Transcript Kraftsystemutredning 2014 - Hk

Kraftsystemutredning
2014 - 2035
Helgeland
Hovedrapport
Ver. 2
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 3
1. INNLEDNING ................................................................
................................................................................................
...................................................................................
................................................... 6
1.1 Bakgrunn for utredningen ................................................................
..............................................................................................
.............................................................. 6
1.2 Presentasjon av HelgelandsKraft
HelgelandsKraft ................................................................
...................................................................................
................................................... 6
1.3 Forkortelser ................................................................
................................................................................................
...................................................................................
................................................... 7
2 BESKRIVELSE AV UTREDNINGSPROSESSEN
UTREDNINGSPROSESSEN................................
NINGSPROSESSEN................................................................
....................................................................
.................................... 8
2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen ...............................................
............................................... 8
2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder........................................................
........................................................ 9
2.3 Samordning
Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer................................
planer............................................
............................................ 9
3 FORUTSETNINGER I UTREDNINGSARBEIDET
UTREDNINGSARBEIDET................................
EDNINGSARBEIDET................................................................
.................................................................
................................. 10
3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet ................................................................
............................................................................
............................................ 10
3.1.1 NASJONALE MÅLSETNINGER .............................................................................................. 10
3.1.2 DE NASJONALE MÅLENES BETYDNING FOR KRAFTSYSTEMET ................................................... 12
3.1.3 LOKALE MÅLSETNINGER FOR KRAFTSYSTEMET...................................................................... 13
3.2 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont ................................................................
................................................................ 15
3.3
3.3 Tekniske, økonomiske og miljømessige forutsetninger ................................................
................................................ 16
3.3.1 TEKNISKE FORUTSETNINGER .............................................................................................. 16
3.3.2 ØKONOMISKE FORUTSETNINGER ......................................................................................... 17
3.3.3 MILJØMESSIGE FORUTSETNINGER ....................................................................................... 21
4 BESKRIVELSE AV DAGENS
DAGENS KRAFTSYSTEM ................................................................
.....................................................................
..................................... 22
4.1 Dagens anlegg ................................................................
................................................................................................
.............................................................................
............................................. 22
4.1.1 PRODUKSJONSANLEGG...................................................................................................... 22
4.1.2 OVERFØRINGS- OG TRANSFORMERINGSANLEGG .................................................................... 22
4.1.3 SYSTEMJORDING OG KOMPENSERING................................................................................... 23
4.1.4 NETTDELING OG DRIFT....................................................................................................... 23
4.1.5 ENERGIFLYT I VIKTIGE UTVEKSLINGSPUNKTER ...................................................................... 23
4.1.6 OVERFØRINGSKAPASITETER ............................................................................................... 23
4.1.7 ALDER OG TILSTAND .......................................................................................................... 24
4.1.8 LEVERINGSPÅLITELIGHET OG FORSYNINGSSIKKERHET............................................................ 24
4.1.9 SPENNINGSKVALITET ........................................................................................................ 27
4.2 Elektrisitetsproduksjon
Elektrisitetsproduksjon ................................................................
................................................................................................
................................................................ 34
4.2.1 HISTORISK ENERGIUTVIKLING ............................................................................................. 34
4.2.2 HISTORISK EFFEKTUTVIKLING ............................................................................................. 34
4.3 Elektrisitetsforbruk ................................................................
................................................................................................
......................................................................
...................................... 35
4.3.1 HISTORISK ENERGIUTVIKLING ............................................................................................. 35
4.3.2 HISTORISK EFFEKTUTVIKLING ............................................................................................. 35
4.4 Andre energibærere ................................................................
................................................................................................
.....................................................................
..................................... 37
4.4.1 FJERNVARMENETT ............................................................................................................ 37
4.4.2 ANDRE ENERGIKILDER ....................................................................................................... 38
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 4
4.4.3 PÅVIRKNING PÅ KRAFTSYSTEMET ........................................................................................ 39
4.5 Særegne forhold innen utredningsområdet................................
utredningsområdet................................................................
..................................................................
.................................. 40
4.5.1 GEOGRAFISKE OG TOPOGRAFISKE FORHOLD.......................................................................... 40
4.5.2 STØRRE INDUSTRIKUNDER ................................................................................................. 40
4.5.3 EIER- OG DRIFTSFORHOLD ................................................................................................. 40
4.5.4 BEFOLKNING .................................................................................................................... 41
5 FRAMTIDIGE OVERFØRINGSFORHOLD
OVERFØRINGSFORHOLD ................................................................
...........................................................................
........................................... 42
5.1 Alternativer
Alternativer for utvikling ................................................................
..............................................................................................
.............................................................. 42
5.1.1 PROGNOSER FOR FORBRUK ................................................................................................ 42
5.1.2 PROGNOSER FOR PRODUKSJON .......................................................................................... 43
5.1.3 EFFEKT- OG ENERGIBALANSER ........................................................................................... 44
5.1.4 VURDERING AV PROGNOSER ............................................................................................... 45
5.1.5 SCENARIER ...................................................................................................................... 45
5.1.6 DRIVERE/FAKTORER FOR FRAMTIDIG UTVIKLING .................................................................... 46
5.2 Nettanalyser, dagens situasjon ................................................................
....................................................................................
.................................................... 48
5.2.1 TUNGLAST ....................................................................................................................... 48
5.2.2 NETTKAPASITET FOR NY PRODUKSJON................................................................................. 48
5.3 Nettanalyser, framtidige situasjoner ................................................................
............................................................................
............................................ 49
5.3.1 GRENSEOMRÅDET HELGELAND/SALTEN (SJONA-OMRÅDET) .................................................. 49
5.3.2 LASTFLYTANALYSER, SCENARIER ........................................................................................ 49
6 FORVENTEDE TILTAK OG INVESTERINGSBEHOV ............................................................
............................................................ 50
6.1 Pågående arbeid (inkl. idriftsatt etter 01.01.2014) ........................................................
........................................................ 50
6.1.1 KORGEN TRANSFORMATORSTASJON .................................................................................... 50
6.1.2 DREVVATN TRANSFORMATORSTASJON, KRAFTVERKSPROSJEKTER I ELSFJORD.......................... 50
6.1.3 NY TRANSFORMATOR I MOSJØEN TRANSFORMATORSTASJON .................................................. 51
6.1.4 132 KV-LEDNING GRYTÅGA – ALSTEN: NY SJØKABEL SAMT RENOVERING ................................ 51
6.1.5 PROSJEKT ”KRAFTFORSYNING SØR-HELGELAND” ................................................................ 52
6.1.6 OPPGRADERING/REHABILITERING AV ØVRE OG NEDRE RØSSÅGA ............................................ 54
6.1.7 KRAFTVERK UNDER BYGGING.............................................................................................. 54
6.2 Vedtatte tiltak og anlegg som har fått innvilget konsesjon ...........................................
........................................... 55
6.2.1 KRAFTUTBYGGING I TOSBOTN, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING ................................................ 55
6.2.2 OMBYGGING AV DREVVATN – LEIROSEN TIL 132 KV. UTVIDELSER LEIROSEN ............................ 57
6.2.3 STRUPEN TRANSFORMATORSTASJON .................................................................................. 57
6.2.4 TRÅDSKIFTE LANGVATN – SVABO ........................................................................................ 58
6.2.5 KALVVATNAN VINDKRAFTVERK............................................................................................ 58
6.2.6 ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK ................................................................................. 58
6.2.7 YTRE VIKNA VINDKRAFTVERK (NORD-TRØNDELAG) – TILKNYTNING TIL KOLSVIK (HELGELAND) .. 58
6.2.8 VANNKRAFTPROSJEKTER NORD FOR SJONA (MIDTRE NORDLAND) .......................................... 59
6.3 Konsesjonssøkte og meldte tiltak samt konkrete planer ..............................................
.............................................. 60
6.3.1 KRAFTUTBYGGING VED RØSSVATNET, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING ...................................... 60
6.3.2 TRANSFORMERING I ØVRE RØSSÅGA ................................................................................... 65
6.3.3 OMBYGGING AV LEIROSEN – MEISFJORD TIL 132 KV. NY MEISFJORD TRANSFORMATORSTASJON 65
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
6.3.4
6.3.5
6.3.6
6.3.7
6.3.8
6.3.9
6.3.10
6.3.11
ver. 2
Hovedrapport
Side 5
OMBYGGING AV KALDÅGA/DREVVATN – HOLANDSVIKA – MOSJØEN TIL 132 KV ......................... 66
NY TRANSFORMATOR I GRYTÅGA KRAFTVERK ........................................................................ 67
OMBYGGING I LANGFJORD KRAFTVERK ................................................................................ 67
ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK ................................................................................. 67
SJONFJELLET VINDKRAFTVERK ........................................................................................... 67
MOSJØEN VINDKRAFTVERK ................................................................................................ 68
ØYFJELLET VINDKRAFTVERK ............................................................................................. 68
KOVFJELLET VINDKRAFTVERK ........................................................................................... 68
6.4 Prosjekter på utredningsstadiet ................................................................
...................................................................................
................................................... 69
6.4.1 KRAFTVERKPROSJEKTER I NORD-RANA, SAMT 132 KV NETTUTBYGGING .................................. 69
6.4.2 NY FORBINDELSE FRA LANGVATN TIL SENTRALNETTET .......................................................... 72
6.4.3 NY TRANSFORMATORSTASJON I SANDNESSJØEN .................................................................. 72
6.4.4 RENOVERING TRONGSUNDET - SØMNA ................................................................................ 73
6.4.5 UTVIDELSER AV REGIONALNETTET I MOSJØEN ...................................................................... 73
6.4.6 NY TRANSFORMATORSTASJON I TROFORS-OMRÅDET ............................................................. 73
6.4.7 FRAMTIDIG REGIONALNETTSSTRUKTUR ................................................................................ 74
6.4.8 ØVRIGE PLANLAGTE VANNKRAFTVERK ................................................................................. 74
6.4.9 ENDRINGER HOS ALCOA MOSJØEN ..................................................................................... 74
6.4.10 TERMISK KRAFTVERK, MO I RANA ..................................................................................... 74
6.4.11 ELEKTRIFISERING AV OLJEINSTALLASJONER PÅ NORSK SOKKEL ............................................ 74
6.5 Sanering av bestående
bestående anlegg................................................................
......................................................................................
...................................................... 75
6.5.1 SANERING AV PRODUKSJONSANLEGG .................................................................................. 75
6.5.2 SANERING AV NETTANLEGG ................................................................................................ 75
7 REFERANSER ................................................................
................................................................................................
.................................................................................
................................................. 76
VEDLEGG:
VEDLEGG: TILTAKSOVERSIKT
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 6
1. Innledning
Kapittelet beskriver noe av bakgrunnen for utredningen og gir en kort presentasjon av
HelgelandsKraft AS (HK).
1.1 Bakgrunn for utredningen
Ordningen med regional kraftsystemplanlegging ble gjort gjeldende fra 1. januar 1988.
Gjennom Energilovens forskrift § 7 (tidl. § 5) er det gitt lovhjemmel for at slik planlegging
skal gjennomføres. 1. januar 2003 trådte forskrift om energiutredninger i kraft, og kraftsystemplan-begrepet ble med dette byttet ut med det nåværende kraftsystemutredning.
Landet er nå delt opp i 18 utredningsområder, 17 regionale områder der det utredes for de
regionale nett og ett ansvarsområde for utredning om sentralnettet; det sistnevnte er
Statnett ansvarlig for. HelgelandsKraft er satt til å være ansvarlig utreder for Helgeland.
Det ble utarbeidet 3 utgaver av regional kraftsystemplan for Helgeland – i 1994, 1998 og ved
årsskiftet 2002/2003. I perioden 2004 – 2012 ble det årlig utarbeidet kraftsystemutredninger.
Ved ny revisjon av forskriften gjeldende fra 01.01.2013 skal kraftsystemutredningen heretter
utarbeides annet hvert år, første gang i 2014.
Ovennevnte innebærer at HelgelandsKraft annet hvert år skal utarbeide en oppdatert
kraftsystemutredning for Helgeland. Utredningen skal oversendes Norges vassdrags- og
energidirektorat. Arbeidet skal utføres i samarbeid med andre konsesjonærer i
utredningsområdet.
En del av sakene og opplysningene som kraftsystemutredningen omtaler er unntatt offentlighet. Det er f.o.m. 2007 derfor utarbeidet to forskjellige dokumenter: En hovedrapport som
er allment tilgjengelig samt en grunnlagsrapport som ikke er offentlig tilgjengelig.
1.2 Presentasjon av HelgelandsKraft
HelgelandsKraft AS er pålagt å ha det overordnede ansvar for utarbeidelse og ajourhold av
kraftsystemutredning for regionen Helgeland i Nordland fylke.
HelgelandsKraft er et interkommunalt energiselskap som eies av følgende kommuner på
Helgeland:
1
2
3
4
5
Alstahaug
Brønnøy
Dønna
Grane
Hattfjelldal
6
7
8
9
10
Hemnes
Herøy
Leirfjord
Nesna
Rana
11
12
13
14
Sømna
Vefsn
Vevelstad
Vega
Konsesjonsområdet omfatter hele Helgeland unntatt kommunene Træna, Rødøy, Lurøy og
deler av Bindal. Området dekker et areal på ca. 16 000 km2.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 7
HelgelandsKraft er et vertikalintegrert selskap, organisert i de tre forretningsområdene
produksjon, nett og marked. Selskapet har omkring 275 årsverk. Hovedadministrasjonen
ligger i Mosjøen.
HKs aktivitet omfatter produksjon, transport og omsetning av energi innen konsesjonsområdet.
1.3 Forkortelser
Følgende forkortelser er brukt i utredningen:
AM
Alcoa Mosjøen (tidl. Elkem Aluminium Mosjøen - EAM)
SEfAS
Sintef Energiforskning AS
HK
HelgelandsKraft AS
ÅK
Åbjørakraft, Kolsvik kraftverk – Sameie mellom HK (50 %) og NTE (50 %)
MIP
Mo Industripark
EKA
EKA Chemicals Rana
RG
Rana Gruber
NTE
Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk
NVE
Norges Vassdrags- og Energidirektorat
SK
Statkraft
SKS
Salten Kraftsamband
SN
Statnett
SLG
Sameiet Langvatn / Gullsmedvik - eid av HK (62,5 %) og MIP (37,5 %)
Nn
Nordlandsnett
KKI
Kraftkrevende industri
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 8
2 Beskrivelse av utredningsprosessen
Kapittelet beskriver hvem som er aktører i utredningen og hvordan denne samordnes med
andre planer og utredninger.
2.1 Utredningsområdet og deltakere i utredningsprosessen
Følgende fem selskaper på Helgeland innehar anleggskonsesjoner på regional- eller
sentralnettnivå (evt. har produksjonsanlegg som grenser til dette):
1. Statkraft
(SK)
2. Statnett
(SN)
3. HelgelandsKraft
(HK)
4. Mo Industripark
(MIP)
5. Alcoa Mosjøen
(AM, tidl. Elkem Aluminium Mosjøen)
I grensesnittet mot nord samarbeider HelgelandsKraft med Nordlandsnett og i grensesnittet
mot sør med NTE Nett.
Statkraft eier kun kraftverk samt nettanlegg direkte knyttet til kraftproduksjon.
Statnett eier og driver sentralnettet i regionen. Inntil 01.01.2008 eide Statnett også en
betydelig del av regionalnettet i området, det såkalte R2-nettet. 01.01.2008 ble dette nettet
overdratt til HelgelandsKraft.
HelgelandsKraft eier det aller meste av høyspent fordelingsnett i området og er dessuten
den største regionalnettseieren.
Mo Industripark eier deler av regionalnettet i Rana kommune, samt noe høyspent
fordelingsnett.
Alcoa Mosjøen eier regionalnettet som forsyner bedriften, samt noe høyspent fordelingsnett.
Bindal Kraftlag er en annen aktør på fordelingsnettnivå i regionen. Selskapet har sin hovedadministrasjon på Terråk i Bindal kommune og har i hovedsak sine kunder i dette området.
Bindal Kraftlag er forsynt fra NTE Nett sitt regionalnett. Søndre del av Bindal kommune
hører inn under utredningsområde Nord-Trøndelag, mens nordre del (inkl. Kolsvik
kraftverk) hører inn under utredningsområde Helgeland. Grensen mellom
utredningsområdene faller sammen med grensen for Bindal Kraftlags områdekonsesjon.
Fjernvarmekonsesjonærer i området er Mo Fjernvarme, Sandnessjøen Fjernvarme og
Mosjøen Fjernvarme.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 9
I hht. § 10 i Forskrift om energiutredninger er det valgt et kraftsystemutvalg for
utredningsområdet. Det nåværende kraftsystemutvalget ble valgt på regionalt
kraftsystemmøte i Mosjøen 17.09.2013 og består av:
•
Statkraft v/ Øystein Johansen
•
Statnett (som konsesjonær) v/ Bjørn Hugo Jenssen
•
HelgelandsKraft v/ Gisle Terray
•
Mo Industripark v/ Bjørn Kleftås
•
Alcoa Mosjøen v/ Steinar Ottermo
•
Statskog v/ Per Sivertsen
Etter dette er det blitt avholdt ett møte i kraftsystemutvalget, i Mosjøen 15.05.2014.
Kraftsystemutvalget har for øvrig bistått utredningsansvarlig med skriftlig og muntlig
informasjon i arbeidet med utredningen.
Også utenom møter i kraftsystemutvalget avholder HelgelandsKraft møter med Statkraft,
Statnett, Mo Industripark og Alcoa Mosjøen, for å drøfte og løse aktuelle problemstillinger.
Aktørene i området er representert på følgende steder :
•
Statnett har lokalt kontor på Bjerka, i Hemnes kommune.
•
Statkraft har lokalt kontor i Korgen, i Hemnes kommune.
•
Mo Industripark har hovedkontor på Mo, i Rana kommune.
•
Alcoa Mosjøen har hovedkontor i Mosjøen, i Vefsn kommune.
2.2 Samordning med tilgrensende utredningsområder
Statnett utarbeider kraftsystemutredning for sentralnettet. NTE Nett har ansvar for
kraftsystemutredning for Nord-Trøndelag (sør for Helgeland), mens Nordlandsnett har
ansvar for kraftsystemutredning for Midtre Nordland (nord for Helgeland). HelgelandsKraft
samarbeider med disse i forbindelse med utarbeiding av kraftsystemutredningen.
2.3 Samordning med kommunale og fylkeskommunale planer
HK har utarbeidet lokale energiutredninger for alle de 14 kommunene i selskapets
konsesjonsområde. Energiutredningene omhandler noe av de samme temaene som
kommunenes egne energi- og klimaplaner, og de belyser planer som berører
energisystemet i hver kommune.
Kraftsystemutredningen baserer seg bl.a. på de lokale utredningene, og en del opplysninger
og data fra disse er også presentert i kraftsystemutredningen.
Nordland Fylkeskommune vedtok i 2012 en regional plan om små vannkraftverk, som gir
anbefalinger angående nytteeffekter, miljø og arealbruk. Dette vil kunne legge føringer for
både omfang og lokalisering av kraftproduksjon i fylket.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 10
3 Forutsetninger i utredningsarbeidet
3.1 Mål for det framtidige kraftsystemet
3.1.1 Nasjonale målsetninger
Generelt
Det er tidligere formulert en del sentrale mål som gjelder utbygging av fornybar energi, og
spesielt satsing på bioeenergi og fjernvarme. I den foregående regjeringens politiske
plattform (”Soria Moria II”, oktober 2009), ble blant annet følgende sentrale mål for energi
formulert:
•
Innføre felles sertifikatmarked med Sverige fra 1/1-2012. Regjeringen vil dessuten
fremme en overgangsordning som skal sikre fortsatt utbygging av kraft fram til
sertifikatordningen er på plass.
•
Utarbeide resultatmål for Enova for støtte rettet mot energieffektivisering, varme og
utprøving av umodne teknologier, samt vurdere egne resultatmål for bioenergi.
•
Bidra til utvikling og kommersialisering av hydrogen som energibærer.
•
Legge til rette for økt utbygging av nettkapasitet mellom landsdelene og til utlandet.
•
Utbygging av toveiskommunikasjon mellom nettselskap og forbruker skal gi
insentiver til energisparing.
•
Utjevning av nettleien for strøm over hele landet.
•
Lage en handlingsplan for energieffektivisering i bygg, med mål om å redusere
samlet energibruk vesentlig i byggsektoren innen 2020.
•
Legge til rette for at norsk restavfall til forbrenning i hovedsak forbrennes i Norge.
•
At alle nye gasskraftkonsesjoner skal basere seg på rensing og deponering av CO2
ved oppstart.
Sammen med Sverige har Norge som mål å bygge ut ny elektrisitetsproduksjon basert på
fornybare energikilder tilsvarende 26,4 TWh i 2020.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 11
Plan- og bygningsloven
Ny teknisk forskrift (TEK10) til Plan- og bygningsloven trådte i kraft 1. juli 2010
(http://www.lovdata.no/cgi-wift/ldles?doc=/sf/sf/sf-20100326-0489.html).
