Transcript Kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014

Hovedrapport
KRAFTSYSTEMUTREDNING
MØRE OG ROMSDAL
2014
Mai 2014
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
INNHOLDSFORTEGNELSE
1
BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN ....................................................................... 6
1.1
1.2
1.3
2
FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET .................................................................... 7
2.1
2.2
2.3
3
MÅL FOR DET FRAMTIDIGE KRAFTSYSTEMET .................................................................................. 7
AMBISJONSNIVÅ OG TIDSHORISONT ................................................................................................ 7
TEKNISKE OG ØKONOMISKE VURDERINGER .................................................................................... 7
BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM ......................................................................... 8
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
4
UTREDNINGSOMRÅDET OG DELTAKERE I UTREDNINGSPROSESSEN ................................................. 6
SAMORDNING MED TILGRENSENDE UTREDNINGSOMRÅDER ............................................................ 6
SAMORDNING MOT ANDRE KOMMUNALE OG FYLKESKOMMUNALE PLANER .................................... 6
STATISTIKK FOR KRAFTPRODUKSJON .............................................................................................. 8
STATISTIKK FOR ELEKTRISITETSFORBRUK ...................................................................................... 8
KRAFTBALANSE .............................................................................................................................. 8
OVERORDNET BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTNETT ..................................................................... 8
FORSYNINGSSIKKERHET ................................................................................................................. 9
LEDIG INNMATINGSKAPASITET FOR NY PRODUKSJON.................................................................... 10
ANDRE ENERGIBÆRERE OG PÅVIRKNING PÅ KRAFTSYSTEMET ...................................................... 10
FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD ............................................................................. 11
4.1
4.2
4.3
UTVIKLING AV ELEKTRISITETSPRODUKSJON ................................................................................. 11
UTVIKLING AV ELEKTRISITETSFORBRUK....................................................................................... 11
UTVIKLING AV KRAFTBALANSE OG OVERFØRINGSBEHOV ............................................................. 11
5
FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV .......................................................... 13
6
LITTERATURREFERANSER ..................................................................................................... 15
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
6.8
6.9
KRAFTSYSTEMUTREDNINGER TILSTØTENDE NETT (ÅRLIG OPPDATERING) .................................... 15
FORSKRIFTER ................................................................................................................................ 15
HÅNDBØKER / VEILEDERE / KRAV ................................................................................................. 15
NORMER ....................................................................................................................................... 15
ANDRE RAMMEBETINGELSER OG FØRINGER .................................................................................. 15
DIVERSE METODEBESKRIVELSER .................................................................................................. 15
DATAUNDERLAG........................................................................................................................... 15
DIVERSE RAPPORTER OG UTREDNINGER ........................................................................................ 16
MELDINGER OG KONSESJONSSØKNADER ....................................................................................... 16
7
LYSBILDER ................................................................................................................................... 17
2
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
Kraftsystemutredning
Møre og Romsdal
2014
Istad Nett er av NVE tildelt utredningsansvaret for regionalnettet i Møre og Romsdal, og vil hvert annet år
utarbeide en regional kraftsystemutredning for Møre og Romsdal, jf. Forskrift om energiutredninger.
Formålet med utredningen er å vurdere mulig utvikling i behov for overføringskapasitet, skape en felles
forståelse i samfunnet for endringer i kraftsystemet og gi grunnlag for behandling av søknader om
konsesjon.
Kraftsystemutredningen består av to dokumenter:
Grunnlagsrapporten, som er underlagt taushetsplikt etter forskrift om forebyggende sikkerhet og beredskap
i energiforsyningen (BfE) §6-2 og er unntatt offentlighet i henhold til offentleglova § 13 første ledd.
Hovedrapporten (dette dokumentet), som er et sammendrag av grunnlagsrapporten med vekt på
informasjon av allmenn interesse.
Hovedrapporten og en egen lysbildepresentasjon, som er gjengitt i kapittel 7 i hovedrapporten, er offentlig
tilgjengelig på Istad Netts hjemmeside.
Oppdatert av:
Tor Rolv Time
([email protected], telefon/mobil: 926 19 059)
Mai 2014
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
3
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
SAMMENDRAG
Utredningen sammenstiller vurderinger av mulig utvikling i behov for overføringskapasitet i kraftsystemet
som følge av bl.a. reinvesteringsbehov og last- og produksjonsutvikling. Det primære utredningsområdet
er regionalnettet i Møre- og Romsdal med spenningsnivåene 132, 66 og i begrenset omfang 22 kV, samt
nedtransformeringer. Utredningsarbeidet koordineres med tilsvarende utredninger for sentralnettet og
tilstøtende regionalnettsområder, og disse delene av nettet omhandles delvis også i utredningen.
Kraftsystemutredningen oppdateres hvert annet år.
Målt kraftforbruk i Møre og Romsdal var i 2013 på hhv. 4,2 og 7,0 TWh innen hhv. alminnelig forsyning
og kraftintensiv industri (KII). Forbruket ved Hydro Sunndal var ca. 0,6 TWh lavere enn ved full
produksjon, fordi produksjonslinja SU3 fortsatt ikke er tilbake i full drift etter at den ble tatt ut av drift
våren 2009.
Temperaturkorrigert forbruk innen alminnelig forsyning har siden 2002 hatt en vekst på 0,9 % pr. år. I
samme periode har forbruket innen KII økt med til sammen ca. 106 %.
Forventet middelproduksjon for Møre og Romsdal er på 7,3 TWh, hvorav en økning i 2012 og 2013 på til
sammen 0,12 TWh fordelt på 14 nye og fornyede mini- og småkraftverk.
Det forventes fortsatt vekst innen KII. I det høyeste av tre scenarioer forutsettes forbruksvekst fra 2013 til
hhv. 2020 og 2025 på hhv. 2,9 og 3,8 TWh. Av dette er det forutsatt ca. 0,75-1,5 TWh som følge av
gjenopptatt drift/reinvestering av SU3, og 0,85 TWh som følge av økt uttak på Nyhamna (Ormen Lange og
ilandføring fra ny felt), vekst ved Hustadmarmor, samt etablering av jernverk på Tjeldbergodden (Ironman)
og omfattende utvidelse av datasenter i Eide. I det laveste scenarioet for KII er det forutsatt en nedgang på
0,55 TWh fram til 2035. For alminnelig forsyning er det sett på tre scenarioer med forbruksutvikling på
hhv. -0,2, 0,6 og 1,0 % pr. år, som tilsvarer en endring fra 2013 til 2025 på hhv. -0,31, 0,11 og 0,56 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 18 side 27), som utgjør (andel med konsesjon i
parentes):


Vannkraft:
Vindkraft:
1,3 (0,24) TWh
1,2 (1,09) TWh
fordelt på ca. 179 kraftverk, hovedsakelig småkraftverk
fordelt på fire vindkraftparker, hvorav en i sjø.
Utfallsrommet mht. kraftunderskudd for Møre og Romsdal, mellom med høyt scenario for produksjon og
lavt scenario for forbruk og visa versa, er på hhv. 2,0-7,1 TWh for 2020 og -0,1-8,1 TWh for 2035. Til
sammenligning var kraftunderskuddet i 2013 på 4,2 TWh forutsatt temperaturkorrigert forbruk og forventet
middelproduksjon.
De sterkeste driverne for utviklingen av regionalnettet i Møre og Romsdal er etablering av ny produksjon,
lastøkning i byområder og innen KII, samt reinvesteringsbehov som følge av gammelt nett.
Ny produksjon vil kunne møte nettbegrensninger i distribusjonsnettet, regionalnettet og sentralnettet.
Denne utredningen omhandler eventuelle begrensninger på de to siste nivåene. Områder med begrensninger
for aktuell ny produksjon er:




Sunnmøre sør for Ørskog pga. fullastet sentralnettet fram til idriftsettelse av ny 420 kV ØrskogHøyanger i 2015 (byggetrinn på forbindelsen Ørskog-Sogndal).
Ørsta, Volda og Herøy kommune pga. fullastet 132/66 kV transformator i Haugen. Begrensningen
er planlagt fjernet ved ny 132 kV forbindelse Ørsta-Tussa til erstatning for dagens to 66 kV
forbindelser.
Volda og Vanylven kommune pga. nært fullastet 66 kV nett ut fra Håheim/Åmela og begrenset
transformatorkapasitet i Bryggja og Leivdal i Sogn og Fjordane. Ombygging av koblingsanlegg i
Åmela vurderes for å kunne oppnå bedre utnyttelse av eksisterende nett. Økt tansformatorkapasitet
mellom 132 og 66 kV kan også bli påkrevd dersom det også blir realisert vindkraft i området.
Nordmøre pga. (nær) fullastet 132 kV nett, særlig sentralnettledningen Ranes-Aura. Et aktuelt
tiltak er etablering av 420/132 kV transformering i Trollheim i forbindelse med mulig etablering
av ny 420 kV ledning Snillfjord-Trollheim for vindkraft i Snillfjordområdet.
I tillegg kommer begrensninger i transformeringskapasitet mellom regionalnett og 22 kV nettet som gir
begrensninger for innmating i hhv. Ørsta, Volda, Stordal, Smøla, Halsa, Rindal, Sunndal og Surnadal
kommune.
Områder med utfordringer mht. overføringskapasitet og forsyningssikkerhet for uttak er:
4
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014




Nyhamna/Romsdalshalvøya. Ved utfall av 420 kV ledningen Viklandet-Fræna har parallelt 132
kV nett kun reserve noen titalls MW på Nyhamna utover øvrig forbruk på Romsdalhalvøya.
Planlagt utvidelse på Nyhamna og øvrig lastøkning innen alminnelig forsyning, Hustadmarmor og
mulig omfattende utvidelse av datasenter øker omfanget av last som mangler reserve. Utredning
av tiltak pågår.
Nordmøre. Ensidig forsyning av Tjeldbergodden samt nettbegrensninger ved mulig høy lastøkning
i tillegg til mulig etablering jernverk på Tjeldbergodden. Aktuelle tiltak er bl.a. reaktiv kompensering, 420/132 kV transformering i Trollheim og spenningsoppgradering av 66 kV forbindelser
inn til området.
Ålesundsområdet. Ved fortsatt høy belastningsutvikling vil nettet på sikt kunne bli overbelastet
ved utfall. Med utnyttelse av Sulafjordforbindelsen vil en kunne utsette oppgradering av nettet til
tidspunkt mer i sammenfall med reinvesteringsbehov. Dette forutsetter imidlertid oppgradering a
begrensende sjøkabelseksjon på 132 kV forbindelsen Haugen-Håheim.
