Transcript Kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012

Hovedrapport
KRAFTSYSTEMUTREDNING
MØRE OG ROMSDAL
2012
Mai 2012
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
Kraftsystemutredning
Møre og Romsdal
2012
Den regionale kraftsystemutredningen er todelt, se figuren nedenfor. Denne delen er kraftsystemutredningens hovedrapport.
jf. offentleglova §13
Oppdatert av:
Tor Rolv Time
Mai 2012
2
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
SAMMENDRAG
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal omfatter 66, 132, 300 og 420 kV nettet i Møre og
Romsdal med tilhørende nedtransformeringer. Kraftsystemutredningen oppdateres årlig.
Målt kraftforbruk i Møre og Romsdal var i 2011 på hhv. 4,0 og 6,4 TWh innen hhv. alminnelig
forsyning og kraftintensiv industri (KII). I mai-juni 2011 ble produksjonen ved 28 av 184 celler
i produksjonslinja SU3 ved Hydro Sunndal startet opp igjen. SU3 ble kjørt ned og tatt ut av drift
våren 2009. Temperaturkorrigert forbruk innen alminnelig forsyning har siden 2002 hatt en
vekst på i underkant av 1 % pr. år. I samme periode har forbruket innen KII økt med til sammen
ca. 90 %.
Total kraftproduksjon i 2011 var på 7,0 TWh mens forventet middelproduksjon var på 7,3 TWh.
I løpet av 2011 er produksjonskapasiteten utvidet med 0,11 TWh pga. utbygging av nye småkraftverk.
Det er planer for fortsatt vekst innen KII. Dersom en legger til grunn det høyeste scenarioet, vil
årsforbruket øke med hhv. 1,9 og 3,4 TWh fra 2011 til hhv. 2015 og 2025. Av dette er det
forutsatt ca. 1,3 TWh som følge av gjenopptatt drift ved SU3 og 0,6-2,1 TWh som følge av økt
uttak på Nyhamna (Ormen Lange og ilandføring fra ny felt), Hustadmarmor og BioWood
Averøy, samt etablering av jernverk på Tjeldbergodden (Ironman). For alminnelig forsyning er
det sett på tre scenarioer med forbruksvekst på 0-1 % pr. år, som tilsvarer en vekst i forhold til
dagens nivå på 0-0,13 TWh i 2015 og 0-0,60 TWh i 2025.
Med de høyeste scenarioene for KII og alminnelig forsyning og med uendret
produksjonskapasitet, vil kraftunderskuddet i hhv. 2015 og 2025 bli på hhv. ca. 5,6 og 7,6 TWh.
Det foreligger omfattende, men usikre planer for etablering av ny produksjon. Utredningen
inneholder en oversikt over konkrete prosjekter. Prosjektene er fordelt på tolv ulike statusgrupper, hvorav seks er kategorisert som ”aktuell ny produksjon” (se Lysbilde 16 side 26), som
utgjør:
• Vannkraft:
1,3 TWh
fordelt på ca. 171 kraftverk, hovedsakelig småkraftverk
• Vindkraft:
1,4 TWh
fordelt på fem vindkraftparker, hvorav en i sjø.
• Gasskraft:
0,0 TWh
(ett gasskraftverk med konsesjon, men prosjektet lagt
på is i februar 2011)
Ny produksjon i Møre og Romsdal vil bedre forsyningssikkerheten, og opp til et visst nivå
redusere nettapene. Hvorvidt de aktuelle produksjonsutbyggingene faktisk blir realisert, er bl.a.
avhengig av konsesjonsvedtak og rammebetingelser som gir tilstrekkelig lønnsomhet for
investeringene.
Møre og Romsdal inngår i et større underskuddsområde, Midt-Norge. Økende kraftunderskudd i
Midt-Norge har medført økt overføringsbehov både inn til og innenfor området, og dette har gitt
en bekymringsfull forsyningssituasjon. Utfordringene er først og fremt knyttet til tørrår med lite
vann i magasinene, hvor det vil være behov for større import. Midt-Norge og enkelte
delområder er svært sårbare for langvarige begrensninger i overføringskapasiteten som følge av
feil i nettet. Magasinfyllingen i Midt Norge (elspotområde NO3) lå i 2011 4 % under laveste
registrerte nivå siste 18 år fram til et bunnivå på 11,6 % så tidlig som i uke 13. Normalt faller
magasinfyllingen i ytterligere 3-4 uker.
Statnett har de senere år gjennomført flere tiltak for sikre kraftforsyningen til Midt-Norge. I
2007 og 2008 ble det installert spenningsregulerende anlegg for å bedre spenningsforholdene og
dermed kunne øke overføringskapasiteten inn til området. Spenningsoppgradering av
forbindelsen fra Klæbu over Nea til Järpströmmen i Sverige til 420 kV ble fullført våren 2010 i
samarbeid med Svenska Kraftnät. Statnett har også anskaffet reservekraftverk med kapasitet på
til sammen 300 MW, lokalisert på Tjeldbergodden og på Nyhamna (Aukra), som kan tas i bruk i
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
3
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS). Videre har Statnett startet byggingen av en ny 420 kV
ledning Ørskog-Fardal, som fikk endelig konsesjon den 21.12.2011. Etableringen av denne
ledningen er forsinket i forhold til opprinnelige planer, og siste stramme framdriftsplan
innebærer idriftsettelse i løpet av 2015. Det skal etableres eller bygges om til sammen sju
transformatorstasjoner. I Møre og Romsdal vil Ørskog transformatorstasjon bli bygget om, og
det vil bli etablert ny transformatorstasjon i hhv. Sykkylven og Ørsta.
Med ny 420 ledning Ørskog-Fardal, vurderes forsyningssikkerheten i Midt-Norge som tilfredsstillende. Forbindelsen vil også bedre forsyningssikkerheten på Sunnmøre og nordlige deler av
Sogn og Fjordane. Dette området var i 2010 uten momentan reserve i 5848 timer, og er også
sårbart for langvarige feil på kritiske komponenter. Videre vil forbindelsen legge til rette for
utbygging av vind- og vannkraft på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane. Dagens sentralnett i og ut
fra dette området har ikke kapasitet for ny produksjon utover det som nå har fått konsesjon, og
over 100 søknader om bygging av småkraftverk og mikrokraftverk har stått på vent.
I tillegg til tiltak for å dekke kraftunderskuddet i Midt Norge, er det behov for reinvesteringer
som følge av gammelt nett, forsterkninger som følge av økt overføringsbehov internt i fylket og
nettilknytning av ny produksjon.
Forsterkning av kraftnettet, med bl.a. etablering av nye 420 kV ledninger gir muligheter for
omstrukturering av nettet og sanering av eksisterende ledninger. I forbindelse med etablering
420 kV ledningen Ørskog-Fardal, vil totalt 170 km av eksisterende 132 kV ledninger bli sanert,
hvorav ca. 82 km i Møre og Romsdal.
4
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
INNHOLDSFORTEGNELSE
1
INNLEDNING .................................................................................................................... 6
2
BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN ........................................................ 6
3
FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET...................................................... 7
3.1
MÅL FOR DET FRAMTIDIGE KRAFTSYSTEMET .............................................................. 7
3.1.1 Overordnet mål........................................................................................................ 7
3.1.2 Miljø ........................................................................................................................ 7
3.1.3 Beredskap ................................................................................................................ 7
3.2
AMBISJONSNIVÅ OG TIDSHORISONT ............................................................................ 8
3.3
FORUTSETNINGER FOR ØKONOMISKE VURDERINGER .................................................. 8
3.4
FORUTSETNINGER FOR TEKNISKE VURDERINGER ........................................................ 8
3.4.1 Forbruksregistreringer ............................................................................................ 8
3.4.2 Last- og forbruksprognoser ..................................................................................... 8
3.4.3 Termisk overføringskapasitet .................................................................................. 8
3.4.4 Spenningskriterier ................................................................................................... 9
4
BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM .......................................................... 9
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
5
STATISTIKK FOR KRAFTPRODUKSJON .......................................................................... 9
STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSFORBRUK .................................................................. 9
KRAFTBALANSE ........................................................................................................... 9
OVERORDNET BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTNETT ............................................... 10
LEDIG INNMATINGSKAPASITET FOR NY PRODUKSJON ............................................... 11
ANDRE ENERGIBÆRERE OG PÅVIRKNING PÅ KRAFTSYSTEMET ................................. 12
FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD ............................................................... 12
5.1
5.2
5.3
UTVIKLING AV ELEKTRISITETSPRODUKSJON ............................................................. 12
UTVIKLING AV ELEKTRISITETSFORBRUK ................................................................... 13
UTVIKLING AV KRAFTBALANSE OG OVERFØRINGSBEHOV ........................................ 13
6
FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV ........................................... 14
7
OPPSUMMERING .......................................................................................................... 15
8
LITTERATURREFERANSER ....................................................................................... 16
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
8.9
9
KRAFTSYSTEMUTREDNINGER TILSTØTENDE NETT (ÅRLIG OPPDATERING) ............... 16
FORSKRIFTER ............................................................................................................. 16
HÅNDBØKER / VEILEDERE / KRAV .............................................................................. 16
NORMER ..................................................................................................................... 16
ANDRE RAMMEBETINGELSER OG FØRINGER .............................................................. 16
DIVERSE METODEBESKRIVELSER ............................................................................... 16
DATAUNDERLAG ........................................................................................................ 16
DIVERSE RAPPORTER OG UTREDNINGER .................................................................... 17
MELDINGER OG KONSESJONSSØKNADER ................................................................... 17
LYSBILDER ..................................................................................................................... 18
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
5
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
1 INNLEDNING
Kraftsystemutredningen for Møre og Romsdal omfatter 66, 132, 300 kV og 420 kV nettet i
Møre og Romsdal med tilhørende nedtransformeringer. Utarbeidelse av regionale kraftsystemutredninger er hjemlet Forskrift om energiutredninger fastsatt av Norges vassdrags- og
energidirektorat (NVE) 16. desember 2002 (se www.nve.no), og utredningene skal iht.
forskriften oppdateres årlig. Forskriften omfatter også utarbeidelse av lokale energiutredninger
for hver kommune.
NVE har utarbeidet en veileder for kraftsystemutredninger (referanse 11). I kapittel 1.4. Mål for
utredningsarbeidet, heter det at:
”Målet for utredningsarbeidet er å bidra til en samfunnsrasjonell utbygging av
regional- og sentralnettet hensyntatt aktuelle energibærere for stasjonær energibruk.
Kraftsystemutredningen vil være et grunnlagsdokument i NVEs arbeid ved behandling
av meldinger og søknader om konsesjon for nye anlegg.
Arbeidet skal gi grunnlag for å løse eventuelle konflikter om utviklingen av nettet på et
tidlig tidspunkt, og gi brukerne av nettet muligheter til å påvirke utformingen av de
overføringsanlegg de er avhengige av.
Utredningsarbeidet skal utføres på et fritt og uavhengig grunnlag. Det utredningsansvarlige selskap skal, basert på objektive vurderinger av den framtidige utviklingen,
beskrive en samfunnsøkonomisk lønnsom og miljømessig fornuftig utvikling av kraftsystemet i området.