Her heter det i § 14-7:
•
Det er ikke tillatt å installere oljekjel for fossilt brensel til grunnlast.
•
Bygning over 500 m2 oppvarmet BRA skal prosjekteres og utføres slik at minimum 60
% av netto varmebehov kan dekkes med annen energiforsyning enn direktevirkende
elektrisitet eller fossile brensler hos sluttbruker.
•
Bygning inntil 500 m2oppvarmet BRA skal prosjekteres og utføres slik at minimum 40
% av netto varmebehov kan dekkes med annen energiforsyning enn direktevirkende
elektrisitet eller fossile brensler hos sluttbruker.
I forskriften spesifiseres det også krav til energieffektivitet og varmetap i bygg, og det er gitt
rammer for maksimalt netto energibehov for ulike kategorier av bygninger.
Disse kravene er i overensstemmelse med EUs bygningsdirektiv, som ble gjort gjeldende fra
og med januar 2006.
Det gis offentlig støtte gjennom Enova ved utskifting av oljekjel til alternative energikilder.
Både støtteordningen og forbudet mot installering av nye oljekjeler ble foreslått i den såkalte
Klimameldingen (Stortingsmelding nr. 34) fra 2007.
Elsertifikater
Sammen med Sverige har Norge som mål å bygge ut ny elektrisitetsproduksjon basert på
fornybare energikilder tilsvarende 26,4 TWh i 2020. Strømkundene finansierer ordningen
gjennom at kraftleverandørene legger elsertifikatkostnaden inn i strømprisen.
Ordningen innebærer at kraftprodusenter som investerer i fornybar energi, kan få
elsertifikater, slik at det blir mer lønnsomt å investere i produksjonen av fornybar strøm.
Dette bidrar dermed til å at målene om mer fornybar strøm kan nås.
Elsertifikatkostnadene vil stige fram mot 2020, for deretter å avta til ordningen avvikles i
2035. Norge og Sverige vil utgjøre et felles elsertifikatmarked.
Vern av Vefsna-vassdraget
Vefsna-vassdraget ble besluttet vernet ved oppstarten av foregående regjeringsperiode.
Dette innebar at planene om utbygging av selve Vefsna ble skrinlagt, men også planer om
mindre kraftverk i sideelver ble lagt på is som følge av vernet. Det er nå utarbeidet en
forvaltningsplan med gradering av vern med egne kriterier for behandling av
vannkraftplaner.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 12
3.1.2 De nasjonale målenes betydning for kraftsystemet
Industrikraft
Rammevilkårene for kraftkrevende industri vil være av avgjørende betydning for flere store
bedrifter på Helgeland. Da disse står for mesteparten av energiforbruket i regionen, betyr
dette også mye for den videre utviklingen av hele kraftsystemet.
Småkraftutbygging
Satsingen på små vannkraftverk ser ut til å kunne få stor betydning for kraftsystemet på
Helgeland, da potensialet er stort, og mye av dette dessuten er konsentrert i noen få
områder. Dette gjør at det kan bli nødvendig med bygging av 132 kV-nett med flere
transformatorstasjoner. Potensiell produksjon er også så omfattende at dette, sammen med
andre prosjekter (vindkraft og større vannkraftanlegg), kan medvirke til å øke flaskehalsproblematikk i regionalnettet og helt opp i sentralnettet. Fra 1/1-2010 ble § 3-4 i energilovforskriften endret slik at nettselskapene pålegges å bygge ut nett for å ta imot planlagt
produksjon. Dette vil kunne bidra til at nødvendige tiltak blir iverksatt på høyere nettnivåer i
tilfeller der det tidligere har manglet insentiver for nettutbygging.
Fjernvarme
Nasjonal satsing på fjernvarme, med tilhørende støtte gjennom Enova, har vært
medvirkende til utvidelser av fjernvarmeanlegg i både Mo i Rana og i Sandnessjøen, samt
etablering av fjernvarmeanlegg i Mosjøen.
Det forventes dessuten at de nye kravene til energikilder i teknisk forskrift til plan- og
bygningsloven vil føre til en gradvis utfasing av fossile brensler som energikilde til
oppvarming av bygg. Dette kan igjen gi økt tilknytning til fjernvarme.
Bioenergi
Det har vært liten satsing på bioenergi i landsdelen så langt, men dette kan fort endre seg. I
Sverige har det vært etablert marked og infrastruktur for bioenergi i mange år, og svenske
produsenter selger nå pellets via norske leverandører i Nordland.
Det forventes en viss overgang til bioenergi i årene som kommer, noe som vil kunne ha
betydning for utbredelse av fjernvarme samt energiforbruk i både offentlige og private bygg.
Barrierer for realisering av samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter
Dagens rammer og reguleringer innebærer i noen tilfeller at prosjekter som ellers antas å
være samfunnsøkonomisk lønnsomme, ikke blir realisert.
I nåværende reguleringsmodell tas alle kostnader med i beregning av netteiers effektivitet,
uavhengig av finansiering. Mens tilknytning av forbrukskunder også gir en økning i "produkt"
for nettselskapet (kunder, levert energi, nettutstrekning, etc.), gir tilknytning av småkraft
kun økning i kostnader, hvorav maksimalt 40 % kan tas inn gjennom økning av
inntektsrammen. Resultatet er at nettselskapet får redusert sin effektivitet som følge av
nettinvesteringer som gjelder småkraftutbygging. NVE har riktignok f.o.m. 2010 innført en
småkraftparameter som gir nettselskapene med småkraft litt ekstra på effektivitetsmålingen i distribusjonsnettet. For regionalnettet er imidlertid rammevilkårene uendret.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 13
På Helgeland er det eksempler på at omfattende småkraftutbygging kan føre til behov for
investeringer i regionalnettet. Slike investeringer antas i flere tilfeller å være samfunnsøkonomisk lønsomme, og mange av de aktuelle småkraftprosjektene antas også å kunne
bære nettinvesteringene og likevel være bedriftsøkonomisk lønnsomme. Men med dagens
regelverk kan imidlertid ikke nettselskapene uten videre kreve anleggsbidrag for nødvendige
nettforsterkninger i regionalnettet som følge av ny produksjon.
Andre barrierer som kan hindre samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter er f.eks.
særinteresser i visse områder, i form av spesielle miljøkrav eller hensyn til bestemte
næringer.
3.1.3 Lokale målsetninger for kraftsystemet
I det følgende presenteres målsetninger for HelgelandsKraft, som eier mesteparten av
regionalnettet i utredningsområdet.
Overordnet målsetning
HelgelandsKraft har som visjon at bedriften skal være en aktiv verdiskaper for regionen. I
strategisk plan for HelgelandsKraft (2011) er forretningsidéen formulert som følger:
HelgelandsKraft skal skape verdier for kunder, eiere og samfunn ved på et
forretningsmessig grunnlag drive og utvikle:
•
virksomhet innen fornybar produksjon, overføring og omsetting av energi
•
annen aktivitet med naturlig tilknytning
I HelgelandsKraft gjelder bl.a. følgende mål og strategier for divisjon nett (fra strategisk
plan, 2011):
•
Driftsresultatet skal over tid være på et nivå som gir en avkastning på nettkapitalen
tilsvarende NVEs referanserente.
•
Vedlikehold og reinvesteringstiltak skal i utgangspunktet være tilstandsbasert, der
HMS, ytelseskrav, myndighetspålegg og pålitelighet veid opp mot økonomi er
bestemmende for hva som er god teknisk standard på de enkelte nettdeler.
•
I prioritering av tiltak ut fra leveringspålitelighetshensyn er KILE-konsekvenser
(kvalitetsjustert inntektsramme ved ikke levert energi) retningsgivende.
Investeringer i kraftsystemet
Mens investeringer i produksjonsanlegg ofte vil være direkte motivert av lønnsomhet, vil
investeringer i nettanlegg som regel utløses av andre forhold, som leveringsplikt,
kapasitetsbegrensninger, HMS, etc. Når investeringer først er nødvendige, velges imidlertid
det mest kostnadsoptimale alternativet som oppfyller de aktuelle behovene.
I tillegg til lønnsomhetskriterier legges det også vekt på å unngå for store svingninger i
aktivitetsnivået fra år til år, av hensyn til personellsituasjonen.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 14
Mål som gjelder KILE
•
Ved planlagt arbeid skal arbeidsmetode velges slik at de totale kostnadene minimeres,
der KILE for varslet avbrudd inngår.
•
KILE for ikke-varslet avbrudd, dvs. ved driftsforstyrrelser, veies også mot kostnadene
forbundet med å redusere denne, slik at de totale kostnadene blir lavest mulig.
Nettilstanden skal likevel alltid tilfredsstille forskriftskrav, samt bedriftens egne
minimumskrav til HMS og leveringspålitelighet.
Mål som gjelder tap
Forskjeller i tapskostnader blir tatt med ved sammenligning av investeringsalternativer. Man
vil dessuten tilstrebe en nettdrift som gir minst mulige nettap, men også andre hensyn vil
legge føringer på nettdriften.
Samfunnsøkonomi ved prosjekter
Ved vurdering av prosjekter benyttes normalt tapskostnadsparametre fra Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett. For nett som gjelder produksjon legges imidlertid
energiprisen til grunn direkte.
Øvrige kostnadsfaktorer vurderes i all hovedsak bedriftsøkonomisk. Det forutsettes således
at samfunnsmessige interesser ivaretas gjennom KILE-satsene.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 15
3.2 Utredningens ambisjonsnivå og tidshorisont
Målsettingen med utredningen er å presentere det regionale kraftsystemet på Helgeland,
slik det er i dag og slik det antas å bli i framtiden. Hovedstrukturen i utredningen er basert
på forslag i NVE publikasjon nr. 2 – 2007: Veileder for kraftsystemutredninger. Innholdet i
utredningen er basert på føringer i
•
forskrift om energiutredninger
•
ovennevnte veiledning
•
e-poster fra NVE i forbindelse med utredningsarbeidet
•
veiledningsmatriale som ligger på NVEs nettsider.
Utredningen skal bl.a. inneholde opplysninger om:
•
Aktører i det regionale kraftsystemet.
•
Kraftbalansen i regionen med oversikt og vurdering av potensielle nye prosjekter.
•
Oversikt over dagens kraftsystem med beskrivelse av sårbarhet, reserver,
kapasiteter, etc.
•
Oversikt over planlagte prosjekter for framtidige utbygginger og forsterkninger av
systemet.
Innholdet i utredningen skal være et hjelpemiddel for saksbehandlere hos NVE, aktører i
sentral- og regionalnett, kommuner, fylkesmann og eventuelle samarbeidspartnere til disse.
Et viktig moment i dette er at utredningen skal være et hjelpemiddel for behandling av
konsesjonssøknader i det regionale kraftsystemet.
Målsettingen er at utredningen skal være et dynamisk dokument som skal benyttes aktivt og
som skal oppdateres annet hvert år. Utredningen skal fremme planmessig og kostnadseffektiv utbygging av regionalnettet.
Utredningen beskriver dagens kraftsystem og energi- og effekttilgang samt forventet
framtidig kraftsystem og energi- og effektutvikling fram mot 2035. Mini-, mikro- og
småkraftverk er inkludert både mht. historiske data og framtidig utvikling, selv om de ikke
mater inn direkte i regionalnettet.
En del av sakene og opplysningene som kraftsystemutredningen omtaler er unntatt
offentlighet. Det er derfor utarbeidet to forskjellige dokumenter: En hovedrapport som er
allment tilgjengelig samt en grunnlagsrapport som ikke er offentlig tilgjengelig.
Utredningen skal legges til grunn og benyttes som et referansedokument når det i henhold
til Energiloven skal søkes om anleggskonsesjon for elektriske anlegg i regionalnettet.
HK eller andre som søker om konsesjon for elektriske anlegg i området, må vise til
utarbeidet kraftsystemutredning. Søknader fra andre interessenter som ønsker konsesjon,
skal forelegges HelgelandsKraft til uttalelse – dette for å sikre at anlegget sees i
sammenheng med det øvrige kraftsystemet.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 16
3.3 Tekniske, økonomiske og miljømessige forutsetninger
3.3.1 Tekniske forutsetninger
Temperaturkorrigering av last
Den kraftkrevende industrien har stått for ca. 80 % av det elektriske energiforbruket i
utredningsområdet den siste 10-års-perioden, og temperaturfølsomheten til denne
industrien antas å være lik null. Annet energiforbruk er imidlertid temperaturkorrigert med
utgangspunkt i graddagstall oppgitt hos Enova, og effektuttak i regionens tunglasttime er
temperaturkorrigert ut fra tre-døgns middeltemperatur.
Prognosering av last
Som nevnt i kapittel 5 har vi valgt å fokusere på kombinasjoner av prognoser for kraftkrevende industri i hhv. Mo og Mosjøen. For det resterende forbruket (inkl. alminnelig
forsyning) er det antatt en (svært) liten økning fram mot 2035. Under Trongsundet og særlig
Alsten er det antatt en noen større økning, basert på antagelser om utvidelser hos industrien
i områdene.
Analyser
Ved vurdering av investeringsprosjekter foretas teknisk-økonomiske beregninger som nevnt
i kap. 3.3.2. Disse er bl.a. basert på lastflyt- og tapsberegninger i Netbas Maske, samt KILEberegninger i Netbas Fasit for hhv. planlagt utkobling og driftsforstyrrelse.
Dimensjonerende beregninger foretas for prognosert/antatt maksimalbelastning innenfor
anleggets økonomiske levetid. Tapsberegninger gjøres med utgangspunkt i typisk tunglast.
Ved KILE-beregninger benyttes Fasit-simuleringer for representativ last.
Lastflytanalyse i distribusjonsnett brukes også til å vurdere spenningsforhold utover i nettet.
Det vil i noen tilfeller også kunne være ønskelig å foreta beregninger for å vurdere
dynamiske fenomener, så som resonans, effektpendling, etc. Dette gjelder både regionalnettet og fordelingsnettet – det siste særlig i forbindelse med at mange småkraftverk bidrar
til å komplisere kraftsystemet, og dermed øker sannsynligheten for stabilitetsproblemer.
Dynamiske analyser bestilles eksternt, da HK mangler egne rutiner og verktøy for dette.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 17
Valg av tekniske løsninger og spenningsnivåer
Ved investeringer i regionalnettet må de valgte alternativer være tilstrekkelig dimensjonert
for den forventede lastutviklingen i løpet av anleggets økonomiske levetid, der termiske
grenser og spenningsgrenser legges til grunn.
På Helgeland benyttes normalt ikke overføringskabler på regionalnettsnivå, med unntak av
sjøkabel i tilfeller der fjordspenn ville ha vært uøkonomisk eller vanskelig gjennomførbart.
HelgelandsKraft har pr. i dag én slik sjøkabel i regionalnettet (over Ranfjorden), men i løpet
av 2014 vil det etter planen bli idriftsatt to andre – over Velfjorden og over Vefsnfjorden.
Ved bygging av transformatorstasjoner velges transformatorytelse slik at den dekker
prognosert lastutvikling i stasjonens økonomiske levetid. I stasjoner som forsyner byer,
spesielt viktig last, eller der dette er lønnsomt av hensyn til KILE, utstyres stasjonen med
reservetransformator. Denne skal da ha ytelse tilsvarende maksimal belastning, slik at
reservekapasiteten blir fullverdig. Når innmating av produksjon er dimensjonerende for
transformatoren, velges ytelse tilsvarende summen av installert effekt for kjente planlagte
kraftverk i området som det anses som sannsynlig vil bli realisert. Der gamle stasjoner ikke
oppfyller ovennevnte kriterier, danner de samme kriteriene grunnlag for oppgradering. Da
slik oppgradering imidlertid ofte innebærer omfattende utkobling, vil det normalt bli
koordinert med andre tiltak i stasjonen eller tilgrensende anlegg.
Fysisk dimensjonering ivaretas gjennom gjeldende forskrifter. Forskrift om elektriske
forsyningsanlegg ble fastsatt av Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB)
20.desember 2005, og trådte i kraft 1. januar 2006 med hjemmel i lov 24. mai 1929 nr. 4 om
tilsyn med elektriske anlegg og elektrisk utstyr. Forskriften erstatter forskrifter av 18.
august 1994 for elektriske anlegg – forsyningsanlegg.
Formålet med forskriften er at elektriske forsyningsanlegg skal prosjekteres, utføres, driftes
og vedlikeholdes slik at de ikke representerer fare for liv, helse og materielle verdier og
samtidig ivaretar den funksjonen de er tiltenkt.
3.3.2 Økonomiske forutsetninger
Kalkulasjonsrente
Kalkulasjonsrenta består av en risikofri del pluss en risikopremie. Risikofri rente er av
Finansdepartementet satt til 2 %. Det har til nå blitt benyttet en risikopremie på 2,5 % for
nettvirksomheten, slik at kalkulasjonsrenta blir 4,5 %. NVE anbefaler nå at det brukes en
kalkulasjonsrente på 4,0 %, og denne vil dermed bli lagt til grunn i nye analyser.
Teknisk levetid, økonomisk levetid og analyseperiode
Med teknisk levetid forstår vi tidsrommet fra et anlegg bygges til det ikke lenger oppfyller
sin tekniske funksjon.
Et anleggs økonomiske levetid betegner det tidsrommet at det ennå lønner seg å
vedlikeholde anlegget, framfor å bygge nytt. Denne er vanligvis kortere enn den tekniske
levetida.
For kraftlinjer antar vi vanligvis en økonomisk levetid på ca. 40 år for alle komponenter
unntatt trestolper. Stolpenes økonomiske levetid er vanligvis noe lenger, men denne varierer
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 18
nokså mye. Vi antar at den i gjennomsnitt er mer enn 50 år. Den "samlede" økonomiske
levetida for kraftlinjer vil ideelt sett være lik den tida det tar før hele anlegget er skiftet ut.
Utskiftingene vil vanligvis skje til ulik tid for ulike komponenttyper, og det vil typisk bli
foretatt enkeltutskiftinger av komponenter etter hvert som tilstanden tilsier dette.
Utskiftingssyklusen må i praksis vurderes for hvert enkelt anlegg, og baseres på registrering
av tilstand.
Ved nåverdiberegning for nyanlegg baseres forventede utskiftingskostnader på tidligere
utskiftinger i tilsvarende anlegg. Den økonomiske levetida for stasjoner vil kunne være noe
kortere enn for kraftlinjer.
For investeringer i regionalnettet har det vanligvis vært brukt en analyseperiode på 30 år.
NVE anbefaler nå at det brukes 40 år. Dette blir dermed lagt til grunn i nye analyser. For
prosjekter med flere alternativer der disse har ulik analyseperiode eller økonomisk levetid,
eller der disse er forskjøvet i tid, korrigeres det for restlevetid.
Prinsipper for teknisk-økonomisk analyse
Teknisk-økonomiske beregninger i HK følger prinsippene vist nedenfor. I disse inngår
følsomhetsberegninger for de parametrene som kan være avgjørende for lønnsomhet eller
valg av alternativ.
Investeringer i kraftsystemet vil enten være motivert av antatt bedriftsøkonomisk
lønnsomhet eller av et teknisk behov (ny lasttilknytning, utilstrekkelig overføringskapasitet
eller reserve, spenningsproblemer, leveringssikkerhet, hensyn til HMS, etc).
Hvorvidt nettinvesteringer faktisk blir gjennomført, og hvilken løsning som velges,
bestemmes som følger:
•
Man identifiserer aktuelle tiltaksalternativer som gir en akseptabel løsning på det
aktuelle behovet, og som oppfyller generelle tekniske krav, samt eksterne krav
(forskrifter, HMS og myndighetspålegg).
•
Dersom det er mulig å oppfylle gjeldende krav gjennom nullalternativet (ingen
investering), eller ved at investeringer utsettes, tas dette med blant de alternativene
som vurderes.
•
Det mest lønnsomme alternativet velges. Dersom ingen alternativer er lønnsomme,
men tiltak er nødvendig, velges alternativet med de antatt laveste totale kostnadene.
Lønnsomhetsvurderingene gjøres vha. nåverdiberegning av de totale kostnadene for hvert
alternativ, innenfor en felles analyseperiode, og der det korrigeres for evt. restverdi.
Følgende kostnadselementer tas med i beregningene når de er relevante:
•
Investeringskostnader (inkl. eventuelle reinvesteringskostnader innenfor
analyseperioden).
•
Drifts- og vedlikeholdskostnader (inkl. avbruddskostnader ved planlagte tiltak).
•
Avbruddskostnader som følge av nødvendig utkobling i byggeperioden.
•
Avbruddskostnader pga. driftsforstyrrelser.
•
Tapskostnader.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 19
Kostnadsfaktorer
Investeringskostnader
Komponentpriser for regionalnett og stasjoner har vært basert på egne erfaringstall, samt
innhenting av pristilbud i det enkelte tilfelle, når dette har vært tilgjengelig.