Enkelte transformatorstasjoner med ensidig forsyning på regionalnettsnivå og/eller manglende
transformatorreserve ned til distribusjonsnett. Lastøkning vil medføre at tilgjengelig reserve ved
feil i nettet (inkl. eventuell reserve via 22 kV nettet fra andre transformatorstasjoner eller lokal
produksjon) vil bli for knapp og eventuelt øke omfanget av last som mangler reserve. Aktuelle
tiltak er forsterkning av 22 kV nettet mellom transformatorstasjoner, utvidelse av transformatorkapasitet og etablering av tosidig innmating på regionalnettsnivå. I flere tilfeller er det ikke
lønnsomt å gjennomføre tiltak for å oppnå full reserve.
Ved utilstrekkelig kapasitet i 22 (11) kV nettet som følge av lastøkning eller tilknytning av ny produksjon,
vurderes tiltak i overliggende nett som alternativ til forsterkning av 22 kV nettet. Dette kan være etablering
av ny transformatorstasjon med tilknytning til forbipasserende 66 eller 132 kV ledning eller tilknyttet
eksisterende nett via ny 66 eller 132 kV forbindelse. Eksempelvis er SFE i ferd med å søke konsesjon for
en ny 132 kV forbindelse fra Tomasgard i Sogn og Fjordane til en ny transformatorstasjon i Hellesylt for
nettilknytning av ny småkraft i Stranda kommune. Mørenett vurderer etablering av ny transformatorstasjon
i Vatneområdet for å håndtere lastøkning.
Deler av nettet i fylket er i ferd må å oppnå en relativt høy alder, og det derfor også behov for
reinvesteringer. I løpet hhv. nærmeste og påfølgende 10-årsperiode (til sammen lik tidshorisonten for denne
utredningen) vil (om nettet ikke fornyes) hhv.:



93 + 156 km av til sammen 860 km med 66 og 132 kV tremastledninger nå en alder på 70 år
3 + 20 km av til sammen 106 km med 66 og 132 kV kabler nå en alder på 55 år, i tillegg 3 km som
allerede er eldre enn 55 år
22 + 28 av til sammen 128 krafttransformatorer nå en alder på 50 år, i tillegg 8 som allerede er
eldre enn 50 år.
Angitte aldersnivå er sjablongmessig forutsatt som forventet samfunnsøkonomisk levetid. Lokale forhold
kan gjøre at faktisk levetid vil avvike fra dette både i positiv og negativ retning.
Endringer av bl.a. last, forbruk og omkringliggende nett gjør at både omstrukturering og oppgradering til
høyre tverrsnitt og/eller spenningsnivå blir vurdert ved behov for reinvestering av nettet. Omstrukturering
vil i flere tilfeller innebære forenklinger som muliggjør sanering av nett slik som for området TussaHaugen-Ørsta-Håheim.
Møre og Romsdal inngår i et større underskuddsområde, Midt-Norge, og det har i flere år vært fokus på en
bekymringsfull forsyningssituasjonen. Statnett har gjennomført flere tiltak for å bedre forholdene, og med
ny 420 kV ledning Ørskog-Sogndal, som er under bygging og er planlagt idriftsatt i 2016, vil
forsyningssituasjonen være tilfredsstillende. Sistnevnte tiltak omfatter også etablering av til sammen sju
transformatorstasjoner. I Møre og Romsdal blir Ørskog transformatorstasjon bygget om, og det blir etablert
ny transformatorstasjon i Sykkylven og Ørsta. Forbindelsen vil bedre forsyningssikkerheten på Sunnmøre
og nordlige deler av Sogn og Fjordane. Dette området var i 2010 uten momentan reserve i 5848 timer, og
har de siste årene hatt flere tilfeller av sammenbrudd. Videre vil forbindelsen legge til rette for utbygging
av vind- og vannkraft på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane, jf. begrensninger omtalt ovenfor. I forbindelse
med etablering 420 kV ledningen Ørskog-Sogndal, vil totalt 170 km av eksisterende 132 kV ledninger bli
sanert, hvorav ca. 82 km i Møre og Romsdal.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
5
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
1 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN
1.1
Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen
Utredningsområdet for kraftsystemutredningen er regionalnettet i Møre og Romsdal fylke. Oversikt over
hhv. kommuner og områdekonsesjonærer i utredningsområdet er vist på Lysbilde 1. Norges vassdrags- og
energidirektorat har utpekt Istad Nett AS til å koordinere arbeidet med kraftsystemutredningen.
Aktivitetsplan for toårig syklus med utarbeidelse av kraftsystemutredninger med referanse til forskrift om
energiutredninger er skissert i Lysbilde 2 og Lysbilde 3. Oversikt medlemmer i gjeldende kraftsystemutvalg pr. mai 2014 er vist på baksiden av utredningen.
1.2
Samordning med tilgrensende utredningsområder
Utredningsarbeidet i Møre og Romsdal koordineres med utredningsansvarlige i Sør-Trøndelag, Sogn og
Fjordane samt Hedmark og Oppland ved møter, telefonisk kontakt og pr. brev/e-post. Den vertikale
samordningen mot sentralnettet foregår 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.
1.3
Samordning mot andre kommunale og fylkeskommunale planer
Planlegging av framtidig utvikling av kraftsystemet koordineres 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.
6
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
2 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET
2.1
Mål for det framtidige kraftsystemet
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.
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.
2.2
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 e-verk innen
planområdet. E-verk og andre som søker konsesjon for elektriske anlegg, må vise til utarbeidet regional
kraftsystemutredning for 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 20 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.
2.3
Tekniske og 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. Ved utredning av
forsterkningsbehov og valg av nettløsning må en ta hensyn til en rekke tekniske forhold som bl.a.
strømgrenser for overføringsanlegg og krav til leveringskvalitet. Sentrale forutsetninger er også scenarioer
for utvikling av last og produksjon, som er beskrevet i kapittel 4. Forutsetningene som er benyttet i
utredningsarbeidet er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
7
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
3 BESKRIVELSE AV DAGENS KRAFTSYSTEM
3.1
Statistikk for kraftproduksjon
I et år med normale tilsig er den totale produksjonskapasiteten i fylket ca. 7,3 TWh/år. Av dette ble ca. 0,12
TWh bygget ut i 2012 og 2013. Summert maksimaleffekt for alle kraftverk er på ca. 1700 MW. Denne
kapasiteten er ikke til enhver 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.
3.2
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 rundt 4 TWh (4,2 TWh i 2013). Veksten fra 2002-2013
har vært på ca. 0,9 % pr. år (forutsatt temperaturkorrigering).
Innen kraftintensiv industri har det derimot vært en kraftig vekst. Fra 2002 til 2013 har forbruket økt fra
3,4 TWh til 7,0 TWh. I kraftsystemutredningen er benevnelsen kraftintensiv industri (KII) benyttet om
følgende industribedrifter: Hydro Sunndal på Sunndalsøra, Hustadmarmor i Fræna, Statoil Tjeldbergodden
og Nyhamna (Ormen Lange landanlegg) på Gossen i Aukra kommune.
Statnett fastsetter såkalte maksimallasttimer for hhv. Sør, Midt og Nord-Norge. Maksimallasttimen for
Midt-Norge, hvor Møre og Romsdal inngår, var for vinteren 2013/2014 satt til 13. januar time 9 (08:0009:00). Uttaket innen alminnelig forsyning i Møre og Romsdal var da 860 MW inkl. uprioritert last, mens
uttak innen KII var 826 MW. Historisk utvikling for forbruk og last er vist i Lysbilde 5.
3.3
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 2013 var underskuddet (forutsatt middelproduksjon, og temperaturkorrigert forbruk) på
4,2 TWh. Lysbilde 6 viser forventet kraftbalanse for 2013 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. I 2011 lå
magasinfyllingen 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.
3.4
Overordnet beskrivelse av dagens kraftnett
Overføringsnettet på regional- og sentralnettsnivå består av 66, 132, 300 og 420 kV forbindelser. Tafjord
Kraftnett har også enkelte 22 kV regionalnettsanlegg. Samtlige 300 og 420 kV ledninger og enkelte 132
kV ledninger inngår i sentralnettet. Lysbilde 8 viser 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. I løpet av tidshorisonten for denne
utredningen (20 år) vil hhv. 0, 29 og 25 % av hhv. stålmastledninger, tremastledninger og kabler nå en alder
lik forutsatt samfunnsøkonomisk levetid på hhv. 90, 70 og 55 år om nettet ikke fornyes. Det er derfor et
betydelig reinvesteringsbehov de kommende årene.
I tillegg til uttakspunkt for kraftintensiv industri er det 53 transformatorstasjoner med nedtransformering til
distribusjonsnettet (22 og 11 kV) for alminnelig forsyning. Lysbilde 9 viser 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. I løpet av tidshorisonten for denne utredning vil hele 45 %
nå en alder lik samfunnsøkonomisk levetid på 50 år.
8
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
Møre og Romsdal og delområder i fylket er underskuddsområder 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 flere steder vil det derfor være tapsmessig gunstig å etablere ny produksjon. Ny
småkraftproduksjon vil imidlertid kunne gi en økning av marginaltapene i underliggende nett som er større
enn gevinsten i overliggende nett. Lysbilde 10 viser gjennomsnittlige marginaltapssatser1 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 11.
Områdepris for Midt-Norge var i 2008 og 2010 vesentlig høyere enn for Sør-Norge, 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 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 12.
3.5
Forsyningssikkerhet
Avbruddsforholdene er sentrale ved kvantifisering av leveringskvalitet og forsyningssikkerhet i
kraftsystemet. Avbruddforholdene 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 13 viser historiske avbruddsdata i form av hhv. ikke-levert energi (ILE) i
‰ av levert energi (LE) i Møre og Romsdal og i Norge. Avbruddene kan være forårsaket av feil på alle
nettnivå fram til sluttbruker, dvs. ikke bare regionalnettet. Fylket har i likhet med landet samlet hatt en
fallende trend for ILE/LE. I 2008 var ILE/LE en del høyere enn de foregående fire årene pga. et varig
avbrudd for industrianlegget Ormen Lange på Nyhamna som følge av at en dempeløp løsnet under stormen
«Sondre». I 2011 medførte orkanen «Dagmar» omfattende skader i nettet, og langvarige avbrudd på alle
nettnivå. Dette resulterte i uvanlig høy ILE/LE og vesentlig høyere verdi enn for landet samlet sett.
I grunnlagsrapporten av kraftsystemutredningen er det foretatt en gjennomgang av utvekslingspunkter i
regionalnettet som mangler nettreserve etter utfall (manglende N-1). Etter avtale med NVE er følgende
avgrensninger lagt til grunn for gjennomgangen:



Punkter hvor full forsyning kan gjenopprettes relativt raskt (innen ca. 1 time), og uten omfattende
tiltak, er ikke inkludert. Dette gjelder bl.a.
o Utvekslingspunkter på mellomspenningsnivå (11 og 22 kV samleskinne). I de fleste slike
punkter vil det ikke være momentan reserve selv om det er flere transformatorer
tilgjengelig. Dette skyldes at transformatorene normalt ikke drives i parallell. Enkelte
steder kan forsyningen også gjenopprettes fra nabostasjoner vha. fjernstyrte bryterkoblinger.
o Masket høyspenningsnett med radiell drift og full reserve etter omkobling (gjelder
hovedsakelig 66 kV nettet).
o Tilfeller med samleskinnefeil, hvor full forsyning kan gjenopprettes ved omkobling til
annen samleskinne.
