU i og med KVU 	har inkludert 	denne posten som en prissatt virkning	 	
** Endret verdi sammenliknet med KVU som følge av at kostnadsposten over er satt 	
til 0. 	 	
*** Differanse til nullalternativet endres sammenliknet med KVU som følge av at 	
nullalternativet er justert

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	43	 	
5.5	 Verdien av ny	 informasjon 	er vurdert	 	
5.5.1	 	KVU	-ens behandling av temaet	 	
KVU	-en gjør en omfattende vurdering av hvordan økt informasjonstilgang kan påvirke 	
rangering og anbefalinger	, i det som 	også kalles realopsjonsanalyse. 	
Alternativanalysens kapittel 4 behandler spørsmålet	. Kapitlet starter med å gjøre rede 	
for den generelle verdien av ny informasjon	 i sammenheng med fleksibilitet. Generelt 	
vil forekomsten av ny informasjon gjøre det 	mindre fornuftig 	å låse seg til et bestemt 	
alternativ før informasjonen foreligger. Det kan	 tale for å utsette investeringer (vente og 	
se), og utsette deler av investeringer (trinnvis utbygging). 	 	
KVU	-en drøfter så spørsmålet om trinnvis utbygging, og argumenterer for at Lyse	-	
Stokkeland gir bedre mulighet for trinnvis utbygging enn Lyse	-Bærheim.	 Det skyldes at 	
Lyse	-Stokkeland gir frihet til senere å sette stasjonsstrukturen nord for Stokkeland. 	
Lyse	-Bærheim låser i større grad stasjonsstrukturen	. Det er 	dessuten	 av betydning at 	
Lyse	-Stokkeland lar løsningen på 	fors	yningssituasjonen nord for Stokk	eland stå åpen. 	 	
Det pekes i et eget avsnitt på at økt transformeringskapasitet i Lysebotn kraftverk kan 
redusere tap og øke lønnsomheten av alle konseptene, relativt til nullalternativet.	 	
KVU	-en går så over til å drøfte verdien av å utsette investering (v	ente og se). 	Her sies 	
det at ulike forhold påvirker forbruksutviklingen, men at man ikke har identifisert 
milepæler som er avgjørende. På ulempesiden pekes det på at dersom man venter, 
må det investeres rundt 160 millioner kroner for å holde Stokkeland sta	sjon i drift etter 	
2023, og ytterligere 100 millioner kroner for drift utover 2028. Videre sier KVU	-en at 	
analysene i behovsanalysen viser at vi kan risikere utkobling ved intakt nett fra midten 
av 2020	-tallet, og kanskje 	enda	 tidligere. Det legges til at 	«sannsynligheten for dette er 	
ukjent».	 	
KVU	-en konkluderer at man mener ulempene ved å vente og se samlet sett er større 	
enn fordelene. «Opsjonsverdien er ikke positiv for noen av utbyggingskonseptene».	 	
Et siste avsnitt i Alternativanalysen, avsnitt 4.5, dr	øfter kort verdien av å legge 	
Lysebotn II på regionalnettet. Det vil flytte tidspunktet for utkobling ved intakt nett 
henimot ti år. Kostnaden er anslått til 210 millioner kroner, men det kan påløpe 
kostnader 	som ikke er anslått	, og økte tap i linjenettet.	 KVU	-en konkluderer med at 	
verdien ikke er særlig positiv og kanskje negativ. Det skyldes kostnadene, men også at 
tiltaket ikke kan ferdigstilles like tidlig som en ny ledning fra Lyse. 	 	
5.5.2	 	Våre vurderinger	 	
Etter vår vurdering er oppsettet av opsjonsanalysen 	klart og godt. Analysen griper fatt i 	
de viktige tingene, henholdsvis trinnvis utbygging og vente og se.	 	
Trinnvis utbygging taler i favør av Stokkeland, men mindre enn KVU	-en 	
konkluderer	 	
Vi synes 	nok	 at analysen av trinnvis utbygging overspiller fordelen til Lyse	-Stokkeland	. 	
Det anføres to argumenter, nemlig håndtering av dobbeltkursen nord for Stokkeland, 
og stasjonsstrukturen. 	Når det	 gjelder dobbeltkursen nord for Stokkeland virker det 	ut 	
fra KVU	-en 	sannsynlig at Statnett vil gjøre noe med saken i alle fall. Ifølge 	
Alternativanalysens avsnitt 4.2 er kostnaden grovt anslått til 140 millioner kroner, som i 
så fall kan legges til Stokkeland	-konseptet. 	Dette avhenger av at man kan drifte en ny