For å sikre at det tas hensyn til økende usikkerhet rundt mulig utvikling for kraftsystemet er det spesifisert at utrekningen skal inkludere alternative utviklingsmuligheter
for området.”
Denne hovedrapporten er en del av Regional kraftsystemutredning for Møre og Romsdal. I
hovedrapporten refereres det til lysbilder i en egen lysbildepresentasjon, som er gjengitt i
kapittel 9. Hovedrapporten fra kraftsystemutredningen er offentlig tilgjengelig på hjemmesidene
til NVE (www.nve.no) og Istad Nett (www.istadnett.no). Kraftsystemutredningen består også av
en grunnlagsrapport. Denne danner grunnlag for hovedrapporten, er underlagt taushetsplikt og
er beregnet på lesere med tjenestelig behov for å lese innholdet, jf. illustrasjon side 2.
2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN
Kraftsystemutredningen dekker Møre og Romsdal fylke. Utredningsområdet med kommuner og
områdekonsesjonærer er vist på Lysbilde 2 og Lysbilde 3.
Norges vassdrags- og energidirektorat har utpekt Istad Nett AS til å koordinere arbeidet med
kraftsystemutredninger for regionalnettet i Møre og Romsdal. Istad Nett omtales i den
forbindelse som utredningsansvarlig selskap. Utredningsansvarlig inviterer alle anleggs-,
område- og fjernvarmekonsesjonærer innenfor sitt utredningsområde til et såkalt kraftsystemmøte, som avholdes minst en gang hvert annet år. Kraftsystemmøtet velger representanter til et
kraftsystemutvalg. Siste kraftsystemmøte ble avholdt i Molde den 24.5.2011. Gjeldende
kraftsystemutvalg framgår av oversikten på baksiden av rapporten. Kraftsystemutvalget bistår
utredningsansvarlig ved utarbeidelse av kraftsystemutredningen. I dette inngår behandling av
utredningen før offentliggjøring. Kraftsystemutredningen oppdateres årlig.
Utredningsansvarlig foretar hvert år innsamling av belastningsdata og andre opplysninger som
inngår i kraftsystemutredningen. Anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærer er også på eget
initiativ pliktig å orientere utredningsansvarlig om forhold som kan påvirke utviklingen av egne
6
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
og øvrige konsesjonærers anlegg. Anleggs-, område- og fjernvarmekonsesjonærer skal også
informere utredningsansvarlig om meldinger og søknader om anleggs- og fjernvarmekonsesjon
som er oversendt Norges vassdrags- og energidirektorat til behandling. Anleggs-, område- og
fjernvarmekonsesjonærer kan delta i kraftsystemmøtet i utredningsområdet.
NVE holdes orientert om planarbeidet, og får tilsendt kraftsystemutredningen, møtereferat fra
kraftsystemmøter og møter i kraftsystemutvalget.
Utredningsarbeidet i Møre og Romsdal koordineres med utredningsansvarlige i Sør-Trøndelag
og Sogn og Fjordane. Den vertikale samordningen mot sentralnettet har foregått ved Statnetts
deltagelse i kraftsystemutvalget for Møre og Romsdal og ved at utredningsansvarlig og dels
også andre representanter i kraftsystemutvalget har deltatt i møter og arbeidsgrupper vedrørende
utviklingen av regional og sentralnettet. I tillegg er Statnetts Kraftsystemutredning for sentralnettet og Nettutviklingsplan for sentralnettet (referanse 4 og 5) referansedokumenter i planarbeidet.
Planlegging av framtidig utvikling av kraftsystemet koordineres også mot kommunale og
fylkeskommunale planer. Dette gjelder bl.a. lokale energiutredninger, reguleringsplaner og ulike
verneplaner. Koordineringen er viktig både med hensyn til kartlegging av prognoser for framtidig kraftetterspørsel, framtidig overføringsbehov i nettet, planlegging av traseer og plassering
av ulike forsterkningstiltak. Bedre kraftforsyning ved økt lokal produksjon og bedre
infrastruktur er ett av resultatmåla i fylkesplan for Møre og Romsdal 2008-2012 [43].
.
3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET
3.1
Mål for det framtidige kraftsystemet
3.1.1 Overordnet mål
Det overordnede mål for kraftsystemet er å sikre levering av elektrisk kraft til forbrukere i
området ved en samfunnsmessig rasjonell utvikling og drift av kraftsystemet. For å oppnå dette
er det viktig med en god samordning av utbygginger i sentral-, regional- og distribusjonsnettet.
Videre er det ønskelig å samordne nettutviklingen med utbygging av kraftproduksjon og bruk av
alternative energibærere for stasjonær energibruk. Disse tiltakene vil i enkelte tilfeller kunne
være alternativ eller supplement til hverandre. Det vil imidlertid ofte være en stor utfordring å få
til denne samordningen, bl.a. fordi det er ulike aktører som gjør sine investeringer ut fra
bedriftsøkonomiske hensyn, og fordi planlegging, konsesjonsbehandling og bygging av
ledningsanlegg ofte er mer tidkrevende enn etablering av produksjonsanlegg og forbruksanlegg.
3.1.2 Miljø
Ved utvikling av kraftsystemet legges det vekt på å finne miljømessig gunstige løsninger. Økt
utnyttelse av eksisterende nett vurderes som alternativ til nye utbygginger. Ved behov for nye
utbygginger vurderes alternative traseløsninger og ulike avbøtende tiltak. Det vurderes også om
det er mulig å sanere eksisterende anlegg i forbindelse med utviklingen av nettet.
3.1.3 Beredskap
Beredskapsplanene brukes ved feil med store konsekvenser, naturhendelser, samt øvelser.
Forskrift om beredskap i kraftforsyningen er utarbeidet og fastsatt av Norges vassdrags- og
energidirektorat (NVE). Forskriften er gjeldende fra 1. januar 2003. Innen hvert enkelt energiverk er det utarbeidet en hovedberedskapsplan. I tillegg er det utarbeidet tilhørende delplaner
når dette har vært hensiktsmessig.
Med bakgrunn blant annet i den anstrengte kraftforsyningssituasjonen en ser for seg i MidtNorge framover, vil NVE forvisse seg om at de enkelte enheter(nettselskaper) har oppdaterte
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
7
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
rasjoneringsplaner. Dette ble gjort gjennom en skriftlig revisjon som NVE gjennomførte hos
alle landets nettselskaper i brev datert 21.12.2005 vedrørende ”Revisjon om beredskap og
rasjonering”.
3.2 Ambisjonsnivå og tidshorisont
Utredningen skal være et referansedokument for søknader om anleggskonsesjon etter lov av 29.
juni 1990 om produksjon, omforming, overføring, omsetning og fordeling av energi m.m.
(Energiloven). Utredningen omfatter konsesjonspliktige anlegg som ikke inngår i de meddelte
områdekonsesjonene til elverk innen planområdet. Den regionale kraftsystemutredningen skal
vise sammenhengen mellom de målsettinger og forutsetninger som legges til grunn for
utviklingen av regional- og sentralnettet og nødvendige prosjekter med tilhørende investeringsbehov. Videre skal den gi en god oversikt over dagens kraftsystem og planer for den videre
utvikling av systemet i form av nye anlegg, samt moderniseringer og oppgraderinger av
eksisterende anlegg.
Utredningen har en tidshorisont på 10 år fram i tid. I den grad mulige utviklingstiltak lenger
fram i tid er kjent, vil disse også være presentert. Det er viktig å påpeke at utredningsarbeidet er
en kontinuerlig prosess, og at tiltak som presenteres i utredningen ikke nødvendigvis er vedtatte
tiltak som vil bli realisert.
3.3 Forutsetninger for økonomiske vurderinger
Nye anlegg planlegges ut fra samfunnsøkonomiske kriterier. I dette ligger det å minimalisere
summen av investeringskostnader, drifts- og vedlikeholdskostnader, tapskostnader, flaskehalskostnader og avbruddskostnader. I tillegg vektlegges bl.a. miljøkonsekvenser og forsyningssikkerhet.
NVEs fører monopolkontroll med nettvirksomheten og legger viktige premisser for hvordan
netteierne kan opptre mht. ny- og reinvesteringer i overføringssystemet. I dette inngår en årlig
fastsettelse av individuelle inntektsrammer for hvert nettselskap. Ved nettilknytninger eller ved
forsterkning av nettet til eksisterende kunder, kan nettselskapene fastsette et anleggsbidrag for å
dekke anleggskostnadene.
3.4
Forutsetninger for tekniske vurderinger
3.4.1 Forbruksregistreringer
Det foretas årlig innsamling av måleverdier for last under transformatorer med nedtransformering fra sentral- og regionalnett til distribusjonsnett. Det skilles mellom prioritert og
uprioritert last.
3.4.2 Last- og forbruksprognoser
Last- og forbruksutviklingen i Møre og Romsdal domineres av veksten innen det som i
kraftsystemutredningen benevnes som kraftintensiv industri (KII). Det innhentes årlig
oppdaterte verdier for forventet last og forbruksutvikling fra den enkelte industribedrift.
Prognoser for alminnelig forsyning baseres bl.a. på forventet vekst oppgitt av det enkelte
nettselskap og vurdering av historiske verdier.
3.4.3 Termisk overføringskapasitet
Overføring av kraft medfører tap i de ulike komponentene i kraftsystemet (ledninger, kabler,
transformatorer etc.) som medfører oppvarming av disse. Tapene og oppvarmingen øker med
økende overføring, og overføringen må derfor begrenses for å unngå fare for personsikkerhet
og/eller uakseptabel materialdeformasjon eller aldring. Termisk grenselast kan defineres som
8
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
den maksimale strøm (effekt) på en leder i stasjonær tilstand uten at tillatt ledertemperatur
overskrides.
3.4.4 Spenningskriterier
Det tillates normalt ikke lavere spenning enn 90 % av aktuell systemspenning (66, 132, 300 og
420 kV). For å unngå lavere spenninger enn dette ved utfall i et masket nett, vil spenningsgrensen ved intakt nett ofte ligge noe høyere. Maksimal overføring må settes slik at
spenningskriteriene overholdes og nett- (spennings-) sammenbrudd unngås.
4 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM
4.1 Statistikk for kraftproduksjon
I et år med normale tilsig er den totale produksjonskapasiteten i fylket ca. 7,3 TWh/år. Av dette
ble ca. 0,11 TWh bygget ut i 2011. Summert maksimaleffekt for alle kraftverk er på ca. 1650
MW. Denne kapasiteten er ikke til en hver tid tilgjengelig bl.a. pga. en andel uregulert
produksjon (vindkraftverk og vannkraftverk uten magasin). Nøkkeldata og historisk utvikling
for produksjonskapasitet er vist i Lysbilde 4.