For utvekslingspunkter uten momentan reserve, men med full reserve etter mer omfattende
driftsmessige tiltak, er disse tiltakene angitt på overordnet nivå. Det er imidlertid ikke foretatt
vurdering av nettinvesteringer for å oppnå momentan reserve.
For utvekslingspunkter med manglende reserve etter omkobling og produksjonstilpasning i hele
eller deler av året, er det i tillegg foretatt vurdering av nettinvesteringer for å oppnå full reserve,
momentan og/eller etter omkobling/produksjonstilpasning (kostnad og nytte).
1
Satsene brukes for å beregne marginaltapsleddet som inngår i den nettleien de enkelte elverk og andre som er tilknyttet
sentralnettet betaler.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
9
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
Resultatet av disse vurderingene er sammenstilt på overordnet nivå i Lysbilde 14. Sammenstillingen viser
bl.a. at ca. 3 % av last innen alminnelig forsyning har varig mangel på reserve ved feil på ledning, kabel
eller transformator ved tunglast, mens tilsvarende tall for kraftintensiv industri er 23 %. For enkelte tiltak i
kapittel 5 er forbedring av reserveforholdene en sentral del av begrunnelsen. I flere tilfeller vil både
avbruddssannsynlighet og konsekvens være lave i forhold til investeringskostnadene, slik at tiltak ikke er
lønnsomme.
3.6
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. Følgende forutsetninger er lagt til grunn for innmatingskapasitetene
som oppgis i denne utredningen:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Dagens nett + forsterkningstiltak som er under etablering.
Dagens produksjonskapasitet.
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.
Det er kun tatt hensyn til begrensinger i regional- og sentralnettet (inkl. transformering).
Eventuelle begrensninger i distribusjonsnettet (normalt 22 kV) framkommer ikke.
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 jf. 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.
Det er ikke tatt hensyn til eventuell overlastbarhet på transformatorene, men det er lagt inn en
optimistisk forutsetning om cos = 1 for transformator mellom regional-/sentralnett og
distribusjonsnett.
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.
Det er ikke tatt hensyn til at flere kommuner i enkelte tilfeller må dele på en felles
innmatingskapasitet.
For økt informasjon er beregnet kapasitet for alle regionalnettstransformatorene vist i tillegg til
resulterende innmatings kapasitet.
Det er delvis 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. Resultatene av
vurderingene er sammenstilt i Lysbilde 15 og Lysbilde 16.
3.7
Andre energibærere og påvirkning på kraftsystemet
I 2008 var utgjorde elektrisk kraft ca. 78 % av den stasjonære energibruken i Møre og Romsdal. Lysbilde
17 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 2013 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.
10
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
4 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD
4.1
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 18) er tatt med som «aktuelle» prosjekter. Lysbilde
18 - Lysbilde 21 viser aktuelle prosjekter innen hhv. vannkraft, vindkraft og gasskraft.
Prosjektene innen vannkraft vil kunne gi en årlig produksjonskapasitet på 1,3 TWh og omfatter 179 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 41). Metoden
bygger på digitale kart, digitalt tilgjengelig hydrologisk materiale og digitale kostnadsmanualer. Den
automatiserte ressurskartleggingen (fra 2004) sammen med samlet plan viser et vesentlig større utbyggingspotensial enn de registrerte aktuelle produksjonsprosjektene, jf. Lysbilde 20. 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 1,2 TWh, og omfatter fire
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 18). 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, i likhet med Statnetts siste kraftsystemutredning for sentralnettet,
ikke lagt inn nye gasskraftverk i scenarioene som er benyttet.
Hvorvidt de aktuelle produksjonsutbyggingene faktisk blir realisert, er bl.a. avhengig av konsesjonsvedtak
og rammebetingelser som gir tilstrekkelig lønnsomhet for investeringene. Det er derfor betydelig usikkerhet
knyttet til den framtidige produksjonskapasiteten. Valgte scenarioer for utvikling av kraftproduksjon er
sammenstilt i Lysbilde 22.
4.2
Utvikling av elektrisitetsforbruk
Det forventes fortsatt vekst innen KII. I det høyeste av tre scenarioer forutsettes forbruksvekst fra 2013 til
hhv. 2020 og 2025 på hhv. 2,9 og 3,8 TWh. Av dette er det forutsatt ca. 0,75-1,5 TWh som følge av
gjenopptatt drift/reinvestering av SU3, og 0,85 TWh som følge av økt uttak på Nyhamna (Ormen Lange og
ilandføring fra ny felt), vekst ved Hustadmarmor, samt etablering av jernverk på Tjeldbergodden (Ironman)
og omfattende utvidelse av datasenter i Eide (Trollhousing). I det laveste scenarioet for KII er det forutsatt
en nedgang på 0,55 TWh fram til 2035.
For alminnelig forsyning er det sett på tre scenarioer med forbruksutvikling på hhv. -0,2, 0,6 og 1,0 % pr.
år, som tilsvarer en endring fra 2013 til 2025 på hhv. -0,31, 0,11 og 0,56 TWh. Til sammenligning
representerer utviklingen av temperaturkorrigert forbruk fra 2002 til 2013 en vekst på 0,9 % pr. år.
Scenarioer for utvikling av kraftforbruk er sammenstilt i Lysbilde 23.
4.3
Utvikling av kraftbalanse og overføringsbehov
Scenarioer for endring av kraftproduksjon og forbruk er sammenstilt i Lysbilde 24 og resulterende
kraftbalanse (energi) for ulike kombinasjoner av forbruks- og produksjonsscenarioer er vist i Lysbilde 25.
Utfallsrommet mht. kraftunderskudd for Møre og Romsdal, mellom med høyt scenario for produksjon og
lavt scenario for forbruk og visa versa, er på hhv. 2,0-7,1 TWh for 2020 og -0,1-8,1 TWh for 2035. Til
sammenligning var kraftunderskuddet i 2013 på 4,2 TWh forutsatt med temperaturkorrigert forbruk og
forventet middelproduksjon.
Det er i grunnlagsrapporten utført mer grundige vurderinger for to utvalgte scenarioer (kombinasjoner av
forbruks- og produksjonsscenarioer):

2020A: Stadium 2020 med høyt last-/forbruksscenario og lavt produksjonsscenario.

2020B: Stadium 2020 med lavt last-/forbruksscenario og høyt produksjonsscenario.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
11
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
Kraftbalanse for delområder med disse scenarioene er vist i Lysbilde 26.
Lysbilde 27 og Lysbilde 28 viser en sammenstilling av historisk utvikling og mulig utvikling for hhv.
kraftforbruk (energi, TWh/år) og maksimallast (effekt, MW) i Møre og Romsdal med høyt scenario for
forbruk og last. I lysbildene er også sum forbruk og last med hhv. basis og lavt scenario vist som stiplede
sorte streker. I tillegg er nivået for gjeldende produksjonskapasitet og aktuelle framtidige produksjonsutvidelser vist.
12
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
5 FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV
De sterkeste driverne for utviklingen av regionalnettet i Møre og Romsdal er etablering av ny produksjon,
lastøkning i byområder og innen KII samt reinvesteringsbehov som følge av gammelt nett.
Ny produksjon vil kunne møte nettbegrensninger i distribusjonsnettet, regionalnettet og sentralnettet.
Denne utredningen omhandler eventuelle begrensninger på de to siste nivåene. Områder med begrensninger
for aktuell ny produksjon er:




Sunnmøre sør for Ørskog pga. fullastet sentralnettet fram til idriftsettelse av ny 420 kV ØrskogHøyanger i 2015 (byggetrinn på forbindelsen Ørskog-Sogndal).
Ørsta, Volda og Herøy kommune pga. fullastet 132/66 kV transformator i Haugen. Begrensningen
er planlagt fjernet ved ny 132 kV forbindelse Ørsta-Tussa til erstatning for dagens to 66 kV
forbindelser.
Volda og Vanylven kommune pga. nært fullastet 66 kV nett ut fra Håheim/Åmela og begrenset
transformatorkapasitet i Bryggja og Leivdal i Sogn og Fjordane. Ombygging av koblingsanlegg i
Åmela vurderes for å kunne oppnå bedre utnyttelse av eksisterende nett. Økt tansformatorkapasitet
kan også bli påkrevd dersom det også blir realisert vindkraft i området.
Nordmøre pga. (nær) fullastet 132 kV nett, særlig sentralnettledningen Ranes-Aura. Aktuelt tiltak
er etablering av 420/132 kV transformering i Trollheim i forbindelse med mulig etablering av ny
420 kV ledning Snillfjord-Trollheim for vindkraft i Snillfjordområdet.
I tillegg kommer begrensninger i transformeringskapasitet mellom regionalnett og 22 kV nettet som gir
begrensninger for innmating i hhv. Ørsta, Volda, Stordal, Smøla, Halsa, Rindal, Sunndal og Surnadal
kommune.
Områder med utfordringer mht. overføringskapasitet og forsyningssikkerhet for uttak er:




Nyhamna/Romsdalshalvøya. Ved utfall av 420 kV ledningen Viklandet-Fræna har parallelt 132
kV nett kun reserve noen titalls MW på Nyhamna utover øvrig forbruk på Romsdalhalvøya.
Planlagt utvidelse på Nyhamna og øvrig lastøkning innen alminnelig forsyning, Hustadmarmor og
mulig datasenter, øker omfanget av last som mangler reserve. Utredning av tiltak pågår.
Nordmøre. Ensidig forsyning av Tjeldbergodden samt nettbegrensninger ved mulig høy lastøkning
i tillegg til mulig etablering jernverk på Tjeldbergodden. Aktuelle tiltak er bl.a. reaktiv kompensering, 420/132 kV transformering i Trollheim og spenningsoppgradering av 66 kV forbindelser
inn til området.
Ålesundsområdet. Ved fortsatt høy belastningsutvikling vil nettet på sikt kunne bli overbelastet
ved utfall. Med utnyttelse av Sulafjordforbindelsen vil en kunne utsette oppgradering av nettet til
tidspunkt mer i sammenfall med reinvesteringsbehov. Dette forutsetter imidlertid oppgradering a
begrensende sjøkabelseksjon på 132 kV forbindelsen Haugen-Håheim.