De senere årene har det vært betydelig prisendringer på enkelte typer anleggsmateriell. Det
er besluttet at man for distribusjonsnett bruker tall fra REN, evt. justert utfra egne
erfaringstall, og innhenter oppdaterte kostnadstall i hvert tilfelle når dette antas nødvendig.
Evt. KILE-kostnader ved planlagt utkobling beregnes vha. Netbas Fasit (som igjen baserer
seg på FASIT kravspesifikasjon) for det aktuelle anlegget, basert på forventet lastuttak på
det tidspunktet bygging planlegges gjennomført.
Drifts- og vedlikeholdskostnader for kraftlinjer
Med drifts- og vedlikeholdskostnader for kraftlinjer forstår vi kostnader for forebyggende
vedlikehold (inkl. enkeltutskiftinger av komponenter), samt befaring, tilstandskontroll,
skogrydding, fjerning av snø og is, etc.
Komponentutskifting skjer på bakgrunn av tilstandsvurdinger og vil enten foregå som
utskifting av enkeltkomponenter eller ved at mange komponenter av en bestemt type skiftes
ut for lengre strekninger av gangen. I HK utføres vedlikehold av linjer i utgangspunktet
tilstandsbasert. I distribusjonsnett tilsier dette for det meste enkeltutskiftinger. Mer
systematisk utskifting foretas imidlertid også, særlig for linetråd, der man enten skifter for
hele linjer eller større deler av linjer. Avhengig av omfang vil mer omfattende og
systematiske utskiftinger kunne behandles som reinvestering istedenfor drifts- og
vedlikeholdskostnader.
I de fleste beregninger antas drifts- og vedlikeholdskostnader å utgjøre en fast prosentandel
av nettanleggets nyverdi. I HK brukes 1 – 2 % for nye linjer, og 2 – 4 % for gamle linjer, noe
avhengig av terreng, klima og teknisk løsning.
Ved mer detaljerte nåverdiberegninger antas en gjennomsnittlig utskiftingssyklus for
henholdsvis linetråd, master, traverser og de øvrige komponentene (samlet). Med
”utskiftingssyklus” menes her den tida det tar før alle komponentene av en type er skiftet ut
med nye. Ideelt sett vil denne være identisk med komponentens økonomiske levetid. Ved
enkeltutskiftinger fordeles disse kostnadene pr. år, ut fra antatt utskiftingstakt.
Arbeidskostnader og andre kostnader forbundet med utskifting, baseres på HKs egne
historiske kostnader for linjer av aktuelt spenningsnivå, terrengtype og alder.
Drifts- og vedlikeholdskostnader for stasjoner
I stasjoner er vedlikehold normalt tidsstyrt, med regelmessige sjekkrunder og utskiftinger.
Dette gjør drifts- og vedlikeholdskostnadene mer homogene enn for linjer, og vi benytter
derfor forenklede beregninger, der årlig vedlikeholdskostnad vanligvis utgjør en prosentandel på 1 – 2 % av stasjonens nyverdi.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 20
Andre drifts- og vedlikeholdskostnader
Vi ser vanligvis bort fra evt. forebyggende vedlikehold av kabler i jord, og antar alle tiltak som
en del av feilkostnadene. For sjøkabler og lange luftlinjespenn over fjorder er vedlikeholdskostnadene svært usikre, og de må derfor behandles spesielt i hvert enkelt tilfelle.
Tapskostnader
Tapskostnader for nettanlegg beregnes normalt etter formelverk og koeffisienter presentert
i Sintef Energiforsknings Planbok for kraftnett, unntatt for nett som gjelder produksjon, hvor
energi-pris legges til grunn direkte.
For regionalnett vurderes brukstid for tap for hvert enkelt prosjekt, ut fra lastsammensetning og sammenlagring. For nett som gjelder ren produksjon legges varighetskurver fra
aktuelt nedslagsfelt til grunn.
Avbruddskostnader
I HelgelandsKraft anses avbruddskostnader pr. i dag å være identisk med KILE-kostnader
(for hhv. planlagt eller ikke-planlagt avbrudd). Vi forutsetter at KILE-satsene gjenspeiler de
samfunnsøkonomiske avbruddskostnadene. Vi antar at dette er en rimelig tilnærming på
regionalnettsnivå, da den underliggende kundemassen er stor. Vi har for øvrig ingen annen
metode for å beregne samfunnsøkonomiske avbruddskostnader enn KILE.
Det foreligger ingen individuelle avtaler om avbruddskostnader i forsyningsområdet. Der
lokal feilstatistikk anses som god nok, brukes denne. For øvrig brukes landsstatistikk, evt.
justert for tilstand.
Reparasjonskostnader
Med reparasjonskostnader menes de kostnadene forbundet med feilretting som ikke er
avbruddskostnader, dvs. personalkostnader, materiell, transport, etc. Disse baseres på egne
historiske kostnader for tilsvarende anlegg.
Flaskehalskostnader
Med dette forstås kostnader som skyldes at kapasitetsbegrensninger hindrer en samfunnsøkonomisk optimal energiflyt. Slike kostnader vil gjøre seg gjeldende både hos produsenter
og forbrukere.
Da kapasitetsbegrensninger i regionalnettet hittil i liten grad har ført til restriksjoner mhp.
produksjon, har HelgelandsKraft pr. idag ikke rutiner for beregning av flaskehalskostnader.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 21
3.3.3 Miljømessige forutsetninger
HelgelandsKraft har formulert bl.a. følgende mål og forutsetninger angående miljø
(strategisk plan, rev. 2011):
Våre aktiviteter, produkter og tjenester skal miljøstyres ihht. NS-ISO 14001.
•
Vi skal ikke ha miljøbrudd som konsekvens av vår egen aktivitet
•
All vår aktivitet skal foregå ut fra miljøhensyn og hvor en føre var-holdning skal
legges til grunn mht framtidige miljøkrav.
•
Fokus skal settes på vassdragsinngrep, visuelle/estetiske konsekvenser,
avfallshåndtering, forurensing og energiforbruk.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 22
4 Beskrivelse av dagens kraftsystem
4.1 Dagens anlegg
4.1.1 Produksjonsanlegg
Eksisterende anlegg
Det er 11 større kraftverk i utredningsområdet. I tillegg er det 7 små kraftverk i området,
hvorav 5 eies av (HelgelandsKraft og 2 av Statkraft.
Pr. 01.01.2014 var dessuten 34 andre små-, mini- og mikrokraftverk i drift i området, i regi av
private utbyggere. Samlet installert effekt for disse er på 51 MW, med en forventet
årsproduksjon på 210 GWh.
Ved årsskiftet 2013/2014 var total installert effekt i kraftverkene i området 1360 MW.
Forventet årsproduksjon fra kraftverkene (offisielle tall) er på 6509 GWh. Gjennomsnittlig
årsproduksjon 2004 - 2013 var på 6564 GWh. Utredningsansvarlig vurderer forventet
årsproduksjon med dagens kraftverk til å være på drøyt 6700 GWh.
Endringer i 2012 og 2013
I 2012 og 2013 ble det idriftsatt 6 kraftverk i utredningsområdet; det største hadde en
installert effekt på 5 MW.
4.1.2 Overførings- og transformeringsanlegg
Regionalnettet på Helgeland består – foruten transformatorstasjoner – av 132 kV- og 66 kVnett. Mesteparten av regionalnettet er eid av HelgelandsKraft. Mo Industripark og Alcoa
Mosjøen eier også enkelte regionalnettsanlegg.
Spenningsnivåene i regionalnettet er et resultat av historisk utvikling, og anleggene er
preget av de løsninger som var standard idet de ble bygd. Dette har medført at det meste av
nettet har spenningsnivå 132 kV, mens enkelte eldre deler har spenningsnivå 66 kV.
Det meste av det høyspente fordelingsnettet drives med 22 kV spenningsnivå, men deler av
kabelnettet i Mo, Mosjøen og Sandnessjøen drives med 11 kV spenningsnivå. Enkelte
luftlinjer - blant annet en del lange radialer i ytre strøk – driftes også med 11 kV.
I alt er det ca. 44 000 nett-abonnement i utredningsområdet.
Tabell 4.1 viser antall km ledning pr. spenningsnivå for regionalnettet i utredningsområdet.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 23
Spenningsnivå
Antall km
%-andel
Aldersfordeling
Gj.sn. byggeår
66
103,1
16,62
1952 – 2003
1960
132
517,2
83,35
1955 – 2003
1969
300
0,2
0,03
1970 – 1996
1983
Tabell 4.1
4.1: Antall km ledning pr spenningsnivå for regionalnettet på Helgeland
(inkl. 132 kVkV-nett uten inntektsramme).
inntektsramme)
Aldersfordelingen i tabell 4.2 viser til byggeår og tar ikke hensyn til eventuelle utskiftinger/
renoveringer i ettertid.
Nylige endringer
Av større endriner i regionalnettet siden forrige utgave av kraftsystemutredningen kan
nevnes idriftsettelsen av Lande transformatorstasjon i Brønnøy sent i 2013. Denne sørger for
nettilknytning for et allerede idriftsatt kraftverk samt mulige nye kraftverk i området.
Videre ble Korgen transformatorstasjon idriftsatt like etter nyttår 2014. Denne stasjonen kan
sees i sammenheng med oppgraderingen av Nedre Røssåga kraftverk som for tiden pågår.
4.1.3 Systemjording og kompensering
Regionalnettet på Helgeland drives dels med isolert nullpunkt, dels med spolejording. Dette
er omtalt nærmere i grunnlagsrapporten [3].
4.1.4 Nettdeling og drift
Ut fra delingspunkter i nettet deles regionalnettet inn i ulike nettdeler. Dette er nærmere
omtalt i grunnlagsrapporten [3].
4.1.5 Energiflyt i viktige utvekslingspunkter
Det foretas målinger av energiflyten i utvekslingspunkter i regionalnettet, herunder lastuttak
for kraftkrevende industri. Varighetskurver for noen av disse er vist i grunnlagsrapporten [3].
4.1.6 Overføringskapasiteter
Overføringskapasiteten er god i mesteparten av regionalnettet på Helgeland, men det kan
oppstå flaskehalser i enkelte driftssituasjoner. Dette er nærmere beskrevet i grunnlagsrapporten [3].
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 24
4.1.7 Alder og tilstand
66 kV-nettet på Helgeland er stort sett bygd på 50-tallet. 132 kV-nettet er av nyere dato. De
senere årene har det vært foretatt betydelige utskiftinger i nettet. Dette er beskrevet i
grunnlagsrapporten [3].
4.1.8 Leveringspålitelighet og forsyningssikkerhet
Definisjoner
I utredningen har vi lagt følgende meningsinnhold i begrepene knyttet til leveringskvalitet og
forsyningssikkerhet:
•
Forsyningssikkerhet:
Forsyningssikkerhet Evne til å dekke opp energibehov, forutsatt en normal
driftssituasjon.
•
Leveringspålitelighet:
Leveringspålitelighet Evne til å tilfredsstille kravene til forsyning av effekt.
Leveringspåliteligheten har med avbruddsforholdene å gjøre, dvs. antall avbrudd,
varigheten av avbrudd og mengde ikke-levert energi (ILE).
•
•
Spenningskvalitet: Begrepet omfatter forskjellige kvalitetsegenskaper ved
spenningen, så som effektivverdi, frekvens, dip, flimmer, osv. Dette er beskrevet i
kapittel 4.1.9.
Leveringskvalitet er et samlebegrep for "leveringspålitelighet" og
"spenningskvalitet".
Forsyningssikkerhet
Forsyningssikkerheten for regionen betraktes som god. I en normal driftssituasjon er det
ingen problemer med å dekke energietterspørselen i området.
Leveringspålitelighet
Også leveringspåliteligheten betraktes som god. Sentralnettet går rett gjennom regionen og
danner en indre del av en ringforbindelse, mens regionalnettet danner en ytre del. De to
største tettstedene Mosjøen og Mo har sin forsyning fra sentralnett, mens de noe mindre
tettstedene Nesna, Sandnessjøen og Brønnøysund blir forsynt fra regionalnettet.
9 av 23 innmatingspunkter til distribusjonsnettet mangler fullverdig reserverforsyning
(såkalt N-1) hele eller deler av året. For 2 av disse gjelder dette hele året, for de øvrige 7 er
situasjonen slik at de har fullverdig reserve i størrelsesorden 1/3 – 2/3 av året. For samtlige
9 punkter er det vurdert at det ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomt å foreta investering
som resulterer i fullverdig reserveforsyning hele året. Med ”fullverdig reserveforsyning”
menes i denne sammenheng at samtlige kunder får strømmen tilbake innen en time dersom
innmatingspunktet mister forsyningen.
Tabell 4.2 viser historisk forekomst av ikke-levert energi (ILE) forårsaket av hendelser i
sentral- og regionalnett for 2003 – 2013. T.o.m. 2008 vises kun verdier for langvarige avbrudd
(dvs. med varighet over 3 minutter). F.o.m. 2009 er også kortvarige avbrudd inkludert. Denne
endringen samsvarer med innføringen av KILE for kortvarige avbrudd, som altså trådte i
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 25
kraft f.o.m. 2009. Forskjellen i ILE-verdier er imidlertid minimal mht. om man inkluderer
kortvarige avbrudd eller ikke.
ILEn er fordelt på nettnivå (dvs. forårsaket av sentralnett eller regionalnett) og kundegruppe,
sistnevnte i hht. inndelingen av KILE-satser som trådte i kraft f.o.m. 2003.
Forårsaket av sentralnett:
Kundegruppe
gruppe
2003
Kunde
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
0,30
0,43
0,38
0,42
6,07
0,50
Industri
Handel og
tjenester
0,04
5,95
0,26
0,00
0,00
0,21
3,45
0,75
0,00
0,00
0,14
0,29
0,18
0,36
2,17
1,38
Jordbruk
Offentlig
virksomhet
0,03
0,35
0,07
0,00
0,00
0,011
0,06
0,05
0,08
0,48
0,19
0,12
3,22
0,38
0,00
0,00
0,12
0,25
0,21
0,30
3,01
1,35
0,76
Husholdning
Treforedling og
kraftint. ind.
11,41
0,92
0,00
0,00
0,56
1,09
0,69
1,22
8,26
3,34
217,50 502,60
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00 113,24
0,000
0,000
Sum sentralnett
218,66 526,99
2,38
0,00
0,00
1,13
2,12
1,51 115,63
19,99
6,74
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
8,19
0,89
1,08
9,09
1,66
0,21
0,20
1,45
5,43
0,78
1,14
48,75
6,50
11,83
30,93
6,33
0,60
0,38
3,72
9,71
2,22
6,46
4,01
0,38
0,50
3,31
0,31
0,05
0,11
0,35
1,46
0,49
1,20
6,87
15,87
4,58
0,55
0,37
3,56
6,24
1,68
4,82
30,09 117,24
17,58
2,71
1,57
11,98
33,65
5,71
21,07
0,00 247,31
0,00
0,00
2,88 106,15
0,00
Forårsaket av regionalnett:
Kundegruppe
2003
Kundegruppe
Industri
Handel og
tjenester
Jordbruk
Offentlig
virksomhet
Husholdning
Treforedling og
kraftint. ind.
23,50
2,40
180,86
16,35
56,60 150,26
0,00
0,00
Sum regionalnett
321,9
176,8
50,4
176,4
30,5
251,4
2,6
21,1
59,4
117,0
34,7
Sum sentralsentral- og
regionalnett
540,6
703,8
52,7
176,4
30,5
252,6
4,7
22,6
175,0
137,0
41,4
Tabell 4.2
4.2: Oversikt over ILE (MWh) på Helgeland
Helgeland forårsaket av
regionalnett og sentralnett, fordelt på kundegrupper
Kommentarer til tabell 4.2:
På Helgeland er det to spesielt store industribedrifter – Alcoa Mosjøen (Elkem før
01.04.2009) og Mo Industripark. Når disse rammes av avbrudd, vil det gi stort utslag på ILEtabellen. For 2003 kan spesielt følgende nevnes mht. Elkem: Driftforstyrrelse i sentralnettet
10.12. medførte ILE på 212,5 MWh, og driftsforstyrrelse i regionalnettet 04.04. medførte ILE
på 56,6 MWh (begge deler altså for Elkem). Også i 2004 hadde bedriften relativt stor ILE:
Sentralnetts-utfall 11.01. medførte ILE på 502,6 MWh, mens fire regionalnetts-utfall
resulterte i en ILE på 150,26 MWh. I 2006, 2007, 2009, 2010 og 2013 var det ingen hendelser i
regional- eller sentralnett på Helgeland som forårsaket avbrudd i hovedforsyningene til
Elkem/Alcoa eller Mo Industripark. I 2008 fikk Elkem et utfall 25.12. på 247,3 MWh. I 2011
hadde Mo Industripark 2 utfall forårsaket av sentralnett (08.06. og 30.11.) på til sammen
113,2 MWh, og i 2012 hadde de 2 utfall forårsaket av regionalnett på til sammen 106 MWh.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 26
HelgelandsKrafts regionalnett hadde spesielt stor ILE i 2003 (265 MWh) og relativt stor ILE i
2006 (172 MWh). Storm på sør-Helgeland 15.01.2003 medførte ILE på 205 MWh, mens uvær
05.12.2003 medførte ILE på 44 MWh. 22.01.2006 – i etterkant av stormen ”Narve” – var det et
utfall på sør-Helgeland som resulterte i ILE på 69 MWh. Årsaken var høyst sannsynlig
salting. 01.06.2006 forårsaket et varslet avbrudd ved Alsten transformatorstasjon (om
natten) en ILE på 85 MWh. I 2011 var total ILE forårsaket av HelgelandsKraft sitt regionalnett
på 59,4 MWh, hvorav 38,3 MWh skyldtes hendelse på Sør-Helgeland 04.06. Øvrige år har
HelgelandsKrafts regionalnett hatt en ILE på under 40 MWh (både i 2007, 2008 og 2009 var
den på under 3 MWh).
For de fleste av årene 2003 – 2013 har ikke-varslede avbrudd (forårsaket av regional- eller
sentralnett) stått for langt større ILE enn varslede avbrudd. Unntaket er 2006 (48 % av ILEn
skyldtes varslede avbrudd). I hvert av årene 2003 – 2005 samt 2007 - 2013 har ikke-varslede
avbrudd stått for 94 – 100 % av all ILE som er forårsaket av regional- og sentralnett.
Feilstatistikk
Det er ikke utarbeidet noen egen feilstatistikk for hovedkomponenter i regionalnettet på
Helgeland. Ved teknisk-økonomisk planlegging benyttes derfor Statnetts årsstatistikk over
driftsforstyrrelser i det norske 33 – 420 kV-nettet, eventuelt i kombinasjon med SINTEF
Energiforsknings planleggingsbok for kraftnett (del III, kap. 6).
I Statnetts årsstatistikk inngår bl.a. gjennomsnitt av feilfrekvenser over flere år for utvalgte
komponenttyper. Utdrag av dette, hentet fra årsstatistikken for 2005, er presentert i tabell
4.3.
Forbigående feil
Varige feil
Alle feil
Kraftledning 132 kV
0,93
0,19
1,13
Kabler 132 kV
0,05
1,74
1,79
Krafttransformator
132 kV primærside
0,27
0,36
0,64
Tabell 4.3
4.3. Antall feil pr 100 km (evt. pr 100 anleggsdeler) og år, gjennomsnitt for
Norge 1996 – 2005, hentet fra Statnetts årsstatistikk 2005 (kap. 3.1.1 - 3.1.3).
I tabell 4.4 er gjennomsnittet for 2008 - 2012 presentert, basert på Statnetts årsstatistikk for
2012.
Alle feil
Kraftledning 132 kV
0,71
Kabler 132 kV
1,09
Krafttransformator
132 kV primærside
1,00
Tabell 4.4
4.4. Antall feil pr 100 km (evt. pr 100 anleggsdeler)
anleggsdeler) og år, gjennomsnitt for
Norge 2008 – 2012, hentet fra Statnetts årsstatistikk 2012 (kap. 3.1 - 3.3).
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 27
4.1.9 Spenningskvalitet
Elektrisitetsnettet på Helgeland har vært beheftet med til dels dårlig spenningskvalitet siden
midten av 80-tallet, men forholdene for sluttbrukerne har bedret seg de siste årene. Under
følger en presentasjon av de viktigste problemstillingene.
Underharmoniske ("flimmer"/"flicker") pga. stålovn på Mo
Disse spenningsvariasjonene har representert en alvorlig og langvarig ulempe. Problemet
har rammet alle nettnivå i området, og kan merkes i store deler av Nordland og også i
Sverige når det er som verst. Spenningsvariasjonene er forårsaket av lysbue-stålovnen på 75
MVA i Mo Industripark. Sluttbrukerne på Helgeland har imidlertid ikke opplevd like store
problemer de siste årene som tidligere; dette skyldes i hovedsak to forhold – driftskobling i
Svabo som Statnett innførte i 2002 (stålovnen ble separert fra annen last i området) samt
forvarming av stålet som ble innført omkring 2008.