4.2 Statistikk for elektrisitetsforbruk
Totalt kraftforbruk i Møre og Romsdal innen alminnelig forsyning (alt forbruk utenom kraftintensiv industri) har de siste årene vært relativt stabilt på ca. 4 TWh. Innen kraftintensiv
industri har det derimot vært en kraftig vekst. Fra 2002 til 2011 har forbruket økt fra 3,4 TWh til
6,4 TWh (7,0 TWh i 2008). I kraftsystemutredningen er benevnelsen kraftintensiv industri (KII)
benyttet om følgende industribedrifter: Hydro Sunndal på Sunndalsøra, Hustadmarmor i Fræna,
Statoil Tjeldbergodden, Nyhamna (Ormen Lange landanlegg) på Gossen i Aukra kommune og
BioWood på Averøy.
Statnett fastsetter såkalte maksimallasttimer for hhv. Sør, Midt og Nord-Norge. Maksimallasttimen for Midt-Norge, hvor Møre og Romsdal inngår, var for vinteren 2011/2012 satt til 31.
januar time 9 (08:00-09:00). Uttaket innen alminnelig forsyning i Møre og Romsdal var da 830
MW inkl. uprioritert last, mens uttak innen KII var 765 MW. Historisk utvikling for forbruk og
last er vist i Lysbilde 5.
4.3 Kraftbalanse
Fylket hadde for få år siden god balanse mellom forbruk og produksjon. Pga. den kraftige
veksten innen kraftintensiv industri, og svært begrenset utbygging av ny produksjonskapasitet,
har fylket fått et betydelig kraftunderskudd. I 2011 var underskuddet (forutsatt middelproduksjon, og temperaturkorrigert forbruk) på 3,5 TWh. (4,3 TWh i 2008). Lysbilde 6 viser
forventet kraftbalanse for 2012 for ulike områder i fylket.
Møre og Romsdal inngår i et større område (Midt-Norge) med stort kraftunderskudd.
Magasinkapasiteten i Midt-Norge er på 6,9 TWh. Uten import og tilsig faller magasinfyllingsgraden med ca. 1 % pr. dag vinterstid. Import kan bremse magasintappingen med inntil
ca. 0,6 % pr. dag (forutsatt importkapasitet på 1800 MW). Magasinfylling og endring i
magasinfylling pr uke i Midt-Norge er vist i Lysbilde 7. Magasinfyllingen lå i 2011 4 % under
laveste registrerte nivå siste 18 år fram til et bunnivå på 11,6 % så tidlig som i uke 13. Normalt
faller magasinfyllingen i ytterligere 3-4 uker. Største fall i magasinfyllingen var på 3,5 %. Merk
at produksjonslinja SU3 ved Hydro Sunndal ble tatt ut av drift våren 2009 og at 28 av 184 celler
ved SU3 ble startet opp igjen våren 2011. SU3 har ved full produksjon et uttak på ca. 1,5
TWh/år som tilsvarer ca. 22 % av magasinfyllingen i Midt-Norge.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
9
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
4.4 Overordnet beskrivelse av dagens kraftnett
Overføringsnettet på regional- og sentralnettsnivå består av 66, 132, 300 og 420 kV forbindelser. Tafjord Kraftnett har også enkelte regionalnettsanlegg på 22 kV spenningsnivå.
Samtlige 300 og 420 kV ledninger og enkelte 132 kV ledninger inngår i sentralnettet. Lysbilde
8 viser total lengde og aldersfordeling for 66 og 132 kV ledninger og kabler i Møre og Romsdal.
Lysbildet viser at det i hovedsak er benyttet luftledninger for disse spenningsnivåene. Den viser
også at en betydelig andel av anleggene har relativ høy alder. Over 25 % av ledningslengden er
eldre enn 50 år, som ofte regnes som samfunnsøkonomisk levetid for tremastledninger. Det er
derfor et betydelig reinvesteringsbehov de kommende årene.
I tillegg til uttakspunkt for kraftintensiv industri er det 54 transformatorstasjoner med nedtransformering til distribusjonsnettet (22 og 11 kV) for alminnelig forsyning. Lysbilde 9 viser total
installert kapasitet og aldersfordeling for transformatorer i Møre og Romsdal fordelt på ulike
primærspenningsnivå. Figuren inkluderer nedtransformering til 11 og 22 kV, samt transformering mellom spenningsnivåene 66, 132, 300 og 420 kV. Aldersfordelingen viser et
betydelig innslag av transformatorer med relativt høy alder, og også her er det behov for reinvesteringer de kommende årene.
Avbruddsforholdene er sentrale ved kvantifisering av leveringskvalitet og forsyningssikkerhet
i kraftsystemet. Avbruddsforholdene kan beskrives ved bl.a. antall avbrudd pr. år, varighet på
avbrudd og ikke levert energi, dvs. den mengde energi som ville ha blitt levert til sluttbrukerne
dersom svikt i leveringen ikke hadde inntruffet.
Lysbilde 10 viser historiske avbruddsdata i form av hhv. ikke-levert energi (ILE) i ‰ av levert
energi (LE) i Møre og Romsdal og i Norge (til venstre), og avbruddskostnader i Møre og
Romsdal fordelt på sluttbrukergruppe og med total angitt i prosent av total for Norge (til høyre).
Fylket har i likhet med landet samlet hatt en fallende trend for ILE/LE. Den markante økningen
i avbruddskostnader og ILE/LE i 2008 skyldes et varig avbrudd for industrianlegget Ormen
Lange på Nyhamna. Dette avbruddet gav alene avbruddskostnader på i overkant av 50 MNOK.
ILE-data for 2011 og KILE-data f.om. 2009 var ikke tilgjengelig da denne rapporten ble
utarbeidet. Det er imidlertid kjent at orkanen Dagmar medførte omfattende skader på kraftnettet
og unormalt høye verdier for ILE og KILE i 2011.
Møre og Romsdal og delområder i fylket er underskuddsområde(r) med høy utnyttelse av nettet
som fører kraft til fylket/delområdene. Økt uttak gir derfor økte tap i nettet. Innmating av ny
produksjon vil gi tilsvarende tapsgevinst, og det vil derfor være tapsmessig gunstig å få etablert
ny produksjon i fylket. Lysbilde 11 viser gjennomsnittlige marginaltapssatser 1 pr. år for uttak i
tre utvalgte sentralnettspunkt i Møre og Romsdal for årene 1998-2010. Figuren viser også kraftunderskuddet det aktuelle året. Figuren viser at Møre og Romsdal har hatt svært høye
marginaltapssatser. Figuren viser også en viss men ikke entydig sammenheng mellom marginaltapsatsene og kraftunderskuddet.
For å kunne håndtere mulige vedvarende flaskehalser mht. import, er Midt-Norge definert som
eget prisområde. Gjeldende områdeinndeling etter 15.3.2010 og gjennomsnitt priser pr. år er
vist i Lysbilde 12. Områdepris for Midt-Norge var i 2008 og 2010 vesentlig høyere enn for SørNorge, men på omtrent samme nivå som Nord-Norge og Sverige. I 2008 hadde Sør-Norge
unormalt lave priser som følge av stort kraftoverskudd i området (mye nedbør) kombinert med
begrensninger på eksportkapasiteten pga. varige feil i nettet (bl.a. kabler over Oslofjorden).
Vinteren (2009/2010) var det svært høye priser, med ekstreme pristopper. Den 17.9.2009 var
kraftprisen på Nord Pool Spot oppe i nærmere 12 kroner/kWh og den 8. januar kom prisen opp i
1
Satsene brukes for å beregne marginaltapsleddet som inngår i den nettleien de enkelte elverk og andre som er
tilknyttet sentralnettet betaler. Marginaltapsleddet beregnes som uttak/innmating x marginaltapssatsen x kraftpris for
hver time. Med en kraftpris på 30 øre/kWh utgjør marginaltapsleddet 3 øre/kWh med marginaltapssats på 10 %.
Oppløsningen var tidligere dag og natt/helg for perioder på 8 uker. F.o.m. 2007 er beregningsrutinene endret og
satsene oppgis på ukenivå. Satser for hhv. uttak og innmating er symmetriske (motsatt fortegn). Marginaltapssatsene
er administrativt begrenset til ±10 % t.o.m. 2009 og ± 15 % f.o.m. 2010.
10
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
over 8 kroner/kWh for store deler av det nordiske markedet. Årsaken til de høye prisene lav
tilgjengelig produksjonskapasitet, hovedsakelig følge av lav tilgjengelighet på svensk
kjernekraft, høyt forbruk med lav prisfølsomhet som følge av kulde i hele Norden og
begrensninger i overføringskapasitet internt i Norden.
Oversikt over de viktigste endringene i kraftnett siden er forrige utredning, er vist i Lysbilde 13.
4.5 Ledig innmatingskapasitet for ny produksjon
For kraftsystemutredningen 2010 gjorde NVE en presisering angående vurdering av nettkapasitet i utredningsområdet; ”Nettkapasiteten skal vurderes kommunevis ut fra nettet slik det
er pr. i dag, mht. regional- og sentralnettet. For dimensjonerende situasjon skal kapasiteten
vurderes for både linjer og transformatorer”. Disse vurderingene vil være en del av grunnlagsmaterialet som benyttes ved prioritering og behandling av konsesjonssøknader. Vurderingene vil også være veiledende informasjon for aktører som har planer om å etablere ny
produksjon.
Det er foreløpig ikke laget noen felles landsomfattende mal på forutsetninger som skal legges til
grunn. Følgende forutsetninger er lagt til grunn for innmatingskapasitetene som oppgis i denne
utredningen:
1. Dagens nett + forsterkningstiltak som er konsesjonsgitt og besluttet utbygd.
2. Dagens produksjonskapasitet + produksjonskapasitet som har fått konsesjon.
3. Dimensjonerende driftssituasjon, som vil være avhengig av bl.a. hvor stor andel av
produksjonskapasiteten bak begrensende nettdel som er regulert. Ved utelukkende
uregulert produksjon vil lettlast (ca. 30 % av tunglast) med full utnyttelse av produksjonskapasiteten være dimensjonerende. Med en del regulert produksjon vil en
høstflomsituasjon med noe høyere last og lavere utnyttelse av den totale
produksjonskapasiteten kunne være dimensjonerende.
4. Det tas ikke hensyn til kapasitet i distribusjonsnettet, kun regionalnettstransformatorer,
regional- og sentralnett.
5. Under regionalnettstransformatorene:
a. Normale delingspunkt.
b. Kapasitet fra alle trafoer som forsyner kommunen (kapasitet som oppgis er
maksimal kapasitet dersom vedkommende kommune benytter all ledig
kapasitet).
c. For å få korrigerende informasjon jmf. pkt. b, er det etablert oversikt over antall
regionalnettstransformatorer i kommunen, om kommunen er forsynt fra andre
kommuner og hvor mange andre kommuner vedkommende kommune deler
”sine” transformatorer med.
6. Det er ikke tatt hensyn til eventuell overlastbarhet på transformatorene, men det er lagt
inn en optimistisk forutsetning om cosϕ = 1 for transformator mellom regional/sentralnett og distribusjonsnett.
7. Det er forutsatt intakt nett (N-0). Dette forutsetter at tiltak for å håndtere utfall må
kunne realiseres på en hensiktsmessig måte, slik at leveringssikkerheten ikke svekkes.
Aktuelle tiltak vil være automatisk produksjonsfrakobling PFK.
8. Det er ikke tatt hensyn til at flere kommuner i enkelte tilfeller må dele på en felles
innmatingskapasitet.