Enkelte transformatorstasjoner med ensidig forsyning på regionalnettsnivå og/eller manglende
transformatorreserve ned til distribusjonsnett. Lastøkning vil medføre at tilgjengelig reserve ved
feil i nettet (inkl. eventuell reserve via 22 kV nettet fra andre transformatorstasjoner eller lokal
produksjon) vil bli for knapp og eventuelt øke omfanget av last som mangler reserve. Aktuelle
tiltak er forsterkning av 22 kV nettet mellom transformatorstasjoner, utvidelse av transformatorkapasitet og etablering av tosidig innmating på regionalnettsnivå. I flere tilfeller er det ikke
lønnsomt å gjennomføre tiltak for å oppnå full reserve.
Ved utilstrekkelig kapasitet i 22 (11) kV nettet som følge av lastøkning eller tilknytning av ny produksjon,
vurderes tiltak i overliggende nett som alternativ til forsterkning av 22 kV nettet. Dette kan være etablering
av ny transformatorstasjon med tilknytning til forbipasserende 66 eller 132 kV ledning eller tilknyttet
eksisterende nett via ny 66 eller 132 kV forbindelse. Eksempelvis er SFE i ferd med å søke konsesjon for
en ny 132 kV forbindelse fra Tomasgard i Sogn og Fjordane til en ny transformatorstasjon i Hellesylt for
nettilknytning av ny småkraft i Stranda kommune. Mørenett vurderer etablering av ny transformatorstasjon
i Vatneområdet for å håndtere lastøkning.
Deler av nettet i fylket er i ferd må å oppnå en relativt høy alder, og det derfor også behov for
reinvesteringer, se første avsnitt i kapittel 3.4.
Endringer av bl.a. last, forbruk og omkringliggende nett gjør at både omstrukturering og oppgradering til
høyre tverrsnitt og/eller spenningsnivå blir vurdert ved behov for reinvestering av nettet. Omstrukturering
vil i flere tilfeller innebære forenklinger som muliggjør sanering av nett slik som for området TussaHaugen-Ørsta-Håheim.
Møre og Romsdal inngår i et større underskuddsområde, Midt-Norge, og det har i flere år vært fokus på en
bekymringsfull forsyningssituasjonen. Statnett har gjennomført flere tiltak for å bedre forholdene, og med
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
13
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
ny 420 kV ledning Ørskog-Sogndal, som er planlagt idriftsatt i 2016, vil forsyningssituasjonen være
tilfredsstillende. Sistnevnte tiltak er under bygging, og omfatter også etalering av til sammen sju
transformatorstasjoner. I Møre og Romsdal blir Ørskog transformatorstasjon bygget om, og det blir etablert
ny transformatorstasjon i Sykkylven og Ørsta. Forbindelsen vil bedre forsyningssikkerheten på Sunnmøre
og nordlige deler av Sogn og Fjordane. Dette området var i 2010 uten momentan reserve i 5848 timer, og
har hatt flere tilfeller av sammenbrudd. Videre vil forbindelsen legge til rette for utbygging av vind- og
vannkraft på Sunnmøre og i Sogn og Fjordane, jf. begrensninger omtalt ovenfor. I forbindelse med
etablering 420 kV ledningen Ørskog-Sogndal, vil totalt 170 km av eksisterende 132 kV ledninger bli sanert,
hvorav ca. 82 km i Møre og Romsdal.
Aktuelle tiltak i nettet er sammenstilt i tabeller, med følgende inndeling:



Nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg i regionalnettet: Lysbilde 30 - Lysbilde 32
Nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg i sentralnettet: Lysbilde 33
Sanering av eksisterende anlegg i regional- og sentralnettet: Lysbilde 34
I tabellene for de to første gruppene er begrunnelsen for tiltakene angitt med bokstavkoder som er nærmere
beskrevet i Lysbilde 29. For den første gruppen er det også angitt for hvilke av de to valgte scenarioene (se
kapittel 4.3) tiltakene er aktuelle for. I enkelte tilfeller vil imidlertid realisering komme senere enn 2020.
Nærmere beskrivelse og begrunnelse for tiltakene finnes i Grunnlagsrapporten i kapitlene som er angitt i
tabellene.
Tiltakene er på ulike stadier i prosessen fram mot mulig realisering, og flere tiltak er ikke ferdig utredet.
Grunnlagsrapporten inneholder kart og tabeller med anlegg som iht. sjablongmessige levetidsforutsetninger
allerede har nådd eller vil nå utløpt levetid innen hhv. første og påfølgende tiårsperiode. Dersom en legger
til grunn disse oversiktene, vil investeringsbehovet være vesentlig større enn det som er tatt med i oversikten
over aktuelle tiltak. Dette gjelder særlig for transformatorer. Dette skyldes bl.a. at det kan være store avvik
mellom sjablongmessige levetidsforventninger og faktisk levetid, og fordi det kan være vanskelig å fastslå
om restlevetiden er innenfor eller utenfor tidshorisonten for utredningen (20 år). For transformatorer er
dessuten tiden fra behovet melder seg til tiltaket er gjennomført relativt kort. Det det anses derfor ikke
hensiktsmessig å utrede usikre investeringer i så stort omfang som en sjablongbetraktning med 20 års
tidshorisont ville medført (jf. kapittel 3.4).
14
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
6 LITTERATURREFERANSER
(Utvalg fra referanselisten i Grunnlagsrapporten)
6.1
1.
2.
3.
4.
5.
6.2
6.
7.
8.
9.
10.
6.3
11.
12.
13.
14.
6.4
6.5
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
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, 2012: Forskrift om energiutredninger.
OED, 2004: Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet (FOL).
DSB, 2005. Forskrift om elektriske forsyningsanlegg.
OED, 1999/2013. Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og
tariffer
Håndbøker / veiledere / krav
NVE Veiledningsmateriale for kraftsystemutredninger.
SINTEF Energiforskning : Planleggingsbok for kraftnett.
Rasjonell elektrisk nettvirksomhet (REN)
Statnett. Funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS)
Normer
Andre rammebetingelser og føringer
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.
6.6
Diverse metodebeskrivelser
6.7
Dataunderlag
28.
29.
30.
31.
32.
33.
Statistisk sentralbyrå
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
Statnett: Marginaltapssatser
NVE: Rapporter avbruddstatistikk (utgis årlig).
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
15
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
34.
35.
36.
37.
38.
39.
6.8
40.
41.
42.
43.
44.
45.
46.
6.9
47.
48.
49.
50.
16
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
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
7 LYSBILDER
LYSBILDE 1:
OMRÅDEKONSESJONÆRER OG KOMMUNER I UTREDNINGSOMRÅDET ................................................... 18
LYSBILDE 2:
AKTIVITETSPLAN FOR TOÅRIG SYKLUS MED UTARBEIDELSE AV KRAFTSYSTEMUTREDNINGER (1/2)............... 19
LYSBILDE 3:
AKTIVITETSPLAN FOR TOÅRIG SYKLUS MED UTARBEIDELSE AV KRAFTSYSTEMUTREDNINGER (2/2)............... 19
LYSBILDE 4:
PRODUKSJONSKAPASITET MED HISTORISK UTVIKLING FRAM TIL DAGENS NIVÅ ........................................ 20
LYSBILDE 5:
ELEKTRISITETSFORBRUK OG MAKSIMALLAST .................................................................................... 20
LYSBILDE 6:
KRAFTBALANSE 2013, FORDELT PÅ OMRÅDER. ............................................................................... 21
LYSBILDE 7:
MAGASINFYLLING I MIDT-NORGE (NO3) ...................................................................................... 21
LYSBILDE 8:
ALDERSFORDELING FOR LEDNINGER OG KABLER I 66 OG 132 KV NETTET. ............................................. 22
LYSBILDE 9:
ALDERSFORDELING FOR TRANSFORMATORER .................................................................................. 22
LYSBILDE 10:
TAPSFORHOLD .......................................................................................................................... 23
LYSBILDE 11:
ELSPOTPRISER I MIDT-NORGE (NO3) ........................................................................................... 23
LYSBILDE 12:
GJENNOMFØRTE ENDRINGER FRA FORRIGE UTREDNING..................................................................... 24
LYSBILDE 13:
LEVERINGSKVALITET OG FORSYNINGSSIKKERHET, HISTORISK ILE/LE. .................................................... 24
LYSBILDE 14:
VURDERING REGIONALNETTSPUNKTER MED MANGLENDE NETTRESERVE. .............................................. 25
LYSBILDE 15:
LEDIG INNMATINGSKAPASITET FOR NY PRODUKSJON PR. KOMMUNE (1/2) ........................................... 26
LYSBILDE 16:
LEDIG INNMATINGSKAPASITET FOR NY PRODUKSJON PR. KOMMUNE (2/2) ........................................... 26
LYSBILDE 17:
STATISTIKK FOR STASJONÆR ENERGIBRUK I MØRE OG ROMSDAL I 2008. FJERNVARMEANLEGG OG LOKALE
VARMESENTRALER I MØRE OG ROMSDAL. ...................................................................................... 27
LYSBILDE 18:
AKTUELLE PRODUKSJONSUTVIDELESER. STATUSGRUPPER .................................................................. 27
LYSBILDE 19:
AKTUELL NY VANNKRAFTPRODUKSJON ........................................................................................... 28
LYSBILDE 20:
NVE RESSURSKARTLEGGING FOR NY SMÅKRAFTPRODUKSJON. ............................................................ 28
LYSBILDE 21:
AKTUELL NY VINDKRAFTPRODUKSJON. ........................................................................................... 29
LYSBILDE 22:
PRODUKSJONSSCENARIOER ......................................................................................................... 29
LYSBILDE 23:
FORBRUKSSCENARIOER............................................................................................................... 30
LYSBILDE 24:
PRODUKSJONS- OG FORBRUKSSCENARIOER SAMMENSTILT ................................................................. 30
LYSBILDE 25:
KRAFTBALANSER MED KOMBINASJONER AV PRODUKSJONS- OG FORBRUKSSCENARIOER ........................... 31
LYSBILDE 26:
KRAFTBALANSESCENARIOER FOR DELOMRÅDER ............................................................................... 31
LYSBILDE 27:
SCENARIOER FORBRUK (ENERGI) .................................................................................................. 32
LYSBILDE 28:
SCENARIOER MAKSIMALLAST (EFFEKT), EKSKL. UPRIOERITERT. ............................................................ 32
LYSBILDE 29:
OVERSIKT OVER BEGRUNNELSER FOR AKTUELLE TILTAK ...................................................................... 33
LYSBILDE 30:
AKTUELLE NYE ANLEGG OG OPPGRADERING AV EKSISTERENDE ANLEGG I REGIONALNETTET (1/3)............... 33
LYSBILDE 31:
AKTUELLE NYE ANLEGG OG OPPGRADERING AV EKSISTERENDE ANLEGG I REGIONALNETTET (2/3)............... 34
LYSBILDE 32:
AKTUELLE NYE ANLEGG OG OPPGRADERING AV EKSISTERENDE ANLEGG I REGIONALNETTET (3/3)............... 34
LYSBILDE 33:
AKTUELLE NYE ANLEGG OG OPPGRADERING AV EKSISTERENDE ANLEGG I SENTRALNETTET ......................... 35
LYSBILDE 34:
SANERINGSMULIGHETER ............................................................................................................. 35
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
17
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
1. Utredningsprosessen
Områdekonsesjonærer og kommuner i
utredningsområdet
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 1:
18
Områdekonsesjonærer og kommuner i utredningsområdet
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
1. Utredningsprosessen
Aktivitetsplan for to-årig syklus med regional kraftsystemutredning,
med referanse til forskrift om energiutredninger.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 2:
Aktivitetsplan for toårig syklus med utarbeidelse av kraftsystemutredninger (1/2)
1. Utredningsprosessen
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 3:
Aktivitetsplan for toårig syklus med utarbeidelse av kraftsystemutredninger (2/2)
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
19
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
3. Dagens kraftsystem
1800
9
1600
8
1400
7
1200
6
1000
5
800
4
600
Installert vintereffekt [MW]
Installert effekt [MW]
Middelproduksjon [TWh/år]
400
200
3
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]
1236
76
28
1340
Installert effekt
[MW]
1518
154
31
1703
Middelproduksjon
[TWh]
6.73
0.37
0.19
7.29
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 4:
Produksjonskapasitet med historisk utvikling fram til dagens nivå
3. Dagens kraftsystem
Last og forbruk
5%1%
12.0
Treforedling og KII
Husholdning
Industri
Handel og tjenester
18 %
62 %
Offentlig
Jordbruk
Totalt årsforbruk i 2013:
11.3 TWh
Målt årosforbruk [TWh]
7%
7%
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
Alminnelig forsyning
KII
Alminnelig forsyning med temperaturkorrigeringer
Last
Vekstrate (%): 0.79
Maksimallast [MW]
950
Total, temp.korr.