Ovnen ble satt i drift i 1986, og helt fra oppstarten av kom det klager på flimmer. Et SVCanlegg som bidrar til å redusere flimmer var i drift i flere år, men det havarerte. Forholdet
ble forsterket ved at den nærmeste kraftproduksjonen ble disponert etter andre kriterier
enn det lokale forbruket.
Flimmernivå, -forekomst og -utbredelse i nettet ble kartlagt ved registreringer som MIP og
Statnett gjennomførte i perioden sommeren 1995 til våren 1997. I perioder med lav
kortslutningsytelse i området var flimmernivået tidvis over anbefalte grenseverdier.
I desember 2000 ble ny driftskobling i Svabo og Nedre Røssåga iverksatt for å forsøke å
dempe flimmernivået, og høsten 2002 ble nåværende driftskobling iverksatt. Flimmernivået
ble med dette redusert, men nivået var likevel til tider over grenseverdien til Europanormen
EN50160.
Våren 2004 var nivået på nytt høyt, mest sannsynlig pga. revisjon i Rana kraftverk. Statnett
foretok målinger på 132 kV-nivå i Mosjøen sekundærstasjon uke 8 – 14. Målingene viste at
grenseverdiene i Europanormen ble overskredet mye av tiden.
I juli og august 2004 ble samleskinnene i Svabo lagt sammen på grunn av ombygginger i
Rana kraftverk. HK målte flimmernivået i forbindelse med denne driftssituasjonen. Figur 4.1
viser PLT målt i Gullsmedvik i begynnelsen av august da stålovnen startet opp etter
fellesferien.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 28
Figur 4.1
4.1: Registreringer av flimmer (PLT)
HK hadde også måleutstyr hos sine nettkunder som viste effekten av flimmernivået. Den
store variasjonen i spenningen førte til at disse instrumentene registrerte tusenvis av
kortvarige overspenninger i løpet av få dager. Se figur 4.2 og 4.3.
Figur 4.2
4.2: Spenningsmåling hos nettkunde
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 29
Figur 4.3
4.3: Spenningsmåling hos nettkunde (hyppighet av
av
overspenninger, som funksjon av spenning og varighet)
Flimmerproblemet har vært gjenstand for en langvarig saksgang fra myndigheters og de
involverte parters side. NVE kom med sitt første vedtak i saken 26.01.1999. I vedtak fra Oljeog energidepartementet av 10.03.2004 ble Mo Industripark pålagt å forberede og
gjennomføre tiltak for permanent demping av flimmer innen 01.01.2005. Mo Industripark ble
i flere tilfeller etter dette ilagt bøter for overskridelse av fastsatt grenseverdi for
flimmernivå, men bedriften fikk lovnad om ettergivelse av bøtene dersom tilstrekkelige tiltak
ble iverksatt innen 01.01.2007. Celsa som i dag er eier av stålovnen, investerte i 2008 ca. 160
MNOK i en forbedret produksjonsprosess. Den nye produksjonsprosessen løser flere
problemer: utslipp av svevestøv, kvikksølv og flimmer. Flimmerproblemet reduseres ved å ta
i bruk forvarming av stålet som skal smeltes. Energien til forvarmingen hentes fra
røykgassen som kommer fra stålovnen. På bakgrunn av dette ga Olje- og Energidepartementet Mo Industripark og Celsa Armeringsstål ny frist til august 2008.
Det nye produksjonsanlegget ble satt i drift i juli 2008. I begynnelsen hadde man en del
innkjøringsproblemer. I tillegg lå samleskinnene i Svabo sammenkoplet fra juli til oktober.
Dette resulterte i at man hadde høye flimmerverdier i Rana i perioden juli-oktober 2008.
Etter at samleskinnene på ny ble delt, har PLT-flimmernivå vært lavere, men fremdeles
utenfor forskriftskravet i deler av året. Se figur 4.4 som viser overholdelse av PLTforskriftskrav for en del punkter i nettet i 2009.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 30
Report on Compliance with NVE 1557 - Plt AB
29.12.2008 - 04.01.2010
0
Compliant
10
15
20
Noncompliant
Count of Weeks
25
30
35
40
Missing
45
50
55
Site Name
Alsten
Andaasfossen-22
Arbor
Bjorn-22AX
Breimo tert
Elkem-1
Forsland
Gaasvasselv
Grytaaga
Heroy
Holandsvika-22
Kolsvik-132
Kolsvik-300A
Mjolkarli
Moskjaeran-22
Reingardsaga
Sjona
Somna
Storforshei
Tilrem
Electrotek/EPRI
5
PQView®
Figur 4.4
4.4: Overholdelse av PLTPLT-forskriftskrav for 2009 (antall uker innenfor/utenfor)
I perioder har man altså problemer med å holde seg innenfor kravet på PLT lik 1,0 i 95% av
tida, selv om samleskinnene ligger delt. Det er også slik at flimmernivået er høyere for
eksempel i Mosjøen enn det er i Mo i Rana ved denne driftssituasjonen. Dette betyr at
forskriftskravet kan bli brutt andre steder på Helgeland, selv om man holder seg innenfor
kravet i Mo i Rana. Se Figur 4.5 som viser PLT målt 25/5 –26/5 2009.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 31
Figur 4.5
4.5: PLT målt i Mosjøen (Breimo) og Mo i Rana (Mobekken) 25.25.-26./5.26./5.-2009
I uke 25 i 2009 gjennomførte Statnett revisjon av bryterfelt i Rana kraftverk. Dette medførte
sammenkopling av samleskinnene i Svabo, og et høyt flimmernivå i Rana samme uke (se
figur 4.6). Dersom revisjonen i stedet hadde blitt gjennomført i forbindelse med avvikling av
fellesferie hos Celsa (uke 29-30-31) hadde dette vært unngått. Flimmernivået i uke 25 førte
til en del kundeklager. Det førte også til at serveren for innsamling av spenningskvalitetsmålinger gikk ned, da den ikke greide å håndtere alle registreringene fra de rundt 30
instrumentene HK har i nettet.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 32
Sjona - Plt AB, Plt BC, Plt CA
From 15.06.2009 to 22.06.2009
Plt AB
Plt BC
Plt CA
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
Mon 15
Jun 2009
Electrotek/EPRI
Tue 16
Wed 17
Thu 18
Fri 19
Time
Sat 20
Sun 21
Mon 22
PQView®
Figur 4.6
4.6: PLT målt i Sjona uke 25 2009 (15.06(15.06-22.06.2009)
Pga. flimmer-problematikken er driften i Svabo og Rana for tiden slik at det i Svabo kun er
samleskinnen som forsyner stålovnen på Mo som er knyttet mot sentralnettet i Rana. I
skrivende stund er det ikke annen last knyttet til denne samleskinnen i Svabo. Øvrig 132 kVnett i Svabo er tilkoblet den andre samleskinnen (og denne er knyttet mot sentralnettet via
Nedre Røssåga), men Statnett har et ønske om samlet drift i Svabo den dagen det er utført
tiltak som muliggjør dette uten at flimmernivået ut til kundene blir for høyt.
Overharmoniske pga. tyristorlikerettere ved Elkem Aluminium / Alcoa Mosjøen
Denne problemstillingen er behandlet mer omfattende i kraftsystemutredningen for 2012;
her gis en oppsummering av saken:
Sommeren 2003 fikk HelgelandsKraft henvendelser om spenningsproblemer hos kunder
som forsynes via 66 kV-nett som går ut fra Mosjøen transformatorstasjon. Dette ble etter
hvert sett i sammenheng med at ett av Elkems filtre for overharmoniske hadde havarert
pinsen 2003, samt at det var foretatt utvidelser og ombygginger hos Elkem.
Ombyggingen hos Elkem innebar bl.a. bruk av utstyr som skapte større forekomster av
overharmoniske. For å kompensere for dette benytter man såkalte filtre, som egentlig er
kombinerte kondensatorbatterier (for reaktiv effekt) og filtre (for overharmoniske).
Ett av filtrene hadde altså havarert, og i etterkant av dette ble det foretatt målinger for å
kartlegge forekomsten av overharmoniske, se figur 4.7. Det viste seg at det var særlig 23.
harmoniske – og til dels 25. harmoniske – som utgjorde et problem når filtre var utkoblet.
Det ble også gjort undersøkelser av bl.a. hvordan drift av filtre, drift av tyristorgrupper og
forskjellige nettkonfigurasjoner påvirker forekomsten av overharmoniske i nettet.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
MOS66
Phase A Voltage
SS Wave
Hovedrapport
Side 33
August 28, 2003 at 07:40:54 Local
Volts
100000
75000
50000
25000
0
-25000
-50000
-75000
-100000
% Fund
0
2.5
5
7.5
10
12.5
Time (mSeconds)
15
17.5
20
7
6
5
4
3
2
1
0
0
20
40
60
Harmonic
80
100
Fund 65723
RMS 65869
CF 1.492
Min -98294
Max 98072
THD 6.678
HRMS4389
TIF/IT 381.7
120
Electrotek
Figur 4.7
4.7: Måling av overharmoniske på 66 kVkV-nivå i Mosjøen
Problemene med overharmoniske var først og fremst til stede når ett av filtrene var utkoblet.
I 2009 ble nytt filteranlegg installert, og det er nå innebygget reserve for de overharmoniske.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 34
4.2 Elektrisitetsproduksjon
4.2.1 Historisk energiutvikling
Figur 4.8 viser historisk elektrisitetsproduksjon, -forbruk og -balanse i utredningsområdet.
Figur 4.8
4.8: Elektrisitetsproduksjon, -forbruk og -balanse (GWh)
Gjennomsnittlig el-produksjon på Helgeland siste 10 år er på ca. 6,6 TWh/år. På bakgrunn av
en viss økning i produksjonskapasitet i løpet av 10-års-perioden antar utredningsansvarlig
en forventet produksjon pr. 2014 på drøyt 6,7 TWh/år. Dette tallet er senere i utredningen
benyttet som utgangspunkt for prognosering av framtidig energiproduksjon.
Som det framgår av figur 4.8 er det stort sett energioverskudd på Helgeland, gjennomsnittlig ca. 0,7 TWh/år de siste 10 årene. Det har vært ett år med energiunderskudd de siste
10 årene, nemlig 2004, som hadde lav produksjon og dessuten relativt stort forbruk. 2011
hadde også relativt lav produksjon og kun et lite energioverskudd, på 0,05 TWh.
4.2.2 Historisk effektutvikling
Samlet installert effekt i utredningsområdet har økt med ca. 60 MW de siste 10 år og er nå
(pr. 01.01.2014) på 1360 MW. Tilgjengelig vintereffekt er på 1208 MW.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 35
4.3 Elektrisitetsforbruk
4.3.1 Historisk energiutvikling
Tabell 4.5 viser elektrisk energiforbruk (i GWh) på Helgeland de siste 10 årene.
År
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Gj.snitt
Forbruk (GWh)
6 128
5 805
5 742
5 850
6 035
5 468
5 800
5 841
6 071
5 876
5 862
Tabell 4.5
4.5: Elektrisk energiforbruk på Helgeland siste 10 år (GWh)
Alminnelig forbruk (HK) holder seg ganske stabilt i området 1,2 – 1,3 TWh/år.
4.3.2 Historisk effektutvikling
Lastverdier og tidspunkt for topplasttime
Tabell 4.6 viser topplasttimen for sentralnettets region midt og for HelgelandsKraft de siste
årene, med tilhørende belastning i HelgelandsKraft sitt nett. Merk at sentralnettets
topplasttime for et bestemt år fastsettes ut fra perioden november – februar. Dermed kan
det forekomme at topplasttimen for aktuelt år har en dato for foregående år. Topplasttimen
for HK er derimot basert på kalenderår.
Topplasttime Region Midt
År
Dato
Dag
Time
Topplasttime HK
Last i HK
(MW)
Last i HK
(MW)
Dato
Dag
Time
1996
07.02.1996
Onsdag
10
244,8
1997
02.12.1997
Tirsdag
9
230,0
1998
04.02.1998
Onsdag
19
240,0
04.02.1998
Onsdag
10
248,0
1999
14.01.1999
Torsdag
18
225,7
27.01.1999
Onsdag
11
255,7
2000
21.01.2000
Fredag
18
224,4
21.01.2000
Fredag
10
232,9
2001
30.01.2001
Tirsdag
10
219,3
06.02.2001
Tirsdag
11
264,4
2002
03.01.2002
Torsdag
9
214,9
02.01.2002
Onsdag
12
247,0
2003
12.11.2002
Tirsdag
9
217,2
03.01.2003
Fredag
13
235,3
2004
21.01.2004
Onsdag
10
236,6
21.01.2004
Onsdag
9
239,4
2005
24.02.2005
Torsdag
11
213,4
20.12.2005
Tirsdag
9
239,0
2006
20.01.2006
Fredag
10
235,1
02.03.2006
Torsdag
9
240,6
2007
21.02.2007
Onsdag
19
229,0
08.02.2007
Torsdag
10
247,6
2008
10.12.2007
Mandag
9
204,3
11.12.2008
Torsdag
10
231,1
2009
11.12.2008
Torsdag
11
226,1
17.12.2009
Torsdag
16
244,5
2010
03.02.2010
Onsdag
10
235,4
07.01.2010
Torsdag
9
268,3
2011
26.11.2010
Fredag
9
241,7
16.02.2011
Onsdag
9
242,6
2012
31.01.2012
Tirsdag
9
230,4
06.12.2012
Torsdag
10
256,9
2013
22.01.2013
Tirsdag
14
215,8
08.02.2013
Fredag
9
253,3
2014
13.01.2014
Mandag
9
251,8
Tabell 4.6
4.6: Topplasttimer f.o.m. 1996
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 36
Tabell 4.7 viser total-belastningen i regionalnettet på Helgeland i sentralnettets topplasttime
(region midt) 2005 – 2014.
År
Sum forbruk
2005
795
2006
713
2007
787
2008
813
2009
767
2010
769
2011
822
2012
807
2013
826
2014
846
Tabell 4.9: Belastninger i sentralnettets topplasttime 2005
2005 – 2014
2014 (MWh/h)
Gj.snitt
795
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 37
4.4 Andre energibærere
4.4.1 Fjernvarmenett
Infrastrukturen for energi på Helgeland består nesten utelukkende av elektrisitetsnett. Det
finnes imidlertid fjernvarmeanlegg i Mo i Rana, Sandnessjøen og Mosjøen.
Mo Fjernvarme AS
Produksjonsanlegget for fjernvarme på Mo er lokalisert i Mo Industripark. Anlegget er
basert på spillvarme fra røykgass ved Fesil Rana Metall AS. I tillegg brukes CO-gass og olje
til spissfyring og reserve. Totalt leveres ca. 75 GWh pr. år til sluttbrukere via fjernvarmeanlegget.
Det ble etablert en ny varmesentral for reserve- og spisslast i forbindelse med utvidelsene
av fjernvarmenettet i 2006, til områdene Vika, Mjølan, Selfors, Ranenget og Tveråneset.
Fra 2009 opphørte virksomheten ved EKA Chemicals, som hadde et eget nærvarmenett på
sitt område. Dette ble da overtatt av Mo Fjernvarme og inkludert i deres anlegg.
Varme tas ut av røykgassen fra Fesil Rana Metalls ferrosilisiumsproduksjon, vha. to
røykrørs-kjeler. Den nyeste kjelen ble satt i drift i desember 2011. Total kapasitet på
anlegget er nå 22 MW. Som følge av nytt gjenvinningsanlegg har andelen spillvarme til
fjernvarme økt, og den var i 2012 på 99,1%.
Til reserve og spissfyring er anlegget forsynt med to kjeler som kan fyres med CO-rik
brenngass eller lett fyringsolje. Kjelene har en effekt på ca. 10 MW hver og dekker normalt
opp ca. 3 – 6 GWh/år av fjernvarmen på Mo. CO-rik brenngass produseres ved Glencores
anlegg for manganproduksjon som ligger i industriparken. Brenngassen brukes også som
energikilde for øvrige bedrifter ved MIP.
Også 10 MW kapasitet fra oljekjel i Vika brukes til spissfyring.
I perioden 1997 – 2005 ble det produsert mellom 46 og 57 GWh varme pr. år, hvorav ca. 90%
var netto levert energi fram til kunde. Effektleveransen lå mellom 20 og 25 MW. I årene etter
dette har produksjonen av fjernvarme økt jevnt. Tabell 4.11 viser en oversikt over
varmeproduksjon fordelt på spillvarme og spissfyring.
Energikilder
2006
Spillvarme
Spissfyring, CO-gass
Spissfyring, olje
Totalt (GWh)
2007
2008
2009
2010
2011
2012
89 %
89 %
95 %
84 %
78 %
72 %
94 %
8%
7%
4%
8%
8%
9%
5%
3%
4%
1%
8%
14 %
19 %
1%
44,0
56,7
56,1
63,9
74,5
63,7
75,6
Tabell 4.11: Utvikling i varmeproduksjon
varmeproduksjon,
produksjon, Mo Fjernvarne
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 38
Sandnessjøen Fjernvarmeanlegg AS
Varmeenergien til fjernvarmenettet i Sandnessjøen hentes fra sjøen vha. to varmepumper.
Ordinær drift startet i 2003.
Fjernvarmenettet forsyner en del større bygg og boliger, og varmeleveransen er pr. i dag ca.
4,5 GWh/år. Fjernvarmeanlegget har imidlertid en total produksjonskapasitet på ca. 9,5 GWh.
Av dette representerer varmepumpene en kapasitet på ca. 5,5 GWh. De resterende 4,0 GWh
kommer fra oljekjel, som brukes som spissfyring.
Sandnessjøen Fjernvarmeanlegg AS fikk i 2008 innvilget konsesjon for utvidelse av
fjernvarmenettet fra ca. 2000 m til ca. 4400 m, for å kunne øke kundegrunnlaget og dermed
utnyttelsen av tilgjengelig kapasitet. Disse utvidelsene er nå gjennomført, men en del
tilknytninger gjenstår.
Total varmeleveranse etter utvidelsene er forventet å være ca. 9,3 GWh/år.
Mosjøen Fjernvarme
I 2007 ble det etablert fjernvarmeanlegg i Mosjøen, og anlegget ble satt i alminnelig drift året
etter. Energikilden er spillvarme fra støperiet ved Alcoa Mosjøen. Til å begynne med var det
bare planlagt varmeleveranse til ett enkelt område (Kippermoen/Nyrud), hvor det var inngått
avtaler med kunder på forhånd. Leveransen til dette området var beregnet til ca. 11,5 GWh.
Det ble imidlertid bygd ut fjernvarmenett til flere områder i sentrum og til Skjervenganområdet. I dag leveres det varme til bl.a. sykehjem, barnehage, flere skoler, kulturhus,
hotell, brannstasjon og bankbygg. Til sammen er det lagt ca. 6700 m rør.
Totalt levert energi er estimert til 15 GWh/år, hvorav ca. 10 GWh/år er fra spillvarme.
Maksimal effektleveranse er estimert til 4,5 MW.
4.4.2 Andre energikilder
Utenom elektrisitet og de energikildene som brukes til fjernvarme er det forbruk av olje,
gass og kull hos en del industrikunder. Spesielt kan nevnes følgende:
•
Mo Industripark hadde i 2013 et oljeforbruk på ca. 45 GWh og et gassforbruk (CO,
propan) på ca. 180 GWh. Dessuten hadde de et fjernvarmeforbruk på ca. 18 GWh. En
del av gassen som brukes (CO-rik brenngass) er et biprodukt fra en av bedriftene på
industriparken (Glencore). Dette utgjør i noen år opptil 200 – 300 GWh/år, og en del av
dette går også til spissfyring for fjernvarmeanlegget på Mo. Tidligere besto gassforbruket ved MIP også av hydrogen. Dette var også et biprodukt, fra EKA Chemicals,
og utgjorde ca. 100 GWh/år. Etter at EKA la ned sin virksomhet i 2009 er denne
andelen av forbruket ved MIP nå fordelt på de øvrige energikildene.
•
Alcoa Mosjøen (inkludert Alcoa Anode Mosjøen) hadde i 2013 et forbruk på ca. 280
GWh fra LNG (naturgass) og 1,5 GWh fra propan og butan. LNG har erstattet alt
tidligere forbruk av olje og en del av det tidligere forbruket av propan/butan. Det
oppgis dessuten et energiforbruk på ca. 6 GWh fra diesel, men dette gjelder intern
transportvirksomhet.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 39
Hos husholdningskunder består energiforbruket utenom elektrisitet først og fremst av ved
og olje, men det begynner også å komme i bruk en del varmepumper. Også pellets tas mer
og mer i bruk.