9. For økt informasjon er beregnet kapasitet for alle regionalnettstransformatorene vist i
tillegg til resulterende innmatings kapasitet.
Det er benyttet relativt enkle og sjablongmessige analyser og vurderinger. Oppgitte innmatingskapasiteter må derfor betraktes som veiledende, og brukes med en viss forsiktighet. Det vil
fortsatt normalt være behov for mer detaljerte nettanalyser for å vurdere tilknytning av ny
produksjon. Slike analyser vil også gi informasjon om kostnader forbundet med eventuelt
forsterkningsbehov.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
11
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
Merk at forsterkningstiltak, som vil/kan bli gjennomført på kort eller noe lengre sikt vil øke
innmatingskapasiteten. Dette gjelder bl.a.:
•
•
•
•
•
Ny 132 kV forbindelse Ørsta-Tussa, som flytter innmatingen fra Tussa kraftverk opp på
132 kV nivå (konsesjonssøkes i løpet av 2012)
Konsesjonssøkt transformatorstasjon i Sæbø og ny 66(132) kV ledning Sæbø-Bondal.
Ny 132/22 kV transformatorstasjon i Ryste (konsesjonssøkes i løpet av 2012)
420/132 kV transformering i Trollheim
Nye 132/22 kV transformatorer.
4.6 Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet
I 2008 var utgjorde elektrisk kraft ca. 78 % av den stasjonære energibruken i Møre og Romsdal.
Lysbilde 15 viser en oversikt over eksisterende fjernvarmeanlegg og lokale varmesentraler i
Møre og Romsdal. Alternativ til elektrisk kraft vil bare kunne påvirke deler av kraftforbruket
innen alminnelig forsyning, som i 2011 utgjorde 38 % av totalforbruket i fylket (andelen er
fallende). Virkningen på kraftbalansen i Møre og Romsdal / Midt-Norge vil derfor være relativt
liten. Lokalt vil imidlertid slike tiltak kunne påvirke behovet for nettforsterkninger.
5 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD
5.1 Utvikling av elektrisitetsproduksjon
Det foreligger omfattende planer for utbygging av ny produksjon i Møre og Romsdal. Grunnlagsrapporten inneholder en komplett oversikt over kjente vurderte og aktuelle prosjekter.
Prosjektene er inndelt i ulike statusgrupper, og bare et utvalg av disse (se Lysbilde 16) er tatt
med som ”aktuelle prosjekter”. Lysbilde 16 - Lysbilde 19 viser aktuelle prosjekter innen hhv.
vannkraft, vindkraft og gasskraft.
Prosjektene innen vannkraft vil kunne gi en årlig produksjonskapasitet på 1,3 TWh og omfatter
171 kraftverk, der mesteparten er såkalte småkraftverk.
NVE har utviklet en metode for automatisk ressurskartlegging av små kraftverk i vassdrag der
tidligere kartlegginger, som Samlet plan for vassdrag, ikke har registrert prosjektmuligheter
(referanse 42). Metoden bygger på digitale kart, digitalt tilgjengelig hydrologisk materiale og
digitale kostnadsmanualer. Den automatiserte ressurskartleggingen sammen med samlet plan
viser et vesentlig større utbyggingspotensial enn de registrerte aktuelle produksjonsprosjektene,
jf. Lysbilde 18. Merk at potensialet nå er lavere fordi deler av ressursgrunnlaget har blitt utbygd
eller vernet, eller det er gitt avslag på konsesjon.
Prosjektene innen vindkraft vil kunne gi en årlig produksjonskapasitet på 1,4 TWh, og omfatter
fem kraftverk, hvorav ett i sjø.
Det har vært omfattende planer om gasskraft i fylket, og to av prosjektene har fått konsesjon,
hhv. et 860 MW gasskraftverk på Tjeldbergodden og et ca. 450 MW gasskraftverk i Fræna.
Prosjektene ble skrinlagt/lagt på is i hhv. 2007 og 2011, og for det første er konsesjonen utløpt.
Det er derfor ingen “aktuelle” prosjekt i Møre og Romsdal etter nevnte definisjon (Lysbilde
16). Møre- og Romsdal anses som en gunstig plassering for et gasskraftverk pga. stort kraftunderskudd og relativt jevnt last pga. stor andel kraftintensiv industri. Det er imidlertid høyst
usikkert om og eventuelt når et gasskraftverk vil bli realisert. I denne kraftsystemutredningen er
det ikke forutsatt gasskraft i noen av de vurderte scenarioene. Dette er tråd med Statnetts
forutsetninger i Kraftsystemutredning for Sentralnettet 2011, hvor det ikke er forutsatt noen nye
gasskraftverk (utover gasskraftverket på Mongstad).
Hvorvidt de aktuelle produksjonsutbyggingene faktisk blir realisert, er bl.a. avhengig av konsesjonsvedtak og rammebetingelser som gir tilstrekkelig lønnsomhet for investeringene. Det er
12
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
derfor betydelig usikkerhet knyttet til den framtidige produksjonskapasiteten. Valgte scenarioer
for utvikling av kraftproduksjon er sammenstilt i Lysbilde 20. For vannkraft er det i det laveste
scenariet forutsatt utbygging av alt som er konsesjonsgitt pr. 2012, mens det i det høyeste
scenariet er forutsatt utbygging av all «aktuell» produksjon som tilsvarer ca. 43 % av vannkraftpotensialet kartlagt i 2004. For vindkraft er det for det laveste scenarioet ikke forutsatt
vindkraftutbygging, mens det for det høyeste scenarioet er forutsatt utbygging av alle “aktuelle”
vindkraftprosjekter pr. 2012.
5.2 Utvikling av elektrisitetsforbruk
Det er planer for fortsatt vekst innen kraftintensiv industri. Dersom en legger til grunn det
høyeste scenarioet, vil årsforbruket øke med hhv. 1,9 og 3,4 TWh fra 2011 til hhv. 2015 og
2025. Av dette er det forutsatt ca. 1,3 TWh som følge av gjenopptatt drift ved produksjonslinja
SU3 ved Hydro Sunndal og 0,6-2,1 TWh som følge av økt uttak på Nyhamna (Ormen Lange
inkl. trykkstøtte på havbunnen + ilandføring fra ny felt), Hustadmarmor og BioWood Averøy,
samt etablering av jernverket Ironman på Tjeldbergodden. I det laveste forbruksscenarioet er
hverken SU3 ved Hydro Sunndal, BioWood, Ironman og ilandføring fra ny felt inkludert, og det
er forutsatt et relativt lavt uttak for Ormen Lange. Dette gir omtrent uendret uttak i forhold til
nivået i 2011, men heller ingen industriutvikling. For alminnelig forsyning er det sett på tre
scenarioer med forbruksvekst på 0-1 % pr. år. Forskjellen mellom høyeste og laveste scenario
utgjør hhv. 0,13 og 0,60 TWh i hhv. 2015 og 2025. Scenarioer for utvikling av kraftforbruk er
sammenstilt i Lysbilde 21.
5.3 Utvikling av kraftbalanse og overføringsbehov
Resulterende kraftbalanse (energi) for ulike kombinasjoner av forbruks- og produksjonsscenarioer er vist i Lysbilde 23. Lysbildet viser at bare scenariokombinasjoner med lavt
forbruksscenario vil gi bedring i kraftbalansen i forhold til 2010. Med høyt forbruksscenario og
lavt forbruksscenario vil fylket få et kraftunderskudd på 7,2 TWh/år i 2025 mot 3,5 TWh i 2011.
Med lavt forbruksscenario og høyt produksjonsscenario, vil en derimot nesten oppnå
kraftbalanse i 2025. For de øvrige kombinasjonene vil kraftunderskuddet være mellom 1,6 og
6,2 TWh/år. Det er i grunnlagsrapporten utført mer grundig vurderinger for to utvalgte
scenarioer (kombinasjoner av forbruks- og produksjonsscenarioer):
•
2025 A: Stadium 2025 med høyt last-/forbruksscenario og lavt produksjonsscenario
stadium 2025
•
2025 B: Stadium 2025 med lavt last-/forbruksscenario og høyt produksjonsscenario
stadium 2025
Kraftbalanse for delområder med disse scenarioene er vist i Lysbilde 24.
Lysbilde 25 og Lysbilde 26 viser en sammenstilling av historisk utvikling og mulig utvikling
for hhv. kraftforbruk (energi, TWh/år) og maksimallast (effekt, MW) i Møre og Romsdal. Det er
forutsatt høyt scenario for forbruk og last, men total for hhv. basis og lavt scenario er også vist. I
figurene er også gjeldende produksjonskapasitet og aktuelle framtidige produksjonsutvidelser
vist. Fylket har gått fra god balanse mellom forbruk og produksjon for få år siden, til et
betydelig kraftunderskudd. Kraftunderskuddet vil fortsette å vokse uten omfattende produksjonsutvidelser. Kraftunderskuddet i hhv. 2015 og 2025 vil bli på hhv. 5,6 og 7,6 TWh, forutsatt
middelproduksjon, ingen ny produksjon og basis vekstscenario for alminnelig forsyning.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
13
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
6 FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV
Prognosene for total last og forbruk i Møre og Romsdal / Midt-Norge viser at det forventes et
betydelig kraftunderskudd i regionen dersom det ikke bygges ut ny produksjon. Denne
utfordringen kan løses ved overføring av kraft inn til regionen fra områder med kraftoverskudd
og/eller ved etablering ny produksjonskapasitet i regionen. Dersom underskuddet skal dekkes
ved overføring inn til regionen, vil eksisterende nett ikke ha tilstrekkelig overføringskapasitet.
Statnett har de senere år gjennomført og planlagt flere tiltak for sikre kraftforsyningen til MidtNorge. I 2007 og 2008 ble det installert spenningsregulerende anlegg for å bedre spenningsforholdene og dermed kunne øke overføringskapasiteten inn til området. Spenningsoppgradering av forbindelsen fra Klæbu over Nea til Järpströmmen i Sverige til 420 kV ble
fullført våren 2010 i samarbeid med Svenska Kraftnät. Statnett har også anskaffet
reservekraftverk med kapasitet på til sammen 300 MW, lokalisert på Tjeldbergodden og på
Nyhamna (Aukra), som kan tas i bruk i svært anstrengte kraftsituasjoner (SAKS). Videre har
Statnett startet byggingen av en ny 420 kV ledning Ørskog-Fardal, som fikk endelig konsesjon
den 21.12.2011. Etableringen av denne ledningen er forsinket i forhold til opprinnelige planer,
og siste stramme framdriftsplan innebærer idriftsettelse i løpet av 2015. Det skal etableres eller
bygges om til sammen sju transformatorstasjoner. I Møre og Romsdal vil Ørskog transformatorstasjon bli bygget om, og det vil bli etablert ny transformatorstasjon i hhv. Sykkylven og Ørsta.