10 år
Prioritert,
temp.korr. 10 år
900
850
Prioritert,
temp.korr. 2 år
800
750
Målt total
700
4.6
Forbruk Vekstrate (%): 0.90
4.4
Årsforbruk [TWh]
1000
4.2
3.8
Målt prioritert
Målt prioritert
600
2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
(Maksimallasttime område Midt)
Ekspon. (Prioritert,
temp.korr. 2 år)
3.4
2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
20
Målt total
4
3.6
650
Lysbilde 5:
Temperaturkorrigert total
Elektrisitetsforbruk og maksimallast
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Ekspon.
(Temperaturkorrigert total)
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
3. Dagens kraftsystem
D2
D1
Kraftbalanse for 2013
D. Nordmøre
Energiverk
C2
C. Istad Nett
C1
B1
B. Mørenett
(tidl. Tafjord Kraftnett)
A1
E2
E. Sentralnett /
Svorka Energi
E1
A. Mørenett
B2
(tidl. Tussa Nett)
A4
A2
A3
Effektbalanse
Energibalanse
(Maksimallast og installert effekt )
(Forbruk og middelproduksjon)
12
2000
Last kraftintensiv industri
Last kraftintensiv industri
1800
Last alminnelig forsyning
1600
Last alminnelig forsyning
10
Dagens produksjonskapasitet
Dagens produksjonskapasitet
1400
8
TWh/år
MW
1200
1000
800
600
400
6
4
2
200
0
0
B
A
D
C
Område
E
D
C
Område
B
A
Total
E
Total
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 6:
Kraftbalanse 2013, fordelt på områder.
3. Dagens kraftsystem
Magasinfylling i elspotområde NO3 (Midt-Norge)
10
90
8
Endring magasinfylling [%]
100
Magasinfylling [%]
80
70
60
50
40
30
20
6
4
Maks
2
Gj.snitt
0
Min
Maks
Gj.snitt
Min
-22014
2014
-4
10
-6
0
0
4
8 12 16 20 24 28 32 36 40 44 48 52
Uke nr.
0
4
8
12
16
20
Uke nr.
Statistikk for magasinfylling (t.v.) og endring fra forrige uke (t.h.) for NO3, 20022014. Dataunderlag: NVE.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 7:
Magasinfylling i Midt-Norge (NO3)
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
21
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
3. Dagens kraftsystem
Aldersfordeling ledninger og kabler
350
26
300
249
Lengde [km]
250
0
200
150
100
50
0
Spenning
132 66 132 66 132 66 132 66 132 66 132 66 132 66 132 66 132 66 132 66
Byggeå r
Al der
1900-43 1944-48 1949-53 1954-58 1959-63 1964-68 1969-73 1974-78 1979-83 1984-14
> 70 70 - 65 65 - 60 60 - 55 55 - 50 50 - 45 45 - 40 40 - 35 35 - 30 30<=
Stålmastledning (totalt: 584 km)
Tremastledning (totalt: 860 km)
Kabel (totalt: 106 km)
Anlegg med utløp av levetid i løpet av neste 20 år iht. sjablong samf. øk. levetid
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 8:
8
Aldersfordeling for ledninger og kabler i 66 og 132 kV nettet.
3. Dagens kraftsystem
Aldersfordeling transformatorer
80
Anlegg med utløp av levetid i løpet av neste 20 år iht. sjablong samf. øk. levetid
70
Antall
> 50 år:
8
60
Antall
50
Antall
40-50 år:
22
Antall
30-40 år:
28
40
30
20
10
0
Fa br. å r: 1900-43 1944-48 1949-53 1954-58 1959-63 1964-68 1969-73 1974-78 1979-83 1984-14
> 70
70 - 65 65 - 60 60 - 55 55 - 50 50 - 45 45 - 40 40 - 35 35 - 30 30<=
Al der:
420 kV (totalt 7)
300 kV (totalt 2)
132 kV (totalt 73)
66 kV (totalt 39)
<66 kV (totalt 7)
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 9:
22
Aldersfordeling for transformatorer
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
3. Dagens kraftsystem
Tapsforhold
12.0
Istad - Gj.sn.
10.0
8.0
Aura - Gj.sn.
%, TWh
6.0
4.0
Haugen - Gj.sn.
2.0
0.0
Kraftunderskudd i Møre og
Romsdal (TWh)
-2.0
-4.0
1998
2002
2006
2010
12.0
12.0
12.0
10.0
10.0
10.0
8.0
8.0
8.0
6.0
6.0
6.0
4.0
4.0
4.0
2.0
2.0
2.0
0.0
0.0
0.0
-2.0
-2.0
-2.0
-4.0
1998 2002 2006 2010 2014
-4.0
1998 2002 2006 2010 2014
-4.0
1998 2002 2006 2010 2014
Istad - Dag
Aura - Dag
Haugen - Dag
Istad - Natt/Helg
Aura - Natt/Helg
Haugen - Natt/Helg
2014
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).
Produksjonsverdier for 2012 og 2013 er foreløpig ikke tilgjengelig.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 10: Tapsforhold
3. Dagens kraftsystem
Elspotpriser i elspotområde NO3 (Midt-Norge)
500
450
Elspotpris [NOK/MWh]
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2000
2002
NO1
2004
NO2
2006
NO3
2008
NO4
2010
NO5
Dataunderlag: Nord Pool Spot
SYS
2012
Elspotpriser er iht. områdeinndeling
pr. 25.4.2012, se skisse ovenfor
100 NOK/MWh tilsvarer 10 øre/kWh
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 11: Elspotpriser i Midt-Norge (NO3)
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
23
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
3. Dagens kraftsystem
Gjennomførte endringer siden forrige utredning
(mai 2012)
Ledninger og transformatorer:
•
– Ny 66 kV forbindelse fra Moltuområdet, oppgradering av Elsebø
transformatorstasjon og styrking av 22 kV nettet og sanering av Moltu
tranasformatorstasjon
– Fullført og idriftsatt 132 kV forbindelsen Sula-Hareidsberget
– Byttet/oppgradert alle 132 kV avgangskabler i Holen
– Temperaturoppgradert 132 kV Grytten-Brandhol og Grytten-Istad
– Skiftet 132 kV koblingsanlegg og transformator T1 i Holen
– Ny 132/22 kV transformator i Tafjord transformatorstasjon
– Ny 22 kV kabel Nørve-Ellingsøya-Nordstrand
– Ny 132/66/22 kV transformatorstasjon i Rensvik til erstatning for
eksisterende
– Bjerkestrand transformatorstasjon tatt ut av drift (forsyning fra nye
Rensvik)
– Revet 66 kV ledning Rotvevassdalen-Straumshavn
Økt produksjonskapasitet:
•
– 41,4 MW installert effekt og 123 GWh middelproduksjon fordelt på 14
nye og fornyede mini- og småkraftverk.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 12: Gjennomførte endringer fra forrige utredning
3. Dagens kraftsystem
Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet
1.4
ILE/LE [‰]
1.2
1
0.8
ILE/LE Møre og Romsdal [‰]
0.6
ILE/LE Norge [‰]
0.4
0.2
0
1995
2000
2005
2010
2015
Merk:
• Ormen Lange og Statoil Tjeldbergodden ligger i denne
oversikten innenfor gruppen Industri.
• ILE/LE-data for 2013 var ikke tilgjengelig da denne
rapporten ble utarbeidet.
• Orkanen Dagmar resulterte i svært høye verdier i 2011.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 13: Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet, historisk ILE/LE.
24
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
3. Dagens kraftsystem
Leveringskvalitet og forsyningssikkerhet
Vurdering av reserve etter utfall (N-1) for
Område
hhv. alminnelig forsyning (ALM) og kraftintensiv
industri (KII), med fordeling på type feil og
områder.
Kostnader ved tiltak er ikke komplett, bl.a. fordi
enkelte tiltak planlagt av andre årsaker ikke er tatt
med.
Medregnet nyttevirkning er hovedsakelig relatert
avbruddskostnader og evt. tap. Andre
nyttevirkninger kan forekomme.