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
44	 	 	Vista Analyse	 	
ledning 	på 300 kV og «trolig unngå ombygging av Bærheim stasjon». 	Det er uklart for 	
oss hvordan kabling er hensyntatt i anslaget på 140 millioner. 	Alternativet her er å 	
gjennomføre tiltak i regionalnettet for å oppnå det samme, men avsnitt 4.2 går langt i å 
avskri	ve det («vil kreve mange regionalnettsforbindelser og trolig bli kostbart»). 	 	
Når det gjelder stasjonsstrukturen virker det trolig at Bærheim	-konseptet låser 	
situasjonen i større grad, men så vidt vi skjønner avsnitt 4.2 gjelder det særlig dersom 
Bærheim	-konseptet krever 	ny stasjon, jf føl	gende sitat	: 	
«Hvor stor fleksibilitet konseptet gir avhenger av om det er tilstrekkelig å bygge om 
Bærheim stasjon for å ta imot Lyse	-ledningen eller om vi må bygge en ny stasjon. Ved en 	
ombygging har vi større fleksibilit	et til å endre stasjonsstrukturen i forbindelse med den 	
forventede totalombyggingen av Bærheim stasjon i 2035. Dersom vi må bygge ny 
Bærheim stasjon med en gang, vil kostnaden ved å endre stasjonsstrukturen være langt 
høyere og vi har i praksis låst den ek	sisterende stasjonsstrukturen.»	 	
Alt i alt vurderer vi at opsjonen til trinnvis utbygging taler i favør av Lyse	-Stokkeland, 	
men i mindre grad enn KVU	-en konkluderer.	 	
Opsjonen vente og se har etter vår vurdering positiv verdi	 	
KVU	-en konkluderer at man mener 	ulempene ved å vente og se samlet sett er større 	
enn fordelene. 	Vi deler ikke KVU	-ens vurdering av opsjonen vente og se. 	Etter vår 	
vurdering er det flere fordeler med å vente og se:	 	
Etterspørselsutviklingen er usikker.	 Stavanger	-Sandnes	-området har opplevd	 høy 	
vekst i mange år, men oljeprisen er halvert og boligprisene faller, noe som ikke tyder 
på stort innflyttingspress i dagens situasjon. Prisingen av effekt er under omlegging, og 
fjernvarmeutbyggingen er under klargjøring. Den store tilførselen av vindk	raft er 	
forsiktig hensyntatt i etterspørselsberegningene, som kan være fornuftig på et tidlig 
tidspunkt, men som antyder at man vil vinne på mer informasjon. Alt dette er forhold 
som etter vår vurdering gjør det mer sannsynlig at etterspørselsveksten vil j	usteres ned 	
henimot det som kalles lavt alternativ i behovsanalysen, enn at de	n vil justeres opp mot 	
høyt alternativ (som ville gjort forsyningssituasjonen vanskelig på et tidlig tidspunkt).	 	
Omstendighetene rundt Bærheim stasjon kan analyseres bedre.	 Alte	rnativet Lyse	-	
Bærheim har høyere usikkerhet enn Lyse	-Stokkeland 	blant annet	 på grunn av 	
usikkerheten rundt Bærheim stasjon. Dersom stasjonen kan ombygges blir Bærheim	-	
konseptet billigere enn forventet. Om stasjonen må rives og det bygges helt ny stasjon 
blir konseptet dyrere enn forventet. 	Usikkerheten 	rundt dette 	må det gå an å redusere. 	
Knyttet til Lyse	-Stokkeland ligger en opsjon om å legge en ledning til Bærheim som 	
«trolig ikke» medfører tiltak i 	Bærheim 	stasjone	. Dette må det gå an å få bekreftet	 elle	r 	
avkreftet	. Alt i alt ligger det viktige usikkerheter til Bærheim stasjon som påvirker begge 	
de aktuelle alternativene.	 Kablingsomfanget knyttet til Lyse	-Bærheim, som er en annen 	
viktig usikkerhet	 ved konseptet Lyse	-Bærheim	, bør det være mulig å få mer 	
informasjon om.	 	
Regionalnettalternativet 	omtalt i avsnitt 4.5 er etter vår vurdering mer lovende enn 	
beskrevet der.	 Motivet for å gjennomføre sentralnettstiltak er ikke at tiltaket er 	
samfunnsøkonomisk lønnsomt, men at det sikrer strømforsyning til alle ved 	intakt nett, 	
jf. avsnitt 	5.7	 under. I denne sammenheng er det interessant at det finnes et 	
regionalnettstiltak som etter Statnetts vurdering utsetter tidspunktet der 
strømforsyningen er i fare, med ni år. Det vil si at f	okus flyttes fra midten av 2020	-tallet 	
(dersom man aksepterer det som utgangspunkt) til midten av 2030	-tallet. Statnett