Med ny 420 ledning Ørskog-Fardal, vurderes forsyningssikkerheten i Midt-Norge som tilfredsstillende. Forbindelsen vil også bedre forsyningssikkerheten på Sunnmøre og nordlige deler av
Sogn og Fjordane. Dette området var i 2010 uten momentan reserve i 5848 timer, og er også
sårbart for langvarige feil på kritiske komponenter. Videre vil forbindelsen legge til rette for
utbygging av vind- og vannkraft på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane. Dagens sentralnett i og ut
fra dette området har ikke kapasitet for ny produksjon utover det som nå har fått konsesjon, og
over 100 søknader om bygging av småkraftverk og mikrokraftverk har stått på vent.
Statnett har også konsesjonssøkt en ny 420 kV forbindelse Storheia på Fosen via Snillfjord til
Trollheim og/eller Orkdal (søknad mai 2010), som vil være en videreføring av konsesjonssøkt
420 forbindelse Namsos-Roan-Storheia (søknader 2007/2009). Disse tiltakene er begrunnet med
omfattende planer for ny vindkraftproduksjon langs forbindelsene, men vil også gi økt
innmatingskapasitet til Midt-Norge. Det samme vil Statnetts planer om å spenningsoppgradere
hele eller deler av eksisterende 300 kV ledning Namsos-Klæbu-Orkdal-Aura/ViklandetVågåmo-Fåberg til 420 kV.
I tillegg til tiltak for å dekke kraftunderskudd i Midt Norge, er det behov for:
•
•
•
Reinvesteringer som følge av gammelt nett
Forsterkninger som følge av økt overføringsbehov internt i fylket
Nettilknytning av eventuell ny produksjon og ny industri.
Lysbilde 27 - Lysbilde 29 viser en oversikt over de forsterkningstiltak som er omtalt i grunnlagsrapporten av kraftsystemutredningen.
Forsterkningstiltak med bl.a. etablering av nye 420 kV ledninger gir muligheter for
omstrukturering av nettet og sanering av eksisterende ledninger, se Lysbilde 30. I forbindelse
med etablering 420 kV ledningen Ørskog-Fardal vil totalt 170 km av eksisterende 132 kV
ledninger bli sanert, hvorav ca. 82 km i Møre og Romsdal.
14
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
7 OPPSUMMERING
Se sammendrag side 3 og Lysbilde 31 - Lysbilde 33.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
15
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
8 LITTERATURREFERANSER
(et utvalg fra referanselisten i Grunnlagsrapporten)
8.1
1.
2.
3.
4.
5.
8.2
6.
7.
8.
9.
10.
8.3
11.
12.
13.
14.
Kraftsystemutredninger tilstøtende nett (årlig oppdatering)
Trondheim Energiverk Nett og TrønderEnergi Nett: Regional kraftsystemplan for Sør-Trøndelag.
SFE Nett, Kraftsystemplan for Sogn og Fjordane.
Eidsiva energi Nett, Regional kraftsystemutredning for Hedmark og Oppland.
Statnett. Kraftsystemutredning for sentralnettet.
Statnett SF, Nettutviklingsplan.
Forskrifter
OED, 2002: Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet.
OED, 2002: Forskrift om energiutredninger.
OED, 2004: Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet (FOL).
DSB, 2005. Forskrift om elektriske forsyningsanlegg.
NVE-rapport 17/2007: Endringer i forskrift 11. mars 1999 nr 302 om økonomisk og teknisk rapportering,
inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer
Håndbøker / veiledere / krav
NVE-rapport 2/2007: Veileder for kraftsystemutredninger.
SINTEF Energiforskning : Planleggingsbok for kraftnett.
Rasjonell elektrisk nettvirksomhet (REN)
Statnett. Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS)
8.4
Normer
8.5
Andre rammebetingelser og føringer
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
Energiregion Møre, november 2008: Statusrapport og utkast til strategisk handlingsplan for 2009-2012.
St.meld. nr. 11 (2006-2007): Om støtteordningen for elektrisitetsproduksjon fra fornybare energikilder
(fornybar elektrisitet).
St.meld. nr. 34 (2006-2007): Norsk klimapolitikk.
Notat fra EBL til Energi- og miljøkomiteen datert 14.2.2007 vedr. St.melding 11 (2006-2007).
Møre og Romsdal fylkeskommune, februar 2010: Regional energi og klimaplan.
Vi vågar litt meir – Fylkesplanen for Møre og Romsdal 2009-2012
Nasjonal sårbarhets- og beredskapsrapport (NSBR) 2011.
AP, SV og Sp, 2009: Regjeringsplattform (Soria Moria), Energipolitikk (kapittel 13)
OED, 2009: Ot.prp.nr. 107 (2008-2009): Om lov om fornybar energiproduksjon til havs (havengilova)
OED, 2010: Høring, Lov om elsertifikater.
SSB, 2010: Befolkningsframskrivinger
Faggruppen Klimakur 2020 (NVE, OD, SSB og Klima og forurensningsdirektoratet), 2010: Tiltak og
virkemidler for å nå norske klimamål mot 2020.
OED 2.3.2012: Melding til Stortinget nr. 14 (2011-2012) Vi bygger Norge – om utbygging av strømnettet.
8.6
Diverse metodebeskrivelser
8.7
Dataunderlag
28.
29.
30.
31.
16
SSB Statistikkbanken » 01 Naturressurser og naturmiljø » 01.03 Ressurser, Tabell: 06926: Energibruk, etter
kilde og forbruksgruppe
eKlima (DNMI vær- og klimadata)
Statnett: Årsstatistikk, Driftsforstyrrelser og feil i 33-420 kV nettet
Statnett: Årsstatistikk. Driftsforstyrrelser og feil i det norske distribusjonsnettet 1-22 kV
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
32.
33.
34.
35.
36.
37.
38.
39.
40.
8.8
41.
42.
43.
44.
45.
46.
47.
8.9
48.
49.
50.
51.
Statnett: Magasinfyllingsprognoser
Statnett: Marginaltapssatser
NVE: Rapporter avbruddstatistikk (utgis årlig).
NVE: Magasinfylling
Enova. Energigradtall og temperaturkorrigering.
DMNI, 1994. Beregning av ekstremt lav 3-døgns middeltemperatur for værstasjoner i Møre og Romsdal.
DNMI, 2002. Rapport Klima 23: Energigradtall Normaler 1961-1990.
Lokale energiutredninger for kommunene Sykkylven, Ålesund, Averøy, Molde, Fræna, Aukra og Sunndal.
Nord Pool Spot. Elspotpriser mm.
Diverse rapporter og utredninger
NVE Bibliotek og publikasjoner
NVE rapport 19/2004: Beregning av potensial for små kraftverk i Norge. Forutsetninger, metodebeskrivelse
og resultater.
Framover – Fylkesplanen for Møre og Romsdal 2005-2010
Statnett SF, presentasjon 3.4.2009: Redder klimaendringene kraftbalansen.
NVE med flere, oktober 2010: Havvind. Forslag til utredningsområder.
Statnett, 28.3.2011. Områder med redusert driftssikkerhet i Sentralnettet.
Thema Consulting Group, april 2011. En landsdel på vent – Nett og verdiskapning i Midt-Norge og Sogn og
Fjordane.
Meldinger og konsesjonssøknader
Statnett SF. Prosjekter - oversikt
NVE. Vindkraftprosjekter - oversikt
NVE. Vannkraftprosjekter - oversikt
NVE. Nettprosjekter - oversikt
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
17
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
9 LYSBILDER
LYSBILDE 1:
LYSBILDE 2:
LYSBILDE 3:
LYSBILDE 4:
LYSBILDE 5:
LYSBILDE 6:
LYSBILDE 7:
LYSBILDE 8:
LYSBILDE 9:
LYSBILDE 10:
LYSBILDE 11:
LYSBILDE 12:
LYSBILDE 13:
LYSBILDE 14:
LYSBILDE 15:
RAPPORTER ............................................................................................................................ 19
UTREDNINGSOMRÅDE MED KOMMUNEOVERSIKT ........................................................................... 19
OMRÅDEKONSESJONÆRER I UTREDNINGSOMRÅDET ........................................................................ 20
PRODUKSJONSKAPASITET MED HISTORISK UTVIKLING FRAM TIL DAGENS NIVÅ ....................................... 20
ELEKTRISITETSFORBRUK OG MAKSIMALLAST................................................................................... 21
KRAFTBALANSE 2011, FORDELT PÅ OMRÅDER. .............................................................................. 21
MAGASINFYLLING I MIDT-NORGE (NO3) ..................................................................................... 22
LENGDE OG ALDERSSAMMENSETNING FOR LEDNINGER OG KABLER I 66-420 KV NETTET. ....................... 22
INSTALLERT YTELSE OG ALDERSSAMMENSETNING FOR TRANSFORMATORER .......................................... 23
LEVERINGSKVALITET OG FORSYNINGSSIKKERHET ............................................................................. 23
TAPSFORHOLD ........................................................................................................................ 24
ELSPOTPRISER I MIDT-NORGE (NO3) .......................................................................................... 24
GJENNOMFØRTE ENDRINGER FRA FORRIGE UTREDNING ................................................................... 25
LEDIG INNMATINGSKAPASITET FOR NY PRODUKSJON PR. KOMMUNE. .................................................. 25
STATISTIKK FOR STASJONÆR ENERGIBRUK I MØRE OG ROMSDAL I 2008. FJERNVARMEANLEGG OG LOKALE
VARMESENTRALER I MØRE OG ROMSDAL..................................................................................................... 26
LYSBILDE 16:
AKTUELLE PRODUKSJONSUTVIDELESER. STATUSGRUPPER ................................................................. 26
LYSBILDE 17:
AKTUELL NY VANNKRAFTPRODUKSJON ......................................................................................... 27
LYSBILDE 18:
NVE RESSURSKARTLEGGING FOR NY SMÅKRAFTPRODUKSJON............................................................ 27
LYSBILDE 19:
AKTUELL NY VINDKRAFTPRODUKSJON........................................................................................... 28
LYSBILDE 20:
PRODUKSJONSSCENARIOER ........................................................................................................ 28
LYSBILDE 21:
FORBRUKSSCENARIOER ............................................................................................................. 29
LYSBILDE 22:
PRODUKSJONS- OG FORBRUKSSCENARIOER SAMMENSTILT ............................................................... 29
LYSBILDE 23:
KRAFTBALANSER MED KOMBINASJONER AV PRODUKSJONS- OG FORBRUKSSCENARIOER .......................... 30
LYSBILDE 24:
KRAFTBALANSESCENARIOER FOR DELOMRÅDER .............................................................................. 30
LYSBILDE 25:
SCENARIOER FORBRUK (ENERGI) ................................................................................................. 31
LYSBILDE 26:
SCENARIOER MAKSIMALLAST (EFFEKT), EKSKL. UPRIOERITERT. ........................................................... 31
LYSBILDE 27:
OVERSIKT NETT-TILTAK (1/3) ..................................................................................................... 32
LYSBILDE 28:
OVERSIKT NETT-TILTAK (2/3) ..................................................................................................... 32
LYSBILDE 29:
OVERSIKT NETT-TILTAK (3/3) ..................................................................................................... 33
LYSBILDE 30:
SANERINGSMULIGHETER ........................................................................................................... 33
LYSBILDE 31:
OPPSUMMERING (1/3) ............................................................................................................ 34
LYSBILDE 32:
OPPSUMMERING (2/3) ............................................................................................................ 34
LYSBILDE 33:
OPPSUMMERING (3/3) ............................................................................................................ 35
18
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
2. Utredningsprosessen
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
Lysbilde 1:
1
Rapporter
2. Utredningsprosessen
Kommuner i utredningsområdet
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
Lysbilde 2:
2
Utredningsområde med kommuneoversikt
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
19
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
2. Utredningsprosessen
Områdekonsesjonærer i utredningsområdet
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
Lysbilde 3:
3
Områdekonsesjonærer i utredningsområdet
4. Dagens kraftsystem
1800
9
1600
8
1400
7
1200
6
1000
5
800
4
600
3
Installert vintereffekt [MW]
Installert effekt [MW]
Middelproduksjon [TWh/år]
400
200
2
Middelproduksjon [TWh/år]
Effekt [MW]
Kraftproduksjon, historisk utvikling
1
0
0
1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015
Vannkraft
Vindkraft
Varmekraft
Total
Tilgjengelig vintereffekt
[MW]
1255
77
31
1363
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
Lysbilde 4:
20
Installert effekt
[MW]
1478
154
31
1663
Middelproduksjon
[TWh]
6.63
0.46
0.19
7.28
4
Produksjonskapasitet med historisk utvikling fram til dagens nivå
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
4. Dagens kraftsystem
Last og forbruk
5%1%
12
Treforedling og KII
Husholdning
Industri
18 %
Handel og tjenester
62 %
Offentlig
Jordbruk
Totalt årsforbruk i 2011:
10.4 TWh
Målt årosforbruk [TWh]
7%
7%
10
8
6
4
2
0
1996
1998
2000
2004
2006
Alminnelig forsyning
2002
KII
2008
2010
Alminnelig forsyning med temperaturkorrigeringer
Total, temp.korr.