Foruten tall som er innhentet direkte fra den kraftkrevende industrien, har SSB laget
statistikk over forbruk av andre energikilder enn elektrisitet, både for industri og alminnelig
forsyning. Utredningsansvarlig har tidligere brukt dette underlaget til å vise prosentfordeling
av ulike energikilder for henholdsvis totalt energiforbruk og forbruket i industrien. SSBs
statistikk opphørte imidlertid i 2009, fordi usikkerhet i tallene var for stor. Det presenteres
derfor ikke noen slik oversikt i denne versjonen av kraftsystemutredningen.
4.4.3 Påvirkning på kraftsystemet
Det forventes ikke at endringer i forbruk av andre energikilder vil få betydning for kraftsystemet i utredningsområdet. Det forventes ingen vesentlige endringer i forholdet mellom
elektrisk og annen energi i industrien.
Eventuelle endringer i energikilder i alminnelig forsyning forventes å ha liten betydning for
lastsituasjonen på regionalnettsnivå.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 40
4.5 Særegne forhold innen utredningsområdet
4.5.1 Geografiske og topografiske forhold
Utredningsområdet Helgeland dekker landsdelen fra Nord-Trøndelag fylke i sør til Saltfjellet
i nord. Dette betyr at regionalnettseierne må forholde seg til både kyst-, fjell- og innlandsområder ved utforming av nettanlegg.
4.5.2 Større industrikunder
Følgende to store industrikunder er tilkoblet regionalnettet på Helgeland:
•
Alcoa Mosjøen (tidl. Elkem Aluminium Mosjøen)
•
Mo Industripark, Mo i Rana
Pga. endringer i eierforholdene skiftet Elkem Aluminium Mosjøen navn 01.04.2009 til Alcoa
Mosjøen.
Også bedriftene EKA Chemicals Rana (nedlagt i 2009) og Rana Gruber – begge i Mo i Rana –
er i utredningen betraktet som kraftintensiv industri.
4.5.3 Eier- og driftsforhold
HelgelandsKraft er den største regionalnettseieren i området. 01.01.2008 overtok
HelgelandsKraft det såkalte R2-nettet, dvs. det regionalnettet som Statnett inntil da hadde
eid på Helgeland.
Mo Industripark og Alcoa Mosjøen eier hver sine begrensede nett, som i stor grad benyttes
for egenforsyning.
Det meste av kraften som produseres i området foreståes av Statkraft og HelgelandsKraft.
Mesteparten av produksjonskapasiteten er tilknyttet sentralnettet og/eller regionalnettet.
Kraftsystemet på Helgeland kjennetegnes ved at produksjonen og de store forbrukerne er
lokalisert relativt nært hverandre.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 41
4.5.4 Befolkning
Fra 1/1-2012 til 1/1-2014 har befolkningstallet økt i alle «bykommunene»: Rana, Vefsn,
Brønnøy og Alstahaug. Det har også økt i kommunene Nesna, Herøy, Sømna, Leirfjord,
Hattfjelldal og Grane, mens det har gått ned i kommunene Vevelstad, Vega, Dønna og
Hemnes.
Størst prosentvis økning hadde Nesna, med 4,9 % (89 personer). Rana hadde den største
absolutte økningen, med 291 personer. Størst nedgang i prosent var det i Vevelstad med 3,1
% (16 personer), mens Hemnes hadde størst absolutt nedgang med 32 personer.
Totalt i utredningsområdet* har folketallet økt med 621 innbyggere (0,9 %) i perioden. Tabell
4.12 viser kommunevis befolkning pr. 01.01.2014.
Kommune
Alstahaug
Innbyggere
7 394
Brønnøy
7 897
Dønna
1 420
Grane
1 465
Hattfjelldal
1 500
Hemnes
4 553
Herøy
1 733
Leirfjord
2 188
Nesna
1 902
Rana
25 943
Sømna
2 047
Vefsn
13 286
Vega
1 223
Vevelstad
495
Tabell 4.12: Innbyggere pr kommune pr. 01.01.2014
01.01.2014 (kilde: SSB).
*) Utredningsområdet omfatter egentlig også deler av Bindal kommune. Dette er imidlertid ikke tatt
med her.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 42
5 Framtidige overføringsforhold
5.1 Alternativer for utvikling
5.1.1 Prognoser for forbruk
Da elektrisitetsforbruket hos den kraftkrevende industrien (KKI) på Helgeland utgjør over 78
% av totalforbruket (siste 10 år), er hovedfokuset lagt på utviklingen hos disse bedriftene,
både ved prognose- og scenario-utarbeiding.
I prognosene er den kraftkrevende industrien delt inn i to grupper:
•
KKI i Mosjøen (Alcoa, tidligere Elkem Aluminum).
•
KKI i Mo i Rana (Mo Industripark, samt Rana Gruber og eventuell ny virksomhet i
lokalene til nå nedlagte EKA Chemicals).
Mo Industripark består riktignok av mange bedrifter, hvorav bare de største er å regne som
"kraftkrevende", men da disse står for mesteparten av forbruket til Mo Industripark, har vi
her behandlet hele industriparken som én enhet.
Kraftkrevende industri, Mosjøen
For KKI i Mosjøen er det utarbeidet to prognoser – én som tilsvarer status quo, altså forbruk
som i dag, og én som tilsvarer en relativt kraftig økning.
Kraftkrevende industri, Mo i Rana
For KKI i Mo i Rana er det utarbeidet tre prognoser – én som tilsvarer tilnærmet status quo,
altså forbruk omtrent som i dag, én som innebærer en reduksjon av forbruket samt én som
innebærer en økning av forbruket.
Alminnelig forsyning
For alminnelig forsyning antas det en svak økning. Maksimalt effektuttak antas å øke fra
dagens ca. 267 MW (gjennomsnitt de 4 siste år) til 280 MW. Årlig energiforbruk antas å øke
fra dagens ca. 1,28 TWh (gjennomsnitt de 4 siste år) til 1,33 TWh. Økningen antas for det
meste å komme langs kysten, hovedsaklig i forbindelse med økt industriell virksomhet
knyttet til oljeindustrien.
Seks forbruksprognoser
Vi får dermed seks forbruksprognoser, som vi velger å benevne A - F som illustrert i tabell
5.1.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 43
KKI, Mosjøen
KKI, Mo i Rana
Status quo
Økning
Reduksjon
A: 790 MW / 5,4 TWh
B: 935 MW / 6,7 TWh
Status quo
C: 900 MW / 6,1 TWh
D: 1045 MW / 7,4 TWh
Økning
E: 945 MW / 6,4 TWh
F: 1090 MW / 7,7 TWh
Tabell 5.1:
5.1: EffektEffekt- og energiprognoser
energiprognoser A – F (totalt forbruk)
5.1.2 Prognoser for produksjon
Det eksisterer planer for mange vannkraftverk og flere vindmølleparker på Helgeland. Noen
prosjekter er konsesjonssøkt eller forhåndsmeldt, mens andre prosjekter foreløpig bare er
på utredningsstadiet.
Det er utarbeidet tre hovedprognoser for ny produksjon:
1. Konservativ utbygging:
utbygging Prognosen baserer seg på at kraftverk som er vedtatt bygd
eller som har fått innvilget konsesjon blir realisert, unntatt vindkraftprosjekter. Dette
tilsvarer en økt installert effekt på 274 MW og en økt årsproduksjon på 758 GWh/år.
2. Middels utbygging:
utbygging I tillegg til prosjektene i prognose konservativ utbygging er det
antatt at alle konsesjonssøkte og meldte vannkraftprosjekter blir realisert, men
fremdeles ekskl. vindkraft-prosjekter (og ekskl. termisk kraftverk). Prognosen
innebærer en økt installert effekt på 545 MW og en økt årsproduksjon på 1567
GWh/år.
3. Stor utbygging:
utbygging Alle eksisterende planer for kraftverk på Helgeland – inkludert
prosjekter som bare er på utredningsstadiet – antas realisert. Denne prognosen
inkluderer dermed alle vannkraftverk og vindkraftverk samt termisk kraftverk.
Prognosen innebærer en økt installert effekt på 2055 MW og en økt årsproduksjon på
6065 GWh/år.
Stor utbygging ekskl. vind:
vind Det er dessuten utarbeidet en variant av prognosen for
stor utbygging som utelater vindkraftprosjekter. I og med at de fleste
vindkraftprosjektene er så store at de må mate direkte inn mot sentralnettet, vil
lastflytanalyser for regionalnettet bli forholdsvis like for begge disse variantene. Økt
installert effekt for denne prognosen er på 778 MW, mens økt årsproduksjon er på
2445 GWh/år.
Stor utbygging +:
+ I et vedlegg til grunnlagsrapporten [3] er det dessuten oppgitt en
produksjonsprognose for stor utbygging der også kjente skrinlagte prosjekter er tatt
med. Dette er gjort fordi også disse representerer et potensial som kan tenkes
realisert i framtida, under andre forutsetninger enn i dag.
Dagens produksjon i utredningsområdet
utredningsområdet
Offisielle tall fra produsenter gir en årlig produksjon i utredningsområdet pr. 2014 på 6509
GWh. Utredningsansvarlig vurderer det slik at faktisk forventet produksjon er noe høyere –
drøyt 6700 GWh (6,7 TWh).
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 44
5.1.3 Effekt- og energibalanser
Tabellene 5.2 – 5.4 viser effekt- og energibalanser i utredningsområdet pr. 2035, for de ulike
kombinasjonene av prognoser nevnt over. Effektbalansene refererer til en lavlastsituasjon i
kombinasjon med at alle kraftverk produserer for fullt, dvs. "worst case" mhp. å overføre
effekt ut av området (jfr. kap. 5.1.4). Lavlast er beregnet som følger:
•
Alminnelig forsyning antas å ha et forbruk på 20 % av belastningen i topplast.
•
Kraftkrevende industri på Mo antas å ha et forbruk på 60 % av belastningen i topplast.
•
Kraftkrevende industri i Mosjøen antas å ha konstant last, altså ingen reduksjon for
lavlastsituasjon.
KKI, Mosjøen: status quo
KKI, Mosjøen: økning
KKI, Mo i Rana:
reduksjon
Effektbalanse:
1 129 MW
Effektbalanse:
985 MW
Energibalanse:
2 105 GWh
Energibalanse:
795 GWh
KKI, Mo i Rana:
status quo
Effektbalanse:
1 063 MW
Effektbalanse:
919 MW
Energibalanse:
1 405 GWh
Energibalanse:
KKI, Mo i Rana:
økning
Effektbalanse:
1 037 MW
Effektbalanse:
893 MW
Energibalanse:
1 075 GWh
Energibalanse:
- 235 GWh
95 GWh
Tabell 5.2:
5.2: Produksjonsprognose
Produksjonsprognose 1: Konservativ utbygging, 2035
2035
KKI, Mosjøen: status quo
KKI, Mosjøen: økning
KKI, Mo i Rana:
reduksjon
Effektbalanse:
1 400 MW
Effektbalanse:
1 256 MW
Energibalanse:
2 914 GWh
Energibalanse:
1 604 GWh
KKI, Mo i Rana:
status quo
Effektbalanse:
1 334 MW
Effektbalanse:
1 190 MW
Energibalanse:
2 214 GWh
Energibalanse:
KKI, Mo i Rana:
økning
Effektbalanse:
1 308 MW
Effektbalanse:
Energibalanse:
1 884 GWh
Energibalanse:
904 GWh
1 164 MW
574 GWh
Tabell 5.3:
5.3: Produksjonsprognose
Produksjonsprognose 2: Middels utbygging, 2035
2035
KKI, Mosjøen: status quo
KKI, Mosjøen: økning
KKI, Mo i Rana:
reduksjon
Effektbalanse:
2 910 MW
Effektbalanse:
2 766 MW
Energibalanse:
7 412 GWh
Energibalanse:
6 102 GWh
KKI, Mo i Rana:
status quo
Effektbalanse:
2 844 MW
Effektbalanse:
2 700 MW
Energibalanse:
6 712 GWh
Energibalanse:
5 402 GWh
KKI, Mo i Rana:
økning
Effektbalanse:
2 818 MW
Effektbalanse:
2 674 MW
Energibalanse:
6 382 GWh
Energibalanse:
5 072 GWh
Tabell 5.4:
5.4: Produksjonsprognose
Produksjonsprognose 3: Stor utbygging, 2035
2035
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 45
5.1.4 Vurdering av prognoser
Effektbalanse for hele utredningsområdet
Som nevnt i kap. 4.2.2 er samlet installert effekt i utredningsområdet 1360 MW pr. 01.01.
2014, mens tilgjengelig vintereffekt er 1208 MW. Høyeste registrerte forbruk i sentralnettets
topplasttime de siste 10 år er 846 MW (2014), og den største forbruksprognosen (se tabell
5.1) innebærer en maksimal effektbelastning på ca. 1100 MW i 2035. Selv om en legger
dagens tilgjengelig vintereffekt til grunn, har en altså et betydelig effektoverskudd i området
både i dag og i 2035, uansett forbruksprognose.
Det er altså normalt ikke noe problem med tilgjengelig effekt i området. Dette er
bakgrunnen for at det i kap. 5.1.3 mht. effekt er fokusert på den maksimale effekten som må
kunne transporteres ut av området. Effektbalansen presentert i tabellene 5.2 – 5.4 er
dermed basert på maksimal installert effekt (ikke vintereffekt) i kombinasjon med effektforbruket i lavlast (mht. sesongvariasjon) for hver av forbruksprognosene.
Som vist i tabellene 5.2 – 5.4 er det maksimale effektoverskuddet i området 1129 MW for den
konservative utbyggingsprognosen, 1400 MW for "middels produksjon" og 2910 MW for
prognosen "stor utbygging".
Produksjonsprognosen ”stor utbygging” må nok anses som et maksimum. Foruten alle
kjenter planer for vannkraftutbygging inkluderer denne prognosen en vindkraftutbygging på
3,6 TWh (1277 MW). En slik utbygging vil i praksis kreve store nettinvesteringer. Det er
likevel valgt å presentere denne prognosen for å synliggjøre potensialet som ligger i alle de
kjente kraftverksplanene i området.
Energibalanse for utredningsområdet
Energibalansen i området vil være positiv for alle prognoser unntatt ved konservativ
kraftutbygging kombinert med maksimallast-prognosen både i Mosjøen og Mo i Rana.
5.1.5 Scenarier
Det er utført lastflytanalyser for to scenarier, kalt Basis og Kraftekspansjon. I begge
scenariene er forbruket antatt å være som i forbruksprognose C (jfr. kap. 5.1.1), dvs.
tilnærmet uendret forbruk for kraftkrevende industri i området, samt en svak økning for
alminnelig forsyning. Begge scenariene ser for seg en tenkt situasjon i 2035. Forskjellen i
scenariene ligger i antatt utvikling av kraftproduksjon:
Scenario Basis
•
I scenario Basis antas det en utbygging tilsvarende konservativ utbyggingsprognose,
jfr. kap. 5.1.2, altså at vedtatte og konsesjonsgitte vannkraftverk blir bygget ut. Dette
er scenariet som utredningsansvarlig anser som mest sannsynlig.
Scenario Kraftekspansjon
•
I scenario Kraftekspansjon antas det en utbygging tilsvarende middels
utbyggingsprognose, jfr. kap. 5.1.2, altså at vedtatte, konsesjonsgitte,
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 46
konsesjonssøkte og meldte vannkraftverk blir bygget ut. Scenariet anses ikke som
like sannsynlig som scenario Basis, men likevel som en mulig utvikling.
En viktig forskjell på scenariene er at kraftutbygging i Krutåga-området er med i
Kraftekspansjon (og ikke i Basis).
Lastflytanalysene er kun vist i grunnlagsrapporten [3].
5.1.6 Drivere/faktorer for framtidig utvikling
Drivere/faktorer for energiforbruk, kraftkrevende industri
Følgende faktorer vurderes som viktige for framtidig energiforbruk hos den kraftkrevende
industrien i regionen:
•
Råstoff-priser
•
Pris på elektrisitet
•
Pris på andre energikilder
•
Salgspriser
•
Politiske rammer
•
Teknologisk utvikling
Industrien på Helgeland har tidligere hatt langsiktige kraftavtaler til relativt gunstige priser.
For deler av forbruket er imidlertid disse avtalene nå avviklet, og kraftprisene er dermed
ikke lenger like forutsigbare som de var før.
Andre politiske føringer av betydning er CO2-kvoter, både som innvirkende faktor på energipris og mhp. lokale utslipp. Generelle miljøkrav er også viktige for aktiviteten ved industrien.
For stålovnen ved Mo Industripark har dessuten krav til spenningskvalitet fått stor betydning,
da flimmerproblemer har krevd kostbare tiltak (se kap. 4.1.9).
Utvikling innen teknologi kan også få betydning for forbruket.
Drivere/faktorer for energiforbruk, alminnelig forsyning
For alminnelig forsyning anses følgende faktorer som viktige for det framtidige
energiforbruket:
•
Pris på elektrisitet
•
Pris på andre energikilder
•
Støttetiltak til alternative energikilder
•
Krav om utfasing av fossile brensler i kommunale bygg
•
Krav til energieffektivitet i bygninger
•
Demografi
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 47
Drivere/faktorer for elektrisitetsproduksjon
Følgende faktorer anses som de viktigste for framtidig elektrisitetsproduksjon:
•
Generell energipris.
•
Tiltak mhp. flaskehalser mellom prisområder (inkl. kabler til kontinentet).
•
Investeringsplikt og anleggsbidragsregler for nettutbygging/-forsterkning ved ny
produksjon.
•
Støtteordninger (særlig for småkraft og vindkraft).
•
Miljøkrav i forbindelse med produksjonsanleggene.
•
Internasjonale forhold og naturkatastrofer kan også spille inn; etter hendelsene i
Japan våren 2011 økte skepsisen til kjernekraft, og en delvis avvikling av kjernekraft
på kontinentet kan få store konsekvenser for energisystemet der. Dette kan igjen gi
ringvirkninger for Norge.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 48
5.2 Nettanalyser, dagens situasjon
5.2.1 Tunglast
Resultater av lastlytanalyser for tunglast er vist i grunnlagsrapporten [3].
5.2.2 Nettkapasitet for ny produksjon
Det er også foretatt lastflytanalyser for å vurdere regionalnettskapasiteten mht. å ta imot ny
produksjon.Dette er behandlet i grunnlagsrapporten [3].
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 49
5.3 Nettanalyser, framtidige situasjoner
5.3.1 Grenseområdet Helgeland/Salten (Sjona-området)
I Sjona-området er det mange planer for kraftutbygging. Disse har vært gjenstand for
analyser i flere rapporter; først i Nettstudie Helgeland - Salten [1]som kom i 2008, deretter i
Nettkonsekvenser av ny småkraft/vannkraft i Salten- og Helgeland området [2]som ble
ferdigstilt våren 2010. Begge rapportene er blitt til gjennom samarbeid mellom Statnett, SKS
Nett og HelgelandsKraft. Rapportene tar for seg mulige scenarier for produksjons-,
forbruks- og nettutvikling. De er presentert nærmere i grunnlagsrapporten [3].
5.3.2 Lastflytanalyser, scenarier
Lastflytanalyser for scenariene beskrevet i kap. 5.1.5 er vist og omtalt i grunnlagsrapporten
[3].
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 50
6 Forventede tiltak og investeringsbehov
I dette kapittelet presenteres planer for regionalnettet på Helgeland, fra prosjekter som er
vedtatt gjennomført til prosjekter som er på utredningsstadiet (inkl. prosjekter som ikke
trenger konsesjonssøknad).
Planer for kraftverk som tenkes tilknyttet distribusjonsnettet (inkl. små-, mini- og mikrokraftverk) er også tatt med, for å synliggjøre den totale forventede økningen i kraftproduksjon i området. En del av disse planene er beskrevet samlet innenfor hvert
delkapittel.
Prosjektene er listet opp til slutt i dokumentet i en egen tiltaksoversikt.
6.1 Pågående arbeid (inkl. idriftsatt etter 01.01.2014)
I og med at anleggsdels-oversiktene viser status pr. 01.01.2014, velger vi for dette
delkapittelet å også omtale anlegg som er idriftsatt etter 01.01.2014.
6.1.1 Korgen transformatorstasjon
Som nevnt i kap. 6.1.6 arbeider Statkraft med å rehabilitere Nedre Røssåga kraftstasjon, og i
den forbindelse bortfaller transformeringen til 22 kV via generatorspenning i stasjonen.
Denne har tidligere vært benyttet til å forsyne distribusjonsnettet i området. I stedet er det
like ved Nedre Røssåga etablert en ny transformatorstasjon – Korgen – som nå forsyner
distribusjonsnettet.
Stasjonen ble idriftsatt våren 2014.
6.1.2 Drevvatn transformatorstasjon, kraftverksprosjekter i Elsfjord
Det bygges nå en transformatostasjon i Drevvatn, for å ta imot kraftproduksjon fra Elsfjordområdet (overført via 22 kV), som her vil bli transformert opp til 66 kV. Det vil ikke bli noe
lastuttak fra stasjonen, som dermed blir rent produksjons-relatert. Stasjonen blir liggende
rett ved (noen 10-talls meter fra) eksisterende Kaldåga kraftverk som allerede mater inn på
eksisterende 66 kV-nett i området.