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	45	 	
antyder at det kan koste om lag 200 millioner å ruste opp regionalnettet rundt Lysebotn 
II, og det kan komme 	til andre kostnader i form 	av nettap osv (skjønt de kan kanskje 	
reduseres hvis man kjører anlegget fleksibelt slik avsnitt 4.3 antyder). Til 
sammenlikning gir det en nåverdigevinst på mer enn 500 millioner kroner å flytte en 
investering på 1,8 milliarder (Stokkeland	-kostnaden) ni år	 ut i tid. Viktigere er kanskje 	
at disse ni årene kan gi anledning til å utforme bedre løsninger i lys av 
etterspørselsutviklingen og 	optimal stasjonsstruktur.	 	
Så langt om fordelene ved å vente og se. 	Ulempene ved å vente og	 se er knyttet til 	at 	
risikoen 	for strømbrudd ved intakt nett øker	. Man pådrar seg også levetidsforlengende 	
investeringer i Stokkeland stasjon. Av disse to er etter vår vurdering risikoen for 
strømbrudd ved intakt nett 	overvurdert	. Vi finner ingen dokumentasjon for at den skal 	
være spes	ielt kritisk	 midt på 2020	-tallet	. Forventningsmessig inntreffer det ingen risiko 	
før i 	perioden 2035	-20	40	, og siden vi ikke kan være på den negative siden vil ethvert 	
innslag av positiv risiko måtte vise seg som en forventningsverdi større enn null. Det 
sies også i KVU	-en (blant annet i sammendraget til hele utredningen) at 	
forsyningssikkerheten i området er omtrent den samme i 2025 som nå. Det skyldes 
mindre tiltak som gjennomføres de nærmeste årene	.4 	
Den andre kostnaden ved å vente og se er de levetidsfor	lengende tiltakene i 	
Stokkeland. Vårt inntrykk er at disse er vanskelig å beregne, på samme måte som 
kostnadene i Stokkeland stasjon er den store usikkerhetsfaktoren i alternativet Lyse	-	
Stokkeland. Det er for eksempel ikke klart for oss om gamle Stokkeland	 stasjon skal 	
bestå som regionalnettstasjon eller ikke, og hvilke levetidsforlengende tiltak man 
eventuelt da pådrar seg. Det er bare differansen i levetidsforlengende tiltak som blir en 
kostnad ved å vente og se. 	 	
5.6	 Fordeling	seffekter er tilfredsstillende v	urdert	 	
Vi finner KVU	-en	s diskusjon av fordelingseffekter tilfredsstillende. 	 	
5.7	 Alternativanalysen trekker etter vårt syn for bastante 
konklusjoner	 	
En viktig konklusjon i Alternativanalysen er at alternativet Lyse	-Stølaheia faller ut. Det 	
mener vi er godtgjo	rt. 	For øvrig stusser vi over enkelte formuleringer i kapittel 1 	
Sammendrag og konklusjon	, innledningsvis i 	Alternativanalysen	. 	
 	 	 	