D2
D1
D. Nordmøre
Energiverk
C2
C. Istad Nett
C1
B1
B. Mørenett
(tidl. Tafjord Kraftnett)
A1
E1
A. Mørenett
B2
(tidl. Tussa Nett)
A4
A2
A3
E2
E. Sentralnett /
Svorka Energi
Type feil

A1
A2
A3
A4
B1
B2
C1
C2
D1
D2
E1
E2
A
B
C
D
E
Møre og
Romsdal
A
B
C
D
E
Møre og
Romsdal
Type Temp.korr. Vektet andel av året uten Andel av last uten reserve Tiltak
Nytte
last
last 2014 full reserve etter omkobling
etter omkobling ved
tunglast
[MW]
[%]
[%]
[MNOK] [MNOK]
Ledning/ Trans- Samle- Ledning/ Trans- Samlekabel
formator skinne kabel
formator skinne
24
2
82
22
3
57
0
8
8
0
15
15
12
15
55
10
12
50
8
2
2
7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4
0
0
7
0
0
0
0
0
0
0
8
8
0
8
8
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15
6
50
13
6
39
0
0
0
0
0
0
0
0
3
0
0
5
0
7
7
0
7
7
0
0
0
0
0
0
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
ALM
84
14
67
50
216
59
106
53
109
21
56
36
215
274
159
130
92
11
1
0
41
0
0
0
0
3
0
0
0
53
0
0
3
0
11
0
4
2
0
0
1
0
3
0
0
0
17
0
1
3
0
ALM
870
4
3
14
3
3
KII
KII
KII
KII
KII
0
0
271
30
580
----80
100
0
----0
100
0
----0
100
0
----72
27
0
----0
27
0
12
56
20
----0
27
0
0
0
*
61
0
0
0
KII
881
28
3
3
23
1
1
12
0
*) Sentralnett, under vurdering
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 14: Vurdering regionalnettspunkter med manglende nettreserve.
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
25
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
3. Dagens kraftsystem
Ledig innmatingskapasitet for ny produksjon
Innm.
kapasitet
[MVA]
Om- Kommune
råde
A
A
A
A
A
A
A
A
A
B
B
B
B
B
B
B
B
C
C
C
C
C
C
D
D
D
D
D
E
E
E
E
E
E
Hareid
Herøy
Sande
Stranda
Sykkylven
Ulstein
Vanylven
Volda
Ørsta
Haram
Norddal
Skodje
Stordal
Sula
Vestnes
Ørskog
Ålesund
Aukra
Eide
Fræna
Gjemnes
Midsund
Molde
Aure
Averøy
Kristiansund
Smøla
Tingvoll
Halsa
Nesset
Rauma
Rindal
Sunndal
Surnadal
>
>
>
>
>
>
>
>
>
>
>
>
Småkraftpotensial
Konsesj.
gitt
0
0
0
40
50
0
14
-2
0
50
26
39
39
50
50
39
50
50
20
50
26
50
50
50
47
50
7
27
9
35
50
0
34
8
Sum
aktuell
0.0
0.0
0.0
2.3
0.0
0.0
5.1
12.5
0.0
0.0
0.5
0.0
0.0
0.0
1.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1.1
0.5
0.0
8.0
1.4
3.4
6.5
21.3
0.0
15.7
6.8
0.0
0.7
0.0
44.6
13.9
0.0
21.9
23.1
18.9
1.5
6.1
0.0
27.4
0.0
9.5
19.6
0.0
0.0
0.0
2.2
0.0
0.0
2.1
4.7
0.5
0.0
8.0
2.3
12.1
27.8
63.3
10.4
48.7
63.0
Transf.
stasjon info*
Begrensning
Nærmeste
transf.
(a) (b) (c) transf.st.
1
1
1
1
1
2
1
5
5
1
1
0
0
1
1
1
4
0
1
2
0
0
2
3
2
4
1
3
1
2
2
1
1
2
0
1
1
2
0
0
1
1
0
1
0
1
1
0
0
0
0
1
0
0
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
1
1
1
4
4
1
2
1
3
4
4
1
1
4
1
3
1
1
3
3
3
1
1
1
1
1
1
0
1
1
1
1
--------------X
X
------X
--------------------------X
--X
----X
X
X
Tiltak***
D2
Andre**
D1
--1
--2
----1,3
1
1
----------------------------------4
--4
----4
4
--1
--2
----1,3
1, X1
1, X2
------X3
--------------------------4, X4
--4, X5
----4, X6
X7
4, X6
D. Nordmøre
Energiverk
C2
C. Istad Nett
C1
B1
B. Mørenett
(tidl. Tafjord Kraftnett)
A1
E2
E. Sentralnett /
Svorka Energi
E1
A. Mørenett
B2
(tidl. Tussa Nett)
A4
A2
A3
Kommuner uten regional-/sentralnettbegresninger for
ny produksjon
Kommuner med kapasitet i regional-/og sentralnettet
for deler av potensialet. Kapasitet kan være avhengig
av plassering i kommunen og kan være tilgjengelig i
deler av året.
Kommuner hvor det per i dag ikke er tilgjengelig
kapasitet for ny produksjon og hvor det må større
investeringer i sentral- og/eller regionalnett til for å øke
kapasiteten.
Ingen aktuelle prosjekter i kommunen
Kommentarer, se neste lysbilde
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 15: Ledig innmatingskapasitet for ny produksjon pr. kommune (1/2)
3. Dagens kraftsystem
Ledig innmatingskapasitet for ny produksjon
Kommentarer til forrige lysbilde:
*) Transformatorstasjoninformasjon:
(a) Antall transformatorstasjoner i kommunen
(b) Antall nabokommuner med transformatorstasjon(er) som forsyner kommunen
(c) Antall kommuner som deler på felles transformatorstasjon(er)
**) Begrensninger (utenom nærmeste transformatorstasjon):
1 132/66 kV transformator i Haugen
2 66/22 kV transformator Tomasgard og 132/22 kV transf. i Stranda, dernest også 132/66 kV transformator i Leivdal.
3 66 kV Åmela-Eid eller Åheim-Bryggja, dernest også 132/66 kV transformator i Leivdal og Bryggja.
4 132 kV Ranes-Aura (intakt nett), 132 kV Nordheim-Kristiansund ved N-1.
***)Tiltak:
1 Ny 132 kV forbindelse Haugen-Tussa til erstatning for dagens to 66 kV forbindelser.
2 Ny 132 kV ledning Tomasgard-Hellesylt, etablering av 132/22 kV transformatorstasjon i Hellesylt, dublering av
transformatorkapasitet i Stranda
3 Ombygging av samleskinne i Åmela for å kunne fordele kraftoverskudd mellom 66 kV Åmela-Eid og Åmela-Åheim.
4 Etablere 420/132 kV transformering i Trollheim.
X1 Oppgradering av transformatorkapsitet i Åmela og/eller Volda transformatorstasjon
X2 Ny 132 kV ledning Rekkedal (Bondal) til Sæbø, etableing av 132/22 kv transformatorstasjon i Sæbø.
X3 Egen transformatorstasjon for et eventuelt Njørdalsjuva kraftverk på 19.7 MW (unngå overlast på transf. i Giskemo)
X4 Ingen tiltak, liten overlast kan trolig akspepteres.
X5 Oppgradering av transformatorkapsitet i Liabø.
X6 Oppgradering av transformatorkapasitet i Trollheim, ny 66/22 kV transformator i Svorka, ny 132/22 kV
transformatorstasjon i Todalen, egen transformering for Vindøla kraftverk på 24.3 MW
X7 Aktuelle tiltak (alternativer): Oppgradering av transformator i Aura, tiltak for å kunne kjøre parallelldrift av eksisterende to
transformatorer i Aura, utvidet transformatorkapasitet i Grøa eller Driva.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 16: Ledig innmatingskapasitet for ny produksjon pr. kommune (2/2)
26
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
3. Dagens kraftsystem
2008
Petroleumsprodukt
3%
Avf all
1%
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↓
Kommune Sted
Normal
prod.
Kommentar
[GWh/år]
Skretting AS
55.0 Antatt tot. damp og elproduksjon i 2011
Komm. bygg
1.0
Industri- og nærings6.0
virksomhet, bolig
Offentlige bygg
9.0
Skoler
1.0 2 anlegg
Nettområde
Eier
Nordmøre
Energiverk AS
Istad Nett AS
Istad Nett AS
Nordmøre
Averøy
Energigjenvinning KF
Gjemnes kommune
Gjemnes
Istad Nett AS
Molde
Kristvika
Istad Nett AS
Nesset Kraft
AS
Stranda
Energiverk AS
Sunndal
Energi AS
Istad Nett AS
Nesset kommune
Molde
Nesset
Stranda kommune
Stranda
Sunndal Energi AS
Sunndal
Molde vest
Elkjeler
Eresfjord, Eidsvåg Lokal varmesentral,
flisfyring og el
Stranda
Fjernvarme, trepellets Ringstad skole og
Stranda omsorgsenter
Sunndalsøra
Spillvarme fra
Sunndalsøra sentrum
smelteverk, gasskjel og Hydro
Svorka Energi Svorka Energi AS
AS
Sykkylven
Sykkylven kommune
Energi AS
Nordmøre
Tingvoll kommune
Energiverk AS
Nordvestnett
AS
Mørenett AS
Vestnes kommune
Mørenett AS
Tussa Energi AS
Surnadal
Batnfjordsøra
Årø
Type
Mottaker
Dampkjel basert på
avfallsbrenning
Olje/elkjel
Flis, gass
Fjernvarme, briketter, Surnadal Sentrum,
flis, el, olje
næring og offentlige
bygg, samt boliger
Sykkylven Sykkylven
LVS, pellets
Sykkulven bo og
aktivitetssenter
Tingvoll Tingvollvågen og Fjernvarme, olje og el Offentlige bygg
Beiteråsen
i dag
Vestnes
Tafjord Kraftvarme AS Ålesund
Ørsta
Elektrisitet (alm)
28 %
Surnadal
Helland
Varmesentral flis,
olje, el
Grautneset,
Fjernvarme,
Ålesund sentrum søppelforbrenning,
sjøvarmepumper
Mosflata
Biobrensel (2,5 MW)
(sentrum)
og propan (4,0 MW)
Hellandheimområdet,
komm. bygg
Tine Ørsta, Foraform
og Ørsta kommune
Total
1.0
23.3 Salg 2012. Anlegget utvidet
med 25 GWh. Mål for salg
2020: 30 GWh.
6.0
2.0
3.0 Etablering av ny
varmesentral for bioenergi
vurderes
3.0
95.0 Herav 30 GWh elprod.
Tilgjengelig varmeprod. 150
GWh
7.7 Kapasitet 10 GWh/år
213
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 17: Statistikk for stasjonær energibruk i Møre og Romsdal i 2008. Fjernvarmeanlegg og lokale
varmesentraler i Møre og Romsdal.