10 år
Vekstrate (%): 0.77
Maksimallast [MW]
950
Prioritert,
temp.korr. 10 år
900
850
Prioritert,
temp.korr. 2 år
800
750
Målt total
700
Forbruk Vekstrate (%): 0.94
4.4
Årsforbruk [TWh]
Last
1000
Temperaturkorrigert total
4.2
Målt total
4
3.8
Målt prioritert
3.6
650
600
2002
Målt prioritert
2004
2006
2008
2010
2012
(Maksimallasttime område Midt)
3.4
2002
Ekspon. (Prioritert,
temp.korr. 2 år)
2004
2006
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
Lysbilde 5:
2008
2010
Ekspon.
(Temperaturkorrigert total)
2012
5
Elektrisitetsforbruk og maksimallast
4. Dagens kraftsystem
D2
D1
Kraftbalanse for 2012
D. Nordmøre
Energiverk
C2
C. Istad Nett
C1
B1
B. Tafjord Kraftnett
A1
E2
E. Svorka Energi
(+sentralnett)
E1
A. Tussa Nett
B2
A4
A2
A3
Effektbalanse
Energibalanse
(Maksimallast og installert effekt )
(Forbruk og middelproduksjon)
12
1800
Last kraftintensiv industri
Last alminnelig forsyning
Dagens produksjonskapasitet
1600
1400
8
1200
1000
TWh/år
MW
Last kraftintensiv industri
Last alminnelig forsyning
Dagens produksjonskapasitet
10
800
600
400
6
4
2
200
0
0
A
B
C
D
Område
E
Total
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
Lysbilde 6:
A
B
C
D
Område
E
Total
6
Kraftbalanse 2011, fordelt på områder.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
21
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
4. Dagens kraftsystem
Magasinfylling i elspotområde NO3 (Midt-Norge)
Summer av Elsp.omr. 3, endring fra forrige uke
År
2002
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2003
2004
2005
2006
%
%
Summer av Elsp.omr.3
2007
2008
2009
2010
1
6
2011
11 16 21 26 31 36 41 46 51
År
0.0
-0.5
-1.0
-1.5
-2.0
-2.5
-3.0
-3.5
-4.0
-4.5
-5.0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
1
6
11
16
2010
Uke
Uke
2011
Dataunderlag: NVE.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
Lysbilde 7:
7
Magasinfylling i Midt-Norge (NO3)
4. Dagens kraftsystem
Ledninger og kabler
1400
300 kV
1000
420 kV
800
600
400
388
25
66
0
Luftledning
•
80
66 kV luftledning
70
66 kV kabel
60
132 kV luftledning
50
132 kV kabel
40
300 kV luftledning
30
420 kV luftledning
20
420 kV kabel
10
200
•
90
132 kV
% av total lengde
Total lengde [km]
1200
100
66 kV
1181
0
1950
1960
Kabel
1980
1990
2000
2010
Byggeår
Mer enn 25% av total ledningslengde på 66 og 132 kV nivå er
eldre enn 50 år, som er samfunnsøkonomisk levetid for
luftledning med tremaster.
Betydelig reinvesteringsbehov de kommende årene.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
Lysbilde 8:
22
1970
8
Lengde og alderssammensetning for ledninger og kabler i 66-420 kV nettet.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
4. Dagens kraftsystem
3500
60
3000
50
2500
40
2000
30
1500
20
1000
10
500
100
90
% av total installert MVA
70
Installert MVA
Antall
Transformatorer
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
0
1950
<66 kV 66 kV 132 kV 300 kV 420 kV
1960
1970
Systemspenning (høyeste)
Antall
Installert MVA
< 66 kV
1980
1990
Idriftssatt før år
66 kV
300 kV
132 kV
2010
2000
420 kV
Ca. 22 % av transformatorytelsen med høyeste systemspenning
på 132 kV eller lavere er eldre enn 40 år
Samfunnsøkonomisk levetid for transformatorer er 50 år
Betydelig reinvesteringsbehov kommende år
•
•
•
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
Lysbilde 9:
9
Installert ytelse og alderssammensetning for transformatorer
4. Dagens kraftsystem
Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet
20
80
18
70
16
ILE/LE [‰]
0.35
0.3
0.25
0.2
0.15
0.1
0.05
0
1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
ILE/LE Møre og Romsdal [‰]
ILE/LE Norge [‰]
14
60
12
50
10
40
8
30
6
20
4
10
2
0
0
2005 2006 2007 2008
Husholdning
% av KILE for hele landet
90
0.4
Abruddskostnader (KILE) [MNOK]
0.45
Jordbruk
Off. virksomhet
Handel og tjenester
Industri
Treforedling og
Kraftintensiv industri
Total (% av total
Norge)
Merk:
Ormen Lange og Statoil Tjeldbergodden ligger i denne oversikten innenfor gruppen Industri.
ILE/LE-data for 2011 og KILE-data f.om. 2009 var ikke tilgjengelig da denne rapporten ble utarbeidet.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
10
Lysbilde 10: Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
23
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
4. Dagens kraftsystem
Tapsforhold
10
8
Istad - Gj.sn.
6
Aura - Gj.sn.
4
Haugen - Gj.sn.
8
6
2
0
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
[%]
%, TWh
10
4
2
0
Kraftunderskudd i
Møre og Romsdal
-2
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
Aura - Dag
Aura - Natt/Helg
Gjennomsnittlige marginaltapssatser for uttak pr. år for utvalgte sentralnettspunkt.
Marginaltapet uttrykker forholdet mellom endring av tap og endring av uttak ved en marginal endring av uttak.
Satsene brukes for å beregne marginaltapsleddet som inngår i den nettleien de enkelte elverk og andre som er tilknyttet
sentralnettet betaler. Marginaltapsleddet beregnes som uttak (eller innmating) x marginaltapssatsen x kraftpris for hver time.
Med en kraftpris på 30 øre/kWh utgjør marginaltapsleddet 3 øre/kWh med marginaltapssats på 10 %. Marginaltapssatsen
beregnes for en uke om gangen (f.o.m. 2007) og er administrativt begrenset til ±10 % t.o.m. 2009 og ± 15 % f.o.m. 2010.
Satser for hhv. uttak og innmating er symmetriske (motsatt fortegn).
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
11
Lysbilde 11: Tapsforhold
4. Dagens kraftsystem
Elspotpriser i elspotområde NO3 (Midt-Norge)
500
450
Elspotpris [NOK/MWh]
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
NO1
NO2
NO3
NO4
NO5
Dataunderlag: Nord Pool Spot
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
SE
SYS
Elspotpriser er iht. områdeinndeling
pr. 25.4.2012, se skisse ovenfor
100 NOK/MWh tilsvarer 10 øre/kWh
12
Lysbilde 12: Elspotpriser i Midt-Norge (NO3)
24
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
4. Dagens kraftsystem
Gjennomførte endringer fra forrige utredning
•
Ledninger og transformatorer
– Ny transformatorstasjon (Syltebø) i Eresfjord
– Ny transformatorstasjon (Bø) i Innfjorden
•
Ny produksjon
Kraftverk
Inst.
effekt
Kanndalen
Berdalelva kraftverk
Grytdalen kraftverk
Litlebø kraftverk
Ringdal kraftverk
Rodal kraftverk
Dyrkorn kraftverk
Eidsetelva
Tesra
Total
MW
5.00
4.73
1.30
6.70
5.50
1.50
3.12
1.70
0.20
29.8
MiddelInnmating
Nettområde
produk- regional-/sentralsjon
nett
GWh/år kV
Navn
20.5 22 Syltebø
Nesset Kraft AS
13.7 22 Bø
Rauma Energi AS
5.3 22 Liabø
Svorka Energi AS
28.0 22 Tomasgard Stranda Energi AS
19.6 22 Tomasgard Stranda Energi AS
5.0 22 Liabø
Svorka Energi AS
10.0 22 Giskemo
Tafjord Kraftnett AS
6.0 22 Åmela
Tussa Nett AS
0.8 22 Gursken
Tussa Nett AS
108.9
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
Eier
Småkraft AS
Berdalselva Kraft AS
Svorka Produksjon AS
Privat
Ringdal kraft AS
Rodal Kraft AS
Tafjord Kraftproduksjon AS
Småkraft AS
Privat
13
Lysbilde 13: Gjennomførte endringer fra forrige utredning
4. Dagens kraftsystem
Ledig innmatingskapasitet for ny produksjon
Område
Kommune
Ledig innmatingskapasitet
[MVA]
Sum "aktuell" ny
produksjon *
[MW]
Sum potensial i hht.
NVEs kartlegging
[MW]
A
Hareid
0
0.0
1
A
Herøy
0
1.0
2
A
Sande
0
0.0
0
A
Stranda**
36
47.1
124
A
Sykkylven
>50
9.3
37
A
Ulstein
0
0.0
3
A
Vanylven
12
20.7
37
A
Volda
4
20.9
63
A
Ørsta
0
44.2
111
B
Haram
>50
0.0
6
B
Norddal
28
5.5
51
B
Skodje
38
0.0
2
B
Stordal
38
0.0
7
B
Sula
>50
0.0
0
B
Vestnes
>50
8.9
21
B
Ørskog
38
18.6
13
B
Ålesund
>50
0.0
1
C
Aukra
>50
0.0
0
C
Eide
20
0.0
3
C
Fræna
>50
2.2
3
C
Gjemnes
28
0.0
11
C
Midsund
>50
0.0
1
C
Molde
>50
0.0
10
D
Aure
>50
4.7
10
D
Averøy
46
0.5
1
D
Kristiansund
>50
0.0
0
D
Smøla
7
0.0
0
D
Tingvoll
8
2.3
7
E
Halsa
8
15.7
20
E
Nesset
29
41.4
83
E
Rauma
>50
51.6
64
E
Rindal
0
6.1
12
E
Sunndal
43
47.1
67
Regional
kraftsystemutredning
Møre og 63.3
Romsdal 2012 53
E
Surnadal
7
0
0.0
IstadGNett Hornindal
/ TRT / 15.05.2012
*) Ekskl. konsesjonsgitte kraftverk.