4 Kunnskapen om risikoen for strømbrudd ved intakt 	nett i dag er meget dårlig. Etterspørselen 	
er avhengig av temperaturen. Laveste observerte tre døgns middeltemperatur i området de 
siste elleve år er 	-11,6 grader. Statnett antar med støtte i en rapport fra Lyse Elnett (2011) at 	
laveste temperatur å regne 	med, er 	-13 grader over tre døgn. For å justere fra 	
effektetterspørselen ved observert minimumstemperatur til den man ville hatt ved 	-13 grader, 	
antas en temperaturfølsomhet på 1,7 prosentpoeng. Grunnlaget for tallet 1,7 er meget obskurt. 
Lyse Elnett (2011	) sier det stammer fra «en undersøkelse av sammenhengen mellom total last 	
for Sør	-Rogaland og 3	-døgns middeltemperatur fra 1991.». Alt i alt må den den maksimale 	
effektetterspørselen sies å være en lite kjent størrelse. Det er bekymringsfullt all den tid s	å mye 	
i utredningen hviler på denne størrelsen.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
46	 	 	Vista Analyse	 	
Den samfunnsøkonomiske 	lønnsomheten av konseptene er oppsummert i 	Tabell 	5.7. 	
Ingen av tiltakskonseptene er samfunnsøkonomisk lønnsomme, men nullalternativet 
tilfredsstiller ikke kravet om strømforsyning ved intakt nett. En annen ting å merke seg 
er den ubetydelige forskjellen mellom Lyse	-Stokkeland og Lyse	-Bærheim. Forskjellen 	
er på 150 millioner. Hadde vi lagt til kostnaden ved å erstatte dobbeltkursen mellom 	
Stokkeland og Bærheim, ville forskjelle	n bare vært 10 millioner kroner og miljøeffekten 	
ville også på det nærmeste blitt utlignet.	 	
Tabell 	5.7 	Samfunnsøkonomisk lønnsomhet av nettkonseptene	 	
MNOK 2016 nåverdi	 	Nullalternativ	 	Lyse	-	
Stokkeland	 	
Lyse	-	
Bærheim	 	
Lyse	-	
Stølaheia	 	
Sum prissatte virkninger ifølge KVU	 	-3470	 	-3490	 	-3640	 	-4660	 	
Minus kostnad ved 	tvangsmessig 	
utkobling av forbruk	 	
260	 	 	 	 	
Sum prissatte virkninger	 	-3210	 	-3490	 	-3640	 	-4660	 	
Differanse fra nullalternativet	 	0 	-280	 	-430	 	-1450	 	
Ikke	-prissatte avbruddskostnader	 	 	+ 	+ 	+ 	
Miljøvirkninger	 	 	-/-- 	-- 	-- 	
 
I dette lyset kan vi ikke være helt enige når kapittel 1 i 	Alternativanalysen uttaler at «det 	
(Lyse	-Stokkeland) er et samfunnsøkonomisk lønnsomt tiltak som vi med høy grad av 	
sikkerhet vurderer som det beste konseptet». Vi protesterer særlig mot andre del av 
utsagnet (høy grad av sikkerhet). Hvorvidt et for øvrig 	samfunnsøkonomisk lønnsomt 	
alternativ, men som ikke oppfyller et skal	-krav, skal kalles samfunnsøkonomisk 	
ulønnsomt kan være et semantisk spørsmål.	 	
Vi synes heller ikke det er godtgjort at «analysene indikerer at vi kan komme i en slik 
situasjon (avbrudd v	ed intakt nett) allerede på midten av 2020	-tallet».