Av kraftverkene i Elsfjord er Kvassteinåga allerede i drift, tilknyttet 22 kV distribusjonsnett
via en midlertidig løsning med en redusert maksimal effekt på 2,4 MW inntil Drevvatn
kommer i drift. Full produksjon er planlagt å bli på 4,2 MW og 14,9 GWh/år. I samme område
er Kinnfossen kraftverk (2,9 MW, 9 GWh/år) og Skravlåga kraftverk (5 MW, 20 GWh/år) nylig
ferdigstilt, men disse kommer ikke i drift før Drevvatn transformatorstasjon er ferdig. Det
kan også bli aktuelt med andre mindre kraftverk i området.
Drevvatn transformatorstasjon er altså plassert like ved eksisterende Kaldåga kraftverk. Da
den eksisterende 66 kV-linja til Mosjøen sekundærstasjon planlegges ombygd til 132 kV (se
kap. 6.3.4), bygges stasjonen med treviklingstrafo (132/66/22 kV), slik at Kaldåga kraftverk
etter ombyggingen av linja kan forbli tilknyttet på 66 kV-nivå.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 51
Produksjonen i Elsfjord-området vil mates inn i Drevvatn via en ca. 14 km lang 22 kV-kabel.
Kabelen er allerede bygget og brukes i dag til å mate den reduserte produksjonen i
Kvassteinåga inn i distribusjonsnettet, altså via en midlertidig tilknytning.
Drevvatn transformatorstasjon forventes idriftsatt i løpet av 2014. Merk at ved angivelse av
framtidige linjestrekninger er Drevvatn og Kaldåga synonymt med hverandre.
6.1.3 Ny transformator i Mosjøen transformatorstasjon
Én av transformatorene i Mosjøen transformatorstasjon byttes i løpet av 2014 ut med en
annen med større merkeytelse. Bakgrunnen er tilstanden til den gamle kombinert med at
merkeytelsen til den gamle var for liten til at den kunne bidra som fullverdig reserve i en
nødssituasjon.
Totalkostnadene for prosjektet anslås å bli 10,1 mill. kr.
6.1.4 132 kV-ledning Grytåga – Alsten: Ny sjøkabel samt renovering
HelgelandsKraft sin 132 kV-forbindelse Grytåga - Alsten består i skrivende stund av 31 km
luftlinje over land samt det 3,3 km lange Vefsnfjordspennet. Fjordspennet ble skiftet ut i
2009, og i 2010 ble arbeidet med å rehabilitere resten av forbindelsen påbegynt.
Rehabiliteringen består i å skifte ut alle komponenter i anlegget og å øke tverrsnittet. Totale
kostnader for rehabilteringen (utenom fjordspennet) har vært antatt å bli rundt 71 mill. kr.
Hvert av årene 2010 – 2013 har deler av strekningen (5 – 9 km/år) blitt rehabilitert. Pr.
01.01.2014 gjenstår ca. 4 km, som i utgangspunktet skulle rehabiliteres i 2014.
Imidlertid har det oppstått problemer med Vefsnfjordspennet, noe som resulterer i at
arbeidet blir forskjøvet. Nok en gang har det oppstått kordellbrudd på dette spennet som ble
skiftet ut både i 1999 (2 faser), 2001 og 2009. Etter en totalvurdering er det nylig (mai 2014)
besluttet å erstatte spennet med sjøkabel, noe som etter planen skal gjøres allerede
inneværende år (altså 2014).
I forbindelse med denne endringen må det også bygges ca. 2,3 km med nytt linjenett.
Dermed gjenstår for tiden følgende arbeid på forbindelsen Grytåga – Alsten:
-Legging av 132 kV sjøkabel (utføres 2014).
-Bygging av ca. 2,3 km med linje (utføres 2014).
-Rehabilitering av resterende del av strekningen, ca. 3,5 km (utføres tidligst 2015).
Totalkostnaden for sjøkabel og 2,3 km nytt linjenett er anslått til ca. 80 mill. kr.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 52
6.1.5 Prosjekt ”Kraftforsyning sør-Helgeland”
Bakgrunn for prosjektet
Forsyningssikkerheten for kommunene Brønnøy, Sømna og Vega er av HelgelandsKraft
vurdert som dårlig, grunnet manglende reserve i regionalnettet (se figur 6.1).
Videre foreligger det planer for vannkraftutbygging i Tosbotn (se kap. 6.3.1), noe som vil
utløse behov for nye ledninger i området.
I 2009 ble det opprettet et naturvernområde i området mellom Grytåga og Langfjord
(Lomsdal-Visten nasjonalpark og Strauman landskapsvernområde). Eksisterende linje
Grytåga – Langfjord går gjennom sentrale deler av dette området.
Det er dermed flere delmål med prosjektet:
•
Oppnå tosidig forsyning av Tilrem sekundærstasjon fra regionalnettet.
•
Gjøre regionalnettet i stand til å ta imot ny produksjon i området.
•
Om mulig fjerne den delen av linja Grytåga – Langfjord som går gjennom
naturvernområdet.
Oppsummering og status
Anleggene ble konsesjonssøkt i februar 2006. I juli 2007 ble konsesjon innvilget av NVE, men
dette ble påanket, og saken oversendt OED. I mars 2011 ble det gitt endelig konsesjon.
Ny-forbindelsen Grytåga – Tilrem nærmer seg nå ferdigstillelse og forventes idriftsatt i 2014.
Forbindelsen benytter eksisterende Grytåga – Langfjord nord for Visten (heltrukken rød linje
i figur 6.1), mens det er bygget nytt nett sør for Visten (stiplet rød linje) – inkl. lagt sjøkabel
over Velfjorden.
Trongsundet transformatorstasjon (ved Hommelstø, vest for Langfjord) forventes ferdigstilt
2015 eller 2016.
Deler av eksisterende forbindelse Grytåga – Langfjord, fra Visten til Langfjord (sort linje i
figur 6.1) vil bli revet etter at Grytåga – Tilrem kommer i drift.
Deler av 66 kV-nettet i området vil bli revet etter at Grytåga – Tilrem kommer i drift.
Eksisterende og planlagte linjer er vist i figur 6.1.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 53
Figur 6.1:
6.1: Framtidig regionalnett på sørsør-Helgeland, i hht.
prosjektet "Kraftforsyning sørsør-Helgeland"
Røde heltrukne linjer: gamle regionalnettslinjer. Rød stiplet linje: ny 132 kV-linje og -sjøkabel. Svart
linje: eksisterende 132 kV-linje som rives. Skravert område viser Lomsdal/Visten Nasjonalpark.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 54
6.1.6 Oppgradering/rehabilitering av Øvre og Nedre Røssåga
Statkraft arbeider for tiden med oppgradering/rehabilitering av Øvre og Nedre Røssåga.
Arbeidet innebærer rehabilitering av enkelte aggregater, utskifting av andre aggregater og
bygging av nye vannveier (tunneller). Årlig produksjonsøkning i Øvre og Nedre Røssåga som
følge av alle tiltakene er anslått til rundt 200 GWh.
6.1.7 Kraftverk under bygging
Det pågår for tiden bygging av åtte små kraftverk, med en samlet ytelse på 30,9 MW, og en
forventet årsproduksjon på totalt ca. 130 GWh. Kinnfossen kraftverk, nevnt i kap. 6.1.2, er
inkludert i disse tallene.
Det største kraftverket som er under bygging, Kjensvatn, har en ytelse på 12 MW, og faller
dermed utenfor betegnelsen «små kraftverk».
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 55
6.2 Vedtatte tiltak og anlegg som har fått innvilget konsesjon
6.2.1 Kraftutbygging i Tosbotn, samt 132 kV nettutbygging
Kraftverkene
HelgelandsKraft Produksjon har søkt konsesjon for seks vannkraftverk i Tosbotn, og har fått
konsesjon på fem av disse. I tillegg har Fjellkraft søkt konsesjon på ett kraftverk som
forventes tilknyttet samme trafostasjon. Kraftverkene er vist med nummer 1 – 6 i figur 6.2.
Figur 6.2
6.2: Planlagte småkraftverk i Tosbotn
(Rød linje: Ny 132 kV linje/kabel. Rødt kvadrat: ny transformatorstasjon.
Kraftverk merket 1 – 6 er beskrevet i tabell 6.1)
Tekniske data for kraftverkene er vist i tabell 6.1. Årsproduksjon og installert effekt har blitt
justert etter at prosjektene ble konsesjonssøkt. Tabell 6.1 viser både opprinnelige og
oppdaterte tall.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
Kraftverk
TiltaksTiltakshaver
ver. 2
Hovedrapport
Side 56
Ca. installert effekt
(MW)
Ca. produksjon
(GWh/år)
Justert
5,0
Omsøkt
25,0
Justert
29,8
Regulering
Invest.
(mill kr)
Kraftv.
1
Leiråa
HK Prod.
Omsøkt
3,9
2
Bjørnstokk
HK Prod.
7,4
8,2
23,3
25,8
3
Tverråga
HK Prod.
4,7
6,0
14,7
16,8
"
45,3
4
Storelva *
HK Prod.
7,0
8,0
20,3
22,6
"
66,4
5
Tosdalen
HK Prod
10,2
18,0
29,9
43,7
"
80,4
6
Tjeldvikelva
Fjellkraft
7,8
5,0
20,4
14,5
"
65,0
4 meter
56,8
Ingen
56,6
*) Inkl. Kromåa
Tabell 6.1: Tekniske data og investeringskostnader for planlagte kraftverk i Tosbotn
Leiråa kraftverk planlegges bygget i samarbeid med Marine Harvest AS, som har settefiskanlegg på stedet. Dette anlegget tar vann fra Leiråa, og kraftverket utføres med dypvannsinntak som sikrer stabil temperatur og vannkvalitet for settefiskanlegget. Marine Harvest
har for øvrig planer om utvidelse av driften, noe som forutsetter økt krafttilgang i området.
Dagens 22 kV-nett til Tosbotn har ikke overføringskapasitet til en slik økning.
Nettløsning
Nettløsningen for kraftutbyggingen i Tosbotn består av 22 kV-kabler fra hvert kraftverk til en
22/132 kV transformatorstasjon i tyngdepunktet for produksjonen i Tosbotn (se figur 6.2), en
3,6 km lang 132 kV-kabel derfra til Borkamo, og 10,5 km 132 kV-linje videre derfra til nylig
idriftsatte Lande trafostasjon. Bygging av 132 kV-linja er planlagt påbegynt 3. kvartal 2014.
Transformatorstasjonen skal etter planen stå ferdig 3. kvartal 2015.
Tabell 6.2 viser en oversikt over investeringskostnadene i prosjektet.
Anlegg
Invest.
(mill kr)
Tosbotn transformatorstasjon
30,0
132 kV kabel, Tosbotn – Borkamo (3, 8 km)
19,0
132 kV linje, Borkamo – Lande (10,5 km)
38,5
22 kV kabler *
20,0
Tabell 6.2: Investeringskostnader for nettanlegg i fbm. kraftproduksjon i Tosbotn
*) Kostnader for 22 kV-kabler gjelder distribusjonsnett + produksjonsradialer, unntatt for Tjeldvikelva
kraftverk, der trasé er uavklart, og kostnadsestimat mangler.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 57
6.2.2 Ombygging av Drevvatn – Leirosen til 132 kV. Utvidelser Leirosen
Tilstanden på 66 kV-linja Mosjøen – Holandsvika – Kaldåga (Drevvatn) – Meisfjord tilsier at
denne må skiftes ut i løpet av få år. I den forbindelse planlegges det å oppgradere hele
strekningen (59 km) fra 66 til 132 kV. Planene inkluderer tilknytning av linja i Leirosen
transformatorstasjon, som geografisk befinner seg mellom Kaldåga og Meisfjord (Leirosen
er en del av 132 kV-nettet, og dagens 66 kV-linje går rett forbi Leirosen).
Bakgrunnen for planene er flersidig:
•
66 kV-forbindelsen fra Drevvatn mot Mosjøen (linje + trafo i Mosjøen) vil bli relativt
hardt belastet gitt vedtatte og konsesjonsgitte planer for innmating i Drevvatn, se
kap. 6.1.2 (og flere strømtrafoer vil bli overbelastet).
•
HelgelandsKraft har som langsiktig mål å fase ut bruken 66 kV spenningsnivå.
•
Ved Leirosen forventes det økt produksjon fra underliggende nett opp i 132 kV-nettet.
Gitt en 132 kV-forbindelse til Mosjøen kan denne overføres mot Mosjøen (stort
lastuttak hos Alcoa), i stedet for å transporteres mot sentralnettet via allerede hardt
belastede Sjona – Langvatn – Svabo.
•
Som for produksjon under Leirosen vil overskuddskraft fra Sjona-området kunne
transporteres via (Nesna og) Leirosen til Mosjøen i stedet for å transporteres mot
sentralnettet via allerede hardt belastede Sjona – Langvatn – Svabo.
Ombyggingen er planlagt å foregå i flere etapper. Strekningen Meisfjord – Leirosen vil
sannsynligvis bli påbegynt først (se kap. 6.3.3), men av ulike grunner er strekningen Leirosen
– Drevvatn (17,8 km) konsesjonssøkt først, og denne konsesjonen er nå innvilget. Den siste
strekningen, fra Drevvatn via Holandsvika til Mosjøen, er omtalt i kap. 6.3.4.
Investeringskostnadene for linjestrekningen Drevvatn – Leirosen, er estimert til 71,7 mill. kr,
inkludert riving av dagens 66 kV-linje.
Ombyggingen forventes gjennomført i perioden 2016 – 2018.
Ombyggingen omfatter også tiltak i Leirosen transformatorstasjon, bl.a.en ny transformator
for å kunne ta imot planlagt produksjon i området. Investeringskostnadene i Leirosen
transformatorstasjon er beregnet til ca. 15,5 mill. kr.
6.2.3 Strupen transformatorstasjon
Det er gitt konsesjon på Strupen transformatorstasjon, som er planlagt bygget ved dagens
132 kV-linje mellom Sjona kraftverk og Langvatn kraftverk. Trafostasjonen vil altså bli
innskutt på denne linja, med 132 kV-felt i hver retning.
Trafostasjonens funksjon vil være å ta imot planlagt produksjon i området rundt Langvatnet.
To kraftverk har fått konsesjon pr. i dag: Leiråga (7,8 MW og 25,7 GWh/år) og Gjervalåga (5,2
MW og 16,0 GWh/år). I tillegg til disse to er det planer om inntil 17 MW (47 GWh/år)
produksjon i det samme området, og disse kraftverkene planlegges også tilknyttet i Strupen
dersom de blir realisert.
Det har også vært vurdert andre alternativer for nettilknytning av de aktuelle kraftverkene,
og det er ikke avgjort om transformatorstasjonen blir realisert. Stasjonen er foreløpig
kostnadsberegnet til 30,5 mill. kr.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 58
6.2.4 Trådskifte Langvatn – Svabo
HelgelandsKraft har fått utført en tilstandsvurdering av Langvatn – Svabo, med sikte på å
kunne montere ny line med høyere overføringsevne på eksisterende master. Tilstandskontrollen har konkludert med at det er mulig, forutsatt at man gjør forsterkninger i enkelte
punkt. Linetråden forventes utskiftet i 2016.
Bakgrunnen er økt kraftproduksjon i Sjona-området, og trådskiftet er en del av et samarbeid
mellom HelgelandsKraft, Nordlandsnett og Statnett med sikte på å bedre muligheten for å ta
imot ny kraftproduksjon i området.
Investeringskostnader er anslått til 6 mill. kr.
6.2.5 Kalvvatnan vindkraftverk
Fred Olsen Renewables har fått innvilget konsesjon for Kalvvatnan vindkraftverk i Bindal
kommune, sør i Nordland. Antatt ytelse er på 225 MW, med en årsproduksjon på opp mot 600
GWh. Planområdets størrelse er på ca. 39 kvadratkilometer.
Nettilknytning er planlagt å skje på eksisterende sentralnetts-forbindelse Kolsvik –
Namsskogan.
Investeringskostnader er anslått til 2,7 milliarder kr.
6.2.6 Øvrige planlagte vannkraftverk
I tillegg til kraftverksprosjektene nevnt i kap. 6.1, der byggingen har kommet i gang, er det i
alt 29 kraftverk innenfor utredningsområdet som enten er vedtatt igangsatt eller som har
fått innvilget konsesjon. Samlet installert effekt er på ca.135 MW, mens årlig produksjon vil
ligge på ca. 427 GWh. Dette inkluderer kraftverkene nevnt i kap 6.2.3 om Strupen
transformatorstasjon.
En del av disse kraftverkene ligger i områder der det er aktuelt med felles nettløsning for
flere kraftverk, men der ikke alle har fått konsesjon. Dette er beskrevet nærmere under
kapittel 6.3 og 6.4.
I tillegg til disse har altså Kalvvatnan vindkraftverk fått konsesjon (jfr. kap. 6.2.5).
6.2.7
Ytre Vikna vindkraftverk (Nord-Trøndelag) – tilknytning til Kolsvik (Helgeland)
Olje- og energi-departementet ga i 2006 klarsignal til bygging av et vindkraftanlegg på Ytre
Vikna i utredningsområde Nord-Trøndelag, med installert ytelse på inntil 249 MW og en
antatt årsproduksjon på inntil 870 GWh. Prosjektet er beskrevet i kraftsystemutredningen for
Nord-Trøndelag, men omtales her fordi effektflyten vil gå mot Kolsvik på Helgeland.
Det har eksistert planer av ulik størrelse for prosjektet. Felles for alle er at effekten tenkes
matet mot Kolsvik via regionalnettslinja Årsandøy - Kolsvik og derfra videre mot
sentralnettspunkt Namsskogan via forbindelsen Kolsvik - Namsskogan.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 59
En begrenset utbygging på 39 MW ble ferdigstilt og idriftsatt i 2012. Med slike produksjonsmengder har det foreløpig ikke vært nødvendig med tiltak i Kolsvik. Dersom det blir større
utbygging på Ytre Vikna, kan det imidlertid bli nødvendig med tiltak i Kolsvik for å øke
transformeringskapasiteten.
Et mulig scenario på sikt er en utbygging av ytterligere 140 MW på Ytre Vikna, slik at total
installert ytelse i vindparken vil bli 179 MW.
6.2.8 Vannkraftprosjekter nord for Sjona (midtre Nordland)
Nord for Sjona, i utredningsområde Midtre Nordland er det i Rødøy kommune planlagt to
kraftverk – Smibelg og Storåvatn. Maksimal effekt antas å bli 56 MW og årlig produksjon ca.
216 GWh. Konsesjon for prosjektene ble innvilget mars 2012. Prosjektene omtales her fordi
den mest aktuelle nettløsningen innebærer økt flyt i nettet nord på Helgeland.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 60
6.3 Konsesjonssøkte og meldte tiltak samt konkrete planer
6.3.1 Kraftutbygging ved Røssvatnet, samt 132 kV nettutbygging
Planer om kraftutbygging
Det foreligger mange planer for kraftverksutbygging omkring Røssvatnet (Hattfjelldal og
Hemnes kommuner):
Utbygging av Krutåga m.m.
I Krutåga-området er det planer om å bygge ut henholdsvis Øvre og Nedre Krutåga, samt
Bjørkåselva og Mølnhusbekken. Det eksisterer flere ulike alternativer hvor det enten
etableres flere separate kraftverk eller overføringer til ett felles kraftverk.
De sist oppgitte produksjonstallene for prosjektet er ca. 64 MW installert effekt, og en
årsproduksjon på 170 – 190 GWh. Investeringskostnadene er estimert til ca. 700 mill. kr.
Det må bygges en transformatorstasjon i området (ved Grubben) for å ta imot produksjonen.
Nøyaktig lokalisering av denne vil avhenge noe av valgt alternativ for kraftutbygging.
Andre utbyggingsplaner ved Krutåga
Det har senere også blitt lansert planer om flere enkeltkraftverk i området omkring
Krutvatnet. Disse vil i så fall også mate inn til Grubben transformatorstasjon. Total installert
effekt for disse kraftverkene antas å bli ca. 2 - 12 MW, avhengig av hva som blir realisert.
Utbyggingsplaner ved Nord-Røssvatnet
Ved Nord-Røssvatnet er det to kraftverk som har fått innvilget konsesjon: Bessedørelva (4,0
MW) og Steikvasselva (5,0 MW). Det er dessuten planer om flere mindre kraftverk vest og sør
for Nord-Røssvatnet. Av disse er Skittresken (2,7 MW) konsesjonssøkt.
Avhengig av nettløsning for Krutåga-prosjektet, vil det være naturlig å knytte til produksjon
ved Nord-Røssvatnet i det samme nettet, via en felles transformatorstasjon.