**) Det er kun kapasitet mot Tafjord K1.
Fargekoding for ledig
innmatingskapasitet:
0
0-10
10-50
>50
MVA
MVA
MVA
MVA
Fargekoding for differanse mellom
innmatingskapasitet og potensial for småkraft
(resurskarlegging/aktuell)
<0 MW
0-10 MW
>10 MW
D2
D1
D. Nordmøre
Energiverk
C2
C. Istad Nett
C1
B1
B. Tafjord Kraftnett
A1
E2
E. Svorka Energi
(+sentralnett)
E1
A. Tussa Nett
B2
A4
A2
A3
14
Lysbilde 14: Ledig innmatingskapasitet for ny produksjon pr. kommune.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
25
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
4. Dagens kraftsystem
2008
Avf all
1%
Petroleumsprodukt
3%
Kull, koks
0%
Total:
13 TWh
Ved, treavf all
3%
Andre energibærere en el.
Gass
15 %
Elektrisitet (kii)
50 %
Stasjonær energibruk i Møre og Romsdal 2008 →
Fjernvarmeanlegg og lokale varmesentraler i MR↓
Nettområde
Eier
Kommune
Nordmøre
Energiverk AS
Istad Nett AS
Istad Nett AS
Nordmøre
Energigjenvinning KF
Gjemnes kommune
Istad Nett AS
Nesset Kraft AS
Nesset kommune
Elektrisitet (alm)
28 %
Normal
prod.
[GWh/år]
Sted
Type
Mottaker
Averøy
Kristvika
Gjemnes
Molde
Batnfjordsøra
Årø, Molde vest
Dampkjel basert på
Skretting AS
avfallsbrenning
Olje/elkjel
Komm. bygg
Elkjeler, fliskjel, gasskjel Industri- og bolig
Nesset
Eresfjord, Eidsvåg
Stranda Energiverk Stranda kommune
AS
Stranda
Stranda
Sunndal Energi AS Sunndal Energi AS
Sunndal
Sunndalsøra
Svorka Energi AS
Svorka Energi AS
Surnadal
Surnadal
Sykkylven Energi
AS
Nordmøre
Energiverk AS
Sykkylven kommune
Sykkylven
Sykkylven
LVS, pellets
Tingvoll kommune
Tingvoll
Tingvollvågen og
Beiteråsen
Fjernvarme, olje og el i
dag
Varmesentral flis, olje, el Hellandheimområdet,
komm. bygg
Fjernvarme,
søppelforbrenning,
sjøvarmepumper
Nordvestnett AS
Vestnes kommune
Vestnes
Helland
Tafjord Kraftnett
AS
Tafjord Kraftvarme AS
Ålesund
Grautneset,
Ålesund sentrum
Lokal varmesentral,
Skoler
flisfyring og el
Fjernvarme, forbrenning Ringstad skoole og
av trepellets
Stranda omsorgsenter
Spillvarme fra
smelteverk, gasskjel
Fjernvarme, briketter,
flis, el, olje
Sunndalsøra sentrum og
Hydro
Surnadal Sentrum,
næring og offentlige
bygg, samt boliger
Sykkulven bo og
aktivitetssenter
Offentlige bygg
Total
Kommentar
55 Antatt tot. damp og elproduksjon i 2011
1
5
1 2 anlegg
1
20 Forventet prod. i 2011
6
2
3 Etablering av ny
varmesentral for bioenergi
vurderes
3
95 Herav 30 GWh elprod.
Tilgjengelig varmeprod.
150 GWh
192
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
15
Lysbilde 15: Statistikk for stasjonær energibruk i Møre og Romsdal i 2008. Fjernvarmeanlegg og lokale
varmesentraler i Møre og Romsdal.
5. Framtidige overføringsforhold
Ny produksjon
(land)
(sjø)
Inkluderte prosjekter (”aktuelle”):
KGB = konsesjon gitt, bygging startet*
KG
= konsesjon gitt (NVE og/eller endelig)
= konsesjonssøkt
KS
KAA = konsesjon avslag (NVE), anket
FM
= forhåndsmeldt
ØV
= øvrig
Ikke inkludert prosjekter
FMI = forhåndsmeldt, ikke tatt til behandling av NVE
FMA = forhåndsmeld, planlegging avsluttet
KGA = konsesjon gitt, planlegging avsluttet
KAE = konsesjon avslag uten anke (endelig)
ØVA = øvrig, planlegging avsluttet
*) Ikke uttømmende liste, bygging kan også ha startet i
gruppe KG.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
16
Lysbilde 16: Aktuelle produksjonsutvideleser. Statusgrupper
26
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
5. Framtidige overføringsforhold
Vannkraft
Trandal Kraftverk,
Tussa Kraft AS
Aktuelle vannkraftprosjekter referert nærmeste eksisterende
regional-/sentralnettsstasjon med 132 kV.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
17
Lysbilde 17: Aktuell ny vannkraftproduksjon
5. Framtidige overføringsforhold
Vannkraft
Total
Møre og
Romsdal
Antall
MW
GWh
Samlet Plan
1000-9999
kW
48
187
755
Samlet plan
NVE ressurskartlegging (automatisert)
Aktuelle prosjekter (meldt/omsøkt, under planlegging)
50-999 kW
<3 kr/kWh
271
157
644
1000-9999
kW
<3 kr/kWh
160
317
1298
50-999 kW
3-5 kr/kWh
1000-9999
kW
3-5 kr/kWh
457
157
641
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
5
6
25
SUM
potensial
941
825
3361
Aktuelle
prosjekter
171
413
1337
18
Lysbilde 18: NVE ressurskartlegging for ny småkraftproduksjon.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
27
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
5. Framtidige overføringsforhold
Kr aftver k
Kom m une
Innm ating
132 kV
Tiltakshave
r
Har am
vindpar k
Havsul I
Haram
Alvestad
Haram
Kraft
Havgul
Haugshor
net
Havsul II
Sandøy
Nyhamna
Sande
Håheim
Giske,
Haram
Aure
Ørskog
Rognskog
Halsa/Surn
adal
NEASringen
Er tvågøy
øst
Aure
NEASringen
Skar dsøya
Tjeldbergodden
Innst.
effekt
MW
Norsk
Hydro
Havgul
Statkraft
Agder
Energi Vind
DA
Statkraft
Agder
Energi Vind
DA
Statkraft
Agder
Energi Vind
DA
66
350
Middelpr oduksjo
n
GWh
200
985
Status
gr uppe
KG
KG
Dato
24.06.2008
24.06.2008
75
180
400
(800)
70
1140
(2280)
210
KAA
(oppr.)
FM
24.06.2008
90
250
FM
01.01.2007
70
210
KAA
FM
01.01.2006
(justert)
01.06.2008
Vindkraft
Aktuell ny vindkraft tilsvarer hhv. 32 og 20 % av dagens totale produksjonskapasitet, hhv.
installert effekt og middelproduksjon.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
19
Lysbilde 19: Aktuell ny vindkraftproduksjon.
5. Framtidige overføringsforhold
Produksjonsscenarioer
Idrift
2012
Konsesjon
2012
"Aktuelle"
2012
Potensial
ref. 2004
Produksjonsscenarioer (endring ref. 2011)
2020
Lavt
Vannkraft
Vindkraft (land)
Vindkraft (sjø)
Gasskraft/øvrig
Total
Basis
2025
Høyt
Lavt
Basis
0.31
1.34
3.36
0.31
0.80
1.20
0.31
0.90
0.46
0.13
0.47
---
0.00
0.13
0.47
0.00
0.47
0.47
0
0.99
0.99
---
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.99
0.19
3.07
0.00
---
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
7.28
4.50
2.79
0.31
0.93
1.67
0.31
1.37
2.79
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
20
Lysbilde 20: Produksjonsscenarioer
28
Høyt
6.63
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
1.34
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
5. Framtidige overføringsforhold
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Stadium: 2020
11
10
9
8
20127
6
Lavt 5
4
Basis3
Høyt2
1
0
Stadium: 2025
Årsforbruk [TWh]
Årsforbruk [TWh]
Forbruksscenarioer
Alminnelig fors.
KII total
2012
Lavt
Basis
Høyt
Alminnelig fors.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
KII total
21
Lysbilde 21: Forbruksscenarioer
5. Framtidige overføringsforhold
Produksjons- og forbruksscenarioer sammenstilt
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
22
Lysbilde 22: Produksjons- og forbruksscenarioer sammenstilt
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
29
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
5. Framtidige overføringsforhold
Kraftbalanser med kombinasjoner av
produksjons- og forbruksscenarioer
Scenario
2025B
Kraftbalanse [TWh/år]
(middelproduksjon - forbruk)
Scenario
2025A
0
-1
Forbruksscenario
-2
-3
-4
-5
Høyt
-6
Basis
-7
Lavt
-8
Lavt
2012
Basis
Høyt
Lavt
Basis
2011
Høyt
2020
2025
Stadium og produksjonsscenario
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
23
Lysbilde 23: Kraftbalanser med kombinasjoner av produksjons- og forbruksscenarioer
D2
5. Framtidige overføringsforhold
D1
D. Nordmøre
Energiverk
C2
Kraftbalansescenarioer for delområder
C. Istad Nett
C1
B1
B. Tafjord Kraftnett
A1
E1
A. Tussa Nett
B2
A4
Effektbalanse
Energibalanse
(Maksimallast og installert effekt )
3000
Last kraftintensiv industri
Last alminnelig forsyning
Ny produksjonskapasitet
Dagens produksjonskapasitet
2500
14
2025A:
Høyt lastscenario
(alm. og KII) og
lavt produksjonsscenario
stadium 2025
12
TWh/år
MW
A3
Forbruk kraftintensiv industri
Forbruk alminnelig forsyning
Ny produksjonskapasitet
Dagens produksjonskapasitet
16
2000
1500
1000
10
8
6
4
500
2
0
0
A
B
C
D
Område
E
Total
A
B
Effektbalanse
E
Total
(Forbruk og middelproduksjon)
18
Last kraftintensiv industri
Last alminnelig forsyning
Ny produksjonskapasitet
Dagens produksjonskapasitet
2500
C
D
Område
Energibalanse
(Maksimallast og installert effekt )
3000
2025B:
Lavt lastscenario
(alm. og KII) og
høyt produksjonsscenario
stadium 2025
Forbruk kraftintensiv industri
Forbruk alminnelig forsyning
Ny produksjonskapasitet
Dagens produksjonskapasitet
16
14
12
TWh/år
2000
MW
A2
(Forbruk og middelproduksjon)
18
1500
1000
10
8
6
4
500
2
0
0
A
B
C
D
Område
E
Total
A
B
C
D
Område
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
E
Total
24
Lysbilde 24: Kraftbalansescenarioer for delområder
30
E2
E. Svorka Energi
(+sentralnett)
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
5. Framtidige overføringsforhold
Energibalanse, historisk og scenarioer
Vist ny
produksjon
= aktuell
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
25
Lysbilde 25: Scenarioer forbruk (energi)
5. Framtidige overføringsforhold
Effektbalanse, historisk og scenarioer
Vist scenario: høyt
2500
2500
2000
2000
1500
1500
Vist ny
produksjon
= aktuell
BioWood Averøy
Nyhamna
Statoil TBO
Hydro Sunndal
Hustadmarmor
Alminnelig fors.