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	47	 	
6.	 Vurdering og anbefaling	 	
I henhold til OEDs veileder skal kvalitetssikrer veie de ulike konseptene mot hverandre 
og anbefale hvilke(t) konsept Statnett bør gå videre med. 	 	
KVU	-en har vurdert tre altern	ativer opp mot nullalternativet: Lyse	-Stokkeland, Lyse	-	
Bærheim og Lyse	-Stølaheia. Vi støtter KVU	-en i at Lyse	-Stølaheia kan legges bort. 	
Den virker å være betydelig mer kostbar enn de andre alternativene. 	 	
Vi mener det ikke haster å bygge nytt sentralnett.	 Etter vår vurdering er det ikke 	
godtgjort at 	forsyningssituasjonen blir kritisk midt på 2020	-tallet, og 	vi kan ikke se 	
hvorfor det 	er maktpåliggende	 å ha tiltak klare til akkurat dette tidspunktet. 	
Forventningsmessig inntrer ingen avbruddskostnad ved inta	kt nett før i 2040, hvor det 	
forventes 1,6 times avbrudd (altså om lag halvannen time). Det er selvsagt alltid risiko 
for tidligere avbrudd likevel, men den er ikke høy nok til å slå ut 	i tallene	 og må derfor 	
antas å være lavere enn 0,06 time	 (4 minutter) 	og 0,06 MWh	 så sent som i 2035	 (gitt 	
vanlig avrundingspraksis)	. Dette gjelder ved forventet forbruksutvikling og en del andre 	
forutsetninger om maksimal effektetterspørsel en kald vinterdag	, som ikke varieres	 i 	
usikkerhetsanalysen	. Tar man hensyn til etterspørselssituasjonen er vår vurdering at 	
det er 	flere forhold 	som 	taler 	at etterspørselen vil legge seg lavere enn middels vekst 	
frem mot 2025 og 2030, enn at den legger seg høyere. I den lave banen, som fortsatt 
betyr etterspørsel	svekst, er det ingen forventete avbrudd ved intakt nett før tidligst år 	
2065.	 Alt i alt er det vår vurdering at området kan tåle en utsettelse av beslutningen til 	
henimot midten av	 2020	-tallet, og 	eventuell 	ferdigstillelse	 henimot 2030. 	 	
Per i dag er det	 etter vårt syn lite som skiller alternativene Lyse	-Stokkeland og Lyse	-	
Bærheim. Vi anbefaler å ta begge alternativene med i den videre vurderingen. 	Et viktig 	
mål for den videre utredningen må være å få oversikt over muligheter og 
begrensninger i Stokkeland	 og Bærheim stasjoner. Er det for eksempel i alternativet 	
Lyse	-Bærheim tilstrekkelig å bygge om Bærheim stasjon? I så fall blir alternativet 	
billigere enn forventet i KVU	-en, samtidig som en unngår å låse stasjonsstrukturen for 	
mye. Er det med utgangspunkt	 i Lyse	-Stokkeland mulig å bygge ledning nordover for å 	
avhjelpe dobbeltkursproblemet, uten å gjøre ombygging i Bærheim stasjon? Kan i dette 
alternativet gamle Stokkeland stasjon saneres fullstendig, eller må den beholdes som 
en regionalnettstasjon? Dette 	er forholdsvis avgrensede spørsmål som det etter vårt 	
syn er 	ønskelig og mulig	 å få svar på. 	 	
Vi vil også foreslå å utrede videre et alternativ der Lysebotn II kobles mot regionalnettet 
og spenningen i regionalnettet økes. Det kan gi verdifulle år i utsett	else av 	
sentralnettstiltak til en moderat kostnad. Hvis man aksepterer 2025 som utgangspunkt, 
kan da tidspunktet for fare for utkobling flyttes til midt på 2030	-tallet. Innen den tid kan 	
mangt og meget se annerledes ut. Kanskje kan man med regionalnettstil	takene vente 	
med sentralnettstiltak til tidspunktet for hovedombygging av stasjoner i 2035	-2040. 	
KVU	-en er negativ til alternativet blant annet fordi det ikke kan stå ferdig til år 2023. Vi 	
synes ikke det er en viktig innvending.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
48	 	 	Vista Analyse	 	
Referanser	 	
Finansdepartementet. (2008). 	Kvalitetssikring av konseptvalg, samt styringsunderlag 	
og kostnadsoverslag for valgt prosjektalternativ. Kostnadsestimering.	 	
Finansdepartementet, versjon 1.0 datert 11.3.2008.	 	
Lyse Elnett. (2011). 	Kraftsystemutred	ning for Sør	-Rogaland 2011	-2030. Hovedrapport.	 	
Melding til Stortinget 14 (2011	-2012). (u.d.). 	Vi bygger Norge 	- om utbygging av 	
stømnettet (Nettmeldingen).	 	
Melding til Stortinget 25 (2015	-16). (u.d.). 	Kraft til endring 	- energipolitikken mot 2030.	 	
Olje	- og energidepartementet.	 	
OED. (2013). 	Veileder: Konseptvalgutredning og ekstern kvalitetssikring av store 	
kraftledningssaker.	 Olje	- og Energidepartementet.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	49	 	
Vedlegg 1: Endringer i KVU	-en i løpet av 	
kvalitetssikringen 	 	
Vi viser til følgende sitat fra OEDs veileder 	Konseptvalgutredning og ekstern 	
kvalitetssikring av store kraftledningssaker	: 	
«Nettselskapet skal få mulighet til å gjøre endringer i sin KVU etter innspill fra 
kvalitetssikrer underveis og før rapporten overle	veres departementet. I den 	
endelige kvalitetssikringsrapporten skal det fremgå hvilke eventuelle endringer 
nettselskapet har gjort i sin KVU.» 	 	
Dette vedlegget redegjør for endringer som er gjort. Endringene er skjedd i flere steg og vi 
beskriver stegene h	ver for seg. Tabell V.1 minner om saksgangen i kvalitetssikringen og er 	
nyttig for å forstå redegjørelsen.	 	
Tabell V.	1 	Tidslinje for aktiviteter i forbindelse med KS av KVU Sør	-Rogaland	 	
Aktivitet	 	Dato	 	
Avrop undertegnet	 	10. 	mars	5 	
Første utkast til KVU (Del I	-III)	 	11. mars	 	
Notat 1 fra Vista	 	8. april	 	
Tilleggsavrop undertegnet	 	19. april	 	
Andre utkast til KVU (Full minus 
sammendrag)	 	
27. mai	 	
Notat 2 fra Vista	 	10. juni	 	
Tredje utkast til KVU (full)	 	12	-27. oktober	 	
Notat 3 fra 	Vista	 	4. november	 	
Endelig KVU ferdig	 	18	-21. november	 	
 