Andre utbyggingsplaner rundt Røssvatnet
I Stikkelvika ved Kjerringvatn er det konsesjonssøkt et kraftverk med installert effekt på ca.
5,4 MW og 25 GWh årsproduksjon.
Ved Bleikvatnet er det søkt konsesjon om to kraftverk, Lenningelva på 4,2 MW og
Kjøkkenbukta på 2,4 MW. Mølnbekken kraftverk (1,8 MW), som også ligger i nærheten av
Bleikvassli, er under bygging.
Ved Bleikvassli/Tustervatn er det allerede idriftsatt ett kraftverk, ved Gåsvatn. Dette er på ca.
1 MW. Tverbergelva kraftverk (1,5 MW) i samme område, er konsesjonssøkt.
Magasin og regulering
For noen av alternativene i Krutåga forutsettes en viss regulering av Krutvatn. For øvrig
forutsettes ingen av kraftverkene bygget med vannmagasin.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 61
Nettalternativer
Siden Krutåga-prosjektet krever nettutbygging på 132 kV-nivå, er det nettalternativene for
disse utbyggingene som blir bestemmende for den totale nettløsningen i området. Da disse
planene først ble presentert, var også planene i Nord-Røssvatnet og Stikkelvika lansert, og
det var kjent planer for noen mindre enkeltkraftverk i området rundt Røssvatnet.
Det ble etter hvert foreslått hele fem nettalternativer, hvorav noen senere har blitt uaktuelle,
enten på grunn av kostnader eller miljøkonsekvenser. Her presenteres de tre gjenstående
alternativene som er beskrevet i konsesjonssøknad for nettet. Disse er betegnet med sin
opprinnelige nummerering: 2, 2A og 4.
For alle alternativene forutsettes det at det bygges en transformatorstasjon i Grubben/
Krutåga-området (i det videre kalt Grubben transformatorstasjon el. sekundærstasjon),
f.eks. rett i nærheten av Nedre Krutåga kraftverk. Kraftverkene i Krutåga-området vil da
mate inn mot denne stasjonen, hvor det blir transformering til 132 kV.
__________
Figurene 6.3 – 6.5 viser nettalternativene. Det er brukt følgende symboler: Stjerne: kraftstasjon (rød =
ny, grønn = eksisterende). Røde linjer = 132 kV. Blå linjer = 220 kV. Stiplede linjer = planlagt. Heltrukne
linjer = eksisterende. Rødt kvadrat: planlagt transformatorstasjon.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 62
Alternativ 2
I dette alternativet foreslås det å bygge en 132 kV-linje på østsida av Røssvatnet, fra Grubben
trafostasjon til Øvre Røssåga kraftverk, samt en ny transformatorstasjon i området ved
Røssvassbukt (se figur 6.3). Produksjonen rundt Nord-Røssvatnet vil da kunne mates inn
her, mens kraftverk rundt Krutvatnet tilknyttes Grubben trafostasjon. Øvrige kraftverk rundt
Røssvatnet tilknyttes distribusjonsnettet.
Figur 6.3
6.3: Kartskisse, alternativ 2
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 63
Alternativ 2A
Dette alternativet forutsetter en transformatorstasjon (220/132/22 kV) med innmating til
eksisterende sentralnettslinje (220 kV) til Ajaure i Sverige (se figur 6.4). Kraftverkene rundt
Nord-Røssvatnet vil da kunne tilknyttes denne stasjonen via 22 kV-radialer, mens andre
kraftverk rundt Røssvatnet vil kunne tilknyttes via distribusjonsnettet. Merk at 220 kV-linja
ikke er vist i figur 6.3, for alternativ 2.
Det var opprinnelig planlagt at en slik transformatorstasjon skulle ligge ved Røssvassbukt.
Senere er det vurdert som et bedre alternativ å plassere denne på østsiden av Røssvatnet,
ved Hjartfjellneset eller Varntresk. Dette vil kunne redusere kostnadene for 132 kV-linje, og
dessuten gjøre det lettere å tilknytte flere av de planlagte kraftverkene på sørsida av NordRøssvatnet.
Figur 6.4
6.4: Kartskisse, alternativ 2A
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 64
Det har senere blitt lansert planer om å erstatte 220 kV-linja med ei ny linje på enten 300 kV
eller 420 kV. Transformering i Røssvassbukt vil i så fall bli en del dyrere enn til 220 kV, noe
som vil kunne gjøre dette alternativet mindre aktuelt. Dersom ei ny linje bygges i en ny trasé,
kan imidlertid eksisterende 220 kV-linje beholdes på strekningen Røssvassbukt – Nedre
Røssåga, og evt. benyttes som 132 kV-linje. Det vil gjøre det mulig å mate produksjonen inn
mot Nedre Røssåga.
Alternativ 4
I dette alternativet mates produksjonen i Krutåga-området via ny 132 kV-linje (antagelig i
eksisterende 22 kV-trasé) inn mot eksisterende sentralnettspunkt i Trofors transformatorstasjon (se figur 6.5). Vi gjør oppmerksom på at løsningen forutsetter omfattende ombygging
i Trofors transformatorstasjon, da det der må etableres transformering til sentralnettsnivå.
Merk også at sentralnettstilknytningen i dag er på 300 kV-nivå, men at det vurderes
ombygging til 420 kV.
Dersom alternativ 4 velges, vil produksjonen i Nord-Røssvatn måtte mates inn mot Øvre
Røssåga, enten på 22 kV-nivå, eller via egen trafostasjon og 132 kV-linje. Nettløsningen for
Nord-Røssvatnet er ikke vist i figur 6.5.
Det er planer om å bygge om sentralnettslinjene som forsyner Trofors transformatorstasjon
fra 300 kV til 420 kV. Dette betyr at transformatorstasjonen også vil måtte bygges om.
Statnett har uttalt at det ikke vil bli aktuelt å gjøre noe med denne stasjonen før ombygging
av sentralnettet, og dette kan ligge en del år fram i tid. Dermed kan tidsaspektet gjøre denne
nettløsningen mindre aktuell for kraftutbygginga ved Krutåga.
Konsekvenser for omliggende regionalnett
Beregninger har vist at det kan bli problematisk å mate all planlagt produksjon rundt
Røssvatnet inn i regionalnettet via Øvre Røssåga ved Bleikvassli, pga. kapasitetsbegrensninger i regionalnettet. Dette gjelder særlig linja mellom Øvre Røssåga og Marka,
som vil måtte temperaturoppgraderes eller skiftes helt ut, dersom all planlagt produksjon
skal kunne mates inn denne veien. Dette betyr at alternativ 2 avhenger av at det også
gjennomføres nødvendige tiltak i eksisterende regionalnett.
Ved valg av alternativ 4 vil omtrent halvparten av den planlagte produksjonen rundt
Røssvatnet mates mot Trofors, mens resten overføres via Øvre Røssåga. Avhengig av total
produksjon vil også dette alternativet kunne kreve f.eks. temperaturoppgradering av linja
Øvre Røssåga – Marka. Dette alternativet innebærer dessuten at produksjonen ved NordRøssvatnet må overføres via et separat nett til Øvre Røssåga, noe som vil gi store
investeringer fordelt på få kraftverk.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 65
Figur 6.5
6.5: Kartskisse, alternativ 4 (kraftutbygging ved Røssvatnet)
6.3.2 Transformering i Øvre Røssåga
Distribusjonsnettet omkring Øvre Røssåga kraftstasjon forsynes i dag fra kraftstasjonen.
Pr. i dag foregår transformering til distribusjonsnettet via generatorspenning (12 kV) til 22 kV
i Øvre Røssåga. I forbindelse med planlagt ombygging av kraftverket er det planlagt at denne
løsningen vil utgå og at det i stedet etableres en ny transformatorstasjon utenfor kraftverket.
6.3.3 Ombygging av Leirosen – Meisfjord til 132 kV. Ny Meisfjord transformatorstasjon
Som nevnt i kap 6.2.2 er dagens 66 kV-forbindelse mellom Mosjøen og Meisfjord planlagt
ombygget til 132 kV. Som en del av prosjektet vil de nye 132 kV-linjene etter planen bli
tilknyttet Leirosen trafostasjon. Ombyggingen vil skje etappevis, og deler av planene har
allerede fått konsesjon.
Strekningen fra Leirosen til Meisfjord er 10,5 km lang. Investeringskostnadene for linja
mellom Leirosen og Meisfjord er beregnet til ca. 42 mill. kr. Ombyggingen forventes
gjennomført i 2018.
Ombygging fra 66 kV til 132 kV medfører at også transformatorstasjonen i Meisfjord må
bygges helt om. Stasjonen er dessuten moden for full renovering, og det er besluttet å bygge
en helt ny transformatorstasjon, lokalisert litt lenger nord (se alternativ 1 på figur 6.8). Dette
medfører at en del av traséen for 132 kV-linja vil avvike noe fra dagens 66 kV-trasé.
Man kunne alternativt ha bygget den nye stasjonen like ved dagens stasjon (se alternativ 2 på
figur 6.8), men dette ville ha vanskeliggjort drift av nettet under byggeperioden. Det er
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 66
dessuten begrenset plass på tomta, og en evt. utvidelse ville ha berørt dyrket mark.
Grunnforholdene er dessuten dårligere på dagens tomt.
Konsesjonssøkt trafoytelse er 20 MVA, og investeringskostnadene for stasjonen er beregnet
til ca. 34 mill. kr.
Figur 6.8: Lokalisering av Meisfjord transformatorstasjon
6.3.4 Ombygging av Kaldåga/Drevvatn – Holandsvika – Mosjøen til 132 kV
Som nevnt i kap. 6.2.2 og kap. 6.3.3, er dagens 66 kV-forbindelse mellom Mosjøen
trafostasjon og Meisfjord trafostasjon planlagt ombygget til 132 kV, og arbeidet vil skje
etappevis. Den siste strekningen – fra Kaldåga/Drevvatn via Holandsvika til Mosjøen – er 30,7
km lang, og ombyggingen av denne planlegges utført i 2020.
Investeringskostnadene for linjestrekningen er estimert til 120 mill. kr, inkludert riving av
dagens 66 kV-linje og diverse ombygging i Mosjøen transformatorstasjon i forbindelse med
tilknytning der. I tillegg må Holandsvika transformatorstasjon bygges om fra 66 kV til 132 kV.
Dette er foreløpig kostnadsberegnet til ca. 20 mill. kr.
Det er planer om industrietablering i området rundt Holandsvika, bl.a. gruvedrift (dolomitt),
prosesseringanlegg for aplitt, samt godsterminal. Da man ikke kan forvente samtidighet
over året mellom lasttuttakene og den planlagte produksjonen inn i nettet, vil dette være et
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 67
tilleggsargument for å øke nettkapasiteten på strekningen Kaldåga/Drevvatn – Holandsvika –
Mosjøen.
Ny produksjon i Elsfjord-området vil tilknyttes ny transfomatorstasjon i Drevvatn, som er
planlagt idriftsatt i 2014, jfr. kap. 6.1.2.
6.3.5 Ny transformator i Grytåga kraftverk
Pga. økt kraftproduksjon (nye kraftverk) i området omkring Grytåga kraftverk de siste årene
er det planlagt å installere en ny transformator i Grytåga som skal kunne transformere den
økte produksjonen opp i 132 kV-nettet.
Tiltaket er planlagt utført i 2017. Investeringskostnaden er anslått til rundt 8 mill. kr.
6.3.6 Ombygging i Langfjord kraftverk
Det er i dag begrenset kapasitet i Langfjord kraftverk for å få produksjonen i området opp i
132 kV-nettet. I tillegg er stasjonen gammel og tilstanden dårlig. Det planlegges derfor
rehabilitering/ombygging av stasjonen – inkludert installering av ny transformator.
Foreløpig er investeringskostnadene knyttet til dette estimert til ca. 35 mill kr.
6.3.7 Øvrige planlagte vannkraftverk
I kap. 6.3.1 om Røssvatn-området, er det nevnt seks konsesjonssøkte prosjekter, med
installert effekt på til sammen ca. 80 MW, og en forventet årsproduksjon på ca. 250 GWh. I
tillegg til disse er 47 andre planlagte vannkraftverk i utredningsområdet inne til behandling
hos NVE. Disse har en installert effekt på til sammen ca. 270 MW, og en forventet
årsproduksjon på ca. 800 GWh. En del av disse nevnes også i kap. 6.4.1 om Nord-Rana,
sammen med prosjekter på utredningsstadiet i samme område.
6.3.8 Sjonfjellet vindkraftverk
Norsk Grønnkraft AS har søkt konsesjon for et vindkraftanlegg på Sjonfjellet, hvor
hovedalternativet innebærer 100 vindmøller à 3 MW, altså en ytelse på 300 MW, med en
årsproduksjon på om lag 950 GWh (360 MW, 1000 GWh er også nevnt som en mulighet).
En vindpark på Sjonfjellet med en størrelse som angitt over vil medføre store investeringer i
nettanlegg. I Norsk Grønnkraft AS sin konsesjonsøknad er det angitt at tilknytningen til
sentralnettet vil skje i Rana kraftstasjon/transformatorstasjon, via en ny ca. 42 km lang 132
kV-linje. Denne vil i stor grad gå parallelt med eksisterende 132 kV-forbindelse Sjona –
Langvatn.
Også Nord-norsk Vindkraft AS søkte konsesjon for et vindkraftanlegg på Sjonfjellet, med
inntil 124 vindmøller, samlet ytelse på om lag 436 MW, og med en årsproduksjon på rundt
1300 GWh. Denne søknaden er imidlertid nylig trukket.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 68
6.3.9 Mosjøen vindkraftverk
Fred Olsen Renewables AS har konsesjonssøkt et vindkraftverk på Reinfjellet utenfor
Mosjøen, i Vefsn og Grane kommune. Områdets totale størrelse er på ca. 30 kvadratkilometer. Investeringskostnader er anslått til 3,9 milliarder kroner.
Det kan være aktuelt med inntil 105 vindmøller med en samlet ytelse på 315 MW og en årsproduksjon på ca. 900 GWh (305 MW, 750 GWh er også nevnt som en mulighet).
Det er skissert to alternativer for nettilknytning i konsesjonssøknaden:
•
Alternativ A: Direkte nettilknytning av Mosjøen vindkraftverk til eksisterende 300 (evt.
framtidig 420) kV ledning Marka – (Trofors) Tunnsjødal, med 300(420)/33 kV
transformering i vindkraftverkets trafostasjon.
•
Alternativ B: 132 kV tilknytning til Marka trafostasjon. 132/33 kV transformering i
vindkraftverket og ny 132 kV luftledning (ca. 11 km) fram til Marka trafostasjon.
6.3.10 Øyfjellet vindkraftverk
Eolus Vind Norge AS har søkt konsesjon for et vindkraftverk på Øyfjellet i Vefsn kommune.
Antatt installert effekt er på rundt 330 MW (ca. 100 vindturbiner), med en årlig produksjon på
omkring 1,1 TWh. Tiltaksområdet er på ca. 55 kvadratkilometer. Nettilknytning til
sentralnettet antas å skje i Marka transformatorstasjon via en ny ca. 13 km lang 132 kV-linje
som i terrenget vil gå parallelt med dagens 132 kV-linje Grytåga – Marka.
6.3.11 Kovfjellet vindkraftverk
Nord-Norsk Vindkraft AS forhåndsmeldte i 2007 to vindkraftverk i Vefsn kommune:
•
Stortuva vindkraftverk: Anslått ytelse på omkring 69 MW, årsproduksjon på ca. 207
GWh. Investeringskostnader anslått til 690 - 830 mill. kr. Dette prosjektet ble i
desember 2013 trukket fra videre behandling.
•
Kovfjellet vindkraftverk: Anslått ytelse på omkring 57 MW, årsproduksjon på ca. 170
GWh. Investeringskostnader anslått til 600 - 700 mill. kr. Nord-Norsk Vindkraft AS
meddelte NVE i mai 2014 at de avvikler selskapet. Det er imidlertid i skrivende stund
uavklart om prosjektet Kovfjellet overtas av andre.
Kovfjellet ligger nord for Grytåga kraftstasjon (sør for Sørnes ved Vefsnfjorden).
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 69
6.4 Prosjekter på utredningsstadiet
Dette kapittelet omhandler i utgangspunktet prosjekter som det ennå ikke er levert noen
forhåndsmelding eller konsesjonssøknad for. Kapittel 6.4.1 omhandler imidlertid et relativt
stort geografisk område med mange ulike kraftverksprosjekter hvorav en del er forhåndsmeldt eller konsesjonssøkt. Pga. felles mulig nettløsning er det valgt å omtale disse
prosjektene i ett og samme kapittel.
6.4.1 Kraftverkprosjekter i Nord-Rana, samt 132 kV nettutbygging
I Nord-Rana er det planer vannkraftverk i flere områder. Figur 6.9 viser de mest konkrete
prosjektene, gruppert etter område:
A) Dunderlandsdalen/Randalen: Her er det produksjonsplaner på til sammen ca. 80 MW og
260 GWh/år. Dersom mye av dette blir realisert, vil den mest aktuelle nettløsningen være å
bygge en ny transformatorstasjon ved Hjartåsen (merket med 1 i figur 6.9 ) og knytte denne
til eksisterende transformatorstasjon ved Ørtfjell, eid av Mo Industripark, via en 18 km lang
132 kV-linje/kabel. Ett av kraftverkene, Hjartåsen kraftverk (21 MW og 52 GWh/år), har i sin
konsesjonssøknad foreslått en slik løsning for sin tilknytning. Det kan også bli aktuelt å
forlenge dette nettet lenger oppover dalen, evt. som 132 kV (18 – 20 km), med en ekstra
transformatorstasjon, dersom de mest omfattende planene blir realisert.
Hvis utbyggingen blir mindre omfattende, kan det være aktuelt å tilknytte kraftverkene
direkte i Ørtfjell transformatorstasjon via 22 kV produksjonsradialer.
Fire av kraftverksprosjektene i disse områdene er konsesjonssøkt pr. i dag. Disse utgjør til
sammen 34 MW og 92 GWh/år. Fire prosjekter til er under utredning.
B) Grønnfjelldal: Her er ett kraftverk konsesjonssøkt (Heinbergåga på 4,6 MW), mens flere
andre er under utredning. Total installert effekt kan bli 7 – 22 MW, avhengig av hva som blir
realisert. For disse kraftverkene tenkes det bygd et felles 22 kV produksjonsnett til
eksisterende sekundærstasjon på Ørtfjell eller Storforshei.
C) Storforshei: I dette området er det allerede en del små kraftverk i drift. Ett til har fått
konsesjon (Sakrisåga 2, på 0,7 MW), mens flere andre mindre prosjekter er under utredning.
De fleste er lokalisert i nærområdet rundt eksisterende transformatorstasjon, og vil kunne
tilknyttes via separate 22 kV produksjonsradialer, evt. via distribusjonsnettet. Total planlagt
installert effekt i område C er ca. 5 – 9 MW.
D) Røvassdal: Her har ett kraftverk, Tverråga (2,5 MW og 5,8 GWh/år), fått konsesjon, og to
andre prosjekter er konsesjonssøkt. Samlet installert effekt vil bli på ca. 18 MW, mens
forventet årsproduksjon er på ca. 50 GWh/år. Det er dessuten to kraftverk i drift i dette
området fra før. Det har tidligere vært vurdert å bygge en ny transformatorstasjon i området,
og ca.12 km 132 kV-linje fram til eksisterende regionalnett. Det har i denne forbindelse vært
foreslått at også planlagt produksjon i Langvatn-området (nevnt nedenfor, og i kap. 6.2.3) tas
med inn i denne nettløsningen, noe som i så fall vil overflødiggjøre Strupen
transformatorstasjon (merket 3 i figur 6.9). Denne løsningen er nærmere drøftet i et eget
notat, sendt NVE den 16/12-2013 (HKs ref. 13-9122).
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 70
Det er imidlertid sannsynligvis tilstrekkelig med 22 kV nettutbygging for kraftverksprosjektene i Røvassdal, og det vil i så fall være naturlig å bygge dette separat, mens
kraftverkene nevnt i kap. 6.2.3 forsyner inn i Strupen transformatorstasjon via et eget nett.
Uansett nettløsning for Røvassdal kan det bli nødvendig å etablere en transformatorstasjon i
i eksisterende 132 kV-linje, f.eks. ved Hegglia (merket med 2 i figur 6.9). Denne stasjonen vil
da også kunne ta imot produksjon fra eksisterende kraftverk ved Reinforsen (hvor det er
planer om økning) og eventuelle andre planlagte kraftverk i nærheten. En transformatorstasjon ved Hegglia vil også fungere som et nytt innmatingspunkt til distribusjonsnettet i
området.
E) LangvatnLangvatn-området:
området I dette området er det planer om produksjon på til sammen ca. 30 MW
og 90 GWh/år. Av dette er 13 MW og 52 GWh/år konsesjonsgitt. En full utbygging i området vil
kreve et felles produksjonsnett som tilknyttes transformatorstasjon med transformering til
regionalnettet.