4. Framtidige overføringsforhold
Ny produksjon
450
1600
Middelproduksjon [GWh]
Installert effekt [MW]
400
350
300
250
200
150
100
50
1400
ØV1200
ØV
FM1000
FM
KAA800
KAA
KS 600
KS
KG 400
KG
KGB200
KGB
0
0
vann
gass
vindL
(land)
vindS
vann
gass
vindL
vindS
(sjø)
Inkluderte prosjekter (”aktuelle”):
KGB = konsesjon gitt, bygging startet*
KG
= konsesjon gitt (NVE og/eller endelig)
KS
= konsesjonssøkt
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 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 18: Aktuelle produksjonsutvideleser. Statusgrupper
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
27
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
4. Framtidige overføringsforhold
Vannkraft
Trandal Kraftverk,
Tussa Kraft AS
60
50
Trollheim
Tafjord
Tjeldbergodden
Syltebø
Sykkylven
Ranes
Stranda
Leivdal
Nordheim
Kristiansund
Istad
Kjelbotn
Hauglia
Håheim
Haugen
KG
Grytten
KS
0
Gylthalsen
10
Giskemo
KAA
Bø
20
Eidseter
FM
Brattset
30
Aura
ØV
Brandhol
40
Alvestad
Installert effekt[MW]
70
KGB
Aktuelle vannkraftprosjekter referert nærmeste eksisterende
regional-/sentralnettsstasjon med 132 kV.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
37
Lysbilde 19: Aktuell ny vannkraftproduksjon
4. Framtidige overføringsforhold
Vannkraft
Samlet plan
NVE ressurskartlegging (automatisert)
Aktuelle prosjekter (meldt/omsøkt, under planlegging)
600
500
GWh
400
300
200
100
Stranda
Ørsta
Nesset
Rauma
Sunndal
Volda
Surnadal
Norddal
Sykkylven
Vanylven
Vestnes
Halsa
Ørskog
Rindal
Gjemnes
Molde
Aure
Tingvoll
Haram
Stordal
Eide
Fræna
Ulstein
Skodje
Herøy
Hareid
Ålesund
Midsund
Averøy
Tustna
Sande
0
Total
Møre og
Romsdal
Antall
MW
GWh
Samlet Plan
1000-9999
kW
48
187
755
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 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
5
6
25
SUM
potensial
Aktuelle
prosjekter
941
825
3361
39
Lysbilde 20: NVE ressurskartlegging for ny småkraftproduksjon.
28
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
179
424
1335
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
4. Framtidige overføringsforhold
Kr aftver k
Har am
vindpar k
Havsul I
Haugshor
net
Havsul II
Skar dsøya
Kom m une
Haram
Sandøy
Innm ating
132 kV
Alvestad
Nyhamna
Sande
Håheim
Giske,
Haram
Aure
Ørskog
Tjeldbergodden
Rognskog
Halsa/Surn
adal
NEASringen
Er tvågøy
øst
Aure
NEASringen
Tiltakshave
r
Haram
Kraft
Havgul
Norsk
Hydro
Havgul
Statkraft
Agder
Energi Vind
DA
Statkraft
Agder
Energi Vind
DA
Statkraft
Agder
Energi Vind
DA
Innst.
effekt
MW
66
350
Middelpr oduksjo
n
GWh
200
985
75
180
400
(800)
70
1140
(2280)
210
Status
gr uppe
KG
KG
Dato
24.06.2008
24.06.2008
KAA
KAA
(oppr.)
FM
24.06.2008
01.06.2008
90
250
FM
01.01.2007
70
210
FM
01.01.2006
(justert)
Vindkraft
Aktuell ny vindkraft tilsvarer hhv. 26 og 17 % av dagens totale produksjonskapasitet, hhv.
installert effekt og middelproduksjon.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 21: Aktuell ny vindkraftproduksjon.
4. Framtidige overføringsforhold
Produksjonskapasitet [TWh/år]
Produksjonsscenarioer
5
4
3
Gasskraft/øvrig
2
Vindkraft (sjø)
1
Vindkraft (land)
0
Vannkraft
Lavt
Basis
Høyt
Lavt
2020
Konsesjon
2014
Aktuelle
2014
Idrift
2014
Potensial
ref. 2004
Konsesjon
2014
Høyt
Vannkraft KG+KS
2035
Produksjonsscenarioer (endring ref. 2014)
Aktuelle
2014
Potensial
ref. 2004
Produksjonsscenarioer (endring ref. 2014)
2020
Lavt
Vannkraft
Vindkraft (land)
Vindkraft (sjø)
Gasskraft/øvrig
Total
Basis
Basis
2035
Høyt
Lavt
Basis
Høyt
6.73
0.24
1.33
3.36
0.24
0.60
0.93
0.24
0.80
1.33
0.37
0.10
0.24
---
0.00
0.10
0.24
0.00
0.24
0.24
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
7.29
4.39
2.55
0.24
0.70
1.17
0.24
1.04
2.55
skala fargelegging tabell 0-4.39 MW
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 22: Produksjonsscenarioer
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
29
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
4. Framtidige overføringsforhold
Forbruksscenarioer
Alm. forsyning
6
4
3
2
1
8 Høyt
6 Basis
Lavt
4
2
0
2000
2010
2020
2030
0
2000
2010
2020
Stadium: 2020
2030
5
4
3
2
1
0
18
16
14
12 Høyt
10 Basis
8
Lavt
6
4
2
0
2000
Total
Høyt
Basis
Lavt
2010
2020
2030
Stadium: 2035
7
6
Årsforbruk [TWh]
Årsforbruk [TWh]
Forbruk [TWh/år]
10
Forbruk [TWh/år]
Forbruk [TWh/år]
5
7
KII
12
6
5
4
3
2
1
0
Alminnelig Hustad- Hydro
fors. marmor Sunndal
2014
Lavt
Statoil Nyhamna Troll- Ironman
TBO
housing
TBO
Basis
Alminnelig Hustad- Hydro
fors. marmor Sunndal
Høyt
2012
Lavt
Statoil Nyhamna Troll- Ironman
TBO
housing
TBO
Basis
Høyt
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 23: Forbruksscenarioer
4. Framtidige overføringsforhold
Endring [TWh/år]
Produksjons- og forbruksscenarioer sammenstilt
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
Forbruk KII
Forbruk alm
Prod. høyt
Lavt
Basis
Høyt
Lavt
Basis
Prod. basis
Høyt
2020
2035
Scenario for forbruk
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Prod. lavt
24
Lysbilde 24: Produksjons- og forbruksscenarioer sammenstilt
30
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
4. Framtidige overføringsforhold
Kraftbalanser med kombinasjoner av
produksjons- og forbruksscenarioer
Scenario
2020B
Kraftunderskudd [TWh/år]
(forbruk - middelproduksjon)
Scenario
2020A
9.0
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
-1.0
Forbruksscenario
Høyt
Basis
Lavt
Lavt
2014
Basis
Høyt
Lavt
Basis
2014
Høyt
2020
2035
Stadium og produksjonsscenario
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
25
Lysbilde 25: Kraftbalanser med kombinasjoner av produksjons- og forbruksscenarioer
D2
4. Framtidige overføringsforhold
D1
D. Nordmøre
Energiverk
C2
Kraftbalansescenarioer for delområder
C. Istad Nett
C1
B1
B. Mørenett
(tidl. Tafjord Kraftnett)
A1
Effektbalanse
Energibalanse
(Maksimallast og installert effekt )
(Forbruk og middelproduksjon)
3000
18
Last kraftintensiv industri
Last alminnelig forsyning
Ny produksjonskapasitet
Dagens produksjonskapasitet
2500
TWh/år
MW
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
Forbruk kraftintensiv industri
Forbruk alminnelig forsyning
Ny produksjonskapasitet
Dagens produksjonskapasitet
16
14
12
TWh/år
2000
1500
1000
10
8
6
4
500
2
0
0
A
B
C
D
Område
2020A:
Høyt lastscenario
(alm. og KII) og
lavt produksjonsscenario
stadium 2020
Energibalanse
(Maksimallast og installert effekt )
3000
MW
A4
A2
12
1000
B2
(tidl. Tussa Nett)
A3
14
1500
E1
A. Mørenett
Forbruk kraftintensiv industri
Forbruk alminnelig forsyning
Ny produksjonskapasitet
Dagens produksjonskapasitet
16
2000
E2
E. Sentralnett /
Svorka Energi
E
Total
A
B
C
D
Område
E
Total
2020B:
Lavt lastscenario
(alm. og KII) og
høyt produksjonsscenario
stadium 2020
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 26: Kraftbalansescenarioer for delområder
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
31
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
4. Framtidige overføringsforhold
Energibalanse, historisk og scenarioer
Vist scenario: høyt
16
16.00
14
14.00
Vist ny
produksjon
= aktuell
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
Ironman TBO
Trollhousing
Forbruk og produkjson [TWh/år]
Nyhamna
Statoil TBO
Hydro Sunndal
Hustadmarmor
Alminnelig fors.
Total ALM+KII, høyt
Total ALM+KII, basis
Total ALM+KII, lavt
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
Produksjonskap. tørrår
2002
1996
Produksjonskap. våtår
2000
Faktisk produksjon*
1998
Produksjonskap. u/ny
Prod.
kap.
*) Faktisk produksjon pr. fylke foreløpig ikke tilgjengelig for 2012 og 2013
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 27: Scenarioer forbruk (energi)
4. Framtidige overføringsforhold
Effektbalanse, historisk og scenarioer
Vist scenario: høyt
2500
2500
Vist ny
produksjon
= aktuell
Ironman TBO
Last og produkjsonskapasitet [TWh/år
Trollhousing
Nyhamna
Statoil TBO
Hydro Sunndal
Hustadmarmor
Alminnelig fors.
Total ALM+KII, høyt
2000
2000
1500
(Ny gasskraft)
Ny vindkraft
(sjø)
1500
Ny vindkraft
(land)
1000
1000
500
500
0
0
Ny vannkraft
Eksisterende
Total ALM+KII, basis
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
Produksjonskap. u/ny
2002
Total ALM+KII, lavt
Prod.
kap.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 28: Scenarioer maksimallast (effekt), ekskl. uprioeritert.
32
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
5. Forventede tiltak og investeringsbehov
Aktuelle tiltak - begrunnelser
•
Nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg
P: Ny produksjon
L: Lastøkning
K: Kapasitetsøkning (økt overføringsbehov av mer sammensatte årsaker).
R: Reinvesteringsbehov (alder/tilstand)
F: Forsyningssikkerhet
O Omstrukturering
(sekundær nytte er angitt i parentes).
•
Sanering av eksisterende anlegg
– Endrede forutsetninger med bl.a. etablering av nye 420 kV ledninger kan gi
redusert nytte for enkelte av eksisterende 66 og 132 kV ledninger.
– Avbøtende tiltak ved etablering av nye ledninger på høyere spenningsnivå
– Manglende lønnsomhet ved reinvestering kan medføre sanering når
ledningenes levetid er utgått.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 29: Oversikt over begrunnelser for aktuelle tiltak
5. Forventede tiltak og investeringsbehov
Aktuelle tiltak
Nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg i regionalnettet (1/3)
Kap. Tiltak
Inv. kostn. Tiltakshaver
[MNOK]
6.1.1 Reinvestering/omstrukturering av
regionalnettet i Kristiansund og Frei.