Første 	utkast 	til KVU 	og kommentar 	(mars 	– aprll 	2016)	 	
Første utkast til KVU forelå 1	1. mars 2016. Utkastet omfattet delene Behovsanalyse, 	
Mål og rammer, og Mulighetsstudie. Et notat som kommenterte u	tkastet (Notat 1) ble 	
oversendt fra Vista 8 april 2016. 	 Andre utkast til KVU 	27. mai	 2016	. Dette var et fullt 	
utkast	. 	
I Notat 1 dreide våre overordnede kommentarer seg om følgende forhold:	 	
 	KVU	-en er lettlest og godt argumentert	 	
 	 	 	
5 Avropet er udatert, men filen er datert 10. mars.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
50	 	 	Vista Analyse	 	
 	Effektforbruket bør drøftes	 på bredere grunnlag, dvs ikke basere seg så tungt 	
på husholdningsforbruket	 	
 	Lokal produksjon virker å være konservativt anslått og Lysebotn II virker mest 
rimelig å ta med i nullalternativet	 	
 	Interessentanalysen mangler	 	
 	Mulighetsstudien innsnevrer for mye 	og for raskt. Spesielt fant vi det ikke 	
godtgjort at alternativene fra Kvinesdal, Ertsmyra og Tjørholm skulle skrives ut, 
og etterlyste en bedre begrunnelse for dette. Vi foreslo også, under tvil, at 
alternativet oppgradering av eksisterende ledning burde 	tas med videre til 	
alternativanalysen.	 	
Vi hadde også en del kommentarer 	til de enkelte kapitlene. 	 	
Det ble avholdt møte om våre merknader, som også inngikk i underlaget for Statnetts 
andre utkast i mai 2016. 	 	
Andre utkast til KVU 	og kommentar	 (mai	 – juni	 2016)	 	
Andre utkast til KVU forelå 	27. mai	 2016. 	Dette var et fullstendig utkast med alle deler, 	
unntatt sammendrag. 	Notat 2 ble oversendt 	10. juni. 	 	
I Notat 2 oppsummerte vi vår	e inntrykk på følgende måte:	 	
 	Behovsanalysen har nå en god form og gir et godt 	grunnlag for videre 	
saksbehandling. De fleste kommentarer i notat 1 er tatt hensyn til på en god 
måte. Fortsatt savner vi en omtale av forbruksutviklingen i næringslivet utenom 
industri og husholdninger.	 	
 	Avsnittet om mål og rammer setter gode mål og releva	nte rammer.	 	
 	Også mulighetsstudien er kommet langt og er nær sin endelige form.	 	
 	Alternativanalysen og analysen av nettutviklingsstrategi er kommet kortere og 
kan styrkes på ulike måter	 	
Deretter fulgte 	forslag til hvor alternativanalysen og analysen av nettu	tviklingsstrategi 	
kan styrkes. Blant annet etterlyste vi en bedre begrunnelse for at 	risikoen for at Statnett 	
ikke kan forsyne alt forbruk ved intakt nett	 inntreffer på midten av 2020	-tallet. Vi 	
etterlyste også mer informasjon om alternativet der Lysebotn 	II kjøres mot 	
regionalnettet, og vi mente miljøvurderingene var noe 	overfladiske i forhold til 	
betydningene de kunne ha. Endelig mente vi det var uklart om konseptene er til 
vurdering, er ment å løse behovet eller om de er første skritt i en større plan. 	 	
Tredje utkast til KVU og kommentar (oktober 	– november 2016)	 	
Tredje	 utkast 	til 	KVU forelå 	i perioden 12	-27. oktober 2	016. Notat 	3 ble oversendt 	4. 	
november	. 	
I notat 3 oppsummerte vi våre inntrykk på følgende måte:	 	
 	Dokumentene er kommet en god del lenger s	iden forrige runde, og de fleste 	
merknadene i Notat 2 er tatt hensyn til på en god måte.	 	
 	Vi har merknader til rangeringen av tiltak, det videre arbeidet med 
planleggingen av tiltak og strategi for det videre arbeidet.	 	
Våre merknader dreide seg stort sett o	m de samme forholdene som er tatt opp i denne 	
KS	-rapporten, med overskrifter Man har bedre tid enn det gis inntrykk av i 	
alternativanalysen og Tiden bør brukes til mer detaljerte analyser av 
løsningsalternativene.