Total ALM+KII, basis
Last og produkjsonskapasitet [TWh/år
Ironman TBO
(Ny gasskraft)
Ny vindkraft
(sjø)
Ny vindkraft
(land)
1000
1000
500
500
0
0
Ny vannkraft
Eksisterende
Total ALM+KII, høyt
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
Produksjonskap. u/ny
2002
Total ALM+KII, lavt
Prod.
kap.
26
Lysbilde 26: Scenarioer maksimallast (effekt), ekskl. uprioeritert.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
31
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
6. Forventede tiltak og investeringsbehov
Tiltaksoversikt (1/3)
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
27
Lysbilde 27: Oversikt nett-tiltak (1/3)
6. Forventede tiltak og investeringsbehov
Tiltaksoversikt (2/3)
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
28
Lysbilde 28: Oversikt nett-tiltak (2/3)
32
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
6. Forventede tiltak og investeringsbehov
Tiltaksoversikt (3/3)
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
29
Lysbilde 29: Oversikt nett-tiltak (3/3)
6. Forventede tiltak og investeringsbehov
Saneringsmuligheter
• Endrede forutsetninger med bl.a. etablering av nye
420 kV ledninger kan gi redusert nytte for enkelte
av eksisterende 66 og 132 kV ledninger.
• Manglende lønnsomhet ved reinvestering kan
medføre sanering når ledningenes levetid er utgått.
• Sanering vil medføre andre investeringsbehov
(transformering etc.)
• Aktuelle saneringer på kort og lang sikt:
66 kV Rotevassdalen-Straumshavn-Leivdal (iht. konsesjon OED)
132 kV Haugen-Leivdal (iht. konsesjon NVE)
132 kV Ørskog-Sykkylven (iht. konsesjon OED)
Diverse ledninger i Haugen-/Håheim-området ifbm. mulig nettomlegging
(under planlegging)
– Den ene av to kurser på 132 kV ledning Hauglia-Haukåsdalen
– 66 kV Istad-Rokset (under planlegging)
– Diverse transformatorstasjoner
–
–
–
–
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
30
Lysbilde 30: Saneringsmuligheter
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
33
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
Ironman TBO
BioWood Averøy
Statoil TBO
Hydro Sunndal
Hustadmarmor
Alminnelig fors.
Oppsummering (1/3)
Total ALM+KII, basis
Total ALM+KII, høyt
Total ALM+KII, lavt
Forbruk og produkjson [TWh/år]
Nyhamna
16
16.00
14
14.00
12
12.00
(Ny gasskraft)
10
10.00
Ny vindkraft
(sjø)
8
8.00
Ny vindkraft
(land)
6
6.00
Ny vannkraft
4
4.00
Eksisterende
2
2.00
0
0.00
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
1996
Produksjonskap. tørrår
• Dagens kraftsystem
2002
Produksjonskap. våtår
2000
Faktisk produksjon
1998
Produksjonskap. u/ny
2030
Vist scenario: høyt
7. Oppsummering
Prod.
kap.
– Produksjon (2011): 7,0 TWh (96 % av middelproduksjon)
– Kraftforbruk (2011): 10,4 TWh, hvorav 62 % ”KII” (-0,5%)
– 28 av 184 celler i produksjonslinja SU3 ved Hydro Sunndal
startet opp igjen våren 2011 (SU3 utkoblet siden våren 2009)
– Maksimallast (2011/2012):
• Alminnelig forsyning : 856 MW (-3,0 %)
• KII:
752 MW (+ 1,8 %)
– Forsyningssikkerheten for M&R/Midt-Norge er ikke
tilfredsstillende (to reservekraftverk a 150 MW er etablert)
– Industriprosjekter på vent
– Nettbegrensninger for ny produksjon
• Ørskog og sørover
• Nordmøre
– Høy alder på deler av nettet.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
31
Lysbilde 31: Oppsummering (1/3)
Ironman TBO
BioWood Averøy
Statoil TBO
Hydro Sunndal
Hustadmarmor
Alminnelig fors.
Oppsummering (2/3)
Total ALM+KII, basis
Total ALM+KII, høyt
Total ALM+KII, lavt
Forbruk og produkjson [TWh/år]
Nyhamna
16
16.00
14
14.00
12
12.00
(Ny gasskraft)
10
10.00
Ny vindkraft
(sjø)
8
8.00
Ny vindkraft
(land)
6
6.00
Ny vannkraft
4
4.00
2
2.00
0
0.00
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
2002
Produksjonskap. tørrår
• Framtidige overføringsforhold
2000
Produksjonskap. våtår
1998
Faktisk produksjon
1996
Produksjonskap. u/ny
2030
Vist scenario: høyt
7. Oppsummering
Eksisterende
Prod.
kap.
– Kraftforbruk i høyt scenario (referanse 2011):
• ”KII”: + hhv. 1,9 og 3,4 TWh i hhv. 2015 og 2025
• Alm: + hhv. 0,13 og 0,6 TWh i hhv. 2015 og 2025 (1 %/år)
– Ny produksjon (”aktuelle” men usikre prosjekter):
• Vannkraft: 1,3 TWh fordelt på 171 kraftverk
• Vindkraft: 1,4 TWh fordelt på 5 vindkraftparker hvorav en i sjø)
• Gasskraft 0,0 TWh (ett gasskraftverk med konsesjon, prosjekt lagt på is febr. 2011)
–
Kraftunderskudd høyt forbruksscenario uten ny produksjon
• Hhv. 5,6 og 7,6 TWh i hhv. 2015 og 2025 (3,5 TWh i 2011,
forutsatt middelproduksjon og temperaturkorrigert forbruk)
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
32
Lysbilde 32: Oppsummering (2/3)
34
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
Ironman TBO
BioWood Averøy
Statoil TBO
Hydro Sunndal
Hustadmarmor
Alminnelig fors.
Oppsummering (3/3)
Total ALM+KII, basis
Total ALM+KII, høyt
Total ALM+KII, lavt
Forbruk og produkjson [TWh/år]
Nyhamna
16
16.00
14
14.00
12
12.00
(Ny gasskraft)
10
10.00
Ny vindkraft
(sjø)
8
8.00
Ny vindkraft
(land)
6
6.00
Ny vannkraft
4
4.00
Eksisterende
2
2.00
0
0.00
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
2002
Produksjonskap. tørrår
• Forventede tiltak og investeringsbehov
2000
Produksjonskap. våtår
1998
Faktisk produksjon
1996
Produksjonskap. u/ny
2030
Vist scenario: høyt
7. Oppsummering
Prod.
kap.
– Lastøkning
• Tiltak for å sikre leverings- og forsyningssikkerhet lokalt og
regionalt.
• Viktigste tiltak er etablering av ny 420 kV ledning Ørskog-Fardal
– Tilknytning av ny produksjon
• Direkte prosjektrelaterte tiltak
• Tiltak for å fjerne nettbegrensninger for produksjonsinnmating
– Reinvesteringer og restruktureringer, inkl. sanering av
eksisterende ledninger
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2012
Istad Nett / TRT / 15.05.2012
33
Lysbilde 33: Oppsummering (3/3)
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
35
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2012
Denne hovedrapporten er et offentlig sammendrag av grunnlagsrapporten til regional kraftsystemutredning for Møre og Romsdal. Grunnlagsrapporten er underlagt taushetsplikt. Hovedrapporten og en egen lysbildepresentasjon med figurene fra denne rapporten er tilgjengelig på
Istad Netts hjemmeside www.istadnett.no.
Oversikt medlemmer i gjeldende kraftsystemutvalg samt kontaktpersoner i utredningsansvarlig
selskap og hos NVE vedrørende kraftsystemutredninger for Møre og Romsdal er vist i tabellen
nedenfor.
Kraftsystemutvalg pr.
mai 2012
Navn
Gerhard Eidså
Tormod Stene
Alf Vee Midtun
Jørund Kvande
Jens Petter Riksem
Jan Egil Torvnes
Thore Gagnat
Tone Sundklakk
Knut Arve Tafjord
Hallgeir Øyen
Sigbjørn Hanem
Knut Hornnes
Bengt Endreseth
Tor Rolv Time
Kristoffer Sletten
Utredningsansvarlig
Kontaktperson NVE Skule Nilsen
Selskap
Istad Nett AS
Nordmøre Energiverk AS
Rauma Energi AS
Sunndal Energi KF
Sykkylven Energi AS
Tafjord Kraftnett AS
Tafjord Kraftnett AS
Tussa Nett AS
Tafjord Kraftvarme AS
Hustadmarmor AS
Statnett, Region Midt-Norge
Statnett, hovedkontor, Oslo
Møre og Romsdal Fylke
Istad Nett AS
Istad Nett AS
NVE, seksjon for nett
(EMN)
Mailadresse
Telefon
[email protected]
907 92 666
[email protected]
71 56 55 56
[email protected]
71 22 67 14
[email protected]
71 68 95 52
[email protected]
70 24 63 00
[email protected] 70 17 55 35
[email protected]
70 17 55 47
[email protected]
70 04 61 54
[email protected]
70 10 07 31
[email protected]
71 26 77 52
[email protected]
71 69 72 14
[email protected]
23 90 91 35
[email protected]
95 87 88 83
[email protected]
926 19 059
[email protected]
918 68 310
[email protected]
22 95 98 79
KRAFTUTTRYKK OG ENHETER
Effekt:
• Forbruk/produksjon/overføring av elektrisk energi pr. tidsenhet. Brukes bl.a. til å angi maksimal last
innenfor ett år (som normalt inntrer vinterstid etter noen dager med lave temperaturer), maksimal
produksjonskapasitet ved kraftverk samt høyeste overføringskapasitet og overføringsbehov for en
kraftledning.
• Enheter: W, kW (kilowatt) = 1.000 W, MW (megawatt) = 1.000 kW
Energi:
• Forbruk eller produksjon av elektrisk kraft over tid. Brukes bl.a. til å angi årsforbruk (som for
eksempel er ca. 25.000 kWh for en husstand) og midlere årsproduksjon for et kraftverk.
• Enheter: kWh (kilowattime), MWh (megawattime) = 1.000 kWh, GWh (Gigawattime) = 1 million
kWh, TWh (terawattime) = 1 milliard kWh.
Spenning
• Enheter: V(volt), kV (kilovolt) = 1.000 V
36
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00