6.1.2 Nettforsterkninger for forsyning av
Averøy
6.1.3 Ny 66 kV kabel Tingvoll-lia-Tingvoll og
klargj. for omk. fra 66 til 22 drift
Tingvoll-Øydegard
6.1.4 Utvidelse med transformering i Årødal
koblingsstasjon
6.1.5 Etablering av ny 132/22 kV
transformatorstasjon i Eide for
forsyning av Trollhousing
6.1.6 Oppgradering/reinvestering av 132 kV
ledningen Giskemo-Holen-Nørve
6.1.7 Oppgradering/reinvestering av 132 kV
ledningen Giskemo-Alvestad
6.1.8 Giskemo transformatorstasjon
6.1.9 Nørve transformatorstasjon,
reinvestering og
spenningsoppgradering
6.1.10 Fjerning av T-avgrening
Nørve/Sula/Sentrum
6.1.11 Vatne transformatorstasjon
Status mai 2014
Planlagt
driftsettelse
Nordmøre
Energiverk
Nordmøre
Energiverk
Nordmøre
Energiverk
Under bygging/
delvis idriftsatt
Under utredning
2011-2014
x
x
RO(F)
2015
x
x
R(OF)
Konsesjonssøkt
ASAP
x
x
F(R)
16
Istad Nett
Under utredning
2015-16
x
x
FL
>20
Istad Nett
Utredning avventes ³2015
x
L
155
Mørenett
Under utredning
2024/2028
x
x
LFR
125
Mørenett
Under utredning
2021
x
x
LR
51
130
Mørenett
Mørenett
Under utredning
Under utredning
2023
2018
x
x
x
x
RL
ROL
(5)
Mørenett
Under utredning
2018
x
x
F
55
Mørenett
Under utredning
2017
x
x
L
155
82-125
3,2
Scen- Scen- Beario
ario
grunnelse
2025A 2025B
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 30: Aktuelle nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg i regionalnettet (1/3)
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
33
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
5. Forventede tiltak og investeringsbehov
Aktuelle tiltak
Nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg i regionalnettet (2/3)
Kap. Tiltak
Inv. kostn. Tiltakshaver
[MNOK]
6.1.12 Holen transformatorstasjon, utvidelse
med T3
6.1.13 Alvestad transformatorstasjon utskifting av transformatorer
6.1.14 22 kV jordkabel fra Alvestad til
Haugvika (del av forsyn. til Nordøyane
og Sandøy Energi)
6.1.15 Autotransformator i Linge til
reserveforsyning av Stordal.
6.1.16 22 kV regionalnett - forsterkning av
Giskeforsyning
6.1.17 22 kV Stordalslinja fra Giskemo til
Vaksvika
6.1.18 22 kV Stordalslinja - reinvestering av
linja fra Vaksvika til Øvrebust i Stordal
6.1.19 22 kV Skodjelinja - reinvestering av
linja fra Giskemo til Straumen
6.1.20 Oppgradering/reinvestering 132 kV
sjøkabel Bjerkneset-Eiksund (i forb.
Haugen-Håheim)
6.1.21 Ny 132/22 kV transformatorstasjon i
Ryste
6.1.22 Ny 132 kV forbindelse Ørsta-Tussa
Status mai 2014
Planlagt
driftsettelse
Scen- Scen- Beario
ario
grunnelse
2025A 2025B
20
Mørenett
Under utredning
2016
x
x
LF
20
Mørenett
2017
x
x
LP
10
Mørenett
Konsesjonssøkes
2014
Under utredning
2017
x
x
RLF
12,5
Mørenett
Under utredning
2016
x
x
LF
11
Mørenett
Under utredning
2015
x
x
LF
15
Mørenett
Under utredning
2018
x
x
P
16
Mørenett
Under utredning
2025
x
x
R
21
Mørenett
Under utredning
2025
x
x
R
35
Mørenett
Under utredning
2017
x
x
K(R)
52
Mørenett
Konsesjon gitt 2014 2016
x
x
RO(FP)
85-90
Mørenett
Konsesjonssøkes
2014
x
x
RO
2016-17
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 31: Aktuelle nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg i regionalnettet (2/3)
5. Forventede tiltak og investeringsbehov
Aktuelle tiltak
Nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg i regionalnettet (3/3)
Kap. Tiltak
Inv. kostn. Tiltakshaver
[MNOK]
6.1.23 Nettilknytning av småkraftverk i
Hjørundfjorden
6.1.24 Omlegging av 132 kV linje SykkylvenStranda og nye transformatorer i
Sykkylven
6.1.25 Dublering av transformatorkapasitet i
Stranda
6.1.26 Nettilknytning for småkraftverk i
Stranda/Sunnylven
6.1.27 Nettilknytning for Haram vindkraftverk
6.1.28 Nettilknytning for Verma kraftverk
6.1.29 Nettilknytning for Skardsøya
vindkraftverk
6.1.30 Nettilknytning for ny småkraft under
Surnadal transformatorstasjon
6.1.31 Nettilknytning for ny småkraft under
Svorka kraftstasjon
6.1.32 Nettilknytning for ny småkraft under
Trollheim transformatorstasjon
6.1.33 Nettilknytning for Småkraft under Aura
transformatorstasjon
Status mai 2014
Planlagt
driftsettelse
Scen- Scen- Beario
ario
grunnelse
2025A 2025B
100
Mørenett
Konsesjon gitt
2015
x
x
P
17
Mørenett
Under bygging
2014
x
x
O
10-15
Mørenett
Under vurdering
x
(x)
FP
Under utredning
Uavklart
x
x
P
45
SFE / Stranda
Energiverk
Mørenett
Konsesjons gitt
2017
x
P
31
Rauma Energi
41
Uavklart
x
x
P
2014/2015
x
x
P(F)
22
NVE innst. til OED
for kraftverket
SAE Vind
Konsesjonssøkt
(Statnett/NEAS) 2010
(vindkraftpark)
Svorka Energi Under utredning
x
P
6,6
Svorka Energi/ Under utredning
Uavklart
x
x
P
7,5
Svorka Energi
Uavklart
x
x
P
x
P
*
6
Under utredning
Statnett SF /
Under utredning
Sunndal Energi
Uavklart
Koordineres
m/ prod.utb.
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 32: Aktuelle nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg i regionalnettet (3/3)
34
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
5. Forventede tiltak og investeringsbehov
Aktuelle tiltak
Nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg i sentralnettet
Kap.
Tiltak
Status
Under bygging
Konsesjon
Konsesjon
Konsesjon
Under vurdering
Konsesjon
Planlagt
idriftsettelse
2016
2018
2023-2028
2019
2019
2017
Begrunnelse
FP
P
P
P
P(O,R)
PK
6.2.1
6.2.2
6.2.3
6.2.4
6.2.5
6.2.6
Ny 420 kV ledning Ørskog-Sogndal
Ny 420 kV Namsos-Roan-Storheia
Ny 420 kV ledning Storheia-Snillfjord
Ny 420 kV ledning Snillfjord-Trollheim
Etablering av 420/132 kV transformering i Trollheim
Spenningsoppgradering av Namsos-Klæbu fra 300 til 420 kV
6.2.7
Forhåndsmeldt
2019
P
6.2.14
Spenningsoppgradering Klæbu- Aura/Viklandet fra 300 til
420 kV
Spenningsoppgradering Sogndal-Aurland fra 300 til 420 kV
Aura-Vågmo, klargjøre for 420 kV
Forsyning til Nyhamna/Fræna
Ombygging av 420 kV anlegg, sanering av 132 anlegg og
dublert transf. kapasitet i Ørskog
Reinvestering 132 kV koblingsanlegg i Aura
Reinvestering 132 kV apparat- og kontrollanlegg samt
transformatorer i Brandhol
Reinvestering 132 kV apparat- og kontrollanlegg i Trollheim
6.2.15
6.2.16
Reinvestering av 132/66 kV transformator i Istad
Reinvestering / oppgradering av 132 kV anlegget i Osbu
6.2.8
6.2.9
6.2.10
6.2.11
6.2.12
6.2.13
Forhåndsmeldt
2018
Under planlegging
2019
Konseptvurdering pågår
Under bygging
2014
PK
PK
LF
FP
Under vurdering
2013
2014
R
R
Under vurdering
2019
R
På vent
Under vurdering
2020
R
R
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Lysbilde 33: Aktuelle nye anlegg og oppgradering av eksisterende anlegg i sentralnettet
5. Forventede tiltak og investeringsbehov
Aktuelle tiltak
Sanering av eksisterende anlegg i regional- og sentralnettet
Kap.
Tiltak
6.3.1
6.3.2
Sanering 66 kV Straumshamn-Leivdal
Sanering av 132 kV Ørskog-Sykkylven-Haugen-Leivdal ved
etablering av ny 420 kV ledning Ørskog-Sogndal
Sanering av 66 kV nett i forbindelse med restrukturering av
regionalnettet i området Haugen-Ørsta-Håheim
66 kV Istad-Averøy-Kristiansund (må erstattes med annet
tiltak helt eller delvis i samme trasé)
132 kV Aura-Ranes ved etablering av 420/132 kV
transformering i Trollheim
Deler av 132 kV nettet ved mulig etablering av tosidig 420
forsyning til Fræna/Nyhamna
6.3.3
6.3.4
6.3.5
6.3.6
Lengde
Regional kraftsystemutredning Møre og Romsdal 2014
Istad Nett / TRT / mai 2014
Status
16.5 Konsesjon
90.8 Konsesjon
Planlagt
gjennomført
JA, 2016
JA
--- Under vurdering
NEI
--- Under vurdering
NEI
47.2 Under vurdering
NEI
--- Under vurdering
NEI
34
Lysbilde 34: Saneringsmuligheter
Istad Nett AS, Plutovegen 5, 6419 MOLDE, telefon: 71 21 35 00
35
Kraftsystemutredning for Møre og Romsdal 2014
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.
OMRÅDE / GRUPPE
VALGTE REPRESENTANTER
Områdekonsesjonærer på Nordmøre
Rolv Marius Faleide (NEAS)
Odd Einar Glærum (Svorka Energi)
Områdekonsesjonærer i Romsdal
Lennart Heggdal og Tor Rolv Time (Istad Nett)
(Gerhard Eidså, Istad Nett møter som KDS)
Alf Vee Midtun (Rauma Energi)
Områdekonsesjonærer på Sunnmøre
Jan Egil Torvnes (Tafjord Kraftnett)
Thore Gagnat (Tafjord Kraftnett)
Tone Sundklakk (Tussa Nett)
Terje Årdal (Stranda Energi)
Statnett
Knut Styve Hornnes (HK, Oslo)
Sigbjørn Hanem (Region Midt-Norge)
Kraftintensiv industri
Hallgeir Øyen (Hustadmarmor)
Fjernvarmekonsesjonærer
Knut Arve Tafjord (Tafjord Kraftvarme)
Energiregion Møre
Bengt Endreset
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