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
Vista Analyse 	 	 	51	 	
Endelig KVU ferdig	 	
Endelig KVU forelå i pe	rioden 18	-21. november. 	I forbindelse med oversendelsen 	
utarbeidet Statnett notat om hvilke endringer som var gjort i siden tredje utkast. Notatet 
gjengis nedenfor.	 	
 
«Viktigste endringer fra sist oversendelse	 	
Behovsanalysen	 	
Kapittel 2.7 er tatt ut siden det er begrenset informasjon iht Beredskapsforskrift. Blir 
oversendt separat. 	 	
Kapittel 7.4	 	
Endret for å reflektere at vi nå har sikkerhet for at det kommer mer vindkraft i regionen 
enn det vi har lagt til grunn 	 	
Kap. 8.2:	 	
Tek	sten er endret for å bedre diskutere usikkerheten rundt tidspunktet når vi komme ri 	
en n	-0 situasjon. 	 	
Vedlegg 5:	 	
Vedlegg om estimering av maksforbruk er flyttet fra alternativanalysen (der det også 
var vedlegg) siden dette henger sammen med usikkerheten i	 N-0 tidspunktet. 	 	
Mål og rammer	 	
Uendret	 	
Mulighetsstudien	 	
Tall er endret for å ta hensyn til ny reinvesteringsplan for Stokkeland stasjon. Vedlegg 
om miljøvurderinger er lagt inn her.	 	
Alternativanalysen	 	
Her er det mye tekst som er endret. Det som er mest 	materielt er kapittel 1 om 	
oppsummering og konklusjoner og kap. 4 om realopsjoner. Øvrige endringer er mer 
spissing av budskap og forbedring av struktur.»

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
52	 	 	Vista Analyse

Kvalitetssikring av Kraftsystemet i Sør	-Rogaland 	– analyse av behov og tiltak	 	
54	 	 	Vista Analyse	 	
 	
Vista Analyse AS	 	
Vista 	Analyse AS er et samfunnsfaglig analyseselskap me	d hovedvekt på 	 	
økonomisk forskning, utredning, evaluering og rådgivning. Vi utfører oppdrag	 	
med høy faglig kvalitet, uavhengighet og integritet. Våre sentrale temaområder 	 	
omfatter klima, energi, samferdsel, næringsutvikling, byutvikling og velferd.	 	
 
Våre	 medarbeidere har meget høy akademisk kompetanse og bred erfaring	 	
 inn	ennfor konsulentvirksomhet. Ved behov benytter vi et velutviklet nettverk med 	 	
selskaper og ressurspersoner nasjonalt og internasjonalt. Selskapet er i sin 	 	
helhet eiet av medarbeiderne.	 	
Vista Analyse AS	 	
Meltzersgate 4	 	
0257	 Oslo	 	
 
post@vista	-analyse.no	 	
vista	-analy	se.no

Parse pdf-doc by clicking the button below. Parsed pdf-documents will be searchable.

Metadata Found
Author
Haakon Vennemo, Ingeborg Rasmussen og John Magne Skjelvik
CreationDate
2016-12-16T10:21:27+01:00
ModDate
2016-12-16T10:21:27+01:00
Producer
Microsoft® Word 2016
Pages
56