Kraftutbyggerne har fått konsesjon på et 33 kV-nett som tilknyttes en ny transformatorstasjon ved Strupen (merket med 3 i figur 6.9). Denne har også fått konsesjon (se kap 6.2.3).
Figur 6.9:
6.9: Mulig nettløsning, småkraftverk i NordNord-Rana.
Kraftverk er vist med stjerne (grønt: eksisterende, rødt: planlagte). Sekundærstasjoner er vist med
kvadrat (blå: eksisterende, rød: planlagt). Heltrukne røde linjer er eksisterende 132 lV-linjer, mens
stiplede er planlagte.
Tabell 6.4 viser et grovt overslag av oppdaterte investeringskostnader for nettløsning
(område A – D). Estimatet er en revisjon med utgangspunkt i tall fra 2009. Det er her antatt
at all produksjonen i område E tas inn i en egen transformatorstasjon i Strupen, som
beskrevet i kap. 6.2.3, og dette er følgelig ikke med her. Det er heller ikke tatt med kostnader
for 22 kV produksjonsradialer fra hvert kraftverk, eller nødvendige tiltak i regional- eller
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 71
sentralnettet for å avhjelpe flaskehalsproblematikken der. Det samme gjelder kostnader
ved en eventuell temperaturoppgradering eller utskifting av linja Heggli – Svabo.
Anlegg
Ca.
lengde
(km)
Ca.
invest.
(mill kr)
132 kV kabel/linje, Randalen - Hjartåsen
18,0
60
132 kV kabel/linje, Hjartåsen - Ørtfjell
18,0
60
22 kV linje, Røvassdal - Heggli
17,0
25
22 kV fellesnett, Grønnfjelldal
15,0
23
Heggli sekundærstasjon
-
30
Randalen sekundærstasjon
-
30
Hjartåsen sekundærstasjon
-
30
Ny trafo + spole, Storforshei
-
10
68
268
Sum:
Tabell 6.4: Overslag over investeringskostnader, nettløsning
(Separate radialer pr. kraftverk på 22 kV-nivå kommer i tillegg. Merk at
Strupen transformatorstasjon med tilhørende nett ikke er med her.)
Vi gjør oppmerksom på at mange av produksjonsplanene som er beskrevet i dette kapittelet
er usikre, og at andre alternativer kan være aktuelle. Med unntak av de kraftverkene som
kan forsyne inn i eksisterende distribusjonsnett vil utbyggingsplanene være gjensidig
avhengig av hverandre, da de deler på nett og transformatorstasjoner. Dermed vil også
nettutbyggingen være avhengig av at mange nok prosjekter realiseres, slik at de totale
nettkostnader pr. prosjekt ikke blir for store.
Det er tidligere foretatt analyser av nettalternativer for henholdsvis områdene
Dunderlandsdal/ Randalen (område A), Grønnfjelldal (område B) og Langvatn (område E).
Analysene ble utført av Norconsult på oppdrag fra utbyggerne ved Miljøkraft Nordland og
Statskog, samt netteierne HelgelandsKraft Nett og Mo Industripark:
•
I analysen for Grønnfjelldal ble det vurdert ulike nettalternativer med hensyn på
hvordan kraftverkene knyttes sammen, og det ble sett på ulike kombinasjoner av
luftlinje eller kabel. Alle alternativene var imidlertid på 22 kV-nivå, da 132 kV i dette
tilfelle vil være klart dyrere. Alternativet med lavest nåverdi var et rent kabelnett.
•
I analysen for Langvatn-området ble det foretatt en sammenligning av nettløsninger
med innmating mot henholdsvis Strupen (på linja Sjona – Langvatn) og Røvassdal
(felles nettløsning med kraftverkprosjektene i område D). I analysene ble det vurdert
ulike tverrsnitt og spenningsnivå, men det ble ikke gjort noen vurdering av
begrensninger i overliggende nettnivåer. Resultatene viste da at en 132 kV-løsning
med innmating mot Røvassdal hadde de laveste totale kostnadene. Senere har noen
av de større kraftverkprosjektene blitt skrinlagt, og kostnadsgrunnlaget har endret
seg.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 72
6.4.2 Ny forbindelse fra Langvatn til sentralnettet
Som nevnt i kap. 6.2.4 planlegges det å skifte ut linetråd på Langvatn – Svabo i 2015, for å
legge til rette for mer kraftproduksjon i området.
Det vurderes også andre tiltak i samme område, med sikte på å redusere flaskehalsproblematikk, f.eks. å etablere en direkte-forbindelse fra Langvatn kraftverk til Rana
kraftverk. Dette er omtalt nærmere i grunnlagsrapporten [3].
6.4.3 Ny transformatorstasjon i Sandnessjøen
Distribusjonsnettet i og rundt Sandnessjøen forsynes i dag via 22 kV-forbindelser fra Alsten
transformatorstasjon, som ligger sør for byen. De siste årene har det vært en kraftig
lastutvikling i områdene nord og øst for byen, særlig i Horvnes-området, hvor det er etablert
en oljebase. Det forventes ytterligere lastøkning i disse områdene i årene framover.
22 kV-forbindelsene fra Alsten er allerede sterkt belastet, og det er dermed forventet at
disse etter hvert vil bli utilstrekkelig som hovedforsyning.
Figur 6.10
6.10: Framtidige alternativer for regionalnett Leirosen – Alsten
Blå linje: Dagens 132 kV-linje Leirosen – Alsten. Rød linje: Planlagt 132 kV-linje Leirosen –
Meisfjord. Lilla linje: Mulig framtidig 132 kV-linje Meisfjord – Sandnessjøen (Strendene).
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 73
Det vurderes derfor å etablere en ny 132/22 kV trafostasjon nærmere Sandnessjøen by,
fortrinnsvis i nærheten av dagens koblingsstasjon i Strendene. Denne vil kunne tilknyttes
eksisterende 132 kV-nett enten via to parallelle forbindelser til dagens linje mellom Leirosen
og Alsten, eller ved at det bygges én slik forbindelse og en annen 132 kV-forbindelse til
Meisfjord (se figur 6.10). Dersom den siste løsningen velges, vil linja mellom Leirosen og
Alsten kunne rives. Det er foreløpig ikke gjort noen økonomiske analyser av disse
alternativene.
6.4.4 Renovering Trongsundet - Sømna
På bakgrunn av tilstand bør om noen år 66 kV-linja som forsyner Sømna transformatorstasjon renoveres, m.a.o. Trongsundet – Sømna, etter at Trongsundet transformatorstasjon
kommer i drift, jfr. kap. 6.1.5.
På bakgrunn av at man ønsker å gå bort fra 66 kV som spenningsnivå, vil det da høyst
sannsynlig bli bygget en 132 kV-linje fra Trongsundet til Sømna. Den kan muligens bli driftet
med 66 kV noen år, men på sikt regner man med at den vil bli driftet med 132 kV, dvs. at
transformatoren i Sømna vil bli byttet ut med en 132/22 kV-transformator.
6.4.5 Utvidelser av regionalnettet i Mosjøen
I dag er det to regionalnetts-stasjoner som forsyner Mosjøen og omegn: Mosjøen transformatorstasjon og Marka transformatorstasjon.
Fra disse to stasjonene er det uttak til 22 kV fordelingsnett samt 22 kV overføringsforbindelser til andre større stasjoner i byen. Pga. relativt stor belastning i dette nettet
vurderer HelgelandsKraft muligheten av å etablere en 132 kV ringforbindelse mellom Marka
og Mosjøen. Det er ønskelig at denne ringen går innom minst én av stasjonene inne i byen,
den mest aktuelle er Hamarheim.
6.4.6 Ny transformatorstasjon i Trofors-området
Som nevnt i kap. 6.3.1 foreligger det planer om å bygge om Trofors transformatorstasjon i
forbindelse med ombygging av sentralnettslinjer fra 300 til 420 kV.
I forbindelse med planene for Mosjøen vindkraftverk (kap. 6.3.9) har det vært nevnt at
transformeringen fra denne til sentralnettet kunne skje i en stasjon mellom vindparken og
nåværende Trofors transformatorstasjon, altså at nåværende Trofors kunne erstattes med
en stasjon noe lenger nord. Dette alternativet er imidlertid ikke skissert i konsesjonssøknaden for Mosjøen vindkraftverk, og det ser dermed ikke ut som om utbygger av
vindparken vurderer dette som et aktuelt alternativ.
Uavhengig av hvor en ny eller ombygd Trofors transformatorstasjon vil bli plassert, antas
den kun å ha transforming fra 420 kV til 132 kV. Det blir dermed uansett nødvendig å
etablere transformering 132 kV til 22 kV distribusjonsnett, enten i forbindelse med dagens
Trofors transformatorstasjon, dersom plasseringen beholdes, eller som en separat
transformatorstasjon ved Trofors, tilknyttet 132/420 kV-stasjonen via en 132 kV-linje.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 74
6.4.7 Framtidig regionalnettsstruktur
En del av ledningene i regionalnettet er fra 50-tallet og ble bygget under andre nettmessige
forutsetninger enn i dag. Det er ikke gitt at alt gammelt ledningsnett vil bli fornyet dersom
det i mellomtiden er etablert andre (flere) nettløsninger som utfører samme funksjon som
de gamle ledningene. Dermed kan det altså tenkes at én eller flere ledningsforbindelser
etter hvert vil bli sanert. Et eksempel på dette er 66 kV-nett i Brønnøy etter at det er etablert
nytt 132 kV-nett.
Forbindelsene mellom Røssåga-verkene og Mosjøen by er eksempler på andre ledninger
som etter hvert kan bli gjenstand for slike vurderinger.
6.4.8 Øvrige planlagte vannkraftverk
I tillegg til kraftverk som er konsesjonssøkt eller meldt til NVE, er det over 70 kraftverksprosjekter på utredningsstadiet. Til sammen har disse en installert effekt på ca. 300 MW og
en forventet årsproduksjon på ca. 950 GWh.
Disse tallene gir imidlertid et noe misvisende bilde av realiserbart potensial, da ca. 180 MW
og ca. 560 GWh/år kommer fra planer og potensialkartlegginger innenfor området for
forvaltningsplan Vefsna. Pga. vernet av Vefsna anses det som realistisk at kun deler av dette
vil bli realisert. I prognosen for stor utbygging (se kap. 5.1.2) er det derfor anslått en øvre
grense for det realiserbare potensialet i dette området lik halvparten av det totale kartlagte
potensialet.
Med dette som forutsetning har vi inkludert ca. 210 MW og 680 GWh/år fra vannkraftverk på
utredningsstadiet i prognosen stor utbygging.
6.4.9 Endringer hos Alcoa Mosjøen
Alcoa Mosjøen planlegger å skifte ut hovedtransformatorer i 2018.
6.4.10 Termisk kraftverk, Mo i Rana
Det finnes planer om å etablere et termisk kraftverk på Mo Industripark sitt område. Dette
vil ha potensial til å produsere i overkant av 200 GWh/år og er kostnadsberegnet til ca. 400
mill. kr. Pr. i dag er det usikkert hvorvidt dette vil bli realisert. Prosjektet er beskrevet mer i
detalj i lokal energiutredning for Rana kommune.
6.4.11 Elektrifisering av oljeinstallasjoner på norsk sokkel
Utenfor kysten av Helgeland er det gjort flere petroleumsfunn som kan bli utbygd i løpet av
utredningsperioden. Dersom disse skal elektrifiseres fra land, kan det muligens skje fra
Helgeland. Det antas at det er snakk om et effektbehov på i størrelseseorden 100 – 150 MW
pr. felt. Dette anses imidlertid for å være såpass usikkert at det ikke er tatt med, hverken i
prognoser eller scenarier i kraftsystemutredningen. Eventuell inkludering i prognoser/
scenarier vil bli vurdert på nytt i senere utgaver av kraftsystemtutredningen.
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 75
6.5 Sanering av bestående anlegg
6.5.1 Sanering av produksjonsanlegg
I forbindelse med rehabiliteringen av Nedre Røssåga vil flere av dagens aggregater bli tatt ut
av drift.
6.5.2 Sanering av nettanlegg
Meisfjord sekundærstasjon planlegges sanert, jfr. kap. 6.3.3.
Deler av Tilrem sekundærstasjon vil bli sanert i forbindelse med ombyggingen av stasjonen.
Tabell 6.5 viser oversikt over ledningsanlegg som er planlagt sanert i utredningsperioden.
De tre nederste tiltakene omhandler 66 kV-anlegg som er planlagt erstattet med 132 kV.
Utover dette foreligger det ingen konkrete planer for sanering av ledningsanlegg, men som
nevnt i kap. 6.4.7 kan andre ledninger etter hvert bli gjenstand for en slik vurdering.
TiltaksTiltakshaver
HK
HK
HK
HK
HK
HK
Prosjekt
Navn på
anlegg
SørHelgeland
SørHelgeland
SørHelgeland
Oppgrad.
66 -> 132 kV
Oppgrad.
66 -> 132 kV
Oppgrad.
66 -> 132 kV
Ausa (Visten) –
Langfjord
Strand (Sæterlandet) – Tilrem
Langfjord –
Trongsundet
Kaldåga (Drevvatn) – Meisfjord
Kaldåga (Drevvatn)– Mosjøen
Trongsundet Sømna
Kap.
Type
anlegg
Lengde
(km)
6.1.5
Luftlinje
SpenSpenning
(kV)
132
6.1.5
Luftlinje
66
16,2
6.1.5
Luftlinje
66
7,9
6.2.2 +
6.3.3
6.3.4
Luftlinje
66
28,3
Luftlinje
66
30,7
6.4.4
Luftlinje
66
18,6
35,0
Del av
eksisterende
Grytåga –
Langfjord
Langfjord –
Tilrem
Langfjord –
Tilrem
Mosjøen Meisfjord
Mosjøen Meisfjord
Trongsundet
- Sømna
Tabell
Tabell 6.5: Sanering av bestående ledningsanlegg
Kostnad
(mill. kr)
17,3
1,5
0,8
Kraftsystemutredning 2014 - 2035
Helgeland
ver. 2
Hovedrapport
Side 76
7 Referanser
[1] Nettstudie Helgeland/Salten.
Helgeland/Salten Utarbeidet av Norconsult på oppdrag fra HelgelandsKraft,
SKS Nett og Statnett. Påtrykt dato: Mars 2008. Endelig versjon: April 2008.
[2] Nettkonsekvenser av ny småkraft/vannkraft
småkraft/vannkraft i SaltenSalten- og Helgeland området
(Arkivreferanse Statnett: Prosjektnr: 13128. Dok.id: 1403252). Påtrykt dato: Desember 2009.
Endelig versjon: Våren 2010.
[3] Kraftsystemutredning for Helgeland 2014 – 2035.
2035. Grunnlagsrapport (versjon unntatt
offentlighet, jfr. kap. 1.1).
Tiltaksoversikt
Tiltak
Prosjekter i
Kapittel
6.1 Pågående
6.2 Vedtatt / innv.
6.3 Konkret
6.4 Utr.stadiet
Prosjekttype
utredningsområdet
Nybygging
6.1.1
6.1.2
6.1.2
6.1.3
6.1.4
6.1.5
6.1.5
6.1.5
6.1.5
6.1.5
6.1.6
6.1.7
Korgen transformatorstasjon
Drevvatn transformatorstasjon
Kraftverk i Elsfjord
Ny trafo i Mosjøen transformatorstasjon
Ny sjøkabel, Vefsnfjord
Sør-Helgeland: nytt linjenett, Visten - Tilrem
Sør-Helgeland: ny trafostasjon, Trongsundet
Sør-Helgeland: ny trafo i Tilrem transformatorst.
Sør-Helgeland: ny spole i Tilrem eller Grytåga
Sør-Helgeland: spole/ombygging, Kolsvik
Ombygging, Nedre og Øvre Røssåga
Nye vannkraftverk under utbygging (9)
Ny trafost.
Ny trafost.
Vannkraft
Ny trafo
Sjøkabel
Nytt linjenett
Ny trafost.
Ny trafo
Ombygg, trafost.
Ombygg, trafost.
Vannkraft
Vannkraft
6.2.1
6.2.1
6.2.2
6.2.2
6.2.3
6.2.4
6.2.5
6.2.6
6.2.7
6.2.8
Kraftverk i Tosbotn (6)
132 kV-nett og trafostasjon for prod. Tosbotn
Ny trafo, Leirosen transformatorstasjon
132 kV-nett Leirosen - Drevvatn
Strupen transformatorstasjon
Trådskifte Langvatn - Svabo
Kalvvatnan
Øvrige vannkraftverk vedtatt/innvilget (21)
Tilknytning av vindkraft fra Ytre Vikna i Kolsvik
Vannkraftprosj. nord for Sjona (midtre Nordland)
Vannkraft
Nytt linjenett
Ny trafo
Ombygg. linjenett
Ny trafost.
Renovering av linje
Vindkraft
Vannkraft
Ny trafo
Vannkraft
6.3.1
6.3.1
6.3.1
6.3.2
6.3.3
6.3.3
6.3.4
6.3.4
6.3.5
6.3.6
6.3.7
6.3.8
6.3.9
6.3.10
6.3.11
Krutåga + Mølnhusbekken/Bjørkåselva (Røssvatn)
Øvrige konkrete kraftverkplaner, Røssvatn (5)
132 kV-nett for prod. Røssvatn
Transformering i Øvre Røssåga
132 kV-linje, Leirosen - Meisfjord
Ny Meisfjord transformatorstasjon
132 kV-linje, Mosjøen - Drevvatn
Ombygging, Holandsvika transformatorstasjon
Treviklingstrafo, Grytåga
Sør-Helgeland: Ombygging, Langfjord
Andre vannkraftverk som er kons.søkt/meldt (46)
Sjonfjellet
Mosjøen (Reinfjellet)
Øyfjellet
Kovfjellet
Vannkraft
Vannkraft
Nytt linjenett
Ny trafo
Ombygg. linjenett
Ny trafost.
Ombygg. linjenett
Ny trafo
Ny trafo
Ny trafo
Vannkraft
Vindkraft
Vindkraft
Vindkraft
Vindkraft
6.4.1
6.4.1
6.4.2
6.4.3
6.4.4
6.4.5
6.4.6
6.4.7
6.4.8
6.4.9
6.4.10
6.4.11
Kraftverk i Nord-Rana (14 på utr.stadiet av tot. 27)
132 kV-nett for prod. Nord-Rana
Ny forbindelse fra Langvatn til sentralnettet
Ny trafostasjon i Sandnessjøen
Renovering Trongsundet - Sømna
Utvidelser, regionalnett Mosjøen
Ny trafostasjon Trofors-området
Framtidig reg.nettstruktur
Øvrige vannkraftverkplaner
Utvidelser hos Alcoa samt nye hovedtrafoer
Termisk kraftverk, Mo
Elektrifisering av oljeinstallasjoner på norsk sokkel
Vannkraft
Nytt linjenett
Nytt linjenett
Ny trafost.
Renovering av linje
Nytt linjenett
Ny trafost.
Generelt
Vannkraft
Trafo, kabel m.m.
Varmekraft
Sjøkabel m.m.
Nettanlegg
Renov.
Utsk.
Linje/
kabel
x
x
x
stasj.
Prod.anlegg
Komp/
filter
Vannkraft
Vindkraft
Mulig
Antatt prod.
Annet
kraft
Effekt
(MW)
(GWh/år)
1)
(Mkr)
2014
2014
2014
2014
2014
2014
2016
2016
2016
2014
2016
32
36
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
108
41
200
167
x
50
153
x
x
x
x
x
x
x
225
126
600
391
x
58
176
x
x
74
16
50
57
2015
2015
2017
2018
2016
2015
10
80
146
41
7
7
9
88
16
72
31
5
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
181
360
305
330
57
522
1 000
750
1 100
170
66
235
x
x
x
x
x
x
x
x
x
2019
2019
107
2018
2018
2020
2020
2017
2016
43
34
120
20
35
ca. 220
x
x
x
x
x
2)
idriftsatt
x
x
x
x
Invest.beløp
Energi
x
x
x
x
x
Trafo-
571
1 784
25
200
x
x
x
1) Årstall for idriftssettelse er grove antakelser.
2) Investeringene gjelder regionalnett, og inkluderer altså ikke nettkostnader på øvrige nettnivåer eller kraftverkskostnader. Beløpene er verken diskontert til nåtidspunktet eller inflasjonsjustert, men
referert direkte til investeringsåret. Det betyr at kostnadene for de ulike prosjektene ikke er direkte sammenlignbare. Noen av prosjektene strekker seg dessuten over flere år.
For noen av prosjektene er investeringskostnadene noen år gamle, og derfor ikke helt ajour. Sjekk utredningen for detaljer om dette.
NB: Produksjonstallene som er oppgitt i konkrete prosjekter refererer kun til de av kraftverkene som har samme status som kapittelet de er plassert i.